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Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 1
RESUMEN
La confiabilidad es un factor muy importante en la planeacioacuten disentildeo operacioacuten
y mantenimiento del sistema eleacutectrico de potencia Dentro de este la
generacioacuten es una parte importante ya que tiene que ser capaz de satisfacer la
demanda en todo instante de tiempo Ademaacutes las unidades del sistema de
generacioacuten podriacutean fallar eventualmente por lo cual el sistema deberiacutea tener la
suficiente reserva para responder de una forma adecuada ante la presencia de
este evento
Por esta razoacuten en el presente trabajo se realizoacute la evaluacioacuten del Sistema de
Generacioacuten del Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano mediante
iacutendices de confiabilidad de peacuterdida de carga y energiacutea ya que estos iacutendices en
evaluaciones a largo plazo permiten asistir a las autoridades competentes en
la toma de decisiones para la construccioacuten de nuevas centrales de generacioacuten
Para determinar los iacutendices de confiabilidad se procedioacute a realizar un programa
computacional que permita realizar el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad
considerando informacioacuten operativa-teacutecnica de las unidades de generacioacuten
posibilidad de incluir el plan de mantenimiento programado de las unidades
datos de demanda e incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda El
programa fue denominado como CIC_SG y su validacioacuten se realizoacute con el
sistema de pruebas IEEE-RTS
La evaluacioacuten se realizoacute para el periacuteodo histoacuterico 2007-2009 cuyos iacutendices se
consideraron como niveles de referencia para determinar si en el periacuteodo
proyectado 2010-2020 incluyendo el plan de expansioacuten del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC el sistema es capaz de mantenerse por
debajo de dichos valores Para los antildeos 2021-2025 se realizoacute un estudio para
determinar cuaacutentos MW se deberiacutean adicionar al sistema para que se
mantenga bajo los niveles de referencia
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 2
IacuteNDICE GENERAL
RESUMEN 1
IacuteNDICE DE TABLAS 5 IacuteNDICE DE FIGURAS 7
I INTRODUCCIOacuteN 9
11 Antecedentes 9
12 Alcance 9
13 Justificacioacuten 10
14 Objetivos 10 141 General 10
142 Especiacuteficos 10
15 Organizacioacuten de la tesis 11
II MODELO MATEMAacuteTICO DE LOS SISTEMAS DE GENERACIOacuteN 13 21 Introduccioacuten 13
22 Confiabilidad de sistemas de generacioacute 14 23 Modelo de generacioacuten 15
231 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas (COPT) 17 2311 Algoritmo recursivo para el caacutelculo de la COPT 18
24 Modelo de carga 18 25 Modelo de riesgo 20
251 Iacutendices de peacuterdida de carga 20
252 Peacuterdida de energiacutea 21 26 Efectos del mantenimiento programado 22 27 Efectos de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga 24
III PROGRAMA COMPUTACIONAL 27 31 Introduccioacuten 27 32 Estructura del programa CIC-SG 27 321 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten y demanda 30 322 Ingreso del plan de mantenimiento determinacioacuten de intervalos y capacidades en
mantenimiento 30 323 Caacutelculo de la COPT 35 324 Caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento de las unidades 37 325Determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad 38 326 Caacutelculo de iacutendices de confiabilidad considerando la inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda 40
IV VALIDACIOacuteN DEL PROGRAMA COMPUTACIONALhelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip43
41 Introduccioacuten 42 42 Sistema de prueba RTS-IEEE 42
421 Descripcioacuten del sistema de prueba (RTS) 42 43 Resultados de las publicaciones del reliability test system caso base y extendido 47 431 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas 47
432 Peacuterdida de carga esperada (LOLE) 47
433 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda 47
434 Efectos del mantenimiento programado 48
435 Peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE) 49 44 Resultados de iacutendices de confiabilidad y copt obtenidos mediante la aplicacioacuten al CIC ndash SG y
comprobacioacuten mediante resultados IEEE-RTS 50 441 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas 50
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Joseacute Pachari P 3
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base 51
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido 52 4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del LOLE 52 4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda para el caacutelculo del LOLE 54
45 Meacutetodos aproximados 54 451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple 54
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo la incertidumbre en
el pronoacutestico de la demanda 59
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC 59
454 Modificaciones del plan de mantenimiento 60 4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en el plan de mantenimiento las
unidades pequentildeas del sistema de generacioacuten 63 4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten 64 4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada intervalo 66
46 Tiempos de caacutelculo 71
V DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL SNI 73 51 Introduccioacuten 73 52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano 73
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada 74 5211 Tasa de fallas 74
522 Sistema de generacioacuten del SNI 75 53 Interconexiones internacionales 76
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia 76
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute 77 54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI 77 55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten 77 56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de generacioacuten 80
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009 80
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco 83
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten 84
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020 86
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten 88
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda 89 5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda 89
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025 91
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV 92 5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de la liacutenea de interconexioacuten 94 5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico 95 5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado 96
VI EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN ECUATORIANO 100 61 Introduccioacuten 100 62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano 100
621 Resultados obtenidos 101 6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario 102 6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario 113
63 Anaacutelisis de resultados 125 631 Periacuteodo proyectado 125
64 Sistema de generacioacuten confiablehelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip124
641 Nivel del LOLE miacutenimohelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip124
642 Nivel del LOLE maacuteximohelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip130
643 Anaacutelisis de Resultados de generacioacuten confiablehelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip135
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VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 147 Conclusiones 147 Recomendaciones 148
BIBLIOGRAFIA 150
ANEXO A 153 MANUAL DE USUARIO DEL PROGRAMA CIC-SG 153
ANEXO B 167 INFORMACIOacuteN DEL RELIABILITY TEST SYSTEM 167 Tabla B11Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS 167
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS con
incrementos de 50 MW entre estados 168 Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW 169 Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten 172
ANEXO C 173 BASE DE DATOS DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN ECUATORIANO 173 Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de generacioacuten 173 Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010 182 Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 199 Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007 204 Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008 208 Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009 212 Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten 213 Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos 215 Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten 216 Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG 218 Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas 222 Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009 232 Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 - 2008 235 Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009 240 Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten 242
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IacuteNDICE DE TABLAS
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten 43
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual 44
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal 44
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria 45
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades 46
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados 47
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda 48
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado 49
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto 51
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria 51
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria 51
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
53
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo) 54
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga 56
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC 58
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre 59
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo 62
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento 63
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo 64
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del
nuacutemero de intervalos 65
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado 66
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento 68
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total 69
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos 69
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento 70
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices 71
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten 74
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC 74
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central 75
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE 76
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten 78
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
79
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten 80
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten 80
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 81
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010 83
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio 84
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado 85
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central 87
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC 88
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo 90
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas 91
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten 92
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten 95
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten 95
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009 96
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010 97
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Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1 103
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 1 106
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2 109
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 2 111
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1 114
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 1 117
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2 119
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 2 123
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2 125
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 127
Tabla 6 13 histoacuterico 130
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central 130
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable 131
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
135
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel
maacuteximo) 138
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1
(nivel maacuteximo) 141
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2
(nivel maacuteximo) 142
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor 144
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor 145
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IacuteNDICE DE FIGURAS
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten 14
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG 15
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores 16
Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria 19
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga 19
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico 19
Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva 21
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad 22
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga 23
Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal 25
Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre 26
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional 29
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten 30
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento 32
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos 33
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo 34
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT 36
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento
programado 37
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad 39
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre
en el pronoacutestico de la demanda 41
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos 48
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos 55
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos 56
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 57
Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 58
Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento 61
Figura 4 7 Plan de mantenimiento 65
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado 67
Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada 71
Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje 76
Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado 82
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado 82
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado 85
Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado 86
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009 89
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia 92
Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009 98
Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada 102
Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 1 104
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1 104
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1 105
Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario
1 caso 1 106
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 107
Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 108
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 109
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2 110
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Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 2 111
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 112
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 113
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 115
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1 116
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 1 116
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 120
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 2 121
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE 121
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2 126
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 128
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1
caso 2 (nivel miacutenimo) 132
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
134
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo) 135
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo) 137
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
138
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo) 139
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
140
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo) 141
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel
maacuteximo) 142
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo) 143
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor 144
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor 145
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Joseacute Pachari P 9
CAPITULO I
INTRODUCCIOacuteN
11 Antecedentes
Los sistemas eleacutectricos tienen como funcioacuten principal suministrar energiacutea
eleacutectrica a los consumidores con altos niveles de calidad confiabilidad y
seguridad Al igual que otros tipos de sistemas la confiabilidad del sistema
eleacutectrico depende de la confiabilidad de sus componentes los cuales se
encuentran expuestos a fallas que son de caraacutecter estocaacutestico
Debido a la complejidad y la gran cantidad de los componentes que conforman
los sistemas eleacutectricos de potencia es necesario dividirlos en subsistemas
como son Generacioacuten Transmisioacuten y Distribucioacuten para facilitar su estudio La
funcioacuten de los sistemas de generacioacuten eleacutectrica es el convertir diversos tipos de
energiacutea primaria en energiacutea eleacutectrica la cual es aprovechada por el consumidor
seguacuten sus requerimientos De esta manera se establece que es
responsabilidad del sistema de generacioacuten mantener el balance entre
generacioacuten y demanda en cada instante de tiempo Por lo tanto la confiabilidad
de los sistemas de generacioacuten es crucial para el continuo abastecimiento de
electricidad a los consumidores
La planificacioacuten de sistemas tiene como objetivo proyectar la demanda en el
futuro y en el incremento necesario de la capacidad del parque generador para
satisfacer dicha demanda y proveer un nivel de confiabilidad en caso de salida
de unidades por falla Meacutetodos probabiliacutesticos son a menudo usados para
determinar la confiabilidad del sistema la cual es representada mediante
valores denominados iacutendices de confiabilidad que permiten realizar
evaluaciones del sistema en corto y largo plazo Los iacutendices de confiabilidad en
evaluaciones de largo plazo permiten asistir a planificadores y autoridades en
la toma de decisiones para la construccioacuten de nuevas centrales de generacioacuten
12 Alcance
Evaluar el Sistema de Generacioacuten del Sistema Nacional Interconectado
Ecuatoriano (SNIE) en teacuterminos de iacutendices de confiabilidad como son
Peacuterdida de Carga Esperada (LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e
Iacutendice de Confiabilidad de Energiacutea (EIR) para un periodo de 15 antildeos El caacutelculo
de dichos iacutendices se realizaraacute mediante el desarrollo y aplicacioacuten de un
programa computacional cuyos valores permitiriacutean determinar si el sistema de
generacioacuten es capaz de satisfacer la demanda en el largo plazo determinar si
existe la suficiente reserva y por lo tanto determinar los niveles de riesgo que el
Sistema de generacioacuten Nacional tendriacutea considerando la salida de unidades
por mantenimiento programado plan de inclusioacuten y salida de centrales
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Joseacute Pachari P 10
demanda proyectada y caracteriacutesticas de cada una de las centrales habilitadas
por el Centro Nacional de Control de Energiacutea (CENACE)
13 Justificacioacuten
El desarrollo productivo del paiacutes se ve reflejado por la creciente demanda de
energiacutea eleacutectrica la cual debe ser suministrada por el sistema de generacioacuten
en forma confiable por lo tanto al no conocer la existencia de caacutelculos y
anaacutelisis de iacutendices de confiabilidad del Sistema de Generacioacuten del SNIE es
necesario realizar el caacutelculo y anaacutelisis de los mismos que permita determinar el
comportamiento del sistema ante la posible existencia de riesgos de peacuterdida de
carga y energiacutea en el largo plazo con lo cual se puede obtener una base para
la planificacioacuten futura del sistema
14 Objetivos
141 General
Determinar y analizar los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten del SNIE ante la salida de unidades por falla
considerando el plan de mantenimiento programado la inclusioacuten de
nuevas centrales y proyeccioacuten de demanda para un periodo de 15 antildeos
Los iacutendices de confiabilidad a calcular son Peacuterdida de Carga Esperada
(LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e Iacutendice de Confiabilidad
de Energiacutea (EIR) el caacutelculo de dichos iacutendices se realizara mediante el
desarrollo y aplicacioacuten de un software cuya validacioacuten se efectuaraacute
mediante el sistema de pruebas de confiabilidad (RTS) IEEE
142 Especiacuteficos
Elaborar el programa computacional que incluya los modelos del
sistema de generacioacuten demanda y riesgo
Investigar el efecto de los mantenimientos programados en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Investigar el efecto de la incertidumbre de la demanda en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Validar el programa con el sistema de pruebas IEEE Reliability Test
System
Determinar los iacutendices de riego LOLP LOLE LOEP LOEE e EIR para
el sistema de generacioacuten ecuatoriano para los proacuteximos 15 antildeos
Realizar un anaacutelisis criacutetico sobre los niveles de riesgo determinados
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15 Organizacioacuten de la tesis
El primer capiacutetulo del presente estudio estaacute dedicado a explicar la temaacutetica
general que enmarca el trabajo realizado presentando los objetivos y alcances
del mismo
En el capiacutetulo II se expone el sustento teoacuterico de los modelos de generacioacuten
demanda y riesgo con la inclusioacuten del mantenimiento programado y la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
En el capiacutetulo III se realiza una descripcioacuten detallada del programa
computacional mediante diagramas de flujos para el ingreso y validacioacuten de
datos caacutelculo de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Curva de carga diaria u horaria y el procedimiento seguido en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad tambieacuten se explica la loacutegica utilizada para incluir el
plan de mantenimiento incertidumbre en la demanda y antildeo bisiesto En el
anexo respectivo se presenta un manual de usuario del Programa
computacional
Para el capiacutetulo IV se valida el programa computacional mediante el sistema
de prueba de confiabilidad (Reliability Test System) del (IEEE) [15] [5] Ademaacutes
se plantea meacutetodos aproximados en la curva de carga y plan de mantenimiento
programado de las unidades con el fin de disminuir el tiempo de caacutelculo
En el capiacutetulo V se describe las unidades del Sistema de Generacioacuten del
SNIE dividiendo la descripcioacuten en dos periodos el primero de ellos
considera los antildeos 2007-2009 en el cual se describe el comportamiento
histoacuterico de centrales existentes capacidad nominal y efectiva de las
unidades probabilidades de falla tipo de energiacutea primaria utilizada
interconexiones internacionales y condiciones operativas para el plan de
mantenimiento programado se adiciona el antildeo 2010 El segundo periodo se
describe el plan de expansioacuten publicado en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 que considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten
a formar parte del SG Ademaacutes se realiza una adecuacioacuten de la informacioacuten
planteando aproximaciones en el sistema de generacioacuten y plan de
mantenimiento programado ademaacutes se obtiene una curva tiacutepica de la
demanda que permita la proyeccioacuten para antildeos futuros en base a demandas
publicadas en el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 y el requerimiento
promedio de la interconexioacuten con Colombia
En el capiacutetulo VI se realiza el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para los
distintos escenarios y se realiza ademaacutes un anaacutelisis de los resultados
obtenidos ademaacutes se realiza un estudio para determinar los requerimientos de
nueva generacioacuten para que el sistema cumpla con los indicadores de referencia
para los antildeos 2021-2025 basados en indicadores de los antildeos histoacutericos
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Finalmente en el capiacutetulo VII se presenta las conclusiones maacutes relevantes del
estudio y las recomendaciones pertinentes
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CAPITULO II
MODELO MATEMAacuteTICO DE LOS SISTEMAS DE
GENERACIOacuteN
21 Introduccioacuten
La funcioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia (SEP) es el de proveer
energiacutea eleacutectrica a los consumidores con adecuados niveles de calidad de
servicio y miacutenimos costos posibles
Dentro de los requerimientos de calidad de servicio la confiabilidad se define
como ldquoLa habilidad del sistema para proveer energiacutea eleacutectrica a los puntos de
utilizacioacuten en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad y
seguridadrdquo [1] siendo un aspecto importante en la planeacioacuten disentildeo y
operacioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia
En los uacuteltimos tiempos se ha venido realizando evaluaciones cuantitativas con
iacutendices reemplazando anaacutelisis cualitativos para estudios de confiabilidad El
anaacutelisis cuantitativo es logrado construyendo ecuaciones matemaacuteticas de
modelos de sistemas eleacutectricos de potencia para simular el sistema fiacutesico y
manipular esos modelos para obtener medidas e iacutendices adecuados de
confiabilidad Los iacutendices del sistema pueden ser perfeccionados hasta
alcanzar los niveles de referencia considerando porcentajes de crecimiento
de la carga para el mediano y largo plazo dando como resultado el incremento
de la inversioacuten en el sistema sin embargo el costo asociado para alcanzar
dicho nivel puede ser inaceptable con lo cual aspectos econoacutemicos y de
confiabilidad son a menudo temas de disputa en decisiones administrativas [1]
[2]
El procedimiento general para valorar la confiabilidad de un Sistema de
Generacioacuten (SG) consiste en crear modelos para la generacioacuten y la demanda
total del sistema los cuales se combinan en un modelo de riesgo del cual se
obtienen los iacutendices de confiabilidad El modelo de la generacioacuten comprende
dos aspectos independientes la disponibilidad de los equipos e instalaciones y
la disponibilidad de los recursos primarios La forma tradicional del modelo
asume total disponibilidad de los recursos primarios y consiste en construir a
partir de los modelos de confiabilidad de los componentes tablas que indican la
probabilidad de perder determinada cantidad de MW El modelo de carga
consiste en valores de demanda real o pronosticado para un periodo de tiempo
dado (hora diacutea semanahellipetc) Generalmente solo se realiza anaacutelisis de
potencia activa en el modelo de riesgo
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22 Confiabilidad de sistemas de generacioacuten
La confiabilidad es un factor muy importante en la planeacioacuten disentildeo
operacioacuten y mantenimiento del sistema eleacutectrico de potencia El sistema de
generacioacuten es una parte muy importante dentro del Sistema Eleacutectrico de
Potencia ya que tiene que ser capaz de satisfacer la demanda en todo instante
de tiempo [1] Las unidades de generacioacuten podriacutean fallar ocasionalmente y el
sistema debe tener la suficiente reserva disponible para entrar en
funcionamiento cuando estos eventos se presenten
La confiabilidad de un SG estaacute dividida en ldquoadecuacioacutenrdquo y ldquoseguridadrdquo La
adecuacioacuten del sistema estaacute relacionada con la existencia de suficientes
generadores dentro del mismo para satisfacer la demanda de los
consumidores considerando condiciones estaacuteticas del sistema La seguridad
estaacute relacionada con la habilidad del sistema para responder ante la presencia
de disturbios [3] En el presente trabajo la evaluacioacuten de la confiabilidad del SG
se enfoca en la adecuacioacuten y no toma en consideracioacuten la seguridad
La confiabilidad de un sistema de generacioacuten se puede modificar cambiando
las unidades existentes por unidades maacutes confiables o incorporando
redundancia La redundancia en el SG significa la instalacioacuten de maacutes
capacidad de generacioacuten que la normalmente requerida lo cual a su vez
conlleva a un incremento en el costo de dicho sistema [3]
En un estudio de sistemas de generacioacuten el sistema total es examinado para
determinar su capacidad para mantener los requerimientos de la carga esta
actividad es usualmente llamada ldquovaloracioacuten de la adecuacioacuten del sistema de
generacioacutenrdquo El sistema de transmisioacuten es ignorado en este estudio y el sistema
de carga es considerado como una carga puntual
Sistema de
generacioacuten
total
Carga
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten
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El meacutetodo utilizado en la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten para este
estudio es catalogado como ldquoprobabiliacutestico-analiacuteticordquo y consiste baacutesicamente
en tres pasos
Crear un modelo de capacidad de generacioacuten basada en las
caracteriacutesticas teacutecnicas y operativas de las unidades
Construir un apropiado modelo de carga
Combinar el modelo de capacidad de generacioacuten y el modelo de
carga para obtener un modelo de riesgo
Modelo de
generacioacuten
Modelo de
carga
Modelo de riesgo
(iacutendices de
confiabilidad)
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG
El meacutetodo probabiliacutestico-analiacutetico utilizado para modelar el sistema de
generacioacuten es la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
(COPT1) la cual puede ser creada usando un algoritmo recursivo dicha teacutecnica
se explicaraacute maacutes adelante en este capiacutetulo
23 Modelo de generacioacuten
Los paraacutemetros maacutes importantes requeridos en el anaacutelisis de confiabilidad de
un SG son la capacidad y la probabilidad de falla de los generadores Una falla
da como resultado remover la unidad de servicio para repararla o remplazarla
a este evento se le denomina como ldquosalidardquo tambieacuten se presenta este evento
cuando la unidad entra en mantenimiento programado el cual es necesario
para mantener la unidad en buenas condiciones
1 De sus siglas en ingles ldquoCapacity Outage Probability Tablerdquo
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Para todos los generadores del SG se utiliza el modelo de dos estados para la
salida de las unidades por falla mostrado en la Figura 23 definido mediante las
distribuciones de probabilidad de tasa de fallas λ y tasa de reparaciones μ
DisponibleIndisponible
Tasa de falla
λ
Tasa de reparacioacuten
micro
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores
Para unidades modeladas con dos estados la probabilidad de falla estaacute dada
por su indisponibilidad U ecuacioacuten 21 la cual es expresada en teacuterminos de la
tasa de fallas y reparaciones
(21)
(22)
El FOR2 se define como la probabilidad de que la unidad no esteacute disponible
para servicio en el futuro [1] Este estimador es adecuado para determinar la
probabilidad de fallo de las unidades de base ya que estas tienen periodos de
operacioacuten relativamente largos sin embrago para unidades ciacuteclicas que operan
en horas de demanda maacutexima el FOR no es un buen estimador ya que los
tiempos de operacioacuten son relativamente cortos Ademaacutes el periodo maacutes criacutetico
en la operacioacuten de una unidad es el arranque y en comparacioacuten con las
unidades de base estas tienen pocas horas de operacioacuten y maacutes arranques
Para este tipo de unidades la tasa de fallos puede ser obtenida mediante la
siguiente expresioacuten [4]
2 De sus siglas en ingles Forced Outage Rate
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p
f HSFFOR
f HSF HS
(23)
T = tiempo medio en reserva en friacuteo entre periacuteodos de necesidad
D = tiempo medio en servicio por ocasioacuten de demanda
r = tiempo medio de reparacioacuten por ocurrencia de salida forzada
Una vez definido el modelo de dos estados que seraacuten aplicados a las unidades
de generacioacuten se presenta en el siguiente punto el modelo matemaacutetico
231 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas (COPT)
El modelo de generacioacuten requerido es conocido como tabla de probabilidades
de capacidades desconectadas este es un simple arreglo de niveles de
capacidades asociado con la probabilidad de existencia de cada nivel La
creacioacuten de la COPT para sistemas de generacioacuten normalmente considera toda
la capacidad del sistema resultando en centenares de unidades de diferentes
capacidades y FOR Si las unidades son ideacutenticas la COPT es faacutecil de
construir ya que si se tiene unidades se tendraacute estados pudieacutendose
calcular mediante la foacutermula de la distribucioacuten binomial
Donde
Probabilidad individual del estado
Nuacutemero de unidades
Indisponibilidad
Disponibilidad
Cuando las unidades tienen diferentes capacidades y FOR la ecuacioacuten 25 no
es aplicable por lo tanto es necesaria la utilizacioacuten de un meacutetodo que permita
ser aplicado bajo cualquier circunstancia en el siguiente punto se explica
detalladamente el meacutetodo utilizado
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2311 Algoritmo recursivo para el caacutelculo de la COPT
La probabilidad individual de un estado con una salida forzada de ldquo rdquo
despueacutes de que una unidad con capacidad de y tasa de falla es
adicionada viene expresado por medio de la ecuacioacuten 26
La probabilidad individual del estado despueacutes de que la unidad es
adicionada
La probabilidad individual del estado antes de que una nueva unidad sea
adicionada
En la ecuacioacuten 26 si entonces
El procedimiento es iniciado con la adicioacuten de la primera unidad para la cual
existen dos posibles estados el primero de ellos con una capacidad
desconectada de cuya probabilidad es y un segundo estado
con capacidad desconectada de cuya probabilidad es
24 Modelo de carga
La forma maacutes simple de modelar la demanda es obteniendo para cada diacutea un
valor maacuteximo estos valores maacuteximos diarios pueden ser ordenados en forma
descendente para formar la curva de demanda acumulada la cual se conoce
como ldquocurva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria DPLVC (Daily Peak Load
Variation Curve) por sus siglas en inglesrdquo [1] [5] ver figura 24 Tambieacuten se
puede utilizar la ldquocurva de duracioacuten de carga LDCrdquo [1] [5] (Load Duration
Curve) que es formada por valores de demanda horaria ver figura 25 o se
pueden establecer modelos de curvas formada por datos de demanda maacutexima
diaria o carga horaria en orden cronoloacutegico como se aprecia en la figura 26
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Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico
Normalmente la curva DPLVC es usada en el caacutelculo de iacutendices de peacuterdida de
carga esperada (LOLE) la curva LDC es utilizada en el caacutelculo del iacutendice de
peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
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25 Modelo de riesgo
Al combinar el modelo de carga y el modelo de generacioacuten se obtiene el
modelo de riesgo este permite mediante iacutendices cuantificar la confiabilidad del
sistema de generacioacuten comparar alternativas de disentildeo identificar puntos
criacuteticos y determinar formas de correccioacuten en el sistema de generacioacuten
incorporando costos para la toma de decisiones los valores de los iacutendices de
confiabilidad miacutenimos requeridos dependeraacuten de cuan confiable se desee que
el sistema sea Los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea que se calcularaacuten se
describen en los siguientes paacuterrafos
251 Iacutendices de peacuterdida de carga Peacuterdida de carga ocurre cuando la demanda excede la generacioacuten disponible
la probabilidad de que esto ocurra se le denomina como probabilidad de
peacuterdida de carga LOLP3 Un segundo iacutendice de peacuterdida de carga es LOLE4 que
se define como la Peacuterdida de carga esperada en diacuteas por antildeo u horas por antildeo
(HLOLE Peacuterdida de carga esperada horaria) El LOLE indica el nuacutemero
esperado de diacuteas en los cuales existiraacute deacuteficit de generacioacuten pero no indica la
severidad de la deficiencia ni la frecuencia y duracioacuten de la peacuterdida de carga
El LOLP y LOLE se pueden obtener combinando la probabilidad de estados de
las capacidades desconectadas del SG con la demanda maacutexima diaria u
demanda horaria [1] [5] Por consiguiente para un mismo sistema se puede
obtener diferentes valores para un mismo iacutendice dependiendo del modelo de
demanda que se esteacute utilizando para el caacutelculo
Estos iacutendices se pueden determinar mediante la ecuacioacuten 27 para la peacuterdida
de carga esperada
O se podriacutea utilizar las ecuaciones 28 para el LOLE utilizando la probabilidad
acumulada
3 De sus siglas en ingles Loss of Load Probability (LOLP)
4 De sus siglas en ingles Loss of Load Expectation (LOLE)
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Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva
Donde
Periodo de anaacutelisis
El valor de carga
Capacidad disponible
Es la capacidad desconectada en Mw
Es la probabilidad acumulada del estado cuya capacidad
desconectada es
Es el tiempo durante el cual una capacidad desconectada
produce peacuterdida de carga
252 Peacuterdida de energiacutea
El aacuterea bajo la curva de carga horaria puede ser usada para calcular la
energiacutea no suministrada debido a la insuficiencia en la capacidad instalada o
disponible La peacuterdida de energiacutea es cuantificada usando la peacuterdida de energiacutea
esperada (LOEE5) con unidades en por antildeo este iacutendice se define como
la energiacutea esperada no suministrada a los consumidores por deacuteficit en la
5 De sus siglas en ingles Loss of Energy Expectation
)
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capacidad del sistema de generacioacuten Ademaacutes se calcula el iacutendice de
confiabilidad de energiacutea EIR6 [1] [5]
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad
Para calcular el iacutendice LOEE y EIR se utiliza las ecuaciones 29 y 211 respectivamente
Donde Energiacutea no servida para una capacidad desconectada
26 Efectos del mantenimiento programado
Hasta este punto se ha considerado el parque generador como exento de
mantenimiento o de inspeccioacuten en la vida praacutectica se presenta la salida de las
6 De sus siglas en ingles Energy Index of Reliability
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unidades para realizar mantenimiento programado permitiendo su correcto
funcionamiento al momento de ingresar a operacioacuten
El mantenimiento programado de unidades de generacioacuten es un problema que
relaciona la operacioacuten y planificacioacuten del sistema de potencia para periodos de
tiempo normalmente de un antildeo Las unidades de generacioacuten son dispositivos
electromecaacutenicos a los que se les atribuye un periodo de mantenimiento
debido al deterioro como resultado del uso prolongado
Durante el transcurso del antildeo se presenta periodos de mantenimiento donde la
capacidad disponible para generar no es constante por lo cual la
estructuracioacuten de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
con el nuacutemero total de unidades del SG no es aplicable en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad durante todo el antildeo como se aprecia en la figura 29
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga
Debido a que la capacidad disponible no es constante durante el antildeo se debe determinar las capacidades disponibles para cada periacuteodo que resulta del plan de mantenimiento programado y luego determinar una COPT para cada uno de estos periodos Cuando se incluye el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los
iacutendices de peacuterdida de carga se debe determinar un LOLE para cada periacuteodo
con su respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices obtenidos en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 212
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El iacutendice total del periodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
Al incluir el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los iacutendices de
peacuterdida de energiacutea se debe determinar un LOEE para cada periacuteodo con su
respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices que se obtuvo en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 213
El iacutendice total del periacuteodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
27 Efectos de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga
En el modelo de carga anteriormente usado se asume que la demanda
maacutexima pronosticada es exacta En la praacutectica la proyeccioacuten es realizada en
base a datos histoacutericos por lo que la demanda proyectada puede tener un cierto
grado de incertidumbre esto puede ser descrito mediante una distribucioacuten de
probabilidad de la demanda proyectada LFPD (Load Forecast Probability
Distribution) [1]
La incertidumbre puede ser incluida en el caacutelculo de los iacutendices de riesgo
dividiendo la LFPD en intervalos de clase cuyo nuacutemero depende de la
precisioacuten deseada ldquouna distribucioacuten de probabilidad normal dividida en siete o
cuarenta y nueve pasos no presenta una gran diferencia en los resultadosrdquo [1]
En la figura 210 se presenta la distribucioacuten normal con siete segmentos
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Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal
El aacuterea de cada intervalo de clase representa la probabilidad que el valor de la
carga se encuentre en el valor medio estas aacutereas se presentan en la figura
210 expresadas por
La incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda puede ser incluida en el
caacutelculo de los iacutendices dividiendo la LFPD en intervalos de clase como se
observa en la figura 210 El aacuterea de cada intervalo de clase representa la
probabilidad de que la carga se encuentre en el valor medio del intervalo de
clase
El LOLE es calculado para cada demanda representada por el intervalo de
clase (figura 211) y multiplicado por la probabilidad de que la carga exista la
suma de estos productos representa el LOLE final para la carga proyectada [1]
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Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre
Los iacutendices de confiabilidad de peacuterdida de energiacutea para los valores de
demanda de cada uno de los intervalos de clases son determinados y
multiplicados por la probabilidad de existencia de la carga La suma de estas
multiplicaciones es el iacutendice de confiabilidad esperado para la demanda
pronosticada [1]
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CAPITULO III
PROGRAMA COMPUTACIONAL
31 Introduccioacuten
El caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad de un sistema de generacioacuten puede
resultar complejo y extenso dependiendo de la cantidad de unidades de
generacioacuten que componen dicho sistema y del modelo de demanda utilizado en
un determinado periacuteodo de anaacutelisis Ademaacutes el problema puede resultar maacutes
complejo cuando se considera el plan de mantenimiento programado de las
unidades y la incertidumbre en la proyeccioacuten de la demanda
Por lo tanto es conveniente contar con una herramienta computacional que
permita realizar dichos caacutelculos de una forma raacutepida y eficiente para lo cual se
requiere de un software dedicado a realizar caacutelculos matemaacuteticos y que permita
crear una interfaz graacutefica de usuario de faacutecil acceso para la manipulacioacuten de
datos El software fue implementado utilizando MatLab 71 cabe recalcar que
ademaacutes de esta plataforma existen otras como Visual Basic Fortran C++
entre otras las cuales no han sido estudiadas ya que estaacute fuera del alcance de
esta tesis determinar teacutecnicamente una plataforma de programacioacuten
Para el desarrollo del software se utilizoacute una computadora marca Toshiba con
dos procesadores Intel Pentium Dual-Core de 176 GHZ cada uno 2 GB de
memoria Ram 512 GB de disco duro y sistema operativo Windows 7 Ultimate
de 32 bits Para el correcto funcionamiento del software se recomienda utilizar
un computador de similares caracteriacutesticas o superiores Al programa
desarrollado se lo ha nombrado como ldquoCIC_SGrdquo (Caacutelculo de Iacutendices de
Confiabilidad de Sistemas de Generacioacuten)
32 Estructura del programa CIC-SG
El programa CIC-SG estaacute compuesto por un conjunto de funciones y
sentencias que cumplen una determinada tarea al momento que estas son
ejecutadas dentro del conjunto de funciones se pueden diferenciar
baacutesicamente cinco grupos funciones para la presentacioacuten de la interfaz
funciones para el ingreso y validacioacuten de datos funciones para el caacutelculo y
presentacioacuten de la COPT con y sin plan de mantenimiento programado
funciones para el caacutelculo y presentacioacuten de los iacutendices de confiabilidad con la
posibilidad de incluir incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda y finalmente
funciones para guardar resultados y datos ingresados
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En la figura 31 se muestra el diagrama de flujo baacutesico del programa CIC-SG
El programa se inicia con la creacioacuten de la interfaz graacutefica que posee los
elementos para la entrada de datos y presentacioacuten de los resultados obtenidos
Los datos a ingresar estaacuten sujetos a un proceso de validacioacuten que permite
uacutenicamente el ingreso de datos que puedan presentarse en la praacutectica Cuando
los datos del sistema de generacioacuten han sido ingresados se procede a
determinar la COPT si se desea incluir el plan de mantenimiento programado
para las unidades previamente al caacutelculo de la COPT se debe ingresar los
intervalos de mantenimiento de cada unidad con los cuales el programa
procede internamente a determinar los periodos y las capacidades en
mantenimiento resultantes del plan de mantenimiento ingresado luego se
procede a determinar y presentar la COPT para cada periacuteodo
Cuando ya se ha realizado este proceso seguidamente se puede ingresar los
datos de demanda del modelo seleccionado dentro de los posibles modelos se
tiene la demanda maacutexima diaria en su orden cronoloacutegico DPLVC la demanda
horaria en su orden cronoloacutegico LDC y el modelo aproximado de DPLVC o
LDC representado mediante una o varias rectas
Una vez ingresados estos datos se procede a determinar los iacutendices de
confiabilidad combinando los datos de la demanda y la COPT Cuando en el
caacutelculo de la COPT se incluye el plan de mantenimiento programado de las
unidades en el programa CIC_SG no se puede utilizar el modelo de demanda
en su forma acumulada ni el modelo de demanda aproximado uacutenicamente se
puede utilizar el modelo de demanda horaria o maacutexima diaria en su orden
cronoloacutegico
Si se incluye incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se determina los
valores de la demanda correspondientes a cada uno de los intervalos de clase
de la curva de distribucioacuten Luego se calcula los iacutendices para cada uno de
estos valores y se multiplican por las probabilidades de existencia
correspondientes finalmente se suman para obtener el valor total
Cada conjunto de datos ingresados o resultados obtenidos se pueden guardar
en un documento con extensioacuten ldquoxlsxrdquo (Excel 2007 oacute 2010)
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Inicio
Ejecucioacuten de funciones requeridas
para crear la pantalla de la
interfaz
Ejecucioacuten de funciones para el ingreso y
validacioacuten de los datos del sistema de
generacioacuten
Ejecucioacuten de funcioacuten para
el Caacutelculo de la(s)
COPT(s)
iquest inclusioacuten del plan de
mantenimiento
No
Ingreso del plan de mantenimiento
y determinacioacuten de los periodos y
sus capacidades en mantenimientoSi
Presentacioacuten
de la(s)
COPT(s)
Determinacioacuten de los iacutendices
de confiabilidad
Presentacioacuten
de iacutendices
parciales
Fin
Ejecucioacuten de funciones
para el ingreso y validacioacuten
de los datos de demanda
Presentacioacuten
de iacutendices
totales
iquestInclusioacuten de
incertidumbre
No
Determinacioacuten de los valores
de demanda para cada
intervalo de clase Si
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional
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321 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten y
demanda
Con la finalidad de disminuir el riesgo de cometer errores en el ingreso de la
informacioacuten requerida para el caacutelculo de la COPT e iacutendices de confiabilidad se
plantea un algoritmo que permite verificar dichos datos En la figura 32 se
presenta el diagrama de flujo correspondiente en el cual inicialmente se
procede al ingreso del nuacutemero de centrales que el sistema a analizar posee
este dato debe ser un valor numeacuterico entero y mayor a cero de lo contrario el
programa no permitiraacute el ingreso de un valor diferente presentando un mensaje
que indica el error cometido
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
Cuando en el sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades
de diferentes capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan
las mismas caracteriacutesticas de ser posible de lo contrario se debe considerar
cada unidad como una central con lo cual se habraacute dividido la central original
en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna variacioacuten
en los resultados
Para que un dato sea admitido debe cumplir con las condiciones especificadas
en el diagrama de flujo de lo contrario no puede ser ingresado en la tabla y se
presenta un mensaje que indica el error cometido
Para el ingreso y validacioacuten de los datos de demanda se sigue el mismo
procedimiento pero la uacutenica condicioacuten que deben cumplir estos datos es ser
valores numeacutericos mayores a cero de lo contrario no podraacuten ser ingresados
Cuando se ha ingresado el nuacutemero de centrales se presenta una tabla con tres
columnas en las cuales se debe ingresar el nuacutemero de unidades de cada
central capacidad y FOR de las unidades
322 Ingreso del plan de mantenimiento determinacioacuten de intervalos y
capacidades en mantenimiento
Si se incluye el plan de mantenimiento programado de las unidades se debe
determinar el nuacutemero de intervalos que este produce y las capacidades que se
encuentran en mantenimiento en cada uno de estos Al momento de
seleccionar la inclusioacuten del plan de mantenimiento el programa presenta una
tabla que contiene cada una de las centrales unidades y capacidades que
fueron ingresadas previamente esta informacioacuten no puede ser alterada
tambieacuten se presentan dos columnas adicionales que permiten el ingreso de la
hora de finalizacioacuten (HF) e inicio (HI) del mantenimiento Estos datos deben
estar sujetos a ciertas condiciones baacutesicas como ser valores numeacutericos
mayores a cero y menores o iguales que 8760 o 8784 horas dependiendo si el
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antildeo en anaacutelisis es bisiesto o no Ademaacutes siempre la hora de finalizacioacuten debe
ser mayor que la de inicio de lo contrario el programa no permitiraacute el ingreso
En la figura 33 se presenta el diagrama de flujo que permite realizar la
validacioacuten de los datos ingresados
Cuando la informacioacuten ha sido aceptada se procede a determinar los
intervalos En la figura 34 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
Para determinar los intervalos se agrupa todos los valores de las horas de
inicio y finalizacioacuten en un solo vector ldquoHIF0rdquo luego se elimina los valores
repetidos de dicho vector y se ordenan en forma ascendente En los planes de
mantenimiento cabe la posibilidad de que ninguna unidad inicie su
mantenimiento en la hora cero o termine en la hora final del antildeo por lo cual si
esto sucede se debe adicionar estos valores al vector
Con este vector se procede a formar la matriz de periodos ldquoINTrdquo esta matriz
contendraacute las horas de inicio y fin de cada intervalo las horas de inicio
contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo excepto el uacuteltimo y las horas de
finalizacioacuten de los intervalos contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo
excepto el primero
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Joseacute Pachari P 32
SI
10 Ingreso del
plan de
mantenimiento
Presentacioacuten de la tabla
para el ingreso del plan
de mantenimiento de las
unidades
Ingreso de la hora de
Finalizacioacuten (HF) e inicio
(HI) del mantenimiento
de cada unidad
iquestAntildeo bisiesto
HF gt 0
amp
HF lt 8784
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
No
HF gt 0
amp
HF lt 8760
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
10
Determinacioacuten de los
intervalos y sus capacidades
disponibles
Si
Si
La hora de inicio
debe ser lt a la
hora de
finalizacioacuten y gt 0
No
10
No
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
Si
Si
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento
Cuando ya se ha obtenido la matriz de periodos se procede a determinar las
unidades que se encuentran en mantenimiento en cada uno de los intervalos
En la figura 35 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Joseacute Pachari P 33
Obtiene la matriz (PLAN) formada
por los datos del plan de
mantenimiento a=aux max = horas
del antildeo
a=1
CAP(a1)=PLAN(a3)
HF(a1)=PLAN(a4)
HI(a1)=PLAN(a5)
a=Nuacutemero de
datos del PLAN
a=a+1No
HIN=HI(en forma
ascendente)
Si
HIN(11)=0No
Si
a=2
HIN1(11)=0
HFN1(11)=0
HIN1(a1)=HI(a-11)
HFN1(a1)=HF(a-11)
a=Nuacutemero de
filas de HIN+1
a=a+1
No
a=1
HIN1(a1)=HIN(a1)
a=Nuacutemero de
filas de HIN
a=a+1
No
a=1
Si
Si
HFI(a1)=HI(a1)a=Nuacutemero de
datos de HIN1
a=a+1
No
b=1
c=a+bHFI(c1)=HF(b1)
Si
b=Nuacutemero de
datos de HFN1
b=b+1No
Se ordena el vector HFI
de forma ascendente
Si
HFI(c1)=maxNo
HFI(c+11)=max
Sia=1 b=1
A=Filas de HFI
HFI0(11)=0
INT(a1)=HFI0(a1)
INT(a2)=HFI0(b1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
b=b+1
No
a=a+1
a=A
Si
No
a=1 b=2
A=Filas de HFI0
Si
a=A-1
a=a+1
b=b+1
No
Si
Determinar
unidades de
cada intervalo
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 34
a=1 b=1
B=Nuacutemero de intervalos
A= Nuacutemero de unidades
del sistema
MANT(ab)=0
a=A
b=B
Si
Noa=a+1
b=b+1No
INT(b1)=HI(a1)
a=1
b=1
Si
Si
c=b
b=Nuacutemero de
intervalos
HF(a1)gt=INT(c2)
MANT(ac)=CAP(a1)c=c+1
No
b=b+1
No
a=Nuacutemero de
datos de CAP
Si
a=a+1No
Si
c=Nuacutemero de
intervalos
No
c=c+1
No
Si
50 Caacutelculo
de las
COPTs
Si
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo
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Joseacute Pachari P 35
El proceso para determinar las unidades que se encuentran en mantenimiento
en cada uno de los intervalos obtenidos anteriormente se describe a
continuacioacuten Inicialmente se crea la matriz de ceros ldquoMANTrdquo cuyo nuacutemero de
columnas es igual al nuacutemero de intervalos y el nuacutemero de filas es igual al
nuacutemero de unidades del sistema de generacioacuten
Luego se compara las horas de inicio de cada periacuteodo con la hora de inicio del
mantenimiento de cada unidad cuando estas coinciden se remplaza el valor
inicial de MANT con el valor de la capacidad de la unidad luego se compara la
hora de finalizacioacuten del mantenimiento de dicha unidad con la hora de
finalizacioacuten del intervalo si es mayor se le asigna a la siguiente columna de
MANT el valor de dicha unidad esto se realiza hasta que la horas de
finalizacioacuten coincidan cuando se ha finalizado todo el proceso se tendraacute una
matriz que contiene las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada
uno de los intervalos
323 Caacutelculo de la COPT
El caacutelculo de la COPT se realiza utilizando el algoritmo recursivo explicado en
el capiacutetulo 2 En la figura 36 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
el proceso inicia con la obtencioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
ingresados inicialmente luego se determina el nuacutemero total de unidades que el
sistema posee ya que este seraacute tambieacuten el nuacutemero de iteraciones que se
deben realizar con el algoritmo recursivo
El algoritmo inicia con la determinacioacuten de los dos primeros estados de
capacidades desconectadas 0 MW y C MW donde C representa la capacidad
de la primera unidad ingresada Las probabilidades de ocurrencia
correspondientes a cada uno de los dos estados estaacuten dadas por el (1-FOR) y
FOR respectivamente
Seguidamente se procede a ingresar las otras unidades una a una en cada
ingreso se determina las capacidades desconectadas que se pueden
presentar considerando las capacidades desconectadas obtenidas
inicialmente La determinacioacuten de los nuevos estados producidos por cada
ingreso se realiza sumando la capacidad de la nueva unidad ingresada al
vector de capacidades desconectadas obtenido en una iteracioacuten previa se
forma un nuevo vector con los nuevos valores y los de la iteracioacuten previa luego
se eliminan los valores de capacidades desconectadas repetidos que se
pueden presentar Finalmente se aplica la ecuacioacuten del algoritmo recursivo
para determinar las probabilidades de ocurrencia de los nuevos estados
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Joseacute Pachari P 36
20 Caacutelculo
de la COPT
Obtencioacuten de los datos del SG
UNI=Vector de unidades de cada central
CAP=Vector de capacidades
FOR=FOR de las unidades
n=1 TDU=0 N= Nuacutemero de centrales
TDU=TDU+UNI(n1) n=N
n=n+1
No
s=0 d=1 r=1 m=0 a=1 b=1 CAPD1(11)=0
CAPD1(21)=0 CAPD7(1)=0
CAPD7(21)=CAP(11)
PROB1(11)=1 PROB1(21)=0 PROB2(11)=0
PROB2(21)=0
Si
B=Nuacutemero de filas del vector CAPD1
K=Nuacutemero de filas del vector PROB1
s=s+1
CAPD2(s1)=CAPD1(b1)+CAP(d1)
n=1
a=1
b=1 b=B
b=b+1No
Se forma un nuevo vector (CAPD3) con los
vectores CAPD2 y CAPD1 y luego se oredena de
forma ascendente
Si
Se obtiene el vector CAPD4 eliminando
los valores repetidos del vector CAPD3
I=Nuacutemero de datos de CAPD4 i=1
CAPD5=CAPD4+CAP(d1)
j=1
k=1
CAPD4(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBD(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBD(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD1=PROBD(1-FOR(n1))
Si
m=0 j=1
k=1
CAPD5(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBDC(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBDC(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD2=PROBDCFOR(n1)
PROBN=PROBD1+PROBD2
PROB1=PROBN
CAPD7=CAPD4 CAPD1=CAPD7
Si
a=UNI(N1)a=a+1No
d=d+1
Si
n=Nn=n+1No Se determina la
probabilidad acumulada
PROBAC
Presentacioacuten
de reultadosSi
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT
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Joseacute Pachari P 37
324 Caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento de las
unidades
En la figura 37 se presenta el diagrama de flujo correspondiente para el caacutelculo
de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
Obtencioacuten de la matriz de intervalos
unidades en mantenimiento y datos del
sistema de generacioacuten
A=Nuacutemero de centrales
D= Nuacutemero de intervalos
a=1
CAPTC(a1)=CAP(a1)UNI(a1)
CAPCIDADT=Suma(CAP100)
b=1
c=c+1
UNIDIS(ad)=(CAPTC(a1)-MANT(cd))CAP(b1)
CAPTC(a1)=UNIDIS(a1)
b=UNI(a1)
b=b+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
d=D
Si
d=d+1
CAPTC1=CAPTC
a=1
c=0
d=1
No
Caacutelculo de la
COPT
Sid=1
d=D
Presentacioacuten
de resultados
Si
d=d+1No
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
Universidad de Cuenca
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Joseacute Pachari P 38
Para este caacutelculo se requiere de la matriz de periodos y capacidades en
mantenimiento que se obtiene en el momento que se ingresan los datos del
sistema de generacioacuten como se explicoacute en el punto 322 Con los datos de
esta matriz se procede a determinar las capacidades disponibles en cada
intervalo Esto se realiza restando a la capacidad ingresada de cada central la
capacidad en mantenimiento de la misma central en cada intervalo con lo cual
posteriormente se puede obtener el nuacutemero de unidades disponibles de cada
central en cada uno de los periodos Con esta informacioacuten se procede a
determinar una COPT para cada periacuteodo como se explicoacute en el numeral 323 y
finalmente se presenta los resultados en pantalla
325 Determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad
En la figura 38 se presenta el diagrama de flujo correspondiente al caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad
El proceso inicia con el ingreso de los datos de demanda y el caacutelculo previo de
la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Con estos datos se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
correspondientes al modelo de demanda utilizado Cuando se utiliza la
demanda maacutexima diaria se determina inicialmente el LOLP para cada dato de
demanda y luego se procede a sumar para determinar el LOLE del periacuteodo de
anaacutelisis Cuando se utiliza la demanda horaria se calcula LOEP para cada
dato y luego se obtiene el HLOLE LOEE y EIR para el periacuteodo de anaacutelisis
Para determinar el LOLP se toma la probabilidad acumulada del primer estado
cuya capacidad conectada sea menor que el valor de la demanda Dicha
probabilidad representa el LOLP para ese dato demanda Seguidamente el
LOLE del sistema se obtiene multiplicando el LOLP de cada dato por el tiempo
correspondiente y sumaacutendolos
Para determinar el LOEP se toma todas las probabilidades individuales de los
estados cuyas capacidades conectadas sean menores que el valor de la
demanda Luego se determina la energiacutea no suministrada que se produce con
un nivel de capacidad menor que la demanda para luego multiplicarla por la
probabilidad correspondiente y obtener el LOEP para cada dato
El LOEE se obtiene multiplicando cada valor del LOEP por la energiacutea no
servida correspondiente y luego se suman los valores obtenidos Con este
valor y el valor de la energiacutea total de la carga se obtiene el EIR Finalmente se
procede a presentar los indicies individuales para cada dato de demanda o los
iacutendices totales del sistema
Cuando se utiliza el modelo aproximado de la demanda se debe determinar
ademaacutes de la probabilidad individual o acumulada el tiempo durante el cual la
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 39
demanda excede la capacidad conectada de un determinado estado Debido a
que el modelo aproximado de la carga estaacute representado por una o varias
rectas el tiempo se determina internamente mediante la ecuacioacuten de la recta
ya que los datos a ingresar son los valores maacuteximos y miacutenimos de la o las
rectasObtencioacuten de los datos de
demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=periacuteodo total
CC=CI-CAPD4
PROBN PROBAC
B=Nuacutemero de estados
d=0 v=0 b=0
CC(b1)gt=DEM(a1)
b=b+1
a=0 LOLE1=0
Siv=v+1 d=d+1
PROBIN(v1)=PROBN(a1)
PERD(v1)=CC(b1)
TIMEI(v1)=1
No
d=1PROBA=PROBAC(a1)
TIMEA=1 Sib=B
No
a=A
Si
a=a+1
No
No
LOLP(a1)=PROBA
LOLE=LOLP(a1)TIMEA+LOLE1
LOLE1=LOLE
c=1 LOEE1=0 LOEET1=0
ENS(c1)=(DEM(a1)-PERD(c1))TIMEI(c1)
LOEE(a1)=(ENS(c1)PROBIN(c1)+LOEE1)
EIR(a1)=1-LOEE(a1)ET
LOEE1=LOEE(a1)
c=v b=b+1No
LOEET=LOEE(a1)+LOEET1
LOEET1=LOEE(a1)
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
LOLE
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
HLOLE
LOEE
EIR
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 40
Cuando se incluye el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad en el programa computacional se debe utilizar el modelo de
demanda maacutexima diaria u horaria en su orden cronoloacutegico
326 Caacutelculo de iacutendices de confiabilidad considerando la inclusioacuten de la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Cuando se incluye la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad en el programa inicialmente se toma los
datos de demanda y el valor de la incertidumbre con estos datos se procede a
determinar los nuevos valores de demanda correspondientes a cada intervalo
de clase de la curva de distribucioacuten y se los almacena en nuevo vector de
demandas
Con estos nuevos valores se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
para cada dato de demanda como se explicoacute en el numeral 325
seguidamente se procede a multiplicar los valores obtenidos por las
probabilidades correspondientes a los intervalos de clase de la curva de
distribucioacuten para finalmente obtener los iacutendices parciales y totales del sistema
En la figura 39 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Joseacute Pachari P 41
Obtencioacuten de los datos de demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=Periacuteodo total
INCERT= Valor de la incertidumbre()
a=1 b=0
INMW=DEM(a1)INCERT100
c=1 b=1
b=b+1
DEM1(b1)=DEM(a1)+(INMW(4-c))c=7
c=c+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
Proceso de caacutelculo de iacutendices
con los nuevos datos
b=Nuacutemero de datos Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
a=b
a=a+7
No
LOLE=Suma(LOLPD1TIMEA)
Si
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
LOEPD(a1)=LOEP(a1)0006
LOEPD(a+11)=LOEP(a+11)0061
LOEPD(a+21)=LOEP(a+21)0242
LOEPD(a+31)=LOEP(a+31)0382
LOEPD(a+41)=LOEP(a+41)0242
LOEPD(a+51)=LOEP(a+51)0061
LOEPD(a+61)=LOEP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
LOEPD1(c1)=Suma(LOEPD)
a=b
a=a+7
No
HLOLE=Suma(LOLED1TIMEA)
LOEE=Suma(LOEED1TIMEI)
EIR=1-LOEEET
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
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Joseacute Pachari P 42
CAPIacuteTULO IV
VALIDACIOacuteN DEL PROGRAMA CIC-SG
41 Introduccioacuten
El creciente intereacutes en la creacioacuten de meacutetodos de evaluacioacuten de confiabilidad
de sistemas eleacutectricos de potencia incentivoacute The Institute of Electrical and
Electronics Engineers (IEEE) a desarrollar el Reliability Test System (RTS) que
permite obtener resultados exactos de iacutendices de confiabilidad que sirve para
comparar con diferentes metodologiacuteas propuestas de caacutelculo para
posteriormente garantizar el correcto funcionamiento al aplicarse a un sistema
de potencia real El RTS se ha venido desarrollando desde su primera
publicacioacuten en 1979 donde se presenta anaacutelisis de confiabilidad para dos tipos
de niveles jeraacuterquicos siendo de intereacutes de la tesis el primer nivel jeraacuterquico
tratado en los publicaciones de 1979 y 1986 que sirven para validar el
programa computacional que calcula iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten considerando datos baacutesicos de carga generacioacuten y plan de
mantenimiento
42 Sistema de prueba RTS-IEEE
El ldquoIEEE-Reliability Test Systemrdquo fue desarrollado por el subcomiteacute de
aplicaciones de meacutetodos probabiliacutesticos del instituto de Ingenieros Eleacutectricos y
Electroacutenicos este permite comprobar meacutetodos de caacutelculos de iacutendices de
confiabilidad de sistemas de generacioacuten y transmisioacuten El IEEE ndash RTS fue
desarrollado en tres etapas realizando la primera publicacioacuten en el antildeo 1979
en la cual se presentan datos del sistema de generacioacuten transmisioacuten demanda
maacutexima diaria y demanda horaria en orden cronoloacutegico En esta publicacioacuten
uacutenicamente se presentan los datos del sistema de potencia y resultados de la
tabla de probabilidades de capacidades desconectadas este se ha
denominado caso base los resultados o iacutendices de confiabilidad para el
sistema de generacioacuten se presentan en la publicacioacuten de 1986 denominada
caso extendido en esta se presenta el plan de mantenimiento programado
para las unidades del sistema de generacioacuten e incluye el anaacutelisis de la
incertidumbre en la pronoacutestico de la demanda La tercera publicacioacuten es
presentada en el antildeo 1996 en la cual se especifica las caracteriacutesticas de
sistema de transmisioacuten barras y subestaciones por lo cual dicha publicacioacuten
no es de intereacutes para el presente trabajo
421 Descripcioacuten del sistema de prueba (RTS)
El sistema de prueba estaacute formado por 9 centrales con una capacidad total de
3 405 MW distribuidos en 32 unidades cada una con su respectivo FOR y un
rango de capacidad de las unidades de 12 a 400 MW como se muestra en la
tabla 41 El modelo de carga presentado corresponde a un periodo de un antildeo
comenzando en el mes de enero se representa las demandas maacuteximas
Universidad de Cuenca
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Joseacute Pachari P 43
semanales (52 semanas) en por unidad de la demanda maacutexima anual 2 850
MW presentados en la tabla 42 Las demandas maacuteximas diarias se presentan
en por unidad de la demandas maacuteximas semanales considerando como inicio
el diacutea Lunes dichos datos son presentados en la tabla 43 finalmente se
presentan las demandas horarias en por unidad de las demandas maacuteximas
diarias como se muestra en la tabla 44 Ademaacutes los datos de demanda
horaria se presentan divididos en las diferentes eacutepocas del antildeo primavera
verano otontildeo e invierno a su vez los datos de cada estacioacuten se encuentran
clasificados en diacuteas laborables y fines de semana [14] En la tabla 45 se
presenta el plan de mantenimiento del sistema de generacioacuten de la tabla 41
[4]
Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
Nuacutemero de unidades
Capacidad MW
FOR MTTF
7
(horas) MTTR
8 (horas)
Plan de mantenimiento
(semanas al antildeo)
5 12 002 2 940 60 2
4 20 010 450 50 2
6 50 001 1 980 20 2
4 76 002 1 960 40 3
3 100 004 1 200 50 3
4 155 004 960 40 4
3 197 005 950 50 4
1 350 008 1 150 100 5
2 400 012 1 100 150 6
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
7 De sus siglas en ingles Mean Time to Failure 8 De sus siglas en ingles Mean Time to Repair
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Joseacute Pachari P 44
Demanda maacutex semanal como porcentaje de la demanda maacutex anual
Semana Demanda maacutex () Semana Demanda maacutex ()
1 862 27 755
2 90 28 816
3 878 29 801
4 834 30 88
5 88 31 722
6 841 32 776
7 832 33 80
8 806 34 729
9 74 35 726
10 737 36 705
11 715 37 78
12 727 38 695
13 704 39 724
14 75 40 724
15 721 41 743
16 80 42 744
17 754 43 80
18 837 44 881
19 87 45 885
20 88 46 909
21 856 47 94
22 811 48 89
23 90 49 942
24 887 50 97
25 896 51 100
26 861 52 952
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual
Demandas maacuteximas diarias como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
Diacutea Demanda maacutexima ()
Lunes 93
Martes 100
Mieacutercoles 98
Jueves 96
Viernes 94
Saacutebado 77
Domingo 75
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
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Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
Invierno Verano Primavera y Otontildeo
Semanas 1-8 amp 44-52 Semanas 18-30 Semanas 9-17 amp 31-43
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
67 78 64 74 63 75
63 72 60 70 62 73
60 68 58 66 60 69
59 66 56 65 58 66
59 64 56 64 59 65
60 65 58 62 65 65
74 66 64 62 72 68
86 70 76 66 85 74
95 80 87 81 95 83
96 88 95 86 99 89
96 90 99 91 100 92
95 91 100 93 99 94
95 90 99 93 93 91
95 88 100 92 92 90
93 87 100 91 90 90
94 87 97 91 88 86
99 91 96 92 90 85
100 100 96 94 92 88
100 99 93 95 96 92
96 97 92 95 98 100
91 94 92 100 96 97
83 92 93 93 90 95
73 87 87 88 80 90
63 81 72 80 70 85
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 46
Programa de Mantenimiento
Semanas Unidades en mantenimiento
1-2 ninguna 3-5 76 6-7 155 8 197 155
9 197 155 20 12
10 400 197 20 12
11 400 197 155 12-13 400 155 20 20
14 400 155 15 400 197 76
16-17 197 76 50 18 197
19 ninguna 20 100 21-22 100 50
23-25 ninguna 26 155 12
27 155 100 50 12
28 155 100 50 29 155 100
30 76 31-32 350 76 50
33 350 20 12 34 350 76 20 12
35 400 350 76 36 400 155 76 37 400 155
38-39 400 155 50 12
40 400 197 41-42 197 100 50 12
43 197 100 44-52 ninguna
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 47
43 Resultados de las publicaciones del Reliability Test System caso
base y extendido
431 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En la publicacioacuten de 1979 el autor reporta 10 estados como valores de
capacidad de salida representativos en la tabla 46 se presentan los estados
de capacidades desconectadas y sus respectivas probabilidades individuales y
acumulativas
Probabilidades de capacidades desconectadas
Estado Cap Desc (Mw) Probabilidad individual Probabilidad acumulada
1 0 023639495 1
31 100 002999154 054760141
90 200 000128665 03813284
153 265 000001312 033556693
288 400 006572832 026187364
444 556 000000345 00845782
488 600 000035769 006211297
838 950 000006431 000749197
1 088 1 200 000002413 000079125
1 388 1 500 00000003 000004043
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados
432 Peacuterdida de carga esperada (LOLE)
Para el caacutelculo del iacutendice de peacuterdida de carga esperada (LOLE) se considera
truncamiento de la tabla de probabilidades acumuladas de sin redondeo
obteniendo 1 872 estados El modelo de carga estaacute representado por 364
valores de demanda maacutexima diaria obtenieacutendose el LOLE en diacuteasantildeo y 8 736
valores de demanda horaria obtenieacutendose el LOLE en horasantildeo
Los resultados reportados son
433 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se
utiliza la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos discretos cada intervalo
posee un valor de aacuterea que representa la probabilidad de encontrar el valor
medio de la carga estas probabilidades son utilizadas en el caacutelculo del LOLE
(diacuteasantildeo)
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 48
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos
Los valores considerados de la incertidumbre van desde 2 al 15 en el caacutelculo
del LOLE aplicando el concepto de distribucioacuten normal los resultados se
presenta en la tabla 47
Efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Incertidumbre () LOLE(diacuteasantildeo)
2 145110
5 191130
10 399763
15 950630
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
434 Efectos del mantenimiento programado
Cuando las unidades del sistema de generacioacuten entran en mantenimiento la
capacidad disponible del sistema se ve reducida y por lo tanto es loacutegico pensar
que el LOLE tenga un incremento con respecto al LOLE que se obtiene cuando
no se considera el mantenimiento En la tabla 48 se presentan los valores del
LOLE para diferentes semanas y el valor total
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Joseacute Pachari P 49
Efecto del mantenimiento programado
Semanas LOLE(diacuteasantildeo)
121923-2544-52 112026
3-5 011395
6-7 006801
8 007424
9 002122
10 004624
11 007223
12-13 004632
14 003701
15 004654
16-17 007203
18 004392
20 006214
21-22 007202
26 006483
27 002015
28 006718
29 003259
30 004878
31-32 008787
33 005896
34 002059
35 011809
36 002266
37 007039
38-39 005062
40 002819
41-42 003858
43 004098
Total 266659
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado
435 Peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
Para el caacutelculo de la energiacutea no servida se considera que cada nivel de carga
horaria es igual a la energiacutea demandada siendo la energiacutea total igual a la
sumatoria de los 8 736 datos de demanda horaria Dentro de los iacutendices
presentados se incluye expectativa de peacuterdida de energiacutea (LOEE) iacutendice de
confiabilidad de energiacutea (EIR) y adicionalmente la Energiacutea demandada cuyos
valores reportados son
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Joseacute Pachari P 50
44 Resultados de iacutendices de confiabilidad y COPT obtenidos mediante
la aplicacioacuten al CIC ndash SG y comprobacioacuten mediante resultados
IEEE-RTS
Para realizar la validacioacuten de los diferentes resultados de iacutendices de
confiabilidad valores de probabilidades individuales o acumuladas de la tabla
de probabilidades de capacidades desconectadas se utiliza la ecuacioacuten 41
para calcular el error absoluto cometido
441 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En el programa desarrollado se calculoacute 3 180 estados ademaacutes no se ha
considerado meacutetodos de aproximacioacuten o truncamiento en el valor de las
probabilidades exacta y acumulada En la primera publicacioacuten del RTS se
reporta noventa estados que son presentados en el apeacutendice B tabla B11 en
la cual se presenta todos los estados para un rango de capacidad de salida de
0 a 60 MW para capacidades de salida mayores a 60 MW se presentan los
estados con incrementos de 20 MW hasta llegar a 1 600 MW finalmente la
publicacioacuten presenta una segunda tabla con 20 estados mostrados en el
apeacutendice B tabla B12 iniciando en 1 500 MW de capacidad de salida con
incrementos de 50 MW hasta llegar a 2 450 MW El nuacutemero de estados a
validar es considerable por lo cual el autor reportoacute posteriormente 10 estados
como valores de capacidad de salida representativos que son los que se
utilizan para la validacioacuten En la tabla 49 se presenta los estados
representativos y los resultados obtenidos del programa computacional
desarrollado
Datos representativos de la COPT
Estado
Cap Desc
Resultados IEEE-RTS 1979
Resultados CIC-SG Error absoluto ()
Probabilidad Probabilidad Probabilidad
(Mw) Individual Acumulada Individual Acumulada Individual Acumulada
1 0 023639495 1 023639511 1 676833E-05 0
31 100 002999154 054760141 002999156 054760114 666854E-05 493060E-05
90 200 000128665 038132840 000128665 038132810 0 786724E-05
153 265 000001312 033556693 000001312 033556665 0 834409E-05
288 400 006572832 026187364 006572831 026187343 152141E-05 801914E-05
444 556 000000345 008457820 000000345 008457806 0 0000165528
488 600 000035769 006211297 000035769 006211286 0 0000177097
838 950 000006431 000749197 000006431 000749195 0 0000266953
1 088 1 200 000002413 000079125 000002413 000079125 0 0
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1 388 1 500 000000030 000004043 000000030 000004044 0 0024727992
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto
En la tabla 49 se presenta en la probabilidad individual un error absoluto en
el orden del cien mileacutesimo o inferior por que se consideran como despreciables
Para la probabilidad acumulada el error maacuteximo cometido es del 0024 para
estas probabilidades la respuesta varia en el orden del diez mileacutesimo En
conclusioacuten la existencia de errores en las probabilidades individual y
acumulada se consideran como despreciables debido a que se presenta la
variacioacuten en la respuesta en el orden del diezmileacutesimo como maacuteximo y
analizando la dinaacutemica de caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad su influencia
es despreciable
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base
En el caacutelculo de los iacutendices el CIC-SG considera todos los estados de la tabla
de probabilidades acumuladas 364 datos de demanda maacutexima diaria y 8 736
datos de demanda horaria en orden cronoloacutegico Los caacutelculos totales de los
iacutendices de confiabilidad son presentados en la tabla 410 y tabla 411 Aunque
para el caso base donde no se incluye plan de mantenimiento programado se
podriacutea utilizar tambieacuten las curvas DPLVC y LDC obtenieacutendose los mismos
resultados
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Iacutendice de confiabilidad IEEE-RTS Resultado CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (diacuteasantildeo) 136886 136886 0
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria
Para el modelo de demanda maacutexima diaria el uacutenico iacutendice que se obtiene es la
probabilidad de peacuterdida de carga LOLE cometieacutendose un error de cero por
ciento
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad IEEE-RTS Resultados CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (horasantildeo) 939418 939136 003001859
LOEE (Gwh) 1176 1176 0
Energiacutea demandada (Gwh) 15297075 15297100 000016343
EIR 0999923 0999923 0
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria
Para el modelo de carga horaria el error absoluto es de 003 para el LOLE
un error del 0 en el LOEE un error del 000016 en energiacutea demandada y
un error del cero por ciento para el EIR Si bien se presenta un error maacuteximo
del 003 que se puede considerar como despreciable hay que tomar en
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Joseacute Pachari P 52
cuenta que en la publicacioacuten IEEE-RTS 1986 se presenta un truncamiento en
el nuacutemero de estados para el caacutelculo de los iacutendices a diferencia de esta tesis
que utiliza la totalidad de los estados siendo loacutegico que se presente un error
despreciable Los datos de demanda en MW obtenidos y aplicados al CIC-SG
se presentan en el apeacutendice B Tabla B13
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido
4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del
LOLE
En la tabla 412 se presenta los resultados del caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad considerando el mantenimiento programado y el error con
respecto a los resultados presentados en el IEEE-RTS Cabe recalcar que
cuando se calcula iacutendices de confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento
programado en el programa CIC-SG se debe considerar uacutenicamente los
modelos de demanda maacutexima diaria u horaria dados en orden cronoloacutegico y no
en su forma acumulada o modelo aproximado
Considerando el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad y comparando los resultados del CIC-SG con los de la IEEE-RTS
1986 se comete un error absoluto del 0 El plan de mantenimiento en su
forma adecuada para ingresar al programa se presenta en el apeacutendice B tabla
B14
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Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Semanas
LOLE(diacuteasantildeo)
Error obtenido IEEE-RTS
Resultados obtenidos
121923-2544-52 112026 112026 0
3-5 011395 011395 0
67 006801 006801 0
8 007424 007424 0
9 002122 002122 0
10 004624 004624 0
11 007223 007223 0
1213 004632 004632 0
14 003701 003701 0
15 004654 004654 0
1617 007203 007203 0
18 004392 004392 0
20 006214 006214 0
2122 007202 007202 0
26 006483 006483 0
27 002015 002015 0
28 006718 006718 0
29 003259 003259 0
30 004878 004878 0
3132 008787 008787 0
33 005896 005896 0
34 002059 002059 0
35 011809 011809 0
36 002266 002266 0
37 007039 007039 0
3839 005062 005062 0
40 002819 002819 0
4142 003858 003858 0
43 004098 004098 0
total (diacuteasantildeo) 2666590 2666590 0
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
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4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de
la demanda para el caacutelculo del LOLE
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga en el
CIC ndash SG se obtiene los resultados que se muestran en la tabla 413 La
incertidumbre se considera en el anaacutelisis del caso base es decir no se
considera el plan de mantenimiento programado de las unidades
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Incertidumbre ()
LOLE(diacuteasantildeo) Error obtenido () IEEE-RTS Resultados obtenidos PC
2 14511 14511 0
5 19113 191129 000052320
10 399763 398684 026990992
15 95063 820576 136808222
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo)
Como se puede observar el error cometido aumenta cuando la incertidumbre
va incrementaacutendose aunque para el segundo y tercer dato el error es
despreciable maacutes no asiacute para el cuarto dato donde el error tiene un incremento
abrupto Debido a esta razoacuten se realizaron los caacutelculos mediante Microsoft
Excel obtenieacutendose los mismos resultados que se obtienen mediante el CIC-
SG
45 Meacutetodos aproximados
En toda metodologiacutea propuesta es importante desarrollar meacutetodos
aproximados estos permiten obtener modelos que agilizan el anaacutelisis o caacutelculo
reduciendo el tiempo empleado con un error en los resultados aceptables
respecto a los exactos
En el presente trabajo se analizaraacute o plantearaacute modelos aproximados para el
sistema de carga y plan de mantenimiento programado
451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple
El meacutetodo planteado establece la existencia de una relacioacuten lineal entre dos
variables carga y tiempo mediante la utilizacioacuten del meacutetodo de la suma miacutenima
de los cuadrados de las distancias verticales entre cada punto y la recta El
coeficiente de determinacioacuten es el maacutes utilizado e indica el porcentaje de
ajuste que se ha conseguido con el modelo lineal siendo 1 una relacioacuten lineal
perfecta y 0 al no existir relacioacuten [15]
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a)
b)
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos
En una primera aproximacioacuten se establece el modelo con una sola recta para
los 364 datos obtenieacutendose la recta mostrada en la figura 42 (a) con un
coeficiente de determinacioacuten de 0979 El siguiente paso es el mejorar el
coeficiente de determinacioacuten mediante la divisioacuten de la curva de carga en
intervalos con igual nuacutemero de datos para cada uno de ellos se aplica la
regresioacuten lineal simple en la figura 42 (b) se presenta para dos intervalos y
para cinco se presenta en la figura 43 los resultados obtenidos del LOLE para
los intervalos son mostrados en la tabla 414
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Los paraacutemetros para establecer si el modelo es adecuado se basan en un error
no mayor al 5 en el caacutelculo de los iacutendices y el nuacutemero de segmentos de recta
no mayor a cinco
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de Segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
CIC-SG (Diacuteasantildeo)
Error Absoluto ()
1 Uno 2 626798 1 595 364 0979 118180 1366538580
2 Dos 2 645950 2 0756093 182 0965
125289 8472013208 2 139300 1 5812595 182 0924
3 Cinco
2 692358 2 358134 73 0887
134808 1518051517
2 401612 2 202748 73 0988
2 182204 2 004508 73 0987
2 004120 1 881432 73 0992
1 875691 1 484268 72 0984
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga
En la tabla 414 se presenta el nuacutemero de intervalos utilizados puntos iniciales
y finales de cada segmento duracioacuten de cada segmento coeficientes de
determinacioacuten y resultados obtenidos al aproximar la curva DPLVC a una o
varias rectas para los tres casos se establecen intervalos de duracioacuten iguales
para cada segmento En el primer caso con una sola recta con un coeficiente
de determinacioacuten de 0979 se comete un error de 1366 que es un error
considerable para el segundo caso con dos rectas se tiene un de 096 y
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092 cometiendo un error del 847 al comparar ambos errores se presenta
una contradiccioacuten debido a que al tener un valor del cercano a 1 para el
primer caso se deberiacutea cometer un error menor que en el segundo caso cuyo
en promedio es de 0942 En el tercer caso se presenta 5 intervalos con sus
respectivos cometiendo un error absoluto en el LOLE de 151 al
comparar con los dos casos anteriores se observa que el error en el caacutelculo del
LOLE es menor Por lo cual el meacutetodo de regresioacuten lineal simple dividiendo la
curva de carga en segmentos con igual nuacutemero de datos no se puede evaluar
mediante el sino uacutenicamente observando el error cometido en el caacutelculo del
iacutendice de confiabilidad Como segunda alternativa se plantea el meacutetodo de
regresioacuten lineal mediante inspeccioacuten de la curva imponiendo el nuacutemero de
intervalos y el nuacutemero de datos que cada intervalo tendraacute La regresioacuten lineal
se aplica a cada uno de los intervalos como se muestren la figura 44 y 45
Se plantea el segundo meacutetodo debido a que la curva de carga DPLVC
aparentemente tiene comportamientos lineales en varios intervalos que por
inspeccioacuten permite identificarlos no siendo el caso del primer meacutetodo que no
diferencia si tiene un comportamiento lineal
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
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Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
En la tabla 415 se presenta dos casos que son resultado de la inspeccioacuten de la
curva de carga para el primer caso se establece tres intervalos que son
mostrados en la figura 44 cometiendo un error del 369 con un coeficiente
de determinacioacuten de 0967 en promedio para el segundo caso se divide en
cuatro intervalos como se muestra en la figura 45 con un promedio de
0974 cometiendo un error del 156 al comparar ambos casos se observa un
comportamiento loacutegico debido a que al tener un lo maacutes cercano a uno el
error cometido tiende a cero
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
Obtenido Diacuteasantildeo
Error absoluto ()
1 Tres
2 778600 2 527800 23 0928
131833 3691392838 2 517256 1 836417 270 0990
1 870766 1 484996 71 0983
2 Cuatro
2 790720 2 564960 18 0929
134749 1561153076 2 554360 2 142210 147 0995
2 115610 1 872780 128 0990
1 876280 1 484990 71 0983
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC
En el primer meacutetodo se aprecia que el coeficiente de determinacioacuten no es un
paraacutemetro adecuado debido a que se pueden presentar valores de
cercanos a la unidad pero con errores en el caacutelculo del LOLE considerables
como en el primer caso de la tabla 414 esto se debe a que si bien la regresioacuten
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lineal permite encontrar una recta que mejor se ajuste a los 364 puntos al
obtener se utiliza un error promedio de todos los puntos y al calcular los
iacutendices de confiabilidad no todos los puntos tienen un mismo peso en el valor
del LOLE final [16] [17] Por el anterior razonamiento se establece como
segundo meacutetodo la formacioacuten de rectas mediante inspeccioacuten daacutendonos errores
despreciables por lo cual se considera el segundo meacutetodo como aproximando
de la curva de carga mediante cuatro segmentos de recta para el caacutelculo de los
iacutendices
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo
la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Se utiliza el meacutetodo aproximado con los intervalos presentados en la tabla 415
segundo caso para el caacutelculo del LOLE con incertidumbre los resultados son
presentados en la tabla 416
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad mediante modelo aproximado
Incertidumbre ()
LOLE (diacuteasantildeo) Error absoluto ()
IEEE-RTS Exacto CIC-SG
Aproximado CIC-SG
Exacto Aproximado
IEEE-RTS Aproximado
2 14511 14511 142622 1714561367 1714561367
5 19113 191129 190389 0387173061 038769424
10 399763 398684 396644 0511683439 0780212276
15 95063 820576 812361 1001126038 1454498596
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre
Los errores cometidos con valores de incertidumbre del 2 5 y 10 son
despreciables si comparamos los resultados presentados por el RTS y los
calculados mediante el meacutetodo exacto en el CIC-SG para la incertidumbre del
15 el error que se comete respecto de los valores del RTS es considerable al
igual que sucedioacute con el error obtenido para el caacutelculo con el meacutetodo exacto
pero si comparamos el meacutetodo exacto con el aproximado se puede observar
que el error tambieacuten es despreciable Por lo tanto se corrobora que el modelo
aproximado utilizado es adecuado
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC
Una vez que se obtuvo un meacutetodo aproximado para el modelo de carga de la
curva DPLVC se aplica el mismo criterio para la curva LDC obteniendo el
nuacutemero de segmentos mostrados en la tabla 417
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 60
Modelo de carga LDC aproximado mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE (horasantildeo) 939418
LOLE Exacto (horasantildeo) CIC - SG 939136
Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten LOLE obtenido
HorasAntildeo
Error absoluto ()
IEEE- RTS Exacto
Exacto Aproximado
4
2 746213 2 53356 120
915452 255115401 252189246 2 489832 1 93260 2 680
1 950258 1 141 5 700
1 124949 99546 236
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC
Al obtener un error en el LOLE de 255 se verifica la correcta aplicacioacuten del
meacutetodo de regresioacuten lineal por inspeccioacuten en el caso de la curva LDC se
calcula otros iacutendices que son presentados en la tabla 418 y que no fueron
calculados en la curva DPLVC debido a que se tratan de iacutendices de peacuterdida de
energiacutea
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad
IEEE-RTS CIC-SG Exacto
CIC-SG Aproximado
Error absoluto ()
IEEE-RTS Aproximado
Exacto Aproximado
LOEE (GWh) 1176 11763 111747 5001275185 4977040816
Energiacutea demandada (GWh) 15297075 152971 153031 0039223121 0039386615
EIR 0999923 0999923 0999927 0000400031 0000400031
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC
En la tabla 418 se presenta los resultados y errores obtenidos en el caacutelculo al
compararlos con los errores cometidos en el meacutetodo exacto se observa que al
ser una aproximacioacuten el mayor error es del LOEE de 5 de lo que se
concluye que la aproximacioacuten es acertada
454 Modificaciones del plan de mantenimiento
El objetivo de esta aproximacioacuten es reducir el nuacutemero de intervalos que se
obtiene del plan de mantenimiento y por consiguiente el tiempo de caacutelculo de
las respectivas tablas de probabilidades de capacidades desconectadas de
cada intervalo ademaacutes de poder obtener un modelo del plan de mantenimiento
que pueda ser utilizado para el caacutelculo de iacutendices de confiabilidad a largo plazo
En la figura 46 se muestra la curva de capacidades disponibles debido al plan
de mantenimiento de todas las unidades del sistema de generacioacuten Como se
puede observar el nuacutemero de intervalos totales son 32 y por lo tanto igual
nuacutemero de COPTs
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 61
Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento
Como se puede apreciar la capacidad disponible es variable debido a que en
cada intervalo puede estar una o varias unidades en mantenimiento En la tabla
419 se muestran las capacidades disponibles de cada intervalo y las unidades
que se encuentran en mantenimiento
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 62
Intervalo Inicio del
Intervalo (h) Fin del intervalo
(h)
Capacidad disponible
MW
Unidades en mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 344 3 053 155-197 352
P5 1 344 1 512 3 021 12-20-155-197 384
P6 1 512 1 680 2 776 12-20-197-400 629
P7 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P8 1 848 2 184 2 810 20-20-155-400 595
P9 2 184 2 352 2 850 155-400 555
P10 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P11 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P12 2 856 3 024 3 208 197 197
P13 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P14 3 192 3 360 3 305 100 100
P15 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P16 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P17 4 200 4 368 3 238 12-155 167
P18 4 368 4 536 3 088 12-50-100-155 317
P19 4 536 4 704 3 100 50-100-155 305
P20 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P21 4 872 5 040 3 329 76 76
P22 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P23 5 376 5 544 3 023 12-20-350 382
P24 5 544 5 712 2 947 12-20-76-350 458
P25 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P26 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P27 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P28 6 216 6 552 2 788 12-50-155-400 617
P29 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P30 6 720 7 056 3 046 12-50-100-197 359
P31 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P32 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 63
4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en
el plan de mantenimiento las unidades pequentildeas del sistema
de generacioacuten
Como el titulo lo sugiere en esta primera aproximacioacuten al no considerar las
unidades maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten en el plan de
mantenimiento implica que dichas unidades se encuentran disponibles durante
todo el periodo de anaacutelisis El procedimiento de esta aproximacioacuten sugiere que
las unidades que no se deben considerar en el plan de mantenimiento sean
inicialmente las de 12 MW luego de ser posible las de 12 MW y 20 MW
seguido de la combinacioacuten de 12 MW 20 MW y 50 MW y asiacute sucesivamente
mientras el error en la determinacioacuten de los iacutendices se encuentre dentro de los
paraacutemetros (maacutex 5) En la tabla 420 se muestra un resumen de los caacutelculos
Anaacutelisis del mantenimiento
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Caso Nuacutemero de unidades
que no entran en mto
Capacidad de cada unidad
MW
Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 5 12 31 263677 111828215
2 5 12
29 260803 219606313 4 20
3
5 12
25 247399 722270765 4 20
6 50
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento
Con esta modificacioacuten se puede observar que las unidades que se podriacutean
excluir del plan de mantenimiento seriacutean las de 12 y 20 MW ya que el error que
se presenta en el caacutelculo del LOLE se encuentra dentro de los liacutemites
establecidos inicialmente aunque el objetivo final que se persigue no se ha
conseguido ya que uacutenicamente se reducen 3 intervalos lo que se consigue con
este meacutetodo principalmente es la reduccioacuten de los datos del plan de
mantenimiento que se deben manipular En la tabla 421 se presenta los
intervalos y capacidades disponibles del plan de mantenimiento modificado
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 64
Intervalo Inicio del
Intervalo(h) Fin del
Intervalo(h) Capacidad
disponible MW Unidades en
mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 512 3 053 155-197 352
P5 1 512 1 680 2 808 197-400 597
P6 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P7 1 848 2 850 2 850 155-400 555
P8 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P9 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P10 2 856 3 024 3 208 197 197
P11 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P12 3 192 3 360 3 305 100 100
P13 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P14 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P15 4 200 4 368 3 250 155 155
P16 4 368 4 704 3 100 50-100-155 305
P17 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P18 4 872 5 040 3 329 76 76
P19 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P20 5 376 5 544 3 055 350 350
P21 5 544 5 712 2 979 76-350 426
P22 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P23 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P24 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P25 6 216 6 552 2 800 50-155-400 605
P26 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P27 6 720 7 056 3 058 50-100-197 347
P28 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P29 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo
4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten
Se realiza la modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten en
aquellos puntos en los cuales no existe gran diferencia entre las capacidades
disponibles de periodos continuos como se puede observar en la figura 47
Como se puede observar en la figura se agrupa intervalos de mantenimiento
que tienen capacidades disponibles que variacutean en pequentildea cantidad para
conseguir esto hay que modificar el plan de mantenimiento de algunas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 65
unidades En la tabla 422 se muestran las unidades a las que se les ha
modificado el plan de mantenimiento y el intervalo original al que perteneciacutean
dichas unidades
Figura 4 7 Plan de mantenimiento
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero de unidades Capacidad MW
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h)
P5 1 12 1 512 1 680
1 20 1 512 1 680
P8 2 20 No entra en mantenimiento
P15 1 50 No entra en mantenimiento
P18 1 12 4 200 4 368
P18 1 50 No entra en mantenimiento
P19 1 50 No entra en mantenimiento
P24 1 76 6 048 5 712
P28 1 50 No entra en mantenimiento
P28 1 12 No entra en mantenimiento
P30 1 12 No entra en mantenimiento
1 50 No entra en mantenimiento
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del nuacutemero de intervalos
Como se puede observar para algunas unidades no se considera el plan de
mantenimiento y para otras se ha modificado ya sea su hora de inicio o
finalizacioacuten esto se debe a la necesidad de tener capacidades disponibles
iguales en intervalos continuos para poder agruparlos y reducir el nuacutemero de
los mismos Ademaacutes hay que recalcar que para obtener un error del LOLE que
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 66
se encuentre dentro de los liacutemites permitidos como se muestra en la tabla 423
las unidades a las que se les modifica el plan de mantenimiento siguen siendo
las maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten En la tabla 423 se muestran los
resultados del LOLE con el plan de mantenimiento modificado iniciando con la
modificacioacuten del P5 luego la modificacioacuten del P5 y P8 conjuntamente hasta
finalmente incluir todas las modificaciones
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados de la curva
original Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 P5 31 266241 015675451
2 P5P8 30 264716 072864595
3 P5P8 P15 29 262381 160429612
4 P5P8 P15 P18 P19 27 259299 276007940
5 P5P8 P15 P18 P19P24 26 258297 313584016
6 P5P8 P15 P18 P19P24P28 25 255889 403886612
7 P5P8 P15 P18 P19P24P28P30 24 254447 457963167
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado
Se puede observar que cuando el nuacutemero de intervalos se reduce debido a las
modificaciones que se hace a la curva del plan de mantenimiento el error crece
la razoacuten de este comportamiento se debe a que para tener menos intervalos de
mantenimiento se debe modificar u omitir del plan de mantenimiento unidades
de generacioacuten maacutes grandes cada vez modificando considerablemente la
capacidad disponible y por consiguiente el LOLE
Mediante este meacutetodo se consigue una mayor reduccioacuten del nuacutemero de
intervalos en comparacioacuten con el meacutetodo anterior pero debido a que la
reduccioacuten del nuacutemero de intervalos se hace de forma visual pueden existir
varias formas de combinar los intervalos siendo difiacutecil encontrar una curva
modificada que sea la maacutes adecuada por lo cual se recurre a otro meacutetodo que
permita modificar o reducir el nuacutemero de intervalos de mantenimiento en
funcioacuten del porcentaje del LOLE de cada intervalo con respecto al LOLE total
4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada
intervalo
Antes de continuar con el anaacutelisis es necesario observar la relacioacuten que se
presenta entre los valores de demandas maacuteximas y la curva de mantenimiento
para su anaacutelisis se utiliza la figura 48
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 67
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado
Al analizar la figura 48 se puede apreciar que los valles de carga son el
momento propicio para que mayor cantidad de unidades entren en
mantenimiento y el comportamiento de las curva mantiene o trata de mantener
un mismo valor de reserva Es necesario considerar que una razoacuten para el
comportamiento de la curva de carga y mantenimiento es debido a que los
valores de carga consideran las cuatro estaciones produciendo valles de carga
pronunciados permitiendo programar el mantenimiento acorde a la curva de
carga
Para el desarrollo del meacutetodo de aproximacioacuten es necesario obtener el LOLE
para cada uno de los periodos de capacidad disponible obtenidos de la curva
de mantenimiento y el porcentaje que representa con respecto al LOLE total
Estos resultados son presentados en la tabla 424 el caacutelculo del porcentaje es
obtenido mediante la ecuacioacuten 42
(42)
En funcioacuten de estos porcentajes se puede realizar modificaciones en el plan de
mantenimiento de las unidades con el objetivo de obtener una reduccioacuten en el
nuacutemero de periodos paraacutemetros para la obtencioacuten de una curva tipo para
futuras aplicaciones disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo de los iacutendices y
obtener un error absoluto en el caacutelculo del LOLE que se encuentre dentro de
los liacutemites establecidos Con el valor del LOLE de cada intervalo se puede
empezar a modificar la curva de mantenimiento igualando las capacidades
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 68
disponibles de intervalos continuos empezando por los intervalos que
representan el menor porcentaje del LOLE total Para igualar las capacidades
disponibles se debe omitir el mantenimiento de algunas unidades en los
intervalos en algunos casos esto no es posible ya que los intervalos continuos
al que se estaacute analizando no poseen unidades comunes como es el caso de
intervalo P13 (tabla 419) en el cual ninguna unidad esta en mantenimiento y
sus intervalos adyacentes tienen unidades de 100 y 197 MW en
mantenimiento En la tabla 425 se muestra el valor del LOLE de cada intervalo
y su porcentaje respecto al LOLE total en orden ascendente
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo)
266659
Intervalo LOLE por periodo
(diacuteasantildeo)
Porcentaje del LOLE
total
P1 006421 2408
P2 011395 4273
P3 006802 2551
P4 007424 2784
P5 002122 0796
P6 004624 1734
P7 007223 2709
P8 004632 1737
P9 003701 1388
P10 004654 1745
P11 007203 2701
P12 004392 1647
P13 002301 0863
P14 006214 2330
P15 007202 2701
P16 011735 4401
P17 006483 2431
P18 002015 0756
P19 006718 2519
P20 003259 1222
P21 004878 1829
P22 008787 3295
P23 005896 2211
P24 002059 0772
P25 011809 4429
P26 002266 0850
P27 007039 2640
P28 005062 1898
P29 002819 1057
P30 003858 1447
P31 004098 1537
P32 091568 34339
TOTAL 266659 100
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 69
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Intervalo Porcentaje del
LOLE total Intervalo
Porcentaje del LOLE
total
P18 0756 P23 2211
P24 0772 P14 2330
P5 0796 P1 2408
P26 0850 P17 2431
P13 0863 P19 2519
P29 1057 P3 2551
P20 1222 P27 2640
P9 1388 P15 2701
P30 1447 P11 2701
P31 1537 P7 2709
P12 1647 P4 2784
P6 1734 P22 3295
P8 1737 P2 4273
P10 1745 P16 4401
P21 1829 P25 4429
P28 1898 P32 34339
TOTAL1 = 21278 TOTAL2 = 78722
TOTAL=TOTAL1+TOTAL2 100
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total
En la tabla 426 se muestran las modificaciones del plan de mantenimiento de
las unidades de cada intervalo que ha sido intervenido empezando por el
intervalo cuyo LOLE es el menos representativo y continuando con los demaacutes
intervalos que se pueden modificar
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero
de unidades
Capacidad MW
Plan de mantenimiento original
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h) Inicio (h) Fin (h)
P18 1 12 4 200 4 536 4 200 4 368
P24 1 76 5 544 6 048 5 712 6 048
P5 1 12 1 344 1 680 1 512 1 680
1 20 1 344 1 680 1 512 1 680
P26 1 76 5 544 6 048 5 712 5 880
P30 1 12 6 720 7 056 0 0
1 50 6 720 7 056 0 0
P8 2 20 1 848 2 184 0 0
P28 1 12 6 216 6 552 0 0
1 50 6 216 6 552 0 0
P15 1 50 3 360 3 696 0 0
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 70
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto
()
1 P18 31 266474 0069
2 P18 P24 30 265472 0445
3 P18P24P5 29 265054 0602
4 P18P24P5P26 28 263926 1025
5 P18P24P5P26P30 27 262484 1566
6 P18P24P5P26P30P8 26 260960 2137
7 P18P24P5P26P30P8P28 25 258551 3041
8 P18P24P5P26P30P8P28P15 24 256216 3916
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento
En la tabla 427 se presentan los resultados del LOLE debido a las
modificaciones del plan de mantenimiento de algunas unidades como se
puede observar el nuacutemero de intervalos se reduce de 32 a 24 al igual que con
el meacutetodo descrito en el inciso 4542 donde se realiza la reduccioacuten de los
intervalos por inspeccioacuten la diferencia resalta en el error cometido en el caacutelculo
del LOLE ya que en un caso el error con 24 intervalos es de 4580 y en el
presente caso se reduce a 3916 demostrando que la mejor teacutecnica para
establecer un modelo de plan de mantenimiento para aplicaciones futuras es la
expuesta en este inciso En la figura 49 se presenta la curva de mantenimiento
modificada Cabe anotar que para conseguir una reduccioacuten aun mayor del
nuacutemero de intervalos se debe modificar el plan de mantenimiento de unidades
cada vez maacutes grandes con lo cual se incrementa el error en el caacutelculo del
LOLE ademaacutes se puede observar en la tabla 426 que la unidades a las cuales
se les modifica el plan de mantenimiento en general siguen siendo las maacutes
pequentildeas del sistema de generacioacuten
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Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada
46 Tiempos de caacutelculo
Un aspecto importante a considerar es el tiempo de caacutelculo de la tabla de
probabilidades de capacidades desconectadas e iacutendices de confiabilidad
mediante los meacutetodos exactos y poderlos comparar con los modelos
aproximados En la tabla 428 se presenta los tiempos obtenidos en el proceso
de validacioacuten del programa computacional mediante el sistema de pruebas
IEEE-RTS tanto en su caacutelculo exacto como aproximado
Tiempo de caacutelculo (seg) de la COPT e iacutendices de confiabilidad
Sin Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 170 0340
Iacutendices con carga horaria 3660 0340
Sin Mantenimiento-Con incertidumbre
Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 1115 1420
Con Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Mantenimiento-Exacto de
demanda
COPT 4040 302
Iacutendices con carga pico diaria 2 2
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices
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En la tabla 428 se presenta los tiempos de caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad mediante el modelo exacto y aproximado Como se puede
observar si se utiliza el modelo aproximado de demanda no se puede utilizar el
plan de mantenimiento programado Uno de los objetivos planteados para la
utilizacioacuten de meacutetodos aproximados era la disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo
de la COPT y los iacutendices de confiabilidad en la tabla 428 se puede observar
en el primer caso (ldquoSin Mantenimientordquo) el tiempo de caacutelculo de la COPT es
igual ya que la aproximacioacuten se hace al modelo de demanda pero el tiempo
que se requiere con el modelo aproximado es el 20 del tiempo que se
requiere con el modelo exacto cuando se utiliza la carga horaria el tiempo que
se requiere con el modelo aproximado es uacutenicamente el 093 del tiempo que
requiere el modelo exacto De esta forma se puede observar que mediante la
utilizacioacuten de modelos aproximados se consigue reducir el tiempo de caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad y COPT
Es importante considerar que estos valores pueden variar dependiendo de la
versioacuten del software MatLab y las caracteriacutesticas del computador utilizado En
este caso se ha utilizado la versioacuten 71 de MatLab y un computador marca
TOSHIBA con sistema operativo de 32 bits Windows 7 Ultimate con memoria
RAM de 2GB procesador Pentium Intel Dual-Core de 176 GHz de velocidad
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CAPITULO V
DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL
SNI
51 Introduccioacuten
Para realizar el anaacutelisis de confiabilidad del sistema de generacioacuten del sistema
nacional interconectado ecuatoriano es necesario obtener una base de datos
confiable que permita obtener resultados con la mayor exactitud posible La
informacioacuten debe ser adquirida e investigada en los organismos de control y
operacioacuten del sector eleacutectrico tales como el CENACE CONELEC MEER
(Ministerio de Electricidad y Energiacuteas Renovables) o paacuteginas web de las
empresas a las que pertenezcan las centrales La informacioacuten recaudada se ha
dividido en datos histoacutericos y proyectados los primeros considera los antildeos
2007-2009 en el cual se determina el comportamiento histoacuterico de las centrales
existentes capacidad nominal y efectiva de las unidades probabilidades de
falla tipo de energiacutea primaria utilizada interconexioacuten existente y condiciones
operativas para el mantenimiento se adiciona el antildeo 2010 como histoacuterico el
segundo periodo considera el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 que
considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten a formar parte
del SG Los datos obtenidos seraacuten tabulados y filtrados para detectar posibles
inconvenientes y plantear correcciones
Ademaacutes se plantea aproximaciones en las capacidades de las unidades del
sistema de generacioacuten y plan de mantenimiento programado con el fin de
reducir el tiempo de caacutelculo se modifica las fechas de ingreso de las centrales
del plan de expansioacuten publicado por el CENACE se determina el retiro de
unidades curva tiacutepica de demanda y el requerimiento de la interconexioacuten con
Colombia
52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano
En la tabla 51 se presenta la capacidad del sistema de generacioacuten clasificada
como incluida o no al SNI para el periodo histoacuterico [18] [19] [20]
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Central clasificada por conexioacuten al SNI
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Incluidas al SNI 4 29365 3 90930 4 57872 4 2154 4 81712 4 55438
No incluidas al SNI 59540 446520 62765 46501 67159 49594
Total Sistema de generacioacuten 4 88905 4 35582 5 20637 4 68042 5 48871 5 05032
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten
Antes de iniciar la descripcioacuten de las centrales del SNI se presenta en el
siguiente punto aclaraciones de la base de datos obtenida
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada
5211 Tasa de fallas
En vista que el CENACE y el CONELEC no disponen de la tasa de fallos (FOR)
de cada unidad del sistema y que esta informacioacuten sea segura o verificada se
optoacute por la utilizacioacuten de la base de datos de Generating Availability Data
System (GADS) de la North Electric American Reliability Corporation (NERC)
en la cual se presenta estadiacutesticas para el periodo 2005-2009 para los distintos
rangos de capacidad y tipo de conversioacuten de energiacutea primaria de las centrales
utilizando para las unidades base la tasa de falla (FOR) y para las unidades
ciacuteclicas el Equivalent Forced Outage Rate demand (EFORd) [21] En la tabla
52 se presenta la informacioacuten obtenida de la NERC y los tipos de centrales
que conforman el SG del SNI
North Electric Reliability Corporation (NERC) SG
Ecuatoriano
Clasificacioacuten de la central
Tipo de central o combustible
Nuacutemero de rango
Rango de capacidad
MW
FOR ()
EFORd ()
Tipo de unidades
A Fossil Oil Primary
1 1 a 99 876 - Teacutermica Turbovapor 2 100 a 199 1179 -
B Gas Turbine
1 1 a 19 1667 - Teacutermica
Turbogas 2 20 a 49 1002 -
3 Mayor a 50 699 -
C Combined
Cycle 1
Todos los tamantildeos
59 - Ciclo
Combinado
D Hidraacuteulicas
(Agua)
1 1 a 29 - 773 Hidraacuteulicas
2 Mayor a 30 - 404
E Diesel 1 Todos los tamantildeos
- 1297 Teacutermica MCI
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC
El Sistema de Generacioacuten del SNI Ecuatoriano estaacute formado por los
diferentes tipos de unidades sean estas teacutermicas de motor de combustioacuten
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interna Teacutermicas Turbovapor Teacutermicas Turbogas Teacutermicas ciclo combinado9
e hidraacuteulicas como se muestra en la tabla 52
522 Sistema de generacioacuten del SNI
Las unidades que constan en los boletines estadiacutesticos de los antildeos 2007 2008
y 2009 son presentados en el anexo C11 Para cada antildeo se presenta la
siguiente informacioacuten nombre de la empresa y central nuacutemero de unidades
tipo de unidad potencia nominal y efectiva FOR factor de planta y condicioacuten
operativa En la descripcioacuten del sistema de generacioacuten se considera el antildeo
2009 como antildeo base para los anaacutelisis a largo plazo debido a que es el uacuteltimo
boletiacuten estadiacutestico publicado por el CONELEC para los antildeos 2007 y 2008 se
presenta como base la informacioacuten de capacidades y energiacutea primaria del antildeo
2009 por la razoacuten de presentar variaciones de estos datos en los antildeos 2007 y
2008 En la tabla 53 se presenta las capacidades de las unidades clasificadas
por tipo de central para el antildeo 2009
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2009
Hidraacuteulica 2 05501
Teacutermica MCI 61537
T turbogas 94394
T turbovapor 5528
Interconexioacuten 650
Capacidad nominal total 4 81712
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la figura 51 se presenta los porcentajes de cada uno de los tipos de central
en funcioacuten de la capacidad total en el antildeo 2009 Se observa que las unidades
hidraacuteulicas constituyen el 493 del sistema de generacioacuten para las unidades
teacutermicas MCI el 147 teacutermicas turbogas el 2265 finalmente las unidades
turbovapor con el 1327
9 Este tipo de unidades son ingresadas en el plan de expansioacuten
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Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje
53 Interconexiones internacionales
Las interconexiones internacionales de electricidad brindan a los paiacuteses que las
realizan beneficios tales como exportacioacuten de excedentes de energiacutea aumento
de seguridad en ambos sistemas eleacutectricos y mejoras en la calidad de servicio
[22] A partir del 2003 empezoacute el intercambio de energiacutea eleacutectrica de nuestro
paiacutes con paiacuteses vecinos en la tabla 54 se presenta las caracteriacutesticas de las
interconexiones
Interconexioacuten Liacutenea de transmisioacuten Nuacutemero de circuitos
Voltaje (KV)
Capacidad (MW)
Longitud (km)
Ecuador ndash Colombia
Pasto - Quito 2 230 250 135
Pomasqui- Jamondino 2 230 250 2126
Tulcaacuten - Panamericana 1 138 35 155
Ecuador-Peruacute Zorritos- S Ildefonso 1 230 100 134
Capacidad total (Mw) 635
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia
Interconexioacuten 230KV
La primera etapa de la Interconexioacuten con Colombia entroacute en operacioacuten el 1
marzo del 2003 entre Pasto (Colombia) y Quito (Ecuador) actualmente tiene
una capacidad maacutexima de 250 MW en 230 KV con doble circuito [23]
En la segunda etapa de la interconexioacuten Betania-Altamira-Mocoa-Pasto-
Frontera-Pomasqui con una capacidad de 250 MW participaron las empresas
CELEC-Transelectric de Ecuador y Empresa de Energiacutea de Bogotaacute con la
autorizacioacuten del CONELEC y del Ministerio de Minas y Energiacutea de Colombia
La liacutenea fue inaugurada en el mes de mayo de 2008 permitiendo duplicar la
capacidad de transferencia de energiacutea eleacutectrica de 250 MW a 500 MW En el
lado ecuatoriano la obra consistioacute en la ampliacioacuten de las subestaciones
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Pomasqui y Santa Rosa ademaacutes de la construccioacuten de la liacutenea de transmisioacuten
Pomasqui-Frontera II de doble circuito de 135 km de longitud [24]
Interconexioacuten 138KV
La interconexioacuten con Colombia a 138 KV entroacute en servicio el 4 de octubre de
2001 comprende una LT a simple circuito con una capacidad de 35 MW que
une las subestaciones Tulcaacuten ndash Panamericana esta liacutenea tiene una longitud
de 155 Km [25]
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute
La Interconexioacuten con Peruacute estaacute disponible desde diciembre del 2004 con
posibilidad de entregar hasta 100 MW a 230 KV comprende la LT Zorritos- S
Ildefonso con una longitud de 134 Km con un circuito
54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI
La informacioacuten del plan de mantenimiento programado proporcionada por el
CENACE para el periodo 2007-2010 fue tabulada y es mostrada en el Anexo
C12 en la cual se presenta el nombre de la central unidad en mantenimiento
capacidad de la unidad hora de inicio y finalizacioacuten del mantenimiento acorde
a la estructura que se explicoacute en el capiacutetulo 3 referente a ingreso de datos de
mantenimiento El inconveniente encontrado en la tabulacioacuten se presenta
variacioacuten en la capacidad nominal de las unidades con respecto a los boletines
estadiacutesticos por lo cual se consideroacute al antildeo 2009 como capacidad base
debido a que al ingresar al programa computacional debe existir coherencia
con las capacidades de las unidades que forman el sistema de generacioacuten y
las que ingresan a mantenimiento
55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten
Dentro del ldquoPlan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 (PME)rdquo publicado por el
CONELEC se contempla los proyectos con posibilidades de ejecutarse y entrar
en operacioacuten Los proyectos considerados son los que cumplen las siguientes
condiciones [24]
1 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en construccioacuten Se incluyen en este
grupo aquellos proyectos cuya construccioacuten se encuentra paralizada por
diversas causas
2 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con contrato firmado con el
CONELEC que auacuten no inician la construccioacuten
3 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con certificado de concesioacuten o
permiso (traacutemite previo a la firma de contrato) otorgado por el
CONELEC
4 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en traacutemite o que han sido priorizados
por el actual gobierno
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5 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica de la cuenca del Guayllabamba y
Zamora
Con los proyectos que cumplen estas condiciones el CONELEC ha realizado
un estudio de priorizacioacuten y seleccioacuten de proyectos de generacioacuten eleacutectrica
para satisfacer el crecimiento de la demanda para los escenarios de
crecimiento menor medio y mayor bajo la consideracioacuten de la tercera
hipoacutetesis10 que establece ldquola revisioacuten de demandas de cargas especiales
proyectos piloto de cocinas de induccioacuten y calefones hasta la entrada en
operacioacuten de Coca Codo Sinclairrdquo [24] Para los retiros de unidades del sistema
de generacioacuten el CONELEC consideran aquellas unidades generadoras que
no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten del CENACE y para las
cuales no se ha solicitado financiamiento para rehabilitacioacuten o mejoras en el
SIP11 del SENPLADES
Para el Caso 1 que considera el crecimiento de demanda menor con
importacioacuten se presenta en la tabla 55 y 56 los posibles retiros e ingresos de
unidades respectivamente
Antildeo de Salida
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
2009 agosto Power Bargue 1 Ulysseas Inc Privado Barcaza 24
2016 enero Aniacutebal Santos (Gas) CATEG-G Publico T Turbogas 92
2017 enero G Zeballos Electroguayas Publico T Turbogas 20
2018 enero V G Zeballos Electroguayas Publico T Turbovapor 146
Capacidad retirada 282
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
10
Tercera Hipoacutetesis Incorporacioacuten progresiva de la coccioacuten y calentamiento de agua mediante la sustitucioacuten del gas licuado de petroacuteleo (GLP) como fuente energeacutetica para utilizar dispositivos que utilicen electricidad cocinas de induccioacuten duchas y calefones eleacutectricos entre los principales Esta constituye una de las maacutes importantes intervenciones que considera la Matriz Energeacutetica elaborada por el Ministerio de Electricidad y Energiacutea Renovable 11 Sistema de Inversioacuten Puacuteblica
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Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW) E Media (GWh)
2010 enero Residuo 1 No Publico T 50 3524
2010 abril Mazar CELEC-Hidropaute Publico H 160 800
2010 julio Cuba manta Miraflores
CELEC-Termopichincha Publico T 204 1435
2011 enero Baba Hidrolitoral SA Publico H 42 161
2011 enero San Joseacute de
minas San Joseacute de Minas SA Privado H 6 37
2011 enero Residuo 2 No Publico T 100 700
2011 julio Ocantildea Elecaustro SA Publico H 26 1923
2012 enero Esmeraldas CELEC-
Termoesmeraldas Publico T 144 1 000
2012 enero Chorrillos Hidrozamora SA Publico H 4 21
2012 enero Ciclo
combinado 1 Publico T 87 600
2012 marzo San Joseacute de
Tambo Hidrotambo SA Privado H 8 505
2012 junio TG Natural 1
Publica T 100 700
2012 julio Sushufindi CELEC-
Termoesmeraldas Publica T 135 800
2012 julio Topo Pemaf Ciacutea Ltda Privado H 23 154
2012 agosto Mazar-Dudas Hidroazogues SA Publica H 209 1465
2012 diciembre Sigchos Hidroeleacutectrica Sigchos Privado H 174 1251
2012 diciembre Apaquiacute Current Energy of
Ecuador SA Privado H 36 2347
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
2013 enero Victoria Hidrovictoria SA Privado H 10 63
2013 enero Pilaloacute Hidroeleacutectrica Pilaloacute Privado H 93 70
2013 junio Chontal Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 72 444
2014 enero Angamarca Hidroeleacutectrica Angamarca
Privado H 66 320
2014 marzo Toachi Pilatoacuten Hidrotoapi SA Publico H 228 1 190
2014 abril Sopladora CELEC-Hidropaute Publico H 487 2 560
2014 junio La unioacuten Enerjubones SA Publico H 80 4 45
2014 septiembre Quijos E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 40
2014 septiembre Baeza E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 33
2015 abril Chespi Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 167 1 000
2015 abril Coca Codo
Sinclair Hidroeleacutectrica Coca
Codo S Publica H 1 500 7 933
2015 junio Minas Enerjubones SA Publica H 273 1 372
2015 junio Villadora Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 270 1 595
2017 enero Cardenillo Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 400 2 100
Capacidad adicionada 4 658 26 073
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
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Para el CASO 2 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento medio de demanda con importacioacuten se considera los mismos ingresos y retiros del CASO 1 con la adicioacuten de tres proyectos que son presentados en la tabla 57
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
Energiacutea Media (GWh)
2013 enero Ciclo Combinado No Publico T 60 400
2013 enero Angamarca Sinde Hidronacioacuten SA Publico H 29 208
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
Capacidad adicionada 105 698
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten
Para el CASO 3 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento alto de demanda con
importacioacuten se considera los ingresos y retiros del CASO 2 con la adicioacuten de
un proyecto que es presentado en la tabla 58
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia (MW)
Energiacutea Media (GWh)
2011 enero Residuo 3 No Publico T 100 700
Capacidad adicionada 100 700
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten
56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de
generacioacuten
Previoacute a la determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad se realizaraacute
aproximaciones en las capacidades y mantenimientos de las unidades que
permiten una reduccioacuten considerable en el tiempo de caacutelculo El retiro de
unidades se fundamenta en los factores de planta del periodo 2006-2009 y el
cumplimiento del tiempo de vida de los equipos e instalaciones
electromecaacutenicas para cada tipo de unidad publicado por el CONELEC
ademaacutes se considera los retiros de las unidades que se publican en el plan
maestro de electrificacioacuten finalmente se determina los requerimientos de
capacidad de la interconexioacuten con Colombia para cada uno de los antildeos del
periodo de anaacutelisis 2010-2020 sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009
Las capacidades nominales de las unidades que se encuentran disponibles
para los antildeos 2007-2009 no siempre presentan valores enteros de potencia en
MW tenieacutendose algunas con valores racionales que al momento de ser
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utilizados en el programa CIC-SG incrementan el nuacutemero de estados de la
COPT y el tiempo de caacutelculo de una forma considerable
La solucioacuten planteada considera aproximar las capacidades nominales de las
unidades a valores enteros la forma de aproximar se explica a continuacioacuten
Se agrupoacute las unidades por tipo de central y tasa de falla obtenieacutendose 10
grupos12 En cada grupo se procedioacute a obtener el menor entero de la potencia
de cada unidad luego se obtiene la diferencia de potencia entre el valor real y
el menor entero se suma dichos valores obteniendo una diferencia por grupo
esta diferencia se distribuyoacute en las unidades iniciando con aquellas cuyo valor
real se encuentre maacutes cercano al mayor entero hasta distribuir en lo posible la
diferencia total en las unidades de su respectivo grupo
Para validar esta aproximacioacuten se procedioacute a calcular los resultados reales y
aproximados para varios grupos de unidades escogidas de forma aleatoria
obtenieacutendose los resultados presentados en la tabla 59 en esta se presenta el
nuacutemero total de unidades que fueron consideradas en cada caso y de estas
cuaacutentas unidades tienen valores de potencia entera y racional para el caacutelculo
del LOLE se utilizoacute una demanda pico de 1 000 MW aplicada a la curva de
carga en por unidad del antildeo 2008 Las unidades utilizadas son presentadas en
el anexo C13
Caso
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
entera
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
racional
Nuacutemero total de
unidades
Tiempos de caacutelculo (Seg)
Nuacutemero de estados de la
COPT LOLE(diacuteasantildeo)
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Error absoluto
()
1 8 10 18 7264 033 23 555 721 363536 363536 0
2 20 12 32 6917
3 183 71 977 1 318 230311 228616 0740
3 37 14 51 26526 155 177037 3 069 106E-20 105E-20 0743
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
En la tabla 59 se aprecia los resultados obtenidos de utilizar las capacidades
exactas y aproximadas de las unidades Para el primer caso se considera el
555 de unidades con valores de potencia racionales respecto al total de
unidades en el segundo caso este porcentaje se reduce al 375 finalmente
para el uacuteltimo caso el porcentaje es de 2745 El error cometido en los tres
casos es inferior a la unidad
12 El nuacutemero de grupos es acorde a la tabla 54 no se considera ciclo combinado debido a que esta central forma parte del plan de expansioacuten
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Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado
En la figura 52 se observa los tiempos de caacutelculo para el caso exacto y
aproximado presentaacutendose una considerable diferencia en los tiempos de
caacutelculo con una reduccioacuten del 99 en promedio
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado
En la figura 53 se observa que para el primer caso se obtiene 23 555 estados
y para el uacuteltimo caso 177 037 incrementaacutendose en un 7518 pero al
compararlos con los estados del meacutetodo aproximado se observa que este
uacuteltimo presenta una reduccioacuten del 97 en el nuacutemero de estados por lo cual la
variacioacuten en el tiempo de caacutelculo es justificable
Una vez justificada la aplicacioacuten del meacutetodo aproximado planteado se presenta
en el anexo C14 C15 y C16 los sistemas de generacioacuten para los antildeos 2007
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2008 y 2009 respectivamente En cuanto al sistema de generacioacuten del antildeo
2010 al no tener informacioacuten detallada de las centrales disponibles en los
organismos de control este se estructura considerando las unidades que se
encuentran habilitadas en el boletiacuten estadiacutestico 2009 y ademaacutes se adicionoacute las
centrales U2 de Chimbo U1 de Miraflores y la central Pascuales II que
aparecen en el despacho econoacutemico hasta el 21 de Agosto de 2010 en la tabla
510 se presentan las caracteriacutesticas de estas unidades
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia
Nominal MW FOR
Miraflores 1 1 3 01297
Chimbo U2 1 1 00773
Pascuales II TM1 1 22 01002
Pascuales II TM2 1 23 01002
Pascuales II TM3 1 23 01002
Pascuales II TM4 1 23 01002
Pascuales II TM5 1 23 01002
Pascuales II TM6 1 23 01002
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco
En las centrales hidraacuteulicas se debe considerar que la potencia instalada no
siempre estaacute disponible en su totalidad ya que en los periodos secos la
pluviosidad en las cuencas de los riacuteos disminuye de tal manera que solamente
se puede utilizar un porcentaje de la potencia instalada
En esta tesis se analiza de una forma sencilla la capacidad disponible en las
centrales hidraacuteulicas maacutes grandes que posee el sistema nacional en los
periodos lluvioso y seco Para esto se determinoacute la potencia promedio
despachada en cada uno de los periodos por las centrales hidraacuteulicas
consideradas para los antildeos 2007-2009 Los valores obtenidos han sido
considerados como las potencias disponibles de las unidades
En la figura 511 se muestran los valores corregidos de la potencia de las
unidades en la central Paute se puede observar que la potencia promedio
despachada en los diferentes periodos variacutea considerablemente en las demaacutes
centrales no existe un diferencia considerable entre los despachos promedio de
los periodos por lo cual se ha considerado el promedio para todo el antildeo
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Central Unidad Potencia (MW) por periodo
Lluvioso Seco
Paute
U1 95 60
U2 95 60
U3 95 60
U4 95 60
U5 95 60
U6 109 69
U7 109 69
U8 109 69
U9 109 69
U10 109 69
Agoyaacuten U1 72 72
U2 72 72
Pucaraacute U1 33 33
U2 32 32
San Francisco U1 103 103
U2 103 103
Marcel Laniado
U1 55 55
U2 55 55
U3 55 55
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio
Estos valores se utilizan para el periodo histoacuterico y proyectado con la
excepcioacuten del antildeo 2007 donde la capacidad promedio de la central San
Francisco disminuye a 72 MW
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten
En los mantenimientos programados presentados para el periodo 2007-2010
se observa que existen unidades con tiempos de mantenimiento menores a 5
diacuteas y capacidades entre 1 y 10 MW esto permite aplicar meacutetodos
aproximados en el mantenimiento estudiados en el capiacutetulo 4 Para justificar la
validacioacuten de estos meacutetodos se presenta en la tabla 512 los casos de anaacutelisis
considerados ya que cada sistema tiene un comportamiento diferente y no se
puede asumir la validez de un meacutetodo a cualquier sistema
En el primer caso no se considera los mantenimientos menores o iguales a un
diacutea para el segundo caso no toma en cuenta aquellos menores o iguales a 2
diacuteas para el tercer caso inferiores o iguales a 3 diacuteas en el cuarto caso
inferiores a 4diacuteas para este uacuteltimo al cometer un error considerable solo se
establece como maacuteximo eliminar los mantenimientos inferiores o iguales a 3
diacuteas En el quinto caso no se considera mantenimiento de aquellas unidades
cuya capacidad es igual a 1 MW independientemente del tiempo en
mantenimiento tambieacuten se incluye en el anaacutelisis al caso 3 finalmente para el
caso 6 no se considera mantenimiento de unidades menores o iguales a 2 MW
y el caso 3
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Consideraciones Tiempos de
caacutelculo Nuacutemero de
COPT LOLE
(diacuteasantildeo) Error
absoluto ()
Exacto 542E+03 272 3308
Apro
xim
ad
o
Caso 1 417E+03 217 323024 235
Caso 2 358E+03 197 317697 396
Caso 3 202E+03 176 311211 592
Caso 4 427E+04 159 299724 939
Caso 5 195E+03 167 308319 680
Caso 6 289E+03 158 307569 702
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado
En la tabla 512 se presenta el caacutelculo del LOLE con el sistema de generacioacuten
del antildeo 2009 con su respectivo plan de mantenimiento en los primeros tres
casos se comete un error maacuteximo en el LOLE de 592 para el cuarto caso
se presenta un error del 939 por lo cual los paraacutemetros de esta
aproximacioacuten no se consideran en los casos posteriores para el quinto y sexto
caso se comete un error en el caacutelculo de los iacutendices de 7 en el LOLE
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado
En cuanto al tiempo de caacutelculo se aprecia en la figura 54 una reduccioacuten del
531 en el caso 3 y una reduccioacuten del 354 en el caso 6 ambos con
respecto al caso exacto esta reduccioacuten implica que el nuacutemero de COPTs se
reduce proporcionalmente como se aprecia en la figura 55
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Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado
El nuacutemero de COPTs para el caso 3 es de 197 presentaacutendose una reduccioacuten
del 353 y para el caso 6 se obtiene 158 tablas con una reduccioacuten del 416
respecto al exacto por lo cual se aprecia un decrecimiento exponencial Para el
estudio se considera los paraacutemetros del caso 6
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de expansioacuten del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC para el periodo 2009-2020 hasta el
presente antildeo esta informacioacuten ha sufrido alteraciones en los avances de
ejecucioacuten de las obras o traacutemites pertinentes por lo cual se investigoacute la
situacioacuten actual de los proyectos para determinar las posibles fechas de
ingreso tambieacuten fue necesario investigar el nuacutemero de unidades de cada
central con sus respectivas potencias nominales debido a que en el plan de
expansioacuten solo se presentan en algunos casos esta informacioacuten se obtuvo de
la paacuteginas web de las empresas encargadas de los proyectos o publicaciones
de medios escritos
En el anexo C17 se presenta las nuevas fechas de ingreso de los proyectos
nuacutemero de unidades energiacuteas primarias y las capacidades nominales por
unidad para las unidades de las hipoacutetesis 1 y 3 del plan de expansioacuten
En funcioacuten de la investigacioacuten realizada se considera dos escenarios de
anaacutelisis para el plan de expansioacuten que se explican a continuacioacuten
Escenario de anaacutelisis 1
Considera todos los proyectos del anexo C17 en los cuales se ha
investigado las fechas de ingreso de los proyectos
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Escenario de anaacutelisis 2
Tambieacuten se debe considerar que no todos los proyectos seraacuten construidos
en las fechas presentadas por lo cual se investigoacute aquellos con mayores
posibilidades de ejecutarse e ingresar a formar parte del sistema de
generacioacuten dentro de estos se consideroacute aquellos que se encuentran en
etapa da construccioacuten seguacuten el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020
que seraacuten impulsados por el gobierno nacional y que constan en el Plan de
Inversioacuten para el antildeo 2011 en la SENPLADES dichos proyectos son
Mazar Ocantildea Baba San Joseacute de Minas Esmeraldas Toachi Pilatoacuten
Mazar Dudas Coca Codo Sinclair Sopladora La Unioacuten y Minas [18] [19]
[20] [21] Para aquellos proyectos que no han sido citados en este escenario
no se considera sus ingresos
Mantenimiento programado
Al tratarse de proyectos que posiblemente ingresaraacuten al sistema de generacioacuten
en antildeos futuros es necesario asignar un plan de mantenimiento a dichas
unidades El proceso de asignacioacuten se realizoacute en funcioacuten de los planes de
mantenimiento de las unidades existentes iniciando con la comparacioacuten de los
tiempos de mantenimiento en los antildeos 2008-2010 para eliminar los valores de
diacuteas que se encuentran alejados de la media
Se procedioacute a agrupar las unidades de acuerdo a su tipo capacidad y FOR
para los antildeos 2008-2010 en este proceso se consideroacute solo el tipo de
unidades que forman parte del plan de expansioacuten Finalmente se obtuvo el
tiempo promedio de mantenimiento de cada grupo ver tabla 513
Tipo de central Rango de capacidad MW FOR Tiempo promedio (diacuteas) Promedio
total 2008 2009 2010
Hidraacuteulica 0 a 29 00773 70 101 49 73
mayor a 29 00404 78 129 68 92
Teacutermicas MCI todos los tamantildeos 01297 114 211 173 166
Ciclo Combinado
todos los tamantildeos 0059 - - - -
Turbo gas mayor a 50 00699 112 135 123 123
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central
En la tabla 513 no se presenta los tiempos promedios para las centrales
teacutermicas MCI con rango de capacidad de 100 a 199 MW y para las unidades
de ciclo combinado por lo que se asume en ambos casos los tiempos de las
centrales teacutermicas MCI de 0 a 99 MW
Una vez determinado los tiempos del plan de mantenimiento para cada unidad
es necesario especificar en queacute periodo del antildeo se ejecutaraacuten por lo cual se
realizoacute una investigacioacuten de los requerimientos energeacuteticos durante el antildeo
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Joseacute Pachari P 88
presentaacutendose un periacuteodo de estiaje que contempla entre octubre y marzo en
este periacuteodo se plantea ejecutar los planes de mantenimientos de la unidades
hidraacuteulicas y fuera de este periodo los planes de mantenimiento de las
unidades teacutermicas En la anexo C18 se presenta las unidades del plan de
expansioacuten con su respectivo plan de mantenimiento programado
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de retiro de unidades del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 en el sustento de dichos retiros ldquose consideran solo aquellas
unidades generadoras que no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten
del CENACE y para las cuales no se ha solicitado financiamiento para
rehabilitacioacuten o mejoras en la SENPLADESrdquo [22]
En esta tesis ademaacutes se plantea el retiro de unidades en funcioacuten de los
siguientes criterios
Considerar el cuadro de vidas uacutetiles para cada tipo de unidad del SG
aprobado por el CONELEC [23] ver tabla 514
En cuanto a las centrales hidraacuteulicas en el peor de los casos al
sobrepasar el tiempo de vida uacutetil publicado por el CONELEC se puede
realizar un remplazo total de equipos para no perder la inversioacuten original
en obras civiles por lo cual no se consideran en el anaacutelisis de retiros
Las unidades teacutermicas son consideradas en los posibles retiros debido
a que este tipo de unidades son las que la mayor parte del tiempo se
encuentran indisponibles en el periodo histoacuterico y que tienen un alto
impacto ambiental
En el Anexo C59 se presenta las centrales teacutermicas con su respectivo antildeo
de ingreso a operacioacuten vida uacutetil maacutexima y posible antildeo de salida13 En esta
tabla tambieacuten constan aquellas unidades para las cuales no se encontroacute
informacioacuten y por lo tanto no se considera su posible retiro
Cuadro de vidas uacutetiles
Hid
ro
gt 5
0 M
W
Hid
ro
5 ndash
50 M
W
Hid
ro
05
ndash 5
MW
Hid
ro
0 -
05
MW
Vap
or
MC
I
lt 5
14rp
m
MC
I
514 -
900
rpm
MC
I
gt 9
00rp
m
Gas
Ind
ustr
ial
Gas
Jet
Equipos e Instalaciones Electromecaacutenicas
35 33 30 20 30 15 14 6 20 6
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC
13 Ademaacutes se presenta la paacutegina web de donde se obtuvo la informacioacuten
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Considerando los antildeos de vida uacutetil que se muestran en la tabla 514 se
presenta en el anexo C510 el anaacutelisis de retiros de las unidades teacutermicas para
las cuales se obtuvo informacioacuten del antildeo de ingreso a operacioacuten ademaacutes se
presenta un factor de planta promedio de los antildeos 2006-2009 [24] que se utiliza
para determinar un aproximado de las horas de operacioacuten que tendriacutean hasta
el antildeo 2020 las centrales Guangopolo y G Hernaacutendez deberiacutean retirarse en el
2010 pero el inconveniente se encuentra en que la capacidad a retirar es de
53 MW y no se presenta ingresos de generacioacuten considerables hasta el antildeo
2013 por lo cual se procede a retirar las centrales iniciando con la salida de
G Hernaacutendez y Guangopolo en el antildeo 2012
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda
5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda
Para calcular los iacutendices de confiabilidad es necesario contar con una base de
datos de demandas maacuteximas diarias u horarias histoacutericas con esta
informacioacuten se obtiene un modelo de curva de carga que represente el
comportamiento histoacuterico de la demanda y que permita proyectar la carga
para los proacuteximos 16 antildeos
En el anexo C111 se presenta los valores de demanda maacutexima diaria para el
periodo 2004-2009 que fueron obtenidos del CENACE en esta informacioacuten se
presenta problemas en el antildeo 2009 donde ocurre racionamientos desde el 5
de noviembre hasta el 22 de enero de 2010 como se aprecia el
comportamiento en la figura 56
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009
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En el anaacutelisis para determinar la curva tipo que seraacute utilizada para modelar la
demanda en los antildeos futuros no se considera el antildeo 2009 por no tener la
curva de carga real desde el mes de noviembre Cada antildeo se consideroacute como
un posible modelo de curva de carga tipo ya que todas tienen baacutesicamente el
mismo comportamiento como se muestra en el anexo C112 14
Para determinar la curva de demanda modelo se expresoacute la demanda de cada
uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en por unidad con base en su
respectiva demanda maacutexima A cada una de estas curvas se la multiplicoacute por la
demanda maacutexima de los antildeos restantes es decir si se utiliza como curva tipo
el antildeo 2004 se la multiplicaraacute por las demandas maacuteximas del antildeo 2005 2006
2007 y 2008 obtenieacutendose cuatro curvas aproximadas para dichos antildeos luego
se determinoacute la desviacioacuten estaacutendar de estas curvas con respecto a las reales
del respectivo antildeo mediante la ecuacioacuten 51 Tambieacuten se comparoacute la energiacutea
real y aproximada de cada antildeo
Donde
Media aritmeacutetica
Nuacutemero de datos
Antildeos de anaacutelisis
Curva de carga en por unidad
2004 2005 2006 2007 2008
2004 - 12944 12130 12714 12446
2005 13069 - 12410 12341 11897
2006 13345 13522 - 13421 13080
2007 14330 13777 13749 - 13593
2008 14438 13669 13791 13990 -
Desviacioacuten promedio 13796 13478 13020 13116 12754
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo
En la tabla 515 se presenta la desviacioacuten estaacutendar resultante al utilizar la curva
tipo de cada uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en funcioacuten de los
resultados obtenidos se determina que la curva de carga en por unidad del antildeo
2008 es la maacutes adecuada debido a que la desviacioacuten estaacutendar es menor
Un segundo criterio se basa en el error cometido en la energiacutea cuya forma de
calcular sigue el procedimiento anteriormente explicado con la salvedad que
se calcula energiacutea en la tabla 516 se presenta el anaacutelisis
14 Las demandas horarias fueron adquiridas de la informacioacuten entregada por el CENACE
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Antildeos base de demanda (curvas tipo)
Antildeo Energiacutea
real GWh
2004 2005 2006 2007 2008
GWh error GWh error GWh error GWh error GWh error
2004 77179 0 0 80595 443 77820 083 79080 246 79377 285
2005 81373 77925 424 0 0 78572 344 79844 188 80144 151
2006 85617 84913 082 88671 357 0 0 87005 162 87331 200
2007 89135 86993 240 90843 192 87715 159 0 0 89466 037
2008 92078 89774 250 93492 154 90272 196 91735 037 0 0
Error promedio
210
214
166
1781
115
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas
En la tabla 516 se presenta el error cometido calculado mediante la ecuacioacuten
52 al utilizar las curvas de demanda tipo de cada uno de los antildeos del periodo
2004-2008 y la energiacutea real de cada uno de los antildeos considerados en el
anaacutelisis
En ambos procesos realizados para determinar la curva tiacutepica de demanda se
concluye que para el primer anaacutelisis la curva en por unidad que tiene el menor
valor de desviacioacuten estaacutendar es el 2008 en el segundo anaacutelisis se presenta el
menor error para las curvas en por unidad del los antildeos 2006 y 2008 por lo cual
se escogioacute el antildeo 2008 Para realizar la correccioacuten de la curva de carga diaria u
horaria del antildeo 2009 se plantea la utilizacioacuten del modelo de carga tiacutepica del
2008 con un pico de carga maacuteximo de 2 909 MW a partir del diacutea 309 u hora
7416
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025
Una vez determinado el modelo de curva tiacutepica de la demanda del sistema se
procede a proyectar la demanda para el periodo 2010-2025 en base a la
informacioacuten publicada en el Plan Maestro de electrificacioacuten 2009-2020 En la
tabla 517 se presenta la proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten que
publica el CONELEC [22] con escenarios de crecimiento menor y mayor
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Antildeos de anaacutelisis
Demanda de potencia (MW)
Menor Mayor
2009 2 883 2 933
2010 3 036 3 121
2011 3 234 3 376
2012 3 354 3 558
2013 3 477 3 746
2014 3 601 3 940
2015 3 839 4 253
2016 4 110 4 605
2017 4 371 4 953
2018 4 626 5 302
2019 4 849 5 625
2020 5 037 5 919
Crecimiento 2008-2020
5 640
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten
Para obtener la demanda proyectada para los antildeos del periodo 2010-2025 se
considera la curva tiacutepica diaria u horaria en por unidad del antildeo 2008 y los picos
de carga para el menor y mayor escenario de la tabla 517 Para los antildeos
2021 a 2025 se considera una tasa de crecimiento constante de 5 para el
menor escenario y 64 para el mayor escenario de carga
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV
La interconexioacuten con Colombia fase I y II es modelada por los organismos de
control mediante un generador de potencia variable con capacidad efectiva de
500 MW que ingresa al proceso de despacho econoacutemico para determinar en
funcioacuten del costo variable de produccioacuten si se realiza la transferencia
internacional de energiacutea En la figura 57 se presenta el modelo utilizado para
el presente estudio
Generador
de potencia
variable
125 MW
125 MW
125 MW
125 MWSNIE
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia
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En el presente trabajo se modela la interconexioacuten con Colombia como un
generador de potencia variable cuya maacutexima potencia es igual a la capacidad
de las liacuteneas de transmisioacuten Ademaacutes se asume la total disponibilidad de
energiacutea por parte del sistema de generacioacuten Colombiano
La energiacutea despachada por medio de la interconexioacuten se determina como la
diferencia entre la energiacutea requerida por la carga y la producida por el sistema
ecuatoriano en un determinado periodo de tiempo con lo cual se determina la
potencia media requerida de las liacuteneas de transmisioacuten en dicho periodo
Ademaacutes se asume que cada una de las cuatro liacuteneas de transmisioacuten tiene una
capacidad de 125 MW como se muestra en la figura 57
La tasa de salida forzada del generador equivalente dependeraacute de la potencia
media requerida es decir si la potencia media requerida es menor a la
capacidad de una liacutenea se asume los cuatro circuitos en paralelo desde el
punto de vista de la confiabilidad por el contrario si la potencia media
requerida es mayor a la capacidad de tres liacuteneas se asumen los cuatro circuitos
en serie Para la asignacioacuten de la tasa de falla se considera la capacidad de la
interconexioacuten obtenida y la tabla de probabilidades de falla de la liacutenea
Cabe recalcar que la aproximacioacuten utilizada es baacutesica por lo cual se
recomienda realizar un estudio maacutes detallado que permita determinar la
energiacutea de la cual se podriacutea disponer en un determinado periodo Ademaacutes en
esta aproximacioacuten se asume una potencia media durante un determinado
periodo de tiempo siendo este no del todo praacutectico ya que se puede requerir
diferentes valores de potencia
El modelo de la interconexioacuten propuesto se ha divido en dos periodos de
anaacutelisis el primero denominado periodo histoacuterico que considera los
requerimientos de energiacutea producidos en cada uno de los periodos (lluvioso y
seco) desde el 2007 al 2009 de dichas energiacuteas se obtiene una potencia
promedio por periodo que seraacute la capacidad media de la interconexioacuten con su
respectiva tasa de salida forzada
Para el periodo proyectado que considera los antildeos 2010 al 2025 se considera
la energiacutea promedio que las unidades disponibles podriacutean producir Ademaacutes
en cada antildeo se adiciona las energiacuteas promedio que cada uno de los proyectos
que se incorporaran al SNI podriacutean producir y el incremento de energiacutea que la
represa Mazar produciraacute en la central Molino y el incremento de energiacutea en la
central Marcel Laniado por el proyecto Baba
Debido a que no todos los proyectos ingresariacutean al SNI al inicio de cada antildeo
los antildeos del periodo proyectado se han divido en intervalos que estaacuten
determinados por las fechas de ingreso de las nuevas centrales por lo tanto el
incremento de la energiacutea se lo realiza despueacutes del ingreso de la central y no
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con la energiacutea promedio que la central podriacutea producir en el antildeo sino con el
porcentaje correspondiente al tiempo durante el cual la unidad estariacutea
disponible en ese antildeo
Para determinar la potencia promedio para el periodo proyectado de la
interconexioacuten se considera la energiacutea proyectada para los antildeos 2010-2020
publicada en el Plan maestro de electrificacioacuten 2009-2020 del CONELEC a
esta energiacutea se le resta la energiacutea proyectada que el sistema de generacioacuten
puede producir obteniendo una energiacutea promedio requerida de la interconexioacuten
de esta se obtendraacute la potencia promedio de la interconexioacuten El alcance del
plan maestro de electrificacioacuten no cubre todo el periodo de anaacutelisis establecido
en el presente estudio por lo que se considera para los antildeos 2021 al 2025 el
requerimiento de la interconexioacuten del antildeo 2020
5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de
la liacutenea de interconexioacuten
Se considera la tasa de falla del generador de potencia variable como la tasa
de salida de las liacuteneas de transmisioacuten de 230KV que se presenta en la
publicacioacuten IEEE 1979 [25]
Donde
Tasa de salida
Longitud de la liacutenea (millas)
Remplazando la longitud de la liacutenea presentada en la tabla 54 en la ecuacioacuten
53 se obtiene con una duracioacuten de salida15 de 24 horas
resultando la tasa de reparacioacuten con los valores de tasa de
salida obtenida anteriormente se asume como la tasa de falla se remplaza en
la ecuacioacuten 54 obteniendo la indisponibilidad
Para modelar los cuatro circuitos en paralelo de las liacuteneas de interconexioacuten se
utiliza la distribucioacuten binoacutemica ecuacioacuten 55 considerando cada componente
con dos estados posibles como se presenta en la tabla 518
15Se plantea esta duracioacuten de salida en base a un ejercicio planteado en la referencia 9 con condiciones similares
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Nuacutemero de estado
Capacidad MW
Probabilidad de ocurrencia
1 0
099798
2 125
000202
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten
Donde
Probabilidad de estado de eacutexito
Probabilidad de fallo
Nuacutemero de elementos en estado de eacutexito
Nuacutemero de liacuteneas consideradas
Al remplazar la informacioacuten pertinente en la ecuacioacuten 55 se obtiene la tabla
de probabilidades para las 4 liacuteneas de interconexioacuten con su respectiva
capacidad desconectada ver tabla 519 Esta tabla seraacute utilizada para los
periodos de anaacutelisis histoacuterico y proyectado
Nuacutemero de
Liacuteneas
Capacidad disponible MW
Probabilidad
eacutexito
Probabilidad
falla
4 500 09920000 00080000
3 375 09999754 00000246
2 250 09999999 3320E-08
1 125 1 1680E-11
0 0 1 0
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten
5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico
En la tabla 520 se presenta los requerimientos que se produjo en el periodo
histoacuterico para los antildeos 2007 al 2009
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Interconexioacuten Energiacutea (GWh-mes)
Meses del antildeo 2007 2008 2009
Enero 11386 7140 9845
Febrero 10232 2087 7393
Marzo 8265 781 17543
Abril 4561 1258 17543
Mayo 5042 565 11645
Junio 3461 2291 6530
Julio 8542 749 3534
Agosto 6850 6838 9855
Septiembre 7091 7487 14966
Octubre 4776 7081 5190
Noviembre 7208 3009 4951
Diciembre 9253 11550 2542
Energiacutea Gwh-antildeo 86667 50836 111536
Potencia media MW Enero-Marzo
129 46 108
Potencia media MW Abril-Septiembre
78 44 146
Potencia media MW Octubre-Diciembre
93
100 57
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009
En funcioacuten de la potencia media de la interconexioacuten presentada en la tabla 520
y la tabla 519 de probabilidades de falla de las liacuteneas de transmisioacuten se
determina que para las potencias media mayores a 125 MW la tasa de fallos
para la interconexioacuten es de 332e-8 y para la potencias medias menores a 125
MW la tasa de fallos de 168e-11
5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado
Para realizar el anaacutelisis de la capacidad de interconexioacuten requerida para antildeos
futuros es necesario determinar el factor de planta de cada una de las unidades
del sistema de generacioacuten En el anexo C513 se presenta los factores de
planta para los antildeos 2007 2008 y 2009 [18] [19] [20] estos valores publicados
por el CONELEC son obtenidos considerando la potencia efectiva en el
caacutelculo por lo cual se obtiene el factor de planta corregido tomando como
base la potencia nominal de las unidades del anexo C51 En la tabla 521 se
presenta los factores de planta mayores al 100
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Central Unidad factor de planta
2007 2008 2009
Chimbo U1 0374 0142 0374
Pasochoa U1 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705
Guangopolo U1 0000 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222
Guangopolo U3 0036 0275 0275
Guangopolo U4 0113 0224 0224
Guangopolo U5 0009 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802
Miraflores 1 0 0 0225
Miraflores TG1 0035 0017 0017
Pascuales II TM1 0 0 0582
Pascuales II TM2 0 0 0582
Pascuales II TM3 0 0 0582
Pascuales II TM4 0 0 0582
Pascuales II TM5 0 0 0582
Pascuales II TM6 0 0 0582
Ecoelectric Turbo 5 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 6 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 7 0 0243 0243
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010
En los boletines estadiacutesticos publicados existen factores de planta de ciertas
unidades superiores al cien por ciento que son presentadas en la tabla 521
Por tal razoacuten se presenta los factores de planta asignados con sus respectivas
unidades para la central Chimbo unidad U1 se asignoacute el factor de planta del
antildeo 2007 en cuanto a la unidad U1 de la central Pasochoa al tener factores de
planta semejantes se obtuvo el promedio del 2007 y 2008 el mismo
procedimiento es aplicado a la central Los Chillos unidad U1 para la central
Guangopolo se asignoacute los factores de planta del antildeo 2008 en la central
pascuales II se plantea el factor de 0582 para las unidades este valor se
obtuvo de informacioacuten publicada por la empresa en el antildeo 2009 y para la
central Ecoelectric se asignoacute el valor del antildeo 2008 En la figura 58 se presenta
los factores de planta para el periodo histoacuterico y el promedio de las mismas
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Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009
En la figura se aprecia que la curva de factores de planta de los antildeos 2007
2008 y 2009 tiene comportamientos semejantes Ademaacutes se presenta una
factor de planta promedio de los tres antildeos pero se observa que no representa
el comportamiento de valles y picos caracteriacutestico de cada antildeo por lo cual se
establece como factor de planta tipo el antildeo 2009
En cuanto a las unidades que ingresan a formar parte del sistema de
generacioacuten del plan de expansioacuten se presenta en el Anexo C614 los factores
de planta de cada una de las unidades basada en la energiacutea promedio que
estas centrales podriacutean producir cada antildeo de acuerdo con lo publicado en el
Plan de Electrificacioacuten [24]
Para determinar los requerimientos de interconexioacuten se plantea dos escenarios
del plan de expansioacuten escenario 1 ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su
totalidad y el escenario 2 donde se incluye uacutenicamente los proyectos maacutes
probables de ser ejecutados Dentro de cada uno de estos escenarios se
establecen cuatro casos escenario de mayor y menor crecimiento de la
demanda con y sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento programado
Finalmente el caacutelculo se realiza para los siguientes escenarios y los resultados
se presentan en el anexo C515
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1 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de menor
crecimiento de la demanda
2 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de mayor
crecimiento de la demanda
3 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de menor crecimiento de la
demanda
4 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de mayor crecimiento de la
demanda
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CAPIacuteTULO VI
EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN
ECUATORIANO
61 Introduccioacuten
En este capiacutetulo se calcula y analiza los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten para el periodo histoacuterico y proyectado considerando la generacioacuten
disponible hasta el antildeo 2009 y aquellas unidades que ingresaron a despacho
econoacutemico en el antildeo 2010 el plan de expansioacuten 2009-2020 retiro de unidades
publicados por el CONELEC unidades que han terminado su tiempo de vida
uacutetil y los requerimientos de interconexioacuten determinados en el capiacutetulo 5
El caacutelculo de los iacutendices se realiza para el periacuteodo histoacuterico 2007-2009 y
proyectado 2010-2025 con los resultados del periacuteodo histoacuterico se establece
los valores de referencia del LOLE ya que durante las investigaciones
realizadas para el desarrollo de esta tesis no se ha encontrado un valor de
referencia para el sistema de generacioacuten ecuatoriano
Basados en los resultados del periacuteodo histoacuterico se determinaraacute si los antildeos del
periodo 2021 al 2025 cumplen con los indicadores de referencia de no serlo
se determina el requerimiento de capacidad para cumplir el valor de referencia
para esto se consideran tres escenarios de anaacutelisis el primero de ellos toma en
cuenta el ingreso de generacioacuten hidraacuteulicas en el segundo escenario unidades
de generacioacuten teacutermica y el tercer caso la combinacioacuten de unidades hidraacuteulicas
y teacutermicas En cada uno de los casos planteados se realiza un anaacutelisis de los
resultados obtenidos
62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano
El anaacutelisis del sistema de generacioacuten del SNI se realiza considerando las
aproximaciones establecidas en el capiacutetulo 5 para el sistema de generacioacuten
existente Con esta informacioacuten y con la obtenida del plan maestro de
electrificacioacuten se establecen dos escenarios de anaacutelisis
Escenario1 En este escenario se considera la ejecucioacuten total del plan de
expansioacuten considerando dentro de estas dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
Escenario2 En este escenario se considera la ejecucioacuten parcial del plan de
expansioacuten es decir solo se considera las centrales con mayor probabilidad de
ejecucioacuten dentro de este escenario se considera dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
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mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
621 Resultados obtenidos
Una vez que la informacioacuten del sistema de generacioacuten ha sido adecuada se
procede a obtener los iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico y
proyectado considerando los escenarios de anaacutelisis presentados en el punto
anterior
6211 Iacutendices del periodo histoacuterico 2007-2009
Se presenta los resultados de iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
considerando la respectiva demanda del sistema interconexioacuten requerida e
incluyendo o no el plan mantenimiento programado ademaacutes del periodo
lluvioso y seco En la tabla 61 se presenta los iacutendices de peacuterdida de carga y
energiacutea utilizando las curvas de carga diaria y horaria respectivamente
Antildeos de anaacutelisis L
OL
E
(diacutea
sa
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mantenimiento Sin mantenimiento
2007 151 014 222 12305 020 937
2008 2470 239 4238 348960 367 20896
2009 3076 103 5332 427279 210 12850
Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
Se observa en la tabla 62 los incrementos en el LOLE sin incluir
mantenimiento observando que desde el antildeo 2007 al 2008 se tiene un
crecimiento de 1 0323 y del 2008 al 2009 una reduccioacuten del 661
Consideracioacuten Porcentaje Comportamiento
2007 respecto al 2008 1 757436097 crecimiento
2008 respecto al 2009 7522768804 decrecimiento
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico
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Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada
En la figura 61 se observa que para un rango de capacidad desconectada
que inicia en 360 a 500 MW la probabilidad variacutea de 09879 a 00415
respectivamente esta variacioacuten implica que para pequentildeas cambios en la
carga o capacidad disponible la probabilidad acumulada sufre incrementos o
decrecimientos considerables que afectan directamente a los iacutendices este
comportamiento es caracteriacutestico del sistema de generacioacuten Ecuatoriano Al
analizar el comportamiento para el antildeo 2007 se observa que al tener una
capacidad disponible de 3 731 MW y una demanda maacutexima de 2 7063 MW se
produce peacuterdida de carga a partir de 6337 MW de capacidad desconectada
con una probabilidad acumulada de 00022 si se analiza para el 2008 con una
capacidad disponible de 3 543 MW con una carga pico diaria de 2 7852 MW
se produce peacuterdida de carga a partir de 37279 MW con una probabilidad
acumulada de 00954 al comparar ambos antildeos se observa que para una
diferencia de 26091 MW de capacidad disponible la probabilidad acumulada
varia en un 4 33636 respecto del 2007 este valor justifica el
comportamiento de los iacutendices de estos antildeos para el comportamiento del
iacutendice del 2008 al 2009 se utiliza el mismo criterio En resumen se puede decir
que cuando las probabilidades acumuladas utilizadas para el caacutelculo del LOLE
variacutean de la parte plana de la curva a la parte con mayor pendiente el LOLE
puede variar de una forma significativa
6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
Se presenta el caacutelculo del para cada uno de los antildeos del
periacuteodo 2010-2025 considerando una incertidumbre del 0 2 y 5 estos
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resultados son presentados en la tabla 63 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025
no se considera interconexioacuten debido a que a partir del antildeo 2014 no se
requiere tambieacuten se debe tomar en cuenta que el plan de expansioacuten es hasta
el antildeo 2020
Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 1003 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 1068 179709 2154 160 3138 549
2012 3353 263 127424 3586 368 4609 997
2013 3584 372 96348 3822 492 4872 1170
2014 794 029 277915 954 049 1770 260
2015 440 013 344403 515 022 823 120
2016 278E-10 135E-12 2050885 101E-09 615E-12 121E-07 142E-09
2017 349E-09 351E-12 9946894 117E-08 164E-11 105E-06 414E-09
2018 105E-08 628E-12 16743868 368E-08 332E-11 358E-06 110E-08
2019 262E-09 106E-11 2474216 116E-08 645E-11 217E-06 293E-08
2020 801E-11 334E-13 2400288 466E-10 268E-12 184E-07 245E-09
2021 837E-09 495E-11 1689830 438E-08 354E-10 114E-05 213E-07
2022 692E-07 624E-09 1109638 316E-06 387E-08 466E-04 135E-05
2023 473E-05 655E-07 721744 180E-04 337E-06 128E-02 590E-04
2024 246E-03 531E-05 463682 750E-03 218E-04 021 002
2025 876E-02 305E-03 287494 202E-01 945E-03 207 025
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
En la tabla 63 se presenta el crecimiento del LOLE con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta
el antildeo 2015 se representa un incremento promedio del 2 4337 del 2016 al
2018 se presenta un comportamiento irregular del crecimiento debido a que en
estos antildeos ingresan proyectos de gran capacidad El total del LOLE sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis es de 327208 de este
el 95 ocurre hasta el antildeo 2013 y el 467 en los antildeos 2014-2015
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Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de
mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 62 se presenta el comportamiento del LOLE con una
incertidumbre del 0 con y sin el plan de mantenimiento programado donde se
aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el
LOLE decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2020
de 801e-11 y 334e-13 con y sin mantenimiento
respectivamente esto se debe a que la capacidad ingresada hasta el 2020
suma 4 632 MW de estos 4 284 MW son ingresados a partir del 2014 como
se aprecia en la figura 63 con lo cual se justifica los valores del LOLE
obtenidos En el antildeo 2015 se puede observar que siendo el antildeo con mayor
ingreso de generacioacuten el valor del LOLE es considerablemente maacutes alto que el
valor que se tiene para el antildeo 2016 esto se debe a que la mayor cantidad de
generacioacuten en el antildeo 2015 ingresa en el mes de Abril siendo el 99 del LOLE
producido en los tres primeros meses
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1
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En cuanto al LOLE obtenido considerando el mantenimiento programado se
observa que en el antildeo 2010 se obtiene un valor de 4357 que es el
maacutes alto del periacuteodo de anaacutelisis siendo mucho mayor que el LOLE obtenido
sin considerar el plan de mantenimiento esto se debe a que los
mantenimientos reducen la capacidad disponible En la figura 64 se aprecia el
efecto del mantenimiento en la capacidad disponible para el antildeo 2010
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1
En la figura 65 se presenta el comportamiento del LOLE considerando el 0 2
y 5 de incertidumbre sin incluir el mantenimiento programado El crecimiento
promedio del LOLE con el 2 respecto al de 0 de incertidumbre en el periacuteodo
2010-2015 es de 521 de este el mayor crecimiento se presenta en el antildeo
2015 con el 73 los demaacutes antildeos del periacuteodo de anaacutelisis no se consideran ya
que son valores que se pueden considerar como despreciables En cuanto al
crecimiento promedio del LOLE del 5 respecto al de 0 es del 4905
presentaacutendose el mayor crecimiento en el antildeo 2015 con 8385
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Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 64 se presenta los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5741 535702 386 24512 6285 639170 552 38444 8855 1194980 1655 163219
2013 6210 630458 557 39433 6771 741930 754 58092 9444 1345190 1973 210430
2014 1307 107287 041 2362 1599 142809 072 4500 3185 384551 415 36629
2015 752 65642 020 1162 902 86404 035 2252 1586 212298 204 18903
2016 355E-10 170E-08 172E-12 775E-11 130E-09 647E-08 782E-12 368E-10 157E-07 909E-06 183E-09 996E-08
2017 526E-09 268E-07 475E-12 217E-10 177E-08 939E-07 223E-11 107E-09 158E-06 982E-05 570E-09 316E-07
2018 156E-08 813E-07 841E-12 390E-10 547E-08 301E-06 447E-11 218E-09 537E-06 352E-04 150E-08 859E-07
2019 365E-09 188E-07 128E-11 626E-10 161E-08 874E-07 789E-11 406E-09 298E-06 194E-04 365E-08 222E-06
2020 109E-10 537E-09 398E-13 188E-11 627E-10 328E-08 321E-12 160E-10 245E-07 153E-05 298E-09 175E-07
2021 113E-08 601E-07 594E-11 302E-09 588E-08 333E-06 427E-10 230E-08 153E-05 106E-03 263E-07 171E-05
2022 929E-07 540E-05 755E-09 416E-07 423E-06 263E-04 471E-08 277E-06 637E-04 503E-02 171E-05 125E-03
2023 634E-05 408E-03 803E-07 484E-05 243E-04 169E-02 417E-06 271E-04 179E-02 166E+00 768E-04 647E-02
2024 333E-03 024 662E-05 445E-03 001 081 275E-04 002 031 3501 002 215
2025 012 1014 389E-03 297E-01 028 2645 001 104 316 44601 035 4311
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
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En la tabla 64 se presenta un HLOLE sin incertidumbre y sin mantenimiento de
1304 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 99 es obtenido
hasta el 2015 Para los iacutendices con la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado y sin incertidumbre se tiene un HLOLE total de 25948
de este el 99 es obtenido hasta el 2015
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 66 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 e incluyendo o no el plan de mantenimiento
programado en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece considerablemente alcanzando en
el 2020 el valor miacutenimo de 109e-10 y 398e-13 con y sin
mantenimiento respectivamente En cuanto al HLOLE con mantenimiento se
presenta un crecimiento promedio del 2 94603 hasta el antildeo 2015 con
respecto al sin mantenimiento a partir del 2016 los valores de peacuterdida de carga
horaria son despreciables
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Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En el periacuteodo de anaacutelisis se tiene una energiacutea no suministrada con
mantenimiento de 2645 de este 2644 de energiacutea
no son suministrados hasta el 2015 esto se debe a que a partir de este antildeo
ingresan unidades con capacidades significativas como lo es Coca Codo
Sinclair Toachi Pilatoacuten y Esmeraldas entre otras como se aprecia en la figura
63 Sin considerar el mantenimiento se tiene un LOEE en el periacuteodo de
anaacutelisis de 0847 de este el 99 se produce hasta el antildeo 2015
Al comparar la energiacutea no suministrada sin mantenimiento respecto de con
mantenimiento se produce un incremento de 3 12228
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
En este caso se adiciona otras unidades de generacioacuten como se establece en
el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 para el crecimiento mayor de
demanda obtenieacutendose los siguientes resultados
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Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 4530 148 5637 508
2011 2125 131 162237 2377 197 3426 661
2012 4056 390 104074 4288 537 5365 1340
2013 4551 624 72950 4792 800 5907 1687
2014 3147 295 106546 3455 413 4801 1129
2015 1831 215 85344 1886 295 2160 704
2016 117E-07 950E-10 1228197 408E-07 419E-09 364E-05 770E-07
2017 275E-06 771E-09 3567500 852E-06 340E-08 481E-04 604E-06
2018 252E-05 601E-08 4185846 764E-05 278E-07 349E-03 491E-05
2019 448E-05 567E-07 789101 158E-04 270E-06 968E-03 413E-04
2020 122E-05 170E-07 721095 525E-05 986E-07 527E-03 242E-04
2021 238E-03 531E-05 446912 755E-03 228E-04 231E-01 178E-02
2022 022 001 241467 048 003 378 053
2023 814 070 116662 1151 130 2725 685
2024 7870 1678 46914 8270 2142 9752 4101
2025 21735 11496 18907 21340 11795 20242 12722
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Para el antildeo 2025 en la tabla 65 se presenta el maacuteximo valor del LOLE en el
periacuteodo de anaacutelisis esto se debe a que a partir del 2020 no ingresan proyectos
como se aprecia en la figura 69 Al comparar el caso en anaacutelisis con el caso 1
se observa que los periodos criacuteticos ocurren en los uacuteltimos y primeros antildeos
respectivamente
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 110
En la figura 68 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta la
incertidumbre del 0 en la cual se aprecia un valor sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente alcanzando el
valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 117e-07 y 950e-10 con y
sin mantenimiento respectivamente esto se debe a que la capacidad
ingresada hasta el 2020 suma 4 837 MW de estos 4 373 MW que representan
el 90 son ingresados a partir del 2014 por lo cual se justifica el decrecimiento
en el valor del LOLE los ingresos de proyectos son presentados en la figura
69
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2
En la figura 610 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
tres porcentajes de incertidumbre en la demanda Para el antildeo 2025 con una
incertidumbre de 0 2 y 5 se obtiene un LOLE de 11496 11795 y 12722
respectivamente siendo los maacutes altos en el periodo de anaacutelisis entre
los antildeos 2016-2020 los valores son despreciables a partir del antildeo 2020 existe
un comportamiento creciente debido a que no existen ingresos de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 111
Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 66 se presenta los resultados de iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6960 694319 571 38307 7542 822625 808 59872 10372 1503200 2247 240375
2013 7958 893605 941 73365 8575 1039170 1237 105512 11587 1817130 2894 345084
2014 5298 563189 419 31030 5948 684021 602 48664 9059 1375620 1847 210795
2015 3476 450079 346 26864 3665 514448 488 41988 4587 841428 1292 163996
2016 147E-07 793E-06 120E-09 610E-08 516E-07 294E-05 533E-09 284E-07 473E-05 324E-03 100E-06 635E-05
2017 409E-06 240E-04 104E-08 546E-07 127E-05 788E-04 464E-08 256E-06 726E-04 559E-02 839E-06 560E-04
2018 373E-05 234E-03 811E-08 444E-06 114E-04 760E-03 378E-07 220E-05 534E-03 458E-01 690E-05 496E-03
2019 601E-05 385E-03 700E-07 419E-05 212E-04 146E-02 337E-06 216E-04 134E-02 121E+00 540E-04 444E-02
2020 160E-05 100E-03 206E-07 122E-05 686E-05 465E-03 121E-06 770E-05 714E-03 644E-01 311E-04 256E-02
2021 316E-03 023 659E-05 447E-03 001 081 288E-04 002 033 3825 002 248
2022 031 2741 001 096 068 6788 004 318 584 90437 077 10296
2023 1184 143464 094 9744 1731 239441 182 21232 4645 996390 1070 191081
2024 13094 2521170 2478 362791 14251 306975 3274 540215 18929 5784650 7145 175556
2025 44737 150634 19910 45832 4486 159846 21097 535206 47071 205436 25629 896802
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 112
En la tabla 66 se tiene para una incertidumbre del 0 sin mantenimiento un
HLOLE de 25094 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 104
se produce hasta el antildeo 2014 y el 892 en el antildeo 2025 para la energiacutea
esperada no suministrada se obtiene 51 44819 de este el
367 es obtenido hasta el 2015 y el 9613 desde el antildeo 2024 hasta el 2025
En cuanto a los iacutendices con mantenimiento e incertidumbre del 0 se tiene un
HLOLE en el periacuteodo de anaacutelisis de 94685 de este el
3764 se produce hasta el antildeo 2015 y el 6107 en los antildeos 2024 al 2025
En cuanto al LOEE el valor total del periodo de anaacutelisis es de 207 31284
de estos el 144 se produce hasta el antildeo 2015 y el 855 a
partir del 2023
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 611 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre del 0 sin mantenimiento en la cual se aprecia un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE
decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de
147e-7 y el maacutes alto en el 2025 de 1991
Para el caacutelculo de iacutendices considerando el plan de mantenimiento el valor
miacutenimo obtenido es de 147e-07 y maacuteximo de 44737
en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente
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Joseacute Pachari P 113
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 612 se observa que la energiacutea no suministrada suma en el
periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento un total de 51 448 y con
mantenimiento 207312 presentaacutendose un crecimiento
respecto de este uacuteltimo de 40295
6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En la tabla 67 se presenta el iacutendice de peacuterdida de carga
Para los antildeos 2020-2025 no se considera interconexioacuten debido a que a partir
del antildeo 2015 no se requiere de la misma
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Miguel Maldonado O
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Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto
Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 100 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 107 179709 2154 160 3138 549
2012 3091 263 117468 3586 368 4609 997
2013 3696 386 95740 3822 511 4872 1205
2014 2739 248 110650 954 341 1770 907
2015 481 019 249108 568 029 898 134
2016 602E-06 589E-08 1021421 181E-07 181E-07 116E-05 116E-05
2017 139E-04 509E-07 2721624 304E-04 153E-06 899E-05 899E-05
2018 300E-03 505E-05 594529 136E-04 136E-04 449E-03 449E-03
2019 512E-02 132E-03 388749 311E-03 311E-03 594E-02 594E-02
2020 042 002 268105 326E-02 326E-02 037 037
2021 441 028 157009 049 049 273 273
2022 2784 335 83144 476 476 1339 1339
2023 9379 2369 39580 2785 2785 4494 4494
2024 18670 9043 20645 9376 9376 10665 10665
2025 27797 19628 14162 19444 19444 18798 18798
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 67 se presenta el crecimiento del LOLE con plan de mantenimiento
respecto al de sin plan de mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo
2015 se presenta un incremento promedio de 1 97853 del 2016 al 2020 se
presentan valores relativamente bajos finalmente desde el 2022 se presenta
un comportamiento creciente debido a que a partir del 2017 no ingresan
centrales
El valor total del LOLE sin mantenimiento con incertidumbre del 0 es de
32529 en el periacuteodo de anaacutelisis de este total el 345 se
produce hasta el antildeo 2015 y el 9542 desde el antildeo 2023 al 2025 para el
LOLE total con mantenimiento e incertidumbre de 0 se tiene 75402
en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 216 se produce hasta el
antildeo 2015 y el 7834 a partir del antildeo 2021 al 2025
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 115
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 613 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente
alcanzando el valor miacutenimo para el antildeo 2016 de 602e-06 y 589e-
08 con y sin mantenimiento respectivamente El LOLE maacutes alto
obtenido en el periacuteodo de anaacutelisis se presenta en el antildeo 2025 con 27797
y 19628 con y sin mantenimiento respectivamente
Este incremento considerable se debe a que inicialmente la capacidad del plan
de expansioacuten es de 4 427 MW al realizar la investigacioacuten de las centrales con
mayor probabilidad de ejecucioacuten decrece a 2 941MW resultando en una
reduccioacuten del 335 las capacidades ingresadas en cada antildeo son presentadas
en la figura 614
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 116
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1
En la figura 615 se presenta el comportamiento del LOLE considerando 0 2
y 5 de incertidumbre sin mantenimiento En la graacutefica se observa con una
incertidumbre de 2 un LOLE miacutenimo de 181e-07 y un maacuteximo
de 19444 en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente para la
incertidumbre del 5 se obtiene en el antildeo 2016 un LOLE miacutenimo de 116e-05
en el 2016 y un maacuteximo de 187981 en el 2025
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Joseacute Pachari P 117
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 68 se presenta los resultados de los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5276 483557 397 25366 5813 581292 566 39605 8345 111166 1655 163219
2013 6411 652779 578 40875 6977 766960 781 60223 9671 138242 2034 217381
2014 4586 440879 361 25202 5147 538200 509 38858 7744 108106 1493 159355
2015 752364 656419 032 2410 901948 864044 047 3718 158607 212298 230 22083
2016 792E-06 443E-04 776E-08 403E-06 200E-05 117E-03 239E-07 130E-05 664E-04 466E-02 157E-05 101E-03
2017 215E-04 134E-02 712E-07 385E-05 177E-08 939E-07 215E-06 122E-04 914E-03 731E-01 129E-04 871E-03
2018 413E-03 279E-01 664E-05 408E-03 884E-03 632E-01 180E-04 117E-02 133E-01 122E+01 619E-03 504E-01
2019 007 539 000 012 013 1089 420E-03 030 116 126E+02 008 793
2020 059 5010 002 157 099 9055 004 357 518 657E+02 055 5844
2021 651 66210 039 3359 912 101505 069 6464 253E+01 400E+03 422 54902
2022 4420 579947 487 50427 5192 750364 709 80498 860E+01 174E+04 2213 356887
2023 16858 31236 3697 491135 17665 3538050 4473 653734 2166 5633120 8090 165506
2024 39083 104856 15804 2897590 39753 111313 16866 335496 43263 143986 21385 564878
2025 69614 264794 39974 105875 70024 262963 40449 113145 74306 307100 43504 148751
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 68 se presenta un HLOLE total de 61672 durante
todo el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento y una incertidumbre de 0 de
este el 265 se obtiene hasta el antildeo 2014 y el 964 a partir del 2023 En
cuanto a los iacutendices considerando el mantenimiento programado y una
incertidumbre del 0 se obtiene un HLOLE de 1 59643
durante todo el periacuteodo de anaacutelisis de este el 1766 se produce hasta el antildeo
2014 y 8182 a partir del 2021
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 118
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 616 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 considerando y sin considerar el plan mantenimiento
en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 en el
antildeo 2016 se obtiene el HLOLE miacutenimo de 76e-08 y 7925e-06
sin y con mantenimiento respectivamente
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 119
En cuanto a la figura 617 se observa la peacuterdida de energiacutea esperada con y sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis con una incertidumbre del 0 En
esta se tiene una energiacutea no suministrada total de 141412 sin
mantenimiento y 43688 con mantenimiento presentaacutendose
un incremento de 30894
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para el periodo 2010-2025 se
considera la interconexioacuten requerida la inclusioacuten y no del mantenimiento
programado y el crecimiento de demanda mayor con incertidumbre del 2 y 5
que son presentados en la tabla 69 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025 se
considera interconexioacuten de 368 MW que es el uacuteltimo requerimiento de energiacutea
para el antildeo 2020 en el estudio realizado
Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 148 5637 508 8403
2011 2125 131 162237 197 3426 661 3544
2012 3763 390 96579 537 5108 1340 6434
2013 4843 653 74163 843 6178 1781 8463
2014 4571 635 71930 835 6110 1827 7871
2015 2768 481 57515 623 2976 1186 5623
2016 001 214E-04 4 39153 532E-04 022 001 001
2017 020 356E-03 5 72381 001 183 014 032
2018 352 021 1 65325 038 1320 231 515
2019 656 049 1 32703 086 2030 436 965
2020 1180 130 90864 201 2916 762 1787
2021 8017 1928 41571 2347 9578 4111 13835
2022 20398 11026 18499 11303 19593 12320 42868
2023 30431 24999 12173 24421 28502 22859 83220
2024 34867 32182 10834 32019 33691 30731 1 44472
2025 36385 35842 10152 35651 35838 34767 2 53404
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 69 se presenta el crecimiento del LOLE con mantenimiento
respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo 2015 se
representa un incremento promedio del 924 85 en el 2016 y 2017 se
presenta un comportamiento de crecimiento promedio de 5 057 finalmente a
partir del 2018 se aprecia una disminucioacuten del crecimiento debido a que los
valores del LOLE estaacuten alcanzando los maacuteximos posibles en el antildeo El LOLE
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Joseacute Pachari P 120
total en el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento e incertidumbre del 0 es de
1 14778 de este el 529 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
946 a partir del 2021 hasta el 2025 El iacutendice con mantenimiento total es de
1 08564 de este el 220 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
9761 a partir del 2020 hasta el 2025
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 618 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece alcanzando el valor
miacutenimo para el antildeo 2016 de 001 y 214e-04 con y sin
mantenimiento respectivamente el valor maacuteximo obtenido en el periacuteodo se
presenta en el antildeo 2025 con 35852 y 363 con y sin
mantenimiento respectivamente los valores altos obtenidos en los uacuteltimos
antildeos del periacuteodo de anaacutelisis se deben a que el uacuteltimo ingreso de capacidad se
produce en el antildeo 2017 con la central Cardenillo de 400 MW
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Joseacute Pachari P 121
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 619 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
diferentes porcentajes de incertidumbre sin mantenimiento el crecimiento del
LOLE con 2 y 5 de incertidumbre con respecto al de 0 tiene un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2016 con 2 019016 y 2 75001
respectivamente a partir de este antildeo el crecimiento es irregular hasta el 2021
donde se presenta valores incoherentes que se explican a continuacioacuten
Si se compara a partir del antildeo 2021 el LOLE sin mantenimiento con una
incertidumbre del 0 de la tabla 619 con los demaacutes porcentajes de
incertidumbre se presenta un decrecimiento en el valor del iacutendice la
explicacioacuten se basa en la figura 620 donde se observa la curva de carga
original y la curva de capacidad disponible en un intervalo de tiempo
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE
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Joseacute Pachari P 122
Consideremos el primer tiempo de anaacutelisis donde se produce peacuterdida
de carga donde la probabilidad acumulada debido a que
la carga supera la capacidad disponible resultando en LOLE=1 consideremos
el caacutelculo del LOLE con la inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la
carga y la utilizacioacuten de la distribucioacuten normal a siete intervalos de clase
obtenieacutendose para cada una de las curva de carga con incertidumbre un iacutendice
de peacuterdida de carga como se presentan a continuacioacuten
y
Donde
Son las probabilidades de peacuterdida de carga
para cada intervalo de clase en el primer tiempo de anaacutelisis
Es el primer tiempo de anaacutelisis
Es el iacutendice de peacuterdida de carga para el intervalo de clase -3 la
misma nomenclatura es aplicada a los demaacutes teacuterminos del LOLE
Si analizamos la graacutefica 620 para el primer tiempo de anaacutelisis se observa
que las curvas con intervalos de clase de 0 1 2 y 3 son superiores a la
capacidad disponible por lo cual sus probabilidades acumuladas de peacuterdida
de carga son igual a la unidad pero para las curvas con intervalos de clase de
-3-2 y -1 la curva de carga no supera a la capacidad disponible por tanto se
tiene una probabilidad acumulada de peacuterdida de carga inferior a la unidad Si a
estos iacutendices de peacuterdida de carga se les multiplica por sus respectivas
probabilidades de los intervalos de clase de la distribucioacuten normal el valor total
del LOLE va a ser inferior a la unidad y por consiguiente al LOLE obtenido sin
considerar la incertidumbre
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 610 se presenta los resultados del y
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 123
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6434 629751 571 38307 7016 751883 808 59872 9820 1404930 2247 240375
2013 8463 945891 980 74886 9080 1098920 1298 109033 12137 1909850 3052 362865
2014 7871 881637 972 81462 8570 1043300 1303 117375 11863 1906710 3148 392295
2015 5623 850800 819 81219 5763 931053 1078 111390 6680 1347310 2262 318932
2016 001 089 288e-
04 002 003 191
722e-04
005 031 2997 002 160
2017 032 2648 001 035 053 4729 001 086 301 36085 022 2061
2018 515 51259 029 2490 739 80478 054 4919 2196 341153 355 45399
2019 965 103052 069 6158 1339 158252 122 11986 3444 593122 681 96332
2020 1787 221337 187 20281 2334 316050 294 34043 5079 978162 1221 194760
2021 13835 250881 2962 408793 14762 2930830 3708 561897 18996 506074 7290 1557850
2022 42868 126558 19564 40273 43419 134059 20639 461353 46577 171545 20639 4613530
2023 83220 370088 54883 184608 84000 379405 54873 193088 89674 433052 57230 236712
2024 144472 809194 96384 492383 147255 826865 97884 503305 157411 917014 105460 565975
2025 253404 1601430 168824 1030500 - 1626450 171931 1052470 - 1747040 182339 1161350
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 610 se presenta los iacutendices con una incertidumbre del 0 sin
mantenimiento obteniendo un HLOLE en el periacuteodo de 3 46576
de este el 105 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9885 a
partir del 2019 hasta el 2025 Para los iacutendices que considera mantenimiento
programado e incertidumbre del 0 se obtiene para el HLOLE un total de
5 81436 de este el 694 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9297 a partir
del 2019 hasta el 2025
En el antildeo 2022 los iacutendices HLOLE y LOEE con mantenimiento programado e
incertidumbre del 2 y 5 no se presentan debido a que se produce el mismo
comportamiento en el iacutendice explicado por medio de la figura 620
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Joseacute Pachari P 124
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 621 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento
sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece
considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 001 y
288e-04 con y sin mantenimiento respectivamente El valor
maacutes alto alcanzado en el periacuteodo de anaacutelisis del HLOLE se presenta en el antildeo
2025 con 2 53404 con mantenimiento y 1 688e+3
sin mantenimiento
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En cuanto a la graacutefica 622 se presenta en el periacuteodo de anaacutelisis una energiacutea
no suministrada total de 1 75509 sin mantenimiento de este
el 998 se produce desde el 2019 al 2025 para el LOEE con mantenimiento
se obtiene 2 97321 de estos el 9875 se produce a partir
del antildeo 2019 hasta el 2025
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63 Anaacutelisis de resultados
Una vez presentado los iacutendices de confiabilidad del sistema de generacioacuten del
SNIE en los diferentes escenarios y casos se procede a realizar un anaacutelisis
de los resultados obtenidos para el periacuteodo proyectado
631 Periacuteodo proyectado
En la tabla 611 se presenta los resultados de los escenarios 1 y 2 con menor
crecimiento de demanda y sin considerar el plan de mantenimiento
programado
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Demanda menor
Demanda menor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 100296 100296
2011 106823 106823
2012 263161 263161
2013 371953 386009
2014 028562 247531
2015 012783 019323
2016 135E-12 589E-08
2017 351E-12 509E-07
2018 628E-12 505E-05
2019 106E-11 132E-03
2020 334E-13 156E-02
2021 495E-11 281E-01
2022 624E-09 335E+00
2023 655E-07 237E+01
2024 531E-05 904E+01
2025 305E-03 196E+02
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2
En la figura 623 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de menor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 esto se debe a que los ingresos de proyectos en el
escenario 2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que
suma 4 632 MW resultando en un incremento del 36 El valor del LOLE para
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el 2010 y 2011 es el mismo debido a que para el primer antildeo no ingresan
centrales y para el 2011 ingresan en ambos escenarios las mismas
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo maacutes criacutetico donde se
presenta la mayor peacuterdida de carga se encuentra entre al antildeo 2010 y 2013 con
un 953 del LOLE total que se obtiene en el periacuteodo 2010-2025 Esto se debe
a que en este periacuteodo ingresa solamente el 21 de la capacidad total del plan
de expansioacuten En este periacuteodo el incremento del LOLE obtenido incluyendo el
plan de mantenimiento es en promedio del 1 9948 respecto del sin
mantenimiento
En el escenario 2 el periacuteodo maacutes criacutetico se presenta entre los antildeos 2022 y 2025
en el cual se tiene el 965 del LOLE total del periacuteodo 2010-2025 ademaacutes
existe un periacuteodo entre los antildeos 2010 y 2014 que representa el 339 del
LOLE En comparacioacuten con el escenario1 la diferencia radica en la disminucioacuten
de la capacidad nueva que se plantea ingresar en cada uno de los escenarios
En el periodo 2010-2015 el incremento del LOLE obtenido incluyendo el plan
de mantenimiento es en promedio del 1 97853 respecto al de sin
mantenimiento
De estos dos anaacutelisis se podriacutea asumir que el incremento del LOLE cuando se
incluye el plan de mantenimiento es de aproximadamente un 1 9866
respecto del LOLE obtenido sin incluir el plan de mantenimiento
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2
En la tabla 612 se presenta los resultados del escenario 1 y 2 considerando el
mayor crecimiento de la demanda
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Joseacute Pachari P 127
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis
1
Escenario de anaacutelisis
2
Demanda mayor
Demanda mayor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 099558 099558
2011 130977 130977
2012 389676 389676
2013 623902 653034
2014 295323 635425
2015 214576 481212
2016 950E-10 000021
2017 771E-09 000356
2018 601E-08 021277
2019 567E-07 049466
2020 170E-07 129896
2021 000005 192838
2022 000927 110263
2023 069736 249986
2024 167756 321823
2025 114958 358417
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
En la figura 624 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de mayor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 debido a que los ingresos de proyectos en el escenario
2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que suma 4 937
Mw resultando en un incremento del 40 esta variacioacuten en el porcentaje de
capacidad respecto al escenario de demanda menor se debe a que se ingresan
las centrales Residuo 3 Rio Luis Angamarca Sinde y ciclo combinado El valor
del LOLE para el 2010 y 2011 es similar debido a que la capacidad de
generacioacuten disponible en cada escenario es igual
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo 2010-2014 se produce el
1169 del LOLE total y en el periacuteodo 2024-2025 se produce el 8783 dando
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un total en ambos periodos de 9953 del total Si se considera el LOLE
obtenido incluyendo el plan de mantenimiento programado en los dos periodos
significativos representa el 958 y el crecimiento promedio respecto del LOLE
sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento es de 1 3424
En el escenario 2 los periodos 2010-2015 y 2021-2025 representan el 22 y
97 respectivamente dando un total del 9803 del LOLE total Si se compara
el LOLE de estos periodos analizados con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento se observa que los obtenidos representa el 9857 y el
porcentaje de crecimiento es del 8943 respecto del LOLE sin incluir el plan
de mantenimiento
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
La importancia que tiene el ingreso de centrales del plan de expansioacuten en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad se observa en la figura 625
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Joseacute Pachari P 129
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten
En esta figura se aprecia el comportamiento del LOLE sin el ingreso de
centrales del plan de expansioacuten y capacidad de la interconexioacuten en esta se
puede apreciar que de no ingresar ninguna central desde el antildeo 2010 el LOLE
crece exponencialmente hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE se
estabiliza en su valor maacuteximo que es de 365 o 366 En cuanto al
comportamiento de peacuterdida de carga que esta consideracioacuten implica se
presenta el comportamiento en la figura 626 en esta se observa que el 99
se produce a partir del antildeo 2017
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten
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Una vez analizados los resultados obtenidos es necesario determinar si los
valores del son aceptables por lo cual se investigoacute en el
CONELEC CENACE MEER o estudios realizados en universidades sobre
valores de referencia del mismo o anaacutelisis semejantes del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano al no encontrarse ninguacuten valor se considera los
valores del periacuteodo histoacuterico obtenidos que son presentados en la tabla 613
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo)
Sin mto
2007 0137
2008 23947
2009 102506
Tabla 6 13 histoacuterico
Al no tenerse un comportamiento regular en los antildeos histoacutericos se considera
como niveles de referencia los valores extremos un miacutenimo de 010 y
un maacuteximo de 3 Una vez establecido los niveles de referencia del
LOLE se procede a determinar a partir del antildeo 2020 los ingresos necesarios
de capacidad para mantener los niveles del LOLE bajo el de referencia
Para poder determinar el requerimiento de capacidad adicional en los antildeos y
escenarios de anaacutelisis donde no se cumplen los niveles establecidos primero
de debe determinar queacute tipo de unidades se ingresaraacuten de acuerdo a su
proceso de conversioacuten capacidad de cada unidad y FOR
Para determinar el tipo de unidades que seraacuten tomadas en cuentan se
presenta en la tabla 614 las unidades que forman parte del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano el porcentaje de capacidad nominal de unidades
hidraacuteulicas y teacutermicas con respecto a la capacidad instalada total del sistema
de generacioacuten [24] [28] [18]
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Hidraacuteulica 205342 205246 205501
Teacutermica MCI 51330 51633 61537
T turbogas 80714 80714 94394
T turbovapor 51980 55280 55280
Capacidad nominal total 389366 392873 416712
de capacidad teacutermicas 4726 4776 5069
de capacidad hidraacuteulicas 5274 5224 4931
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la tabla 614 se presenta en el antildeo 2007 y 2008 un 52 de hidraacuteulicas y
47 de teacutermicas esto variacutea en el antildeo 2009 a 50 para hidraacuteulicas y teacutermicas
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Joseacute Pachari P 131
Se asume en el estudio 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas debido a que para los
antildeos proyectados el 80 son centrales de generacioacuten hidraacuteulica[19] [20]
El sistema de generacioacuten ecuatoriano baacutesicamente estaacute formado por unidades
teacutermicas e hidraacuteulicas por lo que se plantea tres casos para analizar el
primero de ellos considerando solo hidraacuteulicas un segundo caso solo teacutermico y
finalmente el tercer caso 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas
Para las unidades teacutermicas se impone las unidades turbogas con un FOR de
00699 y capacidad de 100 MW por unidad en cuanto a las unidades
hidraacuteulicas se impone una unidad de 100 MW con un FOR de 00404
En resumen en la tabla 615 se presenta los tres casos de anaacutelisis con sus
respectivas caracteriacutesticas cabe recalcar que si se necesita maacutes de 100 MW
por ejemplo 400 MW esto implica que se requiere 4 unidades de 100 MW en
cuanto al tercer caso ingresan 100 MW en total y no solo una hidraacuteulica de 60
MW o teacutermica de 40 MW
Caso Tipo de unidad Unidad Capacidad FOR
1 Hidraacuteulica 1 100 00404
2 Teacutermica 1 100 00699
3 Combinacioacuten
Hidraacuteulica 1 60 00404
3 Teacutermica 1 40 00699
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable
64 Sistema de generacioacuten Confiable
Considerando los tres casos presentados en la tabla 615 se determinaraacute la
capacidad de generacioacuten adicional requerida para que el LOLE se
encuentre proacuteximo al nivel de referencia este anaacutelisis considera los siguientes
paraacutemetros
La capacidad ingresada para un determinado antildeo se mantiene en el
anaacutelisis de los antildeos posteriores
Se determinaraacute el requerimiento de capacidad para los escenarios de
anaacutelisis presentados en las tablas 611 y 612
Se considera como paraacutemetro a cumplir el LOLE miacutenimo y
maacuteximo con incertidumbre de 0 y sin mantenimiento programado
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641 Nivel de LOLE miacutenimo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
Para este caso no se requiere calcular generacioacuten confiable debido a que los
valores del LOLE obtenidos se encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 627 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia miacutenimo En esta se aprecia
que a partir del 2023 al no existir ingresos de capacidad es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para que el sistema se encuentre bajo el
nivel de referencia considerando cada uno de los escenarios presentados en la
tabla 616
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la tabla 616 se presentan los requerimientos de generacioacuten para alcanzar
el miacutenimo LOLE considerando el crecimiento mayor de demanda
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
MW
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023 200 012 015 1430
2024 500 009 012 1131
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 133
2025 500 010 013 1230
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 129E-01 170E-01 158E+01
2024 500 127E-01 166E-01 159E+01
2025 600 702E-02 900E-02 865E+00
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 118E-01 155E-01 143E+01
2024 500 942E-02 122E-01 113E+01
2025 500 102E-01 130E-01 123E+01
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 628 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2023 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 200 MW teacutermicas de 1 300 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 200 MW estos ingresos de capacidad permiten mantener el nivel del LOLE
hasta el antildeo 2025 Como se puede observar si se considera el ingreso de
unidades teacutermicas uacutenicamente el requerimiento es mayor ya que estas
unidades de generacioacuten tienen un FOR maacutes alto que las unidades hidraacuteulicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 629 se presentan los resultados del LOLE obtenidos con el plan de
expansioacuten considerado en el segundo escenario En esta se aprecia que a
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 134
partir del 2021 al no existir ingresos de capacidad es necesario determinar
cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los escenarios planteados Si se
compara con el primer escenario donde el sistema requiere de ingresos a partir
del antildeo 2023 en este se requiere a partir del antildeo 2021 ya que en este
escenario solamente se considera 2 941 MW de los 4 427 MW que constan en
el plan de expansioacuten no consideraacutendose 1 486 MW
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la tabla 617 se presentan los requerimientos necesarios
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 100 010 014 1103
2022 400 008 010 834
2023 700 007 009 750
2024 1 000 007 009 797
2025 1 300 009 012 993
Teacuterm
icas
2020
2021 100 104E-01 144E-01 117E+01
2022 400 939E-02 128E-01 106E+01
2023 700 984E-02 133E-01 113E+01
2024 1 000 119E-01 160E-01 140E+01
2025 1 400 641E-02 849E-02 739E+00
Hid
raacuteulic
as
- T
eacuterm
icas
2020
2021 100 986E-02 135E-01 110E+01
2022 400 749E-02 101E-01 820
2023 700 670E-02 895E-02 729
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 135
2024 1 000 704E-02 932E-02 769
2025 1 300 863E-02 113E-01 958
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la figura 630 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2021 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 300 MW teacutermicas de 1 400 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 300 MW Si comparamos con el escenario uno caso 1 donde no se requiere
adicionar generacioacuten estos valores de generacioacuten requerida representan
aproximadamente los 1 486 MW que no fueron considerados
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 631 se presenta el LOLE obtenido y el nivel de referencia miacutenimo
en esta se aprecia que a partir del 2018 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido por lo cual se observa que en este caso la generacioacuten
considerada en el plan de expansioacuten no es suficiente
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 136
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Se presenta en la tabla 618 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con una
incertidumbre del 0 considerando generacioacuten adicional para el periacuteodo 2020-
2025 el cual estaacute fuera del plan de expansioacuten publicado por el CONELEC
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Cap Ing Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020 300 010 013 1293
2021 400 009 012 1194
2022 400 010 014 1407
2023 500 006 008 838
2024 400 012 016 1663
2025 600 005 007 701
Teacuterm
icas
2020 300 110E-01 153E-01 149E+01
2021 400 121E-01 167E-01 165E+01
2022 500 709E-02 961E-02 951
2023 400 124E-01 167E-01 172E+01
2024 500 119E-01 158E-01 166E+01
2025 600 668E-02 875E-02 915
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020 300 965E-02 134E-01 129E+01
2021 400 898E-02 123E-01 119E+01
2022 400 106E-01 143E-01 141E+01
2023 500 648E-02 860E-02 839
2024 400 126E-01 167E-01 169E+01
2025 600 556E-02 714E-02 709
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 137
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 632 se presenta los requerimientos de capacidad para los tres
tipos de unidades analizadas observando que a partir del antildeo 2020 se
requiere capacidad necesitando un total de 2 600 MW para las unidades
hidraacuteulicas 2 600 MW teacutermicas e hidraacuteulicas-teacutermicas de 2 700 MW Esta
capacidad requerida es aproximadamente igual a la capacidad reducida en el
escenario dos maacutes la requerida en el escenario uno caso 2
642 Nivel de LOLE maacuteximo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
No se requiere generacioacuten adicional ya que los valores del LOLE se
encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 633 se presentan los resultados obtenidos del LOLE y el nivel de
referencia maacuteximo En esta se observa que a partir del 2024 es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los tipos de unidades
de generacioacuten considerados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 138
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la tabla 619 se presentan los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con
una incertidumbre del 0 y la capacidad de generacioacuten necesaria para
alcanzar el nivel de referencia
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023
2024 300 255 353 41518
2025 500 248 340 41133
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 279 387 461E+02
2025 500 310 430 537E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 257995 357 419E+02
2025 500 256099 351 422E+02
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 139
En la tabla 619 se observa que es necesario determinar el requerimiento de
capacidad a partir del 2024 en la figura 634 se presenta los requerimientos de
capacidad para cada uno de los casos planteados
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la figura 634 se presentan las capacidades requeridas para los antildeos 2024 y
2025 que son los que no cumplen con el nivel de referencia en esta se observa
que en los tres casos se requiere de 800MW pero en cada uno se obtiene
valores de LOLE diferentes debido a la diferencia en el FOR de las unidades
consideradas tenieacutendose el miacutenimo con las unidades hidraacuteulicas y el maacuteximo
con las unidades teacutermicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 635 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
menor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2022 es necesario el ingreso de mayor capacidad de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 140
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 620 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda menor
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022 100 143 204 19746
2023 200 292 419 43669
2024 400 125 174 17319
2025 200 313 444 48461
Teacuterm
icas 2020
2021
2022 100 149244 213002 207E+02
2023 300 146896 208165 207E+02
2024 400 162838 229706 236E+02
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 141
2025 200 200814 282912 303E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022 100 143721 204735 198E+02
2023 200 294692 423356 439E+02
2024 400 127296 177425 174E+02
2025 300 144651 200449 202E+02
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
En la figura 636 se presenta los requerimientos de capacidad para cada uno
de los casos planteados
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2
caso 1 (nivel maacuteximo)
En este caso se observa que a partir del 2022 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido Los ingresos de capacidad adicionada para las
unidades hidraacuteulicas es de 900 MW teacutermicas 1 000 MW e hidraacuteulicas ndash
teacutermicas de 1 000 MW Estos ingresos se deben a la reduccioacuten de la capacidad
de generacioacuten considerada en el plan de expansioacuten
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 637 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2021 es necesario el ingreso de capacidad
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 142
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 621 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda mayor
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 300 256 370 42326
2022 400 277 396 46421
2023 500 175 245 28381
2024 400 281 393 48189
2025 500 273 377 47347
Teacuterm
icas
2020
2021 300 282 409 473E+02
2022 500 170 241 276E+02
2023 400 254 359 434E+02
2024 500 230 321 396E+02
2025 500 256 356 457E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021 300 259 373 427E+02
2022 400 284 406 473E+02
2023 500 183 255 293E+02
2024 400 299 418 507E+02
2025 500 297 410 508E+02
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 143
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
En esta se observa los ingresos de capacidad necesaria para las unidades
hidraacuteulicas de 2 100 MW teacutermicas 2 200 MW e hidraacuteulicas ndash teacutermicas de 2 100
MW
643 Anaacutelisis de resultados de generacioacuten confiable
En la tabla 622 se presenta los requerimientos de capacidad para el
crecimiento de demanda menor escenarios de anaacutelisis 1 y 2 con un LOLE
referencia miacutenimo y maacuteximo En la tabla se observa que el escenario de
anaacutelisis 1 no requiere adicionar generacioacuten para alcanzar el nivel de
referencia para el segundo escenario de anaacutelisis si se compara el
requerimiento de capacidad para el LOLE referencia miacutenimo respecto del
LOLE referencia maacuteximo se requiere un 2747 de incremento
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 144
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Menor
LOLE Referencia miacutenimo
LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
- H
T
H y
T
- H
T
H y
T
2020
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
2021 100 100 100 0 0 0
2022 300 300 300 100 100 100
2023 300 300 300 200 300 200
2024 300 300 300 400 400 400
2025 300 400 300 200 200 300
Capacidad total (Mw)
- 1 300 1 400 1 300 - 900 1 000 1 000
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor
En la figura 639 se presenta los requerimientos de capacidad de la tabla 622
en esta se observa que el requerimiento de capacidad para el periodo 2020-
2025 en promedio se requiere de 1 300 MW y 960 MW para un LOLE miacutenimo y
maacuteximo respectivamente Este requerimiento constituye el 34 respecto de la
capacidad disponible hasta el antildeo 2010
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor
Para las unidades teacutermicas se observa que los requerimientos de capacidad
con respecto a las hidraacuteulicas variacutea en 100 MW esto se debe a que el valor del
FOR es de 00404 y 00699 respectivamente
En la tabla 623 se presenta los requerimientos de capacidad para los
escenarios 1 y 2 considerando el escenario de crecimiento mayor de demanda
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 145
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Mayor
LOLE Referencia miacutenimo LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
2020 0 0 0 300 300 300 0 0 0 0 0 0
2021 0 0 0 400 400 400 0 0 0 300 300 300
2022 0 0 0 400 500 400 0 0 0 400 500 400
2023 200 200 200 500 400 500 0 0 0 500 400 500
2024 500 500 500 400 500 400 300 300 300 400 500 400
2025 500 600 500 600 600 600 500 500 500 500 500 500
Capacidad total (Mw)
1200 1300 1200 2600 2700 2600 800 800 800 2100 2200 2100
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor
En esta se puede observar que para alcanzar el valor de referencia miacutenimo en
el escenario dos se requiere de aproximadamente 1 400 MW maacutes que para el
escenario uno esto se debe a que en el escenario uno se incluyen 1 486 MW
maacutes que en el escenario dos Ademaacutes se puede observar que en cada antildeo se
requiere entre 300 y 500 MW la razoacuten es que la demanda se incrementa
aproximadamente en promedio 400 MW en estos antildeos
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor
H T
H y T
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 146
En la figura 640 se presenta los requerimientos de capacidad en esta se
observa que el requerimiento considerando unidades hidraacuteulicas al comparar
el escenario 1 LOLE maacuteximo con el escenario 1 LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 50 si se compara la capacidad requerida en el escenario 2
LOLE maacuteximo con la del mismo escenario LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 625
Para las unidades teacutermicas al comparar el escenario 1 LOLE maacuteximo con el
mismo escenario pero LOLE miacutenimo se observa un crecimiento del 625 y a
su vez en el escenario 2 con los mismos paraacutemetros de LOLE se presenta un
crecimiento del 2272 Si se compara entre los escenarios 1 y 2 con un LOLE
maacuteximo se observa un crecimiento en la capacidad del 166 para un LOLE
miacutenimo se presenta un crecimiento de 113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 147
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
El programa computacional (CIC-SG) desarrollado en el presente trabajo
fue comprobado con los resultados presentados en el sistema de prueba
IEEE-RTS obtenieacutendose los mismo valores por lo cual se asume su
validez no obstante el programa presenta limitaciones en la modelacioacuten
de las unidades de generacioacuten ya que se utilizan un modelo de dos
estados por lo cual se puede realizar modificaciones que permitan
aplicar un modelo con maacutes estados
Si se compara la capacidad disponible en el 2009 respecto al del 2007
se observa que existe un incremento de aproximadamente 30 MW
mientras que el incremento en la demanda maacutexima es de
aproximadamente 200 MW por tal razoacuten existe un incremento del LOLE
de 151 a 3056
En el periacuteodo proyectado se observa que entre los antildeos 2010- 2015 se
presenta el periacuteodo maacutes criacutetico de lo cual se deduce que el incremento
de generacioacuten contemplado en el plan de expansioacuten no permite alcanzar
los niveles de confiabilidad establecidos por tal razoacuten se deberiacutea
considerar incluir nuevos proyectos en el corto plazo
Para los antildeos 2015-2020 con el ingreso de proyectos de gran
capacidad en especial la central Coca Codo Sinclair el sistema se
mantendriacutea bajo los niveles de confiabilidad establecidos no obstante si
se considera uacutenicamente el ingreso de los proyectos con mayores
probabilidades de ejecucioacuten los iacutendices de confiabilidad del sistema
sobrepasan el nivel de referencia
En el periodo 2020-2025 que no es contemplado en el Plan Maestro de
Electrificacioacuten se recomienda considerar como referencia los resultados
obtenidos en el anaacutelisis de generacioacuten confiable
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 148
Recomendaciones
En el presente estudio se validoacute el programa computacional mediante
el sistema de prueba IEEE-RTS con las publicaciones 1979 y 1986 Para
esta uacuteltima se presenta un anaacutelisis del efecto de la incertidumbre del 2
5 10 y 15 por ciento en el pronoacutestico de la demanda al ingresar los
paraacutemetros de dicho anaacutelisis en el programa se validoacute el
para los porcentajes de 2 y 5 pero para los dos uacuteltimos se presenta
errores del 026 y 13 en el valor del iacutendice por lo cual se realizoacute el
caacutelculo en Microsoft Excel obtenieacutendose los mismos valores que con el
programa computacional por lo que seraacute importante investigar las
razones de esta variacioacuten
Durante la investigacioacuten realizada para el desarrollo de esta tesis no se
encontraron valores de referencia de iacutendices de confiabilidad en los
organismos de control o entes universitarios por lo cual se utilizoacute los
valores histoacutericos de los antildeos 2007-2009 Seriacutea conveniente realiza un
estudio que permita determinar los valores de iacutendices maacutes adecuados
considerando aspectos teacutecnicos y econoacutemicos
En la informacioacuten proporcionada o publicada en las paacuteginas web
oficiales del CENACE MEER o CONELEC para los antildeos 2007 2008 y
2009 se presenta variaciones en los valores de capacidades nominales y
efectivas de una misma unidad tasas de falla y factores de planta Por lo
cual seriacutea conveniente que se revise la informacioacuten en las bitaacutecoras de
las empresas debido a que son paraacutemetros importantes al momento de
valorar la confiabilidad del sistema de generacioacuten
En el presente estudio se consideroacute como modelo de demanda la curva
en por unidad del antildeo que presenta la menor desviacioacuten estaacutendar
respecto de las curvas en por unidad de los antildeos restantes del periodo
2004-2008 Por lo cual se recomienda realizar un estudio maacutes detallado
que permita obtener un modelo maacutes adecuado basado en informacioacuten
de un periodo histoacuterico maacutes extenso
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 149
En el presente estudio se asume que la interconexioacuten con Colombia se
encuentra disponible al cien por ciento de su capacidad efectiva y que
cumple con la funcioacuten de cubrir la demanda energeacutetica que el sistema
ecuatoriano no es capaz de satisfacer permitiendo determinar la
potencia media requerida en un determinado periacuteodo de tiempo lo cual
no es del todo praacutectico por lo que se deberiacutea realizar un estudio maacutes
detallado que permita modelar de una forma maacutes adecuada la
disponibilidad de las interconexiones existentes
En el estudio realizado para incluir la variacioacuten de la capacidad
disponible en los periodos estiaje y lluvioso se basa uacutenicamente en las
potencias promedio despachadas por cada una de estas centrales en el
periacuteodo histoacuterico siendo esto una aproximacioacuten sencilla por lo cual se
recomienda realizar un estudio de la pluviosidad que permite determinar
con mayor precisioacuten la capacidad disponible en cada uno de estos
periodos para los antildeos futuros
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 150
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Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
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de consulta Junio 2010 Disponible en
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ANEXO A
Manual de usuario del programa CIC-SG
A11
Componentes del programa CIC_SG
La interfaz de usuario o pantalla del programa computacional estaacute compuesto
de seis partes tres para entrada de datos y tres para presentar resultados Los
bloques de entrada permiten el ingreso de los datos del sistema de generacioacuten
plan de mantenimiento programado de las unidades de dicho sistema y datos
de demanda ademaacutes se puede considerar la incertidumbre en la proyeccioacuten
de dicha demanda Los bloques de resultados muestran la COPT iacutendices de
confiabilidad para cada dato de demanda e iacutendices de confiabilidad de todo el
sistema en un determinado periodo de anaacutelisis En la figura A1 se presenta la
interfaz de usuario del programa CIC_SG
Figura A1 Interfaz del programa CIC_SG
Entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos del sistema de generacioacuten son inicialmente el nuacutemero de centrales
que contiene el sistema de generacioacuten a analizar con lo cual se presentara la
tabla que permite el ingreso de los datos de cada una de las centrales como se
muestra en la figura A2 Cabe recalcar que el nuacutemero de centrales que se
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ingrese debe ser un nuacutemero entero y positivo En la tabla se debe ingresar el
nuacutemero de unidades de cada central la capacidad en MW y FOR de las
unidades en el ejemplo se puede observar que cada central posee unidades
con la misma capacidad y FOR pero esto no siempre es asiacute Cuando en el
sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades de diferentes
capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan las mismas
capacidades y FOR de ser posible con lo cual se habraacute dividido la central
original en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna
variacioacuten en los resultados
Dentro de estos paraacutemetros se debe considerar que el nuacutemero de unidades
debe ser un nuacutemero entero mayor a cero la capacidad de cada unidad debe
ser mayor a cero y el FOR de las unidades debe estar entre cero y uno
Figura A2 Interfaz para la entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos se pueden editar directamente en la tabla o se pueden copiar desde
una hoja de Excel y pegar en la tabla en este caso los datos deben estar
dispuestos en el orden que la tabla lo indica y deben seleccionarse y pegarse
todos a la vez mediante la opcioacuten pegar del menuacute contextual que aparece al
dar un clic con el botoacuten derecho del mouse En la tabla A1 se presenta un
ejemplo
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CENTRALES
UNIDADES MW FOR
5 12 002
4 20 01
6 50 001
4 76 002
3 100 004
4 155 004
3 197 005
1 350 008
2 400 012
Tabla A1 Disposicioacuten de los datos del sistema de generacioacuten para utilizar la
opcioacuten pegar
Entrada de datos del plan de mantenimiento programado
Si se desea ingresar un plan de mantenimiento programado para las unidades
del sistema de generacioacuten se debe marcar el recuadro correspondiente
(iquestIncluye plan de mantenimiento) Como se indica en la figura A2
Cuando se ha marcado el recuadro de plan de mantenimiento programado se
presenta una tabla que contiene a todas las unidades del sistema de
generacioacuten indicando la central nuacutemero de unidad capacidad de dicha unidad
y hora de finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento (Figura A3 a) En esta
tabla uacutenicamente se puede modificar la hora de finalizacioacuten e inicio del
mantenimiento ya que los demaacutes paraacutemetros deben estar relacionados con los
datos del sistema de generacioacuten ingresado previamente
Se debe considerar que las horas de inicio y finalizacioacuten deben ser nuacutemeros
positivos que pueden ser miacutenimo cero y maacuteximo 8760 (8784 para antildeos
bisiestos para esto se debe marcar el cuadro correspondiente) ya que el plan
de mantenimiento considerado debe ser un plan anual ademaacutes la hora de
finalizacioacuten siempre debe ser mayor que la hora de inicio
Finalmente se puede considerar maacutes de un periodo de mantenimiento para
cada unidad como se muestra en la Figura A3 b) en la unidad 3 de la central 2
Se puede adicionar intervalos de mantenimiento mediante la opcioacuten
correspondiente del menuacute contextual con la cual nos pediraacute que ingresemos la
central y la unidad a la cual se le va a adicionar un intervalo de mantenimiento
(Figura 34)
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a)
b)
Figura A3 Interfaz para el ingreso del plan de mantenimiento de cada unidad
del sistema de generacioacuten
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Figura A4 Interfaz para el ingreso de un nuevo intervalo de mantenimiento de
una determinada unidad
Adicionalmente los datos pueden ser copiados desde una hoja de Excel y
pegados en la tabla correspondiente Para esto se debe seleccionar cinco
columnas que contengan la central nuacutemero de unidad capacidad hora de
finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento en ese orden En este caso las
unidades pueden tener maacutes de un intervalo de mantenimiento en el antildeo los
cuales pueden ser colocados en la tabla directamente En la tabla A2 Se
presenta un ejemplo
Cabe recalcar que todo lo dicho anteriormente con respecto a las restricciones
de la informacioacuten es maacutes bien a manera de informacioacuten ya que el programa
computacional posee internamente sentencias que guiacutean al usuario cuando se
ingresa datos incorrectos esto se realiza mediante cuadros de dialogo que
indican el error cometido y la forma correcta de la informacioacuten a ser ingresada
Este sistema se aplica a todos los elementos de la interfaz que se utilizan para
entrada de datos
La hora de finalizacioacuten se ingresa primero que la hora de inicio para efectos de
control de los datos ingresados uacutenicamente
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PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
CENTRAL UNIDAD MW H INICIO H SALIDA
1 1 12 1680 1344
1 2 12 4536 4200
1 3 12 5712 5376
1 4 12 6552 6216
1 5 12 7056 6720
2 1 20 1680 1344
2 2 20 2184 1848
2 3 20 2184 1848
2 4 20 5712 5376
3 1 50 2856 2520
3 2 50 3696 3360
3 3 50 4704 4368
3 4 50 5376 5040
3 5 50 6552 6216
3 6 50 7056 6720
4 1 76 840 336
4 2 76 2856 2352
4 3 76 5376 4872
4 4 76 6048 5544
5 1 100 3696 3192
5 2 100 4872 4368
5 3 100 7224 6720
6 1 155 1512 840
6 2 155 2352 1680
6 3 155 4872 4200
6 4 155 6552 5880
7 1 197 1848 1176
7 2 197 3024 2352
7 3 197 7224 6552
8 1 350 5880 5040
9 1 400 2520 1512
9 2 400 6720 5712
Tabla A2 Disposicioacuten de los datos del plan de mantenimiento para ser
pegados en la tabla
Entrada de datos de demanda
Los datos de demanda se pueden representar mediante tres modelos
demanda maacutexima diaria demanda horaria y modelo aproximado de demanda
maacutexima diaria u horaria representado mediante una recta o varias rectas
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Figura A5 Interfaz para el ingreso de datos de demanda maacutexima diaria
Figura A6 Interfaz para el ingreso de datos de demanda representados
mediante el modelo aproximado
Los datos de demanda maacutexima diaria u horaria deben ser valores positivos y
sus unidades deben estar en MW Cuando se desea calcular los iacutendices de
confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento programado el nuacutemero de
datos del modelo de demanda maacutexima diaria estaacute restringido a maacuteximo 365
datos (366 para antildeos bisiestos) y cuando se utiliza demanda horaria se limita
8760 (8784 para antildeos bisiestos) ya que el plan de mantenimiento programado
es anual ademaacutes en este caso en el programa no se puede aplicar el modelo
aproximado y los datos de cualquiera de los otros dos modelos deben ser
ingresados en orden cronoloacutegico Si se desea incluir incertidumbre en la
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demanda se debe marcar el recuadro correspondiente e ingresar el valor de la
incertidumbre
El valor de la incertidumbre a ingresar debe estar representado como un
porcentaje de la demanda y debe ser un valor positivo
El modelo de carga aproximado se obtiene mediante las curvas DPLVC o
LDC Cuando se utilice este modelo se debe ingresar tres paraacutemetros como se
muestra en la Figura A6 En la columna de inicio se debe ingresar el valor
maacuteximo de la recta en la columna nombrada como Final se debe ingresar el
valor miacutenimo o final de la recta y en la columna de tiempo se debe ingresar el
periodo de duracioacuten de dicha recta especificando si el valor del tiempo es diacuteas
u horas en los marcadores correspondientes
Hay que recalcar que los valores de inicio y fin de la recta deben ser positivos y
el valor inicial siempre debe ser mayor o igual que el valor final El tiempo
siempre debe ser un valor entero y positivo
Presentacioacuten de COPT (Capacity Outage Probability Table)
Dentro del bloque de la COPT se presentan cuatro paraacutemetros
Estados La columna de estados representa todas las posibles combinaciones
de MW que pueden desconectarse simultaacuteneamente empezando con cero MW
hasta la maacutexima generacioacuten disponible o instalada
Cap Out (MW) Esta columna representa la capacidad de generacioacuten en MW
que se desconectan en cada uno de los estados
P(x) En esta columna se presentan las probabilidades individuales de
encontrar X MW fuera de servicio
P(X) En esta columna se presentan las probabilidades acumuladas de
encontrar X o maacutes MW fuera de servicio
Estos paraacutemetros se presentan cuando no se incluye plan de mantenimiento
programado como se muestra en la figura A7 por el contrario cuando en el
caacutelculo se incluye plan de mantenimiento programado de las unidades el
nuacutemero de tablas que se obtenga seraacute igual al nuacutemero de intervalos que se
obtenga de dicho plan como se muestra en la figura A8 Por lo tanto en este
caso ademaacutes de disponer de los datos mencionados anteriormente se indica el
nuacutemero de COPT y el intervalo de tiempo en el que se aplicaraacute dicha tabla al
momento de determinar los iacutendices de confiabilidad
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Figura A7 Interfaz para presentar
COPT sin plan de mantenimiento
programado
Figura A8 Interfaz para presentar COPTs
cuando se incluye plan de mantenimiento
programado
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Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad para cada dato demanda
Dentro de esta interfaz se presentan los iacutendices de confiabilidad
correspondientes a cada dato de demanda Cabe indicar que los iacutendices a
presentar dependen del modelo de carga escogido como se explica a
continuacioacuten
Modelo de demanda maacutexima diaria Cuando se utiliza este modelo uacutenicamente
se presenta el LOLP (Lost Of Load Probability) probabilidad de peacuterdida de
carga para cada dato de demanda (Figura A9)
Figura A9 Interfaz para presentar el LOLP para cada dato de demanda
maacutexima diaria
Modelo de demanda horaria Cuando el modelo utilizado es el de demanda
horaria se presenta el LOEP (Lost Of Energy Probability) Figura A10
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Figura A10 Interfaz para presentar el LOEP para cada dato de demanda
horaria
Para los dos casos ya expuestos cuando se utiliza plan de mantenimiento
programado se presenta una columna adicional que indica la COPT utilizada en
el caacutelculo
Figura A11 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con plan de
mantenimiento programado de las unidades
Finalmente cuando se considera la incertidumbre en el pronoacutestico de la
demanda se presenta el LOLP que se obtiene para cada uno de los datos
obtenidos para los intervalos de clase de correspondientes de la curva de
distribucioacuten Cabe recalcar que para encontrar el LOLE total estos valores
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deben ser multiplicados por la probabilidad correspondiente del intervalo de
clase y luego se deben sumar
Figura A12 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con incertidumbre
Modelo aproximado de demanda Cuando se utiliza este modelo se presenta el
LOLE o LOEE obtenido con cada segmento de recta En la figura A13 se
presenta los datos correspondientes a una aproximacioacuten de la curva de
DPLVC donde se muestra el LOLE obtenido para cada uno de los cuatro
segmentos de recta de la figura A6
Figura A13 Bloque para presentar los iacutendices correspondientes a cada recta
Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad de todo el sistema
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En este caso se establecen dos formas de presentacioacuten las cuales estaacuten
relacionadas con el modelo de demanda utilizado Cuando el modelo es la
demanda maacutexima diaria se presentan el LOLE y un paraacutemetro adiciona que es
el tiempo total de anaacutelisis como se muestra en la figura A14
Figura A14 Iacutendices de confiabilidad para la demanda maacutexima diaria
Cuando se utiliza la demanda horaria se presentan los siguientes iacutendices
HLOLE LOEE EIR y paraacutemetros adicionales como son la Energiacutea total y el
periodo de anaacutelisis
Figura A15 Iacutendices de confiabilidad cuando el tiempo estaacute dado en horas
Guardar Informacioacuten y Resultados
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Para guardar la informacioacuten o los resultados obtenidos se debe seleccionar la
opcioacuten ldquoGUARDARrdquo de la barra de menuacutes con lo que se presentara el cuadro
de dialogo mostrado en la figura A16 En este cuadro se debe ingresar el
nombre del documento con extensioacuten ldquoxlsx o xlsrdquo y el nombre de la hoja luego
se habilitaran las opciones que nos permitiraacuten seleccionar los datos que
queremos guardar
Adicionalmente se pueden copiar los resultados o datos ingresados
seleccionando los datos dentro de la tabla para esto coloque el cursor en el
inicio del grupo que desea copiar y luego presione ldquoShiftrdquo y diriacutejase al fin del
grupo que desea copiar luego presione Ctrl+c
Figura A15 Interfaz para guardar informacioacuten y resultados seleccionados
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ANEXO B
Informacioacuten del Reliability Test System
B11
Tabla de capacidad de salida
0-1 600 MW
x P(x) x P(x) x P(x)
0 1 420 0186964 1 020 0003624
12 0763604 440 0151403 1 040 0003257
20 0739482 460 0137219 1 060 0002857
24 0634418 480 0126819 1 080 0002564
32 0633433 500 0122516 1 100 0002353
36 0622712 520 0108057 1 120 0002042
40 0622692 540 0101214 1 140 0001889
44 0605182 560 0084166 1 160 0001274
48 0604744 580 0075038 1 180 0000925
50 0604744 600 0062113 1 200 0000791
52 0590417 620 0054317 1 220 000069
56 058863 640 0050955 1 240 0000603
60 0588621 660 0047384 1 260 000049
80 055993 680 0044769 1 280 000043
100 0547601 700 0042461 1 300 0000401
120 0512059 720 0040081 1 320 0000305
140 0495694 740 0038942 1 340 0000257
160 0450812 760 0030935 1 360 0000164
180 0425072 780 0026443 1 380 0000122
200 0381328 800 0024719 1 400 0000102
220 035599 820 0018716 1 420 0000084
240 0346093 840 0015467 1 440 0000071
260 0335747 860 0013416 1 460 0000056
280 0328185 880 0012136 1 480 0000046
300 0320654 900 0011608 1 500 000004
320 0314581 920 0009621 1 520 0000027
340 0311752 940 0008655 1 540 000002
360 0283619 960 0006495 1 560 0000013
380 0267902 980 0005433 1 580 000001
400 0261873 1 000 0004341 1 600 0000008
Tabla B11 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS
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B12
Tabla de capacidad de salida
1 500-2 450 MW
x P(x) x P(x)
1 500 404E-05 2 000 725E-09
1 550 149E-05 2 050 295E-09
1 600 806E-06 2 100 843E-10
1 650 408E-06 2 150 306E-10
1 700 158E-06 2 200 927E-11
1 750 722E-07 2 250 232E-11
1 800 291E-07 2 300 797E-12
1 850 153E-07 2 350 166E-12
1 900 469E-08 2 400 470E-13
1 950 215E-08 2 450 105E-13
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS con incrementos de 50 MW entre estados
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B13
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW) Diacutea
Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW)
1 228473 41 184557 81 198907 121 238545
2 245670 42 179764 82 194763 122 233774
3 240757 43 220522 83 159540 123 229003
4 235843 44 237120 84 155396 124 224232
5 230930 45 232378 85 186595 125 183680
6 189166 46 227635 86 200640 126 178909
7 184253 47 222893 87 196627 127 230594
8 238545 48 182582 88 192614 128 247950
9 256500 49 177840 89 188602 129 242991
10 251370 50 213630 90 154493 130 238032
11 246240 51 229710 91 150480 131 233073
12 241110 52 225116 92 198788 132 190922
13 197505 53 220522 93 213750 133 185963
14 192375 54 215927 94 209475 134 233244
15 232714 55 176877 95 205200 135 250800
16 250230 56 172283 96 200925 136 245784
17 245225 57 196137 97 164588 137 240768
18 240221 58 210900 98 160313 138 235752
19 235216 59 206682 99 191101 139 193116
20 192677 60 202464 100 205485 140 188100
21 187673 61 198246 101 201375 141 226883
22 221052 62 162393 102 197266 142 243960
23 237690 63 158175 103 193156 143 239081
24 232936 64 195342 104 158223 144 234202
25 228182 65 210045 105 154114 145 229322
26 223429 66 205844 106 212040 146 187849
27 183021 67 201643 107 228000 147 182970
28 178268 68 197442 108 223440 148 214956
29 233244 69 161735 109 218880 149 231135
30 250800 70 157534 110 214320 150 226512
31 245784 71 189511 111 175560 151 221890
32 240768 72 203775 112 171000 152 217267
33 235752 73 199700 113 199848 153 177974
34 193116 74 195624 114 214890 154 173351
35 188100 75 191549 115 210592 155 238545
36 222907 76 156907 116 206294 156 256500
37 239685 77 152831 117 201997 157 251370
38 234891 78 192691 118 165465 158 246240
39 230098 79 207195 119 161168 159 241110
40 225304 80 203051 120 221847 160 197505
Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 170
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
161 192375 201 214588 241 202772 281 196932
162 235099 202 175779 242 198634 282 211755
163 252795 203 171214 243 194495 283 207520
164 247739 204 233244 244 159321 284 203285
165 242683 205 250800 245 155183 285 199050
166 237627 206 245784 246 186860 286 163051
167 194652 207 240768 247 200925 287 158816
168 189596 208 235752 248 196907 288 197197
169 237485 209 193116 249 192888 289 212040
170 255360 210 188100 250 188870 290 207799
171 250253 211 191366 251 154712 291 203558
172 245146 212 205770 252 150694 292 199318
173 240038 213 201655 253 206739 293 163271
174 196627 214 197539 254 222300 294 159030
175 191520 215 193424 255 217854 295 212040
176 228208 216 158443 256 213408 296 228000
177 245385 217 154328 257 208962 297 223440
178 240477 218 205679 258 171171 298 218880
179 235570 219 221160 259 166725 299 214320
180 230662 220 216737 260 184210 300 175560
181 188946 221 212314 261 198075 301 171000
182 184039 222 207890 262 194114 302 233509
183 200113 223 170293 263 190152 303 251085
184 215175 224 165870 264 186191 304 246063
185 210872 225 212040 265 152518 305 241042
186 206568 226 228000 266 148556 306 236020
187 202265 227 223440 267 191896 307 193335
188 165685 228 218880 268 206340 308 188314
189 161381 229 214320 269 202213 309 234569
190 216281 230 175560 270 198086 310 252225
191 232560 231 171000 271 193960 311 247181
192 227909 232 193221 272 158882 312 242136
193 223258 233 207765 273 154755 313 237092
194 218606 234 203610 274 191896 314 194213
195 179071 235 199454 275 206340 315 189169
196 174420 236 195299 276 202213 316 240930
197 212305 237 159979 277 198086 317 259065
198 228285 238 155824 278 193960 318 253884
199 223719 239 192426 279 158882 319 248702
200 219154 240 206910 280 154755 320 243521
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 171
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
321 199480 332 248577 343 201353 354 273600
322 194299 333 243504 344 257099 355 267900
323 249147 334 238431 345 276450 356 219450
324 267900 335 195311 346 270921 357 213750
325 262542 336 190238 347 265392 358 252328
326 257184 337 249677 348 259863 359 271320
327 251826 338 268470 349 212867 360 265894
328 206283 339 263101 350 207338 361 260467
329 200925 340 257731 351 265050 362 255041
330 235895 341 252362 352 285000 363 208916
331 253650 342 206722 353 279300 364 203490
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 172
B14
PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio
1 1 12 1 680 1 344 4 2 76 2 856 2 352
1 2 12 4 536 4 200 4 3 76 5 376 4 872
1 3 12 5 712 5 376 4 4 76 6 048 5 544
1 4 12 6 552 6 216 5 1 100 3 696 3 192
1 5 12 7 056 6 720 5 2 100 4 872 4 368
2 1 20 1 680 1 344 5 3 100 7 224 6 720
2 2 20 2 184 1 848 6 1 155 1 512 840
2 3 20 2 184 1 848 6 2 155 2 352 1 680
2 4 20 5 712 5 376 6 3 155 4 872 4 200
3 1 50 2 856 2 520 6 4 155 6 552 5 880
3 2 50 3 696 3 360 7 1 197 1 848 1 176
3 3 50 4 704 4 368 7 2 197 3 024 2 352
3 4 50 5 376 5 040 7 3 197 7 224 6 552
3 5 50 6 552 6 216 8 1 350 5 880 5 040
3 6 50 7 056 6 720 9 1 400 2 520 1 512
4 1 76 840 336 9 2 400 6 720 5 712
Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 173
ANEXO C
Base de datos del sistema de generacioacuten ecuatoriano
C11
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC-
ELEC
TRO
GU
AYA
S
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 102 93 699 D NO D
Gonzalo Zeballos TG-4 T turbogas 2627 20 1002 NO NO D
Gonzalo Zeballos TV-2 T turbovapor 73 73 876 D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 T turbovapor 73 73 876 D D D
Trinitaria TV-1 T turbovapor 133 133 1174 D D D
Pascuales II TM1 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM2 T turbogas 228 21 1002 NI NI NO
Pascuales II TM3 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM4 T turbogas 228 215 1002 NI NI NO
Pascuales II TM5 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM6 T turbogas 228 20 1002 NI NI NO
CEL
EC -
HID
RO
AG
OYAacute
N
Agoyaacuten U1 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Agoyaacuten U2 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Pucara U1 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
Pucara U2 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
CEL
EC -
HID
RO
PA
UTE
Paute 1 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 2 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 3 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 4 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 5 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 6 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 7 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 8 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 9 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 10 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
CEL
EC -
TER
MO
ESM
ERA
LDA
S
Termoesmeraldas CTE T turbovapor 1325 131 1174 D D D
Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 174
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC -
TER
MO
PIC
HIN
CH
A
Guangopolo U1 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U2 Teacutermica MCI 52 51 1297 NO NO NO
Guangopolo U3 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U4 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U5 Teacutermica MCI 52 51 1297 D NO NO
Guangopolo U6 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U7 Teacutermica MCI 192 14 1297 D D D
La Propicia U1 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D D
La Propicia U2 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D NO
Miraflores 1 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 2 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 3 Teacutermica MCI 34 2 1297 NO NC NO
Miraflores 4 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NO NO
Miraflores 7 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 8 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 9 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 10 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 11 Teacutermica MCI 6 5 1297 NO NO NO
Miraflores 12 Teacutermica MCI 6 5 1297 D D D
Miraflores 13 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 14 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 16 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 18 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 22 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 15 Teacutermica MCI 25 19 1297 D D I
Miraflores TG1 Teacutermica MCI 228 19 1297 NI NI D
Santa Rosa TG1 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG2 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG3 T turbo gas 171 17 1667 D NO NO
Pedernales 15 Teacutermica MCI 25 2 1297 NI NI D
Power bargue II PB-1 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-2 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-3 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-4 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 175
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009 EL
ECA
UST
RO
SA
Saucay G1 Hidraacuteulica 4 4 787 D D D
Saucay G2 Hidraacuteulica 4 4 535 D D D
Saucay G3 Hidraacuteulica 8 8 4874 D D D
Saucay G4 Hidraacuteulica 8 8 424 D D D
Saymirin G1 Hidraacuteulica 126 126 034 D D D
Saymirin G2 Hidraacuteulica 126 126 042 D D D
Saymirin G3 Hidraacuteulica 196 196 027 D D D
Saymirin G4 Hidraacuteulica 196 196 026 D D D
Saymirin G5 Hidraacuteulica 4 4 062 D D D
Saymirin G6 Hidraacuteulica 4 4 053 D D D
El Descanso G1 Teacutermica MCI 48 43 787 D D D
El Descanso G2 Teacutermica MCI 48 43 535 D D D
El Descanso G3 Teacutermica MCI 48 43 4874 D NO D
El Descanso G4 Teacutermica MCI 48 43 424 D D D
Monay G1 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G2 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G3 Teacutermica MCI 15 11 1297 NO NO NO
Monay G4 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
Monay G5 Teacutermica MCI 238 11 1297 NO NO NO
Monay G6 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
MA
CH
AL
PO
WER
Machala power A T turbo gas 70 667 699 D D D
Machala power B T turbo gas 70 67 699 D D D
TER
MO
GU
AYA
S
SA
Termoguayas U1 Teacutermica MCI 20 20 1297 D D D
Termoguayas U2 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U3 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U4 Teacutermica MCI 50 5 1297 D NO NO
ELEC
TRO
QU
IL
SA
Electroquil U1 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U2 T turbo gas 46 46 1002 D D D
Electroquil U3 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U4 T turbo gas 45 45 1002 D D D
ECO
LUZ
Loreto-Ex Inecel Loreto Hidraacuteulica 23 211 773 D D D
EMA
AP
-Q
El Carmen U1 Hidraacuteulica 84 82 773 D D D
GEN
ERO
CA
SA
Generoca U1 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U2 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U3 Teacutermica MCI 47 467 1297 D D D
Generoca U4 Teacutermica MCI 47 446 1297 D D D
Generoca U5 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U6 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U7 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D NO
Generoca U8 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 176
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
NA
CIOacute
N S
A Marcel
Laniado U1 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U2 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U3 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
HID
RO
PA
ZTA
ZA
San francisco
U1 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
San francisco
U2 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
HID
RO
SIB
IMB
E
SA
Sibimbe U1 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Sibimbe U2 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Uravia U1 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
Uravia U2 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
INTE
RV
ISA
SA
Victoria II Victoria
II T turbo gas 105 102 699 D D D
ULY
SEA
S
Power Bargue I
PB1 Teacutermica
MCI 30 275 1297
No operoacute
No operoacute
No operoacute
EMP
RES
A E
LEacuteC
TRIC
A A
MB
ATO
Bataacuten G1 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G2 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G3 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G4 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Lligua G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
Lligua G2 Teacutermica
MCI 25 15 1297 D D D
Peniacutensula G1 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G2 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G3 Hidraacuteulica 05 04 773 D D D
Peniacutensula G4 Hidraacuteulica 15 15 773 D D D
CN
EL -
BO
LIV
AR
Guaranda U1 Teacutermica
MCI 056 045 1297 NO NO NO
Guaranda U2 Teacutermica
MCI 11 088 1297 NC NO NO
Chimbo U1 Hidraacuteulica 0563 045 773 D D NO
Chimbo U2 Hidraacuteulica 11 088 773 D D D
Chimbo U3 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NO NO
Chimbo U4 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Chimbo U5 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 177
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CN
EL-
LOS
RIO
S
Centro Industrial
U1 Teacutermica MCI 2865 24 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U2 Teacutermica MCI 2865 242 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U3 Teacutermica MCI 2865 25 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U4 Teacutermica MCI 2865 245 1297 NO NO NO
CN
EL -
MIL
AG
RO
Milagro 3 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 4 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 5 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 6 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 7 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 8 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
CN
EL -
SA
NTA
ELE
NA
Posorja G1005 Teacutermica MCI 284 2 1297 NO NO NO
La libertad U1 Teacutermica MCI 26 22 1297 D NO NO
La libertad U10 Teacutermica MCI 26 2 1297 D NO NO
La libertad U11 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U12 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U3 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U4 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U5 Teacutermica MCI 114 - 1297 NO NO NO
La libertad U6 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U7 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U8 Teacutermica MCI 444 - 1297 NO NO NO
La libertad U9 Teacutermica MCI 444 2 1297 D NO NO
Playas G-1003 Teacutermica MCI 0602 03 1297 NC NO NO
Playas G-1004 Teacutermica MCI 12 05 1297 NC NO NO
ELEC
TRIC
A D
E G
UA
YAQ
UIL
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS
T Turbogas 2265 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS
T Turbogas 223 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS
T Turbogas 15 14 1667 D D D
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS
T Turbogas 237 18 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS
T Turbogas 2312 19 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS T
turbovapor 345 33 876 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G1-CAT T Turbogas 54 465 699 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G2-CAT T Turbogas 408 35 1002 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 178
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A N
OR
TE
Ambi G1 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
Ambi G2 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
La playa G1 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G2 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G3 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
San Gabriel G1 Hidraacuteulica 023 02 773 NO NO NO
San Miguel de Car
G1 Hidraacuteulica 295 295 773 D D D
San Francisco Norte
G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A D
EL S
UR
Carlos Mora U1 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U2 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U3 Hidraacuteulica 12 12 773 D D D
Catamayo U1 Teacutermica
MCI 18 - 1297 NO NO NO
Catamayo U10 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
Catamayo U2 Teacutermica
MCI 128 1 1297 D D D
Catamayo U3 Teacutermica
MCI 0766 - 1297 NO NO NO
Catamayo U4 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 D D D
Catamayo U5 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 NO D D
Catamayo U6 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D D NO
Catamayo U7 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D NO D
Catamayo U8 Teacutermica
MCI 25 24 1297 D D D
Catamayo U9 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CEN
TRO
SU
R Macas ALLEN 1
Teacutermica MCI
114 06 1297 NO NO NO
Macas ALLEN 2 Teacutermica
MCI 114 06 1297 NO NO NO
Macas General Teacutermica
MCI 25 15 1297 NO NO NO
CN
EL -
EL
OR
O
Machala GM 4 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Machala GM 5 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Collin Lockett Crossley
3 Teacutermica
MCI 545 46 1297 D D NO
Collin Lockett Crossley
4 Teacutermica
MCI 545 43 1297 D D NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 179
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CO
TOP
AX
I
Illuichi No1 Grupo 1 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No2 Grupo 2 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No3 Grupo 3 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 4
Grupo 4 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 2 Grupo 1 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
Illuichi No 3 Grupo 2 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A Q
UIT
O
Cumbaya U1 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U2 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U3 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U4 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
G Hernaacutendez
U1 Teacutermica
MCI 572 572 1297 NO NO D
G Hernaacutendez
U2 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U3 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U4 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U5 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U6 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
Luluncoto U1 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 D D D
Luluncoto U2 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO NO
Luluncoto U3 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO D
Luluncoto U4 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NI NO NO
Nayoacuten U1 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Nayoacuten U2 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Pasochoa U1 Hidraacuteulica 225 225 773 D D D
Pasochoa U2 Hidraacuteulica 225 225 773 D D NO
Los chillos U1 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Los chillos U2 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Guangopolo U1 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U2 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U3 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U4 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U5 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U6 Hidraacuteulica 1152 1152 773 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 180
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
RIO
BA
MB
A
Alaacuteo Grupo 1 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 2 Hidraacuteulica 26 25 773 NO D D
Alaacuteo Grupo 3 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 4 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Rio Blanco Uacutenica Hidraacuteulica 3125 3 773 D D D
Riobamba Uacutenica Teacutermica MCI 25 2 1297 D D D
AG
UA
Y G
AS
DE
SILL
UN
CH
I Sillunchi 1 U-100 Hidraacuteulica 01 01 773 D D D
Sillunchi 2 U-304 Hidraacuteulica 03 03 773 D D D
C P
RO
VIN
CIA
L TU
NG
UR
AG
UA
Tilivi U1 Hidraacuteulica 011 011 773 NC NC D
ECO
ELEC
TRIC
SA
Ecoelectric Turbo
5 T
Turbovapor 3 22 876 D D D
Ecoelectric Turbo
6 T
Turbovapor 6 55 876 D D D
Ecoelectric Turbo
7 T
Turbovapor 275 275 876 NI D D
ECO
LUZ Papallacta G1 Hidraacuteulica 219 195 773 D D D
Papallacta G2 Hidraacuteulica 444 425 773 D D D
ECU
DO
S S
A
Ecudos A-G TGE-1 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-2 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-3 T
Turbovapor 7 6 876 D D D
Ecudos A-G TGE-4 T
Turbovapor 168 168 876 D D D
ELEC
TRO
AN
DIN
A
Espejo U1 Hidraacuteulica 03 023 773 NI NO D
Espejo U2 Hidraacuteulica 02 016 773 NI NO D
Otavalo U1 Hidraacuteulica 04 04 773 NI NO D
EMA
AP
-Q
Noroccidente N1 Hidraacuteulica 024 024 773 D D D
Recuperadora N1 Hidraacuteulica 147 145 773 D D D
ENER
MA
X
Calope U1 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
Calope U2 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
FAM
I P
RO
DU
CT
Lasso U1 Teacutermica MCI 375 34 1297 NC NO NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 181
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
AB
AN
ICO
Hidroabanico U1 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U2 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U3 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U4 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U5 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
HID
RO
IMB
AB
UR
A
Atuntaqui U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Atuntaqui U2 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U2 Hidraacuteulica 024 019 773 D D D
IM
MEJ
IA
La calera U1 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U2 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U3 Hidraacuteulica 1 09 773 D D D
LA
INTE
RN
AC
ION
AL
Vindobona U1 Hidraacuteulica 15 14 773 D D D
Vindobona U2 Hidraacuteulica 15 143 773 D D D
LA F
AR
GE
Selva Alegre U1 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U2 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U3 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U4 Teacutermica MCI 385 33 1297 D D D
Selva Alegre U5 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U6 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U7 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
MA
NA
GEN
ERA
CIOacute
N La esperanza U1 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
La esperanza U2 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
Poza Honda U1 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
Poza Honda U2 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
MO
LIN
OS
LA
UN
ION
Geppert Geppert Hidraacuteulica 157 13 773 D D D
Kohler Kholer Teacutermica MCI 16 14 1297 D NO NO
PER
LAB
I S
A
Perlabi U1 Hidraacuteulica 279 25 773 D D D
SOC
IED
AD
SA
N
CA
RLO
S
San Carlos Turbo 1 T Turbovapor 3 24 876 D D NO
San Carlos Turbo 2 T Turbovapor 4 32 876 D D NO
San Carlos Turbo 3 T Turbovapor 16 128 876 D D D
San Carlos Turbo 4 T Turbovapor 12 96 876 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 182
C12
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H
Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PUCARAacute
1 365 3 720 2 520 208 198 2 976 1 536 3 816 3 600
1 365 41135 4 111 3 096 1 656 6 240 6 192 6 504 6 456
1 365 62985 6 296 59365 5 934 8 232 8 184 8 184 8 136
2 365 85055 8 503 80485 8 046 1 392 1 344 2 952 1 512
2 365 2 016 1 848 208 198 3 336 3 120 6 552 6 504
2 365 41135 4 111 3 384 3 192 6 288 6 240 8 232 8 184
2 365 62985 6 296 59365 5 934 8 280 8 232 0 0
2 365 85055 8 503 84565 8 454 0 0 0 0
AGOYAacuteN
1 80 1 320 1 176 1 296 1 152 360 192 336 168
1 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 928 2 784 2 568 2 424
1 80 6 144 6 000 5 496 5 352 4 416 4 248 4 536 4 368
1 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 632 7 488 8 760 7 248
2 80 1 176 1 008 1 152 984 360 192 336 168
2 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 784 2 616 2 352 2 184
2 80 6 000 5 832 5 352 5 184 4 416 4 248 4 536 4 368
2 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
SAN FRANCISCO
1 115 0 0 1 296 1 152 360 192 336 168
1 115 0 0 3 792 3 624 2 928 2 784 4 536 1 080
1 115 0 0 5 496 5 352 5 832 3 624 8 760 7 248
1 115 0 0 8 040 7 872 7 632 7 488 0 0
2 115 0 0 1 152 984 360 192 336 168
2 115 0 0 3 792 3 624 2 784 2 616 4 536 1 080
2 115 0 0 5 352 5 184 5 832 3624 6 216 6 048
2 115 0 0 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
PAUTE
1 100 3035 294 2315 222 395 30 635 54
1 100 14255 1 416 17675 1 758 11915 1 182 15275 1 518
1 100 3 370 3 288 3178 3 096 2650 2 568 3 091 3 024
1 100 44555 4 446 44555 4 446 39515 3 942 45995 4 590
1 100 61835 6 174 59435 5 934 54155 5 406 60635 6 054
1 100 7 570 7 344 7 546 7 320 6658 6 432 0 0
1 100 0 0 0 0 79595 7 950 0 0
2 100 874 792 322 240 1282 1 200 395 30
2 100 22955 2 286 15995 1 590 25595 2 550 1411 1 344
2 100 36155 3 606 29435 2 934 39275 3 918 29195 2 910
2 100 5 050 4 824 4 858 4 632 5986 5 760 44315 4 422
Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 183
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PAUTE
2 100 63275 6318 59675 5958 72635 7254 6297 6072
2 100 76475 7638 72875 7278 84635 8454 77675 7758
2 100 0 0 8722 8640 0 0 0 0
3 100 7835 774 7595 750 1114 888 1257 1032
3 100 21275 2118 22715 2262 22475 2238 27515 2742
3 100 2200 2118 4018 3936 36155 3606 42395 4230
3 100 52955 5286 155 6 5338 5256 5779 5712
3 100 68315 6822 66395 6630 67595 6750 72395 7230
3 100 8242 8016 8218 7992 82715 8262 0 0
4 100 4235 414 4235 414 610 384 875 78
4 100 19835 1974 19355 1926 17435 1734 22475 2238
4 100 3538 3456 3370 3288 29195 2910 3763 3696
4 100 48155 4806 49595 4950 4522 4440 52715 5262
4 100 63515 6342 63035 6294 60635 6054 67835 6774
4 100 7906 7680 7882 7656 76235 7614 75035 7494
5 100 4475 438 1162 1080 778 696 907 840
5 100 1690 1608 26075 2598 22715 2262 24155 2406
5 100 33035 3294 39275 3918 37355 3726 39035 3894
5 100 46475 4638 5698 5472 5650 5424 5625 5400
5 100 6610 6384 69755 6966 67835 6774 71195 7110
5 100 71675 7158 84875 8478 81035 8094 87515 8742
5 100 86795 8670 0 0 0 0 0 0
6 115 19835 1974 2026 1944 2122 1896 2098 1872
6 115 4210 4128 41435 4134 40955 4086 42635 4254
6 115 63755 6366 6202 5976 6394 6312 6619 6552
6 115 8578 8352 83195 8310 82955 8286 0 0
7 115 192 0 226 0 17675 1758 18635 1854
7 115 23195 2310 22955 2286 3826 3744 4099 4032
7 115 4546 4464 4546 4464 62795 6270 63755 6366
7 115 6448 6366 7224 6312 8698 8472 0 0
8 115 1738 1512 1498 1272 1618 1392 1762 1536
8 115 36395 3630 36395 3630 35915 3582 39275 3918
8 115 5722 5640 5866 5784 6178 6096 6451 6384
8 115 80075 7998 79835 7974 81275 8118 86555 8646
9 115 682 456 658 432 274 48 418 192
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 184
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAUTE
9 115 29675 2 958 27755 2 766 18875 1 878 25835 2 574
9 115 5 218 5 136 5 050 4 968 4 330 4 248 4 771 4 704
9 115 71915 7 182 71435 7 134 67355 6 726 70955 7 086
10 115 1 234 1 008 994 768 13835 1 374 11675 1 158
10 115 33275 3 318 32795 3 270 3 490 3 408 3 427 3 360
10 115 5 554 5 472 5 458 5 376 57275 5 718 57035 5 694
10 115 76715 7 662 73115 7 302 7 498 7 272 8 650 8 424
MARCEL LANIADO
1 71 3 024 2 688 2 280 1 944 3 288 2 952 5 448 5 088
1 71 0 0 0 0 0 0 5 976 5 832
1 71 0 0 0 0 0 0 6 696 6 552
2 71 3 528 3 192 2 832 2 496 3 792 3 456 5 232 5 088
2 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
2 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
3 71 5 712 5 400 1 824 1 488 4 296 3 960 5 232 5 088
3 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
3 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
SAYMIRIacuteN
1 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
1 126 3 336 2 184 3 240 3 168 4 056 3 960 2 808 2 592
1 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
1 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
2 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
2 126 3 336 2 184 3 288 3 216 4 056 3 960 2 808 2 592
2 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
2 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
3 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
3 196 3 288 3 216 3 384 3 336 3 864 3 744 1 896 1 752
3 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 808 2 592
3 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 2 952 2 928
3 196 0 0 0 0 0 0 3 360 3 264
4 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
4 196 3 456 3 384 3 432 3 384 4 584 4 464 1 896 1 752
4 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
4 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 3 360 3 264
5 4 936 864 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
5 4 2 112 2 040 2 088 2 016 3 888 3 816 2 352 2 160
6 4 1 104 1 032 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
6 4 2 112 2 040 2 088 2 016 4 056 3 984 2 352 2 160
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 185
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
SAUCAY
1 4 2 472 2 352 2 616 2 496 1 056 936 1 896 1 752
1 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
1 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
2 4 2 640 2 520 2 784 2 664 1 056 936 1 896 1 752
2 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
2 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
3 8 2 808 2 688 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
3 8 5 520 5 496 2 904 2 832 3 912 3 792 3 312 3 096
3 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
4 8 2 976 2 856 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
4 8 5 520 5 496 3 072 3 000 3 912 3 792 3 312 3 096
4 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
PASOCHOA 1 225 4 320 3 624 3 624 2 928 3 576 2 952 2 880 2 160
2 225 5 088 4 368 4 368 3 720 4 344 3 624 3 624 2 928
CUMBAYAacute
1 10 1 296 0 6 648 4 512 5 328 5 256 3 888 3 768
2 10 624 0 0 0 4 584 4 464 7 080 6 960
2 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
3 10 0 0 0 0 4 920 4 800 0 0
3 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
4 10 0 0 0 0 720 0 4 224 4 104
4 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
NAYOacuteN 1 1485 6 000 5 880 0 0 1 176 768 7 584 7 464
2 1485 6 672 6 552 0 0 2 880 1 848 6 552 4 344
GUANGOPOLO
1 2 5 832 5 088 0 0 0 0 0 0
2 2 8 688 8 064 0 0 8 736 7 488 0 0
3 17 0 0 8 760 7 320 0 0 0 0
4 17 8 016 7 296 2 184 1 152 0 0 0 0
5 2 2 136 1 416 0 0 0 0 0 0
6 1152 0 0 2 760 2 208 6 552 5 472 8 760 7 824
LOS CHILLOS 1 088 2 880 2 184 744 48 888 120 864 120
2 088 3 624 2 904 1 440 816 1 560 192 1 704 936
AMBI
1 4 1 176 1 056 7 680 6 576 7 800 7 704 5 568 5 328
1 4 4 344 3 624 0 0 0 0 5 568 5 328
2 4 1176 1 056 8 520 7 656 4 704 3 624 0 0
2 4 5 064 4 344 0 0 7 800 7 704 0 0
SAN MIGUEL DE CAR
1 295 3 144 3 096 6 144 6 072 5 376 5 352 1 464 1 440
1 295 5 448 5 352 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 186
Central Nuacutemero de
unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
LA PLAYA
1 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
1 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
1 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
2 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
2 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
2 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
3 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
3 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
3 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
ILLUCHI 1
1 0697 816 792 72 48 72 48 72 48
1 0697 2 640 1 872 792 744 768 744 768 744
1 0697 4 416 4 392 2 664 1 896 4 416 4 392 4 416 4 392
1 0697 5 184 5 136 4 440 4 416 5 184 5 136 5 184 5 136
1 0697 6 624 6 600 5 208 5 160 6 312 5 544 5 568 5 544
1 0697 8 088 8 064 7 368 7 320 7 320 7 296 7 320 7 296
1 0697 840 816 8 040 8 016 8 016 7992 8 016 7 992
2 0697 2 640 1 872 96 72 96 72 96 72
2 0697 4 440 4 416 840 816 840 816 840 816
2 0697 5 232 5 184 2 664 1 896 4 440 4 416 4 440 4 416
2 0697 6 648 6 624 4 464 4 440 5 232 5 184 5 232 5 184
2 0697 8 112 8 088 5 256 5 208 6 312 5 544 5 592 5 568
2 0697 0 0 7 416 7 392 7 392 7 368 7 392 7 368
2 0697 0 0 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
3 14 864 840 2 904 0 864 840 864 840
3 14 2 640 1 872 5 304 5 256 5 256 5 232 5 280 5 232
3 14 4 464 4 440 7 440 7 416 6 312 5 544 5 616 5 592
3 14 5 280 5 232 8 040 8 016 7 416 7 392 7 416 7 392
3 14 6 672 6 648 0 0 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 8 136 8 112 144 120 144 120 144 120
4 14 0 0 936 864 888 864 888 864
4 14 888 864 1 920 1 896 5 328 5 280 5 328 5 280
4 14 2 640 1 872 5 352 5 304 6 312 5 544 5 640 5 616
4 14 4 488 4 464 7 512 7 440 7 440 7 416 7 440 7 416
4 14 5 328 5 280 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 6 696 6 672 0 0 0 0 0 0
4 14 8 160 8 136 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 187
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ILLUCHI 2
1 26 384 360 384 360 384 360 384 360
1 26 480 456 528 504 528 504 528 504
1 26 648 504 648 624 648 624 648 624
1 26 2 544 2 520 1 080 744 2 544 2 520 2 544 2 520
1 26 2 688 2 616 2 568 2 544 3 264 3 240 3 264 3 240
1 26 3 264 3 240 3 288 3 264 3 408 3 384 3 408 3 384
1 26 3 408 3 336 3 432 3 408 4 272 4 248 4 272 4 248
1 26 4 272 4 248 4 296 4 272 8 376 7 992 8 376 7 992
1 26 6 576 6 552 8 136 8 016 0 0 0 0
1 26 7 320 7 296 0 0 0 0 0 0
1 26 7 440 7 416 0 0 0 0 0 0
1 26 7 944 7 800 0 0 0 0 0 0
2 26 408 384 408 384 408 384 408 384
2 26 480 456 552 528 552 528 552 528
2 26 672 528 672 648 672 648 672 648
2 26 2 568 2 544 1 536 1 080 2 568 2 544 2 568 2 544
2 26 2 712 2 616 2 592 2 568 3 288 3 264 3 288 3 264
2 26 3 288 3 264 3 312 3 288 3 432 3 408 3 432 3 408
2 26 3 432 3 336 3 456 3 432 4 296 4 272 4 296 4 272
2 26 4 296 4 272 4 320 4 296 8 016 7 992 8 016 7 992
2 26 6 600 6 576 8 040 8 016 8 760 8 400 8 760 8 400
2 26 7 320 7 296 8 232 8 136 0 0 0 0
2 26 7 464 7 440 0 0 0 0 0 0
2 26 7 968 7 824 0 0 0 0 0 0
C H PENINSULA
1 05 600 528 936 816 216 96 192 72
2 05 672 600 1 104 984 0 0 0 0
3 05 744 672 1 272 1 152 5 832 5 136 2 160 1 584
4 15 5 496 5 208 0 0 0 0 5 808 5 616
ALAO
1 26 528 504 1 392 1 368 528 504 1 320 1 296
1 26 816 792 2 592 2 568 2 016 1 992 2 520 2 496
1 26 2 088 2 064 4 080 4 056 3 216 3 192 4 008 3 984
1 26 3 288 3 264 5 280 5 256 4 704 4 680 5 208 5 184
1 26 5 040 5 016 6 768 6 744 5 904 5 880 6 696 6 672
1 26 5 976 5 952 7 968 7 944 7 416 7 392 7 896 7 872
1 26 7 464 7 440 0 0 8 544 8 520 0 0
1 26 8 664 8 640 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 188
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
ALAO
3 26 864 504 192 168 696 672 1320 1296
3 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 2688 2664
3 26 3456 3432 2760 2736 3384 3360 4008 3984
3 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 5496 5472
3 26 6144 6120 5448 5424 5328 5304 6696 6672
3 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 8064 8040
3 26 8664 8640 8136 8112 0 0 0 0
4 26 864 504 240 216 816 792 168 144
4 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 1320 1296
4 26 3576 3552 2880 2856 3504 3480 2808 2784
4 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 4008 3984
4 26 6264 6240 5568 5544 5448 5424 5544 5520
4 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 6696 6672
4 26 8664 8640 8256 8232 0 0 8184 8160
RIacuteO BLANCO
1 3125 72 48 720 696 1344 1320 648 624
1 3125 1416 1392 2064 2040 2688 2664 1992 1968
1 3125 2784 2736 3408 3384 4032 4008 3336 3312
1 3125 4104 4080 4752 4728 5376 5352 4680 4656
1 3125 5448 5424 6096 6072 6720 6696 6024 6000
1 3125 6792 6768 7440 7416 8064 8040 7368 7344
1 3125 8136 8112 8472 8448 0 0 8712 8688
CARLOS MORA CARRION
1 06 7176 6552 7320 6696 7272 6648 5712 5112
2 06 7992 7392 8016 7392 7992 7368 6552 5952
3 12 8736 8064 8664 8040 8640 8016 7224 6624
EL CARMEN
1 84 132 126 733 726 685 678 661 654
1 84 192 186 1405 1398 1357 1350 1333 1326
1 84 1764 1758 2077 2070 2029 2022 2005 1998
1 84 2580 2574 2869 2862 2869 2862 2845 2838
1 84 3252 3246 3568 3558 3517 3510 3493 3486
1 84 3924 3918 4261 4254 4213 4206 4189 4182
1 84 4596 4590 5101 5094 5053 5046 5029 5022
1 84 5294 5286 5773 5766 5749 5742 5701 5694
1 84 6132 6126 6445 6438 6397 6390 6541 6534
1 84 6972 6966 7285 7278 7237 7230 7213 7206
1 84 7644 7638 7957 7950 7909 7902 7885 7878
1 84 8316 8310 8461 8454 8413 8406 8389 8382
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 189
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
RECUPERADORA
1 147 757 750 709 702 661 654 637 630
1 147 1 405 1 398 1 381 1 374 1 333 1 326 1 309 1 302
1 147 2 077 2 070 2 053 2 046 2 005 1 998 1 981 1 974
1 147 2 756 2 736 2 893 2 886 2 845 2 838 2 821 2 814
1 147 3 589 3 582 3 544 3 534 3 520 3 510 3 493 3 486
1 147 4 320 3 696 4 237 4 230 4 189 4182 4 333 4 326
1 147 4 933 4 926 5 077 5 070 5 029 5 022 5 005 4 998
1 147 5 773 5 766 5 749 5 742 5 701 5 694 5677 5 670
1 147 6 445 6 438 6 421 6 414 6 541 6 534 6 288 5 952
1 147 7 285 7 278 7 261 7 254 7 213 7 206 7 213 7 206
1 147 7 957 7 950 7 933 7 926 7 885 7 878 7 885 7 878
1 147 8 509 8 502 8 437 8 430 8 701 8694 8 701 8 694
RIacuteO CHIMBO
1 056 696 672 336 312 720 696 3 744 3 624
1 056 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
1 056 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
1 056 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
1 056 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
1 056 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
1 056 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
1 056 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
1 056 6 408 6 384 6 216 6192 0 0 0 0
1 056 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
1 056 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
1 056 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
2 11 696 672 336 312 216 120 3 984 3 624
2 11 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
2 11 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
2 11 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
2 11 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
2 11 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
2 11 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
2 11 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
2 11 6 408 6 384 6 216 6 192 0 0 0 0
2 11 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
2 11 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
2 11 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 190
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAPALLACTA 1 219 7 488 7 392 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 219 0 0 7 656 7 560 7 536 7 368 7 080 6 960
2 444 600 504 624 504 720 600 1 224 1 080
2 444 0 0 1 440 1 344 1 080 960 0 0
LORETO 1 23 4 128 4 032 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 23 0 0 0 0 6 792 6 720 4 200 4 104
CALOPE
1 858 0 0 0 0 4 776 4 680 1 656 1 584
1 858 0 0 0 0 6 864 6 816 4 776 4 680
1 858 0 0 0 0 8 208 8 016 6 864 6 816
1 858 0 0 0 0 0 0 8 208 8 016
2 858 0 0 0 0 5 016 4 920 1 824 1 752
2 858 0 0 0 0 7 032 6 984 5 016 4 920
2 858 0 0 0 0 0 0 7 032 0
2 858 0 0 0 0 8 400 8 208 8 400 8 208
HIDROABANICO
1 769 0 0 0 0 57 54 57 54
1 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
1 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
1 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
2 769 0 0 0 0 57 54 57 54
2 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
2 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
2 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
3 769 0 0 0 0 81 78 81 78
3 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
3 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
3 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
4 769 0 0 0 0 81 78 81 78
4 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
4 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
4 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
5 769 0 0 0 0 81 78 81 78
5 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
5 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
5 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
ESMERALDAS 1 1325 1 656 1 416 1 680 1 440 1 896 1 656 2 448 1 368
1 1325 7 248 5 328 5 928 4 128 7 296 5 760 6 264 4 728
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 191
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
G ZEVALLOS
2 73 1 488 1 464 288 264 1 416 1 392 1 392 1 368
2 73 3 168 3 144 1 632 1 608 2 256 2 232 5 568 4 560
2 73 6 840 5 664 3 624 2 280 4 248 3 408 6 432 6 408
2 73 0 0 6 672 6 648 6 120 6 096 8 280 8 256
2 73 0 0 0 0 8 328 8 304 0 0
3 73 1 656 1 632 960 936 912 888 1 560 1 536
3 73 4 728 3 312 2 136 2 112 3 240 2 400 4 056 3 048
3 73 5 688 5 664 4 392 4 128 4 776 4 752 5 928 5 904
3 73 7 008 7 032 7 008 6 984 7 128 7 104 8 112 8 088
3 73 0 0 0 0 8 472 8 448 0 0
T GAS No 4
4 2627 4 344 0 3 000 0 2 448 2 160 2 424 2 256
4 2627 0 0 5 376 5 184 6 984 6 552 4 392 3 936
4 2627 0 0 0 0 0 0 8 136 5 448
TRINITARIA
1 133 2 160 1 728 2 328 1 608 2 232 384 3 576 2 376
1 133 5 376 4 488 7 824 5 976 4 032 3 912 6 840 6 240
1 133 7 080 7 008 0 0 7 248 6 288 0 0
ENRIQUE GARCIacuteA
1 102 2 352 1 632 2 496 1 776 2 664 0 2 160 1 440
1 102 7 248 6 888 6 840 6 648 8 376 7 656 4 296 4 056
1 102 0 0 0 0 0 0 7 032 6 792
VICTORIA II 1 105 3 168 2 160 2 544 2 184 2 520 2 160 6 552 6 264
ALVARO TINAJERO
1 54 2 352 2 328 4 608 4 344 6 792 6 720 1 416 912
1 54 8 256 8 232 8 712 8 688 0 0 0 0
2 408 0 0 4 176 2 928 0 0 2 880 2 160
ANIacuteBAL SANTOS
1 345 3 192 2 352 3 432 2 592 6 264 0 3 288 2 448
1 2265 0 0 0 0 0 0 72 48
2 223 0 0 0 0 0 0 480 408
3 15 0 0 0 0 2 856 2 184 1 776 1 248
5 237 5 328 3 864 1 680 216 1 440 24 5 184 3 768
6 2312 0 0 0 0 0 0 5 808 5 448
ELECTROQUIL
1 45 648 624 456 432 240 216 384 360
1 45 1 320 1 296 1 128 1 104 1 080 1 056 1 224 1 200
1 45 1 992 1 968 1 968 1 944 1 752 1 728 1 896 1 872
1 45 2 832 2 808 2 640 2 616 2 424 2 400 2 568 2 544
1 45 3 504 3 480 3 312 3 288 3 096 3 072 3 408 3 384
1 45 4 056 3 696 4 176 3 816 3 936 3 912 4 080 4 056
1 45 4 848 4 824 4 824 4 800 4872 4 584 4 776 4 560
1 45 5 688 5 664 5 664 5 640 5 448 5 424 4 920 4 896
1 45 6 360 6 336 6 336 6 312 6 288 6 264 5 592 5 568
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 192
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
1 45 7 200 7 176 7 008 6 984 7 128 7 104 6 264 6240
1 45 7 704 7 680 7 680 7 656 7 800 7 464 6 936 6912
1 45 8 544 8 520 8 352 8 328 8 232 8 208 7 632 7608
1 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
2 46 672 648 480 456 264 240 408 384
2 46 1 344 1 320 1 152 1 128 1 104 1 080 1 248 1224
2 46 2 016 1 992 1 992 1 968 1 776 1 752 1 920 1896
2 46 2 856 2 832 2 664 2 640 2 448 2 424 2 592 2568
2 46 3 528 3 504 3 336 3 312 3 120 3 096 3 432 3408
2 46 4 056 3 696 4 176 3 816 3 960 3 936 4 104 4080
2 46 4 872 4 848 4 824 4 800 4 872 4 584 4 776 4560
2 46 5 712 5 688 5 688 5 664 5 472 5 448 4 944 4920
2 46 6 384 6 360 6 360 6 336 6 312 6 288 5 616 5592
2 46 7 224 7 200 7 008 6 984 7 128 7 104 6 288 6264
2 46 7 704 7 680 7 704 7 680 7 824 7 488 6 960 6936
2 46 8 568 8 544 8 376 8 352 8 496 8 472 7 632 7608
2 46 0 0 0 0 0 0 8 472 8448
3 45 648 624 624 600 408 384 552 528
3 45 1 320 1 296 1 296 1 272 1 248 1 224 1 392 1368
3 45 1 992 1 968 2 136 2 112 1 920 1 896 2 064 2040
3 45 2 832 2 808 2 808 2 784 2 592 2 568 2 736 2712
3 45 3 504 3 480 3 480 3 456 3 264 3 240 3 576 3552
3 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 104 4 080 4 248 4224
3 45 5 016 4 992 4 992 4 968 5 040 4 752 4 944 4728
3 45 5 688 5 664 5 832 5 808 5 280 5 256 5 280 5256
3 45 6 528 6 504 6 504 6 480 6 120 6 096 5 760 5736
3 45 7 200 7 176 7 176 7 152 7 296 7 272 6 432 6408
3 45 7 872 7 848 7 848 7 824 7 632 7 608 7 104 7080
3 45 8 712 8 688 8 520 8 496 8 304 8 280 7 800 7776
3 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
4 45 672 648 648 624 432 408 576 552
4 45 1 344 1 320 1 320 1 296 1 272 1 248 1 416 1392
4 45 2 016 1 992 2 160 2 136 1 944 1 920 2 088 2064
4 45 2 856 2 832 2 832 2 808 2 616 2 592 2 760 2736
4 45 3 528 3 504 3 504 3 480 3 288 3 264 3 600 3576
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 193
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
4 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 128 4 104 4 272 4 248
4 45 5 040 5 016 5 016 4 992 5 040 4 752 4 944 4 728
4 45 5 712 5 688 5 856 5 832 5 304 5 280 5 304 5 280
4 45 6 552 6 528 6 528 6 504 6 144 6 120 5 784 5 760
4 45 7 224 7 200 7 176 7 152 7 296 7 272 6 456 6 432
4 45 7 872 7 848 7 872 7 848 7 656 7 632 7 128 7 104
4 45 8 736 8 712 8 544 8 520 8 328 8 304 7 800 7 776
4 45 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
BAJO ALTO o MACHALA
POWER
1 70 1 152 1 128 1 128 1 104 744 720 720 696
1 70 2 832 2 808 2 472 2 448 1 752 1 728 1 896 1 872
1 70 4 464 4 152 4 920 4 656 3 600 3 576 3 360 3 336
1 70 5 688 5 664 6 168 6 144 6 216 5 928 5 736 5 448
1 70 7 200 7 176 7 680 7 656 7 296 7 272 6 600 6 576
1 70 8 544 8 520 0 0 8 472 8 448 8 448 8 424
2 70 1 176 1 152 1 152 1 128 768 744 744 720
2 70 2 856 2 832 2 496 2472 1 776 1 752 1 920 1 896
2 70 4 776 4 488 5 256 4 968 3 624 3 600 2 352 2328
2 70 5 712 5 688 6 192 6 168 5 448 5088 3 384 3 360
2 70 7 224 7 200 7 680 7 656 7 320 7 296 5 112 4 824
2 70 8 568 8 544 0 0 8 496 8 472 6 960 6 936
2 70 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
POWER BARGE I 1 30 8 256 2 736 0 0 0 0 0 0
POWER BARGE II
1 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
2 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
3 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
4 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
GUANGOPOLO
1 52 1 632 1 512 600 480 2 352 2 280 1 992 1 920
1 52 5 520 4 368 4 128 3 504 3 240 2 952 3 216 2 928
1 52 0 0 4 656 4 248 6 216 5 136 5 400 5 328
2 52 4 680 4 368 7 656 7 536 8 760 0 8 760 0
3 52 3 000 2 520 8 784 0 2 520 2 448 2 496 1 416
3 52 4 680 4 368 3 288 1 488 3 240 2 952 3 216 2 928
3 52 6 672 6 552 4 656 4 248 6 216 6 144 6 072 6 000
3 52 0 0 6 816 6 696 0 0 0 0
4 52 2 160 1 680 1 272 1 152 1 008 936 3 216 2 928
4 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 7 032 6 960
4 52 7 296 5 304 6 288 4 848 5 040 3 960 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 194
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GUANGAPOLO
4 52 0 0 0 0 8 568 8 496 0 0
5 52 2 304 2 184 8 784 0 8 760 0 8 760 0
5 52 4 680 4 368 0 0 0 0 0 0
5 52 6 024 5 544 0 0 0 0 0 0
6 52 4 008 3 024 2 784 2 160 2 688 2 616 8 760 0
6 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 0 0
6 52 7 680 7 560 6 480 6 360 7 392 6 312 0 0
7 192 1 800 1 512 936 816 2 232 1 776 3 216 2 928
7 192 4 680 4 368 4 704 4 176 3 240 2 952 7 824 6 024
7 192 5 856 5 256 0 0 5 928 5 808 0 0
LA PROPICIA
1 442 0 0 0 0 3 744 3 216 2 400 2 256
1 442 0 0 0 0 0 0 6 528 5 112
2 442 0 0 0 0 2 520 1 416 6 768 0
2 442 0 0 0 0 6 960 6 552 0 0
SANTA ROSA
1 171 2 808 2 352 4 248 3 504 5 376 4 632 6 288 5 472
1 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 5 064 4 344
2 171 3 648 3 192 3 408 2 664 4 368 3 624 6 288 6 216
2 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 0 0
3 171 5 400 4 704 6 024 5 976 8 760 0 3 336 0
EL DESCANSO
1 48 1 416 0 600 192 336 264 2 208 912
1 48 1 800 1 680 2 112 1 704 1 056 936 3 144 3 096
1 48 3 264 3 024 3 120 2 880 1 728 1 608 6 192 6 120
1 48 5 664 5 208 3 864 3 840 4 248 2 784 0 0
1 48 6 840 6 600 5 640 5 184 4 704 4 632 0 0
1 48 8 472 8 064 6 816 6 696 6 096 5 976 0 0
1 48 0 0 7 656 7 200 7 392 7 320 0 0
1 48 0 0 8 664 8 544 0 0 0 0
2 48 1 248 840 600 192 1 224 1 104 1 320 1 248
2 48 3 264 3 192 1 776 1 656 1 848 1 776 4 392 2 928
2 48 4 272 3 864 2 616 2 376 2 520 2 448 7 536 7 464
2 48 6 144 6 048 3 960 3 840 4 584 4 464 0 0
2 48 7 800 7 440 3 840 4 344 6 720 6 648 0 0
2 48 0 0 6 984 6 864 0 0 0 0
2 48 0 0 8 496 8 040 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 195
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
EL DESCANSO
3 48 2 760 1 560 4 296 0 1 224 96 1 848 1 752
3 48 3 456 3 240 6 144 6 024 2 400 2 280 2 496 2 424
3 48 7 800 7 392 7 632 7 200 6 216 6 144 3 144 3 096
3 48 8 640 8 568 8 328 8 208 8 400 8 328 5 520 5 448
3 48 0 0 0 0 0 0 7 728 7 632
4 48 1 128 1 008 2 112 816 504 432 2 208 912
4 48 1 440 1 344 4 128 3 840 1 896 1 776 3 144 3 096
4 48 2 808 2 352 6 480 6 072 4 032 3 960 3 360 3 264
4 48 3 432 3 240 7 488 7 368 4 872 4 800 4 848 4 776
4 48 4 656 4 536 0 0 6 264 6 144 8 208 8 136
4 48 7 176 6 768 0 0 8 232 8 160 0 0
4 48 8 520 8 400 0 0 0 0 0 0
G HERNANDEZ
1 572 3 144 2 856 600 0 2 328 2 256 192 120
1 572 4 488 4 416 3 240 3 168 3 624 3 312 3 216 2 928
1 572 7 896 7 824 3 624 3 336 5 328 5 256 4 296 3 600
1 572 0 0 6 240 6 168 8 760 7 968 7 032 6 960
2 572 3 144 2 856 2 280 1 488 1 800 1 728 240 168
2 572 4 896 4 032 3 624 3 336 3 624 3 312 4 344 3 096
2 572 7 944 7 872 5 448 4 656 4 800 4 728 7 992 7 920
2 572 0 0 8 160 8 088 7 056 6 264 1 848 576
3 572 2 304 2 232 2 280 1 488 2 448 2 376 3 576 3 264
3 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 4 560 4 488
3 572 5 712 5 640 5 280 5 208 7 584 6 792 8 760 7 872
3 572 0 0 7 992 7 920 0 0 0 0
4 572 3 144 2 856 2 784 1 992 432 360 2 520 2 448
4 572 3 240 3 168 3 624 3 336 3 864 3 072 3 576 3 264
4 572 6 648 6 576 5 784 5 712 6 864 6 792 6 336 5 112
4 572 0 0 8 496 8 424 0 0 0 0
5 572 3 144 2 856 1 392 1 320 1 152 1 080 96 0
5 572 5 472 4 608 3 624 3 336 3 624 3 312 3 576 3 264
5 572 8 520 8 448 5 112 4 320 4 152 3 648 6 384 5 160
5 572 0 0 7 824 7 752 7 296 6 504 0 0
6 572 2 352 2 280 720 648 960 168 3 600 2 304
6 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 6 360 6 288
6 572 8 352 7 488 3 720 3 648 3 960 3 888 0 0
6 572 0 0 7 176 6 384 6 672 6 600 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 196
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
MONAY
1 15 1 080 1 008 168 144 0 0 0 0
1 15 3 072 3 024 2 352 2 328 0 0 0 0
1 15 3 432 3 360 6 048 6 024 0 0 0 0
1 15 5 448 5 376 0 0 0 0 0 0
2 15 1 248 1 176 336 312 0 0 0 0
2 15 3 432 3 264 2 520 2 496 0 0 0 0
2 15 5 616 5 544 6 216 6 192 0 0 0 0
3 15 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 1 752 1 680 3 360 3 336 0 0 0 0
4 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 3 912 3 864 0 0 0 0 0 0
4 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
5 238 3 432 2 184 0 0 0 0 0 0
5 238 4 080 4 032 0 0 0 0 0 0
5 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
6 238 1 920 1 848 3 192 3 168 0 0 0 0
6 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
6 238 4 248 4 200 0 0 0 0 0 0
6 238 7 128 7 080 0 0 0 0 0 0
LULUNCOTO
11 30248 1 968 24 144 0 48 24 3 024 0
11 30248 3 624 3 600 3 432 3 288 1 536 1 512 4 896 4 848
11 30248 5 136 5 112 4 368 4 344 3 048 3 024 6 936 6 888
11 30248 7 152 7 128 6 768 6 744 4 728 4 704 7 752 7 704
11 30248 7 728 7 704 7 704 7 680 6 720 6 216 8 544 8 496
11 30248 8 496 8 472 8 616 8 592 8 208 8 184 0 0
12 30248 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
13 30248 1 920 768 48 0 1 008 984 4 008 0
13 30248 3 576 3 552 3 216 3 192 3 192 3 168 5 640 5 592
13 30248 5 112 5 088 3 432 3 288 4 872 4 848 6 864 6 816
13 30248 7 104 7 080 4 320 4 296 6 384 6 360 7 752 7 704
13 30248 7 680 7 656 6 672 6 648 7 872 7 848 8 400 8 352
13 30248 8 448 8 424 7 608 7 584 0 0 0 0
13 30248 0 0 8 520 8 496 0 0 0 0
GENEROCA
1 47 0 0 0 0 2 904 2 304 2 136 1 416
1 47 0 0 0 0 6 864 6 672 6 216 6 048
2 47 0 0 0 0 5 664 5 088 2 664 2 496
3 47 0 0 0 0 600 96 3 792 3 624
3 47 0 0 0 0 6 144 5 976 0 0
4 47 0 0 0 0 5 640 5 472 2 496 2 328
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 197
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GENEROCA
4 47 0 0 0 0 7 152 6 552 6 000 5 832
5 47 0 0 0 0 3 312 3 120 2 328 2 160
5 47 0 0 0 0 0 0 3 600 2 880
6 47 0 0 0 0 8 424 8 256 5 064 4 344
7 47 0 0 0 0 0 0 0 0
8 47 0 0 0 0 1 272 768 5 256 5 088
MIRAFLORES
3 34 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
7 25 864 816 8 784 0 0 0 5 808 0
8 25 216 168 8 784 0 0 0 7 824 0
8 25 4 512 4 464 0 0 0 0 0 0
9 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
10 25 1 632 1 584 1 032 984 1 992 1 944 3 024 2 496
10 25 4 632 4 584 3 120 3 072 4 056 4 008 0 0
10 25 6 120 6 072 8 160 8 112 6 240 6 192 0 0
10 25 8 136 8 088 0 0 8 136 8 088 0 0
11 6 8 760 0 8 784 0 8 760 0 1 800 0
11 6 0 0 0 0 0 0 6 216 5 880
12 6 2 544 2 496 1 632 1 584 360 312 3 624 3 264
12 6 4 968 4 920 4 056 4 008 2 424 2 376 8 016 6 960
12 6 6 792 6 744 6 840 6 792 4 584 4 536 0 0
12 6 0 0 0 0 6 792 6 744 0 0
13 25 8 760 0 8 784 0 0 0 2 016 0
14 25 1 056 1 008 552 504 672 624 3 576 2 952
14 25 3 960 3 912 3 936 3 888 3 000 2 952 0 0
14 25 5 616 5 568 6 312 6 264 5 208 5 160 0 0
14 25 0 0 7 632 7 584 0 0 0 0
15 25 168 120 2 784 2 736 1 008 960 2 112 1 488
15 25 2 976 2 928 5 640 5 592 3 240 3 192 0 0
15 25 7 968 7 920 6 912 6 864 5 016 4 968 0 0
15 25 0 0 8 568 8 520 5 400 5 352 0 0
15 25 0 0 0 0 7 968 7 920 0 0
16 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 960 6 624
18 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 312 5 952
22 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
LA LIBERTAD
1 26 6 216 5 928 6 240 5 952 8 760 0 8 760 0
9 444 4 728 3 240 4 752 3 264 8 760 0 8 760 0
10 26 6 552 6 264 6 576 6 288 8 760 0 8 760 0
11 26 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 198
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PLAYAS 4 12 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
POSORJA 5 284 4 392 2 184 3 552 2 928 4 392 2 928 8 760 0
S FRANCISCO 1 25 0 0 0 0 0 0 0 0
LLIGUA ALCO
1 25 6 504 5 880 2 328 2 184 5 088 4 344 5 064 4 344
2 25 6 840 6 552 264 24 4 248 3 624 4 344 3 624
2 25 0 0 2 496 2 352 0 0 0 0
RIOBAMBA
1 25 1 091 1 086 395 390 1 019 1 014 323 318
1 25 1 691 1 686 1 739 1 734 2 363 2 358 1 667 1 662
1 25 3 768 3 024 3 083 3 078 3 707 3 702 3 011 3 006
1 25 5 124 5 118 4 427 4 422 5 051 5 046 4 355 4 350
1 25 6 467 6 462 5 771 5 766 6 395 6 390 5 699 5 694
1 25 7 811 7 806 8 291 8 286 7 739 7 734 7 043 7 038
1 25 0 0 0 0 0 0 8 387 8 382
Bataacuten 3 1355 8 760 0 0 0 0 0 0 0
CATAMAYO DIESEL
1 18 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
2 128 3 648 2 184 1 944 480 5 088 3 624 1 512 72
2 128 6 840 6 552 0 0 0 0 0 0
4 1575 4 656 3 696 2 952 1 992 384 96 1 872 1 584
4 1575 7 680 7 392 4 800 4 512 5 592 4 632 5 856 4 776
5 1575 3 168 1 464 3 960 3 000 4 248 3 960 3 888 3 600
5 1575 7 176 6 888 5 808 5 520 0 0 8 760 8 136
6 288 960 0 6 144 4 512 2 400 768 696 0
7 288 2 976 1 008 4 968 0 720 0 8 088 6 288
8 25 4 824 3 696 1 440 1 152 2 568 2 280 360 72
8 25 0 0 6 648 5 520 6 768 5 640 4 704 3 264
9 25 1 128 840 2 112 1 824 3 744 3 456 3 192 1 752
9 25 8 016 6 888 7 488 6 360 7 944 6 816 7 248 6 960
10 25 3 312 2 184 2 448 1 320 3 576 2 448 4 392 4 104
10 25 6 504 6 216 4 296 4 008 8 304 8 016 0 0
GUARANDA 1 11 0 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
MACHALA
4 25 2 592 2 352 1 200 1 152 4 248 3 456 3 528 1 416
4 25 4 320 4 200 4 800 4 560 6 552 4 440 6 024 5 952
4 25 5 304 5 256 5 328 5 280 0 0 7 056 6 984
4 25 6 936 6 888 5 424 5 400 0 0 8 424 8 184
4 25 7 656 7 608 5 544 5 520 0 0 0 0
4 25 0 0 5 616 5 568 0 0 0 0
5 25 3 912 3 864 5 280 5 232 4 248 3 456 3 528 1 416
5 25 5 304 5 256 8 472 8 424 8 736 6 648 6 192 6 120
5 25 6 984 6 936 0 0 0 0 8 664 8 424
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 199
C13
Nuacutemero de
unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
1 1 2627 01002 26 01002
2 1 45 01002 45 01002
3 1 46 01002 46 01002
4 1 45 01002 45 01002
5 1 45 01002 45 01002
6 1 2265 01002 23 01002
7 1 223 01002 22 01002
8 1 237 01002 24 01002
9 1 2312 01002 23 01002
10 1 408 01002 41 01002
11 1 171 01667 17 01667
12 1 171 01667 17 01667
13 1 15 01667 15 01667
14 1 70 00699 70 00699
15 1 70 00699 70 00699
16 1 105 00699 105 00699
17 1 54 00699 54 00699
18 1 102 00699 102 00699
19 1 133 01174 133 01174
20 1 1325 01174 133 01174
21 1 73 00876 73 00876
22 1 73 00876 73 00876
23 1 345 00876 35 00876
24 1 3 00876 3 00876
25 1 6 00876 6 00876
26 1 275 00876 27 00876
27 1 3 00876 3 00876
28 1 3 00876 3 00876
29 1 7 00876 7 00876
30 1 168 00876 17 00876
31 1 16 00876 16 00876
32 1 12 00876 12 00876
33 1 80 00404 80 00404
34 1 80 00404 80 00404
35 1 365 00404 37 00404
36 1 365 00404 36 00404
37 1 100 00404 100 00404
38 1 100 00404 100 00404
39 1 100 00404 100 00404
40 1 100 00404 100 00404
Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 200
Nuacutemero de unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
41 1 100 00404 100 00404
42 1 115 00404 115 00404
43 1 115 00404 115 00404
44 1 115 00404 115 00404
45 1 115 00404 115 00404
46 1 115 00404 115 00404
47 1 71 00404 71 00404
48 1 71 00404 71 00404
49 1 71 00404 71 00404
50 1 115 00404 115 00404
51 1 115 00404 115 00404
Tabla C13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 201
C14
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar
al programa CIC-SG
Nombre de la central Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 36 00404
Pucara U2 1 37 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U5 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 202
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
La esperanza U1 1 3 00773
La esperanza U2 1 3 00773
Poza Honda U1 1 1 00773
Poza Honda U2 1 1 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Pasochoa U2 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 203
Rio Blanco Uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
La Propicia U2 1 5 01297
Miraflores 1 1 4 01297
Miraflores 2 1 3 01297
Miraflores 4 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 15 1 3 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U7 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
La libertad U1 1 3 01297
La libertad U10 1 3 01297
La libertad U9 1 4 01297
San Francisco Norte G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U6 1 3 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Kohler Kholer 1 1 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 1 5 01297
Collin Lockett Crossley 4 1 5 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Riobamba Uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 204
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Termoguayas U3 1 40 01297
Termoguayas U4 1 50 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas) G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas) G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas) G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas) G6-GAS 1 23 01002
Alvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Santa Rosa TG3 1 17 01667
Anibal Santos (Gas) G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas) V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 1 1 3 00876
San Carlos Turbo 2 1 4 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 205
C15
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 72 00404
Agoyaacuten U2 2 72 00404
Pucara U1 3 33 00404
Pucara U2 4 32 00404
Paute 1 5 95 00404
Paute 2 6 95 00404
Paute 3 7 95 00404
Paute 4 8 95 00404
Paute 5 9 95 00404
Paute 6 10 109 00404
Paute 7 11 109 00404
Paute 8 12 109 00404
Paute 9 13 109 00404
Paute 10 14 109 00404
Marcel Laniado U1 15 55 00404
Marcel Laniado U2 16 55 00404
Marcel Laniado U3 17 55 00404
San francisco U1 18 103 00404
San francisco U2 19 103 00404
Guangopolo U1 30 5 01297
Guangopolo U3 31 5 01297
Guangopolo U4 32 5 01297
Guangopolo U6 33 5 01297
Guangopolo U7 34 2 01297
Saucay G1 35 4 0008
Saucay G2 36 4 00079
Saucay G3 37 8 00018
Saucay G4 38 8 00017
Saymirin G1 39 1 00034
Saymirin G2 40 1 00042
Saymirin G3 41 2 00027
Saymirin G4 42 2 00026
Saymirin G5 43 4 00062
Saymirin G6 44 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 45 2 00773
El Carmen U1 46 8 00773
Sibimbe U1 47 8 00773
Sibimbe U2 48 8 00773
Peniacutensula G1 49 1 00773
Peniacutensula G2 50 1 00773
Peniacutensula G3 51 1 00773
Peniacutensula G4 52 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 206
Chimbo U2 53 1 00773
Ambi G1 54 4 00773
Ambi G2 55 4 00773
San Miguel de Car G1 56 3 00773
Carlos Mora U1 57 1 00773
Carlos Mora U2 58 1 00773
Carlos Mora U3 59 1 00773
Papallacta G1 60 2 00773
Papallacta G2 61 4 00773
Recuperadora N1 62 14 00773
Calope U1 63 9 00773
Calope U2 64 9 00773
Hidroabanico U1 65 8 00773
Hidroabanico U2 66 8 00773
Hidroabanico U3 67 8 00773
Hidroabanico U4 68 8 00773
Hidroabanico U5 69 8 00773
La calera U3 70 1 00773
Vindobona U1 71 2 00773
Vindobona U2 72 2 00773
La esperanza U1 73 3 00773
La esperanza U2 74 3 00773
Poza Honda U1 75 1 00773
Poza Honda U2 76 1 00773
Geppert Geppert 77 1 00773
Perlabi U1 78 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 79 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 80 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 81 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 82 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 83 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 84 3 00773
Cumbaya U1 85 10 00773
Cumbaya U2 86 10 00773
Cumbaya U3 87 10 00773
Cumbaya U4 88 10 00773
Nayoacuten U1 89 15 00773
Nayoacuten U2 90 15 00773
Pasochoa U1 91 2 00773
Pasochoa U2 92 2 00773
Los chillos U1 93 1 00773
Los chillos U2 94 1 00773
Guangopolo U1 95 2 00773
Guangopolo U2 96 2 00773
Guangopolo U3 97 2 00773
Guangopolo U4 98 2 00773
Guangopolo U5 99 2 00773
Guangopolo U6 100 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 101 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 102 2 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 207
Alaacuteo Grupo 3 103 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 104 3 00773
Rio Blanco Uacutenica 105 3 00773
La Propicia U1 106 4 01297
La Propicia U2 107 5 01297
Miraflores 12 108 6 01297
Miraflores 15 109 3 01297
Monay G1 110 1 01297
Monay G2 111 1 01297
Monay G4 112 2 01297
Monay G6 113 2 01297
Generoca U1 114 4 01297
Generoca U2 115 5 01297
Generoca U3 116 5 01297
Generoca U4 117 5 01297
Generoca U5 118 5 01297
Generoca U6 119 5 01297
Generoca U7 120 5 01297
Generoca U8 121 5 01297
Lligua G1 122 2 01297
Lligua G2 123 2 01297
San Francisco Norte
G1 124 2 01297
Catamayo U10 125 2 01297
Catamayo U2 126 1 01297
Catamayo U4 127 2 01297
Catamayo U5 128 2 01297
Catamayo U6 129 3 01297
Catamayo U8 130 3 01297
Catamayo U9 131 3 01297
Machala GM 4 132 2 01297
Machala GM 5 133 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 134 6 01297
Collin Lockett Crossley 4 135 5 01297
G Hernaacutendez U2 136 6 01297
G Hernaacutendez U3 137 6 01297
G Hernaacutendez U4 138 6 01297
G Hernaacutendez U5 139 6 01297
G Hernaacutendez U6 140 6 01297
Luluncoto U1 141 3 01297
Riobamba uacutenica 142 3 01297
El Descanso G1 143 5 00787
El Descanso G2 144 5 00535
El Descanso G4 145 5 00424
Termoguayas U1 146 20 01297
Termoguayas U2 147 40 01297
Termoguayas U3 148 40 01297
Selva Alegre U1 149 4 01297
Selva Alegre U2 150 4 01297
Selva Alegre U3 151 4 01297
Selva Alegre U4 152 4 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 208
Victoria II Victoria II 153 105 00699
Machala power A 154 70 00699
Machala power B 155 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 156 54 00699
Electroquil U1 157 45 01002
Electroquil U2 158 46 01002
Electroquil U3 159 45 01002
Electroquil U4 160 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 161 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 162 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 163 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 164 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 165 41 01002
Santa Rosa TG1 166 17 01667
Santa Rosa TG2 167 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 168 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 169 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 170 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 171 35 00876
Trinitaria TV-1 172 133 01179
Termoesmeraldas CTE 173 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 174 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 175 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 176 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 177 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 178 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 179 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 180 17 00876
San Carlos Turbo 1 181 3 00876
San Carlos Turbo 2 182 4 00876
San Carlos Turbo 3 183 16 00876
San Carlos Turbo 4 184 12 00876
Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 209
C16
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 37 00404
Pucara U2 1 36 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Uravia U2 1 1 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 210
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 1 2 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Rio Blanco uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
Miraflores 7 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 211
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 16 1 3 01297
Miraflores 18 1 3 01297
Miraflores TG1 1 22 01297
Pedernales 15 1 2 01297
Power bargue II PB-1 1 12 01297
Power bargue II PB-2 1 12 01297
Power bargue II PB-3 1 13 01297
Power bargue II PB-4 1 13 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
San Francisco Norte
G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U5 1 2 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
G Hernaacutendez U1 1 6 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Luluncoto U3 1 3 01297
Riobamba uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 212
Termoguayas U3 1 40 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Selva Alegre U5 1 5 01297
Selva Alegre U6 1 5 01297
Selva Alegre U7 1 6 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Gonzalo Zeballos TG-4 1 26 01002
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 1 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 1 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 213
C17
Empresa Proyecto Antildeo
ingreso Mes
ingreso Unidad
Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
CELEC-Hidropaute Mazar 2011 enero 1 H Agua 80 00404
Mazar 2011 enero 2 H Agua 80 00404
Elecaustro SA Ocantildea 2011 julio 1 H Agua 13 00773
Ocantildea 2011 julio 2 H Agua 13 00773
Termopichincha Cuba manta M 2012 julio 1 T Diesel 20 01297
Hidrolitoral SA Baba 2012 enero 1 H Agua 21 00773
Baba 2012 enero 2 H Agua 21 00773
S Joseacute de Minas San Joseacute de
minas 2013 enero 1 H Agua 6 00773
Ninguna residuo 1 2013 enero 1 T Residuo 50 01297
Termoesmeraldas Esmeraldas 2013 enero 1 T Residuo 144 01297
Ninguna Residuo 2 2014 enero 1 T Residuo 100 01297
Hidrotambo SA S Joseacute de
tambo 2014 marzo 1 H Agua 8 00773
Termoesmeraldas Sushufindi 2014 Julio 1 T Residuo 135 01297
H Sigchos Sigchos 2014 diciembre 1 H Agua 17 00773
Current Energy of Ecuador SA
Apaquiacute 2014 diciembre 1 H Agua 18 00773
Apaquiacute 2014 diciembre 2 H Agua 18 00773
Hidrotoapi SA
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 61 00404
Hidrozamora SA Chorrillos 2015 enero 1 H Agua 4 00773
Ninguna C combinado 2015 enero 1 T - 87 0059
Ninguna TG Natural 1 2015 junio 1 T Gas 100 00699
Hidroazogues Mazar-Dudas 2015 agosto 1 H Agua 21 00773
Hidroeleacutectrica Coca Codo S
Coca Codo Sinclair
2015 abril 1 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 2 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 3 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 4 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 5 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 6 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 7 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 8 H Agua 187 00404
Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten16
16 El sustento de la informacioacuten de los posibles ingresos nuacutemero de unidades y energiacutea primaria se presenta en el siguiente anexo C18
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 214
Empresa Proyecto Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Unidad Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
Pemaf Ciacutea Ltda Topo 2016 julio 1 H Agua 23 00773
Hidrovictoria SA
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
H Pilaloacute Pilaloacute 2016 enero 1 H Agua 9 00773
Hidroequinoccio Chontal 2016 enero 1 H Agua 72 00404
CELEC-Hidropaute
Sopladora 2016 enero 1 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 2 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 3 H Agua 162 00404
Enerjubones SA
La unioacuten 2016 julio 1 H Agua 40 00404
La unioacuten 2016 julio 2 H Agua 40 00404
Hidroeleacutectrica Angamarca
Angamarca 2017 enero 1 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 2 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 3 H Agua 22 00773
Empresa Eleacutectrica Quito
SA
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Enerjubones SA
Minas 2017 junio 1 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 2 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 3 H Agua 91 00404
Hidroequinoccio HEQ SA
Chespi 2018 abril 1 H Agua 167 00404
Villadora 2018 junio 1 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 2 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 3 H Agua 90 00404
Cardenillo 2020 enero 1 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 2 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 3 H Agua 100 00404
No Residuo 3 2013 enero 1 T Residuo 100 00595
Energyhdine SA
Rio Luis 2014 enero 1 H Agua 16 00773
Hidronacioacuten SA Angamarca
Sinde 2015 enero 1 H Agua 29 00773
No Ciclo
Combinado 2015 Enero 1 T - 60 00712
Tabla C17 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 215
C18
Nombre de la central
Referencia
Mazar httpwww4elcomerciocom2010-08-21NoticiasNegociosNoticias-
SecundariasEC100821P7_ELECTRICASaspx
Ocantildea Direccioacuten de planificacioacuten y Mercadeo de la Empresa Elecaustro
Cuba -
Baba httpwwweluniversocom2010072711356reanudan-trabajos-proyecto-babahtml
San Joseacute de Minas
Residuo 1 -
Esmeraldas httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Residuo 2 -
San Joseacute de Tambo -
Sushufindi httpwwwtermoesmeraldasnetDefault2 aspx
Sigchos -
Apaquiacute -
Toachi Pilatoacuten httpwwweluniversocom2010122911356financiamiento-toachi-pilaton-tropiezahtml
Chorrillos -
Ciclo Combinado 1 -
T Gas Natural 1 -
Mazar-Dudas httpwwwelmercuriocomec236394-analizan-estudios-de-proyecto-mazar-dudashtml
Coca Codo Sinclair httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Topo
Victoria httpwwweeqcomeclaEmpresalistaPryHidroElectphpmn=1com
Pilaloacute
Chontal httpwwwmergovec
Sopladora httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
La Unioacuten httpwwwmergovec
Angamarca
Quijos wwweqqcomecuploadpryHidroElect20030729081130doc
Baeza wwweeqcomecoploadpryHidroElect20030729034200RESUMEN EJECUTIVO PROYECTO BAEZAdoc
Minas httpwwwmergovec
Chespi httpwwwmergovec
Villadora httpwwwmergovec
Cardenillo
Residuo 3 -
Riacuteo Luis -
Angamarca Sinde -
Ciclo Combinado 1 -
Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 216
C19
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
Mazar 1 80 744 528
2 80 7 464 7 248
Ocantildea 1 13 696 528
2 13 7 416 7 248
Cuba 1 20 4 032 3 624
Baba 1 21 7 632 7 464
2 21 168 0
San Joseacute de Minas 1 6 600 432
Residuo 1 1 50 5 640 5 232
Esmeraldas 1 144 4 944 4 536
Residuo 2 1 100 5 352 4 944
San Joseacute de Tambo 1 8 8 304 8 136
Sushufindi 1 135 6 720 6 312
Sigchos 1 17 8 304 8 136
Apaquiacute 1 18 168 0
2 18 7 800 7 632
Toachi Pilatoacuten
1 15 1 440 1 272
2 15 1 944 1 776
3 15 168 0
4 61 6 528 6 312
5 61 7 128 6 912
6 61 8 040 7 824
Chorrillos 1 4 3 456 3 288
Ciclo Combinado 1 1 87 6 048 5 640
T Gas Natural 1 1 100 3 864 3 576
Mazar-Dudas 1 21 3 984 3 816
Coca Codo Sinclair
1 187 648 432
2 187 864 648
3 187 1 080 864
4 187 3 792 3 576
5 187 5 856 5 640
6 187 6 936 6 720
7 187 7 152 6 936
8 187 7 368 7 152
Topo 1 23 8 760 8 592
Victoria 1 5 4 704 4 536
2 5 5 520 5 352
Pilaloacute 1 9 4 032 3 864
Chontal 1 72 7 680 7 464
Sopladora
1 162 216 0
2 162 432 216
3 162 960 744
Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 217
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
La Unioacuten 1 40 1 488 1 272
2 40 7 848 7 632
Angamarca
1 22 600 432
2 22 168 0
3 22 4 464 4 296
Quijos
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Baeza
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Minas
1 91 216 0
2 91 648 432
3 91 864 648
Chespi 1 167 432 216
Villadora
1 90 4 752 4 536
2 90 1 080 864
3 90 1 296 1 080
Cardenillo
1 100 552 336
2 100 768 552
3 100 984 768
4 100 8 760 8 544
Residuo 3 1 100 5 640 5 232
Riacuteo Luis 1 16 912 744
Angamarca Sinde 1 29 7 632 7 224
Ciclo Combinado 1 1 60 6 048 5 640
Tabla C19 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 218
C110
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 1998 20 2018
httpwwwelectroguayascomecindexphpPublico
Gonzalo Zeballos
TG-4 T turbogas 1979 20 1999
TV-2 T turbovapor 1979 30 2009
TV-3 T turbovapor 1979 30 2009
Trinitaria TV-1 T turbovapor 1998 30 2028
Pascuales II
TM1 T turbogas 2010 20 2030
TM2 T turbogas 2010 20 2030
TM3 T turbogas 2010 20 2030
TM4 T turbogas 2010 20 2030
TM5 T turbogas 2010 20 2030
TM6 T turbogas 2010 20 2030
Termo Esmeraldas
CTE T turbovapor 1982 30 2012 httpwwwtermoesmeraldasnetinsti
tucionalaspx
Guangopolo
U1 T MCI 1977 15 1992
httpwwwtermopichinchacomechtmlguangopolohtml
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
U7 T MCI 1977 15 1992
La Propicia U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Miraflores
1 T MCI - 15 -
2 T MCI - 15 -
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
9 T MCI - 15 -
10 T MCI - 15 -
11 T MCI - 15 -
12 T MCI - 15 -
13 T MCI - 15 -
14 T MCI - 15 -
16 T MCI - 15 -
18 T MCI - 15 -
22 T MCI - 15 -
TG1 T MCI - 15 -
Santa Rosa
TG1 T turbogas 1981 20 2001
httpwwwtermopichinchacomechtmlsantarosahtml
TG2 T turbogas 1981 20 2001
TG3 T turbogas - 20 -
Pedernales 15 T MCI - 15 -
Power bargue II
PB-1 T MCI 2010 15 2025
httpwwwtermopichinchacomechtmlbarcazahtml
PB-2 T MCI 2010 15 2025
PB-3 T MCI 2010 15 2025
PB-4 T MCI 2010 15 2025
El Descanso
G1 T MCI - - -
- G2 T MCI - - -
G3 T MCI - - -
G4 T MCI - - -
Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 219
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil Antildeo
de salida Referencia
Monay
G1 T MCI 1971 15 1986
httpwwwelecaustrocomecindexphpseccion=U9zxH4Jampcodigo
=t4CYtXguRm
G2 T MCI 1971 15 1986
G3 T MCI 1971 15 1986
G4 T MCI 1975 15 1990
G5 T MCI 1975 15 1990
G6 T MCI 1975 15 1990
Electroquil
U1 T turbogas - 20 -
U2 T turbogas - 20 -
U3 T turbogas - 20 -
U4 T turbogas - 20 -
Generoca
U1 T MCI 2006 15 2021
httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1277migrado1277ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
U5 T MCI 2006 15 2021
U6 T MCI 2006 15 2021
U7 T MCI 2006 15 2021
U8 T MCI 2006 15 2021
Victoria II Victoria II T turbogas 2001 20 2021 httpwwwallbusinesscomener
gy-utilitiesutilities-industry-electric-power9722322-1html
Machala power
A T turbogas 2002 20 2022 httpwwweluniversocom2002092200019D71520098DFB4F
0C80281C4CCA341612html B T turbogas 2002 20 2022
Termoguayas
U1 T MCI 2006 15 2021 httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1482migrado1482ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
Power Bargue I
PB1 T MCI - 15 -
Bataacuten
G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
G3 T MCI - 15 -
G4 T MCI - 15 -
Lligua G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
Guaranda U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Centro Industrial
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Milagro
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
5 T MCI - 15 -
6 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 220
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Posorja G1005 T MCI - 15 -
La libertad
U1 T MCI - 15 -
U10 T MCI - 15 -
U11 T MCI - 15 -
U12 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
U8 T MCI - 15 -
U9 T MCI - 15 -
Playas G-1003 T MCI - 15 -
G-1004 T MCI - 15 -
Aniacutebal Santos (Gas)
G1-GAS Turbogas 1972 20 1992
httpwwwbittium-energycomcmscontentview
329761
G2-GAS Turbogas 1974 20 1994
G3-GAS Turbogas - 20 -
G5-GAS Turbogas - 20 -
G6-GAS Turbogas - 20 -
V1-CAS Turbo vapor - 30 -
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT Turbogas 2005 20 2025 httpwwweluniversocom200
5121100019593CE436D2C54A60A6A50B52E9EFDB1Ehtml
G2-CAT Turbogas - 20 -
San Francisco Norte
G1 T MCI 1982 15 1997
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911987T201106320CAPITULO
20220pdf
Catamayo
U1 T MCI - 15 -
httpdspaceupseduechandle123456789248
U10 T MCI 1977 15 1992
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI 1977 15 1992
U8 T MCI 1977 15 1992
U9 T MCI 1977 15 1992
Ecoelectric
Turbo 5 Turbovapor 2007 30 2037 httpwwwbnamericascomnewsenergiaelectricaEcoelectric_apunta_a_iniciar_pruebas_a_bio
masa_en_ago
Turbo 6 Turbovapor 2007 30 2037
Turbo 7 Turbovapor 2007 30 2037
Ecudos A-G
TGE-1 Turbovapor 2004 30 2034
httpwwwsancarloscomecenergiaphp
TGE-2 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-3 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-4 Turbovapor 2004 30 2034
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 221
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Lasso U1 T MCI - 15 -
Selva Alegre
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
Kholer Kholer T MCI - 15 -
San Carlos
Turbo 1 T Turbovapor - 30 -
Turbo 2 T Turbovapor - 30 -
Turbo 3 T Turbovapor - 30 -
Turbo 4 T Turbovapor - 30 -
Macas
ALLEN 1 T MCI - 15 -
ALLEN 2 T MCI - 15 -
General T MCI - 15 -
Machala Crossley 3 T MCI - 15 -
Crossley 4 T MCI - 15 -
Collin Lockett GM 4 T MCI - 15 -
GM 5 T MCI - 15 -
G Hernaacutendez
U1 T MCI 1977 15 1992
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911666T11029_CAPITULO_2p
df
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
Luluncoto
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Riobamba Uacutenica T MCI 1994 30 2024 httpwwweersacomeceersaphppage=informativehistor
y
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 222
C111
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TEN
CIA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RES
O
FACTOR DE PLANTA ()
FAC
TOR
P
PR
OM
EDIO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
Guangopolo U1 5 1977 8013 6794 6517 7194 7130 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U3 5 1977 7258 7685 5952 862 7379 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U4 5 1977 6885 6663 579 7713 6763 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U6 5 1977 8007 7006 652 5386 6730 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U7 2 1977 2813 6859 5228 3213 4528 15 1314 D I I I I I I I I I I
Miraflores 1 3 1973 0 0 0 0 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 7 3 1973 001 0 0 1538 770 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 9 3 1973 0 352 0 256 304 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 10 3 1973 465 352 0 2838 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 12 6 1973 936 41 036 349 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 13 3 1973 0 348 0 2079 1214 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 14 3 1973 189 348 0 1476 671 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 16 3 1973 0 0 0 225 225 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 18 3 1973 0 0 0 2123 2123 15 1314 D D D D D D D D D D D
San Francisco Norte G1 3 1982 124 542 808 2719 1327 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U10 3 1977 1435 777 1067 1051 1083 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U2 1 1977 1307 931 141 291 1640 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U4 2 1977 237 489 241 2996 991 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U5 2 1977 001 0 157 2998 1052 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U7 3 1977 2135 1315 0 3479 2310 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U8 3 1977 1105 618 1018 3072 1453 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U9 3 1977 1012 848 992 401 1716 15 1314 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 223
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TE
NC
IA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RE
SO
FACTOR DE PLANTA ()
FA
CT
OR
P
PR
OM
ED
IO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
G Hernaacutendez U1 6 1977 0 0 0 4457 4457 15 1314 D I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U2 5 1977 6799 6687 5576 7096 6540 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U3 5 1977 6272 7033 5164 6462 6233 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U4 5 1977 6695 7391 5782 6675 6636 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U5 5 1977 6724 6871 4673 5985 6063 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U6 5 1977 3711 6665 5742 6762 5720 15 1314 I I I I I I I I I I I
El Descanso17
G1 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G2 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G3 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G4 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Enrique Garciacutea TG-5 102 1998 4328 2468 0 3413 3403 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TG-4 26 1979 0 0 0 29 290 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 23 1972 677 446 457 534 529 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 22 1974 537 395 215 432 395 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 24 1974 371 735 372 3081 1140 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 23 1974 1532 633 171 2632 1242 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG1 17 1981 1049 705 462 2014 1058 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG2 17 1981 1138 94 602 2612 1323 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-2 73 1979 6839 6244 5133 7724 6485 30 2628 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 73 1979 7059 5403 6401 7669 6633 30 2628 D D D D D D D D D D D
Termoesmeraldas CTE 132 1982 8323 792 5839 8829 7728 30 2628 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Continuacioacuten
17 La central El descanso no se considera en el anaacutelisis porque de la informacioacuten facilitada en ELECAUSTRO SA Direccioacuten de planificacioacuten y mercadeo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 224
C112
Diacuteas del antildeo
Demandas pico MW
2401 24242 26416 27063 278521 2909
Demanda por unidad
2004 2005 2006 2007 2008 2009
1 0707 0770 0731 0769 0748 0742
2 0789 0861 0867 0915 0879 0834
3 0803 0959 0895 0936 0910 0869
4 0820 0963 0882 0938 0904 0858
5 0887 0970 0899 0941 0851 0962
6 0884 0929 0878 0877 0829 0983
7 0874 0919 0826 0843 0906 0979
8 0880 0880 0805 0911 0909 0961
9 0874 0872 0886 0943 0920 0966
10 0811 0953 0892 0923 0923 0900
11 0808 0968 0902 0939 0908 0847
12 0899 0981 0906 0928 0848 0930
13 0920 0983 0892 0886 0801 0940
14 0917 0937 0836 0845 0912 0944
15 0906 0880 0802 0953 0896 0805
16 0898 0868 0888 0963 0927 0919
17 0838 0957 0904 0949 0918 0871
18 0809 0970 0881 0939 0915 0866
19 0916 0969 0895 0928 0832 0944
20 0897 0961 0883 0853 0824 0962
21 0900 0937 0828 0836 0927 0926
22 0907 0883 0811 0936 0947 0938
23 0894 0853 0903 0934 0928 0943
24 0838 0942 0913 0916 0909 0878
25 0818 0956 0924 0926 0898 0852
26 0910 0958 0904 0922 0856 0948
27 0919 0955 0892 0860 0837 0969
28 0916 0936 0843 0834 0897 0965
29 0912 0871 0809 0958 0917 0953
30 0886 0857 0897 0960 0895 0945
31 0816 0936 0894 0952 0904 0880
32 0811 0937 0900 0937 0894 0852
33 0887 0925 0907 0933 0840 0957
34 0915 0927 0875 0863 0766 0976
35 0892 0917 0796 0838 0778 0969
36 0902 0842 0784 0924 0816 0953
37 0874 0798 0899 0948 0897 0938
38 0810 0824 0905 0944 0932 0892
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 225
39 0790 0847 0907 0943 0911 0859
40 0890 0921 0900 0920 0881 0947
41 0902 0935 0875 0872 0842 0966
42 0902 0902 0832 0851 0929 0940
43 0891 0855 0798 0931 0934 0951
44 0885 0847 0878 0950 0934 0938
45 0837 0928 0896 0950 0912 0862
46 0802 0919 0911 0958 0925 0851
47 0894 0945 0916 0912 0855 0956
48 0908 0958 0891 0841 0823 0967
49 0897 0920 0833 0784 0891 0957
50 0880 0860 0809 0802 0907 0939
51 0873 0844 0887 0832 0900 0934
52 0805 0933 0899 0924 0919 0857
53 0766 0950 0890 0934 0927 0799
54 0779 0954 0909 0923 0862 0820
55 0802 0957 0878 0849 0833 0869
56 0871 0952 0803 0839 0912 0930
57 0901 0898 0743 0929 0939 0929
58 0895 0859 0751 0937 0937 0960
59 0835 0960 0817 0943 0936 0887
60 0804 0972 0876 0938 0921 0856
61 0890 0968 0918 0923 0869 0954
62 0900 0939 0898 0852 0824 0952
63 0897 0913 0862 0832 0857 0968
64 0893 0844 0822 0914 0912 0967
65 0873 0840 0911 0930 0922 0955
66 0825 0937 0896 0937 0931 0909
67 0807 0916 0901 0936 0903 0867
68 0909 0946 0898 0921 0850 0963
69 0903 0958 0894 0864 0802 0974
70 0901 0940 0828 0826 0919 0963
71 0923 0860 0791 0868 0913 0945
72 0895 0855 0905 0938 0936 0948
73 0847 0943 0904 0930 0936 0898
74 0809 0952 0917 0927 0917 0868
75 0910 0946 0919 0921 0874 0963
76 0911 0968 0902 0849 0814 0934
77 0910 0930 0843 0833 0918 0981
78 0913 0879 0813 0906 0924 0947
79 0892 0855 0907 0940 0925 0956
80 0837 0948 0919 0937 0898 0866
81 0809 0966 0920 0929 0772 0843
82 0915 0931 0919 0919 0824 0961
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 226
83 0932 0901 0903 0867 0826 0976
84 0892 0788 0834 0833 0937 0960
85 0901 0839 0811 0930 0935 0978
86 0891 0850 0914 0947 0953 0962
87 0827 0947 0933 0944 0956 0902
88 0803 0960 0925 0938 0932 0880
89 0908 0963 0948 0937 0867 0991
90 0923 0962 0906 0875 0840 0994
91 0904 0961 0848 0835 0934 0982
92 0894 0896 0815 0940 0938 0986
93 0881 0883 0912 0954 0941 0979
94 0827 0973 0923 0938 0955 0915
95 0810 0971 0918 0903 0942 0875
96 0900 0984 0918 0783 0881 0985
97 0925 0970 0905 0829 0844 0961
98 0913 0957 0845 0814 0947 0963
99 0875 0887 0809 0933 0957 0944
100 0731 0881 0919 0944 0961 0806
101 0815 0971 0924 0958 0960 0862
102 0817 0992 0925 0963 0943 0849
103 0920 0976 0875 0928 0885 0982
104 0890 0990 0757 0878 0869 0998
105 0909 0973 0803 0827 0954 0982
106 0910 0902 0829 0954 0950 1000
107 0898 0879 0924 0955 0961 0998
108 0848 0983 0941 0941 0967 0896
109 0839 0995 0935 0942 0953 0886
110 0919 0952 0926 0933 0896 0988
111 0927 0965 0916 0876 0870 0980
112 0920 0967 0860 0859 0961 0998
113 0911 0882 0842 0953 0984 0997
114 0887 0861 0930 0947 0983 0983
115 0833 0981 0942 0957 0961 0909
116 0824 1000 0944 0937 0955 0852
117 0900 0980 0938 0940 0882 0985
118 0920 0961 0920 0879 0852 0982
119 0925 0965 0859 0859 0954 0962
120 0930 0883 0808 0925 0958 0975
121 0897 0858 0849 0887 0920 0876
122 0833 0964 0939 0961 0876 0881
123 0801 0969 0929 0960 0877 0868
124 0912 0968 0944 0936 0847 0973
125 0941 0978 0924 0868 0846 0969
126 0925 0942 0868 0853 0917 0990
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 227
127 0929 0872 0818 0952 0946 0978
128 0899 0821 0905 0956 0960 0980
129 0845 0945 0942 0956 0962 0894
130 0786 0978 0932 0946 0950 0842
131 0930 0950 0944 0948 0875 0982
132 0943 0954 0920 0859 0801 0988
133 0950 0954 0844 0820 0952 0983
134 0933 0880 0783 0967 0961 0977
135 0905 0888 0912 0953 0968 0946
136 0838 0945 0935 0953 0949 0891
137 0835 0963 0943 0940 0929 0866
138 0915 0982 0934 0925 0867 0964
139 0904 0915 0901 0881 0840 0980
140 0893 0940 0846 0837 0939 0974
141 0911 0871 0834 0945 0935 0959
142 0887 0837 0913 0954 0943 0970
143 0829 0943 0929 0945 0947 0899
144 0778 0966 0911 0939 0947 0857
145 0834 0957 0914 0856 0878 0972
146 0910 0952 0871 0826 0836 0985
147 0897 0883 0836 0797 0947 0968
148 0914 0856 0818 0913 0946 0968
149 0893 0856 0934 0924 0940 0965
150 0834 0950 0946 0929 0954 0891
151 0790 0966 0921 0923 0940 0824
152 0896 0952 0904 0901 0855 0964
153 0904 0970 0900 0839 0835 0963
154 0891 0953 0850 0828 0925 0957
155 0888 0871 0817 0922 0942 0971
156 0881 0847 0916 0926 0938 0944
157 0814 0946 0921 0924 0958 0876
158 0811 0974 0906 0927 0941 0860
159 0885 0955 0914 0895 0872 0972
160 0901 0959 0875 0848 0844 0953
161 0906 0931 0850 0812 0945 0958
162 0894 0859 0816 0922 0948 0993
163 0878 0838 0900 0927 0957 0939
164 0817 0938 0916 0883 0934 0866
165 0804 0939 0923 0914 0905 0822
166 0903 0942 0905 0898 0859 0955
167 0892 0939 0895 0849 0811 0972
168 0906 0928 0827 0819 0939 0967
169 0900 0858 0784 0943 0942 0945
170 0891 0795 0904 0932 0934 0933
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 228
171 0816 0937 0915 0921 0940 0871
172 0771 0943 0912 0912 0917 0812
173 0885 0934 0906 0888 0859 0954
174 0900 0947 0899 0851 0831 0955
175 0896 0935 0842 0817 0944 0942
176 0895 0870 0797 0902 0942 0970
177 0875 0833 0907 0928 0931 0927
178 0809 0923 0911 0899 0949 0866
179 0787 0934 0918 0904 0927 0833
180 0877 0931 0899 0903 0840 0937
181 0887 0958 0896 0834 0812 0939
182 0888 0913 0836 0792 0876 0945
183 0877 0859 0790 0900 0940 0943
184 0872 0840 0906 0904 0928 0923
185 0820 0928 0911 0916 0915 0863
186 0788 0936 0909 0910 0938 0828
187 0866 0931 0906 0898 0856 0940
188 0897 0929 0893 0833 0828 0950
189 0895 0922 0840 0795 0922 0946
190 0879 0864 0803 0905 0932 0923
191 0855 0822 0896 0907 0926 0933
192 0807 0932 0909 0905 0929 0874
193 0774 0919 0903 0910 0929 0825
194 0873 0938 0901 0906 0853 0937
195 0882 0932 0879 0832 0818 0960
196 0880 0908 0826 0793 0919 0953
197 0887 0848 0792 0894 0924 0959
198 0868 0812 0881 0897 0928 0924
199 0795 0923 0902 0921 0926 0866
200 0769 0933 0897 0932 0919 0814
201 0880 0932 0906 0906 0858 0924
202 0889 0920 0894 0836 0822 0951
203 0882 0928 0834 0790 0911 0957
204 0871 0863 0789 0911 0936 0954
205 0867 0822 0891 0923 0932 0931
206 0806 0888 0878 0880 0934 0861
207 0761 0943 0909 0915 0886 0823
208 0870 0949 0906 0905 0834 0936
209 0874 0935 0874 0836 0814 0941
210 0886 0929 0840 0785 0920 0933
211 0878 0866 0802 0911 0919 0926
212 0866 0821 0886 0916 0928 0919
213 0812 0919 0897 0902 0910 0818
214 0772 0950 0908 0897 0915 0829
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 229
215 0877 0949 0900 0880 0852 0936
216 0887 0952 0883 0821 0819 0962
217 0886 0919 0831 0774 0924 0950
218 0895 0872 0793 0899 0932 0946
219 0880 0833 0899 0898 0916 0946
220 0805 0933 0902 0888 0932 0875
221 0770 0944 0901 0889 0913 0818
222 0881 0935 0889 0837 0848 0878
223 0896 0923 0840 0816 0819 0939
224 0877 0873 0815 0789 0941 0965
225 0879 0845 0806 0894 0936 0972
226 0827 0830 0891 0915 0937 0944
227 0802 0927 0896 0921 0946 0862
228 0771 0933 0911 0918 0936 0825
229 0872 0936 0892 0911 0847 0943
230 0892 0947 0893 0847 0816 0949
231 0891 0920 0837 0799 0900 0962
232 0895 0874 0801 0910 0938 0946
233 0880 0836 0896 0914 0940 0936
234 0825 0910 0920 0900 0942 0879
235 0789 0924 0920 0910 0936 0849
236 0878 0919 0926 0896 0842 0951
237 0879 0925 0895 0826 0811 0960
238 0883 0917 0834 0773 0900 0960
239 0899 0858 0788 0894 0926 0949
240 0878 0835 0905 0904 0930 0941
241 0807 0920 0920 0917 0930 0870
242 0777 0942 0913 0913 0912 0823
243 0880 0950 0907 0901 0845 0959
244 0906 0947 0883 0818 0833 0967
245 0906 0943 0835 0811 0908 0976
246 0885 0861 0811 0901 0922 0970
247 0880 0839 0897 0924 0926 0937
248 0825 0973 0900 0912 0942 0872
249 0788 0963 0913 0923 0919 0857
250 0881 0965 0923 0913 0869 0966
251 0904 0967 0905 0846 0855 0973
252 0885 0945 0836 0822 0937 0997
253 0902 0890 0818 0918 0952 0971
254 0895 0864 0920 0937 0954 0977
255 0815 0970 0945 0932 0939 0886
256 0793 0979 0916 0933 0923 0869
257 0895 0975 0941 0918 0853 0962
258 0905 0983 0915 0840 0848 0958
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 230
259 0917 0956 0840 0823 0934 0962
260 0899 0877 0802 0927 0934 0946
261 0902 0865 0907 0943 0924 0933
262 0844 0956 0932 0929 0943 0880
263 0838 0961 0930 0932 0945 0860
264 0915 0971 0931 0919 0849 0978
265 0916 0969 0915 0849 0839 0957
266 0932 0940 0859 0836 0935 0960
267 0923 0876 0822 0931 0938 0965
268 0915 0851 0926 0938 0943 0955
269 0849 0928 0937 0939 0943 0893
270 0818 0942 0935 0951 0909 0868
271 0906 0965 0943 0924 0838 0970
272 0929 0967 0915 0852 0788 0988
273 0928 0960 0855 0791 0915 0986
274 0932 0885 0832 0938 0918 0978
275 0908 0857 0938 0951 0920 0947
276 0848 0955 0939 0953 0932 0895
277 0822 0955 0944 0950 0944 0853
278 0926 0933 0923 0939 0841 0941
279 0938 0931 0912 0864 0830 0972
280 0931 0913 0857 0837 0924 0987
281 0932 0828 0809 0931 0938 0974
282 0920 0811 0876 0928 0943 0903
283 0814 0909 0939 0941 0936 0849
284 0830 0942 0943 0929 0869 0859
285 0937 0948 0944 0874 0829 0951
286 0943 0942 0923 0831 0804 0986
287 0935 0912 0838 0814 0914 0979
288 0930 0846 0795 0925 0938 0975
289 0914 0831 0928 0933 0957 0951
290 0838 0932 0952 0933 0948 0882
291 0781 0934 0933 0946 0923 0842
292 0934 0927 0938 0921 0856 0958
293 0925 0915 0921 0851 0821 0955
294 0935 0906 0859 0830 0943 0955
295 0942 0852 0841 0930 0939 0971
296 0916 0831 0937 0930 0943 0945
297 0833 0908 0938 0927 0926 0872
298 0828 0912 0950 0944 0938 0865
299 0900 0943 0957 0924 0863 0952
300 0945 0932 0926 0853 0832 0975
301 0937 0902 0860 0825 0937 0968
302 0945 0846 0814 0946 0970 0967
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 231
303 0917 0820 0924 0937 0957 0897
304 0841 0913 0917 0926 0943 0839
305 0792 0911 0905 0904 0925 0791
306 0824 0803 0803 0789 0834 0786
307 0773 0856 0821 0799 0756 0865
308 0865 0891 0813 0804 0843 0960
309 0945 0858 0814 0915 0948 0859
310 0921 0852 0919 0952 0961 0826
311 0847 0944 0942 0932 0953 0809
312 0834 0948 0927 0951 0917 0844
313 0935 0959 0942 0936 0868 0795
314 0932 0934 0904 0866 0835 0812
315 0924 0924 0861 0817 0936 0801
316 0934 0866 0811 0939 0949 0816
317 0920 0844 0924 0957 0950 0789
318 0860 0956 0918 0951 0948 0843
319 0830 0953 0905 0952 0931 0813
320 0944 0957 0924 0951 0870 0792
321 0949 0953 0893 0860 0836 0800
322 0944 0937 0837 0851 0947 0797
323 0935 0877 0835 0949 0947 0821
324 0922 0847 0942 0961 0955 0817
325 0864 0953 0941 0982 0952 0870
326 0837 0967 0941 0969 0929 0855
327 0940 0966 0943 0945 0856 0836
328 0946 0968 0935 0908 0843 0868
329 0955 0939 0846 0882 0961 0870
330 0949 0877 0823 0977 0956 0879
331 0938 0864 0943 0987 0963 0832
332 0873 0960 0962 0975 0951 0886
333 0848 0974 0940 0978 0945 0850
334 0953 0976 0942 0954 0893 0861
335 0958 0974 0935 0881 0860 0864
336 0956 0951 0881 0863 0953 0895
337 0959 0883 0858 0960 0957 0889
338 0952 0844 0933 0972 0963 0876
339 0877 0941 0953 0959 0956 0874
340 0849 0945 0933 0939 0924 0857
341 0948 0985 0960 0960 0880 0865
342 0980 0990 0941 0905 0847 0890
343 0971 0967 0896 0878 0957 0870
344 0979 0902 0876 0985 0989 0903
345 0957 0868 0973 0996 0989 0884
346 0904 0989 0979 0977 0974 0911
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 232
347 0884 0988 1000 0989 0949 0877
348 0977 0995 0985 0973 0893 0877
349 0970 0998 0958 0910 0862 0903
350 0982 0963 0898 0883 0962 0877
351 0991 0904 0874 0983 0980 0874
352 0981 0878 0982 1000 1000 0850
353 0900 0978 0987 0991 0988 0866
354 0888 0993 0979 0961 0948 0853
355 0992 0987 0948 0958 0870 0865
356 1000 0992 0938 0897 0861 0859
357 0989 0945 0878 0806 0967 0843
358 0974 0891 0849 0879 0938 0876
359 0903 0812 0817 0819 0880 0813
360 0824 0954 0948 0981 0798 0865
361 0861 0963 0973 0982 0898 0843
362 0966 0966 0931 0953 0901 0851
363 0968 0952 0904 0694 0856 0921
364 0969 0905 0870 0846 0921 0909
365 0938 0875 0842 0860 0908 0831
366 0878 - - - 0832 -
Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 233
C113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 234
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 235
Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 -
2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 236
C114
Central Unidad
Factores de planta
2007 2008 2009 2009
corregido
Agoyaacuten U1 0649 0839 0771 0752
Agoyaacuten U2 0721 0852 0614 0599
Pucara U1 0333 0411 0361 0341
Pucara U2 0337 0401 0458 0445
Paute 1 0528 0666 0480 0480
Paute 2 0551 0698 0478 0478
Paute 3 0548 0689 0493 0493
Paute 4 0541 0420 0530 0530
Paute 5 0568 0709 0495 0495
Paute 6 0507 0728 0520 0520
Paute 7 0496 0709 0522 0522
Paute 8 0562 0701 0532 0532
Paute 9 0573 0706 0525 0525
Paute 10 0522 0628 0510 0510
Marcel Laniado U1 0188 0339 0143 0143
Marcel Laniado U2 0350 0529 0443 0443
Marcel Laniado U3 0312 0490 0378 0378
San francisco U1 0412 0541 0302 0284
San francisco U2 0457 0487 0823 0773
Guangopolo U1 0679 0652 0719 0734
Guangopolo U3 0769 0595 0862 0879
Guangopolo U4 0666 0579 0771 0787
Guangopolo U6 0701 0652 0539 0549
Guangopolo U7 0686 0523 0321 0225
Saucay G1 0201 0435 0267 0267
Saucay G2 0186 0431 0277 0277
Saucay G3 0798 0909 0713 0713
Saucay G4 0815 0906 0712 0712
Saymirin G1 0331 0614 0290 0366
Saymirin G2 0331 0660 0323 0407
Saymirin G3 0484 0738 0438 0429
Saymirin G4 0426 0740 0434 0425
Saymirin G5 0993 0993 0908 0908
Saymirin G6 0934 0000 0920 0920
Loreto-Ex Inecel Loreto 0746 0805 0780 0823
El Carmen U1 0546 0555 0650 0666
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 237
Sibimbe U1 0704 0671 0635 0576
Sibimbe U2 0704 0671 0635 0576
Uravia U2 0000 0000 0685 0315
Peniacutensula G1 0629 0796 0110 0055
Peniacutensula G2 0480 0663 0305 0153
Peniacutensula G3 0403 0925 0623 0249
Peniacutensula G4 0390 0584 0534 0801
Chimbo U1 0374 0142 0374 0375
Chimbo U2 0006 0467 0426 0375
Ambi G1 0150 0309 0154 0154
Ambi G2 0498 0541 0539 0539
San Miguel de Car G1 0789 0860 0682 0670
Carlos Mora U1 0838 0721 0811 0487
Carlos Mora U2 0920 0740 0799 0479
Carlos Mora U3 0898 0647 0756 0907
Papallacta G1 0452 0497 0050 0048
Papallacta G2 0452 0497 0657 0698
Recuperadora N1 0761 0777 0803 0776
Calope U1 0532 0633 0540 0515
Calope U2 0532 0633 0540 0515
Hidroabanico U1 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U2 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U3 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U4 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U5 0629 0960 0953 0909
La calera U3 0574 0343 0714 0643
Vindobona U1 0763 0675 0794 0556
Vindobona U2 0763 0675 0797 0570
Geppert Geppert 0507 0885 0412 0268
Perlabi U1 0439 0732 0637 0797
Illuichi No 1 Grupo 1 0092 0500 0194 0116
Illuichi No 2 Grupo 2 0383 0638 0319 0191
Illuichi No 3 Grupo 3 0617 0201 0650 0910
Illuichi No 4 Grupo 4 0804 0913 0689 0964
Illuichi No 2 Grupo 1 0535 0683 0489 0424
Illuichi No 3 Grupo 2 0569 0674 0517 0448
Cumbaya U1 0343 0479 0470 0470
Cumbaya U2 0386 0635 0425 0425
Cumbaya U3 0352 0684 0518 0518
Cumbaya U4 0481 0374 0417 0417
Nayoacuten U1 0404 0598 0488 0483
Nayoacuten U2 0484 0648 0522 0517
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 238
Pasochoa U1 0657 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705 0705
Los chillos U2 0796 0670 0138 0121
Guangopolo U1 0000 0076 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222 0223
Guangopolo U3 0036 0275 0275 0234
Guangopolo U4 0113 0224 0224 0190
Guangopolo U5 0009 0281 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802 0772
Alaacuteo Grupo 1 0946 0989 0923 0769
Alaacuteo Grupo 2 0000 0000 0953 0794
Alaacuteo Grupo 3 0808 0879 0819 0682
Alaacuteo Grupo 4 0866 0932 0920 0767
Rio Blanco Uacutenica 0710 0303 0618 0618
La Propicia U1 0031 0031 0626 0564
Miraflores 1 0000 0000 0225 0151
Miraflores 7 0000 0000 0154 0103
Miraflores 9 0035 0000 0026 0017
Miraflores 10 0035 0000 0284 0189
Miraflores 12 0041 0004 0349 0291
Miraflores 13 0035 0000 0208 0139
Miraflores 14 0035 0000 0148 0098
Miraflores 16 0000 0000 0023 0015
Miraflores 18 0000 0000 0212 0142
Miraflores TG1 0035 0017 0017 0015
Pedernales 15 0000 0000 0238 0159
Power bargue II PB-1 0000 0000 0091 0080
Power bargue II PB-2 0000 0000 0065 0052
Power bargue II PB-3 0000 0000 0069 0056
Power bargue II PB-4 0000 0000 0067 0054
Generoca U1 0606 0522 0720 0756
Generoca U2 0645 0571 0568 0596
Generoca U3 0725 0507 0639 0746
Generoca U4 0736 0566 0518 0577
Generoca U5 0455 0599 0736 0773
Generoca U6 0673 0570 0717 0753
Generoca U8 0666 0613 0696 0731
Lligua G1 0029 0066 0012 0007
Lligua G2 0016 0008 0036 0018
San Francisco Norte G1 0054 0081 0272 0163
Catamayo U10 0078 0107 0105 0077
Catamayo U2 0093 0141 0291 0291
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 239
Catamayo U4 0049 0024 0300 0195
Catamayo U5 0000 0016 0300 0195
Catamayo U7 0132 0000 0348 0290
Catamayo U8 0062 0102 0307 0246
Catamayo U9 0085 0099 0401 0294
Machala GM
4 0000 0055 0083 0055
Machala GM
5 0061 0067 0023 0015
G Hernaacutendez U1 0000 0000 0446 0425
G Hernaacutendez U2 0669 0558 0710 0812
G Hernaacutendez U3 0703 0516 0646 0739
G Hernaacutendez U4 0739 0578 0668 0764
G Hernaacutendez U5 0687 0467 0599 0685
G Hernaacutendez U6 0667 0574 0676 0774
Luluncoto U1 0098 0387 0090 0091
Luluncoto U3 0000 0000 0123 0124
Riobamba Uacutenica 0038 0020 0159 0159
El Descanso G1 0194 0689 0351 0302
El Descanso G2 0633 0516 0847 0729
El Descanso G3 0072 0000 0234 0201
El Descanso G4 0676 0526 0845 0726
Termoguayas U1 0903 0902 0995 0995
Termoguayas U2 0726 0665 0889 0889
Termoguayas U3 0578 0169 0264 0264
Selva Alegre U1 0649 0727 0658 0543
Selva Alegre U2 0649 0727 0756 0623
Selva Alegre U3 0649 0727 0593 0489
Selva Alegre U4 0649 0727 0150 0124
Selva Alegre U5 0000 0000 0133 0104
Selva Alegre U6 0000 0000 0624 0586
Selva Alegre U7 0000 0000 0557 0524
Enrique Garciacutea TG-5 0247 0000 0341 0311
Victoria II Victoria
II 0215 0152 0153 0149
Machala power A 0835 0750 0889 0847
Machala power B 0804 0560 0684 0655
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 0108 0261 0415 0357
Gonzalo Zeballos TG-4 0000 0000 0029 0022
Pascuales II TM1 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM2 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM3 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM4 0000 0000 0000 0582
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 240
Pascuales II TM5 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM6 0000 0000 0000 0582
Electroquil U1 0268 0163 0378 0378
Electroquil U2 0204 0180 0376 0376
Electroquil U3 0376 0163 0282 0282
Electroquil U4 0270 0176 0341 0341
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 0045 0046 0053 0046
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 0039 0022 0043 0039
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 0074 0037 0308 0231
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 0063 0017 0263 0217
Aacutelvaro Tinajero G2-CAT 0264 0106 0187 0160
Santa Rosa TG1 0071 0046 0201 0201
Santa Rosa TG2 0094 0060 0261 0261
Aniacutebal Santos (Gas) G3-GAS 0038 0047 0132 0123
Gonzalo Zeballos TV-2 0624 0513 0772 0772
Gonzalo Zeballos TV-3 0540 0640 0767 0767
Aniacutebal Santos (Gas) V1-CAS 0655 0255 0165 0155
Trinitaria TV-1 0607 0692 0642 0642
Termoesmeraldas CTE 0792 0584 0883 0876
Ecoelectric Turbo
5 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
6 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
7 0000 0243 0243 0243
Ecudos A-G TGE-1 0357 0274 0320 0320
Ecudos A-G TGE-2 0357 0274 0352 0352
Ecudos A-G TGE-3 0357 0274 0263 0319
Ecudos A-G TGE-4 0357 0274 0218 0215
San Carlos Turbo 3 0225 0480 0315 0252
San Carlos Turbo 4 0225 0480 0420 0336
Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 241
C115
Proyecto Unidad Potencia Nominal
MW
Factor de
planta
Mazar 1 80 0571
2 80 0571
Ocantildea 1 13 0844
2 13 0844
Cuba manta Miraflores
1 20 0819
Baba 1 21 0438
2 21 0438
San Joseacute de minas
1 6 0704
residuo 1 1 50 0805
Esmeraldas 1 144 0793
Residuo 2 1 100 0799
San Joseacute de tambo
1 8 0721
Sushufindi 1 135 0676
Sigchos 1 17 0840
Apaquiacute 1 18 0744
2 18 0744
Toachi Pilatoacuten
1 15 0590
2 15 0590
3 15 0590
1 61 0590
2 61 0590
3 61 0590
Chorrillos 1 4 0599
Ciclo combinado 1
1 87 0787
TG Natural 1 1 100 0799
Mazar-Dudas 1 21 0796
Coca codo singlair
1 187 0605
2 187 0605
3 187 0605
4 187 0605
5 187 0605
6 187 0605
7 187 0605
8 187 0605
Topo 1 23 0764
Victoria 1 5 0719
1 5 0719
Pilaloacute 1 9 0888
Chontal 1 72 0704
Sopladora
1 162 0601
2 162 0601
3 162 0601
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 242
La unioacuten 1 40 0635
2 40 0635
Angamarca
1 22 0553
2 22 0553
3 22 0553
Quijos
1 16 0809
1 16 0809
1 16 0809
Baeza
1 16 0792
1 16 0792
1 16 0792
Minas
1 91 0574
2 91 0574
3 91 0574
Chespi 1 167 0684
Villadora
1 90 0674
2 90 0674
3 90 0674
Cardenillo
1 100 0599
2 100 0599
3 100 0599
3 100 0599
Residuo 3 1 100 0799
Rio Luis 1 16 0642
Angamarca Sinde
1 29 0819
Ciclo Combinado 1 60 0761
Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 243
C116
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 8596 - - - -
2011 - 120 99 - -
2012 - 154 142 - -
2013 7751 - - - -
2014 - 209 - - -
Tabla C116a Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 1
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162 - - - -
2011
243 222 - -
2012
320 308 - -
2013 210 - - - -
2014
381 63 6 108
Tabla C116b Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 2
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 79
2011 145 124
2012 156
2013 134
2014
346 69
2015
38897
Tabla C116c Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 1
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 244
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162
2011 268 247
2012 323
2013 346
2014 608 331
2015 746
2016
2017
2018 38
2019 271
2020 484
Tabla C116d Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 2
IacuteNDICE GENERAL
RESUMEN 1
IacuteNDICE DE TABLAS 5 IacuteNDICE DE FIGURAS 7
I INTRODUCCIOacuteN 9
11 Antecedentes 9
12 Alcance 9
13 Justificacioacuten 10
14 Objetivos 10 141 General 10
142 Especiacuteficos 10
15 Organizacioacuten de la tesis 11
II MODELO MATEMAacuteTICO DE LOS SISTEMAS DE GENERACIOacuteN 13 21 Introduccioacuten 13
22 Confiabilidad de sistemas de generacioacute 14 23 Modelo de generacioacuten 15
231 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas (COPT) 17 2311 Algoritmo recursivo para el caacutelculo de la COPT 18
24 Modelo de carga 18 25 Modelo de riesgo 20
251 Iacutendices de peacuterdida de carga 20
252 Peacuterdida de energiacutea 21 26 Efectos del mantenimiento programado 22 27 Efectos de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga 24
III PROGRAMA COMPUTACIONAL 27 31 Introduccioacuten 27 32 Estructura del programa CIC-SG 27 321 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten y demanda 30 322 Ingreso del plan de mantenimiento determinacioacuten de intervalos y capacidades en
mantenimiento 30 323 Caacutelculo de la COPT 35 324 Caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento de las unidades 37 325Determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad 38 326 Caacutelculo de iacutendices de confiabilidad considerando la inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda 40
IV VALIDACIOacuteN DEL PROGRAMA COMPUTACIONALhelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip43
41 Introduccioacuten 42 42 Sistema de prueba RTS-IEEE 42
421 Descripcioacuten del sistema de prueba (RTS) 42 43 Resultados de las publicaciones del reliability test system caso base y extendido 47 431 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas 47
432 Peacuterdida de carga esperada (LOLE) 47
433 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda 47
434 Efectos del mantenimiento programado 48
435 Peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE) 49 44 Resultados de iacutendices de confiabilidad y copt obtenidos mediante la aplicacioacuten al CIC ndash SG y
comprobacioacuten mediante resultados IEEE-RTS 50 441 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas 50
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 3
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base 51
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido 52 4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del LOLE 52 4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda para el caacutelculo del LOLE 54
45 Meacutetodos aproximados 54 451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple 54
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo la incertidumbre en
el pronoacutestico de la demanda 59
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC 59
454 Modificaciones del plan de mantenimiento 60 4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en el plan de mantenimiento las
unidades pequentildeas del sistema de generacioacuten 63 4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten 64 4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada intervalo 66
46 Tiempos de caacutelculo 71
V DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL SNI 73 51 Introduccioacuten 73 52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano 73
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada 74 5211 Tasa de fallas 74
522 Sistema de generacioacuten del SNI 75 53 Interconexiones internacionales 76
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia 76
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute 77 54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI 77 55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten 77 56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de generacioacuten 80
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009 80
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco 83
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten 84
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020 86
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten 88
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda 89 5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda 89
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025 91
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV 92 5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de la liacutenea de interconexioacuten 94 5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico 95 5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado 96
VI EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN ECUATORIANO 100 61 Introduccioacuten 100 62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano 100
621 Resultados obtenidos 101 6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario 102 6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario 113
63 Anaacutelisis de resultados 125 631 Periacuteodo proyectado 125
64 Sistema de generacioacuten confiablehelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip124
641 Nivel del LOLE miacutenimohelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip124
642 Nivel del LOLE maacuteximohelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip130
643 Anaacutelisis de Resultados de generacioacuten confiablehelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip135
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VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 147 Conclusiones 147 Recomendaciones 148
BIBLIOGRAFIA 150
ANEXO A 153 MANUAL DE USUARIO DEL PROGRAMA CIC-SG 153
ANEXO B 167 INFORMACIOacuteN DEL RELIABILITY TEST SYSTEM 167 Tabla B11Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS 167
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS con
incrementos de 50 MW entre estados 168 Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW 169 Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten 172
ANEXO C 173 BASE DE DATOS DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN ECUATORIANO 173 Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de generacioacuten 173 Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010 182 Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 199 Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007 204 Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008 208 Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009 212 Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten 213 Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos 215 Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten 216 Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG 218 Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas 222 Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009 232 Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 - 2008 235 Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009 240 Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten 242
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IacuteNDICE DE TABLAS
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten 43
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual 44
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal 44
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria 45
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades 46
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados 47
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda 48
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado 49
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto 51
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria 51
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria 51
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
53
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo) 54
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga 56
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC 58
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre 59
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo 62
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento 63
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo 64
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del
nuacutemero de intervalos 65
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado 66
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento 68
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total 69
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos 69
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento 70
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices 71
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten 74
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC 74
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central 75
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE 76
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten 78
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
79
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten 80
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten 80
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 81
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010 83
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio 84
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado 85
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central 87
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC 88
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo 90
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas 91
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten 92
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten 95
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten 95
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009 96
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010 97
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Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1 103
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 1 106
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2 109
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 2 111
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1 114
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 1 117
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2 119
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 2 123
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2 125
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 127
Tabla 6 13 histoacuterico 130
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central 130
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable 131
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
135
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel
maacuteximo) 138
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1
(nivel maacuteximo) 141
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2
(nivel maacuteximo) 142
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor 144
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor 145
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IacuteNDICE DE FIGURAS
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten 14
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG 15
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores 16
Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria 19
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga 19
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico 19
Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva 21
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad 22
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga 23
Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal 25
Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre 26
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional 29
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten 30
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento 32
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos 33
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo 34
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT 36
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento
programado 37
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad 39
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre
en el pronoacutestico de la demanda 41
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos 48
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos 55
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos 56
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 57
Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 58
Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento 61
Figura 4 7 Plan de mantenimiento 65
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado 67
Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada 71
Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje 76
Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado 82
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado 82
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado 85
Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado 86
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009 89
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia 92
Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009 98
Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada 102
Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 1 104
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1 104
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1 105
Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario
1 caso 1 106
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 107
Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 108
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 109
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2 110
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Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 2 111
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 112
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 113
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 115
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1 116
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 1 116
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 120
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 2 121
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE 121
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2 126
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 128
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1
caso 2 (nivel miacutenimo) 132
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
134
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo) 135
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo) 137
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
138
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo) 139
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
140
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo) 141
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel
maacuteximo) 142
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo) 143
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor 144
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor 145
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CAPITULO I
INTRODUCCIOacuteN
11 Antecedentes
Los sistemas eleacutectricos tienen como funcioacuten principal suministrar energiacutea
eleacutectrica a los consumidores con altos niveles de calidad confiabilidad y
seguridad Al igual que otros tipos de sistemas la confiabilidad del sistema
eleacutectrico depende de la confiabilidad de sus componentes los cuales se
encuentran expuestos a fallas que son de caraacutecter estocaacutestico
Debido a la complejidad y la gran cantidad de los componentes que conforman
los sistemas eleacutectricos de potencia es necesario dividirlos en subsistemas
como son Generacioacuten Transmisioacuten y Distribucioacuten para facilitar su estudio La
funcioacuten de los sistemas de generacioacuten eleacutectrica es el convertir diversos tipos de
energiacutea primaria en energiacutea eleacutectrica la cual es aprovechada por el consumidor
seguacuten sus requerimientos De esta manera se establece que es
responsabilidad del sistema de generacioacuten mantener el balance entre
generacioacuten y demanda en cada instante de tiempo Por lo tanto la confiabilidad
de los sistemas de generacioacuten es crucial para el continuo abastecimiento de
electricidad a los consumidores
La planificacioacuten de sistemas tiene como objetivo proyectar la demanda en el
futuro y en el incremento necesario de la capacidad del parque generador para
satisfacer dicha demanda y proveer un nivel de confiabilidad en caso de salida
de unidades por falla Meacutetodos probabiliacutesticos son a menudo usados para
determinar la confiabilidad del sistema la cual es representada mediante
valores denominados iacutendices de confiabilidad que permiten realizar
evaluaciones del sistema en corto y largo plazo Los iacutendices de confiabilidad en
evaluaciones de largo plazo permiten asistir a planificadores y autoridades en
la toma de decisiones para la construccioacuten de nuevas centrales de generacioacuten
12 Alcance
Evaluar el Sistema de Generacioacuten del Sistema Nacional Interconectado
Ecuatoriano (SNIE) en teacuterminos de iacutendices de confiabilidad como son
Peacuterdida de Carga Esperada (LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e
Iacutendice de Confiabilidad de Energiacutea (EIR) para un periodo de 15 antildeos El caacutelculo
de dichos iacutendices se realizaraacute mediante el desarrollo y aplicacioacuten de un
programa computacional cuyos valores permitiriacutean determinar si el sistema de
generacioacuten es capaz de satisfacer la demanda en el largo plazo determinar si
existe la suficiente reserva y por lo tanto determinar los niveles de riesgo que el
Sistema de generacioacuten Nacional tendriacutea considerando la salida de unidades
por mantenimiento programado plan de inclusioacuten y salida de centrales
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demanda proyectada y caracteriacutesticas de cada una de las centrales habilitadas
por el Centro Nacional de Control de Energiacutea (CENACE)
13 Justificacioacuten
El desarrollo productivo del paiacutes se ve reflejado por la creciente demanda de
energiacutea eleacutectrica la cual debe ser suministrada por el sistema de generacioacuten
en forma confiable por lo tanto al no conocer la existencia de caacutelculos y
anaacutelisis de iacutendices de confiabilidad del Sistema de Generacioacuten del SNIE es
necesario realizar el caacutelculo y anaacutelisis de los mismos que permita determinar el
comportamiento del sistema ante la posible existencia de riesgos de peacuterdida de
carga y energiacutea en el largo plazo con lo cual se puede obtener una base para
la planificacioacuten futura del sistema
14 Objetivos
141 General
Determinar y analizar los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten del SNIE ante la salida de unidades por falla
considerando el plan de mantenimiento programado la inclusioacuten de
nuevas centrales y proyeccioacuten de demanda para un periodo de 15 antildeos
Los iacutendices de confiabilidad a calcular son Peacuterdida de Carga Esperada
(LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e Iacutendice de Confiabilidad
de Energiacutea (EIR) el caacutelculo de dichos iacutendices se realizara mediante el
desarrollo y aplicacioacuten de un software cuya validacioacuten se efectuaraacute
mediante el sistema de pruebas de confiabilidad (RTS) IEEE
142 Especiacuteficos
Elaborar el programa computacional que incluya los modelos del
sistema de generacioacuten demanda y riesgo
Investigar el efecto de los mantenimientos programados en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Investigar el efecto de la incertidumbre de la demanda en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Validar el programa con el sistema de pruebas IEEE Reliability Test
System
Determinar los iacutendices de riego LOLP LOLE LOEP LOEE e EIR para
el sistema de generacioacuten ecuatoriano para los proacuteximos 15 antildeos
Realizar un anaacutelisis criacutetico sobre los niveles de riesgo determinados
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15 Organizacioacuten de la tesis
El primer capiacutetulo del presente estudio estaacute dedicado a explicar la temaacutetica
general que enmarca el trabajo realizado presentando los objetivos y alcances
del mismo
En el capiacutetulo II se expone el sustento teoacuterico de los modelos de generacioacuten
demanda y riesgo con la inclusioacuten del mantenimiento programado y la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
En el capiacutetulo III se realiza una descripcioacuten detallada del programa
computacional mediante diagramas de flujos para el ingreso y validacioacuten de
datos caacutelculo de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Curva de carga diaria u horaria y el procedimiento seguido en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad tambieacuten se explica la loacutegica utilizada para incluir el
plan de mantenimiento incertidumbre en la demanda y antildeo bisiesto En el
anexo respectivo se presenta un manual de usuario del Programa
computacional
Para el capiacutetulo IV se valida el programa computacional mediante el sistema
de prueba de confiabilidad (Reliability Test System) del (IEEE) [15] [5] Ademaacutes
se plantea meacutetodos aproximados en la curva de carga y plan de mantenimiento
programado de las unidades con el fin de disminuir el tiempo de caacutelculo
En el capiacutetulo V se describe las unidades del Sistema de Generacioacuten del
SNIE dividiendo la descripcioacuten en dos periodos el primero de ellos
considera los antildeos 2007-2009 en el cual se describe el comportamiento
histoacuterico de centrales existentes capacidad nominal y efectiva de las
unidades probabilidades de falla tipo de energiacutea primaria utilizada
interconexiones internacionales y condiciones operativas para el plan de
mantenimiento programado se adiciona el antildeo 2010 El segundo periodo se
describe el plan de expansioacuten publicado en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 que considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten
a formar parte del SG Ademaacutes se realiza una adecuacioacuten de la informacioacuten
planteando aproximaciones en el sistema de generacioacuten y plan de
mantenimiento programado ademaacutes se obtiene una curva tiacutepica de la
demanda que permita la proyeccioacuten para antildeos futuros en base a demandas
publicadas en el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 y el requerimiento
promedio de la interconexioacuten con Colombia
En el capiacutetulo VI se realiza el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para los
distintos escenarios y se realiza ademaacutes un anaacutelisis de los resultados
obtenidos ademaacutes se realiza un estudio para determinar los requerimientos de
nueva generacioacuten para que el sistema cumpla con los indicadores de referencia
para los antildeos 2021-2025 basados en indicadores de los antildeos histoacutericos
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Finalmente en el capiacutetulo VII se presenta las conclusiones maacutes relevantes del
estudio y las recomendaciones pertinentes
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CAPITULO II
MODELO MATEMAacuteTICO DE LOS SISTEMAS DE
GENERACIOacuteN
21 Introduccioacuten
La funcioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia (SEP) es el de proveer
energiacutea eleacutectrica a los consumidores con adecuados niveles de calidad de
servicio y miacutenimos costos posibles
Dentro de los requerimientos de calidad de servicio la confiabilidad se define
como ldquoLa habilidad del sistema para proveer energiacutea eleacutectrica a los puntos de
utilizacioacuten en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad y
seguridadrdquo [1] siendo un aspecto importante en la planeacioacuten disentildeo y
operacioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia
En los uacuteltimos tiempos se ha venido realizando evaluaciones cuantitativas con
iacutendices reemplazando anaacutelisis cualitativos para estudios de confiabilidad El
anaacutelisis cuantitativo es logrado construyendo ecuaciones matemaacuteticas de
modelos de sistemas eleacutectricos de potencia para simular el sistema fiacutesico y
manipular esos modelos para obtener medidas e iacutendices adecuados de
confiabilidad Los iacutendices del sistema pueden ser perfeccionados hasta
alcanzar los niveles de referencia considerando porcentajes de crecimiento
de la carga para el mediano y largo plazo dando como resultado el incremento
de la inversioacuten en el sistema sin embargo el costo asociado para alcanzar
dicho nivel puede ser inaceptable con lo cual aspectos econoacutemicos y de
confiabilidad son a menudo temas de disputa en decisiones administrativas [1]
[2]
El procedimiento general para valorar la confiabilidad de un Sistema de
Generacioacuten (SG) consiste en crear modelos para la generacioacuten y la demanda
total del sistema los cuales se combinan en un modelo de riesgo del cual se
obtienen los iacutendices de confiabilidad El modelo de la generacioacuten comprende
dos aspectos independientes la disponibilidad de los equipos e instalaciones y
la disponibilidad de los recursos primarios La forma tradicional del modelo
asume total disponibilidad de los recursos primarios y consiste en construir a
partir de los modelos de confiabilidad de los componentes tablas que indican la
probabilidad de perder determinada cantidad de MW El modelo de carga
consiste en valores de demanda real o pronosticado para un periodo de tiempo
dado (hora diacutea semanahellipetc) Generalmente solo se realiza anaacutelisis de
potencia activa en el modelo de riesgo
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22 Confiabilidad de sistemas de generacioacuten
La confiabilidad es un factor muy importante en la planeacioacuten disentildeo
operacioacuten y mantenimiento del sistema eleacutectrico de potencia El sistema de
generacioacuten es una parte muy importante dentro del Sistema Eleacutectrico de
Potencia ya que tiene que ser capaz de satisfacer la demanda en todo instante
de tiempo [1] Las unidades de generacioacuten podriacutean fallar ocasionalmente y el
sistema debe tener la suficiente reserva disponible para entrar en
funcionamiento cuando estos eventos se presenten
La confiabilidad de un SG estaacute dividida en ldquoadecuacioacutenrdquo y ldquoseguridadrdquo La
adecuacioacuten del sistema estaacute relacionada con la existencia de suficientes
generadores dentro del mismo para satisfacer la demanda de los
consumidores considerando condiciones estaacuteticas del sistema La seguridad
estaacute relacionada con la habilidad del sistema para responder ante la presencia
de disturbios [3] En el presente trabajo la evaluacioacuten de la confiabilidad del SG
se enfoca en la adecuacioacuten y no toma en consideracioacuten la seguridad
La confiabilidad de un sistema de generacioacuten se puede modificar cambiando
las unidades existentes por unidades maacutes confiables o incorporando
redundancia La redundancia en el SG significa la instalacioacuten de maacutes
capacidad de generacioacuten que la normalmente requerida lo cual a su vez
conlleva a un incremento en el costo de dicho sistema [3]
En un estudio de sistemas de generacioacuten el sistema total es examinado para
determinar su capacidad para mantener los requerimientos de la carga esta
actividad es usualmente llamada ldquovaloracioacuten de la adecuacioacuten del sistema de
generacioacutenrdquo El sistema de transmisioacuten es ignorado en este estudio y el sistema
de carga es considerado como una carga puntual
Sistema de
generacioacuten
total
Carga
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten
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Joseacute Pachari P 15
El meacutetodo utilizado en la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten para este
estudio es catalogado como ldquoprobabiliacutestico-analiacuteticordquo y consiste baacutesicamente
en tres pasos
Crear un modelo de capacidad de generacioacuten basada en las
caracteriacutesticas teacutecnicas y operativas de las unidades
Construir un apropiado modelo de carga
Combinar el modelo de capacidad de generacioacuten y el modelo de
carga para obtener un modelo de riesgo
Modelo de
generacioacuten
Modelo de
carga
Modelo de riesgo
(iacutendices de
confiabilidad)
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG
El meacutetodo probabiliacutestico-analiacutetico utilizado para modelar el sistema de
generacioacuten es la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
(COPT1) la cual puede ser creada usando un algoritmo recursivo dicha teacutecnica
se explicaraacute maacutes adelante en este capiacutetulo
23 Modelo de generacioacuten
Los paraacutemetros maacutes importantes requeridos en el anaacutelisis de confiabilidad de
un SG son la capacidad y la probabilidad de falla de los generadores Una falla
da como resultado remover la unidad de servicio para repararla o remplazarla
a este evento se le denomina como ldquosalidardquo tambieacuten se presenta este evento
cuando la unidad entra en mantenimiento programado el cual es necesario
para mantener la unidad en buenas condiciones
1 De sus siglas en ingles ldquoCapacity Outage Probability Tablerdquo
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Para todos los generadores del SG se utiliza el modelo de dos estados para la
salida de las unidades por falla mostrado en la Figura 23 definido mediante las
distribuciones de probabilidad de tasa de fallas λ y tasa de reparaciones μ
DisponibleIndisponible
Tasa de falla
λ
Tasa de reparacioacuten
micro
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores
Para unidades modeladas con dos estados la probabilidad de falla estaacute dada
por su indisponibilidad U ecuacioacuten 21 la cual es expresada en teacuterminos de la
tasa de fallas y reparaciones
(21)
(22)
El FOR2 se define como la probabilidad de que la unidad no esteacute disponible
para servicio en el futuro [1] Este estimador es adecuado para determinar la
probabilidad de fallo de las unidades de base ya que estas tienen periodos de
operacioacuten relativamente largos sin embrago para unidades ciacuteclicas que operan
en horas de demanda maacutexima el FOR no es un buen estimador ya que los
tiempos de operacioacuten son relativamente cortos Ademaacutes el periodo maacutes criacutetico
en la operacioacuten de una unidad es el arranque y en comparacioacuten con las
unidades de base estas tienen pocas horas de operacioacuten y maacutes arranques
Para este tipo de unidades la tasa de fallos puede ser obtenida mediante la
siguiente expresioacuten [4]
2 De sus siglas en ingles Forced Outage Rate
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p
f HSFFOR
f HSF HS
(23)
T = tiempo medio en reserva en friacuteo entre periacuteodos de necesidad
D = tiempo medio en servicio por ocasioacuten de demanda
r = tiempo medio de reparacioacuten por ocurrencia de salida forzada
Una vez definido el modelo de dos estados que seraacuten aplicados a las unidades
de generacioacuten se presenta en el siguiente punto el modelo matemaacutetico
231 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas (COPT)
El modelo de generacioacuten requerido es conocido como tabla de probabilidades
de capacidades desconectadas este es un simple arreglo de niveles de
capacidades asociado con la probabilidad de existencia de cada nivel La
creacioacuten de la COPT para sistemas de generacioacuten normalmente considera toda
la capacidad del sistema resultando en centenares de unidades de diferentes
capacidades y FOR Si las unidades son ideacutenticas la COPT es faacutecil de
construir ya que si se tiene unidades se tendraacute estados pudieacutendose
calcular mediante la foacutermula de la distribucioacuten binomial
Donde
Probabilidad individual del estado
Nuacutemero de unidades
Indisponibilidad
Disponibilidad
Cuando las unidades tienen diferentes capacidades y FOR la ecuacioacuten 25 no
es aplicable por lo tanto es necesaria la utilizacioacuten de un meacutetodo que permita
ser aplicado bajo cualquier circunstancia en el siguiente punto se explica
detalladamente el meacutetodo utilizado
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2311 Algoritmo recursivo para el caacutelculo de la COPT
La probabilidad individual de un estado con una salida forzada de ldquo rdquo
despueacutes de que una unidad con capacidad de y tasa de falla es
adicionada viene expresado por medio de la ecuacioacuten 26
La probabilidad individual del estado despueacutes de que la unidad es
adicionada
La probabilidad individual del estado antes de que una nueva unidad sea
adicionada
En la ecuacioacuten 26 si entonces
El procedimiento es iniciado con la adicioacuten de la primera unidad para la cual
existen dos posibles estados el primero de ellos con una capacidad
desconectada de cuya probabilidad es y un segundo estado
con capacidad desconectada de cuya probabilidad es
24 Modelo de carga
La forma maacutes simple de modelar la demanda es obteniendo para cada diacutea un
valor maacuteximo estos valores maacuteximos diarios pueden ser ordenados en forma
descendente para formar la curva de demanda acumulada la cual se conoce
como ldquocurva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria DPLVC (Daily Peak Load
Variation Curve) por sus siglas en inglesrdquo [1] [5] ver figura 24 Tambieacuten se
puede utilizar la ldquocurva de duracioacuten de carga LDCrdquo [1] [5] (Load Duration
Curve) que es formada por valores de demanda horaria ver figura 25 o se
pueden establecer modelos de curvas formada por datos de demanda maacutexima
diaria o carga horaria en orden cronoloacutegico como se aprecia en la figura 26
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Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico
Normalmente la curva DPLVC es usada en el caacutelculo de iacutendices de peacuterdida de
carga esperada (LOLE) la curva LDC es utilizada en el caacutelculo del iacutendice de
peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
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25 Modelo de riesgo
Al combinar el modelo de carga y el modelo de generacioacuten se obtiene el
modelo de riesgo este permite mediante iacutendices cuantificar la confiabilidad del
sistema de generacioacuten comparar alternativas de disentildeo identificar puntos
criacuteticos y determinar formas de correccioacuten en el sistema de generacioacuten
incorporando costos para la toma de decisiones los valores de los iacutendices de
confiabilidad miacutenimos requeridos dependeraacuten de cuan confiable se desee que
el sistema sea Los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea que se calcularaacuten se
describen en los siguientes paacuterrafos
251 Iacutendices de peacuterdida de carga Peacuterdida de carga ocurre cuando la demanda excede la generacioacuten disponible
la probabilidad de que esto ocurra se le denomina como probabilidad de
peacuterdida de carga LOLP3 Un segundo iacutendice de peacuterdida de carga es LOLE4 que
se define como la Peacuterdida de carga esperada en diacuteas por antildeo u horas por antildeo
(HLOLE Peacuterdida de carga esperada horaria) El LOLE indica el nuacutemero
esperado de diacuteas en los cuales existiraacute deacuteficit de generacioacuten pero no indica la
severidad de la deficiencia ni la frecuencia y duracioacuten de la peacuterdida de carga
El LOLP y LOLE se pueden obtener combinando la probabilidad de estados de
las capacidades desconectadas del SG con la demanda maacutexima diaria u
demanda horaria [1] [5] Por consiguiente para un mismo sistema se puede
obtener diferentes valores para un mismo iacutendice dependiendo del modelo de
demanda que se esteacute utilizando para el caacutelculo
Estos iacutendices se pueden determinar mediante la ecuacioacuten 27 para la peacuterdida
de carga esperada
O se podriacutea utilizar las ecuaciones 28 para el LOLE utilizando la probabilidad
acumulada
3 De sus siglas en ingles Loss of Load Probability (LOLP)
4 De sus siglas en ingles Loss of Load Expectation (LOLE)
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Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva
Donde
Periodo de anaacutelisis
El valor de carga
Capacidad disponible
Es la capacidad desconectada en Mw
Es la probabilidad acumulada del estado cuya capacidad
desconectada es
Es el tiempo durante el cual una capacidad desconectada
produce peacuterdida de carga
252 Peacuterdida de energiacutea
El aacuterea bajo la curva de carga horaria puede ser usada para calcular la
energiacutea no suministrada debido a la insuficiencia en la capacidad instalada o
disponible La peacuterdida de energiacutea es cuantificada usando la peacuterdida de energiacutea
esperada (LOEE5) con unidades en por antildeo este iacutendice se define como
la energiacutea esperada no suministrada a los consumidores por deacuteficit en la
5 De sus siglas en ingles Loss of Energy Expectation
)
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capacidad del sistema de generacioacuten Ademaacutes se calcula el iacutendice de
confiabilidad de energiacutea EIR6 [1] [5]
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad
Para calcular el iacutendice LOEE y EIR se utiliza las ecuaciones 29 y 211 respectivamente
Donde Energiacutea no servida para una capacidad desconectada
26 Efectos del mantenimiento programado
Hasta este punto se ha considerado el parque generador como exento de
mantenimiento o de inspeccioacuten en la vida praacutectica se presenta la salida de las
6 De sus siglas en ingles Energy Index of Reliability
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unidades para realizar mantenimiento programado permitiendo su correcto
funcionamiento al momento de ingresar a operacioacuten
El mantenimiento programado de unidades de generacioacuten es un problema que
relaciona la operacioacuten y planificacioacuten del sistema de potencia para periodos de
tiempo normalmente de un antildeo Las unidades de generacioacuten son dispositivos
electromecaacutenicos a los que se les atribuye un periodo de mantenimiento
debido al deterioro como resultado del uso prolongado
Durante el transcurso del antildeo se presenta periodos de mantenimiento donde la
capacidad disponible para generar no es constante por lo cual la
estructuracioacuten de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
con el nuacutemero total de unidades del SG no es aplicable en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad durante todo el antildeo como se aprecia en la figura 29
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga
Debido a que la capacidad disponible no es constante durante el antildeo se debe determinar las capacidades disponibles para cada periacuteodo que resulta del plan de mantenimiento programado y luego determinar una COPT para cada uno de estos periodos Cuando se incluye el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los
iacutendices de peacuterdida de carga se debe determinar un LOLE para cada periacuteodo
con su respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices obtenidos en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 212
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El iacutendice total del periodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
Al incluir el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los iacutendices de
peacuterdida de energiacutea se debe determinar un LOEE para cada periacuteodo con su
respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices que se obtuvo en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 213
El iacutendice total del periacuteodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
27 Efectos de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga
En el modelo de carga anteriormente usado se asume que la demanda
maacutexima pronosticada es exacta En la praacutectica la proyeccioacuten es realizada en
base a datos histoacutericos por lo que la demanda proyectada puede tener un cierto
grado de incertidumbre esto puede ser descrito mediante una distribucioacuten de
probabilidad de la demanda proyectada LFPD (Load Forecast Probability
Distribution) [1]
La incertidumbre puede ser incluida en el caacutelculo de los iacutendices de riesgo
dividiendo la LFPD en intervalos de clase cuyo nuacutemero depende de la
precisioacuten deseada ldquouna distribucioacuten de probabilidad normal dividida en siete o
cuarenta y nueve pasos no presenta una gran diferencia en los resultadosrdquo [1]
En la figura 210 se presenta la distribucioacuten normal con siete segmentos
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Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal
El aacuterea de cada intervalo de clase representa la probabilidad que el valor de la
carga se encuentre en el valor medio estas aacutereas se presentan en la figura
210 expresadas por
La incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda puede ser incluida en el
caacutelculo de los iacutendices dividiendo la LFPD en intervalos de clase como se
observa en la figura 210 El aacuterea de cada intervalo de clase representa la
probabilidad de que la carga se encuentre en el valor medio del intervalo de
clase
El LOLE es calculado para cada demanda representada por el intervalo de
clase (figura 211) y multiplicado por la probabilidad de que la carga exista la
suma de estos productos representa el LOLE final para la carga proyectada [1]
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Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre
Los iacutendices de confiabilidad de peacuterdida de energiacutea para los valores de
demanda de cada uno de los intervalos de clases son determinados y
multiplicados por la probabilidad de existencia de la carga La suma de estas
multiplicaciones es el iacutendice de confiabilidad esperado para la demanda
pronosticada [1]
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CAPITULO III
PROGRAMA COMPUTACIONAL
31 Introduccioacuten
El caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad de un sistema de generacioacuten puede
resultar complejo y extenso dependiendo de la cantidad de unidades de
generacioacuten que componen dicho sistema y del modelo de demanda utilizado en
un determinado periacuteodo de anaacutelisis Ademaacutes el problema puede resultar maacutes
complejo cuando se considera el plan de mantenimiento programado de las
unidades y la incertidumbre en la proyeccioacuten de la demanda
Por lo tanto es conveniente contar con una herramienta computacional que
permita realizar dichos caacutelculos de una forma raacutepida y eficiente para lo cual se
requiere de un software dedicado a realizar caacutelculos matemaacuteticos y que permita
crear una interfaz graacutefica de usuario de faacutecil acceso para la manipulacioacuten de
datos El software fue implementado utilizando MatLab 71 cabe recalcar que
ademaacutes de esta plataforma existen otras como Visual Basic Fortran C++
entre otras las cuales no han sido estudiadas ya que estaacute fuera del alcance de
esta tesis determinar teacutecnicamente una plataforma de programacioacuten
Para el desarrollo del software se utilizoacute una computadora marca Toshiba con
dos procesadores Intel Pentium Dual-Core de 176 GHZ cada uno 2 GB de
memoria Ram 512 GB de disco duro y sistema operativo Windows 7 Ultimate
de 32 bits Para el correcto funcionamiento del software se recomienda utilizar
un computador de similares caracteriacutesticas o superiores Al programa
desarrollado se lo ha nombrado como ldquoCIC_SGrdquo (Caacutelculo de Iacutendices de
Confiabilidad de Sistemas de Generacioacuten)
32 Estructura del programa CIC-SG
El programa CIC-SG estaacute compuesto por un conjunto de funciones y
sentencias que cumplen una determinada tarea al momento que estas son
ejecutadas dentro del conjunto de funciones se pueden diferenciar
baacutesicamente cinco grupos funciones para la presentacioacuten de la interfaz
funciones para el ingreso y validacioacuten de datos funciones para el caacutelculo y
presentacioacuten de la COPT con y sin plan de mantenimiento programado
funciones para el caacutelculo y presentacioacuten de los iacutendices de confiabilidad con la
posibilidad de incluir incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda y finalmente
funciones para guardar resultados y datos ingresados
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En la figura 31 se muestra el diagrama de flujo baacutesico del programa CIC-SG
El programa se inicia con la creacioacuten de la interfaz graacutefica que posee los
elementos para la entrada de datos y presentacioacuten de los resultados obtenidos
Los datos a ingresar estaacuten sujetos a un proceso de validacioacuten que permite
uacutenicamente el ingreso de datos que puedan presentarse en la praacutectica Cuando
los datos del sistema de generacioacuten han sido ingresados se procede a
determinar la COPT si se desea incluir el plan de mantenimiento programado
para las unidades previamente al caacutelculo de la COPT se debe ingresar los
intervalos de mantenimiento de cada unidad con los cuales el programa
procede internamente a determinar los periodos y las capacidades en
mantenimiento resultantes del plan de mantenimiento ingresado luego se
procede a determinar y presentar la COPT para cada periacuteodo
Cuando ya se ha realizado este proceso seguidamente se puede ingresar los
datos de demanda del modelo seleccionado dentro de los posibles modelos se
tiene la demanda maacutexima diaria en su orden cronoloacutegico DPLVC la demanda
horaria en su orden cronoloacutegico LDC y el modelo aproximado de DPLVC o
LDC representado mediante una o varias rectas
Una vez ingresados estos datos se procede a determinar los iacutendices de
confiabilidad combinando los datos de la demanda y la COPT Cuando en el
caacutelculo de la COPT se incluye el plan de mantenimiento programado de las
unidades en el programa CIC_SG no se puede utilizar el modelo de demanda
en su forma acumulada ni el modelo de demanda aproximado uacutenicamente se
puede utilizar el modelo de demanda horaria o maacutexima diaria en su orden
cronoloacutegico
Si se incluye incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se determina los
valores de la demanda correspondientes a cada uno de los intervalos de clase
de la curva de distribucioacuten Luego se calcula los iacutendices para cada uno de
estos valores y se multiplican por las probabilidades de existencia
correspondientes finalmente se suman para obtener el valor total
Cada conjunto de datos ingresados o resultados obtenidos se pueden guardar
en un documento con extensioacuten ldquoxlsxrdquo (Excel 2007 oacute 2010)
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Inicio
Ejecucioacuten de funciones requeridas
para crear la pantalla de la
interfaz
Ejecucioacuten de funciones para el ingreso y
validacioacuten de los datos del sistema de
generacioacuten
Ejecucioacuten de funcioacuten para
el Caacutelculo de la(s)
COPT(s)
iquest inclusioacuten del plan de
mantenimiento
No
Ingreso del plan de mantenimiento
y determinacioacuten de los periodos y
sus capacidades en mantenimientoSi
Presentacioacuten
de la(s)
COPT(s)
Determinacioacuten de los iacutendices
de confiabilidad
Presentacioacuten
de iacutendices
parciales
Fin
Ejecucioacuten de funciones
para el ingreso y validacioacuten
de los datos de demanda
Presentacioacuten
de iacutendices
totales
iquestInclusioacuten de
incertidumbre
No
Determinacioacuten de los valores
de demanda para cada
intervalo de clase Si
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional
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321 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten y
demanda
Con la finalidad de disminuir el riesgo de cometer errores en el ingreso de la
informacioacuten requerida para el caacutelculo de la COPT e iacutendices de confiabilidad se
plantea un algoritmo que permite verificar dichos datos En la figura 32 se
presenta el diagrama de flujo correspondiente en el cual inicialmente se
procede al ingreso del nuacutemero de centrales que el sistema a analizar posee
este dato debe ser un valor numeacuterico entero y mayor a cero de lo contrario el
programa no permitiraacute el ingreso de un valor diferente presentando un mensaje
que indica el error cometido
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
Cuando en el sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades
de diferentes capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan
las mismas caracteriacutesticas de ser posible de lo contrario se debe considerar
cada unidad como una central con lo cual se habraacute dividido la central original
en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna variacioacuten
en los resultados
Para que un dato sea admitido debe cumplir con las condiciones especificadas
en el diagrama de flujo de lo contrario no puede ser ingresado en la tabla y se
presenta un mensaje que indica el error cometido
Para el ingreso y validacioacuten de los datos de demanda se sigue el mismo
procedimiento pero la uacutenica condicioacuten que deben cumplir estos datos es ser
valores numeacutericos mayores a cero de lo contrario no podraacuten ser ingresados
Cuando se ha ingresado el nuacutemero de centrales se presenta una tabla con tres
columnas en las cuales se debe ingresar el nuacutemero de unidades de cada
central capacidad y FOR de las unidades
322 Ingreso del plan de mantenimiento determinacioacuten de intervalos y
capacidades en mantenimiento
Si se incluye el plan de mantenimiento programado de las unidades se debe
determinar el nuacutemero de intervalos que este produce y las capacidades que se
encuentran en mantenimiento en cada uno de estos Al momento de
seleccionar la inclusioacuten del plan de mantenimiento el programa presenta una
tabla que contiene cada una de las centrales unidades y capacidades que
fueron ingresadas previamente esta informacioacuten no puede ser alterada
tambieacuten se presentan dos columnas adicionales que permiten el ingreso de la
hora de finalizacioacuten (HF) e inicio (HI) del mantenimiento Estos datos deben
estar sujetos a ciertas condiciones baacutesicas como ser valores numeacutericos
mayores a cero y menores o iguales que 8760 o 8784 horas dependiendo si el
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antildeo en anaacutelisis es bisiesto o no Ademaacutes siempre la hora de finalizacioacuten debe
ser mayor que la de inicio de lo contrario el programa no permitiraacute el ingreso
En la figura 33 se presenta el diagrama de flujo que permite realizar la
validacioacuten de los datos ingresados
Cuando la informacioacuten ha sido aceptada se procede a determinar los
intervalos En la figura 34 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
Para determinar los intervalos se agrupa todos los valores de las horas de
inicio y finalizacioacuten en un solo vector ldquoHIF0rdquo luego se elimina los valores
repetidos de dicho vector y se ordenan en forma ascendente En los planes de
mantenimiento cabe la posibilidad de que ninguna unidad inicie su
mantenimiento en la hora cero o termine en la hora final del antildeo por lo cual si
esto sucede se debe adicionar estos valores al vector
Con este vector se procede a formar la matriz de periodos ldquoINTrdquo esta matriz
contendraacute las horas de inicio y fin de cada intervalo las horas de inicio
contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo excepto el uacuteltimo y las horas de
finalizacioacuten de los intervalos contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo
excepto el primero
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SI
10 Ingreso del
plan de
mantenimiento
Presentacioacuten de la tabla
para el ingreso del plan
de mantenimiento de las
unidades
Ingreso de la hora de
Finalizacioacuten (HF) e inicio
(HI) del mantenimiento
de cada unidad
iquestAntildeo bisiesto
HF gt 0
amp
HF lt 8784
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
No
HF gt 0
amp
HF lt 8760
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
10
Determinacioacuten de los
intervalos y sus capacidades
disponibles
Si
Si
La hora de inicio
debe ser lt a la
hora de
finalizacioacuten y gt 0
No
10
No
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
Si
Si
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento
Cuando ya se ha obtenido la matriz de periodos se procede a determinar las
unidades que se encuentran en mantenimiento en cada uno de los intervalos
En la figura 35 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Obtiene la matriz (PLAN) formada
por los datos del plan de
mantenimiento a=aux max = horas
del antildeo
a=1
CAP(a1)=PLAN(a3)
HF(a1)=PLAN(a4)
HI(a1)=PLAN(a5)
a=Nuacutemero de
datos del PLAN
a=a+1No
HIN=HI(en forma
ascendente)
Si
HIN(11)=0No
Si
a=2
HIN1(11)=0
HFN1(11)=0
HIN1(a1)=HI(a-11)
HFN1(a1)=HF(a-11)
a=Nuacutemero de
filas de HIN+1
a=a+1
No
a=1
HIN1(a1)=HIN(a1)
a=Nuacutemero de
filas de HIN
a=a+1
No
a=1
Si
Si
HFI(a1)=HI(a1)a=Nuacutemero de
datos de HIN1
a=a+1
No
b=1
c=a+bHFI(c1)=HF(b1)
Si
b=Nuacutemero de
datos de HFN1
b=b+1No
Se ordena el vector HFI
de forma ascendente
Si
HFI(c1)=maxNo
HFI(c+11)=max
Sia=1 b=1
A=Filas de HFI
HFI0(11)=0
INT(a1)=HFI0(a1)
INT(a2)=HFI0(b1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
b=b+1
No
a=a+1
a=A
Si
No
a=1 b=2
A=Filas de HFI0
Si
a=A-1
a=a+1
b=b+1
No
Si
Determinar
unidades de
cada intervalo
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos
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a=1 b=1
B=Nuacutemero de intervalos
A= Nuacutemero de unidades
del sistema
MANT(ab)=0
a=A
b=B
Si
Noa=a+1
b=b+1No
INT(b1)=HI(a1)
a=1
b=1
Si
Si
c=b
b=Nuacutemero de
intervalos
HF(a1)gt=INT(c2)
MANT(ac)=CAP(a1)c=c+1
No
b=b+1
No
a=Nuacutemero de
datos de CAP
Si
a=a+1No
Si
c=Nuacutemero de
intervalos
No
c=c+1
No
Si
50 Caacutelculo
de las
COPTs
Si
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo
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El proceso para determinar las unidades que se encuentran en mantenimiento
en cada uno de los intervalos obtenidos anteriormente se describe a
continuacioacuten Inicialmente se crea la matriz de ceros ldquoMANTrdquo cuyo nuacutemero de
columnas es igual al nuacutemero de intervalos y el nuacutemero de filas es igual al
nuacutemero de unidades del sistema de generacioacuten
Luego se compara las horas de inicio de cada periacuteodo con la hora de inicio del
mantenimiento de cada unidad cuando estas coinciden se remplaza el valor
inicial de MANT con el valor de la capacidad de la unidad luego se compara la
hora de finalizacioacuten del mantenimiento de dicha unidad con la hora de
finalizacioacuten del intervalo si es mayor se le asigna a la siguiente columna de
MANT el valor de dicha unidad esto se realiza hasta que la horas de
finalizacioacuten coincidan cuando se ha finalizado todo el proceso se tendraacute una
matriz que contiene las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada
uno de los intervalos
323 Caacutelculo de la COPT
El caacutelculo de la COPT se realiza utilizando el algoritmo recursivo explicado en
el capiacutetulo 2 En la figura 36 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
el proceso inicia con la obtencioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
ingresados inicialmente luego se determina el nuacutemero total de unidades que el
sistema posee ya que este seraacute tambieacuten el nuacutemero de iteraciones que se
deben realizar con el algoritmo recursivo
El algoritmo inicia con la determinacioacuten de los dos primeros estados de
capacidades desconectadas 0 MW y C MW donde C representa la capacidad
de la primera unidad ingresada Las probabilidades de ocurrencia
correspondientes a cada uno de los dos estados estaacuten dadas por el (1-FOR) y
FOR respectivamente
Seguidamente se procede a ingresar las otras unidades una a una en cada
ingreso se determina las capacidades desconectadas que se pueden
presentar considerando las capacidades desconectadas obtenidas
inicialmente La determinacioacuten de los nuevos estados producidos por cada
ingreso se realiza sumando la capacidad de la nueva unidad ingresada al
vector de capacidades desconectadas obtenido en una iteracioacuten previa se
forma un nuevo vector con los nuevos valores y los de la iteracioacuten previa luego
se eliminan los valores de capacidades desconectadas repetidos que se
pueden presentar Finalmente se aplica la ecuacioacuten del algoritmo recursivo
para determinar las probabilidades de ocurrencia de los nuevos estados
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20 Caacutelculo
de la COPT
Obtencioacuten de los datos del SG
UNI=Vector de unidades de cada central
CAP=Vector de capacidades
FOR=FOR de las unidades
n=1 TDU=0 N= Nuacutemero de centrales
TDU=TDU+UNI(n1) n=N
n=n+1
No
s=0 d=1 r=1 m=0 a=1 b=1 CAPD1(11)=0
CAPD1(21)=0 CAPD7(1)=0
CAPD7(21)=CAP(11)
PROB1(11)=1 PROB1(21)=0 PROB2(11)=0
PROB2(21)=0
Si
B=Nuacutemero de filas del vector CAPD1
K=Nuacutemero de filas del vector PROB1
s=s+1
CAPD2(s1)=CAPD1(b1)+CAP(d1)
n=1
a=1
b=1 b=B
b=b+1No
Se forma un nuevo vector (CAPD3) con los
vectores CAPD2 y CAPD1 y luego se oredena de
forma ascendente
Si
Se obtiene el vector CAPD4 eliminando
los valores repetidos del vector CAPD3
I=Nuacutemero de datos de CAPD4 i=1
CAPD5=CAPD4+CAP(d1)
j=1
k=1
CAPD4(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBD(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBD(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD1=PROBD(1-FOR(n1))
Si
m=0 j=1
k=1
CAPD5(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBDC(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBDC(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD2=PROBDCFOR(n1)
PROBN=PROBD1+PROBD2
PROB1=PROBN
CAPD7=CAPD4 CAPD1=CAPD7
Si
a=UNI(N1)a=a+1No
d=d+1
Si
n=Nn=n+1No Se determina la
probabilidad acumulada
PROBAC
Presentacioacuten
de reultadosSi
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 37
324 Caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento de las
unidades
En la figura 37 se presenta el diagrama de flujo correspondiente para el caacutelculo
de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
Obtencioacuten de la matriz de intervalos
unidades en mantenimiento y datos del
sistema de generacioacuten
A=Nuacutemero de centrales
D= Nuacutemero de intervalos
a=1
CAPTC(a1)=CAP(a1)UNI(a1)
CAPCIDADT=Suma(CAP100)
b=1
c=c+1
UNIDIS(ad)=(CAPTC(a1)-MANT(cd))CAP(b1)
CAPTC(a1)=UNIDIS(a1)
b=UNI(a1)
b=b+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
d=D
Si
d=d+1
CAPTC1=CAPTC
a=1
c=0
d=1
No
Caacutelculo de la
COPT
Sid=1
d=D
Presentacioacuten
de resultados
Si
d=d+1No
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 38
Para este caacutelculo se requiere de la matriz de periodos y capacidades en
mantenimiento que se obtiene en el momento que se ingresan los datos del
sistema de generacioacuten como se explicoacute en el punto 322 Con los datos de
esta matriz se procede a determinar las capacidades disponibles en cada
intervalo Esto se realiza restando a la capacidad ingresada de cada central la
capacidad en mantenimiento de la misma central en cada intervalo con lo cual
posteriormente se puede obtener el nuacutemero de unidades disponibles de cada
central en cada uno de los periodos Con esta informacioacuten se procede a
determinar una COPT para cada periacuteodo como se explicoacute en el numeral 323 y
finalmente se presenta los resultados en pantalla
325 Determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad
En la figura 38 se presenta el diagrama de flujo correspondiente al caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad
El proceso inicia con el ingreso de los datos de demanda y el caacutelculo previo de
la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Con estos datos se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
correspondientes al modelo de demanda utilizado Cuando se utiliza la
demanda maacutexima diaria se determina inicialmente el LOLP para cada dato de
demanda y luego se procede a sumar para determinar el LOLE del periacuteodo de
anaacutelisis Cuando se utiliza la demanda horaria se calcula LOEP para cada
dato y luego se obtiene el HLOLE LOEE y EIR para el periacuteodo de anaacutelisis
Para determinar el LOLP se toma la probabilidad acumulada del primer estado
cuya capacidad conectada sea menor que el valor de la demanda Dicha
probabilidad representa el LOLP para ese dato demanda Seguidamente el
LOLE del sistema se obtiene multiplicando el LOLP de cada dato por el tiempo
correspondiente y sumaacutendolos
Para determinar el LOEP se toma todas las probabilidades individuales de los
estados cuyas capacidades conectadas sean menores que el valor de la
demanda Luego se determina la energiacutea no suministrada que se produce con
un nivel de capacidad menor que la demanda para luego multiplicarla por la
probabilidad correspondiente y obtener el LOEP para cada dato
El LOEE se obtiene multiplicando cada valor del LOEP por la energiacutea no
servida correspondiente y luego se suman los valores obtenidos Con este
valor y el valor de la energiacutea total de la carga se obtiene el EIR Finalmente se
procede a presentar los indicies individuales para cada dato de demanda o los
iacutendices totales del sistema
Cuando se utiliza el modelo aproximado de la demanda se debe determinar
ademaacutes de la probabilidad individual o acumulada el tiempo durante el cual la
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 39
demanda excede la capacidad conectada de un determinado estado Debido a
que el modelo aproximado de la carga estaacute representado por una o varias
rectas el tiempo se determina internamente mediante la ecuacioacuten de la recta
ya que los datos a ingresar son los valores maacuteximos y miacutenimos de la o las
rectasObtencioacuten de los datos de
demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=periacuteodo total
CC=CI-CAPD4
PROBN PROBAC
B=Nuacutemero de estados
d=0 v=0 b=0
CC(b1)gt=DEM(a1)
b=b+1
a=0 LOLE1=0
Siv=v+1 d=d+1
PROBIN(v1)=PROBN(a1)
PERD(v1)=CC(b1)
TIMEI(v1)=1
No
d=1PROBA=PROBAC(a1)
TIMEA=1 Sib=B
No
a=A
Si
a=a+1
No
No
LOLP(a1)=PROBA
LOLE=LOLP(a1)TIMEA+LOLE1
LOLE1=LOLE
c=1 LOEE1=0 LOEET1=0
ENS(c1)=(DEM(a1)-PERD(c1))TIMEI(c1)
LOEE(a1)=(ENS(c1)PROBIN(c1)+LOEE1)
EIR(a1)=1-LOEE(a1)ET
LOEE1=LOEE(a1)
c=v b=b+1No
LOEET=LOEE(a1)+LOEET1
LOEET1=LOEE(a1)
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
LOLE
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
HLOLE
LOEE
EIR
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 40
Cuando se incluye el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad en el programa computacional se debe utilizar el modelo de
demanda maacutexima diaria u horaria en su orden cronoloacutegico
326 Caacutelculo de iacutendices de confiabilidad considerando la inclusioacuten de la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Cuando se incluye la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad en el programa inicialmente se toma los
datos de demanda y el valor de la incertidumbre con estos datos se procede a
determinar los nuevos valores de demanda correspondientes a cada intervalo
de clase de la curva de distribucioacuten y se los almacena en nuevo vector de
demandas
Con estos nuevos valores se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
para cada dato de demanda como se explicoacute en el numeral 325
seguidamente se procede a multiplicar los valores obtenidos por las
probabilidades correspondientes a los intervalos de clase de la curva de
distribucioacuten para finalmente obtener los iacutendices parciales y totales del sistema
En la figura 39 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Joseacute Pachari P 41
Obtencioacuten de los datos de demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=Periacuteodo total
INCERT= Valor de la incertidumbre()
a=1 b=0
INMW=DEM(a1)INCERT100
c=1 b=1
b=b+1
DEM1(b1)=DEM(a1)+(INMW(4-c))c=7
c=c+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
Proceso de caacutelculo de iacutendices
con los nuevos datos
b=Nuacutemero de datos Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
a=b
a=a+7
No
LOLE=Suma(LOLPD1TIMEA)
Si
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
LOEPD(a1)=LOEP(a1)0006
LOEPD(a+11)=LOEP(a+11)0061
LOEPD(a+21)=LOEP(a+21)0242
LOEPD(a+31)=LOEP(a+31)0382
LOEPD(a+41)=LOEP(a+41)0242
LOEPD(a+51)=LOEP(a+51)0061
LOEPD(a+61)=LOEP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
LOEPD1(c1)=Suma(LOEPD)
a=b
a=a+7
No
HLOLE=Suma(LOLED1TIMEA)
LOEE=Suma(LOEED1TIMEI)
EIR=1-LOEEET
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
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Joseacute Pachari P 42
CAPIacuteTULO IV
VALIDACIOacuteN DEL PROGRAMA CIC-SG
41 Introduccioacuten
El creciente intereacutes en la creacioacuten de meacutetodos de evaluacioacuten de confiabilidad
de sistemas eleacutectricos de potencia incentivoacute The Institute of Electrical and
Electronics Engineers (IEEE) a desarrollar el Reliability Test System (RTS) que
permite obtener resultados exactos de iacutendices de confiabilidad que sirve para
comparar con diferentes metodologiacuteas propuestas de caacutelculo para
posteriormente garantizar el correcto funcionamiento al aplicarse a un sistema
de potencia real El RTS se ha venido desarrollando desde su primera
publicacioacuten en 1979 donde se presenta anaacutelisis de confiabilidad para dos tipos
de niveles jeraacuterquicos siendo de intereacutes de la tesis el primer nivel jeraacuterquico
tratado en los publicaciones de 1979 y 1986 que sirven para validar el
programa computacional que calcula iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten considerando datos baacutesicos de carga generacioacuten y plan de
mantenimiento
42 Sistema de prueba RTS-IEEE
El ldquoIEEE-Reliability Test Systemrdquo fue desarrollado por el subcomiteacute de
aplicaciones de meacutetodos probabiliacutesticos del instituto de Ingenieros Eleacutectricos y
Electroacutenicos este permite comprobar meacutetodos de caacutelculos de iacutendices de
confiabilidad de sistemas de generacioacuten y transmisioacuten El IEEE ndash RTS fue
desarrollado en tres etapas realizando la primera publicacioacuten en el antildeo 1979
en la cual se presentan datos del sistema de generacioacuten transmisioacuten demanda
maacutexima diaria y demanda horaria en orden cronoloacutegico En esta publicacioacuten
uacutenicamente se presentan los datos del sistema de potencia y resultados de la
tabla de probabilidades de capacidades desconectadas este se ha
denominado caso base los resultados o iacutendices de confiabilidad para el
sistema de generacioacuten se presentan en la publicacioacuten de 1986 denominada
caso extendido en esta se presenta el plan de mantenimiento programado
para las unidades del sistema de generacioacuten e incluye el anaacutelisis de la
incertidumbre en la pronoacutestico de la demanda La tercera publicacioacuten es
presentada en el antildeo 1996 en la cual se especifica las caracteriacutesticas de
sistema de transmisioacuten barras y subestaciones por lo cual dicha publicacioacuten
no es de intereacutes para el presente trabajo
421 Descripcioacuten del sistema de prueba (RTS)
El sistema de prueba estaacute formado por 9 centrales con una capacidad total de
3 405 MW distribuidos en 32 unidades cada una con su respectivo FOR y un
rango de capacidad de las unidades de 12 a 400 MW como se muestra en la
tabla 41 El modelo de carga presentado corresponde a un periodo de un antildeo
comenzando en el mes de enero se representa las demandas maacuteximas
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Joseacute Pachari P 43
semanales (52 semanas) en por unidad de la demanda maacutexima anual 2 850
MW presentados en la tabla 42 Las demandas maacuteximas diarias se presentan
en por unidad de la demandas maacuteximas semanales considerando como inicio
el diacutea Lunes dichos datos son presentados en la tabla 43 finalmente se
presentan las demandas horarias en por unidad de las demandas maacuteximas
diarias como se muestra en la tabla 44 Ademaacutes los datos de demanda
horaria se presentan divididos en las diferentes eacutepocas del antildeo primavera
verano otontildeo e invierno a su vez los datos de cada estacioacuten se encuentran
clasificados en diacuteas laborables y fines de semana [14] En la tabla 45 se
presenta el plan de mantenimiento del sistema de generacioacuten de la tabla 41
[4]
Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
Nuacutemero de unidades
Capacidad MW
FOR MTTF
7
(horas) MTTR
8 (horas)
Plan de mantenimiento
(semanas al antildeo)
5 12 002 2 940 60 2
4 20 010 450 50 2
6 50 001 1 980 20 2
4 76 002 1 960 40 3
3 100 004 1 200 50 3
4 155 004 960 40 4
3 197 005 950 50 4
1 350 008 1 150 100 5
2 400 012 1 100 150 6
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
7 De sus siglas en ingles Mean Time to Failure 8 De sus siglas en ingles Mean Time to Repair
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Joseacute Pachari P 44
Demanda maacutex semanal como porcentaje de la demanda maacutex anual
Semana Demanda maacutex () Semana Demanda maacutex ()
1 862 27 755
2 90 28 816
3 878 29 801
4 834 30 88
5 88 31 722
6 841 32 776
7 832 33 80
8 806 34 729
9 74 35 726
10 737 36 705
11 715 37 78
12 727 38 695
13 704 39 724
14 75 40 724
15 721 41 743
16 80 42 744
17 754 43 80
18 837 44 881
19 87 45 885
20 88 46 909
21 856 47 94
22 811 48 89
23 90 49 942
24 887 50 97
25 896 51 100
26 861 52 952
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual
Demandas maacuteximas diarias como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
Diacutea Demanda maacutexima ()
Lunes 93
Martes 100
Mieacutercoles 98
Jueves 96
Viernes 94
Saacutebado 77
Domingo 75
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
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Joseacute Pachari P 45
Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
Invierno Verano Primavera y Otontildeo
Semanas 1-8 amp 44-52 Semanas 18-30 Semanas 9-17 amp 31-43
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
67 78 64 74 63 75
63 72 60 70 62 73
60 68 58 66 60 69
59 66 56 65 58 66
59 64 56 64 59 65
60 65 58 62 65 65
74 66 64 62 72 68
86 70 76 66 85 74
95 80 87 81 95 83
96 88 95 86 99 89
96 90 99 91 100 92
95 91 100 93 99 94
95 90 99 93 93 91
95 88 100 92 92 90
93 87 100 91 90 90
94 87 97 91 88 86
99 91 96 92 90 85
100 100 96 94 92 88
100 99 93 95 96 92
96 97 92 95 98 100
91 94 92 100 96 97
83 92 93 93 90 95
73 87 87 88 80 90
63 81 72 80 70 85
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
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Programa de Mantenimiento
Semanas Unidades en mantenimiento
1-2 ninguna 3-5 76 6-7 155 8 197 155
9 197 155 20 12
10 400 197 20 12
11 400 197 155 12-13 400 155 20 20
14 400 155 15 400 197 76
16-17 197 76 50 18 197
19 ninguna 20 100 21-22 100 50
23-25 ninguna 26 155 12
27 155 100 50 12
28 155 100 50 29 155 100
30 76 31-32 350 76 50
33 350 20 12 34 350 76 20 12
35 400 350 76 36 400 155 76 37 400 155
38-39 400 155 50 12
40 400 197 41-42 197 100 50 12
43 197 100 44-52 ninguna
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades
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Joseacute Pachari P 47
43 Resultados de las publicaciones del Reliability Test System caso
base y extendido
431 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En la publicacioacuten de 1979 el autor reporta 10 estados como valores de
capacidad de salida representativos en la tabla 46 se presentan los estados
de capacidades desconectadas y sus respectivas probabilidades individuales y
acumulativas
Probabilidades de capacidades desconectadas
Estado Cap Desc (Mw) Probabilidad individual Probabilidad acumulada
1 0 023639495 1
31 100 002999154 054760141
90 200 000128665 03813284
153 265 000001312 033556693
288 400 006572832 026187364
444 556 000000345 00845782
488 600 000035769 006211297
838 950 000006431 000749197
1 088 1 200 000002413 000079125
1 388 1 500 00000003 000004043
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados
432 Peacuterdida de carga esperada (LOLE)
Para el caacutelculo del iacutendice de peacuterdida de carga esperada (LOLE) se considera
truncamiento de la tabla de probabilidades acumuladas de sin redondeo
obteniendo 1 872 estados El modelo de carga estaacute representado por 364
valores de demanda maacutexima diaria obtenieacutendose el LOLE en diacuteasantildeo y 8 736
valores de demanda horaria obtenieacutendose el LOLE en horasantildeo
Los resultados reportados son
433 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se
utiliza la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos discretos cada intervalo
posee un valor de aacuterea que representa la probabilidad de encontrar el valor
medio de la carga estas probabilidades son utilizadas en el caacutelculo del LOLE
(diacuteasantildeo)
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Joseacute Pachari P 48
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos
Los valores considerados de la incertidumbre van desde 2 al 15 en el caacutelculo
del LOLE aplicando el concepto de distribucioacuten normal los resultados se
presenta en la tabla 47
Efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Incertidumbre () LOLE(diacuteasantildeo)
2 145110
5 191130
10 399763
15 950630
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
434 Efectos del mantenimiento programado
Cuando las unidades del sistema de generacioacuten entran en mantenimiento la
capacidad disponible del sistema se ve reducida y por lo tanto es loacutegico pensar
que el LOLE tenga un incremento con respecto al LOLE que se obtiene cuando
no se considera el mantenimiento En la tabla 48 se presentan los valores del
LOLE para diferentes semanas y el valor total
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Joseacute Pachari P 49
Efecto del mantenimiento programado
Semanas LOLE(diacuteasantildeo)
121923-2544-52 112026
3-5 011395
6-7 006801
8 007424
9 002122
10 004624
11 007223
12-13 004632
14 003701
15 004654
16-17 007203
18 004392
20 006214
21-22 007202
26 006483
27 002015
28 006718
29 003259
30 004878
31-32 008787
33 005896
34 002059
35 011809
36 002266
37 007039
38-39 005062
40 002819
41-42 003858
43 004098
Total 266659
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado
435 Peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
Para el caacutelculo de la energiacutea no servida se considera que cada nivel de carga
horaria es igual a la energiacutea demandada siendo la energiacutea total igual a la
sumatoria de los 8 736 datos de demanda horaria Dentro de los iacutendices
presentados se incluye expectativa de peacuterdida de energiacutea (LOEE) iacutendice de
confiabilidad de energiacutea (EIR) y adicionalmente la Energiacutea demandada cuyos
valores reportados son
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Joseacute Pachari P 50
44 Resultados de iacutendices de confiabilidad y COPT obtenidos mediante
la aplicacioacuten al CIC ndash SG y comprobacioacuten mediante resultados
IEEE-RTS
Para realizar la validacioacuten de los diferentes resultados de iacutendices de
confiabilidad valores de probabilidades individuales o acumuladas de la tabla
de probabilidades de capacidades desconectadas se utiliza la ecuacioacuten 41
para calcular el error absoluto cometido
441 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En el programa desarrollado se calculoacute 3 180 estados ademaacutes no se ha
considerado meacutetodos de aproximacioacuten o truncamiento en el valor de las
probabilidades exacta y acumulada En la primera publicacioacuten del RTS se
reporta noventa estados que son presentados en el apeacutendice B tabla B11 en
la cual se presenta todos los estados para un rango de capacidad de salida de
0 a 60 MW para capacidades de salida mayores a 60 MW se presentan los
estados con incrementos de 20 MW hasta llegar a 1 600 MW finalmente la
publicacioacuten presenta una segunda tabla con 20 estados mostrados en el
apeacutendice B tabla B12 iniciando en 1 500 MW de capacidad de salida con
incrementos de 50 MW hasta llegar a 2 450 MW El nuacutemero de estados a
validar es considerable por lo cual el autor reportoacute posteriormente 10 estados
como valores de capacidad de salida representativos que son los que se
utilizan para la validacioacuten En la tabla 49 se presenta los estados
representativos y los resultados obtenidos del programa computacional
desarrollado
Datos representativos de la COPT
Estado
Cap Desc
Resultados IEEE-RTS 1979
Resultados CIC-SG Error absoluto ()
Probabilidad Probabilidad Probabilidad
(Mw) Individual Acumulada Individual Acumulada Individual Acumulada
1 0 023639495 1 023639511 1 676833E-05 0
31 100 002999154 054760141 002999156 054760114 666854E-05 493060E-05
90 200 000128665 038132840 000128665 038132810 0 786724E-05
153 265 000001312 033556693 000001312 033556665 0 834409E-05
288 400 006572832 026187364 006572831 026187343 152141E-05 801914E-05
444 556 000000345 008457820 000000345 008457806 0 0000165528
488 600 000035769 006211297 000035769 006211286 0 0000177097
838 950 000006431 000749197 000006431 000749195 0 0000266953
1 088 1 200 000002413 000079125 000002413 000079125 0 0
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1 388 1 500 000000030 000004043 000000030 000004044 0 0024727992
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto
En la tabla 49 se presenta en la probabilidad individual un error absoluto en
el orden del cien mileacutesimo o inferior por que se consideran como despreciables
Para la probabilidad acumulada el error maacuteximo cometido es del 0024 para
estas probabilidades la respuesta varia en el orden del diez mileacutesimo En
conclusioacuten la existencia de errores en las probabilidades individual y
acumulada se consideran como despreciables debido a que se presenta la
variacioacuten en la respuesta en el orden del diezmileacutesimo como maacuteximo y
analizando la dinaacutemica de caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad su influencia
es despreciable
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base
En el caacutelculo de los iacutendices el CIC-SG considera todos los estados de la tabla
de probabilidades acumuladas 364 datos de demanda maacutexima diaria y 8 736
datos de demanda horaria en orden cronoloacutegico Los caacutelculos totales de los
iacutendices de confiabilidad son presentados en la tabla 410 y tabla 411 Aunque
para el caso base donde no se incluye plan de mantenimiento programado se
podriacutea utilizar tambieacuten las curvas DPLVC y LDC obtenieacutendose los mismos
resultados
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Iacutendice de confiabilidad IEEE-RTS Resultado CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (diacuteasantildeo) 136886 136886 0
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria
Para el modelo de demanda maacutexima diaria el uacutenico iacutendice que se obtiene es la
probabilidad de peacuterdida de carga LOLE cometieacutendose un error de cero por
ciento
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad IEEE-RTS Resultados CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (horasantildeo) 939418 939136 003001859
LOEE (Gwh) 1176 1176 0
Energiacutea demandada (Gwh) 15297075 15297100 000016343
EIR 0999923 0999923 0
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria
Para el modelo de carga horaria el error absoluto es de 003 para el LOLE
un error del 0 en el LOEE un error del 000016 en energiacutea demandada y
un error del cero por ciento para el EIR Si bien se presenta un error maacuteximo
del 003 que se puede considerar como despreciable hay que tomar en
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cuenta que en la publicacioacuten IEEE-RTS 1986 se presenta un truncamiento en
el nuacutemero de estados para el caacutelculo de los iacutendices a diferencia de esta tesis
que utiliza la totalidad de los estados siendo loacutegico que se presente un error
despreciable Los datos de demanda en MW obtenidos y aplicados al CIC-SG
se presentan en el apeacutendice B Tabla B13
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido
4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del
LOLE
En la tabla 412 se presenta los resultados del caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad considerando el mantenimiento programado y el error con
respecto a los resultados presentados en el IEEE-RTS Cabe recalcar que
cuando se calcula iacutendices de confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento
programado en el programa CIC-SG se debe considerar uacutenicamente los
modelos de demanda maacutexima diaria u horaria dados en orden cronoloacutegico y no
en su forma acumulada o modelo aproximado
Considerando el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad y comparando los resultados del CIC-SG con los de la IEEE-RTS
1986 se comete un error absoluto del 0 El plan de mantenimiento en su
forma adecuada para ingresar al programa se presenta en el apeacutendice B tabla
B14
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Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Semanas
LOLE(diacuteasantildeo)
Error obtenido IEEE-RTS
Resultados obtenidos
121923-2544-52 112026 112026 0
3-5 011395 011395 0
67 006801 006801 0
8 007424 007424 0
9 002122 002122 0
10 004624 004624 0
11 007223 007223 0
1213 004632 004632 0
14 003701 003701 0
15 004654 004654 0
1617 007203 007203 0
18 004392 004392 0
20 006214 006214 0
2122 007202 007202 0
26 006483 006483 0
27 002015 002015 0
28 006718 006718 0
29 003259 003259 0
30 004878 004878 0
3132 008787 008787 0
33 005896 005896 0
34 002059 002059 0
35 011809 011809 0
36 002266 002266 0
37 007039 007039 0
3839 005062 005062 0
40 002819 002819 0
4142 003858 003858 0
43 004098 004098 0
total (diacuteasantildeo) 2666590 2666590 0
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
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4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de
la demanda para el caacutelculo del LOLE
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga en el
CIC ndash SG se obtiene los resultados que se muestran en la tabla 413 La
incertidumbre se considera en el anaacutelisis del caso base es decir no se
considera el plan de mantenimiento programado de las unidades
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Incertidumbre ()
LOLE(diacuteasantildeo) Error obtenido () IEEE-RTS Resultados obtenidos PC
2 14511 14511 0
5 19113 191129 000052320
10 399763 398684 026990992
15 95063 820576 136808222
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo)
Como se puede observar el error cometido aumenta cuando la incertidumbre
va incrementaacutendose aunque para el segundo y tercer dato el error es
despreciable maacutes no asiacute para el cuarto dato donde el error tiene un incremento
abrupto Debido a esta razoacuten se realizaron los caacutelculos mediante Microsoft
Excel obtenieacutendose los mismos resultados que se obtienen mediante el CIC-
SG
45 Meacutetodos aproximados
En toda metodologiacutea propuesta es importante desarrollar meacutetodos
aproximados estos permiten obtener modelos que agilizan el anaacutelisis o caacutelculo
reduciendo el tiempo empleado con un error en los resultados aceptables
respecto a los exactos
En el presente trabajo se analizaraacute o plantearaacute modelos aproximados para el
sistema de carga y plan de mantenimiento programado
451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple
El meacutetodo planteado establece la existencia de una relacioacuten lineal entre dos
variables carga y tiempo mediante la utilizacioacuten del meacutetodo de la suma miacutenima
de los cuadrados de las distancias verticales entre cada punto y la recta El
coeficiente de determinacioacuten es el maacutes utilizado e indica el porcentaje de
ajuste que se ha conseguido con el modelo lineal siendo 1 una relacioacuten lineal
perfecta y 0 al no existir relacioacuten [15]
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a)
b)
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos
En una primera aproximacioacuten se establece el modelo con una sola recta para
los 364 datos obtenieacutendose la recta mostrada en la figura 42 (a) con un
coeficiente de determinacioacuten de 0979 El siguiente paso es el mejorar el
coeficiente de determinacioacuten mediante la divisioacuten de la curva de carga en
intervalos con igual nuacutemero de datos para cada uno de ellos se aplica la
regresioacuten lineal simple en la figura 42 (b) se presenta para dos intervalos y
para cinco se presenta en la figura 43 los resultados obtenidos del LOLE para
los intervalos son mostrados en la tabla 414
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Los paraacutemetros para establecer si el modelo es adecuado se basan en un error
no mayor al 5 en el caacutelculo de los iacutendices y el nuacutemero de segmentos de recta
no mayor a cinco
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de Segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
CIC-SG (Diacuteasantildeo)
Error Absoluto ()
1 Uno 2 626798 1 595 364 0979 118180 1366538580
2 Dos 2 645950 2 0756093 182 0965
125289 8472013208 2 139300 1 5812595 182 0924
3 Cinco
2 692358 2 358134 73 0887
134808 1518051517
2 401612 2 202748 73 0988
2 182204 2 004508 73 0987
2 004120 1 881432 73 0992
1 875691 1 484268 72 0984
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga
En la tabla 414 se presenta el nuacutemero de intervalos utilizados puntos iniciales
y finales de cada segmento duracioacuten de cada segmento coeficientes de
determinacioacuten y resultados obtenidos al aproximar la curva DPLVC a una o
varias rectas para los tres casos se establecen intervalos de duracioacuten iguales
para cada segmento En el primer caso con una sola recta con un coeficiente
de determinacioacuten de 0979 se comete un error de 1366 que es un error
considerable para el segundo caso con dos rectas se tiene un de 096 y
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092 cometiendo un error del 847 al comparar ambos errores se presenta
una contradiccioacuten debido a que al tener un valor del cercano a 1 para el
primer caso se deberiacutea cometer un error menor que en el segundo caso cuyo
en promedio es de 0942 En el tercer caso se presenta 5 intervalos con sus
respectivos cometiendo un error absoluto en el LOLE de 151 al
comparar con los dos casos anteriores se observa que el error en el caacutelculo del
LOLE es menor Por lo cual el meacutetodo de regresioacuten lineal simple dividiendo la
curva de carga en segmentos con igual nuacutemero de datos no se puede evaluar
mediante el sino uacutenicamente observando el error cometido en el caacutelculo del
iacutendice de confiabilidad Como segunda alternativa se plantea el meacutetodo de
regresioacuten lineal mediante inspeccioacuten de la curva imponiendo el nuacutemero de
intervalos y el nuacutemero de datos que cada intervalo tendraacute La regresioacuten lineal
se aplica a cada uno de los intervalos como se muestren la figura 44 y 45
Se plantea el segundo meacutetodo debido a que la curva de carga DPLVC
aparentemente tiene comportamientos lineales en varios intervalos que por
inspeccioacuten permite identificarlos no siendo el caso del primer meacutetodo que no
diferencia si tiene un comportamiento lineal
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
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Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
En la tabla 415 se presenta dos casos que son resultado de la inspeccioacuten de la
curva de carga para el primer caso se establece tres intervalos que son
mostrados en la figura 44 cometiendo un error del 369 con un coeficiente
de determinacioacuten de 0967 en promedio para el segundo caso se divide en
cuatro intervalos como se muestra en la figura 45 con un promedio de
0974 cometiendo un error del 156 al comparar ambos casos se observa un
comportamiento loacutegico debido a que al tener un lo maacutes cercano a uno el
error cometido tiende a cero
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
Obtenido Diacuteasantildeo
Error absoluto ()
1 Tres
2 778600 2 527800 23 0928
131833 3691392838 2 517256 1 836417 270 0990
1 870766 1 484996 71 0983
2 Cuatro
2 790720 2 564960 18 0929
134749 1561153076 2 554360 2 142210 147 0995
2 115610 1 872780 128 0990
1 876280 1 484990 71 0983
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC
En el primer meacutetodo se aprecia que el coeficiente de determinacioacuten no es un
paraacutemetro adecuado debido a que se pueden presentar valores de
cercanos a la unidad pero con errores en el caacutelculo del LOLE considerables
como en el primer caso de la tabla 414 esto se debe a que si bien la regresioacuten
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lineal permite encontrar una recta que mejor se ajuste a los 364 puntos al
obtener se utiliza un error promedio de todos los puntos y al calcular los
iacutendices de confiabilidad no todos los puntos tienen un mismo peso en el valor
del LOLE final [16] [17] Por el anterior razonamiento se establece como
segundo meacutetodo la formacioacuten de rectas mediante inspeccioacuten daacutendonos errores
despreciables por lo cual se considera el segundo meacutetodo como aproximando
de la curva de carga mediante cuatro segmentos de recta para el caacutelculo de los
iacutendices
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo
la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Se utiliza el meacutetodo aproximado con los intervalos presentados en la tabla 415
segundo caso para el caacutelculo del LOLE con incertidumbre los resultados son
presentados en la tabla 416
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad mediante modelo aproximado
Incertidumbre ()
LOLE (diacuteasantildeo) Error absoluto ()
IEEE-RTS Exacto CIC-SG
Aproximado CIC-SG
Exacto Aproximado
IEEE-RTS Aproximado
2 14511 14511 142622 1714561367 1714561367
5 19113 191129 190389 0387173061 038769424
10 399763 398684 396644 0511683439 0780212276
15 95063 820576 812361 1001126038 1454498596
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre
Los errores cometidos con valores de incertidumbre del 2 5 y 10 son
despreciables si comparamos los resultados presentados por el RTS y los
calculados mediante el meacutetodo exacto en el CIC-SG para la incertidumbre del
15 el error que se comete respecto de los valores del RTS es considerable al
igual que sucedioacute con el error obtenido para el caacutelculo con el meacutetodo exacto
pero si comparamos el meacutetodo exacto con el aproximado se puede observar
que el error tambieacuten es despreciable Por lo tanto se corrobora que el modelo
aproximado utilizado es adecuado
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC
Una vez que se obtuvo un meacutetodo aproximado para el modelo de carga de la
curva DPLVC se aplica el mismo criterio para la curva LDC obteniendo el
nuacutemero de segmentos mostrados en la tabla 417
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Modelo de carga LDC aproximado mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE (horasantildeo) 939418
LOLE Exacto (horasantildeo) CIC - SG 939136
Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten LOLE obtenido
HorasAntildeo
Error absoluto ()
IEEE- RTS Exacto
Exacto Aproximado
4
2 746213 2 53356 120
915452 255115401 252189246 2 489832 1 93260 2 680
1 950258 1 141 5 700
1 124949 99546 236
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC
Al obtener un error en el LOLE de 255 se verifica la correcta aplicacioacuten del
meacutetodo de regresioacuten lineal por inspeccioacuten en el caso de la curva LDC se
calcula otros iacutendices que son presentados en la tabla 418 y que no fueron
calculados en la curva DPLVC debido a que se tratan de iacutendices de peacuterdida de
energiacutea
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad
IEEE-RTS CIC-SG Exacto
CIC-SG Aproximado
Error absoluto ()
IEEE-RTS Aproximado
Exacto Aproximado
LOEE (GWh) 1176 11763 111747 5001275185 4977040816
Energiacutea demandada (GWh) 15297075 152971 153031 0039223121 0039386615
EIR 0999923 0999923 0999927 0000400031 0000400031
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC
En la tabla 418 se presenta los resultados y errores obtenidos en el caacutelculo al
compararlos con los errores cometidos en el meacutetodo exacto se observa que al
ser una aproximacioacuten el mayor error es del LOEE de 5 de lo que se
concluye que la aproximacioacuten es acertada
454 Modificaciones del plan de mantenimiento
El objetivo de esta aproximacioacuten es reducir el nuacutemero de intervalos que se
obtiene del plan de mantenimiento y por consiguiente el tiempo de caacutelculo de
las respectivas tablas de probabilidades de capacidades desconectadas de
cada intervalo ademaacutes de poder obtener un modelo del plan de mantenimiento
que pueda ser utilizado para el caacutelculo de iacutendices de confiabilidad a largo plazo
En la figura 46 se muestra la curva de capacidades disponibles debido al plan
de mantenimiento de todas las unidades del sistema de generacioacuten Como se
puede observar el nuacutemero de intervalos totales son 32 y por lo tanto igual
nuacutemero de COPTs
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Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento
Como se puede apreciar la capacidad disponible es variable debido a que en
cada intervalo puede estar una o varias unidades en mantenimiento En la tabla
419 se muestran las capacidades disponibles de cada intervalo y las unidades
que se encuentran en mantenimiento
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Intervalo Inicio del
Intervalo (h) Fin del intervalo
(h)
Capacidad disponible
MW
Unidades en mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 344 3 053 155-197 352
P5 1 344 1 512 3 021 12-20-155-197 384
P6 1 512 1 680 2 776 12-20-197-400 629
P7 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P8 1 848 2 184 2 810 20-20-155-400 595
P9 2 184 2 352 2 850 155-400 555
P10 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P11 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P12 2 856 3 024 3 208 197 197
P13 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P14 3 192 3 360 3 305 100 100
P15 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P16 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P17 4 200 4 368 3 238 12-155 167
P18 4 368 4 536 3 088 12-50-100-155 317
P19 4 536 4 704 3 100 50-100-155 305
P20 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P21 4 872 5 040 3 329 76 76
P22 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P23 5 376 5 544 3 023 12-20-350 382
P24 5 544 5 712 2 947 12-20-76-350 458
P25 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P26 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P27 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P28 6 216 6 552 2 788 12-50-155-400 617
P29 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P30 6 720 7 056 3 046 12-50-100-197 359
P31 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P32 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 63
4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en
el plan de mantenimiento las unidades pequentildeas del sistema
de generacioacuten
Como el titulo lo sugiere en esta primera aproximacioacuten al no considerar las
unidades maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten en el plan de
mantenimiento implica que dichas unidades se encuentran disponibles durante
todo el periodo de anaacutelisis El procedimiento de esta aproximacioacuten sugiere que
las unidades que no se deben considerar en el plan de mantenimiento sean
inicialmente las de 12 MW luego de ser posible las de 12 MW y 20 MW
seguido de la combinacioacuten de 12 MW 20 MW y 50 MW y asiacute sucesivamente
mientras el error en la determinacioacuten de los iacutendices se encuentre dentro de los
paraacutemetros (maacutex 5) En la tabla 420 se muestra un resumen de los caacutelculos
Anaacutelisis del mantenimiento
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Caso Nuacutemero de unidades
que no entran en mto
Capacidad de cada unidad
MW
Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 5 12 31 263677 111828215
2 5 12
29 260803 219606313 4 20
3
5 12
25 247399 722270765 4 20
6 50
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento
Con esta modificacioacuten se puede observar que las unidades que se podriacutean
excluir del plan de mantenimiento seriacutean las de 12 y 20 MW ya que el error que
se presenta en el caacutelculo del LOLE se encuentra dentro de los liacutemites
establecidos inicialmente aunque el objetivo final que se persigue no se ha
conseguido ya que uacutenicamente se reducen 3 intervalos lo que se consigue con
este meacutetodo principalmente es la reduccioacuten de los datos del plan de
mantenimiento que se deben manipular En la tabla 421 se presenta los
intervalos y capacidades disponibles del plan de mantenimiento modificado
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 64
Intervalo Inicio del
Intervalo(h) Fin del
Intervalo(h) Capacidad
disponible MW Unidades en
mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 512 3 053 155-197 352
P5 1 512 1 680 2 808 197-400 597
P6 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P7 1 848 2 850 2 850 155-400 555
P8 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P9 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P10 2 856 3 024 3 208 197 197
P11 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P12 3 192 3 360 3 305 100 100
P13 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P14 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P15 4 200 4 368 3 250 155 155
P16 4 368 4 704 3 100 50-100-155 305
P17 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P18 4 872 5 040 3 329 76 76
P19 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P20 5 376 5 544 3 055 350 350
P21 5 544 5 712 2 979 76-350 426
P22 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P23 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P24 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P25 6 216 6 552 2 800 50-155-400 605
P26 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P27 6 720 7 056 3 058 50-100-197 347
P28 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P29 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo
4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten
Se realiza la modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten en
aquellos puntos en los cuales no existe gran diferencia entre las capacidades
disponibles de periodos continuos como se puede observar en la figura 47
Como se puede observar en la figura se agrupa intervalos de mantenimiento
que tienen capacidades disponibles que variacutean en pequentildea cantidad para
conseguir esto hay que modificar el plan de mantenimiento de algunas
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 65
unidades En la tabla 422 se muestran las unidades a las que se les ha
modificado el plan de mantenimiento y el intervalo original al que perteneciacutean
dichas unidades
Figura 4 7 Plan de mantenimiento
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero de unidades Capacidad MW
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h)
P5 1 12 1 512 1 680
1 20 1 512 1 680
P8 2 20 No entra en mantenimiento
P15 1 50 No entra en mantenimiento
P18 1 12 4 200 4 368
P18 1 50 No entra en mantenimiento
P19 1 50 No entra en mantenimiento
P24 1 76 6 048 5 712
P28 1 50 No entra en mantenimiento
P28 1 12 No entra en mantenimiento
P30 1 12 No entra en mantenimiento
1 50 No entra en mantenimiento
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del nuacutemero de intervalos
Como se puede observar para algunas unidades no se considera el plan de
mantenimiento y para otras se ha modificado ya sea su hora de inicio o
finalizacioacuten esto se debe a la necesidad de tener capacidades disponibles
iguales en intervalos continuos para poder agruparlos y reducir el nuacutemero de
los mismos Ademaacutes hay que recalcar que para obtener un error del LOLE que
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Joseacute Pachari P 66
se encuentre dentro de los liacutemites permitidos como se muestra en la tabla 423
las unidades a las que se les modifica el plan de mantenimiento siguen siendo
las maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten En la tabla 423 se muestran los
resultados del LOLE con el plan de mantenimiento modificado iniciando con la
modificacioacuten del P5 luego la modificacioacuten del P5 y P8 conjuntamente hasta
finalmente incluir todas las modificaciones
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados de la curva
original Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 P5 31 266241 015675451
2 P5P8 30 264716 072864595
3 P5P8 P15 29 262381 160429612
4 P5P8 P15 P18 P19 27 259299 276007940
5 P5P8 P15 P18 P19P24 26 258297 313584016
6 P5P8 P15 P18 P19P24P28 25 255889 403886612
7 P5P8 P15 P18 P19P24P28P30 24 254447 457963167
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado
Se puede observar que cuando el nuacutemero de intervalos se reduce debido a las
modificaciones que se hace a la curva del plan de mantenimiento el error crece
la razoacuten de este comportamiento se debe a que para tener menos intervalos de
mantenimiento se debe modificar u omitir del plan de mantenimiento unidades
de generacioacuten maacutes grandes cada vez modificando considerablemente la
capacidad disponible y por consiguiente el LOLE
Mediante este meacutetodo se consigue una mayor reduccioacuten del nuacutemero de
intervalos en comparacioacuten con el meacutetodo anterior pero debido a que la
reduccioacuten del nuacutemero de intervalos se hace de forma visual pueden existir
varias formas de combinar los intervalos siendo difiacutecil encontrar una curva
modificada que sea la maacutes adecuada por lo cual se recurre a otro meacutetodo que
permita modificar o reducir el nuacutemero de intervalos de mantenimiento en
funcioacuten del porcentaje del LOLE de cada intervalo con respecto al LOLE total
4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada
intervalo
Antes de continuar con el anaacutelisis es necesario observar la relacioacuten que se
presenta entre los valores de demandas maacuteximas y la curva de mantenimiento
para su anaacutelisis se utiliza la figura 48
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Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado
Al analizar la figura 48 se puede apreciar que los valles de carga son el
momento propicio para que mayor cantidad de unidades entren en
mantenimiento y el comportamiento de las curva mantiene o trata de mantener
un mismo valor de reserva Es necesario considerar que una razoacuten para el
comportamiento de la curva de carga y mantenimiento es debido a que los
valores de carga consideran las cuatro estaciones produciendo valles de carga
pronunciados permitiendo programar el mantenimiento acorde a la curva de
carga
Para el desarrollo del meacutetodo de aproximacioacuten es necesario obtener el LOLE
para cada uno de los periodos de capacidad disponible obtenidos de la curva
de mantenimiento y el porcentaje que representa con respecto al LOLE total
Estos resultados son presentados en la tabla 424 el caacutelculo del porcentaje es
obtenido mediante la ecuacioacuten 42
(42)
En funcioacuten de estos porcentajes se puede realizar modificaciones en el plan de
mantenimiento de las unidades con el objetivo de obtener una reduccioacuten en el
nuacutemero de periodos paraacutemetros para la obtencioacuten de una curva tipo para
futuras aplicaciones disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo de los iacutendices y
obtener un error absoluto en el caacutelculo del LOLE que se encuentre dentro de
los liacutemites establecidos Con el valor del LOLE de cada intervalo se puede
empezar a modificar la curva de mantenimiento igualando las capacidades
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 68
disponibles de intervalos continuos empezando por los intervalos que
representan el menor porcentaje del LOLE total Para igualar las capacidades
disponibles se debe omitir el mantenimiento de algunas unidades en los
intervalos en algunos casos esto no es posible ya que los intervalos continuos
al que se estaacute analizando no poseen unidades comunes como es el caso de
intervalo P13 (tabla 419) en el cual ninguna unidad esta en mantenimiento y
sus intervalos adyacentes tienen unidades de 100 y 197 MW en
mantenimiento En la tabla 425 se muestra el valor del LOLE de cada intervalo
y su porcentaje respecto al LOLE total en orden ascendente
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo)
266659
Intervalo LOLE por periodo
(diacuteasantildeo)
Porcentaje del LOLE
total
P1 006421 2408
P2 011395 4273
P3 006802 2551
P4 007424 2784
P5 002122 0796
P6 004624 1734
P7 007223 2709
P8 004632 1737
P9 003701 1388
P10 004654 1745
P11 007203 2701
P12 004392 1647
P13 002301 0863
P14 006214 2330
P15 007202 2701
P16 011735 4401
P17 006483 2431
P18 002015 0756
P19 006718 2519
P20 003259 1222
P21 004878 1829
P22 008787 3295
P23 005896 2211
P24 002059 0772
P25 011809 4429
P26 002266 0850
P27 007039 2640
P28 005062 1898
P29 002819 1057
P30 003858 1447
P31 004098 1537
P32 091568 34339
TOTAL 266659 100
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 69
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Intervalo Porcentaje del
LOLE total Intervalo
Porcentaje del LOLE
total
P18 0756 P23 2211
P24 0772 P14 2330
P5 0796 P1 2408
P26 0850 P17 2431
P13 0863 P19 2519
P29 1057 P3 2551
P20 1222 P27 2640
P9 1388 P15 2701
P30 1447 P11 2701
P31 1537 P7 2709
P12 1647 P4 2784
P6 1734 P22 3295
P8 1737 P2 4273
P10 1745 P16 4401
P21 1829 P25 4429
P28 1898 P32 34339
TOTAL1 = 21278 TOTAL2 = 78722
TOTAL=TOTAL1+TOTAL2 100
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total
En la tabla 426 se muestran las modificaciones del plan de mantenimiento de
las unidades de cada intervalo que ha sido intervenido empezando por el
intervalo cuyo LOLE es el menos representativo y continuando con los demaacutes
intervalos que se pueden modificar
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero
de unidades
Capacidad MW
Plan de mantenimiento original
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h) Inicio (h) Fin (h)
P18 1 12 4 200 4 536 4 200 4 368
P24 1 76 5 544 6 048 5 712 6 048
P5 1 12 1 344 1 680 1 512 1 680
1 20 1 344 1 680 1 512 1 680
P26 1 76 5 544 6 048 5 712 5 880
P30 1 12 6 720 7 056 0 0
1 50 6 720 7 056 0 0
P8 2 20 1 848 2 184 0 0
P28 1 12 6 216 6 552 0 0
1 50 6 216 6 552 0 0
P15 1 50 3 360 3 696 0 0
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos
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Joseacute Pachari P 70
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto
()
1 P18 31 266474 0069
2 P18 P24 30 265472 0445
3 P18P24P5 29 265054 0602
4 P18P24P5P26 28 263926 1025
5 P18P24P5P26P30 27 262484 1566
6 P18P24P5P26P30P8 26 260960 2137
7 P18P24P5P26P30P8P28 25 258551 3041
8 P18P24P5P26P30P8P28P15 24 256216 3916
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento
En la tabla 427 se presentan los resultados del LOLE debido a las
modificaciones del plan de mantenimiento de algunas unidades como se
puede observar el nuacutemero de intervalos se reduce de 32 a 24 al igual que con
el meacutetodo descrito en el inciso 4542 donde se realiza la reduccioacuten de los
intervalos por inspeccioacuten la diferencia resalta en el error cometido en el caacutelculo
del LOLE ya que en un caso el error con 24 intervalos es de 4580 y en el
presente caso se reduce a 3916 demostrando que la mejor teacutecnica para
establecer un modelo de plan de mantenimiento para aplicaciones futuras es la
expuesta en este inciso En la figura 49 se presenta la curva de mantenimiento
modificada Cabe anotar que para conseguir una reduccioacuten aun mayor del
nuacutemero de intervalos se debe modificar el plan de mantenimiento de unidades
cada vez maacutes grandes con lo cual se incrementa el error en el caacutelculo del
LOLE ademaacutes se puede observar en la tabla 426 que la unidades a las cuales
se les modifica el plan de mantenimiento en general siguen siendo las maacutes
pequentildeas del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
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Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada
46 Tiempos de caacutelculo
Un aspecto importante a considerar es el tiempo de caacutelculo de la tabla de
probabilidades de capacidades desconectadas e iacutendices de confiabilidad
mediante los meacutetodos exactos y poderlos comparar con los modelos
aproximados En la tabla 428 se presenta los tiempos obtenidos en el proceso
de validacioacuten del programa computacional mediante el sistema de pruebas
IEEE-RTS tanto en su caacutelculo exacto como aproximado
Tiempo de caacutelculo (seg) de la COPT e iacutendices de confiabilidad
Sin Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 170 0340
Iacutendices con carga horaria 3660 0340
Sin Mantenimiento-Con incertidumbre
Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 1115 1420
Con Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Mantenimiento-Exacto de
demanda
COPT 4040 302
Iacutendices con carga pico diaria 2 2
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices
Universidad de Cuenca
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Joseacute Pachari P 72
En la tabla 428 se presenta los tiempos de caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad mediante el modelo exacto y aproximado Como se puede
observar si se utiliza el modelo aproximado de demanda no se puede utilizar el
plan de mantenimiento programado Uno de los objetivos planteados para la
utilizacioacuten de meacutetodos aproximados era la disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo
de la COPT y los iacutendices de confiabilidad en la tabla 428 se puede observar
en el primer caso (ldquoSin Mantenimientordquo) el tiempo de caacutelculo de la COPT es
igual ya que la aproximacioacuten se hace al modelo de demanda pero el tiempo
que se requiere con el modelo aproximado es el 20 del tiempo que se
requiere con el modelo exacto cuando se utiliza la carga horaria el tiempo que
se requiere con el modelo aproximado es uacutenicamente el 093 del tiempo que
requiere el modelo exacto De esta forma se puede observar que mediante la
utilizacioacuten de modelos aproximados se consigue reducir el tiempo de caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad y COPT
Es importante considerar que estos valores pueden variar dependiendo de la
versioacuten del software MatLab y las caracteriacutesticas del computador utilizado En
este caso se ha utilizado la versioacuten 71 de MatLab y un computador marca
TOSHIBA con sistema operativo de 32 bits Windows 7 Ultimate con memoria
RAM de 2GB procesador Pentium Intel Dual-Core de 176 GHz de velocidad
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Joseacute Pachari P 73
CAPITULO V
DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL
SNI
51 Introduccioacuten
Para realizar el anaacutelisis de confiabilidad del sistema de generacioacuten del sistema
nacional interconectado ecuatoriano es necesario obtener una base de datos
confiable que permita obtener resultados con la mayor exactitud posible La
informacioacuten debe ser adquirida e investigada en los organismos de control y
operacioacuten del sector eleacutectrico tales como el CENACE CONELEC MEER
(Ministerio de Electricidad y Energiacuteas Renovables) o paacuteginas web de las
empresas a las que pertenezcan las centrales La informacioacuten recaudada se ha
dividido en datos histoacutericos y proyectados los primeros considera los antildeos
2007-2009 en el cual se determina el comportamiento histoacuterico de las centrales
existentes capacidad nominal y efectiva de las unidades probabilidades de
falla tipo de energiacutea primaria utilizada interconexioacuten existente y condiciones
operativas para el mantenimiento se adiciona el antildeo 2010 como histoacuterico el
segundo periodo considera el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 que
considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten a formar parte
del SG Los datos obtenidos seraacuten tabulados y filtrados para detectar posibles
inconvenientes y plantear correcciones
Ademaacutes se plantea aproximaciones en las capacidades de las unidades del
sistema de generacioacuten y plan de mantenimiento programado con el fin de
reducir el tiempo de caacutelculo se modifica las fechas de ingreso de las centrales
del plan de expansioacuten publicado por el CENACE se determina el retiro de
unidades curva tiacutepica de demanda y el requerimiento de la interconexioacuten con
Colombia
52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano
En la tabla 51 se presenta la capacidad del sistema de generacioacuten clasificada
como incluida o no al SNI para el periodo histoacuterico [18] [19] [20]
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Joseacute Pachari P 74
Central clasificada por conexioacuten al SNI
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Incluidas al SNI 4 29365 3 90930 4 57872 4 2154 4 81712 4 55438
No incluidas al SNI 59540 446520 62765 46501 67159 49594
Total Sistema de generacioacuten 4 88905 4 35582 5 20637 4 68042 5 48871 5 05032
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten
Antes de iniciar la descripcioacuten de las centrales del SNI se presenta en el
siguiente punto aclaraciones de la base de datos obtenida
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada
5211 Tasa de fallas
En vista que el CENACE y el CONELEC no disponen de la tasa de fallos (FOR)
de cada unidad del sistema y que esta informacioacuten sea segura o verificada se
optoacute por la utilizacioacuten de la base de datos de Generating Availability Data
System (GADS) de la North Electric American Reliability Corporation (NERC)
en la cual se presenta estadiacutesticas para el periodo 2005-2009 para los distintos
rangos de capacidad y tipo de conversioacuten de energiacutea primaria de las centrales
utilizando para las unidades base la tasa de falla (FOR) y para las unidades
ciacuteclicas el Equivalent Forced Outage Rate demand (EFORd) [21] En la tabla
52 se presenta la informacioacuten obtenida de la NERC y los tipos de centrales
que conforman el SG del SNI
North Electric Reliability Corporation (NERC) SG
Ecuatoriano
Clasificacioacuten de la central
Tipo de central o combustible
Nuacutemero de rango
Rango de capacidad
MW
FOR ()
EFORd ()
Tipo de unidades
A Fossil Oil Primary
1 1 a 99 876 - Teacutermica Turbovapor 2 100 a 199 1179 -
B Gas Turbine
1 1 a 19 1667 - Teacutermica
Turbogas 2 20 a 49 1002 -
3 Mayor a 50 699 -
C Combined
Cycle 1
Todos los tamantildeos
59 - Ciclo
Combinado
D Hidraacuteulicas
(Agua)
1 1 a 29 - 773 Hidraacuteulicas
2 Mayor a 30 - 404
E Diesel 1 Todos los tamantildeos
- 1297 Teacutermica MCI
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC
El Sistema de Generacioacuten del SNI Ecuatoriano estaacute formado por los
diferentes tipos de unidades sean estas teacutermicas de motor de combustioacuten
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Joseacute Pachari P 75
interna Teacutermicas Turbovapor Teacutermicas Turbogas Teacutermicas ciclo combinado9
e hidraacuteulicas como se muestra en la tabla 52
522 Sistema de generacioacuten del SNI
Las unidades que constan en los boletines estadiacutesticos de los antildeos 2007 2008
y 2009 son presentados en el anexo C11 Para cada antildeo se presenta la
siguiente informacioacuten nombre de la empresa y central nuacutemero de unidades
tipo de unidad potencia nominal y efectiva FOR factor de planta y condicioacuten
operativa En la descripcioacuten del sistema de generacioacuten se considera el antildeo
2009 como antildeo base para los anaacutelisis a largo plazo debido a que es el uacuteltimo
boletiacuten estadiacutestico publicado por el CONELEC para los antildeos 2007 y 2008 se
presenta como base la informacioacuten de capacidades y energiacutea primaria del antildeo
2009 por la razoacuten de presentar variaciones de estos datos en los antildeos 2007 y
2008 En la tabla 53 se presenta las capacidades de las unidades clasificadas
por tipo de central para el antildeo 2009
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2009
Hidraacuteulica 2 05501
Teacutermica MCI 61537
T turbogas 94394
T turbovapor 5528
Interconexioacuten 650
Capacidad nominal total 4 81712
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la figura 51 se presenta los porcentajes de cada uno de los tipos de central
en funcioacuten de la capacidad total en el antildeo 2009 Se observa que las unidades
hidraacuteulicas constituyen el 493 del sistema de generacioacuten para las unidades
teacutermicas MCI el 147 teacutermicas turbogas el 2265 finalmente las unidades
turbovapor con el 1327
9 Este tipo de unidades son ingresadas en el plan de expansioacuten
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Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje
53 Interconexiones internacionales
Las interconexiones internacionales de electricidad brindan a los paiacuteses que las
realizan beneficios tales como exportacioacuten de excedentes de energiacutea aumento
de seguridad en ambos sistemas eleacutectricos y mejoras en la calidad de servicio
[22] A partir del 2003 empezoacute el intercambio de energiacutea eleacutectrica de nuestro
paiacutes con paiacuteses vecinos en la tabla 54 se presenta las caracteriacutesticas de las
interconexiones
Interconexioacuten Liacutenea de transmisioacuten Nuacutemero de circuitos
Voltaje (KV)
Capacidad (MW)
Longitud (km)
Ecuador ndash Colombia
Pasto - Quito 2 230 250 135
Pomasqui- Jamondino 2 230 250 2126
Tulcaacuten - Panamericana 1 138 35 155
Ecuador-Peruacute Zorritos- S Ildefonso 1 230 100 134
Capacidad total (Mw) 635
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia
Interconexioacuten 230KV
La primera etapa de la Interconexioacuten con Colombia entroacute en operacioacuten el 1
marzo del 2003 entre Pasto (Colombia) y Quito (Ecuador) actualmente tiene
una capacidad maacutexima de 250 MW en 230 KV con doble circuito [23]
En la segunda etapa de la interconexioacuten Betania-Altamira-Mocoa-Pasto-
Frontera-Pomasqui con una capacidad de 250 MW participaron las empresas
CELEC-Transelectric de Ecuador y Empresa de Energiacutea de Bogotaacute con la
autorizacioacuten del CONELEC y del Ministerio de Minas y Energiacutea de Colombia
La liacutenea fue inaugurada en el mes de mayo de 2008 permitiendo duplicar la
capacidad de transferencia de energiacutea eleacutectrica de 250 MW a 500 MW En el
lado ecuatoriano la obra consistioacute en la ampliacioacuten de las subestaciones
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Pomasqui y Santa Rosa ademaacutes de la construccioacuten de la liacutenea de transmisioacuten
Pomasqui-Frontera II de doble circuito de 135 km de longitud [24]
Interconexioacuten 138KV
La interconexioacuten con Colombia a 138 KV entroacute en servicio el 4 de octubre de
2001 comprende una LT a simple circuito con una capacidad de 35 MW que
une las subestaciones Tulcaacuten ndash Panamericana esta liacutenea tiene una longitud
de 155 Km [25]
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute
La Interconexioacuten con Peruacute estaacute disponible desde diciembre del 2004 con
posibilidad de entregar hasta 100 MW a 230 KV comprende la LT Zorritos- S
Ildefonso con una longitud de 134 Km con un circuito
54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI
La informacioacuten del plan de mantenimiento programado proporcionada por el
CENACE para el periodo 2007-2010 fue tabulada y es mostrada en el Anexo
C12 en la cual se presenta el nombre de la central unidad en mantenimiento
capacidad de la unidad hora de inicio y finalizacioacuten del mantenimiento acorde
a la estructura que se explicoacute en el capiacutetulo 3 referente a ingreso de datos de
mantenimiento El inconveniente encontrado en la tabulacioacuten se presenta
variacioacuten en la capacidad nominal de las unidades con respecto a los boletines
estadiacutesticos por lo cual se consideroacute al antildeo 2009 como capacidad base
debido a que al ingresar al programa computacional debe existir coherencia
con las capacidades de las unidades que forman el sistema de generacioacuten y
las que ingresan a mantenimiento
55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten
Dentro del ldquoPlan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 (PME)rdquo publicado por el
CONELEC se contempla los proyectos con posibilidades de ejecutarse y entrar
en operacioacuten Los proyectos considerados son los que cumplen las siguientes
condiciones [24]
1 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en construccioacuten Se incluyen en este
grupo aquellos proyectos cuya construccioacuten se encuentra paralizada por
diversas causas
2 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con contrato firmado con el
CONELEC que auacuten no inician la construccioacuten
3 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con certificado de concesioacuten o
permiso (traacutemite previo a la firma de contrato) otorgado por el
CONELEC
4 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en traacutemite o que han sido priorizados
por el actual gobierno
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5 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica de la cuenca del Guayllabamba y
Zamora
Con los proyectos que cumplen estas condiciones el CONELEC ha realizado
un estudio de priorizacioacuten y seleccioacuten de proyectos de generacioacuten eleacutectrica
para satisfacer el crecimiento de la demanda para los escenarios de
crecimiento menor medio y mayor bajo la consideracioacuten de la tercera
hipoacutetesis10 que establece ldquola revisioacuten de demandas de cargas especiales
proyectos piloto de cocinas de induccioacuten y calefones hasta la entrada en
operacioacuten de Coca Codo Sinclairrdquo [24] Para los retiros de unidades del sistema
de generacioacuten el CONELEC consideran aquellas unidades generadoras que
no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten del CENACE y para las
cuales no se ha solicitado financiamiento para rehabilitacioacuten o mejoras en el
SIP11 del SENPLADES
Para el Caso 1 que considera el crecimiento de demanda menor con
importacioacuten se presenta en la tabla 55 y 56 los posibles retiros e ingresos de
unidades respectivamente
Antildeo de Salida
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
2009 agosto Power Bargue 1 Ulysseas Inc Privado Barcaza 24
2016 enero Aniacutebal Santos (Gas) CATEG-G Publico T Turbogas 92
2017 enero G Zeballos Electroguayas Publico T Turbogas 20
2018 enero V G Zeballos Electroguayas Publico T Turbovapor 146
Capacidad retirada 282
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
10
Tercera Hipoacutetesis Incorporacioacuten progresiva de la coccioacuten y calentamiento de agua mediante la sustitucioacuten del gas licuado de petroacuteleo (GLP) como fuente energeacutetica para utilizar dispositivos que utilicen electricidad cocinas de induccioacuten duchas y calefones eleacutectricos entre los principales Esta constituye una de las maacutes importantes intervenciones que considera la Matriz Energeacutetica elaborada por el Ministerio de Electricidad y Energiacutea Renovable 11 Sistema de Inversioacuten Puacuteblica
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Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW) E Media (GWh)
2010 enero Residuo 1 No Publico T 50 3524
2010 abril Mazar CELEC-Hidropaute Publico H 160 800
2010 julio Cuba manta Miraflores
CELEC-Termopichincha Publico T 204 1435
2011 enero Baba Hidrolitoral SA Publico H 42 161
2011 enero San Joseacute de
minas San Joseacute de Minas SA Privado H 6 37
2011 enero Residuo 2 No Publico T 100 700
2011 julio Ocantildea Elecaustro SA Publico H 26 1923
2012 enero Esmeraldas CELEC-
Termoesmeraldas Publico T 144 1 000
2012 enero Chorrillos Hidrozamora SA Publico H 4 21
2012 enero Ciclo
combinado 1 Publico T 87 600
2012 marzo San Joseacute de
Tambo Hidrotambo SA Privado H 8 505
2012 junio TG Natural 1
Publica T 100 700
2012 julio Sushufindi CELEC-
Termoesmeraldas Publica T 135 800
2012 julio Topo Pemaf Ciacutea Ltda Privado H 23 154
2012 agosto Mazar-Dudas Hidroazogues SA Publica H 209 1465
2012 diciembre Sigchos Hidroeleacutectrica Sigchos Privado H 174 1251
2012 diciembre Apaquiacute Current Energy of
Ecuador SA Privado H 36 2347
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
2013 enero Victoria Hidrovictoria SA Privado H 10 63
2013 enero Pilaloacute Hidroeleacutectrica Pilaloacute Privado H 93 70
2013 junio Chontal Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 72 444
2014 enero Angamarca Hidroeleacutectrica Angamarca
Privado H 66 320
2014 marzo Toachi Pilatoacuten Hidrotoapi SA Publico H 228 1 190
2014 abril Sopladora CELEC-Hidropaute Publico H 487 2 560
2014 junio La unioacuten Enerjubones SA Publico H 80 4 45
2014 septiembre Quijos E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 40
2014 septiembre Baeza E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 33
2015 abril Chespi Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 167 1 000
2015 abril Coca Codo
Sinclair Hidroeleacutectrica Coca
Codo S Publica H 1 500 7 933
2015 junio Minas Enerjubones SA Publica H 273 1 372
2015 junio Villadora Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 270 1 595
2017 enero Cardenillo Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 400 2 100
Capacidad adicionada 4 658 26 073
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
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Para el CASO 2 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento medio de demanda con importacioacuten se considera los mismos ingresos y retiros del CASO 1 con la adicioacuten de tres proyectos que son presentados en la tabla 57
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
Energiacutea Media (GWh)
2013 enero Ciclo Combinado No Publico T 60 400
2013 enero Angamarca Sinde Hidronacioacuten SA Publico H 29 208
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
Capacidad adicionada 105 698
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten
Para el CASO 3 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento alto de demanda con
importacioacuten se considera los ingresos y retiros del CASO 2 con la adicioacuten de
un proyecto que es presentado en la tabla 58
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia (MW)
Energiacutea Media (GWh)
2011 enero Residuo 3 No Publico T 100 700
Capacidad adicionada 100 700
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten
56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de
generacioacuten
Previoacute a la determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad se realizaraacute
aproximaciones en las capacidades y mantenimientos de las unidades que
permiten una reduccioacuten considerable en el tiempo de caacutelculo El retiro de
unidades se fundamenta en los factores de planta del periodo 2006-2009 y el
cumplimiento del tiempo de vida de los equipos e instalaciones
electromecaacutenicas para cada tipo de unidad publicado por el CONELEC
ademaacutes se considera los retiros de las unidades que se publican en el plan
maestro de electrificacioacuten finalmente se determina los requerimientos de
capacidad de la interconexioacuten con Colombia para cada uno de los antildeos del
periodo de anaacutelisis 2010-2020 sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009
Las capacidades nominales de las unidades que se encuentran disponibles
para los antildeos 2007-2009 no siempre presentan valores enteros de potencia en
MW tenieacutendose algunas con valores racionales que al momento de ser
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utilizados en el programa CIC-SG incrementan el nuacutemero de estados de la
COPT y el tiempo de caacutelculo de una forma considerable
La solucioacuten planteada considera aproximar las capacidades nominales de las
unidades a valores enteros la forma de aproximar se explica a continuacioacuten
Se agrupoacute las unidades por tipo de central y tasa de falla obtenieacutendose 10
grupos12 En cada grupo se procedioacute a obtener el menor entero de la potencia
de cada unidad luego se obtiene la diferencia de potencia entre el valor real y
el menor entero se suma dichos valores obteniendo una diferencia por grupo
esta diferencia se distribuyoacute en las unidades iniciando con aquellas cuyo valor
real se encuentre maacutes cercano al mayor entero hasta distribuir en lo posible la
diferencia total en las unidades de su respectivo grupo
Para validar esta aproximacioacuten se procedioacute a calcular los resultados reales y
aproximados para varios grupos de unidades escogidas de forma aleatoria
obtenieacutendose los resultados presentados en la tabla 59 en esta se presenta el
nuacutemero total de unidades que fueron consideradas en cada caso y de estas
cuaacutentas unidades tienen valores de potencia entera y racional para el caacutelculo
del LOLE se utilizoacute una demanda pico de 1 000 MW aplicada a la curva de
carga en por unidad del antildeo 2008 Las unidades utilizadas son presentadas en
el anexo C13
Caso
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
entera
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
racional
Nuacutemero total de
unidades
Tiempos de caacutelculo (Seg)
Nuacutemero de estados de la
COPT LOLE(diacuteasantildeo)
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Error absoluto
()
1 8 10 18 7264 033 23 555 721 363536 363536 0
2 20 12 32 6917
3 183 71 977 1 318 230311 228616 0740
3 37 14 51 26526 155 177037 3 069 106E-20 105E-20 0743
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
En la tabla 59 se aprecia los resultados obtenidos de utilizar las capacidades
exactas y aproximadas de las unidades Para el primer caso se considera el
555 de unidades con valores de potencia racionales respecto al total de
unidades en el segundo caso este porcentaje se reduce al 375 finalmente
para el uacuteltimo caso el porcentaje es de 2745 El error cometido en los tres
casos es inferior a la unidad
12 El nuacutemero de grupos es acorde a la tabla 54 no se considera ciclo combinado debido a que esta central forma parte del plan de expansioacuten
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Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado
En la figura 52 se observa los tiempos de caacutelculo para el caso exacto y
aproximado presentaacutendose una considerable diferencia en los tiempos de
caacutelculo con una reduccioacuten del 99 en promedio
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado
En la figura 53 se observa que para el primer caso se obtiene 23 555 estados
y para el uacuteltimo caso 177 037 incrementaacutendose en un 7518 pero al
compararlos con los estados del meacutetodo aproximado se observa que este
uacuteltimo presenta una reduccioacuten del 97 en el nuacutemero de estados por lo cual la
variacioacuten en el tiempo de caacutelculo es justificable
Una vez justificada la aplicacioacuten del meacutetodo aproximado planteado se presenta
en el anexo C14 C15 y C16 los sistemas de generacioacuten para los antildeos 2007
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2008 y 2009 respectivamente En cuanto al sistema de generacioacuten del antildeo
2010 al no tener informacioacuten detallada de las centrales disponibles en los
organismos de control este se estructura considerando las unidades que se
encuentran habilitadas en el boletiacuten estadiacutestico 2009 y ademaacutes se adicionoacute las
centrales U2 de Chimbo U1 de Miraflores y la central Pascuales II que
aparecen en el despacho econoacutemico hasta el 21 de Agosto de 2010 en la tabla
510 se presentan las caracteriacutesticas de estas unidades
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia
Nominal MW FOR
Miraflores 1 1 3 01297
Chimbo U2 1 1 00773
Pascuales II TM1 1 22 01002
Pascuales II TM2 1 23 01002
Pascuales II TM3 1 23 01002
Pascuales II TM4 1 23 01002
Pascuales II TM5 1 23 01002
Pascuales II TM6 1 23 01002
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco
En las centrales hidraacuteulicas se debe considerar que la potencia instalada no
siempre estaacute disponible en su totalidad ya que en los periodos secos la
pluviosidad en las cuencas de los riacuteos disminuye de tal manera que solamente
se puede utilizar un porcentaje de la potencia instalada
En esta tesis se analiza de una forma sencilla la capacidad disponible en las
centrales hidraacuteulicas maacutes grandes que posee el sistema nacional en los
periodos lluvioso y seco Para esto se determinoacute la potencia promedio
despachada en cada uno de los periodos por las centrales hidraacuteulicas
consideradas para los antildeos 2007-2009 Los valores obtenidos han sido
considerados como las potencias disponibles de las unidades
En la figura 511 se muestran los valores corregidos de la potencia de las
unidades en la central Paute se puede observar que la potencia promedio
despachada en los diferentes periodos variacutea considerablemente en las demaacutes
centrales no existe un diferencia considerable entre los despachos promedio de
los periodos por lo cual se ha considerado el promedio para todo el antildeo
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Central Unidad Potencia (MW) por periodo
Lluvioso Seco
Paute
U1 95 60
U2 95 60
U3 95 60
U4 95 60
U5 95 60
U6 109 69
U7 109 69
U8 109 69
U9 109 69
U10 109 69
Agoyaacuten U1 72 72
U2 72 72
Pucaraacute U1 33 33
U2 32 32
San Francisco U1 103 103
U2 103 103
Marcel Laniado
U1 55 55
U2 55 55
U3 55 55
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio
Estos valores se utilizan para el periodo histoacuterico y proyectado con la
excepcioacuten del antildeo 2007 donde la capacidad promedio de la central San
Francisco disminuye a 72 MW
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten
En los mantenimientos programados presentados para el periodo 2007-2010
se observa que existen unidades con tiempos de mantenimiento menores a 5
diacuteas y capacidades entre 1 y 10 MW esto permite aplicar meacutetodos
aproximados en el mantenimiento estudiados en el capiacutetulo 4 Para justificar la
validacioacuten de estos meacutetodos se presenta en la tabla 512 los casos de anaacutelisis
considerados ya que cada sistema tiene un comportamiento diferente y no se
puede asumir la validez de un meacutetodo a cualquier sistema
En el primer caso no se considera los mantenimientos menores o iguales a un
diacutea para el segundo caso no toma en cuenta aquellos menores o iguales a 2
diacuteas para el tercer caso inferiores o iguales a 3 diacuteas en el cuarto caso
inferiores a 4diacuteas para este uacuteltimo al cometer un error considerable solo se
establece como maacuteximo eliminar los mantenimientos inferiores o iguales a 3
diacuteas En el quinto caso no se considera mantenimiento de aquellas unidades
cuya capacidad es igual a 1 MW independientemente del tiempo en
mantenimiento tambieacuten se incluye en el anaacutelisis al caso 3 finalmente para el
caso 6 no se considera mantenimiento de unidades menores o iguales a 2 MW
y el caso 3
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Consideraciones Tiempos de
caacutelculo Nuacutemero de
COPT LOLE
(diacuteasantildeo) Error
absoluto ()
Exacto 542E+03 272 3308
Apro
xim
ad
o
Caso 1 417E+03 217 323024 235
Caso 2 358E+03 197 317697 396
Caso 3 202E+03 176 311211 592
Caso 4 427E+04 159 299724 939
Caso 5 195E+03 167 308319 680
Caso 6 289E+03 158 307569 702
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado
En la tabla 512 se presenta el caacutelculo del LOLE con el sistema de generacioacuten
del antildeo 2009 con su respectivo plan de mantenimiento en los primeros tres
casos se comete un error maacuteximo en el LOLE de 592 para el cuarto caso
se presenta un error del 939 por lo cual los paraacutemetros de esta
aproximacioacuten no se consideran en los casos posteriores para el quinto y sexto
caso se comete un error en el caacutelculo de los iacutendices de 7 en el LOLE
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado
En cuanto al tiempo de caacutelculo se aprecia en la figura 54 una reduccioacuten del
531 en el caso 3 y una reduccioacuten del 354 en el caso 6 ambos con
respecto al caso exacto esta reduccioacuten implica que el nuacutemero de COPTs se
reduce proporcionalmente como se aprecia en la figura 55
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Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado
El nuacutemero de COPTs para el caso 3 es de 197 presentaacutendose una reduccioacuten
del 353 y para el caso 6 se obtiene 158 tablas con una reduccioacuten del 416
respecto al exacto por lo cual se aprecia un decrecimiento exponencial Para el
estudio se considera los paraacutemetros del caso 6
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de expansioacuten del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC para el periodo 2009-2020 hasta el
presente antildeo esta informacioacuten ha sufrido alteraciones en los avances de
ejecucioacuten de las obras o traacutemites pertinentes por lo cual se investigoacute la
situacioacuten actual de los proyectos para determinar las posibles fechas de
ingreso tambieacuten fue necesario investigar el nuacutemero de unidades de cada
central con sus respectivas potencias nominales debido a que en el plan de
expansioacuten solo se presentan en algunos casos esta informacioacuten se obtuvo de
la paacuteginas web de las empresas encargadas de los proyectos o publicaciones
de medios escritos
En el anexo C17 se presenta las nuevas fechas de ingreso de los proyectos
nuacutemero de unidades energiacuteas primarias y las capacidades nominales por
unidad para las unidades de las hipoacutetesis 1 y 3 del plan de expansioacuten
En funcioacuten de la investigacioacuten realizada se considera dos escenarios de
anaacutelisis para el plan de expansioacuten que se explican a continuacioacuten
Escenario de anaacutelisis 1
Considera todos los proyectos del anexo C17 en los cuales se ha
investigado las fechas de ingreso de los proyectos
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Escenario de anaacutelisis 2
Tambieacuten se debe considerar que no todos los proyectos seraacuten construidos
en las fechas presentadas por lo cual se investigoacute aquellos con mayores
posibilidades de ejecutarse e ingresar a formar parte del sistema de
generacioacuten dentro de estos se consideroacute aquellos que se encuentran en
etapa da construccioacuten seguacuten el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020
que seraacuten impulsados por el gobierno nacional y que constan en el Plan de
Inversioacuten para el antildeo 2011 en la SENPLADES dichos proyectos son
Mazar Ocantildea Baba San Joseacute de Minas Esmeraldas Toachi Pilatoacuten
Mazar Dudas Coca Codo Sinclair Sopladora La Unioacuten y Minas [18] [19]
[20] [21] Para aquellos proyectos que no han sido citados en este escenario
no se considera sus ingresos
Mantenimiento programado
Al tratarse de proyectos que posiblemente ingresaraacuten al sistema de generacioacuten
en antildeos futuros es necesario asignar un plan de mantenimiento a dichas
unidades El proceso de asignacioacuten se realizoacute en funcioacuten de los planes de
mantenimiento de las unidades existentes iniciando con la comparacioacuten de los
tiempos de mantenimiento en los antildeos 2008-2010 para eliminar los valores de
diacuteas que se encuentran alejados de la media
Se procedioacute a agrupar las unidades de acuerdo a su tipo capacidad y FOR
para los antildeos 2008-2010 en este proceso se consideroacute solo el tipo de
unidades que forman parte del plan de expansioacuten Finalmente se obtuvo el
tiempo promedio de mantenimiento de cada grupo ver tabla 513
Tipo de central Rango de capacidad MW FOR Tiempo promedio (diacuteas) Promedio
total 2008 2009 2010
Hidraacuteulica 0 a 29 00773 70 101 49 73
mayor a 29 00404 78 129 68 92
Teacutermicas MCI todos los tamantildeos 01297 114 211 173 166
Ciclo Combinado
todos los tamantildeos 0059 - - - -
Turbo gas mayor a 50 00699 112 135 123 123
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central
En la tabla 513 no se presenta los tiempos promedios para las centrales
teacutermicas MCI con rango de capacidad de 100 a 199 MW y para las unidades
de ciclo combinado por lo que se asume en ambos casos los tiempos de las
centrales teacutermicas MCI de 0 a 99 MW
Una vez determinado los tiempos del plan de mantenimiento para cada unidad
es necesario especificar en queacute periodo del antildeo se ejecutaraacuten por lo cual se
realizoacute una investigacioacuten de los requerimientos energeacuteticos durante el antildeo
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presentaacutendose un periacuteodo de estiaje que contempla entre octubre y marzo en
este periacuteodo se plantea ejecutar los planes de mantenimientos de la unidades
hidraacuteulicas y fuera de este periodo los planes de mantenimiento de las
unidades teacutermicas En la anexo C18 se presenta las unidades del plan de
expansioacuten con su respectivo plan de mantenimiento programado
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de retiro de unidades del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 en el sustento de dichos retiros ldquose consideran solo aquellas
unidades generadoras que no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten
del CENACE y para las cuales no se ha solicitado financiamiento para
rehabilitacioacuten o mejoras en la SENPLADESrdquo [22]
En esta tesis ademaacutes se plantea el retiro de unidades en funcioacuten de los
siguientes criterios
Considerar el cuadro de vidas uacutetiles para cada tipo de unidad del SG
aprobado por el CONELEC [23] ver tabla 514
En cuanto a las centrales hidraacuteulicas en el peor de los casos al
sobrepasar el tiempo de vida uacutetil publicado por el CONELEC se puede
realizar un remplazo total de equipos para no perder la inversioacuten original
en obras civiles por lo cual no se consideran en el anaacutelisis de retiros
Las unidades teacutermicas son consideradas en los posibles retiros debido
a que este tipo de unidades son las que la mayor parte del tiempo se
encuentran indisponibles en el periodo histoacuterico y que tienen un alto
impacto ambiental
En el Anexo C59 se presenta las centrales teacutermicas con su respectivo antildeo
de ingreso a operacioacuten vida uacutetil maacutexima y posible antildeo de salida13 En esta
tabla tambieacuten constan aquellas unidades para las cuales no se encontroacute
informacioacuten y por lo tanto no se considera su posible retiro
Cuadro de vidas uacutetiles
Hid
ro
gt 5
0 M
W
Hid
ro
5 ndash
50 M
W
Hid
ro
05
ndash 5
MW
Hid
ro
0 -
05
MW
Vap
or
MC
I
lt 5
14rp
m
MC
I
514 -
900
rpm
MC
I
gt 9
00rp
m
Gas
Ind
ustr
ial
Gas
Jet
Equipos e Instalaciones Electromecaacutenicas
35 33 30 20 30 15 14 6 20 6
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC
13 Ademaacutes se presenta la paacutegina web de donde se obtuvo la informacioacuten
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Joseacute Pachari P 89
Considerando los antildeos de vida uacutetil que se muestran en la tabla 514 se
presenta en el anexo C510 el anaacutelisis de retiros de las unidades teacutermicas para
las cuales se obtuvo informacioacuten del antildeo de ingreso a operacioacuten ademaacutes se
presenta un factor de planta promedio de los antildeos 2006-2009 [24] que se utiliza
para determinar un aproximado de las horas de operacioacuten que tendriacutean hasta
el antildeo 2020 las centrales Guangopolo y G Hernaacutendez deberiacutean retirarse en el
2010 pero el inconveniente se encuentra en que la capacidad a retirar es de
53 MW y no se presenta ingresos de generacioacuten considerables hasta el antildeo
2013 por lo cual se procede a retirar las centrales iniciando con la salida de
G Hernaacutendez y Guangopolo en el antildeo 2012
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda
5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda
Para calcular los iacutendices de confiabilidad es necesario contar con una base de
datos de demandas maacuteximas diarias u horarias histoacutericas con esta
informacioacuten se obtiene un modelo de curva de carga que represente el
comportamiento histoacuterico de la demanda y que permita proyectar la carga
para los proacuteximos 16 antildeos
En el anexo C111 se presenta los valores de demanda maacutexima diaria para el
periodo 2004-2009 que fueron obtenidos del CENACE en esta informacioacuten se
presenta problemas en el antildeo 2009 donde ocurre racionamientos desde el 5
de noviembre hasta el 22 de enero de 2010 como se aprecia el
comportamiento en la figura 56
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009
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En el anaacutelisis para determinar la curva tipo que seraacute utilizada para modelar la
demanda en los antildeos futuros no se considera el antildeo 2009 por no tener la
curva de carga real desde el mes de noviembre Cada antildeo se consideroacute como
un posible modelo de curva de carga tipo ya que todas tienen baacutesicamente el
mismo comportamiento como se muestra en el anexo C112 14
Para determinar la curva de demanda modelo se expresoacute la demanda de cada
uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en por unidad con base en su
respectiva demanda maacutexima A cada una de estas curvas se la multiplicoacute por la
demanda maacutexima de los antildeos restantes es decir si se utiliza como curva tipo
el antildeo 2004 se la multiplicaraacute por las demandas maacuteximas del antildeo 2005 2006
2007 y 2008 obtenieacutendose cuatro curvas aproximadas para dichos antildeos luego
se determinoacute la desviacioacuten estaacutendar de estas curvas con respecto a las reales
del respectivo antildeo mediante la ecuacioacuten 51 Tambieacuten se comparoacute la energiacutea
real y aproximada de cada antildeo
Donde
Media aritmeacutetica
Nuacutemero de datos
Antildeos de anaacutelisis
Curva de carga en por unidad
2004 2005 2006 2007 2008
2004 - 12944 12130 12714 12446
2005 13069 - 12410 12341 11897
2006 13345 13522 - 13421 13080
2007 14330 13777 13749 - 13593
2008 14438 13669 13791 13990 -
Desviacioacuten promedio 13796 13478 13020 13116 12754
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo
En la tabla 515 se presenta la desviacioacuten estaacutendar resultante al utilizar la curva
tipo de cada uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en funcioacuten de los
resultados obtenidos se determina que la curva de carga en por unidad del antildeo
2008 es la maacutes adecuada debido a que la desviacioacuten estaacutendar es menor
Un segundo criterio se basa en el error cometido en la energiacutea cuya forma de
calcular sigue el procedimiento anteriormente explicado con la salvedad que
se calcula energiacutea en la tabla 516 se presenta el anaacutelisis
14 Las demandas horarias fueron adquiridas de la informacioacuten entregada por el CENACE
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Antildeos base de demanda (curvas tipo)
Antildeo Energiacutea
real GWh
2004 2005 2006 2007 2008
GWh error GWh error GWh error GWh error GWh error
2004 77179 0 0 80595 443 77820 083 79080 246 79377 285
2005 81373 77925 424 0 0 78572 344 79844 188 80144 151
2006 85617 84913 082 88671 357 0 0 87005 162 87331 200
2007 89135 86993 240 90843 192 87715 159 0 0 89466 037
2008 92078 89774 250 93492 154 90272 196 91735 037 0 0
Error promedio
210
214
166
1781
115
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas
En la tabla 516 se presenta el error cometido calculado mediante la ecuacioacuten
52 al utilizar las curvas de demanda tipo de cada uno de los antildeos del periodo
2004-2008 y la energiacutea real de cada uno de los antildeos considerados en el
anaacutelisis
En ambos procesos realizados para determinar la curva tiacutepica de demanda se
concluye que para el primer anaacutelisis la curva en por unidad que tiene el menor
valor de desviacioacuten estaacutendar es el 2008 en el segundo anaacutelisis se presenta el
menor error para las curvas en por unidad del los antildeos 2006 y 2008 por lo cual
se escogioacute el antildeo 2008 Para realizar la correccioacuten de la curva de carga diaria u
horaria del antildeo 2009 se plantea la utilizacioacuten del modelo de carga tiacutepica del
2008 con un pico de carga maacuteximo de 2 909 MW a partir del diacutea 309 u hora
7416
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025
Una vez determinado el modelo de curva tiacutepica de la demanda del sistema se
procede a proyectar la demanda para el periodo 2010-2025 en base a la
informacioacuten publicada en el Plan Maestro de electrificacioacuten 2009-2020 En la
tabla 517 se presenta la proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten que
publica el CONELEC [22] con escenarios de crecimiento menor y mayor
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Antildeos de anaacutelisis
Demanda de potencia (MW)
Menor Mayor
2009 2 883 2 933
2010 3 036 3 121
2011 3 234 3 376
2012 3 354 3 558
2013 3 477 3 746
2014 3 601 3 940
2015 3 839 4 253
2016 4 110 4 605
2017 4 371 4 953
2018 4 626 5 302
2019 4 849 5 625
2020 5 037 5 919
Crecimiento 2008-2020
5 640
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten
Para obtener la demanda proyectada para los antildeos del periodo 2010-2025 se
considera la curva tiacutepica diaria u horaria en por unidad del antildeo 2008 y los picos
de carga para el menor y mayor escenario de la tabla 517 Para los antildeos
2021 a 2025 se considera una tasa de crecimiento constante de 5 para el
menor escenario y 64 para el mayor escenario de carga
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV
La interconexioacuten con Colombia fase I y II es modelada por los organismos de
control mediante un generador de potencia variable con capacidad efectiva de
500 MW que ingresa al proceso de despacho econoacutemico para determinar en
funcioacuten del costo variable de produccioacuten si se realiza la transferencia
internacional de energiacutea En la figura 57 se presenta el modelo utilizado para
el presente estudio
Generador
de potencia
variable
125 MW
125 MW
125 MW
125 MWSNIE
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia
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En el presente trabajo se modela la interconexioacuten con Colombia como un
generador de potencia variable cuya maacutexima potencia es igual a la capacidad
de las liacuteneas de transmisioacuten Ademaacutes se asume la total disponibilidad de
energiacutea por parte del sistema de generacioacuten Colombiano
La energiacutea despachada por medio de la interconexioacuten se determina como la
diferencia entre la energiacutea requerida por la carga y la producida por el sistema
ecuatoriano en un determinado periodo de tiempo con lo cual se determina la
potencia media requerida de las liacuteneas de transmisioacuten en dicho periodo
Ademaacutes se asume que cada una de las cuatro liacuteneas de transmisioacuten tiene una
capacidad de 125 MW como se muestra en la figura 57
La tasa de salida forzada del generador equivalente dependeraacute de la potencia
media requerida es decir si la potencia media requerida es menor a la
capacidad de una liacutenea se asume los cuatro circuitos en paralelo desde el
punto de vista de la confiabilidad por el contrario si la potencia media
requerida es mayor a la capacidad de tres liacuteneas se asumen los cuatro circuitos
en serie Para la asignacioacuten de la tasa de falla se considera la capacidad de la
interconexioacuten obtenida y la tabla de probabilidades de falla de la liacutenea
Cabe recalcar que la aproximacioacuten utilizada es baacutesica por lo cual se
recomienda realizar un estudio maacutes detallado que permita determinar la
energiacutea de la cual se podriacutea disponer en un determinado periodo Ademaacutes en
esta aproximacioacuten se asume una potencia media durante un determinado
periodo de tiempo siendo este no del todo praacutectico ya que se puede requerir
diferentes valores de potencia
El modelo de la interconexioacuten propuesto se ha divido en dos periodos de
anaacutelisis el primero denominado periodo histoacuterico que considera los
requerimientos de energiacutea producidos en cada uno de los periodos (lluvioso y
seco) desde el 2007 al 2009 de dichas energiacuteas se obtiene una potencia
promedio por periodo que seraacute la capacidad media de la interconexioacuten con su
respectiva tasa de salida forzada
Para el periodo proyectado que considera los antildeos 2010 al 2025 se considera
la energiacutea promedio que las unidades disponibles podriacutean producir Ademaacutes
en cada antildeo se adiciona las energiacuteas promedio que cada uno de los proyectos
que se incorporaran al SNI podriacutean producir y el incremento de energiacutea que la
represa Mazar produciraacute en la central Molino y el incremento de energiacutea en la
central Marcel Laniado por el proyecto Baba
Debido a que no todos los proyectos ingresariacutean al SNI al inicio de cada antildeo
los antildeos del periodo proyectado se han divido en intervalos que estaacuten
determinados por las fechas de ingreso de las nuevas centrales por lo tanto el
incremento de la energiacutea se lo realiza despueacutes del ingreso de la central y no
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con la energiacutea promedio que la central podriacutea producir en el antildeo sino con el
porcentaje correspondiente al tiempo durante el cual la unidad estariacutea
disponible en ese antildeo
Para determinar la potencia promedio para el periodo proyectado de la
interconexioacuten se considera la energiacutea proyectada para los antildeos 2010-2020
publicada en el Plan maestro de electrificacioacuten 2009-2020 del CONELEC a
esta energiacutea se le resta la energiacutea proyectada que el sistema de generacioacuten
puede producir obteniendo una energiacutea promedio requerida de la interconexioacuten
de esta se obtendraacute la potencia promedio de la interconexioacuten El alcance del
plan maestro de electrificacioacuten no cubre todo el periodo de anaacutelisis establecido
en el presente estudio por lo que se considera para los antildeos 2021 al 2025 el
requerimiento de la interconexioacuten del antildeo 2020
5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de
la liacutenea de interconexioacuten
Se considera la tasa de falla del generador de potencia variable como la tasa
de salida de las liacuteneas de transmisioacuten de 230KV que se presenta en la
publicacioacuten IEEE 1979 [25]
Donde
Tasa de salida
Longitud de la liacutenea (millas)
Remplazando la longitud de la liacutenea presentada en la tabla 54 en la ecuacioacuten
53 se obtiene con una duracioacuten de salida15 de 24 horas
resultando la tasa de reparacioacuten con los valores de tasa de
salida obtenida anteriormente se asume como la tasa de falla se remplaza en
la ecuacioacuten 54 obteniendo la indisponibilidad
Para modelar los cuatro circuitos en paralelo de las liacuteneas de interconexioacuten se
utiliza la distribucioacuten binoacutemica ecuacioacuten 55 considerando cada componente
con dos estados posibles como se presenta en la tabla 518
15Se plantea esta duracioacuten de salida en base a un ejercicio planteado en la referencia 9 con condiciones similares
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Nuacutemero de estado
Capacidad MW
Probabilidad de ocurrencia
1 0
099798
2 125
000202
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten
Donde
Probabilidad de estado de eacutexito
Probabilidad de fallo
Nuacutemero de elementos en estado de eacutexito
Nuacutemero de liacuteneas consideradas
Al remplazar la informacioacuten pertinente en la ecuacioacuten 55 se obtiene la tabla
de probabilidades para las 4 liacuteneas de interconexioacuten con su respectiva
capacidad desconectada ver tabla 519 Esta tabla seraacute utilizada para los
periodos de anaacutelisis histoacuterico y proyectado
Nuacutemero de
Liacuteneas
Capacidad disponible MW
Probabilidad
eacutexito
Probabilidad
falla
4 500 09920000 00080000
3 375 09999754 00000246
2 250 09999999 3320E-08
1 125 1 1680E-11
0 0 1 0
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten
5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico
En la tabla 520 se presenta los requerimientos que se produjo en el periodo
histoacuterico para los antildeos 2007 al 2009
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Interconexioacuten Energiacutea (GWh-mes)
Meses del antildeo 2007 2008 2009
Enero 11386 7140 9845
Febrero 10232 2087 7393
Marzo 8265 781 17543
Abril 4561 1258 17543
Mayo 5042 565 11645
Junio 3461 2291 6530
Julio 8542 749 3534
Agosto 6850 6838 9855
Septiembre 7091 7487 14966
Octubre 4776 7081 5190
Noviembre 7208 3009 4951
Diciembre 9253 11550 2542
Energiacutea Gwh-antildeo 86667 50836 111536
Potencia media MW Enero-Marzo
129 46 108
Potencia media MW Abril-Septiembre
78 44 146
Potencia media MW Octubre-Diciembre
93
100 57
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009
En funcioacuten de la potencia media de la interconexioacuten presentada en la tabla 520
y la tabla 519 de probabilidades de falla de las liacuteneas de transmisioacuten se
determina que para las potencias media mayores a 125 MW la tasa de fallos
para la interconexioacuten es de 332e-8 y para la potencias medias menores a 125
MW la tasa de fallos de 168e-11
5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado
Para realizar el anaacutelisis de la capacidad de interconexioacuten requerida para antildeos
futuros es necesario determinar el factor de planta de cada una de las unidades
del sistema de generacioacuten En el anexo C513 se presenta los factores de
planta para los antildeos 2007 2008 y 2009 [18] [19] [20] estos valores publicados
por el CONELEC son obtenidos considerando la potencia efectiva en el
caacutelculo por lo cual se obtiene el factor de planta corregido tomando como
base la potencia nominal de las unidades del anexo C51 En la tabla 521 se
presenta los factores de planta mayores al 100
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Central Unidad factor de planta
2007 2008 2009
Chimbo U1 0374 0142 0374
Pasochoa U1 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705
Guangopolo U1 0000 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222
Guangopolo U3 0036 0275 0275
Guangopolo U4 0113 0224 0224
Guangopolo U5 0009 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802
Miraflores 1 0 0 0225
Miraflores TG1 0035 0017 0017
Pascuales II TM1 0 0 0582
Pascuales II TM2 0 0 0582
Pascuales II TM3 0 0 0582
Pascuales II TM4 0 0 0582
Pascuales II TM5 0 0 0582
Pascuales II TM6 0 0 0582
Ecoelectric Turbo 5 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 6 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 7 0 0243 0243
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010
En los boletines estadiacutesticos publicados existen factores de planta de ciertas
unidades superiores al cien por ciento que son presentadas en la tabla 521
Por tal razoacuten se presenta los factores de planta asignados con sus respectivas
unidades para la central Chimbo unidad U1 se asignoacute el factor de planta del
antildeo 2007 en cuanto a la unidad U1 de la central Pasochoa al tener factores de
planta semejantes se obtuvo el promedio del 2007 y 2008 el mismo
procedimiento es aplicado a la central Los Chillos unidad U1 para la central
Guangopolo se asignoacute los factores de planta del antildeo 2008 en la central
pascuales II se plantea el factor de 0582 para las unidades este valor se
obtuvo de informacioacuten publicada por la empresa en el antildeo 2009 y para la
central Ecoelectric se asignoacute el valor del antildeo 2008 En la figura 58 se presenta
los factores de planta para el periodo histoacuterico y el promedio de las mismas
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Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009
En la figura se aprecia que la curva de factores de planta de los antildeos 2007
2008 y 2009 tiene comportamientos semejantes Ademaacutes se presenta una
factor de planta promedio de los tres antildeos pero se observa que no representa
el comportamiento de valles y picos caracteriacutestico de cada antildeo por lo cual se
establece como factor de planta tipo el antildeo 2009
En cuanto a las unidades que ingresan a formar parte del sistema de
generacioacuten del plan de expansioacuten se presenta en el Anexo C614 los factores
de planta de cada una de las unidades basada en la energiacutea promedio que
estas centrales podriacutean producir cada antildeo de acuerdo con lo publicado en el
Plan de Electrificacioacuten [24]
Para determinar los requerimientos de interconexioacuten se plantea dos escenarios
del plan de expansioacuten escenario 1 ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su
totalidad y el escenario 2 donde se incluye uacutenicamente los proyectos maacutes
probables de ser ejecutados Dentro de cada uno de estos escenarios se
establecen cuatro casos escenario de mayor y menor crecimiento de la
demanda con y sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento programado
Finalmente el caacutelculo se realiza para los siguientes escenarios y los resultados
se presentan en el anexo C515
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1 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de menor
crecimiento de la demanda
2 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de mayor
crecimiento de la demanda
3 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de menor crecimiento de la
demanda
4 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de mayor crecimiento de la
demanda
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CAPIacuteTULO VI
EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN
ECUATORIANO
61 Introduccioacuten
En este capiacutetulo se calcula y analiza los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten para el periodo histoacuterico y proyectado considerando la generacioacuten
disponible hasta el antildeo 2009 y aquellas unidades que ingresaron a despacho
econoacutemico en el antildeo 2010 el plan de expansioacuten 2009-2020 retiro de unidades
publicados por el CONELEC unidades que han terminado su tiempo de vida
uacutetil y los requerimientos de interconexioacuten determinados en el capiacutetulo 5
El caacutelculo de los iacutendices se realiza para el periacuteodo histoacuterico 2007-2009 y
proyectado 2010-2025 con los resultados del periacuteodo histoacuterico se establece
los valores de referencia del LOLE ya que durante las investigaciones
realizadas para el desarrollo de esta tesis no se ha encontrado un valor de
referencia para el sistema de generacioacuten ecuatoriano
Basados en los resultados del periacuteodo histoacuterico se determinaraacute si los antildeos del
periodo 2021 al 2025 cumplen con los indicadores de referencia de no serlo
se determina el requerimiento de capacidad para cumplir el valor de referencia
para esto se consideran tres escenarios de anaacutelisis el primero de ellos toma en
cuenta el ingreso de generacioacuten hidraacuteulicas en el segundo escenario unidades
de generacioacuten teacutermica y el tercer caso la combinacioacuten de unidades hidraacuteulicas
y teacutermicas En cada uno de los casos planteados se realiza un anaacutelisis de los
resultados obtenidos
62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano
El anaacutelisis del sistema de generacioacuten del SNI se realiza considerando las
aproximaciones establecidas en el capiacutetulo 5 para el sistema de generacioacuten
existente Con esta informacioacuten y con la obtenida del plan maestro de
electrificacioacuten se establecen dos escenarios de anaacutelisis
Escenario1 En este escenario se considera la ejecucioacuten total del plan de
expansioacuten considerando dentro de estas dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
Escenario2 En este escenario se considera la ejecucioacuten parcial del plan de
expansioacuten es decir solo se considera las centrales con mayor probabilidad de
ejecucioacuten dentro de este escenario se considera dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
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Joseacute Pachari P 101
mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
621 Resultados obtenidos
Una vez que la informacioacuten del sistema de generacioacuten ha sido adecuada se
procede a obtener los iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico y
proyectado considerando los escenarios de anaacutelisis presentados en el punto
anterior
6211 Iacutendices del periodo histoacuterico 2007-2009
Se presenta los resultados de iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
considerando la respectiva demanda del sistema interconexioacuten requerida e
incluyendo o no el plan mantenimiento programado ademaacutes del periodo
lluvioso y seco En la tabla 61 se presenta los iacutendices de peacuterdida de carga y
energiacutea utilizando las curvas de carga diaria y horaria respectivamente
Antildeos de anaacutelisis L
OL
E
(diacutea
sa
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mantenimiento Sin mantenimiento
2007 151 014 222 12305 020 937
2008 2470 239 4238 348960 367 20896
2009 3076 103 5332 427279 210 12850
Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
Se observa en la tabla 62 los incrementos en el LOLE sin incluir
mantenimiento observando que desde el antildeo 2007 al 2008 se tiene un
crecimiento de 1 0323 y del 2008 al 2009 una reduccioacuten del 661
Consideracioacuten Porcentaje Comportamiento
2007 respecto al 2008 1 757436097 crecimiento
2008 respecto al 2009 7522768804 decrecimiento
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 102
Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada
En la figura 61 se observa que para un rango de capacidad desconectada
que inicia en 360 a 500 MW la probabilidad variacutea de 09879 a 00415
respectivamente esta variacioacuten implica que para pequentildeas cambios en la
carga o capacidad disponible la probabilidad acumulada sufre incrementos o
decrecimientos considerables que afectan directamente a los iacutendices este
comportamiento es caracteriacutestico del sistema de generacioacuten Ecuatoriano Al
analizar el comportamiento para el antildeo 2007 se observa que al tener una
capacidad disponible de 3 731 MW y una demanda maacutexima de 2 7063 MW se
produce peacuterdida de carga a partir de 6337 MW de capacidad desconectada
con una probabilidad acumulada de 00022 si se analiza para el 2008 con una
capacidad disponible de 3 543 MW con una carga pico diaria de 2 7852 MW
se produce peacuterdida de carga a partir de 37279 MW con una probabilidad
acumulada de 00954 al comparar ambos antildeos se observa que para una
diferencia de 26091 MW de capacidad disponible la probabilidad acumulada
varia en un 4 33636 respecto del 2007 este valor justifica el
comportamiento de los iacutendices de estos antildeos para el comportamiento del
iacutendice del 2008 al 2009 se utiliza el mismo criterio En resumen se puede decir
que cuando las probabilidades acumuladas utilizadas para el caacutelculo del LOLE
variacutean de la parte plana de la curva a la parte con mayor pendiente el LOLE
puede variar de una forma significativa
6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
Se presenta el caacutelculo del para cada uno de los antildeos del
periacuteodo 2010-2025 considerando una incertidumbre del 0 2 y 5 estos
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Joseacute Pachari P 103
resultados son presentados en la tabla 63 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025
no se considera interconexioacuten debido a que a partir del antildeo 2014 no se
requiere tambieacuten se debe tomar en cuenta que el plan de expansioacuten es hasta
el antildeo 2020
Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 1003 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 1068 179709 2154 160 3138 549
2012 3353 263 127424 3586 368 4609 997
2013 3584 372 96348 3822 492 4872 1170
2014 794 029 277915 954 049 1770 260
2015 440 013 344403 515 022 823 120
2016 278E-10 135E-12 2050885 101E-09 615E-12 121E-07 142E-09
2017 349E-09 351E-12 9946894 117E-08 164E-11 105E-06 414E-09
2018 105E-08 628E-12 16743868 368E-08 332E-11 358E-06 110E-08
2019 262E-09 106E-11 2474216 116E-08 645E-11 217E-06 293E-08
2020 801E-11 334E-13 2400288 466E-10 268E-12 184E-07 245E-09
2021 837E-09 495E-11 1689830 438E-08 354E-10 114E-05 213E-07
2022 692E-07 624E-09 1109638 316E-06 387E-08 466E-04 135E-05
2023 473E-05 655E-07 721744 180E-04 337E-06 128E-02 590E-04
2024 246E-03 531E-05 463682 750E-03 218E-04 021 002
2025 876E-02 305E-03 287494 202E-01 945E-03 207 025
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
En la tabla 63 se presenta el crecimiento del LOLE con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta
el antildeo 2015 se representa un incremento promedio del 2 4337 del 2016 al
2018 se presenta un comportamiento irregular del crecimiento debido a que en
estos antildeos ingresan proyectos de gran capacidad El total del LOLE sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis es de 327208 de este
el 95 ocurre hasta el antildeo 2013 y el 467 en los antildeos 2014-2015
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Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de
mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 62 se presenta el comportamiento del LOLE con una
incertidumbre del 0 con y sin el plan de mantenimiento programado donde se
aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el
LOLE decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2020
de 801e-11 y 334e-13 con y sin mantenimiento
respectivamente esto se debe a que la capacidad ingresada hasta el 2020
suma 4 632 MW de estos 4 284 MW son ingresados a partir del 2014 como
se aprecia en la figura 63 con lo cual se justifica los valores del LOLE
obtenidos En el antildeo 2015 se puede observar que siendo el antildeo con mayor
ingreso de generacioacuten el valor del LOLE es considerablemente maacutes alto que el
valor que se tiene para el antildeo 2016 esto se debe a que la mayor cantidad de
generacioacuten en el antildeo 2015 ingresa en el mes de Abril siendo el 99 del LOLE
producido en los tres primeros meses
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1
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En cuanto al LOLE obtenido considerando el mantenimiento programado se
observa que en el antildeo 2010 se obtiene un valor de 4357 que es el
maacutes alto del periacuteodo de anaacutelisis siendo mucho mayor que el LOLE obtenido
sin considerar el plan de mantenimiento esto se debe a que los
mantenimientos reducen la capacidad disponible En la figura 64 se aprecia el
efecto del mantenimiento en la capacidad disponible para el antildeo 2010
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1
En la figura 65 se presenta el comportamiento del LOLE considerando el 0 2
y 5 de incertidumbre sin incluir el mantenimiento programado El crecimiento
promedio del LOLE con el 2 respecto al de 0 de incertidumbre en el periacuteodo
2010-2015 es de 521 de este el mayor crecimiento se presenta en el antildeo
2015 con el 73 los demaacutes antildeos del periacuteodo de anaacutelisis no se consideran ya
que son valores que se pueden considerar como despreciables En cuanto al
crecimiento promedio del LOLE del 5 respecto al de 0 es del 4905
presentaacutendose el mayor crecimiento en el antildeo 2015 con 8385
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Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 64 se presenta los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5741 535702 386 24512 6285 639170 552 38444 8855 1194980 1655 163219
2013 6210 630458 557 39433 6771 741930 754 58092 9444 1345190 1973 210430
2014 1307 107287 041 2362 1599 142809 072 4500 3185 384551 415 36629
2015 752 65642 020 1162 902 86404 035 2252 1586 212298 204 18903
2016 355E-10 170E-08 172E-12 775E-11 130E-09 647E-08 782E-12 368E-10 157E-07 909E-06 183E-09 996E-08
2017 526E-09 268E-07 475E-12 217E-10 177E-08 939E-07 223E-11 107E-09 158E-06 982E-05 570E-09 316E-07
2018 156E-08 813E-07 841E-12 390E-10 547E-08 301E-06 447E-11 218E-09 537E-06 352E-04 150E-08 859E-07
2019 365E-09 188E-07 128E-11 626E-10 161E-08 874E-07 789E-11 406E-09 298E-06 194E-04 365E-08 222E-06
2020 109E-10 537E-09 398E-13 188E-11 627E-10 328E-08 321E-12 160E-10 245E-07 153E-05 298E-09 175E-07
2021 113E-08 601E-07 594E-11 302E-09 588E-08 333E-06 427E-10 230E-08 153E-05 106E-03 263E-07 171E-05
2022 929E-07 540E-05 755E-09 416E-07 423E-06 263E-04 471E-08 277E-06 637E-04 503E-02 171E-05 125E-03
2023 634E-05 408E-03 803E-07 484E-05 243E-04 169E-02 417E-06 271E-04 179E-02 166E+00 768E-04 647E-02
2024 333E-03 024 662E-05 445E-03 001 081 275E-04 002 031 3501 002 215
2025 012 1014 389E-03 297E-01 028 2645 001 104 316 44601 035 4311
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
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En la tabla 64 se presenta un HLOLE sin incertidumbre y sin mantenimiento de
1304 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 99 es obtenido
hasta el 2015 Para los iacutendices con la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado y sin incertidumbre se tiene un HLOLE total de 25948
de este el 99 es obtenido hasta el 2015
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 66 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 e incluyendo o no el plan de mantenimiento
programado en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece considerablemente alcanzando en
el 2020 el valor miacutenimo de 109e-10 y 398e-13 con y sin
mantenimiento respectivamente En cuanto al HLOLE con mantenimiento se
presenta un crecimiento promedio del 2 94603 hasta el antildeo 2015 con
respecto al sin mantenimiento a partir del 2016 los valores de peacuterdida de carga
horaria son despreciables
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Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En el periacuteodo de anaacutelisis se tiene una energiacutea no suministrada con
mantenimiento de 2645 de este 2644 de energiacutea
no son suministrados hasta el 2015 esto se debe a que a partir de este antildeo
ingresan unidades con capacidades significativas como lo es Coca Codo
Sinclair Toachi Pilatoacuten y Esmeraldas entre otras como se aprecia en la figura
63 Sin considerar el mantenimiento se tiene un LOEE en el periacuteodo de
anaacutelisis de 0847 de este el 99 se produce hasta el antildeo 2015
Al comparar la energiacutea no suministrada sin mantenimiento respecto de con
mantenimiento se produce un incremento de 3 12228
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
En este caso se adiciona otras unidades de generacioacuten como se establece en
el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 para el crecimiento mayor de
demanda obtenieacutendose los siguientes resultados
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Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 4530 148 5637 508
2011 2125 131 162237 2377 197 3426 661
2012 4056 390 104074 4288 537 5365 1340
2013 4551 624 72950 4792 800 5907 1687
2014 3147 295 106546 3455 413 4801 1129
2015 1831 215 85344 1886 295 2160 704
2016 117E-07 950E-10 1228197 408E-07 419E-09 364E-05 770E-07
2017 275E-06 771E-09 3567500 852E-06 340E-08 481E-04 604E-06
2018 252E-05 601E-08 4185846 764E-05 278E-07 349E-03 491E-05
2019 448E-05 567E-07 789101 158E-04 270E-06 968E-03 413E-04
2020 122E-05 170E-07 721095 525E-05 986E-07 527E-03 242E-04
2021 238E-03 531E-05 446912 755E-03 228E-04 231E-01 178E-02
2022 022 001 241467 048 003 378 053
2023 814 070 116662 1151 130 2725 685
2024 7870 1678 46914 8270 2142 9752 4101
2025 21735 11496 18907 21340 11795 20242 12722
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Para el antildeo 2025 en la tabla 65 se presenta el maacuteximo valor del LOLE en el
periacuteodo de anaacutelisis esto se debe a que a partir del 2020 no ingresan proyectos
como se aprecia en la figura 69 Al comparar el caso en anaacutelisis con el caso 1
se observa que los periodos criacuteticos ocurren en los uacuteltimos y primeros antildeos
respectivamente
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
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Joseacute Pachari P 110
En la figura 68 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta la
incertidumbre del 0 en la cual se aprecia un valor sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente alcanzando el
valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 117e-07 y 950e-10 con y
sin mantenimiento respectivamente esto se debe a que la capacidad
ingresada hasta el 2020 suma 4 837 MW de estos 4 373 MW que representan
el 90 son ingresados a partir del 2014 por lo cual se justifica el decrecimiento
en el valor del LOLE los ingresos de proyectos son presentados en la figura
69
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2
En la figura 610 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
tres porcentajes de incertidumbre en la demanda Para el antildeo 2025 con una
incertidumbre de 0 2 y 5 se obtiene un LOLE de 11496 11795 y 12722
respectivamente siendo los maacutes altos en el periodo de anaacutelisis entre
los antildeos 2016-2020 los valores son despreciables a partir del antildeo 2020 existe
un comportamiento creciente debido a que no existen ingresos de generacioacuten
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Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 66 se presenta los resultados de iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6960 694319 571 38307 7542 822625 808 59872 10372 1503200 2247 240375
2013 7958 893605 941 73365 8575 1039170 1237 105512 11587 1817130 2894 345084
2014 5298 563189 419 31030 5948 684021 602 48664 9059 1375620 1847 210795
2015 3476 450079 346 26864 3665 514448 488 41988 4587 841428 1292 163996
2016 147E-07 793E-06 120E-09 610E-08 516E-07 294E-05 533E-09 284E-07 473E-05 324E-03 100E-06 635E-05
2017 409E-06 240E-04 104E-08 546E-07 127E-05 788E-04 464E-08 256E-06 726E-04 559E-02 839E-06 560E-04
2018 373E-05 234E-03 811E-08 444E-06 114E-04 760E-03 378E-07 220E-05 534E-03 458E-01 690E-05 496E-03
2019 601E-05 385E-03 700E-07 419E-05 212E-04 146E-02 337E-06 216E-04 134E-02 121E+00 540E-04 444E-02
2020 160E-05 100E-03 206E-07 122E-05 686E-05 465E-03 121E-06 770E-05 714E-03 644E-01 311E-04 256E-02
2021 316E-03 023 659E-05 447E-03 001 081 288E-04 002 033 3825 002 248
2022 031 2741 001 096 068 6788 004 318 584 90437 077 10296
2023 1184 143464 094 9744 1731 239441 182 21232 4645 996390 1070 191081
2024 13094 2521170 2478 362791 14251 306975 3274 540215 18929 5784650 7145 175556
2025 44737 150634 19910 45832 4486 159846 21097 535206 47071 205436 25629 896802
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 112
En la tabla 66 se tiene para una incertidumbre del 0 sin mantenimiento un
HLOLE de 25094 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 104
se produce hasta el antildeo 2014 y el 892 en el antildeo 2025 para la energiacutea
esperada no suministrada se obtiene 51 44819 de este el
367 es obtenido hasta el 2015 y el 9613 desde el antildeo 2024 hasta el 2025
En cuanto a los iacutendices con mantenimiento e incertidumbre del 0 se tiene un
HLOLE en el periacuteodo de anaacutelisis de 94685 de este el
3764 se produce hasta el antildeo 2015 y el 6107 en los antildeos 2024 al 2025
En cuanto al LOEE el valor total del periodo de anaacutelisis es de 207 31284
de estos el 144 se produce hasta el antildeo 2015 y el 855 a
partir del 2023
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 611 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre del 0 sin mantenimiento en la cual se aprecia un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE
decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de
147e-7 y el maacutes alto en el 2025 de 1991
Para el caacutelculo de iacutendices considerando el plan de mantenimiento el valor
miacutenimo obtenido es de 147e-07 y maacuteximo de 44737
en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente
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Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 612 se observa que la energiacutea no suministrada suma en el
periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento un total de 51 448 y con
mantenimiento 207312 presentaacutendose un crecimiento
respecto de este uacuteltimo de 40295
6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En la tabla 67 se presenta el iacutendice de peacuterdida de carga
Para los antildeos 2020-2025 no se considera interconexioacuten debido a que a partir
del antildeo 2015 no se requiere de la misma
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Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto
Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 100 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 107 179709 2154 160 3138 549
2012 3091 263 117468 3586 368 4609 997
2013 3696 386 95740 3822 511 4872 1205
2014 2739 248 110650 954 341 1770 907
2015 481 019 249108 568 029 898 134
2016 602E-06 589E-08 1021421 181E-07 181E-07 116E-05 116E-05
2017 139E-04 509E-07 2721624 304E-04 153E-06 899E-05 899E-05
2018 300E-03 505E-05 594529 136E-04 136E-04 449E-03 449E-03
2019 512E-02 132E-03 388749 311E-03 311E-03 594E-02 594E-02
2020 042 002 268105 326E-02 326E-02 037 037
2021 441 028 157009 049 049 273 273
2022 2784 335 83144 476 476 1339 1339
2023 9379 2369 39580 2785 2785 4494 4494
2024 18670 9043 20645 9376 9376 10665 10665
2025 27797 19628 14162 19444 19444 18798 18798
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 67 se presenta el crecimiento del LOLE con plan de mantenimiento
respecto al de sin plan de mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo
2015 se presenta un incremento promedio de 1 97853 del 2016 al 2020 se
presentan valores relativamente bajos finalmente desde el 2022 se presenta
un comportamiento creciente debido a que a partir del 2017 no ingresan
centrales
El valor total del LOLE sin mantenimiento con incertidumbre del 0 es de
32529 en el periacuteodo de anaacutelisis de este total el 345 se
produce hasta el antildeo 2015 y el 9542 desde el antildeo 2023 al 2025 para el
LOLE total con mantenimiento e incertidumbre de 0 se tiene 75402
en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 216 se produce hasta el
antildeo 2015 y el 7834 a partir del antildeo 2021 al 2025
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Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 613 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente
alcanzando el valor miacutenimo para el antildeo 2016 de 602e-06 y 589e-
08 con y sin mantenimiento respectivamente El LOLE maacutes alto
obtenido en el periacuteodo de anaacutelisis se presenta en el antildeo 2025 con 27797
y 19628 con y sin mantenimiento respectivamente
Este incremento considerable se debe a que inicialmente la capacidad del plan
de expansioacuten es de 4 427 MW al realizar la investigacioacuten de las centrales con
mayor probabilidad de ejecucioacuten decrece a 2 941MW resultando en una
reduccioacuten del 335 las capacidades ingresadas en cada antildeo son presentadas
en la figura 614
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Joseacute Pachari P 116
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1
En la figura 615 se presenta el comportamiento del LOLE considerando 0 2
y 5 de incertidumbre sin mantenimiento En la graacutefica se observa con una
incertidumbre de 2 un LOLE miacutenimo de 181e-07 y un maacuteximo
de 19444 en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente para la
incertidumbre del 5 se obtiene en el antildeo 2016 un LOLE miacutenimo de 116e-05
en el 2016 y un maacuteximo de 187981 en el 2025
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 68 se presenta los resultados de los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5276 483557 397 25366 5813 581292 566 39605 8345 111166 1655 163219
2013 6411 652779 578 40875 6977 766960 781 60223 9671 138242 2034 217381
2014 4586 440879 361 25202 5147 538200 509 38858 7744 108106 1493 159355
2015 752364 656419 032 2410 901948 864044 047 3718 158607 212298 230 22083
2016 792E-06 443E-04 776E-08 403E-06 200E-05 117E-03 239E-07 130E-05 664E-04 466E-02 157E-05 101E-03
2017 215E-04 134E-02 712E-07 385E-05 177E-08 939E-07 215E-06 122E-04 914E-03 731E-01 129E-04 871E-03
2018 413E-03 279E-01 664E-05 408E-03 884E-03 632E-01 180E-04 117E-02 133E-01 122E+01 619E-03 504E-01
2019 007 539 000 012 013 1089 420E-03 030 116 126E+02 008 793
2020 059 5010 002 157 099 9055 004 357 518 657E+02 055 5844
2021 651 66210 039 3359 912 101505 069 6464 253E+01 400E+03 422 54902
2022 4420 579947 487 50427 5192 750364 709 80498 860E+01 174E+04 2213 356887
2023 16858 31236 3697 491135 17665 3538050 4473 653734 2166 5633120 8090 165506
2024 39083 104856 15804 2897590 39753 111313 16866 335496 43263 143986 21385 564878
2025 69614 264794 39974 105875 70024 262963 40449 113145 74306 307100 43504 148751
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 68 se presenta un HLOLE total de 61672 durante
todo el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento y una incertidumbre de 0 de
este el 265 se obtiene hasta el antildeo 2014 y el 964 a partir del 2023 En
cuanto a los iacutendices considerando el mantenimiento programado y una
incertidumbre del 0 se obtiene un HLOLE de 1 59643
durante todo el periacuteodo de anaacutelisis de este el 1766 se produce hasta el antildeo
2014 y 8182 a partir del 2021
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Joseacute Pachari P 118
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 616 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 considerando y sin considerar el plan mantenimiento
en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 en el
antildeo 2016 se obtiene el HLOLE miacutenimo de 76e-08 y 7925e-06
sin y con mantenimiento respectivamente
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 119
En cuanto a la figura 617 se observa la peacuterdida de energiacutea esperada con y sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis con una incertidumbre del 0 En
esta se tiene una energiacutea no suministrada total de 141412 sin
mantenimiento y 43688 con mantenimiento presentaacutendose
un incremento de 30894
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para el periodo 2010-2025 se
considera la interconexioacuten requerida la inclusioacuten y no del mantenimiento
programado y el crecimiento de demanda mayor con incertidumbre del 2 y 5
que son presentados en la tabla 69 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025 se
considera interconexioacuten de 368 MW que es el uacuteltimo requerimiento de energiacutea
para el antildeo 2020 en el estudio realizado
Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 148 5637 508 8403
2011 2125 131 162237 197 3426 661 3544
2012 3763 390 96579 537 5108 1340 6434
2013 4843 653 74163 843 6178 1781 8463
2014 4571 635 71930 835 6110 1827 7871
2015 2768 481 57515 623 2976 1186 5623
2016 001 214E-04 4 39153 532E-04 022 001 001
2017 020 356E-03 5 72381 001 183 014 032
2018 352 021 1 65325 038 1320 231 515
2019 656 049 1 32703 086 2030 436 965
2020 1180 130 90864 201 2916 762 1787
2021 8017 1928 41571 2347 9578 4111 13835
2022 20398 11026 18499 11303 19593 12320 42868
2023 30431 24999 12173 24421 28502 22859 83220
2024 34867 32182 10834 32019 33691 30731 1 44472
2025 36385 35842 10152 35651 35838 34767 2 53404
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 69 se presenta el crecimiento del LOLE con mantenimiento
respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo 2015 se
representa un incremento promedio del 924 85 en el 2016 y 2017 se
presenta un comportamiento de crecimiento promedio de 5 057 finalmente a
partir del 2018 se aprecia una disminucioacuten del crecimiento debido a que los
valores del LOLE estaacuten alcanzando los maacuteximos posibles en el antildeo El LOLE
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Joseacute Pachari P 120
total en el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento e incertidumbre del 0 es de
1 14778 de este el 529 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
946 a partir del 2021 hasta el 2025 El iacutendice con mantenimiento total es de
1 08564 de este el 220 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
9761 a partir del 2020 hasta el 2025
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 618 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece alcanzando el valor
miacutenimo para el antildeo 2016 de 001 y 214e-04 con y sin
mantenimiento respectivamente el valor maacuteximo obtenido en el periacuteodo se
presenta en el antildeo 2025 con 35852 y 363 con y sin
mantenimiento respectivamente los valores altos obtenidos en los uacuteltimos
antildeos del periacuteodo de anaacutelisis se deben a que el uacuteltimo ingreso de capacidad se
produce en el antildeo 2017 con la central Cardenillo de 400 MW
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Joseacute Pachari P 121
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 619 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
diferentes porcentajes de incertidumbre sin mantenimiento el crecimiento del
LOLE con 2 y 5 de incertidumbre con respecto al de 0 tiene un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2016 con 2 019016 y 2 75001
respectivamente a partir de este antildeo el crecimiento es irregular hasta el 2021
donde se presenta valores incoherentes que se explican a continuacioacuten
Si se compara a partir del antildeo 2021 el LOLE sin mantenimiento con una
incertidumbre del 0 de la tabla 619 con los demaacutes porcentajes de
incertidumbre se presenta un decrecimiento en el valor del iacutendice la
explicacioacuten se basa en la figura 620 donde se observa la curva de carga
original y la curva de capacidad disponible en un intervalo de tiempo
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE
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Joseacute Pachari P 122
Consideremos el primer tiempo de anaacutelisis donde se produce peacuterdida
de carga donde la probabilidad acumulada debido a que
la carga supera la capacidad disponible resultando en LOLE=1 consideremos
el caacutelculo del LOLE con la inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la
carga y la utilizacioacuten de la distribucioacuten normal a siete intervalos de clase
obtenieacutendose para cada una de las curva de carga con incertidumbre un iacutendice
de peacuterdida de carga como se presentan a continuacioacuten
y
Donde
Son las probabilidades de peacuterdida de carga
para cada intervalo de clase en el primer tiempo de anaacutelisis
Es el primer tiempo de anaacutelisis
Es el iacutendice de peacuterdida de carga para el intervalo de clase -3 la
misma nomenclatura es aplicada a los demaacutes teacuterminos del LOLE
Si analizamos la graacutefica 620 para el primer tiempo de anaacutelisis se observa
que las curvas con intervalos de clase de 0 1 2 y 3 son superiores a la
capacidad disponible por lo cual sus probabilidades acumuladas de peacuterdida
de carga son igual a la unidad pero para las curvas con intervalos de clase de
-3-2 y -1 la curva de carga no supera a la capacidad disponible por tanto se
tiene una probabilidad acumulada de peacuterdida de carga inferior a la unidad Si a
estos iacutendices de peacuterdida de carga se les multiplica por sus respectivas
probabilidades de los intervalos de clase de la distribucioacuten normal el valor total
del LOLE va a ser inferior a la unidad y por consiguiente al LOLE obtenido sin
considerar la incertidumbre
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 610 se presenta los resultados del y
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 123
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6434 629751 571 38307 7016 751883 808 59872 9820 1404930 2247 240375
2013 8463 945891 980 74886 9080 1098920 1298 109033 12137 1909850 3052 362865
2014 7871 881637 972 81462 8570 1043300 1303 117375 11863 1906710 3148 392295
2015 5623 850800 819 81219 5763 931053 1078 111390 6680 1347310 2262 318932
2016 001 089 288e-
04 002 003 191
722e-04
005 031 2997 002 160
2017 032 2648 001 035 053 4729 001 086 301 36085 022 2061
2018 515 51259 029 2490 739 80478 054 4919 2196 341153 355 45399
2019 965 103052 069 6158 1339 158252 122 11986 3444 593122 681 96332
2020 1787 221337 187 20281 2334 316050 294 34043 5079 978162 1221 194760
2021 13835 250881 2962 408793 14762 2930830 3708 561897 18996 506074 7290 1557850
2022 42868 126558 19564 40273 43419 134059 20639 461353 46577 171545 20639 4613530
2023 83220 370088 54883 184608 84000 379405 54873 193088 89674 433052 57230 236712
2024 144472 809194 96384 492383 147255 826865 97884 503305 157411 917014 105460 565975
2025 253404 1601430 168824 1030500 - 1626450 171931 1052470 - 1747040 182339 1161350
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 610 se presenta los iacutendices con una incertidumbre del 0 sin
mantenimiento obteniendo un HLOLE en el periacuteodo de 3 46576
de este el 105 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9885 a
partir del 2019 hasta el 2025 Para los iacutendices que considera mantenimiento
programado e incertidumbre del 0 se obtiene para el HLOLE un total de
5 81436 de este el 694 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9297 a partir
del 2019 hasta el 2025
En el antildeo 2022 los iacutendices HLOLE y LOEE con mantenimiento programado e
incertidumbre del 2 y 5 no se presentan debido a que se produce el mismo
comportamiento en el iacutendice explicado por medio de la figura 620
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 124
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 621 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento
sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece
considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 001 y
288e-04 con y sin mantenimiento respectivamente El valor
maacutes alto alcanzado en el periacuteodo de anaacutelisis del HLOLE se presenta en el antildeo
2025 con 2 53404 con mantenimiento y 1 688e+3
sin mantenimiento
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En cuanto a la graacutefica 622 se presenta en el periacuteodo de anaacutelisis una energiacutea
no suministrada total de 1 75509 sin mantenimiento de este
el 998 se produce desde el 2019 al 2025 para el LOEE con mantenimiento
se obtiene 2 97321 de estos el 9875 se produce a partir
del antildeo 2019 hasta el 2025
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Joseacute Pachari P 125
63 Anaacutelisis de resultados
Una vez presentado los iacutendices de confiabilidad del sistema de generacioacuten del
SNIE en los diferentes escenarios y casos se procede a realizar un anaacutelisis
de los resultados obtenidos para el periacuteodo proyectado
631 Periacuteodo proyectado
En la tabla 611 se presenta los resultados de los escenarios 1 y 2 con menor
crecimiento de demanda y sin considerar el plan de mantenimiento
programado
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Demanda menor
Demanda menor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 100296 100296
2011 106823 106823
2012 263161 263161
2013 371953 386009
2014 028562 247531
2015 012783 019323
2016 135E-12 589E-08
2017 351E-12 509E-07
2018 628E-12 505E-05
2019 106E-11 132E-03
2020 334E-13 156E-02
2021 495E-11 281E-01
2022 624E-09 335E+00
2023 655E-07 237E+01
2024 531E-05 904E+01
2025 305E-03 196E+02
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2
En la figura 623 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de menor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 esto se debe a que los ingresos de proyectos en el
escenario 2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que
suma 4 632 MW resultando en un incremento del 36 El valor del LOLE para
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Joseacute Pachari P 126
el 2010 y 2011 es el mismo debido a que para el primer antildeo no ingresan
centrales y para el 2011 ingresan en ambos escenarios las mismas
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo maacutes criacutetico donde se
presenta la mayor peacuterdida de carga se encuentra entre al antildeo 2010 y 2013 con
un 953 del LOLE total que se obtiene en el periacuteodo 2010-2025 Esto se debe
a que en este periacuteodo ingresa solamente el 21 de la capacidad total del plan
de expansioacuten En este periacuteodo el incremento del LOLE obtenido incluyendo el
plan de mantenimiento es en promedio del 1 9948 respecto del sin
mantenimiento
En el escenario 2 el periacuteodo maacutes criacutetico se presenta entre los antildeos 2022 y 2025
en el cual se tiene el 965 del LOLE total del periacuteodo 2010-2025 ademaacutes
existe un periacuteodo entre los antildeos 2010 y 2014 que representa el 339 del
LOLE En comparacioacuten con el escenario1 la diferencia radica en la disminucioacuten
de la capacidad nueva que se plantea ingresar en cada uno de los escenarios
En el periodo 2010-2015 el incremento del LOLE obtenido incluyendo el plan
de mantenimiento es en promedio del 1 97853 respecto al de sin
mantenimiento
De estos dos anaacutelisis se podriacutea asumir que el incremento del LOLE cuando se
incluye el plan de mantenimiento es de aproximadamente un 1 9866
respecto del LOLE obtenido sin incluir el plan de mantenimiento
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2
En la tabla 612 se presenta los resultados del escenario 1 y 2 considerando el
mayor crecimiento de la demanda
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Joseacute Pachari P 127
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis
1
Escenario de anaacutelisis
2
Demanda mayor
Demanda mayor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 099558 099558
2011 130977 130977
2012 389676 389676
2013 623902 653034
2014 295323 635425
2015 214576 481212
2016 950E-10 000021
2017 771E-09 000356
2018 601E-08 021277
2019 567E-07 049466
2020 170E-07 129896
2021 000005 192838
2022 000927 110263
2023 069736 249986
2024 167756 321823
2025 114958 358417
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
En la figura 624 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de mayor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 debido a que los ingresos de proyectos en el escenario
2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que suma 4 937
Mw resultando en un incremento del 40 esta variacioacuten en el porcentaje de
capacidad respecto al escenario de demanda menor se debe a que se ingresan
las centrales Residuo 3 Rio Luis Angamarca Sinde y ciclo combinado El valor
del LOLE para el 2010 y 2011 es similar debido a que la capacidad de
generacioacuten disponible en cada escenario es igual
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo 2010-2014 se produce el
1169 del LOLE total y en el periacuteodo 2024-2025 se produce el 8783 dando
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Joseacute Pachari P 128
un total en ambos periodos de 9953 del total Si se considera el LOLE
obtenido incluyendo el plan de mantenimiento programado en los dos periodos
significativos representa el 958 y el crecimiento promedio respecto del LOLE
sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento es de 1 3424
En el escenario 2 los periodos 2010-2015 y 2021-2025 representan el 22 y
97 respectivamente dando un total del 9803 del LOLE total Si se compara
el LOLE de estos periodos analizados con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento se observa que los obtenidos representa el 9857 y el
porcentaje de crecimiento es del 8943 respecto del LOLE sin incluir el plan
de mantenimiento
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
La importancia que tiene el ingreso de centrales del plan de expansioacuten en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad se observa en la figura 625
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Joseacute Pachari P 129
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten
En esta figura se aprecia el comportamiento del LOLE sin el ingreso de
centrales del plan de expansioacuten y capacidad de la interconexioacuten en esta se
puede apreciar que de no ingresar ninguna central desde el antildeo 2010 el LOLE
crece exponencialmente hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE se
estabiliza en su valor maacuteximo que es de 365 o 366 En cuanto al
comportamiento de peacuterdida de carga que esta consideracioacuten implica se
presenta el comportamiento en la figura 626 en esta se observa que el 99
se produce a partir del antildeo 2017
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten
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Joseacute Pachari P 130
Una vez analizados los resultados obtenidos es necesario determinar si los
valores del son aceptables por lo cual se investigoacute en el
CONELEC CENACE MEER o estudios realizados en universidades sobre
valores de referencia del mismo o anaacutelisis semejantes del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano al no encontrarse ninguacuten valor se considera los
valores del periacuteodo histoacuterico obtenidos que son presentados en la tabla 613
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo)
Sin mto
2007 0137
2008 23947
2009 102506
Tabla 6 13 histoacuterico
Al no tenerse un comportamiento regular en los antildeos histoacutericos se considera
como niveles de referencia los valores extremos un miacutenimo de 010 y
un maacuteximo de 3 Una vez establecido los niveles de referencia del
LOLE se procede a determinar a partir del antildeo 2020 los ingresos necesarios
de capacidad para mantener los niveles del LOLE bajo el de referencia
Para poder determinar el requerimiento de capacidad adicional en los antildeos y
escenarios de anaacutelisis donde no se cumplen los niveles establecidos primero
de debe determinar queacute tipo de unidades se ingresaraacuten de acuerdo a su
proceso de conversioacuten capacidad de cada unidad y FOR
Para determinar el tipo de unidades que seraacuten tomadas en cuentan se
presenta en la tabla 614 las unidades que forman parte del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano el porcentaje de capacidad nominal de unidades
hidraacuteulicas y teacutermicas con respecto a la capacidad instalada total del sistema
de generacioacuten [24] [28] [18]
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Hidraacuteulica 205342 205246 205501
Teacutermica MCI 51330 51633 61537
T turbogas 80714 80714 94394
T turbovapor 51980 55280 55280
Capacidad nominal total 389366 392873 416712
de capacidad teacutermicas 4726 4776 5069
de capacidad hidraacuteulicas 5274 5224 4931
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la tabla 614 se presenta en el antildeo 2007 y 2008 un 52 de hidraacuteulicas y
47 de teacutermicas esto variacutea en el antildeo 2009 a 50 para hidraacuteulicas y teacutermicas
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Joseacute Pachari P 131
Se asume en el estudio 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas debido a que para los
antildeos proyectados el 80 son centrales de generacioacuten hidraacuteulica[19] [20]
El sistema de generacioacuten ecuatoriano baacutesicamente estaacute formado por unidades
teacutermicas e hidraacuteulicas por lo que se plantea tres casos para analizar el
primero de ellos considerando solo hidraacuteulicas un segundo caso solo teacutermico y
finalmente el tercer caso 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas
Para las unidades teacutermicas se impone las unidades turbogas con un FOR de
00699 y capacidad de 100 MW por unidad en cuanto a las unidades
hidraacuteulicas se impone una unidad de 100 MW con un FOR de 00404
En resumen en la tabla 615 se presenta los tres casos de anaacutelisis con sus
respectivas caracteriacutesticas cabe recalcar que si se necesita maacutes de 100 MW
por ejemplo 400 MW esto implica que se requiere 4 unidades de 100 MW en
cuanto al tercer caso ingresan 100 MW en total y no solo una hidraacuteulica de 60
MW o teacutermica de 40 MW
Caso Tipo de unidad Unidad Capacidad FOR
1 Hidraacuteulica 1 100 00404
2 Teacutermica 1 100 00699
3 Combinacioacuten
Hidraacuteulica 1 60 00404
3 Teacutermica 1 40 00699
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable
64 Sistema de generacioacuten Confiable
Considerando los tres casos presentados en la tabla 615 se determinaraacute la
capacidad de generacioacuten adicional requerida para que el LOLE se
encuentre proacuteximo al nivel de referencia este anaacutelisis considera los siguientes
paraacutemetros
La capacidad ingresada para un determinado antildeo se mantiene en el
anaacutelisis de los antildeos posteriores
Se determinaraacute el requerimiento de capacidad para los escenarios de
anaacutelisis presentados en las tablas 611 y 612
Se considera como paraacutemetro a cumplir el LOLE miacutenimo y
maacuteximo con incertidumbre de 0 y sin mantenimiento programado
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Joseacute Pachari P 132
641 Nivel de LOLE miacutenimo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
Para este caso no se requiere calcular generacioacuten confiable debido a que los
valores del LOLE obtenidos se encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 627 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia miacutenimo En esta se aprecia
que a partir del 2023 al no existir ingresos de capacidad es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para que el sistema se encuentre bajo el
nivel de referencia considerando cada uno de los escenarios presentados en la
tabla 616
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la tabla 616 se presentan los requerimientos de generacioacuten para alcanzar
el miacutenimo LOLE considerando el crecimiento mayor de demanda
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
MW
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023 200 012 015 1430
2024 500 009 012 1131
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 133
2025 500 010 013 1230
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 129E-01 170E-01 158E+01
2024 500 127E-01 166E-01 159E+01
2025 600 702E-02 900E-02 865E+00
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 118E-01 155E-01 143E+01
2024 500 942E-02 122E-01 113E+01
2025 500 102E-01 130E-01 123E+01
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 628 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2023 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 200 MW teacutermicas de 1 300 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 200 MW estos ingresos de capacidad permiten mantener el nivel del LOLE
hasta el antildeo 2025 Como se puede observar si se considera el ingreso de
unidades teacutermicas uacutenicamente el requerimiento es mayor ya que estas
unidades de generacioacuten tienen un FOR maacutes alto que las unidades hidraacuteulicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 629 se presentan los resultados del LOLE obtenidos con el plan de
expansioacuten considerado en el segundo escenario En esta se aprecia que a
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 134
partir del 2021 al no existir ingresos de capacidad es necesario determinar
cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los escenarios planteados Si se
compara con el primer escenario donde el sistema requiere de ingresos a partir
del antildeo 2023 en este se requiere a partir del antildeo 2021 ya que en este
escenario solamente se considera 2 941 MW de los 4 427 MW que constan en
el plan de expansioacuten no consideraacutendose 1 486 MW
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la tabla 617 se presentan los requerimientos necesarios
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 100 010 014 1103
2022 400 008 010 834
2023 700 007 009 750
2024 1 000 007 009 797
2025 1 300 009 012 993
Teacuterm
icas
2020
2021 100 104E-01 144E-01 117E+01
2022 400 939E-02 128E-01 106E+01
2023 700 984E-02 133E-01 113E+01
2024 1 000 119E-01 160E-01 140E+01
2025 1 400 641E-02 849E-02 739E+00
Hid
raacuteulic
as
- T
eacuterm
icas
2020
2021 100 986E-02 135E-01 110E+01
2022 400 749E-02 101E-01 820
2023 700 670E-02 895E-02 729
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 135
2024 1 000 704E-02 932E-02 769
2025 1 300 863E-02 113E-01 958
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la figura 630 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2021 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 300 MW teacutermicas de 1 400 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 300 MW Si comparamos con el escenario uno caso 1 donde no se requiere
adicionar generacioacuten estos valores de generacioacuten requerida representan
aproximadamente los 1 486 MW que no fueron considerados
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 631 se presenta el LOLE obtenido y el nivel de referencia miacutenimo
en esta se aprecia que a partir del 2018 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido por lo cual se observa que en este caso la generacioacuten
considerada en el plan de expansioacuten no es suficiente
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Joseacute Pachari P 136
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Se presenta en la tabla 618 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con una
incertidumbre del 0 considerando generacioacuten adicional para el periacuteodo 2020-
2025 el cual estaacute fuera del plan de expansioacuten publicado por el CONELEC
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Cap Ing Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020 300 010 013 1293
2021 400 009 012 1194
2022 400 010 014 1407
2023 500 006 008 838
2024 400 012 016 1663
2025 600 005 007 701
Teacuterm
icas
2020 300 110E-01 153E-01 149E+01
2021 400 121E-01 167E-01 165E+01
2022 500 709E-02 961E-02 951
2023 400 124E-01 167E-01 172E+01
2024 500 119E-01 158E-01 166E+01
2025 600 668E-02 875E-02 915
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020 300 965E-02 134E-01 129E+01
2021 400 898E-02 123E-01 119E+01
2022 400 106E-01 143E-01 141E+01
2023 500 648E-02 860E-02 839
2024 400 126E-01 167E-01 169E+01
2025 600 556E-02 714E-02 709
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 137
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 632 se presenta los requerimientos de capacidad para los tres
tipos de unidades analizadas observando que a partir del antildeo 2020 se
requiere capacidad necesitando un total de 2 600 MW para las unidades
hidraacuteulicas 2 600 MW teacutermicas e hidraacuteulicas-teacutermicas de 2 700 MW Esta
capacidad requerida es aproximadamente igual a la capacidad reducida en el
escenario dos maacutes la requerida en el escenario uno caso 2
642 Nivel de LOLE maacuteximo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
No se requiere generacioacuten adicional ya que los valores del LOLE se
encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 633 se presentan los resultados obtenidos del LOLE y el nivel de
referencia maacuteximo En esta se observa que a partir del 2024 es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los tipos de unidades
de generacioacuten considerados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 138
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la tabla 619 se presentan los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con
una incertidumbre del 0 y la capacidad de generacioacuten necesaria para
alcanzar el nivel de referencia
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023
2024 300 255 353 41518
2025 500 248 340 41133
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 279 387 461E+02
2025 500 310 430 537E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 257995 357 419E+02
2025 500 256099 351 422E+02
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 139
En la tabla 619 se observa que es necesario determinar el requerimiento de
capacidad a partir del 2024 en la figura 634 se presenta los requerimientos de
capacidad para cada uno de los casos planteados
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la figura 634 se presentan las capacidades requeridas para los antildeos 2024 y
2025 que son los que no cumplen con el nivel de referencia en esta se observa
que en los tres casos se requiere de 800MW pero en cada uno se obtiene
valores de LOLE diferentes debido a la diferencia en el FOR de las unidades
consideradas tenieacutendose el miacutenimo con las unidades hidraacuteulicas y el maacuteximo
con las unidades teacutermicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 635 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
menor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2022 es necesario el ingreso de mayor capacidad de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 140
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 620 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda menor
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022 100 143 204 19746
2023 200 292 419 43669
2024 400 125 174 17319
2025 200 313 444 48461
Teacuterm
icas 2020
2021
2022 100 149244 213002 207E+02
2023 300 146896 208165 207E+02
2024 400 162838 229706 236E+02
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 141
2025 200 200814 282912 303E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022 100 143721 204735 198E+02
2023 200 294692 423356 439E+02
2024 400 127296 177425 174E+02
2025 300 144651 200449 202E+02
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
En la figura 636 se presenta los requerimientos de capacidad para cada uno
de los casos planteados
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2
caso 1 (nivel maacuteximo)
En este caso se observa que a partir del 2022 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido Los ingresos de capacidad adicionada para las
unidades hidraacuteulicas es de 900 MW teacutermicas 1 000 MW e hidraacuteulicas ndash
teacutermicas de 1 000 MW Estos ingresos se deben a la reduccioacuten de la capacidad
de generacioacuten considerada en el plan de expansioacuten
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 637 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2021 es necesario el ingreso de capacidad
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 142
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 621 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda mayor
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 300 256 370 42326
2022 400 277 396 46421
2023 500 175 245 28381
2024 400 281 393 48189
2025 500 273 377 47347
Teacuterm
icas
2020
2021 300 282 409 473E+02
2022 500 170 241 276E+02
2023 400 254 359 434E+02
2024 500 230 321 396E+02
2025 500 256 356 457E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021 300 259 373 427E+02
2022 400 284 406 473E+02
2023 500 183 255 293E+02
2024 400 299 418 507E+02
2025 500 297 410 508E+02
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 143
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
En esta se observa los ingresos de capacidad necesaria para las unidades
hidraacuteulicas de 2 100 MW teacutermicas 2 200 MW e hidraacuteulicas ndash teacutermicas de 2 100
MW
643 Anaacutelisis de resultados de generacioacuten confiable
En la tabla 622 se presenta los requerimientos de capacidad para el
crecimiento de demanda menor escenarios de anaacutelisis 1 y 2 con un LOLE
referencia miacutenimo y maacuteximo En la tabla se observa que el escenario de
anaacutelisis 1 no requiere adicionar generacioacuten para alcanzar el nivel de
referencia para el segundo escenario de anaacutelisis si se compara el
requerimiento de capacidad para el LOLE referencia miacutenimo respecto del
LOLE referencia maacuteximo se requiere un 2747 de incremento
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 144
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Menor
LOLE Referencia miacutenimo
LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
- H
T
H y
T
- H
T
H y
T
2020
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
2021 100 100 100 0 0 0
2022 300 300 300 100 100 100
2023 300 300 300 200 300 200
2024 300 300 300 400 400 400
2025 300 400 300 200 200 300
Capacidad total (Mw)
- 1 300 1 400 1 300 - 900 1 000 1 000
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor
En la figura 639 se presenta los requerimientos de capacidad de la tabla 622
en esta se observa que el requerimiento de capacidad para el periodo 2020-
2025 en promedio se requiere de 1 300 MW y 960 MW para un LOLE miacutenimo y
maacuteximo respectivamente Este requerimiento constituye el 34 respecto de la
capacidad disponible hasta el antildeo 2010
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor
Para las unidades teacutermicas se observa que los requerimientos de capacidad
con respecto a las hidraacuteulicas variacutea en 100 MW esto se debe a que el valor del
FOR es de 00404 y 00699 respectivamente
En la tabla 623 se presenta los requerimientos de capacidad para los
escenarios 1 y 2 considerando el escenario de crecimiento mayor de demanda
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 145
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Mayor
LOLE Referencia miacutenimo LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
2020 0 0 0 300 300 300 0 0 0 0 0 0
2021 0 0 0 400 400 400 0 0 0 300 300 300
2022 0 0 0 400 500 400 0 0 0 400 500 400
2023 200 200 200 500 400 500 0 0 0 500 400 500
2024 500 500 500 400 500 400 300 300 300 400 500 400
2025 500 600 500 600 600 600 500 500 500 500 500 500
Capacidad total (Mw)
1200 1300 1200 2600 2700 2600 800 800 800 2100 2200 2100
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor
En esta se puede observar que para alcanzar el valor de referencia miacutenimo en
el escenario dos se requiere de aproximadamente 1 400 MW maacutes que para el
escenario uno esto se debe a que en el escenario uno se incluyen 1 486 MW
maacutes que en el escenario dos Ademaacutes se puede observar que en cada antildeo se
requiere entre 300 y 500 MW la razoacuten es que la demanda se incrementa
aproximadamente en promedio 400 MW en estos antildeos
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor
H T
H y T
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 146
En la figura 640 se presenta los requerimientos de capacidad en esta se
observa que el requerimiento considerando unidades hidraacuteulicas al comparar
el escenario 1 LOLE maacuteximo con el escenario 1 LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 50 si se compara la capacidad requerida en el escenario 2
LOLE maacuteximo con la del mismo escenario LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 625
Para las unidades teacutermicas al comparar el escenario 1 LOLE maacuteximo con el
mismo escenario pero LOLE miacutenimo se observa un crecimiento del 625 y a
su vez en el escenario 2 con los mismos paraacutemetros de LOLE se presenta un
crecimiento del 2272 Si se compara entre los escenarios 1 y 2 con un LOLE
maacuteximo se observa un crecimiento en la capacidad del 166 para un LOLE
miacutenimo se presenta un crecimiento de 113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 147
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
El programa computacional (CIC-SG) desarrollado en el presente trabajo
fue comprobado con los resultados presentados en el sistema de prueba
IEEE-RTS obtenieacutendose los mismo valores por lo cual se asume su
validez no obstante el programa presenta limitaciones en la modelacioacuten
de las unidades de generacioacuten ya que se utilizan un modelo de dos
estados por lo cual se puede realizar modificaciones que permitan
aplicar un modelo con maacutes estados
Si se compara la capacidad disponible en el 2009 respecto al del 2007
se observa que existe un incremento de aproximadamente 30 MW
mientras que el incremento en la demanda maacutexima es de
aproximadamente 200 MW por tal razoacuten existe un incremento del LOLE
de 151 a 3056
En el periacuteodo proyectado se observa que entre los antildeos 2010- 2015 se
presenta el periacuteodo maacutes criacutetico de lo cual se deduce que el incremento
de generacioacuten contemplado en el plan de expansioacuten no permite alcanzar
los niveles de confiabilidad establecidos por tal razoacuten se deberiacutea
considerar incluir nuevos proyectos en el corto plazo
Para los antildeos 2015-2020 con el ingreso de proyectos de gran
capacidad en especial la central Coca Codo Sinclair el sistema se
mantendriacutea bajo los niveles de confiabilidad establecidos no obstante si
se considera uacutenicamente el ingreso de los proyectos con mayores
probabilidades de ejecucioacuten los iacutendices de confiabilidad del sistema
sobrepasan el nivel de referencia
En el periodo 2020-2025 que no es contemplado en el Plan Maestro de
Electrificacioacuten se recomienda considerar como referencia los resultados
obtenidos en el anaacutelisis de generacioacuten confiable
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 148
Recomendaciones
En el presente estudio se validoacute el programa computacional mediante
el sistema de prueba IEEE-RTS con las publicaciones 1979 y 1986 Para
esta uacuteltima se presenta un anaacutelisis del efecto de la incertidumbre del 2
5 10 y 15 por ciento en el pronoacutestico de la demanda al ingresar los
paraacutemetros de dicho anaacutelisis en el programa se validoacute el
para los porcentajes de 2 y 5 pero para los dos uacuteltimos se presenta
errores del 026 y 13 en el valor del iacutendice por lo cual se realizoacute el
caacutelculo en Microsoft Excel obtenieacutendose los mismos valores que con el
programa computacional por lo que seraacute importante investigar las
razones de esta variacioacuten
Durante la investigacioacuten realizada para el desarrollo de esta tesis no se
encontraron valores de referencia de iacutendices de confiabilidad en los
organismos de control o entes universitarios por lo cual se utilizoacute los
valores histoacutericos de los antildeos 2007-2009 Seriacutea conveniente realiza un
estudio que permita determinar los valores de iacutendices maacutes adecuados
considerando aspectos teacutecnicos y econoacutemicos
En la informacioacuten proporcionada o publicada en las paacuteginas web
oficiales del CENACE MEER o CONELEC para los antildeos 2007 2008 y
2009 se presenta variaciones en los valores de capacidades nominales y
efectivas de una misma unidad tasas de falla y factores de planta Por lo
cual seriacutea conveniente que se revise la informacioacuten en las bitaacutecoras de
las empresas debido a que son paraacutemetros importantes al momento de
valorar la confiabilidad del sistema de generacioacuten
En el presente estudio se consideroacute como modelo de demanda la curva
en por unidad del antildeo que presenta la menor desviacioacuten estaacutendar
respecto de las curvas en por unidad de los antildeos restantes del periodo
2004-2008 Por lo cual se recomienda realizar un estudio maacutes detallado
que permita obtener un modelo maacutes adecuado basado en informacioacuten
de un periodo histoacuterico maacutes extenso
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 149
En el presente estudio se asume que la interconexioacuten con Colombia se
encuentra disponible al cien por ciento de su capacidad efectiva y que
cumple con la funcioacuten de cubrir la demanda energeacutetica que el sistema
ecuatoriano no es capaz de satisfacer permitiendo determinar la
potencia media requerida en un determinado periacuteodo de tiempo lo cual
no es del todo praacutectico por lo que se deberiacutea realizar un estudio maacutes
detallado que permita modelar de una forma maacutes adecuada la
disponibilidad de las interconexiones existentes
En el estudio realizado para incluir la variacioacuten de la capacidad
disponible en los periodos estiaje y lluvioso se basa uacutenicamente en las
potencias promedio despachadas por cada una de estas centrales en el
periacuteodo histoacuterico siendo esto una aproximacioacuten sencilla por lo cual se
recomienda realizar un estudio de la pluviosidad que permite determinar
con mayor precisioacuten la capacidad disponible en cada uno de estos
periodos para los antildeos futuros
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 150
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Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 152
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Excel Cronograma_Mtos-Plan-enero10-dic 10-vf Microsoft Excel
[28] CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC) Boletiacuten estadiacutestico del
sector eleacutectrico ecuatoriano 2006 [En liacutenea] fecha de publicacioacuten Abril 2008 Fecha
de consulta Junio 2010 Disponible en
ltlt httpwwwconelecgovecimagesdocumentosBoletin_2006pdf gtgt
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 153
ANEXO A
Manual de usuario del programa CIC-SG
A11
Componentes del programa CIC_SG
La interfaz de usuario o pantalla del programa computacional estaacute compuesto
de seis partes tres para entrada de datos y tres para presentar resultados Los
bloques de entrada permiten el ingreso de los datos del sistema de generacioacuten
plan de mantenimiento programado de las unidades de dicho sistema y datos
de demanda ademaacutes se puede considerar la incertidumbre en la proyeccioacuten
de dicha demanda Los bloques de resultados muestran la COPT iacutendices de
confiabilidad para cada dato de demanda e iacutendices de confiabilidad de todo el
sistema en un determinado periodo de anaacutelisis En la figura A1 se presenta la
interfaz de usuario del programa CIC_SG
Figura A1 Interfaz del programa CIC_SG
Entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos del sistema de generacioacuten son inicialmente el nuacutemero de centrales
que contiene el sistema de generacioacuten a analizar con lo cual se presentara la
tabla que permite el ingreso de los datos de cada una de las centrales como se
muestra en la figura A2 Cabe recalcar que el nuacutemero de centrales que se
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ingrese debe ser un nuacutemero entero y positivo En la tabla se debe ingresar el
nuacutemero de unidades de cada central la capacidad en MW y FOR de las
unidades en el ejemplo se puede observar que cada central posee unidades
con la misma capacidad y FOR pero esto no siempre es asiacute Cuando en el
sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades de diferentes
capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan las mismas
capacidades y FOR de ser posible con lo cual se habraacute dividido la central
original en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna
variacioacuten en los resultados
Dentro de estos paraacutemetros se debe considerar que el nuacutemero de unidades
debe ser un nuacutemero entero mayor a cero la capacidad de cada unidad debe
ser mayor a cero y el FOR de las unidades debe estar entre cero y uno
Figura A2 Interfaz para la entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos se pueden editar directamente en la tabla o se pueden copiar desde
una hoja de Excel y pegar en la tabla en este caso los datos deben estar
dispuestos en el orden que la tabla lo indica y deben seleccionarse y pegarse
todos a la vez mediante la opcioacuten pegar del menuacute contextual que aparece al
dar un clic con el botoacuten derecho del mouse En la tabla A1 se presenta un
ejemplo
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CENTRALES
UNIDADES MW FOR
5 12 002
4 20 01
6 50 001
4 76 002
3 100 004
4 155 004
3 197 005
1 350 008
2 400 012
Tabla A1 Disposicioacuten de los datos del sistema de generacioacuten para utilizar la
opcioacuten pegar
Entrada de datos del plan de mantenimiento programado
Si se desea ingresar un plan de mantenimiento programado para las unidades
del sistema de generacioacuten se debe marcar el recuadro correspondiente
(iquestIncluye plan de mantenimiento) Como se indica en la figura A2
Cuando se ha marcado el recuadro de plan de mantenimiento programado se
presenta una tabla que contiene a todas las unidades del sistema de
generacioacuten indicando la central nuacutemero de unidad capacidad de dicha unidad
y hora de finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento (Figura A3 a) En esta
tabla uacutenicamente se puede modificar la hora de finalizacioacuten e inicio del
mantenimiento ya que los demaacutes paraacutemetros deben estar relacionados con los
datos del sistema de generacioacuten ingresado previamente
Se debe considerar que las horas de inicio y finalizacioacuten deben ser nuacutemeros
positivos que pueden ser miacutenimo cero y maacuteximo 8760 (8784 para antildeos
bisiestos para esto se debe marcar el cuadro correspondiente) ya que el plan
de mantenimiento considerado debe ser un plan anual ademaacutes la hora de
finalizacioacuten siempre debe ser mayor que la hora de inicio
Finalmente se puede considerar maacutes de un periodo de mantenimiento para
cada unidad como se muestra en la Figura A3 b) en la unidad 3 de la central 2
Se puede adicionar intervalos de mantenimiento mediante la opcioacuten
correspondiente del menuacute contextual con la cual nos pediraacute que ingresemos la
central y la unidad a la cual se le va a adicionar un intervalo de mantenimiento
(Figura 34)
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a)
b)
Figura A3 Interfaz para el ingreso del plan de mantenimiento de cada unidad
del sistema de generacioacuten
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Figura A4 Interfaz para el ingreso de un nuevo intervalo de mantenimiento de
una determinada unidad
Adicionalmente los datos pueden ser copiados desde una hoja de Excel y
pegados en la tabla correspondiente Para esto se debe seleccionar cinco
columnas que contengan la central nuacutemero de unidad capacidad hora de
finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento en ese orden En este caso las
unidades pueden tener maacutes de un intervalo de mantenimiento en el antildeo los
cuales pueden ser colocados en la tabla directamente En la tabla A2 Se
presenta un ejemplo
Cabe recalcar que todo lo dicho anteriormente con respecto a las restricciones
de la informacioacuten es maacutes bien a manera de informacioacuten ya que el programa
computacional posee internamente sentencias que guiacutean al usuario cuando se
ingresa datos incorrectos esto se realiza mediante cuadros de dialogo que
indican el error cometido y la forma correcta de la informacioacuten a ser ingresada
Este sistema se aplica a todos los elementos de la interfaz que se utilizan para
entrada de datos
La hora de finalizacioacuten se ingresa primero que la hora de inicio para efectos de
control de los datos ingresados uacutenicamente
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PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
CENTRAL UNIDAD MW H INICIO H SALIDA
1 1 12 1680 1344
1 2 12 4536 4200
1 3 12 5712 5376
1 4 12 6552 6216
1 5 12 7056 6720
2 1 20 1680 1344
2 2 20 2184 1848
2 3 20 2184 1848
2 4 20 5712 5376
3 1 50 2856 2520
3 2 50 3696 3360
3 3 50 4704 4368
3 4 50 5376 5040
3 5 50 6552 6216
3 6 50 7056 6720
4 1 76 840 336
4 2 76 2856 2352
4 3 76 5376 4872
4 4 76 6048 5544
5 1 100 3696 3192
5 2 100 4872 4368
5 3 100 7224 6720
6 1 155 1512 840
6 2 155 2352 1680
6 3 155 4872 4200
6 4 155 6552 5880
7 1 197 1848 1176
7 2 197 3024 2352
7 3 197 7224 6552
8 1 350 5880 5040
9 1 400 2520 1512
9 2 400 6720 5712
Tabla A2 Disposicioacuten de los datos del plan de mantenimiento para ser
pegados en la tabla
Entrada de datos de demanda
Los datos de demanda se pueden representar mediante tres modelos
demanda maacutexima diaria demanda horaria y modelo aproximado de demanda
maacutexima diaria u horaria representado mediante una recta o varias rectas
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Figura A5 Interfaz para el ingreso de datos de demanda maacutexima diaria
Figura A6 Interfaz para el ingreso de datos de demanda representados
mediante el modelo aproximado
Los datos de demanda maacutexima diaria u horaria deben ser valores positivos y
sus unidades deben estar en MW Cuando se desea calcular los iacutendices de
confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento programado el nuacutemero de
datos del modelo de demanda maacutexima diaria estaacute restringido a maacuteximo 365
datos (366 para antildeos bisiestos) y cuando se utiliza demanda horaria se limita
8760 (8784 para antildeos bisiestos) ya que el plan de mantenimiento programado
es anual ademaacutes en este caso en el programa no se puede aplicar el modelo
aproximado y los datos de cualquiera de los otros dos modelos deben ser
ingresados en orden cronoloacutegico Si se desea incluir incertidumbre en la
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demanda se debe marcar el recuadro correspondiente e ingresar el valor de la
incertidumbre
El valor de la incertidumbre a ingresar debe estar representado como un
porcentaje de la demanda y debe ser un valor positivo
El modelo de carga aproximado se obtiene mediante las curvas DPLVC o
LDC Cuando se utilice este modelo se debe ingresar tres paraacutemetros como se
muestra en la Figura A6 En la columna de inicio se debe ingresar el valor
maacuteximo de la recta en la columna nombrada como Final se debe ingresar el
valor miacutenimo o final de la recta y en la columna de tiempo se debe ingresar el
periodo de duracioacuten de dicha recta especificando si el valor del tiempo es diacuteas
u horas en los marcadores correspondientes
Hay que recalcar que los valores de inicio y fin de la recta deben ser positivos y
el valor inicial siempre debe ser mayor o igual que el valor final El tiempo
siempre debe ser un valor entero y positivo
Presentacioacuten de COPT (Capacity Outage Probability Table)
Dentro del bloque de la COPT se presentan cuatro paraacutemetros
Estados La columna de estados representa todas las posibles combinaciones
de MW que pueden desconectarse simultaacuteneamente empezando con cero MW
hasta la maacutexima generacioacuten disponible o instalada
Cap Out (MW) Esta columna representa la capacidad de generacioacuten en MW
que se desconectan en cada uno de los estados
P(x) En esta columna se presentan las probabilidades individuales de
encontrar X MW fuera de servicio
P(X) En esta columna se presentan las probabilidades acumuladas de
encontrar X o maacutes MW fuera de servicio
Estos paraacutemetros se presentan cuando no se incluye plan de mantenimiento
programado como se muestra en la figura A7 por el contrario cuando en el
caacutelculo se incluye plan de mantenimiento programado de las unidades el
nuacutemero de tablas que se obtenga seraacute igual al nuacutemero de intervalos que se
obtenga de dicho plan como se muestra en la figura A8 Por lo tanto en este
caso ademaacutes de disponer de los datos mencionados anteriormente se indica el
nuacutemero de COPT y el intervalo de tiempo en el que se aplicaraacute dicha tabla al
momento de determinar los iacutendices de confiabilidad
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Figura A7 Interfaz para presentar
COPT sin plan de mantenimiento
programado
Figura A8 Interfaz para presentar COPTs
cuando se incluye plan de mantenimiento
programado
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Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad para cada dato demanda
Dentro de esta interfaz se presentan los iacutendices de confiabilidad
correspondientes a cada dato de demanda Cabe indicar que los iacutendices a
presentar dependen del modelo de carga escogido como se explica a
continuacioacuten
Modelo de demanda maacutexima diaria Cuando se utiliza este modelo uacutenicamente
se presenta el LOLP (Lost Of Load Probability) probabilidad de peacuterdida de
carga para cada dato de demanda (Figura A9)
Figura A9 Interfaz para presentar el LOLP para cada dato de demanda
maacutexima diaria
Modelo de demanda horaria Cuando el modelo utilizado es el de demanda
horaria se presenta el LOEP (Lost Of Energy Probability) Figura A10
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Figura A10 Interfaz para presentar el LOEP para cada dato de demanda
horaria
Para los dos casos ya expuestos cuando se utiliza plan de mantenimiento
programado se presenta una columna adicional que indica la COPT utilizada en
el caacutelculo
Figura A11 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con plan de
mantenimiento programado de las unidades
Finalmente cuando se considera la incertidumbre en el pronoacutestico de la
demanda se presenta el LOLP que se obtiene para cada uno de los datos
obtenidos para los intervalos de clase de correspondientes de la curva de
distribucioacuten Cabe recalcar que para encontrar el LOLE total estos valores
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deben ser multiplicados por la probabilidad correspondiente del intervalo de
clase y luego se deben sumar
Figura A12 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con incertidumbre
Modelo aproximado de demanda Cuando se utiliza este modelo se presenta el
LOLE o LOEE obtenido con cada segmento de recta En la figura A13 se
presenta los datos correspondientes a una aproximacioacuten de la curva de
DPLVC donde se muestra el LOLE obtenido para cada uno de los cuatro
segmentos de recta de la figura A6
Figura A13 Bloque para presentar los iacutendices correspondientes a cada recta
Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad de todo el sistema
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En este caso se establecen dos formas de presentacioacuten las cuales estaacuten
relacionadas con el modelo de demanda utilizado Cuando el modelo es la
demanda maacutexima diaria se presentan el LOLE y un paraacutemetro adiciona que es
el tiempo total de anaacutelisis como se muestra en la figura A14
Figura A14 Iacutendices de confiabilidad para la demanda maacutexima diaria
Cuando se utiliza la demanda horaria se presentan los siguientes iacutendices
HLOLE LOEE EIR y paraacutemetros adicionales como son la Energiacutea total y el
periodo de anaacutelisis
Figura A15 Iacutendices de confiabilidad cuando el tiempo estaacute dado en horas
Guardar Informacioacuten y Resultados
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Para guardar la informacioacuten o los resultados obtenidos se debe seleccionar la
opcioacuten ldquoGUARDARrdquo de la barra de menuacutes con lo que se presentara el cuadro
de dialogo mostrado en la figura A16 En este cuadro se debe ingresar el
nombre del documento con extensioacuten ldquoxlsx o xlsrdquo y el nombre de la hoja luego
se habilitaran las opciones que nos permitiraacuten seleccionar los datos que
queremos guardar
Adicionalmente se pueden copiar los resultados o datos ingresados
seleccionando los datos dentro de la tabla para esto coloque el cursor en el
inicio del grupo que desea copiar y luego presione ldquoShiftrdquo y diriacutejase al fin del
grupo que desea copiar luego presione Ctrl+c
Figura A15 Interfaz para guardar informacioacuten y resultados seleccionados
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ANEXO B
Informacioacuten del Reliability Test System
B11
Tabla de capacidad de salida
0-1 600 MW
x P(x) x P(x) x P(x)
0 1 420 0186964 1 020 0003624
12 0763604 440 0151403 1 040 0003257
20 0739482 460 0137219 1 060 0002857
24 0634418 480 0126819 1 080 0002564
32 0633433 500 0122516 1 100 0002353
36 0622712 520 0108057 1 120 0002042
40 0622692 540 0101214 1 140 0001889
44 0605182 560 0084166 1 160 0001274
48 0604744 580 0075038 1 180 0000925
50 0604744 600 0062113 1 200 0000791
52 0590417 620 0054317 1 220 000069
56 058863 640 0050955 1 240 0000603
60 0588621 660 0047384 1 260 000049
80 055993 680 0044769 1 280 000043
100 0547601 700 0042461 1 300 0000401
120 0512059 720 0040081 1 320 0000305
140 0495694 740 0038942 1 340 0000257
160 0450812 760 0030935 1 360 0000164
180 0425072 780 0026443 1 380 0000122
200 0381328 800 0024719 1 400 0000102
220 035599 820 0018716 1 420 0000084
240 0346093 840 0015467 1 440 0000071
260 0335747 860 0013416 1 460 0000056
280 0328185 880 0012136 1 480 0000046
300 0320654 900 0011608 1 500 000004
320 0314581 920 0009621 1 520 0000027
340 0311752 940 0008655 1 540 000002
360 0283619 960 0006495 1 560 0000013
380 0267902 980 0005433 1 580 000001
400 0261873 1 000 0004341 1 600 0000008
Tabla B11 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS
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B12
Tabla de capacidad de salida
1 500-2 450 MW
x P(x) x P(x)
1 500 404E-05 2 000 725E-09
1 550 149E-05 2 050 295E-09
1 600 806E-06 2 100 843E-10
1 650 408E-06 2 150 306E-10
1 700 158E-06 2 200 927E-11
1 750 722E-07 2 250 232E-11
1 800 291E-07 2 300 797E-12
1 850 153E-07 2 350 166E-12
1 900 469E-08 2 400 470E-13
1 950 215E-08 2 450 105E-13
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS con incrementos de 50 MW entre estados
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Joseacute Pachari P 169
B13
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW) Diacutea
Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW)
1 228473 41 184557 81 198907 121 238545
2 245670 42 179764 82 194763 122 233774
3 240757 43 220522 83 159540 123 229003
4 235843 44 237120 84 155396 124 224232
5 230930 45 232378 85 186595 125 183680
6 189166 46 227635 86 200640 126 178909
7 184253 47 222893 87 196627 127 230594
8 238545 48 182582 88 192614 128 247950
9 256500 49 177840 89 188602 129 242991
10 251370 50 213630 90 154493 130 238032
11 246240 51 229710 91 150480 131 233073
12 241110 52 225116 92 198788 132 190922
13 197505 53 220522 93 213750 133 185963
14 192375 54 215927 94 209475 134 233244
15 232714 55 176877 95 205200 135 250800
16 250230 56 172283 96 200925 136 245784
17 245225 57 196137 97 164588 137 240768
18 240221 58 210900 98 160313 138 235752
19 235216 59 206682 99 191101 139 193116
20 192677 60 202464 100 205485 140 188100
21 187673 61 198246 101 201375 141 226883
22 221052 62 162393 102 197266 142 243960
23 237690 63 158175 103 193156 143 239081
24 232936 64 195342 104 158223 144 234202
25 228182 65 210045 105 154114 145 229322
26 223429 66 205844 106 212040 146 187849
27 183021 67 201643 107 228000 147 182970
28 178268 68 197442 108 223440 148 214956
29 233244 69 161735 109 218880 149 231135
30 250800 70 157534 110 214320 150 226512
31 245784 71 189511 111 175560 151 221890
32 240768 72 203775 112 171000 152 217267
33 235752 73 199700 113 199848 153 177974
34 193116 74 195624 114 214890 154 173351
35 188100 75 191549 115 210592 155 238545
36 222907 76 156907 116 206294 156 256500
37 239685 77 152831 117 201997 157 251370
38 234891 78 192691 118 165465 158 246240
39 230098 79 207195 119 161168 159 241110
40 225304 80 203051 120 221847 160 197505
Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 170
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
161 192375 201 214588 241 202772 281 196932
162 235099 202 175779 242 198634 282 211755
163 252795 203 171214 243 194495 283 207520
164 247739 204 233244 244 159321 284 203285
165 242683 205 250800 245 155183 285 199050
166 237627 206 245784 246 186860 286 163051
167 194652 207 240768 247 200925 287 158816
168 189596 208 235752 248 196907 288 197197
169 237485 209 193116 249 192888 289 212040
170 255360 210 188100 250 188870 290 207799
171 250253 211 191366 251 154712 291 203558
172 245146 212 205770 252 150694 292 199318
173 240038 213 201655 253 206739 293 163271
174 196627 214 197539 254 222300 294 159030
175 191520 215 193424 255 217854 295 212040
176 228208 216 158443 256 213408 296 228000
177 245385 217 154328 257 208962 297 223440
178 240477 218 205679 258 171171 298 218880
179 235570 219 221160 259 166725 299 214320
180 230662 220 216737 260 184210 300 175560
181 188946 221 212314 261 198075 301 171000
182 184039 222 207890 262 194114 302 233509
183 200113 223 170293 263 190152 303 251085
184 215175 224 165870 264 186191 304 246063
185 210872 225 212040 265 152518 305 241042
186 206568 226 228000 266 148556 306 236020
187 202265 227 223440 267 191896 307 193335
188 165685 228 218880 268 206340 308 188314
189 161381 229 214320 269 202213 309 234569
190 216281 230 175560 270 198086 310 252225
191 232560 231 171000 271 193960 311 247181
192 227909 232 193221 272 158882 312 242136
193 223258 233 207765 273 154755 313 237092
194 218606 234 203610 274 191896 314 194213
195 179071 235 199454 275 206340 315 189169
196 174420 236 195299 276 202213 316 240930
197 212305 237 159979 277 198086 317 259065
198 228285 238 155824 278 193960 318 253884
199 223719 239 192426 279 158882 319 248702
200 219154 240 206910 280 154755 320 243521
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 171
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
321 199480 332 248577 343 201353 354 273600
322 194299 333 243504 344 257099 355 267900
323 249147 334 238431 345 276450 356 219450
324 267900 335 195311 346 270921 357 213750
325 262542 336 190238 347 265392 358 252328
326 257184 337 249677 348 259863 359 271320
327 251826 338 268470 349 212867 360 265894
328 206283 339 263101 350 207338 361 260467
329 200925 340 257731 351 265050 362 255041
330 235895 341 252362 352 285000 363 208916
331 253650 342 206722 353 279300 364 203490
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 172
B14
PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio
1 1 12 1 680 1 344 4 2 76 2 856 2 352
1 2 12 4 536 4 200 4 3 76 5 376 4 872
1 3 12 5 712 5 376 4 4 76 6 048 5 544
1 4 12 6 552 6 216 5 1 100 3 696 3 192
1 5 12 7 056 6 720 5 2 100 4 872 4 368
2 1 20 1 680 1 344 5 3 100 7 224 6 720
2 2 20 2 184 1 848 6 1 155 1 512 840
2 3 20 2 184 1 848 6 2 155 2 352 1 680
2 4 20 5 712 5 376 6 3 155 4 872 4 200
3 1 50 2 856 2 520 6 4 155 6 552 5 880
3 2 50 3 696 3 360 7 1 197 1 848 1 176
3 3 50 4 704 4 368 7 2 197 3 024 2 352
3 4 50 5 376 5 040 7 3 197 7 224 6 552
3 5 50 6 552 6 216 8 1 350 5 880 5 040
3 6 50 7 056 6 720 9 1 400 2 520 1 512
4 1 76 840 336 9 2 400 6 720 5 712
Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 173
ANEXO C
Base de datos del sistema de generacioacuten ecuatoriano
C11
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC-
ELEC
TRO
GU
AYA
S
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 102 93 699 D NO D
Gonzalo Zeballos TG-4 T turbogas 2627 20 1002 NO NO D
Gonzalo Zeballos TV-2 T turbovapor 73 73 876 D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 T turbovapor 73 73 876 D D D
Trinitaria TV-1 T turbovapor 133 133 1174 D D D
Pascuales II TM1 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM2 T turbogas 228 21 1002 NI NI NO
Pascuales II TM3 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM4 T turbogas 228 215 1002 NI NI NO
Pascuales II TM5 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM6 T turbogas 228 20 1002 NI NI NO
CEL
EC -
HID
RO
AG
OYAacute
N
Agoyaacuten U1 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Agoyaacuten U2 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Pucara U1 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
Pucara U2 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
CEL
EC -
HID
RO
PA
UTE
Paute 1 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 2 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 3 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 4 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 5 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 6 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 7 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 8 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 9 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 10 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
CEL
EC -
TER
MO
ESM
ERA
LDA
S
Termoesmeraldas CTE T turbovapor 1325 131 1174 D D D
Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 174
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC -
TER
MO
PIC
HIN
CH
A
Guangopolo U1 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U2 Teacutermica MCI 52 51 1297 NO NO NO
Guangopolo U3 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U4 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U5 Teacutermica MCI 52 51 1297 D NO NO
Guangopolo U6 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U7 Teacutermica MCI 192 14 1297 D D D
La Propicia U1 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D D
La Propicia U2 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D NO
Miraflores 1 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 2 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 3 Teacutermica MCI 34 2 1297 NO NC NO
Miraflores 4 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NO NO
Miraflores 7 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 8 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 9 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 10 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 11 Teacutermica MCI 6 5 1297 NO NO NO
Miraflores 12 Teacutermica MCI 6 5 1297 D D D
Miraflores 13 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 14 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 16 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 18 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 22 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 15 Teacutermica MCI 25 19 1297 D D I
Miraflores TG1 Teacutermica MCI 228 19 1297 NI NI D
Santa Rosa TG1 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG2 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG3 T turbo gas 171 17 1667 D NO NO
Pedernales 15 Teacutermica MCI 25 2 1297 NI NI D
Power bargue II PB-1 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-2 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-3 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-4 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 175
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009 EL
ECA
UST
RO
SA
Saucay G1 Hidraacuteulica 4 4 787 D D D
Saucay G2 Hidraacuteulica 4 4 535 D D D
Saucay G3 Hidraacuteulica 8 8 4874 D D D
Saucay G4 Hidraacuteulica 8 8 424 D D D
Saymirin G1 Hidraacuteulica 126 126 034 D D D
Saymirin G2 Hidraacuteulica 126 126 042 D D D
Saymirin G3 Hidraacuteulica 196 196 027 D D D
Saymirin G4 Hidraacuteulica 196 196 026 D D D
Saymirin G5 Hidraacuteulica 4 4 062 D D D
Saymirin G6 Hidraacuteulica 4 4 053 D D D
El Descanso G1 Teacutermica MCI 48 43 787 D D D
El Descanso G2 Teacutermica MCI 48 43 535 D D D
El Descanso G3 Teacutermica MCI 48 43 4874 D NO D
El Descanso G4 Teacutermica MCI 48 43 424 D D D
Monay G1 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G2 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G3 Teacutermica MCI 15 11 1297 NO NO NO
Monay G4 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
Monay G5 Teacutermica MCI 238 11 1297 NO NO NO
Monay G6 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
MA
CH
AL
PO
WER
Machala power A T turbo gas 70 667 699 D D D
Machala power B T turbo gas 70 67 699 D D D
TER
MO
GU
AYA
S
SA
Termoguayas U1 Teacutermica MCI 20 20 1297 D D D
Termoguayas U2 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U3 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U4 Teacutermica MCI 50 5 1297 D NO NO
ELEC
TRO
QU
IL
SA
Electroquil U1 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U2 T turbo gas 46 46 1002 D D D
Electroquil U3 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U4 T turbo gas 45 45 1002 D D D
ECO
LUZ
Loreto-Ex Inecel Loreto Hidraacuteulica 23 211 773 D D D
EMA
AP
-Q
El Carmen U1 Hidraacuteulica 84 82 773 D D D
GEN
ERO
CA
SA
Generoca U1 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U2 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U3 Teacutermica MCI 47 467 1297 D D D
Generoca U4 Teacutermica MCI 47 446 1297 D D D
Generoca U5 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U6 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U7 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D NO
Generoca U8 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 176
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
NA
CIOacute
N S
A Marcel
Laniado U1 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U2 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U3 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
HID
RO
PA
ZTA
ZA
San francisco
U1 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
San francisco
U2 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
HID
RO
SIB
IMB
E
SA
Sibimbe U1 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Sibimbe U2 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Uravia U1 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
Uravia U2 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
INTE
RV
ISA
SA
Victoria II Victoria
II T turbo gas 105 102 699 D D D
ULY
SEA
S
Power Bargue I
PB1 Teacutermica
MCI 30 275 1297
No operoacute
No operoacute
No operoacute
EMP
RES
A E
LEacuteC
TRIC
A A
MB
ATO
Bataacuten G1 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G2 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G3 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G4 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Lligua G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
Lligua G2 Teacutermica
MCI 25 15 1297 D D D
Peniacutensula G1 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G2 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G3 Hidraacuteulica 05 04 773 D D D
Peniacutensula G4 Hidraacuteulica 15 15 773 D D D
CN
EL -
BO
LIV
AR
Guaranda U1 Teacutermica
MCI 056 045 1297 NO NO NO
Guaranda U2 Teacutermica
MCI 11 088 1297 NC NO NO
Chimbo U1 Hidraacuteulica 0563 045 773 D D NO
Chimbo U2 Hidraacuteulica 11 088 773 D D D
Chimbo U3 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NO NO
Chimbo U4 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Chimbo U5 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 177
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CN
EL-
LOS
RIO
S
Centro Industrial
U1 Teacutermica MCI 2865 24 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U2 Teacutermica MCI 2865 242 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U3 Teacutermica MCI 2865 25 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U4 Teacutermica MCI 2865 245 1297 NO NO NO
CN
EL -
MIL
AG
RO
Milagro 3 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 4 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 5 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 6 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 7 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 8 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
CN
EL -
SA
NTA
ELE
NA
Posorja G1005 Teacutermica MCI 284 2 1297 NO NO NO
La libertad U1 Teacutermica MCI 26 22 1297 D NO NO
La libertad U10 Teacutermica MCI 26 2 1297 D NO NO
La libertad U11 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U12 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U3 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U4 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U5 Teacutermica MCI 114 - 1297 NO NO NO
La libertad U6 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U7 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U8 Teacutermica MCI 444 - 1297 NO NO NO
La libertad U9 Teacutermica MCI 444 2 1297 D NO NO
Playas G-1003 Teacutermica MCI 0602 03 1297 NC NO NO
Playas G-1004 Teacutermica MCI 12 05 1297 NC NO NO
ELEC
TRIC
A D
E G
UA
YAQ
UIL
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS
T Turbogas 2265 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS
T Turbogas 223 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS
T Turbogas 15 14 1667 D D D
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS
T Turbogas 237 18 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS
T Turbogas 2312 19 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS T
turbovapor 345 33 876 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G1-CAT T Turbogas 54 465 699 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G2-CAT T Turbogas 408 35 1002 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 178
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A N
OR
TE
Ambi G1 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
Ambi G2 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
La playa G1 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G2 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G3 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
San Gabriel G1 Hidraacuteulica 023 02 773 NO NO NO
San Miguel de Car
G1 Hidraacuteulica 295 295 773 D D D
San Francisco Norte
G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A D
EL S
UR
Carlos Mora U1 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U2 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U3 Hidraacuteulica 12 12 773 D D D
Catamayo U1 Teacutermica
MCI 18 - 1297 NO NO NO
Catamayo U10 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
Catamayo U2 Teacutermica
MCI 128 1 1297 D D D
Catamayo U3 Teacutermica
MCI 0766 - 1297 NO NO NO
Catamayo U4 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 D D D
Catamayo U5 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 NO D D
Catamayo U6 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D D NO
Catamayo U7 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D NO D
Catamayo U8 Teacutermica
MCI 25 24 1297 D D D
Catamayo U9 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CEN
TRO
SU
R Macas ALLEN 1
Teacutermica MCI
114 06 1297 NO NO NO
Macas ALLEN 2 Teacutermica
MCI 114 06 1297 NO NO NO
Macas General Teacutermica
MCI 25 15 1297 NO NO NO
CN
EL -
EL
OR
O
Machala GM 4 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Machala GM 5 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Collin Lockett Crossley
3 Teacutermica
MCI 545 46 1297 D D NO
Collin Lockett Crossley
4 Teacutermica
MCI 545 43 1297 D D NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 179
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CO
TOP
AX
I
Illuichi No1 Grupo 1 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No2 Grupo 2 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No3 Grupo 3 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 4
Grupo 4 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 2 Grupo 1 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
Illuichi No 3 Grupo 2 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A Q
UIT
O
Cumbaya U1 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U2 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U3 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U4 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
G Hernaacutendez
U1 Teacutermica
MCI 572 572 1297 NO NO D
G Hernaacutendez
U2 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U3 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U4 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U5 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U6 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
Luluncoto U1 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 D D D
Luluncoto U2 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO NO
Luluncoto U3 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO D
Luluncoto U4 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NI NO NO
Nayoacuten U1 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Nayoacuten U2 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Pasochoa U1 Hidraacuteulica 225 225 773 D D D
Pasochoa U2 Hidraacuteulica 225 225 773 D D NO
Los chillos U1 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Los chillos U2 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Guangopolo U1 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U2 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U3 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U4 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U5 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U6 Hidraacuteulica 1152 1152 773 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 180
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
RIO
BA
MB
A
Alaacuteo Grupo 1 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 2 Hidraacuteulica 26 25 773 NO D D
Alaacuteo Grupo 3 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 4 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Rio Blanco Uacutenica Hidraacuteulica 3125 3 773 D D D
Riobamba Uacutenica Teacutermica MCI 25 2 1297 D D D
AG
UA
Y G
AS
DE
SILL
UN
CH
I Sillunchi 1 U-100 Hidraacuteulica 01 01 773 D D D
Sillunchi 2 U-304 Hidraacuteulica 03 03 773 D D D
C P
RO
VIN
CIA
L TU
NG
UR
AG
UA
Tilivi U1 Hidraacuteulica 011 011 773 NC NC D
ECO
ELEC
TRIC
SA
Ecoelectric Turbo
5 T
Turbovapor 3 22 876 D D D
Ecoelectric Turbo
6 T
Turbovapor 6 55 876 D D D
Ecoelectric Turbo
7 T
Turbovapor 275 275 876 NI D D
ECO
LUZ Papallacta G1 Hidraacuteulica 219 195 773 D D D
Papallacta G2 Hidraacuteulica 444 425 773 D D D
ECU
DO
S S
A
Ecudos A-G TGE-1 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-2 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-3 T
Turbovapor 7 6 876 D D D
Ecudos A-G TGE-4 T
Turbovapor 168 168 876 D D D
ELEC
TRO
AN
DIN
A
Espejo U1 Hidraacuteulica 03 023 773 NI NO D
Espejo U2 Hidraacuteulica 02 016 773 NI NO D
Otavalo U1 Hidraacuteulica 04 04 773 NI NO D
EMA
AP
-Q
Noroccidente N1 Hidraacuteulica 024 024 773 D D D
Recuperadora N1 Hidraacuteulica 147 145 773 D D D
ENER
MA
X
Calope U1 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
Calope U2 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
FAM
I P
RO
DU
CT
Lasso U1 Teacutermica MCI 375 34 1297 NC NO NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 181
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
AB
AN
ICO
Hidroabanico U1 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U2 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U3 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U4 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U5 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
HID
RO
IMB
AB
UR
A
Atuntaqui U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Atuntaqui U2 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U2 Hidraacuteulica 024 019 773 D D D
IM
MEJ
IA
La calera U1 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U2 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U3 Hidraacuteulica 1 09 773 D D D
LA
INTE
RN
AC
ION
AL
Vindobona U1 Hidraacuteulica 15 14 773 D D D
Vindobona U2 Hidraacuteulica 15 143 773 D D D
LA F
AR
GE
Selva Alegre U1 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U2 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U3 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U4 Teacutermica MCI 385 33 1297 D D D
Selva Alegre U5 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U6 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U7 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
MA
NA
GEN
ERA
CIOacute
N La esperanza U1 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
La esperanza U2 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
Poza Honda U1 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
Poza Honda U2 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
MO
LIN
OS
LA
UN
ION
Geppert Geppert Hidraacuteulica 157 13 773 D D D
Kohler Kholer Teacutermica MCI 16 14 1297 D NO NO
PER
LAB
I S
A
Perlabi U1 Hidraacuteulica 279 25 773 D D D
SOC
IED
AD
SA
N
CA
RLO
S
San Carlos Turbo 1 T Turbovapor 3 24 876 D D NO
San Carlos Turbo 2 T Turbovapor 4 32 876 D D NO
San Carlos Turbo 3 T Turbovapor 16 128 876 D D D
San Carlos Turbo 4 T Turbovapor 12 96 876 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 182
C12
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H
Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PUCARAacute
1 365 3 720 2 520 208 198 2 976 1 536 3 816 3 600
1 365 41135 4 111 3 096 1 656 6 240 6 192 6 504 6 456
1 365 62985 6 296 59365 5 934 8 232 8 184 8 184 8 136
2 365 85055 8 503 80485 8 046 1 392 1 344 2 952 1 512
2 365 2 016 1 848 208 198 3 336 3 120 6 552 6 504
2 365 41135 4 111 3 384 3 192 6 288 6 240 8 232 8 184
2 365 62985 6 296 59365 5 934 8 280 8 232 0 0
2 365 85055 8 503 84565 8 454 0 0 0 0
AGOYAacuteN
1 80 1 320 1 176 1 296 1 152 360 192 336 168
1 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 928 2 784 2 568 2 424
1 80 6 144 6 000 5 496 5 352 4 416 4 248 4 536 4 368
1 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 632 7 488 8 760 7 248
2 80 1 176 1 008 1 152 984 360 192 336 168
2 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 784 2 616 2 352 2 184
2 80 6 000 5 832 5 352 5 184 4 416 4 248 4 536 4 368
2 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
SAN FRANCISCO
1 115 0 0 1 296 1 152 360 192 336 168
1 115 0 0 3 792 3 624 2 928 2 784 4 536 1 080
1 115 0 0 5 496 5 352 5 832 3 624 8 760 7 248
1 115 0 0 8 040 7 872 7 632 7 488 0 0
2 115 0 0 1 152 984 360 192 336 168
2 115 0 0 3 792 3 624 2 784 2 616 4 536 1 080
2 115 0 0 5 352 5 184 5 832 3624 6 216 6 048
2 115 0 0 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
PAUTE
1 100 3035 294 2315 222 395 30 635 54
1 100 14255 1 416 17675 1 758 11915 1 182 15275 1 518
1 100 3 370 3 288 3178 3 096 2650 2 568 3 091 3 024
1 100 44555 4 446 44555 4 446 39515 3 942 45995 4 590
1 100 61835 6 174 59435 5 934 54155 5 406 60635 6 054
1 100 7 570 7 344 7 546 7 320 6658 6 432 0 0
1 100 0 0 0 0 79595 7 950 0 0
2 100 874 792 322 240 1282 1 200 395 30
2 100 22955 2 286 15995 1 590 25595 2 550 1411 1 344
2 100 36155 3 606 29435 2 934 39275 3 918 29195 2 910
2 100 5 050 4 824 4 858 4 632 5986 5 760 44315 4 422
Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 183
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PAUTE
2 100 63275 6318 59675 5958 72635 7254 6297 6072
2 100 76475 7638 72875 7278 84635 8454 77675 7758
2 100 0 0 8722 8640 0 0 0 0
3 100 7835 774 7595 750 1114 888 1257 1032
3 100 21275 2118 22715 2262 22475 2238 27515 2742
3 100 2200 2118 4018 3936 36155 3606 42395 4230
3 100 52955 5286 155 6 5338 5256 5779 5712
3 100 68315 6822 66395 6630 67595 6750 72395 7230
3 100 8242 8016 8218 7992 82715 8262 0 0
4 100 4235 414 4235 414 610 384 875 78
4 100 19835 1974 19355 1926 17435 1734 22475 2238
4 100 3538 3456 3370 3288 29195 2910 3763 3696
4 100 48155 4806 49595 4950 4522 4440 52715 5262
4 100 63515 6342 63035 6294 60635 6054 67835 6774
4 100 7906 7680 7882 7656 76235 7614 75035 7494
5 100 4475 438 1162 1080 778 696 907 840
5 100 1690 1608 26075 2598 22715 2262 24155 2406
5 100 33035 3294 39275 3918 37355 3726 39035 3894
5 100 46475 4638 5698 5472 5650 5424 5625 5400
5 100 6610 6384 69755 6966 67835 6774 71195 7110
5 100 71675 7158 84875 8478 81035 8094 87515 8742
5 100 86795 8670 0 0 0 0 0 0
6 115 19835 1974 2026 1944 2122 1896 2098 1872
6 115 4210 4128 41435 4134 40955 4086 42635 4254
6 115 63755 6366 6202 5976 6394 6312 6619 6552
6 115 8578 8352 83195 8310 82955 8286 0 0
7 115 192 0 226 0 17675 1758 18635 1854
7 115 23195 2310 22955 2286 3826 3744 4099 4032
7 115 4546 4464 4546 4464 62795 6270 63755 6366
7 115 6448 6366 7224 6312 8698 8472 0 0
8 115 1738 1512 1498 1272 1618 1392 1762 1536
8 115 36395 3630 36395 3630 35915 3582 39275 3918
8 115 5722 5640 5866 5784 6178 6096 6451 6384
8 115 80075 7998 79835 7974 81275 8118 86555 8646
9 115 682 456 658 432 274 48 418 192
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 184
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAUTE
9 115 29675 2 958 27755 2 766 18875 1 878 25835 2 574
9 115 5 218 5 136 5 050 4 968 4 330 4 248 4 771 4 704
9 115 71915 7 182 71435 7 134 67355 6 726 70955 7 086
10 115 1 234 1 008 994 768 13835 1 374 11675 1 158
10 115 33275 3 318 32795 3 270 3 490 3 408 3 427 3 360
10 115 5 554 5 472 5 458 5 376 57275 5 718 57035 5 694
10 115 76715 7 662 73115 7 302 7 498 7 272 8 650 8 424
MARCEL LANIADO
1 71 3 024 2 688 2 280 1 944 3 288 2 952 5 448 5 088
1 71 0 0 0 0 0 0 5 976 5 832
1 71 0 0 0 0 0 0 6 696 6 552
2 71 3 528 3 192 2 832 2 496 3 792 3 456 5 232 5 088
2 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
2 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
3 71 5 712 5 400 1 824 1 488 4 296 3 960 5 232 5 088
3 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
3 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
SAYMIRIacuteN
1 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
1 126 3 336 2 184 3 240 3 168 4 056 3 960 2 808 2 592
1 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
1 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
2 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
2 126 3 336 2 184 3 288 3 216 4 056 3 960 2 808 2 592
2 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
2 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
3 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
3 196 3 288 3 216 3 384 3 336 3 864 3 744 1 896 1 752
3 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 808 2 592
3 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 2 952 2 928
3 196 0 0 0 0 0 0 3 360 3 264
4 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
4 196 3 456 3 384 3 432 3 384 4 584 4 464 1 896 1 752
4 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
4 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 3 360 3 264
5 4 936 864 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
5 4 2 112 2 040 2 088 2 016 3 888 3 816 2 352 2 160
6 4 1 104 1 032 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
6 4 2 112 2 040 2 088 2 016 4 056 3 984 2 352 2 160
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 185
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
SAUCAY
1 4 2 472 2 352 2 616 2 496 1 056 936 1 896 1 752
1 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
1 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
2 4 2 640 2 520 2 784 2 664 1 056 936 1 896 1 752
2 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
2 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
3 8 2 808 2 688 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
3 8 5 520 5 496 2 904 2 832 3 912 3 792 3 312 3 096
3 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
4 8 2 976 2 856 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
4 8 5 520 5 496 3 072 3 000 3 912 3 792 3 312 3 096
4 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
PASOCHOA 1 225 4 320 3 624 3 624 2 928 3 576 2 952 2 880 2 160
2 225 5 088 4 368 4 368 3 720 4 344 3 624 3 624 2 928
CUMBAYAacute
1 10 1 296 0 6 648 4 512 5 328 5 256 3 888 3 768
2 10 624 0 0 0 4 584 4 464 7 080 6 960
2 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
3 10 0 0 0 0 4 920 4 800 0 0
3 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
4 10 0 0 0 0 720 0 4 224 4 104
4 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
NAYOacuteN 1 1485 6 000 5 880 0 0 1 176 768 7 584 7 464
2 1485 6 672 6 552 0 0 2 880 1 848 6 552 4 344
GUANGOPOLO
1 2 5 832 5 088 0 0 0 0 0 0
2 2 8 688 8 064 0 0 8 736 7 488 0 0
3 17 0 0 8 760 7 320 0 0 0 0
4 17 8 016 7 296 2 184 1 152 0 0 0 0
5 2 2 136 1 416 0 0 0 0 0 0
6 1152 0 0 2 760 2 208 6 552 5 472 8 760 7 824
LOS CHILLOS 1 088 2 880 2 184 744 48 888 120 864 120
2 088 3 624 2 904 1 440 816 1 560 192 1 704 936
AMBI
1 4 1 176 1 056 7 680 6 576 7 800 7 704 5 568 5 328
1 4 4 344 3 624 0 0 0 0 5 568 5 328
2 4 1176 1 056 8 520 7 656 4 704 3 624 0 0
2 4 5 064 4 344 0 0 7 800 7 704 0 0
SAN MIGUEL DE CAR
1 295 3 144 3 096 6 144 6 072 5 376 5 352 1 464 1 440
1 295 5 448 5 352 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 186
Central Nuacutemero de
unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
LA PLAYA
1 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
1 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
1 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
2 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
2 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
2 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
3 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
3 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
3 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
ILLUCHI 1
1 0697 816 792 72 48 72 48 72 48
1 0697 2 640 1 872 792 744 768 744 768 744
1 0697 4 416 4 392 2 664 1 896 4 416 4 392 4 416 4 392
1 0697 5 184 5 136 4 440 4 416 5 184 5 136 5 184 5 136
1 0697 6 624 6 600 5 208 5 160 6 312 5 544 5 568 5 544
1 0697 8 088 8 064 7 368 7 320 7 320 7 296 7 320 7 296
1 0697 840 816 8 040 8 016 8 016 7992 8 016 7 992
2 0697 2 640 1 872 96 72 96 72 96 72
2 0697 4 440 4 416 840 816 840 816 840 816
2 0697 5 232 5 184 2 664 1 896 4 440 4 416 4 440 4 416
2 0697 6 648 6 624 4 464 4 440 5 232 5 184 5 232 5 184
2 0697 8 112 8 088 5 256 5 208 6 312 5 544 5 592 5 568
2 0697 0 0 7 416 7 392 7 392 7 368 7 392 7 368
2 0697 0 0 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
3 14 864 840 2 904 0 864 840 864 840
3 14 2 640 1 872 5 304 5 256 5 256 5 232 5 280 5 232
3 14 4 464 4 440 7 440 7 416 6 312 5 544 5 616 5 592
3 14 5 280 5 232 8 040 8 016 7 416 7 392 7 416 7 392
3 14 6 672 6 648 0 0 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 8 136 8 112 144 120 144 120 144 120
4 14 0 0 936 864 888 864 888 864
4 14 888 864 1 920 1 896 5 328 5 280 5 328 5 280
4 14 2 640 1 872 5 352 5 304 6 312 5 544 5 640 5 616
4 14 4 488 4 464 7 512 7 440 7 440 7 416 7 440 7 416
4 14 5 328 5 280 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 6 696 6 672 0 0 0 0 0 0
4 14 8 160 8 136 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 187
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ILLUCHI 2
1 26 384 360 384 360 384 360 384 360
1 26 480 456 528 504 528 504 528 504
1 26 648 504 648 624 648 624 648 624
1 26 2 544 2 520 1 080 744 2 544 2 520 2 544 2 520
1 26 2 688 2 616 2 568 2 544 3 264 3 240 3 264 3 240
1 26 3 264 3 240 3 288 3 264 3 408 3 384 3 408 3 384
1 26 3 408 3 336 3 432 3 408 4 272 4 248 4 272 4 248
1 26 4 272 4 248 4 296 4 272 8 376 7 992 8 376 7 992
1 26 6 576 6 552 8 136 8 016 0 0 0 0
1 26 7 320 7 296 0 0 0 0 0 0
1 26 7 440 7 416 0 0 0 0 0 0
1 26 7 944 7 800 0 0 0 0 0 0
2 26 408 384 408 384 408 384 408 384
2 26 480 456 552 528 552 528 552 528
2 26 672 528 672 648 672 648 672 648
2 26 2 568 2 544 1 536 1 080 2 568 2 544 2 568 2 544
2 26 2 712 2 616 2 592 2 568 3 288 3 264 3 288 3 264
2 26 3 288 3 264 3 312 3 288 3 432 3 408 3 432 3 408
2 26 3 432 3 336 3 456 3 432 4 296 4 272 4 296 4 272
2 26 4 296 4 272 4 320 4 296 8 016 7 992 8 016 7 992
2 26 6 600 6 576 8 040 8 016 8 760 8 400 8 760 8 400
2 26 7 320 7 296 8 232 8 136 0 0 0 0
2 26 7 464 7 440 0 0 0 0 0 0
2 26 7 968 7 824 0 0 0 0 0 0
C H PENINSULA
1 05 600 528 936 816 216 96 192 72
2 05 672 600 1 104 984 0 0 0 0
3 05 744 672 1 272 1 152 5 832 5 136 2 160 1 584
4 15 5 496 5 208 0 0 0 0 5 808 5 616
ALAO
1 26 528 504 1 392 1 368 528 504 1 320 1 296
1 26 816 792 2 592 2 568 2 016 1 992 2 520 2 496
1 26 2 088 2 064 4 080 4 056 3 216 3 192 4 008 3 984
1 26 3 288 3 264 5 280 5 256 4 704 4 680 5 208 5 184
1 26 5 040 5 016 6 768 6 744 5 904 5 880 6 696 6 672
1 26 5 976 5 952 7 968 7 944 7 416 7 392 7 896 7 872
1 26 7 464 7 440 0 0 8 544 8 520 0 0
1 26 8 664 8 640 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 188
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
ALAO
3 26 864 504 192 168 696 672 1320 1296
3 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 2688 2664
3 26 3456 3432 2760 2736 3384 3360 4008 3984
3 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 5496 5472
3 26 6144 6120 5448 5424 5328 5304 6696 6672
3 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 8064 8040
3 26 8664 8640 8136 8112 0 0 0 0
4 26 864 504 240 216 816 792 168 144
4 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 1320 1296
4 26 3576 3552 2880 2856 3504 3480 2808 2784
4 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 4008 3984
4 26 6264 6240 5568 5544 5448 5424 5544 5520
4 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 6696 6672
4 26 8664 8640 8256 8232 0 0 8184 8160
RIacuteO BLANCO
1 3125 72 48 720 696 1344 1320 648 624
1 3125 1416 1392 2064 2040 2688 2664 1992 1968
1 3125 2784 2736 3408 3384 4032 4008 3336 3312
1 3125 4104 4080 4752 4728 5376 5352 4680 4656
1 3125 5448 5424 6096 6072 6720 6696 6024 6000
1 3125 6792 6768 7440 7416 8064 8040 7368 7344
1 3125 8136 8112 8472 8448 0 0 8712 8688
CARLOS MORA CARRION
1 06 7176 6552 7320 6696 7272 6648 5712 5112
2 06 7992 7392 8016 7392 7992 7368 6552 5952
3 12 8736 8064 8664 8040 8640 8016 7224 6624
EL CARMEN
1 84 132 126 733 726 685 678 661 654
1 84 192 186 1405 1398 1357 1350 1333 1326
1 84 1764 1758 2077 2070 2029 2022 2005 1998
1 84 2580 2574 2869 2862 2869 2862 2845 2838
1 84 3252 3246 3568 3558 3517 3510 3493 3486
1 84 3924 3918 4261 4254 4213 4206 4189 4182
1 84 4596 4590 5101 5094 5053 5046 5029 5022
1 84 5294 5286 5773 5766 5749 5742 5701 5694
1 84 6132 6126 6445 6438 6397 6390 6541 6534
1 84 6972 6966 7285 7278 7237 7230 7213 7206
1 84 7644 7638 7957 7950 7909 7902 7885 7878
1 84 8316 8310 8461 8454 8413 8406 8389 8382
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 189
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
RECUPERADORA
1 147 757 750 709 702 661 654 637 630
1 147 1 405 1 398 1 381 1 374 1 333 1 326 1 309 1 302
1 147 2 077 2 070 2 053 2 046 2 005 1 998 1 981 1 974
1 147 2 756 2 736 2 893 2 886 2 845 2 838 2 821 2 814
1 147 3 589 3 582 3 544 3 534 3 520 3 510 3 493 3 486
1 147 4 320 3 696 4 237 4 230 4 189 4182 4 333 4 326
1 147 4 933 4 926 5 077 5 070 5 029 5 022 5 005 4 998
1 147 5 773 5 766 5 749 5 742 5 701 5 694 5677 5 670
1 147 6 445 6 438 6 421 6 414 6 541 6 534 6 288 5 952
1 147 7 285 7 278 7 261 7 254 7 213 7 206 7 213 7 206
1 147 7 957 7 950 7 933 7 926 7 885 7 878 7 885 7 878
1 147 8 509 8 502 8 437 8 430 8 701 8694 8 701 8 694
RIacuteO CHIMBO
1 056 696 672 336 312 720 696 3 744 3 624
1 056 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
1 056 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
1 056 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
1 056 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
1 056 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
1 056 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
1 056 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
1 056 6 408 6 384 6 216 6192 0 0 0 0
1 056 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
1 056 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
1 056 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
2 11 696 672 336 312 216 120 3 984 3 624
2 11 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
2 11 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
2 11 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
2 11 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
2 11 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
2 11 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
2 11 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
2 11 6 408 6 384 6 216 6 192 0 0 0 0
2 11 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
2 11 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
2 11 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 190
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAPALLACTA 1 219 7 488 7 392 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 219 0 0 7 656 7 560 7 536 7 368 7 080 6 960
2 444 600 504 624 504 720 600 1 224 1 080
2 444 0 0 1 440 1 344 1 080 960 0 0
LORETO 1 23 4 128 4 032 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 23 0 0 0 0 6 792 6 720 4 200 4 104
CALOPE
1 858 0 0 0 0 4 776 4 680 1 656 1 584
1 858 0 0 0 0 6 864 6 816 4 776 4 680
1 858 0 0 0 0 8 208 8 016 6 864 6 816
1 858 0 0 0 0 0 0 8 208 8 016
2 858 0 0 0 0 5 016 4 920 1 824 1 752
2 858 0 0 0 0 7 032 6 984 5 016 4 920
2 858 0 0 0 0 0 0 7 032 0
2 858 0 0 0 0 8 400 8 208 8 400 8 208
HIDROABANICO
1 769 0 0 0 0 57 54 57 54
1 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
1 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
1 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
2 769 0 0 0 0 57 54 57 54
2 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
2 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
2 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
3 769 0 0 0 0 81 78 81 78
3 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
3 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
3 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
4 769 0 0 0 0 81 78 81 78
4 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
4 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
4 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
5 769 0 0 0 0 81 78 81 78
5 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
5 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
5 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
ESMERALDAS 1 1325 1 656 1 416 1 680 1 440 1 896 1 656 2 448 1 368
1 1325 7 248 5 328 5 928 4 128 7 296 5 760 6 264 4 728
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 191
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
G ZEVALLOS
2 73 1 488 1 464 288 264 1 416 1 392 1 392 1 368
2 73 3 168 3 144 1 632 1 608 2 256 2 232 5 568 4 560
2 73 6 840 5 664 3 624 2 280 4 248 3 408 6 432 6 408
2 73 0 0 6 672 6 648 6 120 6 096 8 280 8 256
2 73 0 0 0 0 8 328 8 304 0 0
3 73 1 656 1 632 960 936 912 888 1 560 1 536
3 73 4 728 3 312 2 136 2 112 3 240 2 400 4 056 3 048
3 73 5 688 5 664 4 392 4 128 4 776 4 752 5 928 5 904
3 73 7 008 7 032 7 008 6 984 7 128 7 104 8 112 8 088
3 73 0 0 0 0 8 472 8 448 0 0
T GAS No 4
4 2627 4 344 0 3 000 0 2 448 2 160 2 424 2 256
4 2627 0 0 5 376 5 184 6 984 6 552 4 392 3 936
4 2627 0 0 0 0 0 0 8 136 5 448
TRINITARIA
1 133 2 160 1 728 2 328 1 608 2 232 384 3 576 2 376
1 133 5 376 4 488 7 824 5 976 4 032 3 912 6 840 6 240
1 133 7 080 7 008 0 0 7 248 6 288 0 0
ENRIQUE GARCIacuteA
1 102 2 352 1 632 2 496 1 776 2 664 0 2 160 1 440
1 102 7 248 6 888 6 840 6 648 8 376 7 656 4 296 4 056
1 102 0 0 0 0 0 0 7 032 6 792
VICTORIA II 1 105 3 168 2 160 2 544 2 184 2 520 2 160 6 552 6 264
ALVARO TINAJERO
1 54 2 352 2 328 4 608 4 344 6 792 6 720 1 416 912
1 54 8 256 8 232 8 712 8 688 0 0 0 0
2 408 0 0 4 176 2 928 0 0 2 880 2 160
ANIacuteBAL SANTOS
1 345 3 192 2 352 3 432 2 592 6 264 0 3 288 2 448
1 2265 0 0 0 0 0 0 72 48
2 223 0 0 0 0 0 0 480 408
3 15 0 0 0 0 2 856 2 184 1 776 1 248
5 237 5 328 3 864 1 680 216 1 440 24 5 184 3 768
6 2312 0 0 0 0 0 0 5 808 5 448
ELECTROQUIL
1 45 648 624 456 432 240 216 384 360
1 45 1 320 1 296 1 128 1 104 1 080 1 056 1 224 1 200
1 45 1 992 1 968 1 968 1 944 1 752 1 728 1 896 1 872
1 45 2 832 2 808 2 640 2 616 2 424 2 400 2 568 2 544
1 45 3 504 3 480 3 312 3 288 3 096 3 072 3 408 3 384
1 45 4 056 3 696 4 176 3 816 3 936 3 912 4 080 4 056
1 45 4 848 4 824 4 824 4 800 4872 4 584 4 776 4 560
1 45 5 688 5 664 5 664 5 640 5 448 5 424 4 920 4 896
1 45 6 360 6 336 6 336 6 312 6 288 6 264 5 592 5 568
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 192
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
1 45 7 200 7 176 7 008 6 984 7 128 7 104 6 264 6240
1 45 7 704 7 680 7 680 7 656 7 800 7 464 6 936 6912
1 45 8 544 8 520 8 352 8 328 8 232 8 208 7 632 7608
1 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
2 46 672 648 480 456 264 240 408 384
2 46 1 344 1 320 1 152 1 128 1 104 1 080 1 248 1224
2 46 2 016 1 992 1 992 1 968 1 776 1 752 1 920 1896
2 46 2 856 2 832 2 664 2 640 2 448 2 424 2 592 2568
2 46 3 528 3 504 3 336 3 312 3 120 3 096 3 432 3408
2 46 4 056 3 696 4 176 3 816 3 960 3 936 4 104 4080
2 46 4 872 4 848 4 824 4 800 4 872 4 584 4 776 4560
2 46 5 712 5 688 5 688 5 664 5 472 5 448 4 944 4920
2 46 6 384 6 360 6 360 6 336 6 312 6 288 5 616 5592
2 46 7 224 7 200 7 008 6 984 7 128 7 104 6 288 6264
2 46 7 704 7 680 7 704 7 680 7 824 7 488 6 960 6936
2 46 8 568 8 544 8 376 8 352 8 496 8 472 7 632 7608
2 46 0 0 0 0 0 0 8 472 8448
3 45 648 624 624 600 408 384 552 528
3 45 1 320 1 296 1 296 1 272 1 248 1 224 1 392 1368
3 45 1 992 1 968 2 136 2 112 1 920 1 896 2 064 2040
3 45 2 832 2 808 2 808 2 784 2 592 2 568 2 736 2712
3 45 3 504 3 480 3 480 3 456 3 264 3 240 3 576 3552
3 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 104 4 080 4 248 4224
3 45 5 016 4 992 4 992 4 968 5 040 4 752 4 944 4728
3 45 5 688 5 664 5 832 5 808 5 280 5 256 5 280 5256
3 45 6 528 6 504 6 504 6 480 6 120 6 096 5 760 5736
3 45 7 200 7 176 7 176 7 152 7 296 7 272 6 432 6408
3 45 7 872 7 848 7 848 7 824 7 632 7 608 7 104 7080
3 45 8 712 8 688 8 520 8 496 8 304 8 280 7 800 7776
3 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
4 45 672 648 648 624 432 408 576 552
4 45 1 344 1 320 1 320 1 296 1 272 1 248 1 416 1392
4 45 2 016 1 992 2 160 2 136 1 944 1 920 2 088 2064
4 45 2 856 2 832 2 832 2 808 2 616 2 592 2 760 2736
4 45 3 528 3 504 3 504 3 480 3 288 3 264 3 600 3576
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 193
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
4 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 128 4 104 4 272 4 248
4 45 5 040 5 016 5 016 4 992 5 040 4 752 4 944 4 728
4 45 5 712 5 688 5 856 5 832 5 304 5 280 5 304 5 280
4 45 6 552 6 528 6 528 6 504 6 144 6 120 5 784 5 760
4 45 7 224 7 200 7 176 7 152 7 296 7 272 6 456 6 432
4 45 7 872 7 848 7 872 7 848 7 656 7 632 7 128 7 104
4 45 8 736 8 712 8 544 8 520 8 328 8 304 7 800 7 776
4 45 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
BAJO ALTO o MACHALA
POWER
1 70 1 152 1 128 1 128 1 104 744 720 720 696
1 70 2 832 2 808 2 472 2 448 1 752 1 728 1 896 1 872
1 70 4 464 4 152 4 920 4 656 3 600 3 576 3 360 3 336
1 70 5 688 5 664 6 168 6 144 6 216 5 928 5 736 5 448
1 70 7 200 7 176 7 680 7 656 7 296 7 272 6 600 6 576
1 70 8 544 8 520 0 0 8 472 8 448 8 448 8 424
2 70 1 176 1 152 1 152 1 128 768 744 744 720
2 70 2 856 2 832 2 496 2472 1 776 1 752 1 920 1 896
2 70 4 776 4 488 5 256 4 968 3 624 3 600 2 352 2328
2 70 5 712 5 688 6 192 6 168 5 448 5088 3 384 3 360
2 70 7 224 7 200 7 680 7 656 7 320 7 296 5 112 4 824
2 70 8 568 8 544 0 0 8 496 8 472 6 960 6 936
2 70 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
POWER BARGE I 1 30 8 256 2 736 0 0 0 0 0 0
POWER BARGE II
1 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
2 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
3 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
4 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
GUANGOPOLO
1 52 1 632 1 512 600 480 2 352 2 280 1 992 1 920
1 52 5 520 4 368 4 128 3 504 3 240 2 952 3 216 2 928
1 52 0 0 4 656 4 248 6 216 5 136 5 400 5 328
2 52 4 680 4 368 7 656 7 536 8 760 0 8 760 0
3 52 3 000 2 520 8 784 0 2 520 2 448 2 496 1 416
3 52 4 680 4 368 3 288 1 488 3 240 2 952 3 216 2 928
3 52 6 672 6 552 4 656 4 248 6 216 6 144 6 072 6 000
3 52 0 0 6 816 6 696 0 0 0 0
4 52 2 160 1 680 1 272 1 152 1 008 936 3 216 2 928
4 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 7 032 6 960
4 52 7 296 5 304 6 288 4 848 5 040 3 960 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 194
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GUANGAPOLO
4 52 0 0 0 0 8 568 8 496 0 0
5 52 2 304 2 184 8 784 0 8 760 0 8 760 0
5 52 4 680 4 368 0 0 0 0 0 0
5 52 6 024 5 544 0 0 0 0 0 0
6 52 4 008 3 024 2 784 2 160 2 688 2 616 8 760 0
6 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 0 0
6 52 7 680 7 560 6 480 6 360 7 392 6 312 0 0
7 192 1 800 1 512 936 816 2 232 1 776 3 216 2 928
7 192 4 680 4 368 4 704 4 176 3 240 2 952 7 824 6 024
7 192 5 856 5 256 0 0 5 928 5 808 0 0
LA PROPICIA
1 442 0 0 0 0 3 744 3 216 2 400 2 256
1 442 0 0 0 0 0 0 6 528 5 112
2 442 0 0 0 0 2 520 1 416 6 768 0
2 442 0 0 0 0 6 960 6 552 0 0
SANTA ROSA
1 171 2 808 2 352 4 248 3 504 5 376 4 632 6 288 5 472
1 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 5 064 4 344
2 171 3 648 3 192 3 408 2 664 4 368 3 624 6 288 6 216
2 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 0 0
3 171 5 400 4 704 6 024 5 976 8 760 0 3 336 0
EL DESCANSO
1 48 1 416 0 600 192 336 264 2 208 912
1 48 1 800 1 680 2 112 1 704 1 056 936 3 144 3 096
1 48 3 264 3 024 3 120 2 880 1 728 1 608 6 192 6 120
1 48 5 664 5 208 3 864 3 840 4 248 2 784 0 0
1 48 6 840 6 600 5 640 5 184 4 704 4 632 0 0
1 48 8 472 8 064 6 816 6 696 6 096 5 976 0 0
1 48 0 0 7 656 7 200 7 392 7 320 0 0
1 48 0 0 8 664 8 544 0 0 0 0
2 48 1 248 840 600 192 1 224 1 104 1 320 1 248
2 48 3 264 3 192 1 776 1 656 1 848 1 776 4 392 2 928
2 48 4 272 3 864 2 616 2 376 2 520 2 448 7 536 7 464
2 48 6 144 6 048 3 960 3 840 4 584 4 464 0 0
2 48 7 800 7 440 3 840 4 344 6 720 6 648 0 0
2 48 0 0 6 984 6 864 0 0 0 0
2 48 0 0 8 496 8 040 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 195
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
EL DESCANSO
3 48 2 760 1 560 4 296 0 1 224 96 1 848 1 752
3 48 3 456 3 240 6 144 6 024 2 400 2 280 2 496 2 424
3 48 7 800 7 392 7 632 7 200 6 216 6 144 3 144 3 096
3 48 8 640 8 568 8 328 8 208 8 400 8 328 5 520 5 448
3 48 0 0 0 0 0 0 7 728 7 632
4 48 1 128 1 008 2 112 816 504 432 2 208 912
4 48 1 440 1 344 4 128 3 840 1 896 1 776 3 144 3 096
4 48 2 808 2 352 6 480 6 072 4 032 3 960 3 360 3 264
4 48 3 432 3 240 7 488 7 368 4 872 4 800 4 848 4 776
4 48 4 656 4 536 0 0 6 264 6 144 8 208 8 136
4 48 7 176 6 768 0 0 8 232 8 160 0 0
4 48 8 520 8 400 0 0 0 0 0 0
G HERNANDEZ
1 572 3 144 2 856 600 0 2 328 2 256 192 120
1 572 4 488 4 416 3 240 3 168 3 624 3 312 3 216 2 928
1 572 7 896 7 824 3 624 3 336 5 328 5 256 4 296 3 600
1 572 0 0 6 240 6 168 8 760 7 968 7 032 6 960
2 572 3 144 2 856 2 280 1 488 1 800 1 728 240 168
2 572 4 896 4 032 3 624 3 336 3 624 3 312 4 344 3 096
2 572 7 944 7 872 5 448 4 656 4 800 4 728 7 992 7 920
2 572 0 0 8 160 8 088 7 056 6 264 1 848 576
3 572 2 304 2 232 2 280 1 488 2 448 2 376 3 576 3 264
3 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 4 560 4 488
3 572 5 712 5 640 5 280 5 208 7 584 6 792 8 760 7 872
3 572 0 0 7 992 7 920 0 0 0 0
4 572 3 144 2 856 2 784 1 992 432 360 2 520 2 448
4 572 3 240 3 168 3 624 3 336 3 864 3 072 3 576 3 264
4 572 6 648 6 576 5 784 5 712 6 864 6 792 6 336 5 112
4 572 0 0 8 496 8 424 0 0 0 0
5 572 3 144 2 856 1 392 1 320 1 152 1 080 96 0
5 572 5 472 4 608 3 624 3 336 3 624 3 312 3 576 3 264
5 572 8 520 8 448 5 112 4 320 4 152 3 648 6 384 5 160
5 572 0 0 7 824 7 752 7 296 6 504 0 0
6 572 2 352 2 280 720 648 960 168 3 600 2 304
6 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 6 360 6 288
6 572 8 352 7 488 3 720 3 648 3 960 3 888 0 0
6 572 0 0 7 176 6 384 6 672 6 600 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 196
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
MONAY
1 15 1 080 1 008 168 144 0 0 0 0
1 15 3 072 3 024 2 352 2 328 0 0 0 0
1 15 3 432 3 360 6 048 6 024 0 0 0 0
1 15 5 448 5 376 0 0 0 0 0 0
2 15 1 248 1 176 336 312 0 0 0 0
2 15 3 432 3 264 2 520 2 496 0 0 0 0
2 15 5 616 5 544 6 216 6 192 0 0 0 0
3 15 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 1 752 1 680 3 360 3 336 0 0 0 0
4 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 3 912 3 864 0 0 0 0 0 0
4 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
5 238 3 432 2 184 0 0 0 0 0 0
5 238 4 080 4 032 0 0 0 0 0 0
5 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
6 238 1 920 1 848 3 192 3 168 0 0 0 0
6 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
6 238 4 248 4 200 0 0 0 0 0 0
6 238 7 128 7 080 0 0 0 0 0 0
LULUNCOTO
11 30248 1 968 24 144 0 48 24 3 024 0
11 30248 3 624 3 600 3 432 3 288 1 536 1 512 4 896 4 848
11 30248 5 136 5 112 4 368 4 344 3 048 3 024 6 936 6 888
11 30248 7 152 7 128 6 768 6 744 4 728 4 704 7 752 7 704
11 30248 7 728 7 704 7 704 7 680 6 720 6 216 8 544 8 496
11 30248 8 496 8 472 8 616 8 592 8 208 8 184 0 0
12 30248 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
13 30248 1 920 768 48 0 1 008 984 4 008 0
13 30248 3 576 3 552 3 216 3 192 3 192 3 168 5 640 5 592
13 30248 5 112 5 088 3 432 3 288 4 872 4 848 6 864 6 816
13 30248 7 104 7 080 4 320 4 296 6 384 6 360 7 752 7 704
13 30248 7 680 7 656 6 672 6 648 7 872 7 848 8 400 8 352
13 30248 8 448 8 424 7 608 7 584 0 0 0 0
13 30248 0 0 8 520 8 496 0 0 0 0
GENEROCA
1 47 0 0 0 0 2 904 2 304 2 136 1 416
1 47 0 0 0 0 6 864 6 672 6 216 6 048
2 47 0 0 0 0 5 664 5 088 2 664 2 496
3 47 0 0 0 0 600 96 3 792 3 624
3 47 0 0 0 0 6 144 5 976 0 0
4 47 0 0 0 0 5 640 5 472 2 496 2 328
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 197
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GENEROCA
4 47 0 0 0 0 7 152 6 552 6 000 5 832
5 47 0 0 0 0 3 312 3 120 2 328 2 160
5 47 0 0 0 0 0 0 3 600 2 880
6 47 0 0 0 0 8 424 8 256 5 064 4 344
7 47 0 0 0 0 0 0 0 0
8 47 0 0 0 0 1 272 768 5 256 5 088
MIRAFLORES
3 34 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
7 25 864 816 8 784 0 0 0 5 808 0
8 25 216 168 8 784 0 0 0 7 824 0
8 25 4 512 4 464 0 0 0 0 0 0
9 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
10 25 1 632 1 584 1 032 984 1 992 1 944 3 024 2 496
10 25 4 632 4 584 3 120 3 072 4 056 4 008 0 0
10 25 6 120 6 072 8 160 8 112 6 240 6 192 0 0
10 25 8 136 8 088 0 0 8 136 8 088 0 0
11 6 8 760 0 8 784 0 8 760 0 1 800 0
11 6 0 0 0 0 0 0 6 216 5 880
12 6 2 544 2 496 1 632 1 584 360 312 3 624 3 264
12 6 4 968 4 920 4 056 4 008 2 424 2 376 8 016 6 960
12 6 6 792 6 744 6 840 6 792 4 584 4 536 0 0
12 6 0 0 0 0 6 792 6 744 0 0
13 25 8 760 0 8 784 0 0 0 2 016 0
14 25 1 056 1 008 552 504 672 624 3 576 2 952
14 25 3 960 3 912 3 936 3 888 3 000 2 952 0 0
14 25 5 616 5 568 6 312 6 264 5 208 5 160 0 0
14 25 0 0 7 632 7 584 0 0 0 0
15 25 168 120 2 784 2 736 1 008 960 2 112 1 488
15 25 2 976 2 928 5 640 5 592 3 240 3 192 0 0
15 25 7 968 7 920 6 912 6 864 5 016 4 968 0 0
15 25 0 0 8 568 8 520 5 400 5 352 0 0
15 25 0 0 0 0 7 968 7 920 0 0
16 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 960 6 624
18 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 312 5 952
22 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
LA LIBERTAD
1 26 6 216 5 928 6 240 5 952 8 760 0 8 760 0
9 444 4 728 3 240 4 752 3 264 8 760 0 8 760 0
10 26 6 552 6 264 6 576 6 288 8 760 0 8 760 0
11 26 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 198
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PLAYAS 4 12 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
POSORJA 5 284 4 392 2 184 3 552 2 928 4 392 2 928 8 760 0
S FRANCISCO 1 25 0 0 0 0 0 0 0 0
LLIGUA ALCO
1 25 6 504 5 880 2 328 2 184 5 088 4 344 5 064 4 344
2 25 6 840 6 552 264 24 4 248 3 624 4 344 3 624
2 25 0 0 2 496 2 352 0 0 0 0
RIOBAMBA
1 25 1 091 1 086 395 390 1 019 1 014 323 318
1 25 1 691 1 686 1 739 1 734 2 363 2 358 1 667 1 662
1 25 3 768 3 024 3 083 3 078 3 707 3 702 3 011 3 006
1 25 5 124 5 118 4 427 4 422 5 051 5 046 4 355 4 350
1 25 6 467 6 462 5 771 5 766 6 395 6 390 5 699 5 694
1 25 7 811 7 806 8 291 8 286 7 739 7 734 7 043 7 038
1 25 0 0 0 0 0 0 8 387 8 382
Bataacuten 3 1355 8 760 0 0 0 0 0 0 0
CATAMAYO DIESEL
1 18 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
2 128 3 648 2 184 1 944 480 5 088 3 624 1 512 72
2 128 6 840 6 552 0 0 0 0 0 0
4 1575 4 656 3 696 2 952 1 992 384 96 1 872 1 584
4 1575 7 680 7 392 4 800 4 512 5 592 4 632 5 856 4 776
5 1575 3 168 1 464 3 960 3 000 4 248 3 960 3 888 3 600
5 1575 7 176 6 888 5 808 5 520 0 0 8 760 8 136
6 288 960 0 6 144 4 512 2 400 768 696 0
7 288 2 976 1 008 4 968 0 720 0 8 088 6 288
8 25 4 824 3 696 1 440 1 152 2 568 2 280 360 72
8 25 0 0 6 648 5 520 6 768 5 640 4 704 3 264
9 25 1 128 840 2 112 1 824 3 744 3 456 3 192 1 752
9 25 8 016 6 888 7 488 6 360 7 944 6 816 7 248 6 960
10 25 3 312 2 184 2 448 1 320 3 576 2 448 4 392 4 104
10 25 6 504 6 216 4 296 4 008 8 304 8 016 0 0
GUARANDA 1 11 0 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
MACHALA
4 25 2 592 2 352 1 200 1 152 4 248 3 456 3 528 1 416
4 25 4 320 4 200 4 800 4 560 6 552 4 440 6 024 5 952
4 25 5 304 5 256 5 328 5 280 0 0 7 056 6 984
4 25 6 936 6 888 5 424 5 400 0 0 8 424 8 184
4 25 7 656 7 608 5 544 5 520 0 0 0 0
4 25 0 0 5 616 5 568 0 0 0 0
5 25 3 912 3 864 5 280 5 232 4 248 3 456 3 528 1 416
5 25 5 304 5 256 8 472 8 424 8 736 6 648 6 192 6 120
5 25 6 984 6 936 0 0 0 0 8 664 8 424
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 199
C13
Nuacutemero de
unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
1 1 2627 01002 26 01002
2 1 45 01002 45 01002
3 1 46 01002 46 01002
4 1 45 01002 45 01002
5 1 45 01002 45 01002
6 1 2265 01002 23 01002
7 1 223 01002 22 01002
8 1 237 01002 24 01002
9 1 2312 01002 23 01002
10 1 408 01002 41 01002
11 1 171 01667 17 01667
12 1 171 01667 17 01667
13 1 15 01667 15 01667
14 1 70 00699 70 00699
15 1 70 00699 70 00699
16 1 105 00699 105 00699
17 1 54 00699 54 00699
18 1 102 00699 102 00699
19 1 133 01174 133 01174
20 1 1325 01174 133 01174
21 1 73 00876 73 00876
22 1 73 00876 73 00876
23 1 345 00876 35 00876
24 1 3 00876 3 00876
25 1 6 00876 6 00876
26 1 275 00876 27 00876
27 1 3 00876 3 00876
28 1 3 00876 3 00876
29 1 7 00876 7 00876
30 1 168 00876 17 00876
31 1 16 00876 16 00876
32 1 12 00876 12 00876
33 1 80 00404 80 00404
34 1 80 00404 80 00404
35 1 365 00404 37 00404
36 1 365 00404 36 00404
37 1 100 00404 100 00404
38 1 100 00404 100 00404
39 1 100 00404 100 00404
40 1 100 00404 100 00404
Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 200
Nuacutemero de unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
41 1 100 00404 100 00404
42 1 115 00404 115 00404
43 1 115 00404 115 00404
44 1 115 00404 115 00404
45 1 115 00404 115 00404
46 1 115 00404 115 00404
47 1 71 00404 71 00404
48 1 71 00404 71 00404
49 1 71 00404 71 00404
50 1 115 00404 115 00404
51 1 115 00404 115 00404
Tabla C13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 201
C14
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar
al programa CIC-SG
Nombre de la central Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 36 00404
Pucara U2 1 37 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U5 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 202
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
La esperanza U1 1 3 00773
La esperanza U2 1 3 00773
Poza Honda U1 1 1 00773
Poza Honda U2 1 1 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Pasochoa U2 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 203
Rio Blanco Uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
La Propicia U2 1 5 01297
Miraflores 1 1 4 01297
Miraflores 2 1 3 01297
Miraflores 4 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 15 1 3 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U7 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
La libertad U1 1 3 01297
La libertad U10 1 3 01297
La libertad U9 1 4 01297
San Francisco Norte G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U6 1 3 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Kohler Kholer 1 1 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 1 5 01297
Collin Lockett Crossley 4 1 5 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Riobamba Uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 204
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Termoguayas U3 1 40 01297
Termoguayas U4 1 50 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas) G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas) G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas) G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas) G6-GAS 1 23 01002
Alvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Santa Rosa TG3 1 17 01667
Anibal Santos (Gas) G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas) V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 1 1 3 00876
San Carlos Turbo 2 1 4 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 205
C15
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 72 00404
Agoyaacuten U2 2 72 00404
Pucara U1 3 33 00404
Pucara U2 4 32 00404
Paute 1 5 95 00404
Paute 2 6 95 00404
Paute 3 7 95 00404
Paute 4 8 95 00404
Paute 5 9 95 00404
Paute 6 10 109 00404
Paute 7 11 109 00404
Paute 8 12 109 00404
Paute 9 13 109 00404
Paute 10 14 109 00404
Marcel Laniado U1 15 55 00404
Marcel Laniado U2 16 55 00404
Marcel Laniado U3 17 55 00404
San francisco U1 18 103 00404
San francisco U2 19 103 00404
Guangopolo U1 30 5 01297
Guangopolo U3 31 5 01297
Guangopolo U4 32 5 01297
Guangopolo U6 33 5 01297
Guangopolo U7 34 2 01297
Saucay G1 35 4 0008
Saucay G2 36 4 00079
Saucay G3 37 8 00018
Saucay G4 38 8 00017
Saymirin G1 39 1 00034
Saymirin G2 40 1 00042
Saymirin G3 41 2 00027
Saymirin G4 42 2 00026
Saymirin G5 43 4 00062
Saymirin G6 44 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 45 2 00773
El Carmen U1 46 8 00773
Sibimbe U1 47 8 00773
Sibimbe U2 48 8 00773
Peniacutensula G1 49 1 00773
Peniacutensula G2 50 1 00773
Peniacutensula G3 51 1 00773
Peniacutensula G4 52 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 206
Chimbo U2 53 1 00773
Ambi G1 54 4 00773
Ambi G2 55 4 00773
San Miguel de Car G1 56 3 00773
Carlos Mora U1 57 1 00773
Carlos Mora U2 58 1 00773
Carlos Mora U3 59 1 00773
Papallacta G1 60 2 00773
Papallacta G2 61 4 00773
Recuperadora N1 62 14 00773
Calope U1 63 9 00773
Calope U2 64 9 00773
Hidroabanico U1 65 8 00773
Hidroabanico U2 66 8 00773
Hidroabanico U3 67 8 00773
Hidroabanico U4 68 8 00773
Hidroabanico U5 69 8 00773
La calera U3 70 1 00773
Vindobona U1 71 2 00773
Vindobona U2 72 2 00773
La esperanza U1 73 3 00773
La esperanza U2 74 3 00773
Poza Honda U1 75 1 00773
Poza Honda U2 76 1 00773
Geppert Geppert 77 1 00773
Perlabi U1 78 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 79 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 80 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 81 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 82 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 83 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 84 3 00773
Cumbaya U1 85 10 00773
Cumbaya U2 86 10 00773
Cumbaya U3 87 10 00773
Cumbaya U4 88 10 00773
Nayoacuten U1 89 15 00773
Nayoacuten U2 90 15 00773
Pasochoa U1 91 2 00773
Pasochoa U2 92 2 00773
Los chillos U1 93 1 00773
Los chillos U2 94 1 00773
Guangopolo U1 95 2 00773
Guangopolo U2 96 2 00773
Guangopolo U3 97 2 00773
Guangopolo U4 98 2 00773
Guangopolo U5 99 2 00773
Guangopolo U6 100 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 101 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 102 2 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 207
Alaacuteo Grupo 3 103 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 104 3 00773
Rio Blanco Uacutenica 105 3 00773
La Propicia U1 106 4 01297
La Propicia U2 107 5 01297
Miraflores 12 108 6 01297
Miraflores 15 109 3 01297
Monay G1 110 1 01297
Monay G2 111 1 01297
Monay G4 112 2 01297
Monay G6 113 2 01297
Generoca U1 114 4 01297
Generoca U2 115 5 01297
Generoca U3 116 5 01297
Generoca U4 117 5 01297
Generoca U5 118 5 01297
Generoca U6 119 5 01297
Generoca U7 120 5 01297
Generoca U8 121 5 01297
Lligua G1 122 2 01297
Lligua G2 123 2 01297
San Francisco Norte
G1 124 2 01297
Catamayo U10 125 2 01297
Catamayo U2 126 1 01297
Catamayo U4 127 2 01297
Catamayo U5 128 2 01297
Catamayo U6 129 3 01297
Catamayo U8 130 3 01297
Catamayo U9 131 3 01297
Machala GM 4 132 2 01297
Machala GM 5 133 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 134 6 01297
Collin Lockett Crossley 4 135 5 01297
G Hernaacutendez U2 136 6 01297
G Hernaacutendez U3 137 6 01297
G Hernaacutendez U4 138 6 01297
G Hernaacutendez U5 139 6 01297
G Hernaacutendez U6 140 6 01297
Luluncoto U1 141 3 01297
Riobamba uacutenica 142 3 01297
El Descanso G1 143 5 00787
El Descanso G2 144 5 00535
El Descanso G4 145 5 00424
Termoguayas U1 146 20 01297
Termoguayas U2 147 40 01297
Termoguayas U3 148 40 01297
Selva Alegre U1 149 4 01297
Selva Alegre U2 150 4 01297
Selva Alegre U3 151 4 01297
Selva Alegre U4 152 4 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 208
Victoria II Victoria II 153 105 00699
Machala power A 154 70 00699
Machala power B 155 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 156 54 00699
Electroquil U1 157 45 01002
Electroquil U2 158 46 01002
Electroquil U3 159 45 01002
Electroquil U4 160 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 161 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 162 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 163 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 164 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 165 41 01002
Santa Rosa TG1 166 17 01667
Santa Rosa TG2 167 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 168 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 169 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 170 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 171 35 00876
Trinitaria TV-1 172 133 01179
Termoesmeraldas CTE 173 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 174 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 175 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 176 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 177 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 178 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 179 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 180 17 00876
San Carlos Turbo 1 181 3 00876
San Carlos Turbo 2 182 4 00876
San Carlos Turbo 3 183 16 00876
San Carlos Turbo 4 184 12 00876
Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 209
C16
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 37 00404
Pucara U2 1 36 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Uravia U2 1 1 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 210
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 1 2 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Rio Blanco uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
Miraflores 7 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 211
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 16 1 3 01297
Miraflores 18 1 3 01297
Miraflores TG1 1 22 01297
Pedernales 15 1 2 01297
Power bargue II PB-1 1 12 01297
Power bargue II PB-2 1 12 01297
Power bargue II PB-3 1 13 01297
Power bargue II PB-4 1 13 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
San Francisco Norte
G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U5 1 2 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
G Hernaacutendez U1 1 6 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Luluncoto U3 1 3 01297
Riobamba uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 212
Termoguayas U3 1 40 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Selva Alegre U5 1 5 01297
Selva Alegre U6 1 5 01297
Selva Alegre U7 1 6 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Gonzalo Zeballos TG-4 1 26 01002
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 1 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 1 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 213
C17
Empresa Proyecto Antildeo
ingreso Mes
ingreso Unidad
Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
CELEC-Hidropaute Mazar 2011 enero 1 H Agua 80 00404
Mazar 2011 enero 2 H Agua 80 00404
Elecaustro SA Ocantildea 2011 julio 1 H Agua 13 00773
Ocantildea 2011 julio 2 H Agua 13 00773
Termopichincha Cuba manta M 2012 julio 1 T Diesel 20 01297
Hidrolitoral SA Baba 2012 enero 1 H Agua 21 00773
Baba 2012 enero 2 H Agua 21 00773
S Joseacute de Minas San Joseacute de
minas 2013 enero 1 H Agua 6 00773
Ninguna residuo 1 2013 enero 1 T Residuo 50 01297
Termoesmeraldas Esmeraldas 2013 enero 1 T Residuo 144 01297
Ninguna Residuo 2 2014 enero 1 T Residuo 100 01297
Hidrotambo SA S Joseacute de
tambo 2014 marzo 1 H Agua 8 00773
Termoesmeraldas Sushufindi 2014 Julio 1 T Residuo 135 01297
H Sigchos Sigchos 2014 diciembre 1 H Agua 17 00773
Current Energy of Ecuador SA
Apaquiacute 2014 diciembre 1 H Agua 18 00773
Apaquiacute 2014 diciembre 2 H Agua 18 00773
Hidrotoapi SA
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 61 00404
Hidrozamora SA Chorrillos 2015 enero 1 H Agua 4 00773
Ninguna C combinado 2015 enero 1 T - 87 0059
Ninguna TG Natural 1 2015 junio 1 T Gas 100 00699
Hidroazogues Mazar-Dudas 2015 agosto 1 H Agua 21 00773
Hidroeleacutectrica Coca Codo S
Coca Codo Sinclair
2015 abril 1 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 2 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 3 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 4 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 5 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 6 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 7 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 8 H Agua 187 00404
Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten16
16 El sustento de la informacioacuten de los posibles ingresos nuacutemero de unidades y energiacutea primaria se presenta en el siguiente anexo C18
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 214
Empresa Proyecto Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Unidad Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
Pemaf Ciacutea Ltda Topo 2016 julio 1 H Agua 23 00773
Hidrovictoria SA
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
H Pilaloacute Pilaloacute 2016 enero 1 H Agua 9 00773
Hidroequinoccio Chontal 2016 enero 1 H Agua 72 00404
CELEC-Hidropaute
Sopladora 2016 enero 1 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 2 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 3 H Agua 162 00404
Enerjubones SA
La unioacuten 2016 julio 1 H Agua 40 00404
La unioacuten 2016 julio 2 H Agua 40 00404
Hidroeleacutectrica Angamarca
Angamarca 2017 enero 1 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 2 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 3 H Agua 22 00773
Empresa Eleacutectrica Quito
SA
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Enerjubones SA
Minas 2017 junio 1 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 2 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 3 H Agua 91 00404
Hidroequinoccio HEQ SA
Chespi 2018 abril 1 H Agua 167 00404
Villadora 2018 junio 1 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 2 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 3 H Agua 90 00404
Cardenillo 2020 enero 1 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 2 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 3 H Agua 100 00404
No Residuo 3 2013 enero 1 T Residuo 100 00595
Energyhdine SA
Rio Luis 2014 enero 1 H Agua 16 00773
Hidronacioacuten SA Angamarca
Sinde 2015 enero 1 H Agua 29 00773
No Ciclo
Combinado 2015 Enero 1 T - 60 00712
Tabla C17 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 215
C18
Nombre de la central
Referencia
Mazar httpwww4elcomerciocom2010-08-21NoticiasNegociosNoticias-
SecundariasEC100821P7_ELECTRICASaspx
Ocantildea Direccioacuten de planificacioacuten y Mercadeo de la Empresa Elecaustro
Cuba -
Baba httpwwweluniversocom2010072711356reanudan-trabajos-proyecto-babahtml
San Joseacute de Minas
Residuo 1 -
Esmeraldas httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Residuo 2 -
San Joseacute de Tambo -
Sushufindi httpwwwtermoesmeraldasnetDefault2 aspx
Sigchos -
Apaquiacute -
Toachi Pilatoacuten httpwwweluniversocom2010122911356financiamiento-toachi-pilaton-tropiezahtml
Chorrillos -
Ciclo Combinado 1 -
T Gas Natural 1 -
Mazar-Dudas httpwwwelmercuriocomec236394-analizan-estudios-de-proyecto-mazar-dudashtml
Coca Codo Sinclair httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Topo
Victoria httpwwweeqcomeclaEmpresalistaPryHidroElectphpmn=1com
Pilaloacute
Chontal httpwwwmergovec
Sopladora httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
La Unioacuten httpwwwmergovec
Angamarca
Quijos wwweqqcomecuploadpryHidroElect20030729081130doc
Baeza wwweeqcomecoploadpryHidroElect20030729034200RESUMEN EJECUTIVO PROYECTO BAEZAdoc
Minas httpwwwmergovec
Chespi httpwwwmergovec
Villadora httpwwwmergovec
Cardenillo
Residuo 3 -
Riacuteo Luis -
Angamarca Sinde -
Ciclo Combinado 1 -
Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 216
C19
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
Mazar 1 80 744 528
2 80 7 464 7 248
Ocantildea 1 13 696 528
2 13 7 416 7 248
Cuba 1 20 4 032 3 624
Baba 1 21 7 632 7 464
2 21 168 0
San Joseacute de Minas 1 6 600 432
Residuo 1 1 50 5 640 5 232
Esmeraldas 1 144 4 944 4 536
Residuo 2 1 100 5 352 4 944
San Joseacute de Tambo 1 8 8 304 8 136
Sushufindi 1 135 6 720 6 312
Sigchos 1 17 8 304 8 136
Apaquiacute 1 18 168 0
2 18 7 800 7 632
Toachi Pilatoacuten
1 15 1 440 1 272
2 15 1 944 1 776
3 15 168 0
4 61 6 528 6 312
5 61 7 128 6 912
6 61 8 040 7 824
Chorrillos 1 4 3 456 3 288
Ciclo Combinado 1 1 87 6 048 5 640
T Gas Natural 1 1 100 3 864 3 576
Mazar-Dudas 1 21 3 984 3 816
Coca Codo Sinclair
1 187 648 432
2 187 864 648
3 187 1 080 864
4 187 3 792 3 576
5 187 5 856 5 640
6 187 6 936 6 720
7 187 7 152 6 936
8 187 7 368 7 152
Topo 1 23 8 760 8 592
Victoria 1 5 4 704 4 536
2 5 5 520 5 352
Pilaloacute 1 9 4 032 3 864
Chontal 1 72 7 680 7 464
Sopladora
1 162 216 0
2 162 432 216
3 162 960 744
Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 217
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
La Unioacuten 1 40 1 488 1 272
2 40 7 848 7 632
Angamarca
1 22 600 432
2 22 168 0
3 22 4 464 4 296
Quijos
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Baeza
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Minas
1 91 216 0
2 91 648 432
3 91 864 648
Chespi 1 167 432 216
Villadora
1 90 4 752 4 536
2 90 1 080 864
3 90 1 296 1 080
Cardenillo
1 100 552 336
2 100 768 552
3 100 984 768
4 100 8 760 8 544
Residuo 3 1 100 5 640 5 232
Riacuteo Luis 1 16 912 744
Angamarca Sinde 1 29 7 632 7 224
Ciclo Combinado 1 1 60 6 048 5 640
Tabla C19 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 218
C110
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 1998 20 2018
httpwwwelectroguayascomecindexphpPublico
Gonzalo Zeballos
TG-4 T turbogas 1979 20 1999
TV-2 T turbovapor 1979 30 2009
TV-3 T turbovapor 1979 30 2009
Trinitaria TV-1 T turbovapor 1998 30 2028
Pascuales II
TM1 T turbogas 2010 20 2030
TM2 T turbogas 2010 20 2030
TM3 T turbogas 2010 20 2030
TM4 T turbogas 2010 20 2030
TM5 T turbogas 2010 20 2030
TM6 T turbogas 2010 20 2030
Termo Esmeraldas
CTE T turbovapor 1982 30 2012 httpwwwtermoesmeraldasnetinsti
tucionalaspx
Guangopolo
U1 T MCI 1977 15 1992
httpwwwtermopichinchacomechtmlguangopolohtml
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
U7 T MCI 1977 15 1992
La Propicia U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Miraflores
1 T MCI - 15 -
2 T MCI - 15 -
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
9 T MCI - 15 -
10 T MCI - 15 -
11 T MCI - 15 -
12 T MCI - 15 -
13 T MCI - 15 -
14 T MCI - 15 -
16 T MCI - 15 -
18 T MCI - 15 -
22 T MCI - 15 -
TG1 T MCI - 15 -
Santa Rosa
TG1 T turbogas 1981 20 2001
httpwwwtermopichinchacomechtmlsantarosahtml
TG2 T turbogas 1981 20 2001
TG3 T turbogas - 20 -
Pedernales 15 T MCI - 15 -
Power bargue II
PB-1 T MCI 2010 15 2025
httpwwwtermopichinchacomechtmlbarcazahtml
PB-2 T MCI 2010 15 2025
PB-3 T MCI 2010 15 2025
PB-4 T MCI 2010 15 2025
El Descanso
G1 T MCI - - -
- G2 T MCI - - -
G3 T MCI - - -
G4 T MCI - - -
Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 219
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil Antildeo
de salida Referencia
Monay
G1 T MCI 1971 15 1986
httpwwwelecaustrocomecindexphpseccion=U9zxH4Jampcodigo
=t4CYtXguRm
G2 T MCI 1971 15 1986
G3 T MCI 1971 15 1986
G4 T MCI 1975 15 1990
G5 T MCI 1975 15 1990
G6 T MCI 1975 15 1990
Electroquil
U1 T turbogas - 20 -
U2 T turbogas - 20 -
U3 T turbogas - 20 -
U4 T turbogas - 20 -
Generoca
U1 T MCI 2006 15 2021
httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1277migrado1277ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
U5 T MCI 2006 15 2021
U6 T MCI 2006 15 2021
U7 T MCI 2006 15 2021
U8 T MCI 2006 15 2021
Victoria II Victoria II T turbogas 2001 20 2021 httpwwwallbusinesscomener
gy-utilitiesutilities-industry-electric-power9722322-1html
Machala power
A T turbogas 2002 20 2022 httpwwweluniversocom2002092200019D71520098DFB4F
0C80281C4CCA341612html B T turbogas 2002 20 2022
Termoguayas
U1 T MCI 2006 15 2021 httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1482migrado1482ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
Power Bargue I
PB1 T MCI - 15 -
Bataacuten
G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
G3 T MCI - 15 -
G4 T MCI - 15 -
Lligua G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
Guaranda U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Centro Industrial
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Milagro
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
5 T MCI - 15 -
6 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 220
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Posorja G1005 T MCI - 15 -
La libertad
U1 T MCI - 15 -
U10 T MCI - 15 -
U11 T MCI - 15 -
U12 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
U8 T MCI - 15 -
U9 T MCI - 15 -
Playas G-1003 T MCI - 15 -
G-1004 T MCI - 15 -
Aniacutebal Santos (Gas)
G1-GAS Turbogas 1972 20 1992
httpwwwbittium-energycomcmscontentview
329761
G2-GAS Turbogas 1974 20 1994
G3-GAS Turbogas - 20 -
G5-GAS Turbogas - 20 -
G6-GAS Turbogas - 20 -
V1-CAS Turbo vapor - 30 -
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT Turbogas 2005 20 2025 httpwwweluniversocom200
5121100019593CE436D2C54A60A6A50B52E9EFDB1Ehtml
G2-CAT Turbogas - 20 -
San Francisco Norte
G1 T MCI 1982 15 1997
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911987T201106320CAPITULO
20220pdf
Catamayo
U1 T MCI - 15 -
httpdspaceupseduechandle123456789248
U10 T MCI 1977 15 1992
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI 1977 15 1992
U8 T MCI 1977 15 1992
U9 T MCI 1977 15 1992
Ecoelectric
Turbo 5 Turbovapor 2007 30 2037 httpwwwbnamericascomnewsenergiaelectricaEcoelectric_apunta_a_iniciar_pruebas_a_bio
masa_en_ago
Turbo 6 Turbovapor 2007 30 2037
Turbo 7 Turbovapor 2007 30 2037
Ecudos A-G
TGE-1 Turbovapor 2004 30 2034
httpwwwsancarloscomecenergiaphp
TGE-2 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-3 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-4 Turbovapor 2004 30 2034
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 221
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Lasso U1 T MCI - 15 -
Selva Alegre
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
Kholer Kholer T MCI - 15 -
San Carlos
Turbo 1 T Turbovapor - 30 -
Turbo 2 T Turbovapor - 30 -
Turbo 3 T Turbovapor - 30 -
Turbo 4 T Turbovapor - 30 -
Macas
ALLEN 1 T MCI - 15 -
ALLEN 2 T MCI - 15 -
General T MCI - 15 -
Machala Crossley 3 T MCI - 15 -
Crossley 4 T MCI - 15 -
Collin Lockett GM 4 T MCI - 15 -
GM 5 T MCI - 15 -
G Hernaacutendez
U1 T MCI 1977 15 1992
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911666T11029_CAPITULO_2p
df
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
Luluncoto
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Riobamba Uacutenica T MCI 1994 30 2024 httpwwweersacomeceersaphppage=informativehistor
y
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 222
C111
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TEN
CIA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RES
O
FACTOR DE PLANTA ()
FAC
TOR
P
PR
OM
EDIO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
Guangopolo U1 5 1977 8013 6794 6517 7194 7130 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U3 5 1977 7258 7685 5952 862 7379 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U4 5 1977 6885 6663 579 7713 6763 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U6 5 1977 8007 7006 652 5386 6730 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U7 2 1977 2813 6859 5228 3213 4528 15 1314 D I I I I I I I I I I
Miraflores 1 3 1973 0 0 0 0 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 7 3 1973 001 0 0 1538 770 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 9 3 1973 0 352 0 256 304 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 10 3 1973 465 352 0 2838 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 12 6 1973 936 41 036 349 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 13 3 1973 0 348 0 2079 1214 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 14 3 1973 189 348 0 1476 671 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 16 3 1973 0 0 0 225 225 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 18 3 1973 0 0 0 2123 2123 15 1314 D D D D D D D D D D D
San Francisco Norte G1 3 1982 124 542 808 2719 1327 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U10 3 1977 1435 777 1067 1051 1083 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U2 1 1977 1307 931 141 291 1640 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U4 2 1977 237 489 241 2996 991 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U5 2 1977 001 0 157 2998 1052 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U7 3 1977 2135 1315 0 3479 2310 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U8 3 1977 1105 618 1018 3072 1453 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U9 3 1977 1012 848 992 401 1716 15 1314 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 223
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TE
NC
IA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RE
SO
FACTOR DE PLANTA ()
FA
CT
OR
P
PR
OM
ED
IO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
G Hernaacutendez U1 6 1977 0 0 0 4457 4457 15 1314 D I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U2 5 1977 6799 6687 5576 7096 6540 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U3 5 1977 6272 7033 5164 6462 6233 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U4 5 1977 6695 7391 5782 6675 6636 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U5 5 1977 6724 6871 4673 5985 6063 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U6 5 1977 3711 6665 5742 6762 5720 15 1314 I I I I I I I I I I I
El Descanso17
G1 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G2 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G3 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G4 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Enrique Garciacutea TG-5 102 1998 4328 2468 0 3413 3403 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TG-4 26 1979 0 0 0 29 290 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 23 1972 677 446 457 534 529 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 22 1974 537 395 215 432 395 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 24 1974 371 735 372 3081 1140 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 23 1974 1532 633 171 2632 1242 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG1 17 1981 1049 705 462 2014 1058 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG2 17 1981 1138 94 602 2612 1323 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-2 73 1979 6839 6244 5133 7724 6485 30 2628 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 73 1979 7059 5403 6401 7669 6633 30 2628 D D D D D D D D D D D
Termoesmeraldas CTE 132 1982 8323 792 5839 8829 7728 30 2628 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Continuacioacuten
17 La central El descanso no se considera en el anaacutelisis porque de la informacioacuten facilitada en ELECAUSTRO SA Direccioacuten de planificacioacuten y mercadeo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 224
C112
Diacuteas del antildeo
Demandas pico MW
2401 24242 26416 27063 278521 2909
Demanda por unidad
2004 2005 2006 2007 2008 2009
1 0707 0770 0731 0769 0748 0742
2 0789 0861 0867 0915 0879 0834
3 0803 0959 0895 0936 0910 0869
4 0820 0963 0882 0938 0904 0858
5 0887 0970 0899 0941 0851 0962
6 0884 0929 0878 0877 0829 0983
7 0874 0919 0826 0843 0906 0979
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235 0789 0924 0920 0910 0936 0849
236 0878 0919 0926 0896 0842 0951
237 0879 0925 0895 0826 0811 0960
238 0883 0917 0834 0773 0900 0960
239 0899 0858 0788 0894 0926 0949
240 0878 0835 0905 0904 0930 0941
241 0807 0920 0920 0917 0930 0870
242 0777 0942 0913 0913 0912 0823
243 0880 0950 0907 0901 0845 0959
244 0906 0947 0883 0818 0833 0967
245 0906 0943 0835 0811 0908 0976
246 0885 0861 0811 0901 0922 0970
247 0880 0839 0897 0924 0926 0937
248 0825 0973 0900 0912 0942 0872
249 0788 0963 0913 0923 0919 0857
250 0881 0965 0923 0913 0869 0966
251 0904 0967 0905 0846 0855 0973
252 0885 0945 0836 0822 0937 0997
253 0902 0890 0818 0918 0952 0971
254 0895 0864 0920 0937 0954 0977
255 0815 0970 0945 0932 0939 0886
256 0793 0979 0916 0933 0923 0869
257 0895 0975 0941 0918 0853 0962
258 0905 0983 0915 0840 0848 0958
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 230
259 0917 0956 0840 0823 0934 0962
260 0899 0877 0802 0927 0934 0946
261 0902 0865 0907 0943 0924 0933
262 0844 0956 0932 0929 0943 0880
263 0838 0961 0930 0932 0945 0860
264 0915 0971 0931 0919 0849 0978
265 0916 0969 0915 0849 0839 0957
266 0932 0940 0859 0836 0935 0960
267 0923 0876 0822 0931 0938 0965
268 0915 0851 0926 0938 0943 0955
269 0849 0928 0937 0939 0943 0893
270 0818 0942 0935 0951 0909 0868
271 0906 0965 0943 0924 0838 0970
272 0929 0967 0915 0852 0788 0988
273 0928 0960 0855 0791 0915 0986
274 0932 0885 0832 0938 0918 0978
275 0908 0857 0938 0951 0920 0947
276 0848 0955 0939 0953 0932 0895
277 0822 0955 0944 0950 0944 0853
278 0926 0933 0923 0939 0841 0941
279 0938 0931 0912 0864 0830 0972
280 0931 0913 0857 0837 0924 0987
281 0932 0828 0809 0931 0938 0974
282 0920 0811 0876 0928 0943 0903
283 0814 0909 0939 0941 0936 0849
284 0830 0942 0943 0929 0869 0859
285 0937 0948 0944 0874 0829 0951
286 0943 0942 0923 0831 0804 0986
287 0935 0912 0838 0814 0914 0979
288 0930 0846 0795 0925 0938 0975
289 0914 0831 0928 0933 0957 0951
290 0838 0932 0952 0933 0948 0882
291 0781 0934 0933 0946 0923 0842
292 0934 0927 0938 0921 0856 0958
293 0925 0915 0921 0851 0821 0955
294 0935 0906 0859 0830 0943 0955
295 0942 0852 0841 0930 0939 0971
296 0916 0831 0937 0930 0943 0945
297 0833 0908 0938 0927 0926 0872
298 0828 0912 0950 0944 0938 0865
299 0900 0943 0957 0924 0863 0952
300 0945 0932 0926 0853 0832 0975
301 0937 0902 0860 0825 0937 0968
302 0945 0846 0814 0946 0970 0967
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 231
303 0917 0820 0924 0937 0957 0897
304 0841 0913 0917 0926 0943 0839
305 0792 0911 0905 0904 0925 0791
306 0824 0803 0803 0789 0834 0786
307 0773 0856 0821 0799 0756 0865
308 0865 0891 0813 0804 0843 0960
309 0945 0858 0814 0915 0948 0859
310 0921 0852 0919 0952 0961 0826
311 0847 0944 0942 0932 0953 0809
312 0834 0948 0927 0951 0917 0844
313 0935 0959 0942 0936 0868 0795
314 0932 0934 0904 0866 0835 0812
315 0924 0924 0861 0817 0936 0801
316 0934 0866 0811 0939 0949 0816
317 0920 0844 0924 0957 0950 0789
318 0860 0956 0918 0951 0948 0843
319 0830 0953 0905 0952 0931 0813
320 0944 0957 0924 0951 0870 0792
321 0949 0953 0893 0860 0836 0800
322 0944 0937 0837 0851 0947 0797
323 0935 0877 0835 0949 0947 0821
324 0922 0847 0942 0961 0955 0817
325 0864 0953 0941 0982 0952 0870
326 0837 0967 0941 0969 0929 0855
327 0940 0966 0943 0945 0856 0836
328 0946 0968 0935 0908 0843 0868
329 0955 0939 0846 0882 0961 0870
330 0949 0877 0823 0977 0956 0879
331 0938 0864 0943 0987 0963 0832
332 0873 0960 0962 0975 0951 0886
333 0848 0974 0940 0978 0945 0850
334 0953 0976 0942 0954 0893 0861
335 0958 0974 0935 0881 0860 0864
336 0956 0951 0881 0863 0953 0895
337 0959 0883 0858 0960 0957 0889
338 0952 0844 0933 0972 0963 0876
339 0877 0941 0953 0959 0956 0874
340 0849 0945 0933 0939 0924 0857
341 0948 0985 0960 0960 0880 0865
342 0980 0990 0941 0905 0847 0890
343 0971 0967 0896 0878 0957 0870
344 0979 0902 0876 0985 0989 0903
345 0957 0868 0973 0996 0989 0884
346 0904 0989 0979 0977 0974 0911
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 232
347 0884 0988 1000 0989 0949 0877
348 0977 0995 0985 0973 0893 0877
349 0970 0998 0958 0910 0862 0903
350 0982 0963 0898 0883 0962 0877
351 0991 0904 0874 0983 0980 0874
352 0981 0878 0982 1000 1000 0850
353 0900 0978 0987 0991 0988 0866
354 0888 0993 0979 0961 0948 0853
355 0992 0987 0948 0958 0870 0865
356 1000 0992 0938 0897 0861 0859
357 0989 0945 0878 0806 0967 0843
358 0974 0891 0849 0879 0938 0876
359 0903 0812 0817 0819 0880 0813
360 0824 0954 0948 0981 0798 0865
361 0861 0963 0973 0982 0898 0843
362 0966 0966 0931 0953 0901 0851
363 0968 0952 0904 0694 0856 0921
364 0969 0905 0870 0846 0921 0909
365 0938 0875 0842 0860 0908 0831
366 0878 - - - 0832 -
Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 233
C113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 234
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 235
Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 -
2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 236
C114
Central Unidad
Factores de planta
2007 2008 2009 2009
corregido
Agoyaacuten U1 0649 0839 0771 0752
Agoyaacuten U2 0721 0852 0614 0599
Pucara U1 0333 0411 0361 0341
Pucara U2 0337 0401 0458 0445
Paute 1 0528 0666 0480 0480
Paute 2 0551 0698 0478 0478
Paute 3 0548 0689 0493 0493
Paute 4 0541 0420 0530 0530
Paute 5 0568 0709 0495 0495
Paute 6 0507 0728 0520 0520
Paute 7 0496 0709 0522 0522
Paute 8 0562 0701 0532 0532
Paute 9 0573 0706 0525 0525
Paute 10 0522 0628 0510 0510
Marcel Laniado U1 0188 0339 0143 0143
Marcel Laniado U2 0350 0529 0443 0443
Marcel Laniado U3 0312 0490 0378 0378
San francisco U1 0412 0541 0302 0284
San francisco U2 0457 0487 0823 0773
Guangopolo U1 0679 0652 0719 0734
Guangopolo U3 0769 0595 0862 0879
Guangopolo U4 0666 0579 0771 0787
Guangopolo U6 0701 0652 0539 0549
Guangopolo U7 0686 0523 0321 0225
Saucay G1 0201 0435 0267 0267
Saucay G2 0186 0431 0277 0277
Saucay G3 0798 0909 0713 0713
Saucay G4 0815 0906 0712 0712
Saymirin G1 0331 0614 0290 0366
Saymirin G2 0331 0660 0323 0407
Saymirin G3 0484 0738 0438 0429
Saymirin G4 0426 0740 0434 0425
Saymirin G5 0993 0993 0908 0908
Saymirin G6 0934 0000 0920 0920
Loreto-Ex Inecel Loreto 0746 0805 0780 0823
El Carmen U1 0546 0555 0650 0666
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 237
Sibimbe U1 0704 0671 0635 0576
Sibimbe U2 0704 0671 0635 0576
Uravia U2 0000 0000 0685 0315
Peniacutensula G1 0629 0796 0110 0055
Peniacutensula G2 0480 0663 0305 0153
Peniacutensula G3 0403 0925 0623 0249
Peniacutensula G4 0390 0584 0534 0801
Chimbo U1 0374 0142 0374 0375
Chimbo U2 0006 0467 0426 0375
Ambi G1 0150 0309 0154 0154
Ambi G2 0498 0541 0539 0539
San Miguel de Car G1 0789 0860 0682 0670
Carlos Mora U1 0838 0721 0811 0487
Carlos Mora U2 0920 0740 0799 0479
Carlos Mora U3 0898 0647 0756 0907
Papallacta G1 0452 0497 0050 0048
Papallacta G2 0452 0497 0657 0698
Recuperadora N1 0761 0777 0803 0776
Calope U1 0532 0633 0540 0515
Calope U2 0532 0633 0540 0515
Hidroabanico U1 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U2 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U3 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U4 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U5 0629 0960 0953 0909
La calera U3 0574 0343 0714 0643
Vindobona U1 0763 0675 0794 0556
Vindobona U2 0763 0675 0797 0570
Geppert Geppert 0507 0885 0412 0268
Perlabi U1 0439 0732 0637 0797
Illuichi No 1 Grupo 1 0092 0500 0194 0116
Illuichi No 2 Grupo 2 0383 0638 0319 0191
Illuichi No 3 Grupo 3 0617 0201 0650 0910
Illuichi No 4 Grupo 4 0804 0913 0689 0964
Illuichi No 2 Grupo 1 0535 0683 0489 0424
Illuichi No 3 Grupo 2 0569 0674 0517 0448
Cumbaya U1 0343 0479 0470 0470
Cumbaya U2 0386 0635 0425 0425
Cumbaya U3 0352 0684 0518 0518
Cumbaya U4 0481 0374 0417 0417
Nayoacuten U1 0404 0598 0488 0483
Nayoacuten U2 0484 0648 0522 0517
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 238
Pasochoa U1 0657 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705 0705
Los chillos U2 0796 0670 0138 0121
Guangopolo U1 0000 0076 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222 0223
Guangopolo U3 0036 0275 0275 0234
Guangopolo U4 0113 0224 0224 0190
Guangopolo U5 0009 0281 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802 0772
Alaacuteo Grupo 1 0946 0989 0923 0769
Alaacuteo Grupo 2 0000 0000 0953 0794
Alaacuteo Grupo 3 0808 0879 0819 0682
Alaacuteo Grupo 4 0866 0932 0920 0767
Rio Blanco Uacutenica 0710 0303 0618 0618
La Propicia U1 0031 0031 0626 0564
Miraflores 1 0000 0000 0225 0151
Miraflores 7 0000 0000 0154 0103
Miraflores 9 0035 0000 0026 0017
Miraflores 10 0035 0000 0284 0189
Miraflores 12 0041 0004 0349 0291
Miraflores 13 0035 0000 0208 0139
Miraflores 14 0035 0000 0148 0098
Miraflores 16 0000 0000 0023 0015
Miraflores 18 0000 0000 0212 0142
Miraflores TG1 0035 0017 0017 0015
Pedernales 15 0000 0000 0238 0159
Power bargue II PB-1 0000 0000 0091 0080
Power bargue II PB-2 0000 0000 0065 0052
Power bargue II PB-3 0000 0000 0069 0056
Power bargue II PB-4 0000 0000 0067 0054
Generoca U1 0606 0522 0720 0756
Generoca U2 0645 0571 0568 0596
Generoca U3 0725 0507 0639 0746
Generoca U4 0736 0566 0518 0577
Generoca U5 0455 0599 0736 0773
Generoca U6 0673 0570 0717 0753
Generoca U8 0666 0613 0696 0731
Lligua G1 0029 0066 0012 0007
Lligua G2 0016 0008 0036 0018
San Francisco Norte G1 0054 0081 0272 0163
Catamayo U10 0078 0107 0105 0077
Catamayo U2 0093 0141 0291 0291
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 239
Catamayo U4 0049 0024 0300 0195
Catamayo U5 0000 0016 0300 0195
Catamayo U7 0132 0000 0348 0290
Catamayo U8 0062 0102 0307 0246
Catamayo U9 0085 0099 0401 0294
Machala GM
4 0000 0055 0083 0055
Machala GM
5 0061 0067 0023 0015
G Hernaacutendez U1 0000 0000 0446 0425
G Hernaacutendez U2 0669 0558 0710 0812
G Hernaacutendez U3 0703 0516 0646 0739
G Hernaacutendez U4 0739 0578 0668 0764
G Hernaacutendez U5 0687 0467 0599 0685
G Hernaacutendez U6 0667 0574 0676 0774
Luluncoto U1 0098 0387 0090 0091
Luluncoto U3 0000 0000 0123 0124
Riobamba Uacutenica 0038 0020 0159 0159
El Descanso G1 0194 0689 0351 0302
El Descanso G2 0633 0516 0847 0729
El Descanso G3 0072 0000 0234 0201
El Descanso G4 0676 0526 0845 0726
Termoguayas U1 0903 0902 0995 0995
Termoguayas U2 0726 0665 0889 0889
Termoguayas U3 0578 0169 0264 0264
Selva Alegre U1 0649 0727 0658 0543
Selva Alegre U2 0649 0727 0756 0623
Selva Alegre U3 0649 0727 0593 0489
Selva Alegre U4 0649 0727 0150 0124
Selva Alegre U5 0000 0000 0133 0104
Selva Alegre U6 0000 0000 0624 0586
Selva Alegre U7 0000 0000 0557 0524
Enrique Garciacutea TG-5 0247 0000 0341 0311
Victoria II Victoria
II 0215 0152 0153 0149
Machala power A 0835 0750 0889 0847
Machala power B 0804 0560 0684 0655
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 0108 0261 0415 0357
Gonzalo Zeballos TG-4 0000 0000 0029 0022
Pascuales II TM1 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM2 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM3 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM4 0000 0000 0000 0582
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 240
Pascuales II TM5 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM6 0000 0000 0000 0582
Electroquil U1 0268 0163 0378 0378
Electroquil U2 0204 0180 0376 0376
Electroquil U3 0376 0163 0282 0282
Electroquil U4 0270 0176 0341 0341
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 0045 0046 0053 0046
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 0039 0022 0043 0039
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 0074 0037 0308 0231
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 0063 0017 0263 0217
Aacutelvaro Tinajero G2-CAT 0264 0106 0187 0160
Santa Rosa TG1 0071 0046 0201 0201
Santa Rosa TG2 0094 0060 0261 0261
Aniacutebal Santos (Gas) G3-GAS 0038 0047 0132 0123
Gonzalo Zeballos TV-2 0624 0513 0772 0772
Gonzalo Zeballos TV-3 0540 0640 0767 0767
Aniacutebal Santos (Gas) V1-CAS 0655 0255 0165 0155
Trinitaria TV-1 0607 0692 0642 0642
Termoesmeraldas CTE 0792 0584 0883 0876
Ecoelectric Turbo
5 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
6 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
7 0000 0243 0243 0243
Ecudos A-G TGE-1 0357 0274 0320 0320
Ecudos A-G TGE-2 0357 0274 0352 0352
Ecudos A-G TGE-3 0357 0274 0263 0319
Ecudos A-G TGE-4 0357 0274 0218 0215
San Carlos Turbo 3 0225 0480 0315 0252
San Carlos Turbo 4 0225 0480 0420 0336
Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 241
C115
Proyecto Unidad Potencia Nominal
MW
Factor de
planta
Mazar 1 80 0571
2 80 0571
Ocantildea 1 13 0844
2 13 0844
Cuba manta Miraflores
1 20 0819
Baba 1 21 0438
2 21 0438
San Joseacute de minas
1 6 0704
residuo 1 1 50 0805
Esmeraldas 1 144 0793
Residuo 2 1 100 0799
San Joseacute de tambo
1 8 0721
Sushufindi 1 135 0676
Sigchos 1 17 0840
Apaquiacute 1 18 0744
2 18 0744
Toachi Pilatoacuten
1 15 0590
2 15 0590
3 15 0590
1 61 0590
2 61 0590
3 61 0590
Chorrillos 1 4 0599
Ciclo combinado 1
1 87 0787
TG Natural 1 1 100 0799
Mazar-Dudas 1 21 0796
Coca codo singlair
1 187 0605
2 187 0605
3 187 0605
4 187 0605
5 187 0605
6 187 0605
7 187 0605
8 187 0605
Topo 1 23 0764
Victoria 1 5 0719
1 5 0719
Pilaloacute 1 9 0888
Chontal 1 72 0704
Sopladora
1 162 0601
2 162 0601
3 162 0601
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 242
La unioacuten 1 40 0635
2 40 0635
Angamarca
1 22 0553
2 22 0553
3 22 0553
Quijos
1 16 0809
1 16 0809
1 16 0809
Baeza
1 16 0792
1 16 0792
1 16 0792
Minas
1 91 0574
2 91 0574
3 91 0574
Chespi 1 167 0684
Villadora
1 90 0674
2 90 0674
3 90 0674
Cardenillo
1 100 0599
2 100 0599
3 100 0599
3 100 0599
Residuo 3 1 100 0799
Rio Luis 1 16 0642
Angamarca Sinde
1 29 0819
Ciclo Combinado 1 60 0761
Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 243
C116
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 8596 - - - -
2011 - 120 99 - -
2012 - 154 142 - -
2013 7751 - - - -
2014 - 209 - - -
Tabla C116a Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 1
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162 - - - -
2011
243 222 - -
2012
320 308 - -
2013 210 - - - -
2014
381 63 6 108
Tabla C116b Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 2
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 79
2011 145 124
2012 156
2013 134
2014
346 69
2015
38897
Tabla C116c Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 1
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 244
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162
2011 268 247
2012 323
2013 346
2014 608 331
2015 746
2016
2017
2018 38
2019 271
2020 484
Tabla C116d Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 3
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base 51
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido 52 4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del LOLE 52 4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda para el caacutelculo del LOLE 54
45 Meacutetodos aproximados 54 451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple 54
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo la incertidumbre en
el pronoacutestico de la demanda 59
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC 59
454 Modificaciones del plan de mantenimiento 60 4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en el plan de mantenimiento las
unidades pequentildeas del sistema de generacioacuten 63 4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten 64 4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada intervalo 66
46 Tiempos de caacutelculo 71
V DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL SNI 73 51 Introduccioacuten 73 52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano 73
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada 74 5211 Tasa de fallas 74
522 Sistema de generacioacuten del SNI 75 53 Interconexiones internacionales 76
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia 76
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute 77 54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI 77 55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten 77 56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de generacioacuten 80
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009 80
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco 83
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten 84
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020 86
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten 88
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda 89 5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda 89
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025 91
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV 92 5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de la liacutenea de interconexioacuten 94 5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico 95 5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado 96
VI EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN ECUATORIANO 100 61 Introduccioacuten 100 62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano 100
621 Resultados obtenidos 101 6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario 102 6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario 113
63 Anaacutelisis de resultados 125 631 Periacuteodo proyectado 125
64 Sistema de generacioacuten confiablehelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip124
641 Nivel del LOLE miacutenimohelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip124
642 Nivel del LOLE maacuteximohelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip130
643 Anaacutelisis de Resultados de generacioacuten confiablehelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip135
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 4
VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 147 Conclusiones 147 Recomendaciones 148
BIBLIOGRAFIA 150
ANEXO A 153 MANUAL DE USUARIO DEL PROGRAMA CIC-SG 153
ANEXO B 167 INFORMACIOacuteN DEL RELIABILITY TEST SYSTEM 167 Tabla B11Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS 167
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS con
incrementos de 50 MW entre estados 168 Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW 169 Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten 172
ANEXO C 173 BASE DE DATOS DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN ECUATORIANO 173 Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de generacioacuten 173 Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010 182 Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 199 Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007 204 Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008 208 Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009 212 Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten 213 Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos 215 Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten 216 Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG 218 Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas 222 Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009 232 Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 - 2008 235 Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009 240 Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten 242
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 5
IacuteNDICE DE TABLAS
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten 43
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual 44
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal 44
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria 45
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades 46
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados 47
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda 48
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado 49
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto 51
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria 51
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria 51
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
53
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo) 54
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga 56
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC 58
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre 59
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo 62
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento 63
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo 64
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del
nuacutemero de intervalos 65
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado 66
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento 68
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total 69
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos 69
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento 70
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices 71
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten 74
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC 74
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central 75
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE 76
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten 78
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
79
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten 80
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten 80
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 81
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010 83
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio 84
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado 85
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central 87
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC 88
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo 90
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas 91
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten 92
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten 95
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten 95
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009 96
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010 97
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 6
Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1 103
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 1 106
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2 109
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 2 111
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1 114
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 1 117
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2 119
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 2 123
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2 125
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 127
Tabla 6 13 histoacuterico 130
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central 130
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable 131
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
135
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel
maacuteximo) 138
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1
(nivel maacuteximo) 141
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2
(nivel maacuteximo) 142
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor 144
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor 145
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 7
IacuteNDICE DE FIGURAS
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten 14
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG 15
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores 16
Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria 19
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga 19
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico 19
Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva 21
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad 22
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga 23
Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal 25
Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre 26
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional 29
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten 30
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento 32
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos 33
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo 34
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT 36
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento
programado 37
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad 39
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre
en el pronoacutestico de la demanda 41
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos 48
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos 55
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos 56
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 57
Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 58
Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento 61
Figura 4 7 Plan de mantenimiento 65
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado 67
Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada 71
Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje 76
Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado 82
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado 82
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado 85
Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado 86
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009 89
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia 92
Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009 98
Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada 102
Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 1 104
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1 104
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1 105
Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario
1 caso 1 106
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 107
Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 108
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 109
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2 110
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Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 2 111
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 112
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 113
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 115
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1 116
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 1 116
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 120
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 2 121
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE 121
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2 126
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 128
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1
caso 2 (nivel miacutenimo) 132
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
134
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo) 135
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo) 137
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
138
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo) 139
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
140
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo) 141
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel
maacuteximo) 142
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo) 143
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor 144
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor 145
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CAPITULO I
INTRODUCCIOacuteN
11 Antecedentes
Los sistemas eleacutectricos tienen como funcioacuten principal suministrar energiacutea
eleacutectrica a los consumidores con altos niveles de calidad confiabilidad y
seguridad Al igual que otros tipos de sistemas la confiabilidad del sistema
eleacutectrico depende de la confiabilidad de sus componentes los cuales se
encuentran expuestos a fallas que son de caraacutecter estocaacutestico
Debido a la complejidad y la gran cantidad de los componentes que conforman
los sistemas eleacutectricos de potencia es necesario dividirlos en subsistemas
como son Generacioacuten Transmisioacuten y Distribucioacuten para facilitar su estudio La
funcioacuten de los sistemas de generacioacuten eleacutectrica es el convertir diversos tipos de
energiacutea primaria en energiacutea eleacutectrica la cual es aprovechada por el consumidor
seguacuten sus requerimientos De esta manera se establece que es
responsabilidad del sistema de generacioacuten mantener el balance entre
generacioacuten y demanda en cada instante de tiempo Por lo tanto la confiabilidad
de los sistemas de generacioacuten es crucial para el continuo abastecimiento de
electricidad a los consumidores
La planificacioacuten de sistemas tiene como objetivo proyectar la demanda en el
futuro y en el incremento necesario de la capacidad del parque generador para
satisfacer dicha demanda y proveer un nivel de confiabilidad en caso de salida
de unidades por falla Meacutetodos probabiliacutesticos son a menudo usados para
determinar la confiabilidad del sistema la cual es representada mediante
valores denominados iacutendices de confiabilidad que permiten realizar
evaluaciones del sistema en corto y largo plazo Los iacutendices de confiabilidad en
evaluaciones de largo plazo permiten asistir a planificadores y autoridades en
la toma de decisiones para la construccioacuten de nuevas centrales de generacioacuten
12 Alcance
Evaluar el Sistema de Generacioacuten del Sistema Nacional Interconectado
Ecuatoriano (SNIE) en teacuterminos de iacutendices de confiabilidad como son
Peacuterdida de Carga Esperada (LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e
Iacutendice de Confiabilidad de Energiacutea (EIR) para un periodo de 15 antildeos El caacutelculo
de dichos iacutendices se realizaraacute mediante el desarrollo y aplicacioacuten de un
programa computacional cuyos valores permitiriacutean determinar si el sistema de
generacioacuten es capaz de satisfacer la demanda en el largo plazo determinar si
existe la suficiente reserva y por lo tanto determinar los niveles de riesgo que el
Sistema de generacioacuten Nacional tendriacutea considerando la salida de unidades
por mantenimiento programado plan de inclusioacuten y salida de centrales
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demanda proyectada y caracteriacutesticas de cada una de las centrales habilitadas
por el Centro Nacional de Control de Energiacutea (CENACE)
13 Justificacioacuten
El desarrollo productivo del paiacutes se ve reflejado por la creciente demanda de
energiacutea eleacutectrica la cual debe ser suministrada por el sistema de generacioacuten
en forma confiable por lo tanto al no conocer la existencia de caacutelculos y
anaacutelisis de iacutendices de confiabilidad del Sistema de Generacioacuten del SNIE es
necesario realizar el caacutelculo y anaacutelisis de los mismos que permita determinar el
comportamiento del sistema ante la posible existencia de riesgos de peacuterdida de
carga y energiacutea en el largo plazo con lo cual se puede obtener una base para
la planificacioacuten futura del sistema
14 Objetivos
141 General
Determinar y analizar los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten del SNIE ante la salida de unidades por falla
considerando el plan de mantenimiento programado la inclusioacuten de
nuevas centrales y proyeccioacuten de demanda para un periodo de 15 antildeos
Los iacutendices de confiabilidad a calcular son Peacuterdida de Carga Esperada
(LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e Iacutendice de Confiabilidad
de Energiacutea (EIR) el caacutelculo de dichos iacutendices se realizara mediante el
desarrollo y aplicacioacuten de un software cuya validacioacuten se efectuaraacute
mediante el sistema de pruebas de confiabilidad (RTS) IEEE
142 Especiacuteficos
Elaborar el programa computacional que incluya los modelos del
sistema de generacioacuten demanda y riesgo
Investigar el efecto de los mantenimientos programados en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Investigar el efecto de la incertidumbre de la demanda en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Validar el programa con el sistema de pruebas IEEE Reliability Test
System
Determinar los iacutendices de riego LOLP LOLE LOEP LOEE e EIR para
el sistema de generacioacuten ecuatoriano para los proacuteximos 15 antildeos
Realizar un anaacutelisis criacutetico sobre los niveles de riesgo determinados
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15 Organizacioacuten de la tesis
El primer capiacutetulo del presente estudio estaacute dedicado a explicar la temaacutetica
general que enmarca el trabajo realizado presentando los objetivos y alcances
del mismo
En el capiacutetulo II se expone el sustento teoacuterico de los modelos de generacioacuten
demanda y riesgo con la inclusioacuten del mantenimiento programado y la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
En el capiacutetulo III se realiza una descripcioacuten detallada del programa
computacional mediante diagramas de flujos para el ingreso y validacioacuten de
datos caacutelculo de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Curva de carga diaria u horaria y el procedimiento seguido en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad tambieacuten se explica la loacutegica utilizada para incluir el
plan de mantenimiento incertidumbre en la demanda y antildeo bisiesto En el
anexo respectivo se presenta un manual de usuario del Programa
computacional
Para el capiacutetulo IV se valida el programa computacional mediante el sistema
de prueba de confiabilidad (Reliability Test System) del (IEEE) [15] [5] Ademaacutes
se plantea meacutetodos aproximados en la curva de carga y plan de mantenimiento
programado de las unidades con el fin de disminuir el tiempo de caacutelculo
En el capiacutetulo V se describe las unidades del Sistema de Generacioacuten del
SNIE dividiendo la descripcioacuten en dos periodos el primero de ellos
considera los antildeos 2007-2009 en el cual se describe el comportamiento
histoacuterico de centrales existentes capacidad nominal y efectiva de las
unidades probabilidades de falla tipo de energiacutea primaria utilizada
interconexiones internacionales y condiciones operativas para el plan de
mantenimiento programado se adiciona el antildeo 2010 El segundo periodo se
describe el plan de expansioacuten publicado en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 que considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten
a formar parte del SG Ademaacutes se realiza una adecuacioacuten de la informacioacuten
planteando aproximaciones en el sistema de generacioacuten y plan de
mantenimiento programado ademaacutes se obtiene una curva tiacutepica de la
demanda que permita la proyeccioacuten para antildeos futuros en base a demandas
publicadas en el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 y el requerimiento
promedio de la interconexioacuten con Colombia
En el capiacutetulo VI se realiza el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para los
distintos escenarios y se realiza ademaacutes un anaacutelisis de los resultados
obtenidos ademaacutes se realiza un estudio para determinar los requerimientos de
nueva generacioacuten para que el sistema cumpla con los indicadores de referencia
para los antildeos 2021-2025 basados en indicadores de los antildeos histoacutericos
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Finalmente en el capiacutetulo VII se presenta las conclusiones maacutes relevantes del
estudio y las recomendaciones pertinentes
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CAPITULO II
MODELO MATEMAacuteTICO DE LOS SISTEMAS DE
GENERACIOacuteN
21 Introduccioacuten
La funcioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia (SEP) es el de proveer
energiacutea eleacutectrica a los consumidores con adecuados niveles de calidad de
servicio y miacutenimos costos posibles
Dentro de los requerimientos de calidad de servicio la confiabilidad se define
como ldquoLa habilidad del sistema para proveer energiacutea eleacutectrica a los puntos de
utilizacioacuten en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad y
seguridadrdquo [1] siendo un aspecto importante en la planeacioacuten disentildeo y
operacioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia
En los uacuteltimos tiempos se ha venido realizando evaluaciones cuantitativas con
iacutendices reemplazando anaacutelisis cualitativos para estudios de confiabilidad El
anaacutelisis cuantitativo es logrado construyendo ecuaciones matemaacuteticas de
modelos de sistemas eleacutectricos de potencia para simular el sistema fiacutesico y
manipular esos modelos para obtener medidas e iacutendices adecuados de
confiabilidad Los iacutendices del sistema pueden ser perfeccionados hasta
alcanzar los niveles de referencia considerando porcentajes de crecimiento
de la carga para el mediano y largo plazo dando como resultado el incremento
de la inversioacuten en el sistema sin embargo el costo asociado para alcanzar
dicho nivel puede ser inaceptable con lo cual aspectos econoacutemicos y de
confiabilidad son a menudo temas de disputa en decisiones administrativas [1]
[2]
El procedimiento general para valorar la confiabilidad de un Sistema de
Generacioacuten (SG) consiste en crear modelos para la generacioacuten y la demanda
total del sistema los cuales se combinan en un modelo de riesgo del cual se
obtienen los iacutendices de confiabilidad El modelo de la generacioacuten comprende
dos aspectos independientes la disponibilidad de los equipos e instalaciones y
la disponibilidad de los recursos primarios La forma tradicional del modelo
asume total disponibilidad de los recursos primarios y consiste en construir a
partir de los modelos de confiabilidad de los componentes tablas que indican la
probabilidad de perder determinada cantidad de MW El modelo de carga
consiste en valores de demanda real o pronosticado para un periodo de tiempo
dado (hora diacutea semanahellipetc) Generalmente solo se realiza anaacutelisis de
potencia activa en el modelo de riesgo
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22 Confiabilidad de sistemas de generacioacuten
La confiabilidad es un factor muy importante en la planeacioacuten disentildeo
operacioacuten y mantenimiento del sistema eleacutectrico de potencia El sistema de
generacioacuten es una parte muy importante dentro del Sistema Eleacutectrico de
Potencia ya que tiene que ser capaz de satisfacer la demanda en todo instante
de tiempo [1] Las unidades de generacioacuten podriacutean fallar ocasionalmente y el
sistema debe tener la suficiente reserva disponible para entrar en
funcionamiento cuando estos eventos se presenten
La confiabilidad de un SG estaacute dividida en ldquoadecuacioacutenrdquo y ldquoseguridadrdquo La
adecuacioacuten del sistema estaacute relacionada con la existencia de suficientes
generadores dentro del mismo para satisfacer la demanda de los
consumidores considerando condiciones estaacuteticas del sistema La seguridad
estaacute relacionada con la habilidad del sistema para responder ante la presencia
de disturbios [3] En el presente trabajo la evaluacioacuten de la confiabilidad del SG
se enfoca en la adecuacioacuten y no toma en consideracioacuten la seguridad
La confiabilidad de un sistema de generacioacuten se puede modificar cambiando
las unidades existentes por unidades maacutes confiables o incorporando
redundancia La redundancia en el SG significa la instalacioacuten de maacutes
capacidad de generacioacuten que la normalmente requerida lo cual a su vez
conlleva a un incremento en el costo de dicho sistema [3]
En un estudio de sistemas de generacioacuten el sistema total es examinado para
determinar su capacidad para mantener los requerimientos de la carga esta
actividad es usualmente llamada ldquovaloracioacuten de la adecuacioacuten del sistema de
generacioacutenrdquo El sistema de transmisioacuten es ignorado en este estudio y el sistema
de carga es considerado como una carga puntual
Sistema de
generacioacuten
total
Carga
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten
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El meacutetodo utilizado en la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten para este
estudio es catalogado como ldquoprobabiliacutestico-analiacuteticordquo y consiste baacutesicamente
en tres pasos
Crear un modelo de capacidad de generacioacuten basada en las
caracteriacutesticas teacutecnicas y operativas de las unidades
Construir un apropiado modelo de carga
Combinar el modelo de capacidad de generacioacuten y el modelo de
carga para obtener un modelo de riesgo
Modelo de
generacioacuten
Modelo de
carga
Modelo de riesgo
(iacutendices de
confiabilidad)
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG
El meacutetodo probabiliacutestico-analiacutetico utilizado para modelar el sistema de
generacioacuten es la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
(COPT1) la cual puede ser creada usando un algoritmo recursivo dicha teacutecnica
se explicaraacute maacutes adelante en este capiacutetulo
23 Modelo de generacioacuten
Los paraacutemetros maacutes importantes requeridos en el anaacutelisis de confiabilidad de
un SG son la capacidad y la probabilidad de falla de los generadores Una falla
da como resultado remover la unidad de servicio para repararla o remplazarla
a este evento se le denomina como ldquosalidardquo tambieacuten se presenta este evento
cuando la unidad entra en mantenimiento programado el cual es necesario
para mantener la unidad en buenas condiciones
1 De sus siglas en ingles ldquoCapacity Outage Probability Tablerdquo
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Para todos los generadores del SG se utiliza el modelo de dos estados para la
salida de las unidades por falla mostrado en la Figura 23 definido mediante las
distribuciones de probabilidad de tasa de fallas λ y tasa de reparaciones μ
DisponibleIndisponible
Tasa de falla
λ
Tasa de reparacioacuten
micro
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores
Para unidades modeladas con dos estados la probabilidad de falla estaacute dada
por su indisponibilidad U ecuacioacuten 21 la cual es expresada en teacuterminos de la
tasa de fallas y reparaciones
(21)
(22)
El FOR2 se define como la probabilidad de que la unidad no esteacute disponible
para servicio en el futuro [1] Este estimador es adecuado para determinar la
probabilidad de fallo de las unidades de base ya que estas tienen periodos de
operacioacuten relativamente largos sin embrago para unidades ciacuteclicas que operan
en horas de demanda maacutexima el FOR no es un buen estimador ya que los
tiempos de operacioacuten son relativamente cortos Ademaacutes el periodo maacutes criacutetico
en la operacioacuten de una unidad es el arranque y en comparacioacuten con las
unidades de base estas tienen pocas horas de operacioacuten y maacutes arranques
Para este tipo de unidades la tasa de fallos puede ser obtenida mediante la
siguiente expresioacuten [4]
2 De sus siglas en ingles Forced Outage Rate
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p
f HSFFOR
f HSF HS
(23)
T = tiempo medio en reserva en friacuteo entre periacuteodos de necesidad
D = tiempo medio en servicio por ocasioacuten de demanda
r = tiempo medio de reparacioacuten por ocurrencia de salida forzada
Una vez definido el modelo de dos estados que seraacuten aplicados a las unidades
de generacioacuten se presenta en el siguiente punto el modelo matemaacutetico
231 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas (COPT)
El modelo de generacioacuten requerido es conocido como tabla de probabilidades
de capacidades desconectadas este es un simple arreglo de niveles de
capacidades asociado con la probabilidad de existencia de cada nivel La
creacioacuten de la COPT para sistemas de generacioacuten normalmente considera toda
la capacidad del sistema resultando en centenares de unidades de diferentes
capacidades y FOR Si las unidades son ideacutenticas la COPT es faacutecil de
construir ya que si se tiene unidades se tendraacute estados pudieacutendose
calcular mediante la foacutermula de la distribucioacuten binomial
Donde
Probabilidad individual del estado
Nuacutemero de unidades
Indisponibilidad
Disponibilidad
Cuando las unidades tienen diferentes capacidades y FOR la ecuacioacuten 25 no
es aplicable por lo tanto es necesaria la utilizacioacuten de un meacutetodo que permita
ser aplicado bajo cualquier circunstancia en el siguiente punto se explica
detalladamente el meacutetodo utilizado
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2311 Algoritmo recursivo para el caacutelculo de la COPT
La probabilidad individual de un estado con una salida forzada de ldquo rdquo
despueacutes de que una unidad con capacidad de y tasa de falla es
adicionada viene expresado por medio de la ecuacioacuten 26
La probabilidad individual del estado despueacutes de que la unidad es
adicionada
La probabilidad individual del estado antes de que una nueva unidad sea
adicionada
En la ecuacioacuten 26 si entonces
El procedimiento es iniciado con la adicioacuten de la primera unidad para la cual
existen dos posibles estados el primero de ellos con una capacidad
desconectada de cuya probabilidad es y un segundo estado
con capacidad desconectada de cuya probabilidad es
24 Modelo de carga
La forma maacutes simple de modelar la demanda es obteniendo para cada diacutea un
valor maacuteximo estos valores maacuteximos diarios pueden ser ordenados en forma
descendente para formar la curva de demanda acumulada la cual se conoce
como ldquocurva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria DPLVC (Daily Peak Load
Variation Curve) por sus siglas en inglesrdquo [1] [5] ver figura 24 Tambieacuten se
puede utilizar la ldquocurva de duracioacuten de carga LDCrdquo [1] [5] (Load Duration
Curve) que es formada por valores de demanda horaria ver figura 25 o se
pueden establecer modelos de curvas formada por datos de demanda maacutexima
diaria o carga horaria en orden cronoloacutegico como se aprecia en la figura 26
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Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico
Normalmente la curva DPLVC es usada en el caacutelculo de iacutendices de peacuterdida de
carga esperada (LOLE) la curva LDC es utilizada en el caacutelculo del iacutendice de
peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
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25 Modelo de riesgo
Al combinar el modelo de carga y el modelo de generacioacuten se obtiene el
modelo de riesgo este permite mediante iacutendices cuantificar la confiabilidad del
sistema de generacioacuten comparar alternativas de disentildeo identificar puntos
criacuteticos y determinar formas de correccioacuten en el sistema de generacioacuten
incorporando costos para la toma de decisiones los valores de los iacutendices de
confiabilidad miacutenimos requeridos dependeraacuten de cuan confiable se desee que
el sistema sea Los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea que se calcularaacuten se
describen en los siguientes paacuterrafos
251 Iacutendices de peacuterdida de carga Peacuterdida de carga ocurre cuando la demanda excede la generacioacuten disponible
la probabilidad de que esto ocurra se le denomina como probabilidad de
peacuterdida de carga LOLP3 Un segundo iacutendice de peacuterdida de carga es LOLE4 que
se define como la Peacuterdida de carga esperada en diacuteas por antildeo u horas por antildeo
(HLOLE Peacuterdida de carga esperada horaria) El LOLE indica el nuacutemero
esperado de diacuteas en los cuales existiraacute deacuteficit de generacioacuten pero no indica la
severidad de la deficiencia ni la frecuencia y duracioacuten de la peacuterdida de carga
El LOLP y LOLE se pueden obtener combinando la probabilidad de estados de
las capacidades desconectadas del SG con la demanda maacutexima diaria u
demanda horaria [1] [5] Por consiguiente para un mismo sistema se puede
obtener diferentes valores para un mismo iacutendice dependiendo del modelo de
demanda que se esteacute utilizando para el caacutelculo
Estos iacutendices se pueden determinar mediante la ecuacioacuten 27 para la peacuterdida
de carga esperada
O se podriacutea utilizar las ecuaciones 28 para el LOLE utilizando la probabilidad
acumulada
3 De sus siglas en ingles Loss of Load Probability (LOLP)
4 De sus siglas en ingles Loss of Load Expectation (LOLE)
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Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva
Donde
Periodo de anaacutelisis
El valor de carga
Capacidad disponible
Es la capacidad desconectada en Mw
Es la probabilidad acumulada del estado cuya capacidad
desconectada es
Es el tiempo durante el cual una capacidad desconectada
produce peacuterdida de carga
252 Peacuterdida de energiacutea
El aacuterea bajo la curva de carga horaria puede ser usada para calcular la
energiacutea no suministrada debido a la insuficiencia en la capacidad instalada o
disponible La peacuterdida de energiacutea es cuantificada usando la peacuterdida de energiacutea
esperada (LOEE5) con unidades en por antildeo este iacutendice se define como
la energiacutea esperada no suministrada a los consumidores por deacuteficit en la
5 De sus siglas en ingles Loss of Energy Expectation
)
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capacidad del sistema de generacioacuten Ademaacutes se calcula el iacutendice de
confiabilidad de energiacutea EIR6 [1] [5]
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad
Para calcular el iacutendice LOEE y EIR se utiliza las ecuaciones 29 y 211 respectivamente
Donde Energiacutea no servida para una capacidad desconectada
26 Efectos del mantenimiento programado
Hasta este punto se ha considerado el parque generador como exento de
mantenimiento o de inspeccioacuten en la vida praacutectica se presenta la salida de las
6 De sus siglas en ingles Energy Index of Reliability
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unidades para realizar mantenimiento programado permitiendo su correcto
funcionamiento al momento de ingresar a operacioacuten
El mantenimiento programado de unidades de generacioacuten es un problema que
relaciona la operacioacuten y planificacioacuten del sistema de potencia para periodos de
tiempo normalmente de un antildeo Las unidades de generacioacuten son dispositivos
electromecaacutenicos a los que se les atribuye un periodo de mantenimiento
debido al deterioro como resultado del uso prolongado
Durante el transcurso del antildeo se presenta periodos de mantenimiento donde la
capacidad disponible para generar no es constante por lo cual la
estructuracioacuten de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
con el nuacutemero total de unidades del SG no es aplicable en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad durante todo el antildeo como se aprecia en la figura 29
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga
Debido a que la capacidad disponible no es constante durante el antildeo se debe determinar las capacidades disponibles para cada periacuteodo que resulta del plan de mantenimiento programado y luego determinar una COPT para cada uno de estos periodos Cuando se incluye el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los
iacutendices de peacuterdida de carga se debe determinar un LOLE para cada periacuteodo
con su respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices obtenidos en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 212
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El iacutendice total del periodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
Al incluir el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los iacutendices de
peacuterdida de energiacutea se debe determinar un LOEE para cada periacuteodo con su
respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices que se obtuvo en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 213
El iacutendice total del periacuteodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
27 Efectos de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga
En el modelo de carga anteriormente usado se asume que la demanda
maacutexima pronosticada es exacta En la praacutectica la proyeccioacuten es realizada en
base a datos histoacutericos por lo que la demanda proyectada puede tener un cierto
grado de incertidumbre esto puede ser descrito mediante una distribucioacuten de
probabilidad de la demanda proyectada LFPD (Load Forecast Probability
Distribution) [1]
La incertidumbre puede ser incluida en el caacutelculo de los iacutendices de riesgo
dividiendo la LFPD en intervalos de clase cuyo nuacutemero depende de la
precisioacuten deseada ldquouna distribucioacuten de probabilidad normal dividida en siete o
cuarenta y nueve pasos no presenta una gran diferencia en los resultadosrdquo [1]
En la figura 210 se presenta la distribucioacuten normal con siete segmentos
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Joseacute Pachari P 25
Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal
El aacuterea de cada intervalo de clase representa la probabilidad que el valor de la
carga se encuentre en el valor medio estas aacutereas se presentan en la figura
210 expresadas por
La incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda puede ser incluida en el
caacutelculo de los iacutendices dividiendo la LFPD en intervalos de clase como se
observa en la figura 210 El aacuterea de cada intervalo de clase representa la
probabilidad de que la carga se encuentre en el valor medio del intervalo de
clase
El LOLE es calculado para cada demanda representada por el intervalo de
clase (figura 211) y multiplicado por la probabilidad de que la carga exista la
suma de estos productos representa el LOLE final para la carga proyectada [1]
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Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre
Los iacutendices de confiabilidad de peacuterdida de energiacutea para los valores de
demanda de cada uno de los intervalos de clases son determinados y
multiplicados por la probabilidad de existencia de la carga La suma de estas
multiplicaciones es el iacutendice de confiabilidad esperado para la demanda
pronosticada [1]
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Joseacute Pachari P 27
CAPITULO III
PROGRAMA COMPUTACIONAL
31 Introduccioacuten
El caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad de un sistema de generacioacuten puede
resultar complejo y extenso dependiendo de la cantidad de unidades de
generacioacuten que componen dicho sistema y del modelo de demanda utilizado en
un determinado periacuteodo de anaacutelisis Ademaacutes el problema puede resultar maacutes
complejo cuando se considera el plan de mantenimiento programado de las
unidades y la incertidumbre en la proyeccioacuten de la demanda
Por lo tanto es conveniente contar con una herramienta computacional que
permita realizar dichos caacutelculos de una forma raacutepida y eficiente para lo cual se
requiere de un software dedicado a realizar caacutelculos matemaacuteticos y que permita
crear una interfaz graacutefica de usuario de faacutecil acceso para la manipulacioacuten de
datos El software fue implementado utilizando MatLab 71 cabe recalcar que
ademaacutes de esta plataforma existen otras como Visual Basic Fortran C++
entre otras las cuales no han sido estudiadas ya que estaacute fuera del alcance de
esta tesis determinar teacutecnicamente una plataforma de programacioacuten
Para el desarrollo del software se utilizoacute una computadora marca Toshiba con
dos procesadores Intel Pentium Dual-Core de 176 GHZ cada uno 2 GB de
memoria Ram 512 GB de disco duro y sistema operativo Windows 7 Ultimate
de 32 bits Para el correcto funcionamiento del software se recomienda utilizar
un computador de similares caracteriacutesticas o superiores Al programa
desarrollado se lo ha nombrado como ldquoCIC_SGrdquo (Caacutelculo de Iacutendices de
Confiabilidad de Sistemas de Generacioacuten)
32 Estructura del programa CIC-SG
El programa CIC-SG estaacute compuesto por un conjunto de funciones y
sentencias que cumplen una determinada tarea al momento que estas son
ejecutadas dentro del conjunto de funciones se pueden diferenciar
baacutesicamente cinco grupos funciones para la presentacioacuten de la interfaz
funciones para el ingreso y validacioacuten de datos funciones para el caacutelculo y
presentacioacuten de la COPT con y sin plan de mantenimiento programado
funciones para el caacutelculo y presentacioacuten de los iacutendices de confiabilidad con la
posibilidad de incluir incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda y finalmente
funciones para guardar resultados y datos ingresados
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En la figura 31 se muestra el diagrama de flujo baacutesico del programa CIC-SG
El programa se inicia con la creacioacuten de la interfaz graacutefica que posee los
elementos para la entrada de datos y presentacioacuten de los resultados obtenidos
Los datos a ingresar estaacuten sujetos a un proceso de validacioacuten que permite
uacutenicamente el ingreso de datos que puedan presentarse en la praacutectica Cuando
los datos del sistema de generacioacuten han sido ingresados se procede a
determinar la COPT si se desea incluir el plan de mantenimiento programado
para las unidades previamente al caacutelculo de la COPT se debe ingresar los
intervalos de mantenimiento de cada unidad con los cuales el programa
procede internamente a determinar los periodos y las capacidades en
mantenimiento resultantes del plan de mantenimiento ingresado luego se
procede a determinar y presentar la COPT para cada periacuteodo
Cuando ya se ha realizado este proceso seguidamente se puede ingresar los
datos de demanda del modelo seleccionado dentro de los posibles modelos se
tiene la demanda maacutexima diaria en su orden cronoloacutegico DPLVC la demanda
horaria en su orden cronoloacutegico LDC y el modelo aproximado de DPLVC o
LDC representado mediante una o varias rectas
Una vez ingresados estos datos se procede a determinar los iacutendices de
confiabilidad combinando los datos de la demanda y la COPT Cuando en el
caacutelculo de la COPT se incluye el plan de mantenimiento programado de las
unidades en el programa CIC_SG no se puede utilizar el modelo de demanda
en su forma acumulada ni el modelo de demanda aproximado uacutenicamente se
puede utilizar el modelo de demanda horaria o maacutexima diaria en su orden
cronoloacutegico
Si se incluye incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se determina los
valores de la demanda correspondientes a cada uno de los intervalos de clase
de la curva de distribucioacuten Luego se calcula los iacutendices para cada uno de
estos valores y se multiplican por las probabilidades de existencia
correspondientes finalmente se suman para obtener el valor total
Cada conjunto de datos ingresados o resultados obtenidos se pueden guardar
en un documento con extensioacuten ldquoxlsxrdquo (Excel 2007 oacute 2010)
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Inicio
Ejecucioacuten de funciones requeridas
para crear la pantalla de la
interfaz
Ejecucioacuten de funciones para el ingreso y
validacioacuten de los datos del sistema de
generacioacuten
Ejecucioacuten de funcioacuten para
el Caacutelculo de la(s)
COPT(s)
iquest inclusioacuten del plan de
mantenimiento
No
Ingreso del plan de mantenimiento
y determinacioacuten de los periodos y
sus capacidades en mantenimientoSi
Presentacioacuten
de la(s)
COPT(s)
Determinacioacuten de los iacutendices
de confiabilidad
Presentacioacuten
de iacutendices
parciales
Fin
Ejecucioacuten de funciones
para el ingreso y validacioacuten
de los datos de demanda
Presentacioacuten
de iacutendices
totales
iquestInclusioacuten de
incertidumbre
No
Determinacioacuten de los valores
de demanda para cada
intervalo de clase Si
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional
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Joseacute Pachari P 30
321 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten y
demanda
Con la finalidad de disminuir el riesgo de cometer errores en el ingreso de la
informacioacuten requerida para el caacutelculo de la COPT e iacutendices de confiabilidad se
plantea un algoritmo que permite verificar dichos datos En la figura 32 se
presenta el diagrama de flujo correspondiente en el cual inicialmente se
procede al ingreso del nuacutemero de centrales que el sistema a analizar posee
este dato debe ser un valor numeacuterico entero y mayor a cero de lo contrario el
programa no permitiraacute el ingreso de un valor diferente presentando un mensaje
que indica el error cometido
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
Cuando en el sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades
de diferentes capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan
las mismas caracteriacutesticas de ser posible de lo contrario se debe considerar
cada unidad como una central con lo cual se habraacute dividido la central original
en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna variacioacuten
en los resultados
Para que un dato sea admitido debe cumplir con las condiciones especificadas
en el diagrama de flujo de lo contrario no puede ser ingresado en la tabla y se
presenta un mensaje que indica el error cometido
Para el ingreso y validacioacuten de los datos de demanda se sigue el mismo
procedimiento pero la uacutenica condicioacuten que deben cumplir estos datos es ser
valores numeacutericos mayores a cero de lo contrario no podraacuten ser ingresados
Cuando se ha ingresado el nuacutemero de centrales se presenta una tabla con tres
columnas en las cuales se debe ingresar el nuacutemero de unidades de cada
central capacidad y FOR de las unidades
322 Ingreso del plan de mantenimiento determinacioacuten de intervalos y
capacidades en mantenimiento
Si se incluye el plan de mantenimiento programado de las unidades se debe
determinar el nuacutemero de intervalos que este produce y las capacidades que se
encuentran en mantenimiento en cada uno de estos Al momento de
seleccionar la inclusioacuten del plan de mantenimiento el programa presenta una
tabla que contiene cada una de las centrales unidades y capacidades que
fueron ingresadas previamente esta informacioacuten no puede ser alterada
tambieacuten se presentan dos columnas adicionales que permiten el ingreso de la
hora de finalizacioacuten (HF) e inicio (HI) del mantenimiento Estos datos deben
estar sujetos a ciertas condiciones baacutesicas como ser valores numeacutericos
mayores a cero y menores o iguales que 8760 o 8784 horas dependiendo si el
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antildeo en anaacutelisis es bisiesto o no Ademaacutes siempre la hora de finalizacioacuten debe
ser mayor que la de inicio de lo contrario el programa no permitiraacute el ingreso
En la figura 33 se presenta el diagrama de flujo que permite realizar la
validacioacuten de los datos ingresados
Cuando la informacioacuten ha sido aceptada se procede a determinar los
intervalos En la figura 34 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
Para determinar los intervalos se agrupa todos los valores de las horas de
inicio y finalizacioacuten en un solo vector ldquoHIF0rdquo luego se elimina los valores
repetidos de dicho vector y se ordenan en forma ascendente En los planes de
mantenimiento cabe la posibilidad de que ninguna unidad inicie su
mantenimiento en la hora cero o termine en la hora final del antildeo por lo cual si
esto sucede se debe adicionar estos valores al vector
Con este vector se procede a formar la matriz de periodos ldquoINTrdquo esta matriz
contendraacute las horas de inicio y fin de cada intervalo las horas de inicio
contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo excepto el uacuteltimo y las horas de
finalizacioacuten de los intervalos contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo
excepto el primero
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SI
10 Ingreso del
plan de
mantenimiento
Presentacioacuten de la tabla
para el ingreso del plan
de mantenimiento de las
unidades
Ingreso de la hora de
Finalizacioacuten (HF) e inicio
(HI) del mantenimiento
de cada unidad
iquestAntildeo bisiesto
HF gt 0
amp
HF lt 8784
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
No
HF gt 0
amp
HF lt 8760
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
10
Determinacioacuten de los
intervalos y sus capacidades
disponibles
Si
Si
La hora de inicio
debe ser lt a la
hora de
finalizacioacuten y gt 0
No
10
No
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
Si
Si
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento
Cuando ya se ha obtenido la matriz de periodos se procede a determinar las
unidades que se encuentran en mantenimiento en cada uno de los intervalos
En la figura 35 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Obtiene la matriz (PLAN) formada
por los datos del plan de
mantenimiento a=aux max = horas
del antildeo
a=1
CAP(a1)=PLAN(a3)
HF(a1)=PLAN(a4)
HI(a1)=PLAN(a5)
a=Nuacutemero de
datos del PLAN
a=a+1No
HIN=HI(en forma
ascendente)
Si
HIN(11)=0No
Si
a=2
HIN1(11)=0
HFN1(11)=0
HIN1(a1)=HI(a-11)
HFN1(a1)=HF(a-11)
a=Nuacutemero de
filas de HIN+1
a=a+1
No
a=1
HIN1(a1)=HIN(a1)
a=Nuacutemero de
filas de HIN
a=a+1
No
a=1
Si
Si
HFI(a1)=HI(a1)a=Nuacutemero de
datos de HIN1
a=a+1
No
b=1
c=a+bHFI(c1)=HF(b1)
Si
b=Nuacutemero de
datos de HFN1
b=b+1No
Se ordena el vector HFI
de forma ascendente
Si
HFI(c1)=maxNo
HFI(c+11)=max
Sia=1 b=1
A=Filas de HFI
HFI0(11)=0
INT(a1)=HFI0(a1)
INT(a2)=HFI0(b1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
b=b+1
No
a=a+1
a=A
Si
No
a=1 b=2
A=Filas de HFI0
Si
a=A-1
a=a+1
b=b+1
No
Si
Determinar
unidades de
cada intervalo
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos
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a=1 b=1
B=Nuacutemero de intervalos
A= Nuacutemero de unidades
del sistema
MANT(ab)=0
a=A
b=B
Si
Noa=a+1
b=b+1No
INT(b1)=HI(a1)
a=1
b=1
Si
Si
c=b
b=Nuacutemero de
intervalos
HF(a1)gt=INT(c2)
MANT(ac)=CAP(a1)c=c+1
No
b=b+1
No
a=Nuacutemero de
datos de CAP
Si
a=a+1No
Si
c=Nuacutemero de
intervalos
No
c=c+1
No
Si
50 Caacutelculo
de las
COPTs
Si
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo
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El proceso para determinar las unidades que se encuentran en mantenimiento
en cada uno de los intervalos obtenidos anteriormente se describe a
continuacioacuten Inicialmente se crea la matriz de ceros ldquoMANTrdquo cuyo nuacutemero de
columnas es igual al nuacutemero de intervalos y el nuacutemero de filas es igual al
nuacutemero de unidades del sistema de generacioacuten
Luego se compara las horas de inicio de cada periacuteodo con la hora de inicio del
mantenimiento de cada unidad cuando estas coinciden se remplaza el valor
inicial de MANT con el valor de la capacidad de la unidad luego se compara la
hora de finalizacioacuten del mantenimiento de dicha unidad con la hora de
finalizacioacuten del intervalo si es mayor se le asigna a la siguiente columna de
MANT el valor de dicha unidad esto se realiza hasta que la horas de
finalizacioacuten coincidan cuando se ha finalizado todo el proceso se tendraacute una
matriz que contiene las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada
uno de los intervalos
323 Caacutelculo de la COPT
El caacutelculo de la COPT se realiza utilizando el algoritmo recursivo explicado en
el capiacutetulo 2 En la figura 36 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
el proceso inicia con la obtencioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
ingresados inicialmente luego se determina el nuacutemero total de unidades que el
sistema posee ya que este seraacute tambieacuten el nuacutemero de iteraciones que se
deben realizar con el algoritmo recursivo
El algoritmo inicia con la determinacioacuten de los dos primeros estados de
capacidades desconectadas 0 MW y C MW donde C representa la capacidad
de la primera unidad ingresada Las probabilidades de ocurrencia
correspondientes a cada uno de los dos estados estaacuten dadas por el (1-FOR) y
FOR respectivamente
Seguidamente se procede a ingresar las otras unidades una a una en cada
ingreso se determina las capacidades desconectadas que se pueden
presentar considerando las capacidades desconectadas obtenidas
inicialmente La determinacioacuten de los nuevos estados producidos por cada
ingreso se realiza sumando la capacidad de la nueva unidad ingresada al
vector de capacidades desconectadas obtenido en una iteracioacuten previa se
forma un nuevo vector con los nuevos valores y los de la iteracioacuten previa luego
se eliminan los valores de capacidades desconectadas repetidos que se
pueden presentar Finalmente se aplica la ecuacioacuten del algoritmo recursivo
para determinar las probabilidades de ocurrencia de los nuevos estados
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20 Caacutelculo
de la COPT
Obtencioacuten de los datos del SG
UNI=Vector de unidades de cada central
CAP=Vector de capacidades
FOR=FOR de las unidades
n=1 TDU=0 N= Nuacutemero de centrales
TDU=TDU+UNI(n1) n=N
n=n+1
No
s=0 d=1 r=1 m=0 a=1 b=1 CAPD1(11)=0
CAPD1(21)=0 CAPD7(1)=0
CAPD7(21)=CAP(11)
PROB1(11)=1 PROB1(21)=0 PROB2(11)=0
PROB2(21)=0
Si
B=Nuacutemero de filas del vector CAPD1
K=Nuacutemero de filas del vector PROB1
s=s+1
CAPD2(s1)=CAPD1(b1)+CAP(d1)
n=1
a=1
b=1 b=B
b=b+1No
Se forma un nuevo vector (CAPD3) con los
vectores CAPD2 y CAPD1 y luego se oredena de
forma ascendente
Si
Se obtiene el vector CAPD4 eliminando
los valores repetidos del vector CAPD3
I=Nuacutemero de datos de CAPD4 i=1
CAPD5=CAPD4+CAP(d1)
j=1
k=1
CAPD4(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBD(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBD(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD1=PROBD(1-FOR(n1))
Si
m=0 j=1
k=1
CAPD5(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBDC(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBDC(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD2=PROBDCFOR(n1)
PROBN=PROBD1+PROBD2
PROB1=PROBN
CAPD7=CAPD4 CAPD1=CAPD7
Si
a=UNI(N1)a=a+1No
d=d+1
Si
n=Nn=n+1No Se determina la
probabilidad acumulada
PROBAC
Presentacioacuten
de reultadosSi
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT
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Joseacute Pachari P 37
324 Caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento de las
unidades
En la figura 37 se presenta el diagrama de flujo correspondiente para el caacutelculo
de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
Obtencioacuten de la matriz de intervalos
unidades en mantenimiento y datos del
sistema de generacioacuten
A=Nuacutemero de centrales
D= Nuacutemero de intervalos
a=1
CAPTC(a1)=CAP(a1)UNI(a1)
CAPCIDADT=Suma(CAP100)
b=1
c=c+1
UNIDIS(ad)=(CAPTC(a1)-MANT(cd))CAP(b1)
CAPTC(a1)=UNIDIS(a1)
b=UNI(a1)
b=b+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
d=D
Si
d=d+1
CAPTC1=CAPTC
a=1
c=0
d=1
No
Caacutelculo de la
COPT
Sid=1
d=D
Presentacioacuten
de resultados
Si
d=d+1No
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
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Joseacute Pachari P 38
Para este caacutelculo se requiere de la matriz de periodos y capacidades en
mantenimiento que se obtiene en el momento que se ingresan los datos del
sistema de generacioacuten como se explicoacute en el punto 322 Con los datos de
esta matriz se procede a determinar las capacidades disponibles en cada
intervalo Esto se realiza restando a la capacidad ingresada de cada central la
capacidad en mantenimiento de la misma central en cada intervalo con lo cual
posteriormente se puede obtener el nuacutemero de unidades disponibles de cada
central en cada uno de los periodos Con esta informacioacuten se procede a
determinar una COPT para cada periacuteodo como se explicoacute en el numeral 323 y
finalmente se presenta los resultados en pantalla
325 Determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad
En la figura 38 se presenta el diagrama de flujo correspondiente al caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad
El proceso inicia con el ingreso de los datos de demanda y el caacutelculo previo de
la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Con estos datos se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
correspondientes al modelo de demanda utilizado Cuando se utiliza la
demanda maacutexima diaria se determina inicialmente el LOLP para cada dato de
demanda y luego se procede a sumar para determinar el LOLE del periacuteodo de
anaacutelisis Cuando se utiliza la demanda horaria se calcula LOEP para cada
dato y luego se obtiene el HLOLE LOEE y EIR para el periacuteodo de anaacutelisis
Para determinar el LOLP se toma la probabilidad acumulada del primer estado
cuya capacidad conectada sea menor que el valor de la demanda Dicha
probabilidad representa el LOLP para ese dato demanda Seguidamente el
LOLE del sistema se obtiene multiplicando el LOLP de cada dato por el tiempo
correspondiente y sumaacutendolos
Para determinar el LOEP se toma todas las probabilidades individuales de los
estados cuyas capacidades conectadas sean menores que el valor de la
demanda Luego se determina la energiacutea no suministrada que se produce con
un nivel de capacidad menor que la demanda para luego multiplicarla por la
probabilidad correspondiente y obtener el LOEP para cada dato
El LOEE se obtiene multiplicando cada valor del LOEP por la energiacutea no
servida correspondiente y luego se suman los valores obtenidos Con este
valor y el valor de la energiacutea total de la carga se obtiene el EIR Finalmente se
procede a presentar los indicies individuales para cada dato de demanda o los
iacutendices totales del sistema
Cuando se utiliza el modelo aproximado de la demanda se debe determinar
ademaacutes de la probabilidad individual o acumulada el tiempo durante el cual la
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Joseacute Pachari P 39
demanda excede la capacidad conectada de un determinado estado Debido a
que el modelo aproximado de la carga estaacute representado por una o varias
rectas el tiempo se determina internamente mediante la ecuacioacuten de la recta
ya que los datos a ingresar son los valores maacuteximos y miacutenimos de la o las
rectasObtencioacuten de los datos de
demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=periacuteodo total
CC=CI-CAPD4
PROBN PROBAC
B=Nuacutemero de estados
d=0 v=0 b=0
CC(b1)gt=DEM(a1)
b=b+1
a=0 LOLE1=0
Siv=v+1 d=d+1
PROBIN(v1)=PROBN(a1)
PERD(v1)=CC(b1)
TIMEI(v1)=1
No
d=1PROBA=PROBAC(a1)
TIMEA=1 Sib=B
No
a=A
Si
a=a+1
No
No
LOLP(a1)=PROBA
LOLE=LOLP(a1)TIMEA+LOLE1
LOLE1=LOLE
c=1 LOEE1=0 LOEET1=0
ENS(c1)=(DEM(a1)-PERD(c1))TIMEI(c1)
LOEE(a1)=(ENS(c1)PROBIN(c1)+LOEE1)
EIR(a1)=1-LOEE(a1)ET
LOEE1=LOEE(a1)
c=v b=b+1No
LOEET=LOEE(a1)+LOEET1
LOEET1=LOEE(a1)
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
LOLE
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
HLOLE
LOEE
EIR
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad
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Joseacute Pachari P 40
Cuando se incluye el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad en el programa computacional se debe utilizar el modelo de
demanda maacutexima diaria u horaria en su orden cronoloacutegico
326 Caacutelculo de iacutendices de confiabilidad considerando la inclusioacuten de la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Cuando se incluye la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad en el programa inicialmente se toma los
datos de demanda y el valor de la incertidumbre con estos datos se procede a
determinar los nuevos valores de demanda correspondientes a cada intervalo
de clase de la curva de distribucioacuten y se los almacena en nuevo vector de
demandas
Con estos nuevos valores se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
para cada dato de demanda como se explicoacute en el numeral 325
seguidamente se procede a multiplicar los valores obtenidos por las
probabilidades correspondientes a los intervalos de clase de la curva de
distribucioacuten para finalmente obtener los iacutendices parciales y totales del sistema
En la figura 39 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Obtencioacuten de los datos de demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=Periacuteodo total
INCERT= Valor de la incertidumbre()
a=1 b=0
INMW=DEM(a1)INCERT100
c=1 b=1
b=b+1
DEM1(b1)=DEM(a1)+(INMW(4-c))c=7
c=c+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
Proceso de caacutelculo de iacutendices
con los nuevos datos
b=Nuacutemero de datos Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
a=b
a=a+7
No
LOLE=Suma(LOLPD1TIMEA)
Si
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
LOEPD(a1)=LOEP(a1)0006
LOEPD(a+11)=LOEP(a+11)0061
LOEPD(a+21)=LOEP(a+21)0242
LOEPD(a+31)=LOEP(a+31)0382
LOEPD(a+41)=LOEP(a+41)0242
LOEPD(a+51)=LOEP(a+51)0061
LOEPD(a+61)=LOEP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
LOEPD1(c1)=Suma(LOEPD)
a=b
a=a+7
No
HLOLE=Suma(LOLED1TIMEA)
LOEE=Suma(LOEED1TIMEI)
EIR=1-LOEEET
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 42
CAPIacuteTULO IV
VALIDACIOacuteN DEL PROGRAMA CIC-SG
41 Introduccioacuten
El creciente intereacutes en la creacioacuten de meacutetodos de evaluacioacuten de confiabilidad
de sistemas eleacutectricos de potencia incentivoacute The Institute of Electrical and
Electronics Engineers (IEEE) a desarrollar el Reliability Test System (RTS) que
permite obtener resultados exactos de iacutendices de confiabilidad que sirve para
comparar con diferentes metodologiacuteas propuestas de caacutelculo para
posteriormente garantizar el correcto funcionamiento al aplicarse a un sistema
de potencia real El RTS se ha venido desarrollando desde su primera
publicacioacuten en 1979 donde se presenta anaacutelisis de confiabilidad para dos tipos
de niveles jeraacuterquicos siendo de intereacutes de la tesis el primer nivel jeraacuterquico
tratado en los publicaciones de 1979 y 1986 que sirven para validar el
programa computacional que calcula iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten considerando datos baacutesicos de carga generacioacuten y plan de
mantenimiento
42 Sistema de prueba RTS-IEEE
El ldquoIEEE-Reliability Test Systemrdquo fue desarrollado por el subcomiteacute de
aplicaciones de meacutetodos probabiliacutesticos del instituto de Ingenieros Eleacutectricos y
Electroacutenicos este permite comprobar meacutetodos de caacutelculos de iacutendices de
confiabilidad de sistemas de generacioacuten y transmisioacuten El IEEE ndash RTS fue
desarrollado en tres etapas realizando la primera publicacioacuten en el antildeo 1979
en la cual se presentan datos del sistema de generacioacuten transmisioacuten demanda
maacutexima diaria y demanda horaria en orden cronoloacutegico En esta publicacioacuten
uacutenicamente se presentan los datos del sistema de potencia y resultados de la
tabla de probabilidades de capacidades desconectadas este se ha
denominado caso base los resultados o iacutendices de confiabilidad para el
sistema de generacioacuten se presentan en la publicacioacuten de 1986 denominada
caso extendido en esta se presenta el plan de mantenimiento programado
para las unidades del sistema de generacioacuten e incluye el anaacutelisis de la
incertidumbre en la pronoacutestico de la demanda La tercera publicacioacuten es
presentada en el antildeo 1996 en la cual se especifica las caracteriacutesticas de
sistema de transmisioacuten barras y subestaciones por lo cual dicha publicacioacuten
no es de intereacutes para el presente trabajo
421 Descripcioacuten del sistema de prueba (RTS)
El sistema de prueba estaacute formado por 9 centrales con una capacidad total de
3 405 MW distribuidos en 32 unidades cada una con su respectivo FOR y un
rango de capacidad de las unidades de 12 a 400 MW como se muestra en la
tabla 41 El modelo de carga presentado corresponde a un periodo de un antildeo
comenzando en el mes de enero se representa las demandas maacuteximas
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 43
semanales (52 semanas) en por unidad de la demanda maacutexima anual 2 850
MW presentados en la tabla 42 Las demandas maacuteximas diarias se presentan
en por unidad de la demandas maacuteximas semanales considerando como inicio
el diacutea Lunes dichos datos son presentados en la tabla 43 finalmente se
presentan las demandas horarias en por unidad de las demandas maacuteximas
diarias como se muestra en la tabla 44 Ademaacutes los datos de demanda
horaria se presentan divididos en las diferentes eacutepocas del antildeo primavera
verano otontildeo e invierno a su vez los datos de cada estacioacuten se encuentran
clasificados en diacuteas laborables y fines de semana [14] En la tabla 45 se
presenta el plan de mantenimiento del sistema de generacioacuten de la tabla 41
[4]
Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
Nuacutemero de unidades
Capacidad MW
FOR MTTF
7
(horas) MTTR
8 (horas)
Plan de mantenimiento
(semanas al antildeo)
5 12 002 2 940 60 2
4 20 010 450 50 2
6 50 001 1 980 20 2
4 76 002 1 960 40 3
3 100 004 1 200 50 3
4 155 004 960 40 4
3 197 005 950 50 4
1 350 008 1 150 100 5
2 400 012 1 100 150 6
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
7 De sus siglas en ingles Mean Time to Failure 8 De sus siglas en ingles Mean Time to Repair
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Demanda maacutex semanal como porcentaje de la demanda maacutex anual
Semana Demanda maacutex () Semana Demanda maacutex ()
1 862 27 755
2 90 28 816
3 878 29 801
4 834 30 88
5 88 31 722
6 841 32 776
7 832 33 80
8 806 34 729
9 74 35 726
10 737 36 705
11 715 37 78
12 727 38 695
13 704 39 724
14 75 40 724
15 721 41 743
16 80 42 744
17 754 43 80
18 837 44 881
19 87 45 885
20 88 46 909
21 856 47 94
22 811 48 89
23 90 49 942
24 887 50 97
25 896 51 100
26 861 52 952
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual
Demandas maacuteximas diarias como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
Diacutea Demanda maacutexima ()
Lunes 93
Martes 100
Mieacutercoles 98
Jueves 96
Viernes 94
Saacutebado 77
Domingo 75
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
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Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
Invierno Verano Primavera y Otontildeo
Semanas 1-8 amp 44-52 Semanas 18-30 Semanas 9-17 amp 31-43
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
67 78 64 74 63 75
63 72 60 70 62 73
60 68 58 66 60 69
59 66 56 65 58 66
59 64 56 64 59 65
60 65 58 62 65 65
74 66 64 62 72 68
86 70 76 66 85 74
95 80 87 81 95 83
96 88 95 86 99 89
96 90 99 91 100 92
95 91 100 93 99 94
95 90 99 93 93 91
95 88 100 92 92 90
93 87 100 91 90 90
94 87 97 91 88 86
99 91 96 92 90 85
100 100 96 94 92 88
100 99 93 95 96 92
96 97 92 95 98 100
91 94 92 100 96 97
83 92 93 93 90 95
73 87 87 88 80 90
63 81 72 80 70 85
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
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Programa de Mantenimiento
Semanas Unidades en mantenimiento
1-2 ninguna 3-5 76 6-7 155 8 197 155
9 197 155 20 12
10 400 197 20 12
11 400 197 155 12-13 400 155 20 20
14 400 155 15 400 197 76
16-17 197 76 50 18 197
19 ninguna 20 100 21-22 100 50
23-25 ninguna 26 155 12
27 155 100 50 12
28 155 100 50 29 155 100
30 76 31-32 350 76 50
33 350 20 12 34 350 76 20 12
35 400 350 76 36 400 155 76 37 400 155
38-39 400 155 50 12
40 400 197 41-42 197 100 50 12
43 197 100 44-52 ninguna
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades
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43 Resultados de las publicaciones del Reliability Test System caso
base y extendido
431 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En la publicacioacuten de 1979 el autor reporta 10 estados como valores de
capacidad de salida representativos en la tabla 46 se presentan los estados
de capacidades desconectadas y sus respectivas probabilidades individuales y
acumulativas
Probabilidades de capacidades desconectadas
Estado Cap Desc (Mw) Probabilidad individual Probabilidad acumulada
1 0 023639495 1
31 100 002999154 054760141
90 200 000128665 03813284
153 265 000001312 033556693
288 400 006572832 026187364
444 556 000000345 00845782
488 600 000035769 006211297
838 950 000006431 000749197
1 088 1 200 000002413 000079125
1 388 1 500 00000003 000004043
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados
432 Peacuterdida de carga esperada (LOLE)
Para el caacutelculo del iacutendice de peacuterdida de carga esperada (LOLE) se considera
truncamiento de la tabla de probabilidades acumuladas de sin redondeo
obteniendo 1 872 estados El modelo de carga estaacute representado por 364
valores de demanda maacutexima diaria obtenieacutendose el LOLE en diacuteasantildeo y 8 736
valores de demanda horaria obtenieacutendose el LOLE en horasantildeo
Los resultados reportados son
433 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se
utiliza la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos discretos cada intervalo
posee un valor de aacuterea que representa la probabilidad de encontrar el valor
medio de la carga estas probabilidades son utilizadas en el caacutelculo del LOLE
(diacuteasantildeo)
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Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos
Los valores considerados de la incertidumbre van desde 2 al 15 en el caacutelculo
del LOLE aplicando el concepto de distribucioacuten normal los resultados se
presenta en la tabla 47
Efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Incertidumbre () LOLE(diacuteasantildeo)
2 145110
5 191130
10 399763
15 950630
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
434 Efectos del mantenimiento programado
Cuando las unidades del sistema de generacioacuten entran en mantenimiento la
capacidad disponible del sistema se ve reducida y por lo tanto es loacutegico pensar
que el LOLE tenga un incremento con respecto al LOLE que se obtiene cuando
no se considera el mantenimiento En la tabla 48 se presentan los valores del
LOLE para diferentes semanas y el valor total
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Efecto del mantenimiento programado
Semanas LOLE(diacuteasantildeo)
121923-2544-52 112026
3-5 011395
6-7 006801
8 007424
9 002122
10 004624
11 007223
12-13 004632
14 003701
15 004654
16-17 007203
18 004392
20 006214
21-22 007202
26 006483
27 002015
28 006718
29 003259
30 004878
31-32 008787
33 005896
34 002059
35 011809
36 002266
37 007039
38-39 005062
40 002819
41-42 003858
43 004098
Total 266659
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado
435 Peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
Para el caacutelculo de la energiacutea no servida se considera que cada nivel de carga
horaria es igual a la energiacutea demandada siendo la energiacutea total igual a la
sumatoria de los 8 736 datos de demanda horaria Dentro de los iacutendices
presentados se incluye expectativa de peacuterdida de energiacutea (LOEE) iacutendice de
confiabilidad de energiacutea (EIR) y adicionalmente la Energiacutea demandada cuyos
valores reportados son
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44 Resultados de iacutendices de confiabilidad y COPT obtenidos mediante
la aplicacioacuten al CIC ndash SG y comprobacioacuten mediante resultados
IEEE-RTS
Para realizar la validacioacuten de los diferentes resultados de iacutendices de
confiabilidad valores de probabilidades individuales o acumuladas de la tabla
de probabilidades de capacidades desconectadas se utiliza la ecuacioacuten 41
para calcular el error absoluto cometido
441 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En el programa desarrollado se calculoacute 3 180 estados ademaacutes no se ha
considerado meacutetodos de aproximacioacuten o truncamiento en el valor de las
probabilidades exacta y acumulada En la primera publicacioacuten del RTS se
reporta noventa estados que son presentados en el apeacutendice B tabla B11 en
la cual se presenta todos los estados para un rango de capacidad de salida de
0 a 60 MW para capacidades de salida mayores a 60 MW se presentan los
estados con incrementos de 20 MW hasta llegar a 1 600 MW finalmente la
publicacioacuten presenta una segunda tabla con 20 estados mostrados en el
apeacutendice B tabla B12 iniciando en 1 500 MW de capacidad de salida con
incrementos de 50 MW hasta llegar a 2 450 MW El nuacutemero de estados a
validar es considerable por lo cual el autor reportoacute posteriormente 10 estados
como valores de capacidad de salida representativos que son los que se
utilizan para la validacioacuten En la tabla 49 se presenta los estados
representativos y los resultados obtenidos del programa computacional
desarrollado
Datos representativos de la COPT
Estado
Cap Desc
Resultados IEEE-RTS 1979
Resultados CIC-SG Error absoluto ()
Probabilidad Probabilidad Probabilidad
(Mw) Individual Acumulada Individual Acumulada Individual Acumulada
1 0 023639495 1 023639511 1 676833E-05 0
31 100 002999154 054760141 002999156 054760114 666854E-05 493060E-05
90 200 000128665 038132840 000128665 038132810 0 786724E-05
153 265 000001312 033556693 000001312 033556665 0 834409E-05
288 400 006572832 026187364 006572831 026187343 152141E-05 801914E-05
444 556 000000345 008457820 000000345 008457806 0 0000165528
488 600 000035769 006211297 000035769 006211286 0 0000177097
838 950 000006431 000749197 000006431 000749195 0 0000266953
1 088 1 200 000002413 000079125 000002413 000079125 0 0
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1 388 1 500 000000030 000004043 000000030 000004044 0 0024727992
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto
En la tabla 49 se presenta en la probabilidad individual un error absoluto en
el orden del cien mileacutesimo o inferior por que se consideran como despreciables
Para la probabilidad acumulada el error maacuteximo cometido es del 0024 para
estas probabilidades la respuesta varia en el orden del diez mileacutesimo En
conclusioacuten la existencia de errores en las probabilidades individual y
acumulada se consideran como despreciables debido a que se presenta la
variacioacuten en la respuesta en el orden del diezmileacutesimo como maacuteximo y
analizando la dinaacutemica de caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad su influencia
es despreciable
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base
En el caacutelculo de los iacutendices el CIC-SG considera todos los estados de la tabla
de probabilidades acumuladas 364 datos de demanda maacutexima diaria y 8 736
datos de demanda horaria en orden cronoloacutegico Los caacutelculos totales de los
iacutendices de confiabilidad son presentados en la tabla 410 y tabla 411 Aunque
para el caso base donde no se incluye plan de mantenimiento programado se
podriacutea utilizar tambieacuten las curvas DPLVC y LDC obtenieacutendose los mismos
resultados
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Iacutendice de confiabilidad IEEE-RTS Resultado CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (diacuteasantildeo) 136886 136886 0
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria
Para el modelo de demanda maacutexima diaria el uacutenico iacutendice que se obtiene es la
probabilidad de peacuterdida de carga LOLE cometieacutendose un error de cero por
ciento
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad IEEE-RTS Resultados CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (horasantildeo) 939418 939136 003001859
LOEE (Gwh) 1176 1176 0
Energiacutea demandada (Gwh) 15297075 15297100 000016343
EIR 0999923 0999923 0
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria
Para el modelo de carga horaria el error absoluto es de 003 para el LOLE
un error del 0 en el LOEE un error del 000016 en energiacutea demandada y
un error del cero por ciento para el EIR Si bien se presenta un error maacuteximo
del 003 que se puede considerar como despreciable hay que tomar en
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cuenta que en la publicacioacuten IEEE-RTS 1986 se presenta un truncamiento en
el nuacutemero de estados para el caacutelculo de los iacutendices a diferencia de esta tesis
que utiliza la totalidad de los estados siendo loacutegico que se presente un error
despreciable Los datos de demanda en MW obtenidos y aplicados al CIC-SG
se presentan en el apeacutendice B Tabla B13
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido
4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del
LOLE
En la tabla 412 se presenta los resultados del caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad considerando el mantenimiento programado y el error con
respecto a los resultados presentados en el IEEE-RTS Cabe recalcar que
cuando se calcula iacutendices de confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento
programado en el programa CIC-SG se debe considerar uacutenicamente los
modelos de demanda maacutexima diaria u horaria dados en orden cronoloacutegico y no
en su forma acumulada o modelo aproximado
Considerando el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad y comparando los resultados del CIC-SG con los de la IEEE-RTS
1986 se comete un error absoluto del 0 El plan de mantenimiento en su
forma adecuada para ingresar al programa se presenta en el apeacutendice B tabla
B14
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Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Semanas
LOLE(diacuteasantildeo)
Error obtenido IEEE-RTS
Resultados obtenidos
121923-2544-52 112026 112026 0
3-5 011395 011395 0
67 006801 006801 0
8 007424 007424 0
9 002122 002122 0
10 004624 004624 0
11 007223 007223 0
1213 004632 004632 0
14 003701 003701 0
15 004654 004654 0
1617 007203 007203 0
18 004392 004392 0
20 006214 006214 0
2122 007202 007202 0
26 006483 006483 0
27 002015 002015 0
28 006718 006718 0
29 003259 003259 0
30 004878 004878 0
3132 008787 008787 0
33 005896 005896 0
34 002059 002059 0
35 011809 011809 0
36 002266 002266 0
37 007039 007039 0
3839 005062 005062 0
40 002819 002819 0
4142 003858 003858 0
43 004098 004098 0
total (diacuteasantildeo) 2666590 2666590 0
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
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4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de
la demanda para el caacutelculo del LOLE
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga en el
CIC ndash SG se obtiene los resultados que se muestran en la tabla 413 La
incertidumbre se considera en el anaacutelisis del caso base es decir no se
considera el plan de mantenimiento programado de las unidades
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Incertidumbre ()
LOLE(diacuteasantildeo) Error obtenido () IEEE-RTS Resultados obtenidos PC
2 14511 14511 0
5 19113 191129 000052320
10 399763 398684 026990992
15 95063 820576 136808222
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo)
Como se puede observar el error cometido aumenta cuando la incertidumbre
va incrementaacutendose aunque para el segundo y tercer dato el error es
despreciable maacutes no asiacute para el cuarto dato donde el error tiene un incremento
abrupto Debido a esta razoacuten se realizaron los caacutelculos mediante Microsoft
Excel obtenieacutendose los mismos resultados que se obtienen mediante el CIC-
SG
45 Meacutetodos aproximados
En toda metodologiacutea propuesta es importante desarrollar meacutetodos
aproximados estos permiten obtener modelos que agilizan el anaacutelisis o caacutelculo
reduciendo el tiempo empleado con un error en los resultados aceptables
respecto a los exactos
En el presente trabajo se analizaraacute o plantearaacute modelos aproximados para el
sistema de carga y plan de mantenimiento programado
451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple
El meacutetodo planteado establece la existencia de una relacioacuten lineal entre dos
variables carga y tiempo mediante la utilizacioacuten del meacutetodo de la suma miacutenima
de los cuadrados de las distancias verticales entre cada punto y la recta El
coeficiente de determinacioacuten es el maacutes utilizado e indica el porcentaje de
ajuste que se ha conseguido con el modelo lineal siendo 1 una relacioacuten lineal
perfecta y 0 al no existir relacioacuten [15]
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a)
b)
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos
En una primera aproximacioacuten se establece el modelo con una sola recta para
los 364 datos obtenieacutendose la recta mostrada en la figura 42 (a) con un
coeficiente de determinacioacuten de 0979 El siguiente paso es el mejorar el
coeficiente de determinacioacuten mediante la divisioacuten de la curva de carga en
intervalos con igual nuacutemero de datos para cada uno de ellos se aplica la
regresioacuten lineal simple en la figura 42 (b) se presenta para dos intervalos y
para cinco se presenta en la figura 43 los resultados obtenidos del LOLE para
los intervalos son mostrados en la tabla 414
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Los paraacutemetros para establecer si el modelo es adecuado se basan en un error
no mayor al 5 en el caacutelculo de los iacutendices y el nuacutemero de segmentos de recta
no mayor a cinco
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de Segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
CIC-SG (Diacuteasantildeo)
Error Absoluto ()
1 Uno 2 626798 1 595 364 0979 118180 1366538580
2 Dos 2 645950 2 0756093 182 0965
125289 8472013208 2 139300 1 5812595 182 0924
3 Cinco
2 692358 2 358134 73 0887
134808 1518051517
2 401612 2 202748 73 0988
2 182204 2 004508 73 0987
2 004120 1 881432 73 0992
1 875691 1 484268 72 0984
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga
En la tabla 414 se presenta el nuacutemero de intervalos utilizados puntos iniciales
y finales de cada segmento duracioacuten de cada segmento coeficientes de
determinacioacuten y resultados obtenidos al aproximar la curva DPLVC a una o
varias rectas para los tres casos se establecen intervalos de duracioacuten iguales
para cada segmento En el primer caso con una sola recta con un coeficiente
de determinacioacuten de 0979 se comete un error de 1366 que es un error
considerable para el segundo caso con dos rectas se tiene un de 096 y
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092 cometiendo un error del 847 al comparar ambos errores se presenta
una contradiccioacuten debido a que al tener un valor del cercano a 1 para el
primer caso se deberiacutea cometer un error menor que en el segundo caso cuyo
en promedio es de 0942 En el tercer caso se presenta 5 intervalos con sus
respectivos cometiendo un error absoluto en el LOLE de 151 al
comparar con los dos casos anteriores se observa que el error en el caacutelculo del
LOLE es menor Por lo cual el meacutetodo de regresioacuten lineal simple dividiendo la
curva de carga en segmentos con igual nuacutemero de datos no se puede evaluar
mediante el sino uacutenicamente observando el error cometido en el caacutelculo del
iacutendice de confiabilidad Como segunda alternativa se plantea el meacutetodo de
regresioacuten lineal mediante inspeccioacuten de la curva imponiendo el nuacutemero de
intervalos y el nuacutemero de datos que cada intervalo tendraacute La regresioacuten lineal
se aplica a cada uno de los intervalos como se muestren la figura 44 y 45
Se plantea el segundo meacutetodo debido a que la curva de carga DPLVC
aparentemente tiene comportamientos lineales en varios intervalos que por
inspeccioacuten permite identificarlos no siendo el caso del primer meacutetodo que no
diferencia si tiene un comportamiento lineal
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
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Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
En la tabla 415 se presenta dos casos que son resultado de la inspeccioacuten de la
curva de carga para el primer caso se establece tres intervalos que son
mostrados en la figura 44 cometiendo un error del 369 con un coeficiente
de determinacioacuten de 0967 en promedio para el segundo caso se divide en
cuatro intervalos como se muestra en la figura 45 con un promedio de
0974 cometiendo un error del 156 al comparar ambos casos se observa un
comportamiento loacutegico debido a que al tener un lo maacutes cercano a uno el
error cometido tiende a cero
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
Obtenido Diacuteasantildeo
Error absoluto ()
1 Tres
2 778600 2 527800 23 0928
131833 3691392838 2 517256 1 836417 270 0990
1 870766 1 484996 71 0983
2 Cuatro
2 790720 2 564960 18 0929
134749 1561153076 2 554360 2 142210 147 0995
2 115610 1 872780 128 0990
1 876280 1 484990 71 0983
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC
En el primer meacutetodo se aprecia que el coeficiente de determinacioacuten no es un
paraacutemetro adecuado debido a que se pueden presentar valores de
cercanos a la unidad pero con errores en el caacutelculo del LOLE considerables
como en el primer caso de la tabla 414 esto se debe a que si bien la regresioacuten
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lineal permite encontrar una recta que mejor se ajuste a los 364 puntos al
obtener se utiliza un error promedio de todos los puntos y al calcular los
iacutendices de confiabilidad no todos los puntos tienen un mismo peso en el valor
del LOLE final [16] [17] Por el anterior razonamiento se establece como
segundo meacutetodo la formacioacuten de rectas mediante inspeccioacuten daacutendonos errores
despreciables por lo cual se considera el segundo meacutetodo como aproximando
de la curva de carga mediante cuatro segmentos de recta para el caacutelculo de los
iacutendices
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo
la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Se utiliza el meacutetodo aproximado con los intervalos presentados en la tabla 415
segundo caso para el caacutelculo del LOLE con incertidumbre los resultados son
presentados en la tabla 416
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad mediante modelo aproximado
Incertidumbre ()
LOLE (diacuteasantildeo) Error absoluto ()
IEEE-RTS Exacto CIC-SG
Aproximado CIC-SG
Exacto Aproximado
IEEE-RTS Aproximado
2 14511 14511 142622 1714561367 1714561367
5 19113 191129 190389 0387173061 038769424
10 399763 398684 396644 0511683439 0780212276
15 95063 820576 812361 1001126038 1454498596
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre
Los errores cometidos con valores de incertidumbre del 2 5 y 10 son
despreciables si comparamos los resultados presentados por el RTS y los
calculados mediante el meacutetodo exacto en el CIC-SG para la incertidumbre del
15 el error que se comete respecto de los valores del RTS es considerable al
igual que sucedioacute con el error obtenido para el caacutelculo con el meacutetodo exacto
pero si comparamos el meacutetodo exacto con el aproximado se puede observar
que el error tambieacuten es despreciable Por lo tanto se corrobora que el modelo
aproximado utilizado es adecuado
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC
Una vez que se obtuvo un meacutetodo aproximado para el modelo de carga de la
curva DPLVC se aplica el mismo criterio para la curva LDC obteniendo el
nuacutemero de segmentos mostrados en la tabla 417
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Modelo de carga LDC aproximado mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE (horasantildeo) 939418
LOLE Exacto (horasantildeo) CIC - SG 939136
Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten LOLE obtenido
HorasAntildeo
Error absoluto ()
IEEE- RTS Exacto
Exacto Aproximado
4
2 746213 2 53356 120
915452 255115401 252189246 2 489832 1 93260 2 680
1 950258 1 141 5 700
1 124949 99546 236
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC
Al obtener un error en el LOLE de 255 se verifica la correcta aplicacioacuten del
meacutetodo de regresioacuten lineal por inspeccioacuten en el caso de la curva LDC se
calcula otros iacutendices que son presentados en la tabla 418 y que no fueron
calculados en la curva DPLVC debido a que se tratan de iacutendices de peacuterdida de
energiacutea
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad
IEEE-RTS CIC-SG Exacto
CIC-SG Aproximado
Error absoluto ()
IEEE-RTS Aproximado
Exacto Aproximado
LOEE (GWh) 1176 11763 111747 5001275185 4977040816
Energiacutea demandada (GWh) 15297075 152971 153031 0039223121 0039386615
EIR 0999923 0999923 0999927 0000400031 0000400031
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC
En la tabla 418 se presenta los resultados y errores obtenidos en el caacutelculo al
compararlos con los errores cometidos en el meacutetodo exacto se observa que al
ser una aproximacioacuten el mayor error es del LOEE de 5 de lo que se
concluye que la aproximacioacuten es acertada
454 Modificaciones del plan de mantenimiento
El objetivo de esta aproximacioacuten es reducir el nuacutemero de intervalos que se
obtiene del plan de mantenimiento y por consiguiente el tiempo de caacutelculo de
las respectivas tablas de probabilidades de capacidades desconectadas de
cada intervalo ademaacutes de poder obtener un modelo del plan de mantenimiento
que pueda ser utilizado para el caacutelculo de iacutendices de confiabilidad a largo plazo
En la figura 46 se muestra la curva de capacidades disponibles debido al plan
de mantenimiento de todas las unidades del sistema de generacioacuten Como se
puede observar el nuacutemero de intervalos totales son 32 y por lo tanto igual
nuacutemero de COPTs
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Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento
Como se puede apreciar la capacidad disponible es variable debido a que en
cada intervalo puede estar una o varias unidades en mantenimiento En la tabla
419 se muestran las capacidades disponibles de cada intervalo y las unidades
que se encuentran en mantenimiento
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Intervalo Inicio del
Intervalo (h) Fin del intervalo
(h)
Capacidad disponible
MW
Unidades en mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 344 3 053 155-197 352
P5 1 344 1 512 3 021 12-20-155-197 384
P6 1 512 1 680 2 776 12-20-197-400 629
P7 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P8 1 848 2 184 2 810 20-20-155-400 595
P9 2 184 2 352 2 850 155-400 555
P10 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P11 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P12 2 856 3 024 3 208 197 197
P13 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P14 3 192 3 360 3 305 100 100
P15 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P16 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P17 4 200 4 368 3 238 12-155 167
P18 4 368 4 536 3 088 12-50-100-155 317
P19 4 536 4 704 3 100 50-100-155 305
P20 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P21 4 872 5 040 3 329 76 76
P22 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P23 5 376 5 544 3 023 12-20-350 382
P24 5 544 5 712 2 947 12-20-76-350 458
P25 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P26 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P27 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P28 6 216 6 552 2 788 12-50-155-400 617
P29 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P30 6 720 7 056 3 046 12-50-100-197 359
P31 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P32 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo
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4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en
el plan de mantenimiento las unidades pequentildeas del sistema
de generacioacuten
Como el titulo lo sugiere en esta primera aproximacioacuten al no considerar las
unidades maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten en el plan de
mantenimiento implica que dichas unidades se encuentran disponibles durante
todo el periodo de anaacutelisis El procedimiento de esta aproximacioacuten sugiere que
las unidades que no se deben considerar en el plan de mantenimiento sean
inicialmente las de 12 MW luego de ser posible las de 12 MW y 20 MW
seguido de la combinacioacuten de 12 MW 20 MW y 50 MW y asiacute sucesivamente
mientras el error en la determinacioacuten de los iacutendices se encuentre dentro de los
paraacutemetros (maacutex 5) En la tabla 420 se muestra un resumen de los caacutelculos
Anaacutelisis del mantenimiento
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Caso Nuacutemero de unidades
que no entran en mto
Capacidad de cada unidad
MW
Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 5 12 31 263677 111828215
2 5 12
29 260803 219606313 4 20
3
5 12
25 247399 722270765 4 20
6 50
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento
Con esta modificacioacuten se puede observar que las unidades que se podriacutean
excluir del plan de mantenimiento seriacutean las de 12 y 20 MW ya que el error que
se presenta en el caacutelculo del LOLE se encuentra dentro de los liacutemites
establecidos inicialmente aunque el objetivo final que se persigue no se ha
conseguido ya que uacutenicamente se reducen 3 intervalos lo que se consigue con
este meacutetodo principalmente es la reduccioacuten de los datos del plan de
mantenimiento que se deben manipular En la tabla 421 se presenta los
intervalos y capacidades disponibles del plan de mantenimiento modificado
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Intervalo Inicio del
Intervalo(h) Fin del
Intervalo(h) Capacidad
disponible MW Unidades en
mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 512 3 053 155-197 352
P5 1 512 1 680 2 808 197-400 597
P6 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P7 1 848 2 850 2 850 155-400 555
P8 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P9 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P10 2 856 3 024 3 208 197 197
P11 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P12 3 192 3 360 3 305 100 100
P13 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P14 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P15 4 200 4 368 3 250 155 155
P16 4 368 4 704 3 100 50-100-155 305
P17 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P18 4 872 5 040 3 329 76 76
P19 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P20 5 376 5 544 3 055 350 350
P21 5 544 5 712 2 979 76-350 426
P22 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P23 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P24 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P25 6 216 6 552 2 800 50-155-400 605
P26 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P27 6 720 7 056 3 058 50-100-197 347
P28 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P29 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo
4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten
Se realiza la modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten en
aquellos puntos en los cuales no existe gran diferencia entre las capacidades
disponibles de periodos continuos como se puede observar en la figura 47
Como se puede observar en la figura se agrupa intervalos de mantenimiento
que tienen capacidades disponibles que variacutean en pequentildea cantidad para
conseguir esto hay que modificar el plan de mantenimiento de algunas
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unidades En la tabla 422 se muestran las unidades a las que se les ha
modificado el plan de mantenimiento y el intervalo original al que perteneciacutean
dichas unidades
Figura 4 7 Plan de mantenimiento
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero de unidades Capacidad MW
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h)
P5 1 12 1 512 1 680
1 20 1 512 1 680
P8 2 20 No entra en mantenimiento
P15 1 50 No entra en mantenimiento
P18 1 12 4 200 4 368
P18 1 50 No entra en mantenimiento
P19 1 50 No entra en mantenimiento
P24 1 76 6 048 5 712
P28 1 50 No entra en mantenimiento
P28 1 12 No entra en mantenimiento
P30 1 12 No entra en mantenimiento
1 50 No entra en mantenimiento
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del nuacutemero de intervalos
Como se puede observar para algunas unidades no se considera el plan de
mantenimiento y para otras se ha modificado ya sea su hora de inicio o
finalizacioacuten esto se debe a la necesidad de tener capacidades disponibles
iguales en intervalos continuos para poder agruparlos y reducir el nuacutemero de
los mismos Ademaacutes hay que recalcar que para obtener un error del LOLE que
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se encuentre dentro de los liacutemites permitidos como se muestra en la tabla 423
las unidades a las que se les modifica el plan de mantenimiento siguen siendo
las maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten En la tabla 423 se muestran los
resultados del LOLE con el plan de mantenimiento modificado iniciando con la
modificacioacuten del P5 luego la modificacioacuten del P5 y P8 conjuntamente hasta
finalmente incluir todas las modificaciones
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados de la curva
original Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 P5 31 266241 015675451
2 P5P8 30 264716 072864595
3 P5P8 P15 29 262381 160429612
4 P5P8 P15 P18 P19 27 259299 276007940
5 P5P8 P15 P18 P19P24 26 258297 313584016
6 P5P8 P15 P18 P19P24P28 25 255889 403886612
7 P5P8 P15 P18 P19P24P28P30 24 254447 457963167
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado
Se puede observar que cuando el nuacutemero de intervalos se reduce debido a las
modificaciones que se hace a la curva del plan de mantenimiento el error crece
la razoacuten de este comportamiento se debe a que para tener menos intervalos de
mantenimiento se debe modificar u omitir del plan de mantenimiento unidades
de generacioacuten maacutes grandes cada vez modificando considerablemente la
capacidad disponible y por consiguiente el LOLE
Mediante este meacutetodo se consigue una mayor reduccioacuten del nuacutemero de
intervalos en comparacioacuten con el meacutetodo anterior pero debido a que la
reduccioacuten del nuacutemero de intervalos se hace de forma visual pueden existir
varias formas de combinar los intervalos siendo difiacutecil encontrar una curva
modificada que sea la maacutes adecuada por lo cual se recurre a otro meacutetodo que
permita modificar o reducir el nuacutemero de intervalos de mantenimiento en
funcioacuten del porcentaje del LOLE de cada intervalo con respecto al LOLE total
4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada
intervalo
Antes de continuar con el anaacutelisis es necesario observar la relacioacuten que se
presenta entre los valores de demandas maacuteximas y la curva de mantenimiento
para su anaacutelisis se utiliza la figura 48
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Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado
Al analizar la figura 48 se puede apreciar que los valles de carga son el
momento propicio para que mayor cantidad de unidades entren en
mantenimiento y el comportamiento de las curva mantiene o trata de mantener
un mismo valor de reserva Es necesario considerar que una razoacuten para el
comportamiento de la curva de carga y mantenimiento es debido a que los
valores de carga consideran las cuatro estaciones produciendo valles de carga
pronunciados permitiendo programar el mantenimiento acorde a la curva de
carga
Para el desarrollo del meacutetodo de aproximacioacuten es necesario obtener el LOLE
para cada uno de los periodos de capacidad disponible obtenidos de la curva
de mantenimiento y el porcentaje que representa con respecto al LOLE total
Estos resultados son presentados en la tabla 424 el caacutelculo del porcentaje es
obtenido mediante la ecuacioacuten 42
(42)
En funcioacuten de estos porcentajes se puede realizar modificaciones en el plan de
mantenimiento de las unidades con el objetivo de obtener una reduccioacuten en el
nuacutemero de periodos paraacutemetros para la obtencioacuten de una curva tipo para
futuras aplicaciones disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo de los iacutendices y
obtener un error absoluto en el caacutelculo del LOLE que se encuentre dentro de
los liacutemites establecidos Con el valor del LOLE de cada intervalo se puede
empezar a modificar la curva de mantenimiento igualando las capacidades
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disponibles de intervalos continuos empezando por los intervalos que
representan el menor porcentaje del LOLE total Para igualar las capacidades
disponibles se debe omitir el mantenimiento de algunas unidades en los
intervalos en algunos casos esto no es posible ya que los intervalos continuos
al que se estaacute analizando no poseen unidades comunes como es el caso de
intervalo P13 (tabla 419) en el cual ninguna unidad esta en mantenimiento y
sus intervalos adyacentes tienen unidades de 100 y 197 MW en
mantenimiento En la tabla 425 se muestra el valor del LOLE de cada intervalo
y su porcentaje respecto al LOLE total en orden ascendente
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo)
266659
Intervalo LOLE por periodo
(diacuteasantildeo)
Porcentaje del LOLE
total
P1 006421 2408
P2 011395 4273
P3 006802 2551
P4 007424 2784
P5 002122 0796
P6 004624 1734
P7 007223 2709
P8 004632 1737
P9 003701 1388
P10 004654 1745
P11 007203 2701
P12 004392 1647
P13 002301 0863
P14 006214 2330
P15 007202 2701
P16 011735 4401
P17 006483 2431
P18 002015 0756
P19 006718 2519
P20 003259 1222
P21 004878 1829
P22 008787 3295
P23 005896 2211
P24 002059 0772
P25 011809 4429
P26 002266 0850
P27 007039 2640
P28 005062 1898
P29 002819 1057
P30 003858 1447
P31 004098 1537
P32 091568 34339
TOTAL 266659 100
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento
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IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Intervalo Porcentaje del
LOLE total Intervalo
Porcentaje del LOLE
total
P18 0756 P23 2211
P24 0772 P14 2330
P5 0796 P1 2408
P26 0850 P17 2431
P13 0863 P19 2519
P29 1057 P3 2551
P20 1222 P27 2640
P9 1388 P15 2701
P30 1447 P11 2701
P31 1537 P7 2709
P12 1647 P4 2784
P6 1734 P22 3295
P8 1737 P2 4273
P10 1745 P16 4401
P21 1829 P25 4429
P28 1898 P32 34339
TOTAL1 = 21278 TOTAL2 = 78722
TOTAL=TOTAL1+TOTAL2 100
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total
En la tabla 426 se muestran las modificaciones del plan de mantenimiento de
las unidades de cada intervalo que ha sido intervenido empezando por el
intervalo cuyo LOLE es el menos representativo y continuando con los demaacutes
intervalos que se pueden modificar
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero
de unidades
Capacidad MW
Plan de mantenimiento original
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h) Inicio (h) Fin (h)
P18 1 12 4 200 4 536 4 200 4 368
P24 1 76 5 544 6 048 5 712 6 048
P5 1 12 1 344 1 680 1 512 1 680
1 20 1 344 1 680 1 512 1 680
P26 1 76 5 544 6 048 5 712 5 880
P30 1 12 6 720 7 056 0 0
1 50 6 720 7 056 0 0
P8 2 20 1 848 2 184 0 0
P28 1 12 6 216 6 552 0 0
1 50 6 216 6 552 0 0
P15 1 50 3 360 3 696 0 0
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos
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Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto
()
1 P18 31 266474 0069
2 P18 P24 30 265472 0445
3 P18P24P5 29 265054 0602
4 P18P24P5P26 28 263926 1025
5 P18P24P5P26P30 27 262484 1566
6 P18P24P5P26P30P8 26 260960 2137
7 P18P24P5P26P30P8P28 25 258551 3041
8 P18P24P5P26P30P8P28P15 24 256216 3916
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento
En la tabla 427 se presentan los resultados del LOLE debido a las
modificaciones del plan de mantenimiento de algunas unidades como se
puede observar el nuacutemero de intervalos se reduce de 32 a 24 al igual que con
el meacutetodo descrito en el inciso 4542 donde se realiza la reduccioacuten de los
intervalos por inspeccioacuten la diferencia resalta en el error cometido en el caacutelculo
del LOLE ya que en un caso el error con 24 intervalos es de 4580 y en el
presente caso se reduce a 3916 demostrando que la mejor teacutecnica para
establecer un modelo de plan de mantenimiento para aplicaciones futuras es la
expuesta en este inciso En la figura 49 se presenta la curva de mantenimiento
modificada Cabe anotar que para conseguir una reduccioacuten aun mayor del
nuacutemero de intervalos se debe modificar el plan de mantenimiento de unidades
cada vez maacutes grandes con lo cual se incrementa el error en el caacutelculo del
LOLE ademaacutes se puede observar en la tabla 426 que la unidades a las cuales
se les modifica el plan de mantenimiento en general siguen siendo las maacutes
pequentildeas del sistema de generacioacuten
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Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada
46 Tiempos de caacutelculo
Un aspecto importante a considerar es el tiempo de caacutelculo de la tabla de
probabilidades de capacidades desconectadas e iacutendices de confiabilidad
mediante los meacutetodos exactos y poderlos comparar con los modelos
aproximados En la tabla 428 se presenta los tiempos obtenidos en el proceso
de validacioacuten del programa computacional mediante el sistema de pruebas
IEEE-RTS tanto en su caacutelculo exacto como aproximado
Tiempo de caacutelculo (seg) de la COPT e iacutendices de confiabilidad
Sin Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 170 0340
Iacutendices con carga horaria 3660 0340
Sin Mantenimiento-Con incertidumbre
Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 1115 1420
Con Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Mantenimiento-Exacto de
demanda
COPT 4040 302
Iacutendices con carga pico diaria 2 2
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices
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En la tabla 428 se presenta los tiempos de caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad mediante el modelo exacto y aproximado Como se puede
observar si se utiliza el modelo aproximado de demanda no se puede utilizar el
plan de mantenimiento programado Uno de los objetivos planteados para la
utilizacioacuten de meacutetodos aproximados era la disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo
de la COPT y los iacutendices de confiabilidad en la tabla 428 se puede observar
en el primer caso (ldquoSin Mantenimientordquo) el tiempo de caacutelculo de la COPT es
igual ya que la aproximacioacuten se hace al modelo de demanda pero el tiempo
que se requiere con el modelo aproximado es el 20 del tiempo que se
requiere con el modelo exacto cuando se utiliza la carga horaria el tiempo que
se requiere con el modelo aproximado es uacutenicamente el 093 del tiempo que
requiere el modelo exacto De esta forma se puede observar que mediante la
utilizacioacuten de modelos aproximados se consigue reducir el tiempo de caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad y COPT
Es importante considerar que estos valores pueden variar dependiendo de la
versioacuten del software MatLab y las caracteriacutesticas del computador utilizado En
este caso se ha utilizado la versioacuten 71 de MatLab y un computador marca
TOSHIBA con sistema operativo de 32 bits Windows 7 Ultimate con memoria
RAM de 2GB procesador Pentium Intel Dual-Core de 176 GHz de velocidad
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CAPITULO V
DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL
SNI
51 Introduccioacuten
Para realizar el anaacutelisis de confiabilidad del sistema de generacioacuten del sistema
nacional interconectado ecuatoriano es necesario obtener una base de datos
confiable que permita obtener resultados con la mayor exactitud posible La
informacioacuten debe ser adquirida e investigada en los organismos de control y
operacioacuten del sector eleacutectrico tales como el CENACE CONELEC MEER
(Ministerio de Electricidad y Energiacuteas Renovables) o paacuteginas web de las
empresas a las que pertenezcan las centrales La informacioacuten recaudada se ha
dividido en datos histoacutericos y proyectados los primeros considera los antildeos
2007-2009 en el cual se determina el comportamiento histoacuterico de las centrales
existentes capacidad nominal y efectiva de las unidades probabilidades de
falla tipo de energiacutea primaria utilizada interconexioacuten existente y condiciones
operativas para el mantenimiento se adiciona el antildeo 2010 como histoacuterico el
segundo periodo considera el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 que
considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten a formar parte
del SG Los datos obtenidos seraacuten tabulados y filtrados para detectar posibles
inconvenientes y plantear correcciones
Ademaacutes se plantea aproximaciones en las capacidades de las unidades del
sistema de generacioacuten y plan de mantenimiento programado con el fin de
reducir el tiempo de caacutelculo se modifica las fechas de ingreso de las centrales
del plan de expansioacuten publicado por el CENACE se determina el retiro de
unidades curva tiacutepica de demanda y el requerimiento de la interconexioacuten con
Colombia
52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano
En la tabla 51 se presenta la capacidad del sistema de generacioacuten clasificada
como incluida o no al SNI para el periodo histoacuterico [18] [19] [20]
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Central clasificada por conexioacuten al SNI
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Incluidas al SNI 4 29365 3 90930 4 57872 4 2154 4 81712 4 55438
No incluidas al SNI 59540 446520 62765 46501 67159 49594
Total Sistema de generacioacuten 4 88905 4 35582 5 20637 4 68042 5 48871 5 05032
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten
Antes de iniciar la descripcioacuten de las centrales del SNI se presenta en el
siguiente punto aclaraciones de la base de datos obtenida
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada
5211 Tasa de fallas
En vista que el CENACE y el CONELEC no disponen de la tasa de fallos (FOR)
de cada unidad del sistema y que esta informacioacuten sea segura o verificada se
optoacute por la utilizacioacuten de la base de datos de Generating Availability Data
System (GADS) de la North Electric American Reliability Corporation (NERC)
en la cual se presenta estadiacutesticas para el periodo 2005-2009 para los distintos
rangos de capacidad y tipo de conversioacuten de energiacutea primaria de las centrales
utilizando para las unidades base la tasa de falla (FOR) y para las unidades
ciacuteclicas el Equivalent Forced Outage Rate demand (EFORd) [21] En la tabla
52 se presenta la informacioacuten obtenida de la NERC y los tipos de centrales
que conforman el SG del SNI
North Electric Reliability Corporation (NERC) SG
Ecuatoriano
Clasificacioacuten de la central
Tipo de central o combustible
Nuacutemero de rango
Rango de capacidad
MW
FOR ()
EFORd ()
Tipo de unidades
A Fossil Oil Primary
1 1 a 99 876 - Teacutermica Turbovapor 2 100 a 199 1179 -
B Gas Turbine
1 1 a 19 1667 - Teacutermica
Turbogas 2 20 a 49 1002 -
3 Mayor a 50 699 -
C Combined
Cycle 1
Todos los tamantildeos
59 - Ciclo
Combinado
D Hidraacuteulicas
(Agua)
1 1 a 29 - 773 Hidraacuteulicas
2 Mayor a 30 - 404
E Diesel 1 Todos los tamantildeos
- 1297 Teacutermica MCI
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC
El Sistema de Generacioacuten del SNI Ecuatoriano estaacute formado por los
diferentes tipos de unidades sean estas teacutermicas de motor de combustioacuten
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interna Teacutermicas Turbovapor Teacutermicas Turbogas Teacutermicas ciclo combinado9
e hidraacuteulicas como se muestra en la tabla 52
522 Sistema de generacioacuten del SNI
Las unidades que constan en los boletines estadiacutesticos de los antildeos 2007 2008
y 2009 son presentados en el anexo C11 Para cada antildeo se presenta la
siguiente informacioacuten nombre de la empresa y central nuacutemero de unidades
tipo de unidad potencia nominal y efectiva FOR factor de planta y condicioacuten
operativa En la descripcioacuten del sistema de generacioacuten se considera el antildeo
2009 como antildeo base para los anaacutelisis a largo plazo debido a que es el uacuteltimo
boletiacuten estadiacutestico publicado por el CONELEC para los antildeos 2007 y 2008 se
presenta como base la informacioacuten de capacidades y energiacutea primaria del antildeo
2009 por la razoacuten de presentar variaciones de estos datos en los antildeos 2007 y
2008 En la tabla 53 se presenta las capacidades de las unidades clasificadas
por tipo de central para el antildeo 2009
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2009
Hidraacuteulica 2 05501
Teacutermica MCI 61537
T turbogas 94394
T turbovapor 5528
Interconexioacuten 650
Capacidad nominal total 4 81712
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la figura 51 se presenta los porcentajes de cada uno de los tipos de central
en funcioacuten de la capacidad total en el antildeo 2009 Se observa que las unidades
hidraacuteulicas constituyen el 493 del sistema de generacioacuten para las unidades
teacutermicas MCI el 147 teacutermicas turbogas el 2265 finalmente las unidades
turbovapor con el 1327
9 Este tipo de unidades son ingresadas en el plan de expansioacuten
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Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje
53 Interconexiones internacionales
Las interconexiones internacionales de electricidad brindan a los paiacuteses que las
realizan beneficios tales como exportacioacuten de excedentes de energiacutea aumento
de seguridad en ambos sistemas eleacutectricos y mejoras en la calidad de servicio
[22] A partir del 2003 empezoacute el intercambio de energiacutea eleacutectrica de nuestro
paiacutes con paiacuteses vecinos en la tabla 54 se presenta las caracteriacutesticas de las
interconexiones
Interconexioacuten Liacutenea de transmisioacuten Nuacutemero de circuitos
Voltaje (KV)
Capacidad (MW)
Longitud (km)
Ecuador ndash Colombia
Pasto - Quito 2 230 250 135
Pomasqui- Jamondino 2 230 250 2126
Tulcaacuten - Panamericana 1 138 35 155
Ecuador-Peruacute Zorritos- S Ildefonso 1 230 100 134
Capacidad total (Mw) 635
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia
Interconexioacuten 230KV
La primera etapa de la Interconexioacuten con Colombia entroacute en operacioacuten el 1
marzo del 2003 entre Pasto (Colombia) y Quito (Ecuador) actualmente tiene
una capacidad maacutexima de 250 MW en 230 KV con doble circuito [23]
En la segunda etapa de la interconexioacuten Betania-Altamira-Mocoa-Pasto-
Frontera-Pomasqui con una capacidad de 250 MW participaron las empresas
CELEC-Transelectric de Ecuador y Empresa de Energiacutea de Bogotaacute con la
autorizacioacuten del CONELEC y del Ministerio de Minas y Energiacutea de Colombia
La liacutenea fue inaugurada en el mes de mayo de 2008 permitiendo duplicar la
capacidad de transferencia de energiacutea eleacutectrica de 250 MW a 500 MW En el
lado ecuatoriano la obra consistioacute en la ampliacioacuten de las subestaciones
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Pomasqui y Santa Rosa ademaacutes de la construccioacuten de la liacutenea de transmisioacuten
Pomasqui-Frontera II de doble circuito de 135 km de longitud [24]
Interconexioacuten 138KV
La interconexioacuten con Colombia a 138 KV entroacute en servicio el 4 de octubre de
2001 comprende una LT a simple circuito con una capacidad de 35 MW que
une las subestaciones Tulcaacuten ndash Panamericana esta liacutenea tiene una longitud
de 155 Km [25]
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute
La Interconexioacuten con Peruacute estaacute disponible desde diciembre del 2004 con
posibilidad de entregar hasta 100 MW a 230 KV comprende la LT Zorritos- S
Ildefonso con una longitud de 134 Km con un circuito
54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI
La informacioacuten del plan de mantenimiento programado proporcionada por el
CENACE para el periodo 2007-2010 fue tabulada y es mostrada en el Anexo
C12 en la cual se presenta el nombre de la central unidad en mantenimiento
capacidad de la unidad hora de inicio y finalizacioacuten del mantenimiento acorde
a la estructura que se explicoacute en el capiacutetulo 3 referente a ingreso de datos de
mantenimiento El inconveniente encontrado en la tabulacioacuten se presenta
variacioacuten en la capacidad nominal de las unidades con respecto a los boletines
estadiacutesticos por lo cual se consideroacute al antildeo 2009 como capacidad base
debido a que al ingresar al programa computacional debe existir coherencia
con las capacidades de las unidades que forman el sistema de generacioacuten y
las que ingresan a mantenimiento
55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten
Dentro del ldquoPlan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 (PME)rdquo publicado por el
CONELEC se contempla los proyectos con posibilidades de ejecutarse y entrar
en operacioacuten Los proyectos considerados son los que cumplen las siguientes
condiciones [24]
1 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en construccioacuten Se incluyen en este
grupo aquellos proyectos cuya construccioacuten se encuentra paralizada por
diversas causas
2 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con contrato firmado con el
CONELEC que auacuten no inician la construccioacuten
3 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con certificado de concesioacuten o
permiso (traacutemite previo a la firma de contrato) otorgado por el
CONELEC
4 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en traacutemite o que han sido priorizados
por el actual gobierno
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5 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica de la cuenca del Guayllabamba y
Zamora
Con los proyectos que cumplen estas condiciones el CONELEC ha realizado
un estudio de priorizacioacuten y seleccioacuten de proyectos de generacioacuten eleacutectrica
para satisfacer el crecimiento de la demanda para los escenarios de
crecimiento menor medio y mayor bajo la consideracioacuten de la tercera
hipoacutetesis10 que establece ldquola revisioacuten de demandas de cargas especiales
proyectos piloto de cocinas de induccioacuten y calefones hasta la entrada en
operacioacuten de Coca Codo Sinclairrdquo [24] Para los retiros de unidades del sistema
de generacioacuten el CONELEC consideran aquellas unidades generadoras que
no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten del CENACE y para las
cuales no se ha solicitado financiamiento para rehabilitacioacuten o mejoras en el
SIP11 del SENPLADES
Para el Caso 1 que considera el crecimiento de demanda menor con
importacioacuten se presenta en la tabla 55 y 56 los posibles retiros e ingresos de
unidades respectivamente
Antildeo de Salida
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
2009 agosto Power Bargue 1 Ulysseas Inc Privado Barcaza 24
2016 enero Aniacutebal Santos (Gas) CATEG-G Publico T Turbogas 92
2017 enero G Zeballos Electroguayas Publico T Turbogas 20
2018 enero V G Zeballos Electroguayas Publico T Turbovapor 146
Capacidad retirada 282
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
10
Tercera Hipoacutetesis Incorporacioacuten progresiva de la coccioacuten y calentamiento de agua mediante la sustitucioacuten del gas licuado de petroacuteleo (GLP) como fuente energeacutetica para utilizar dispositivos que utilicen electricidad cocinas de induccioacuten duchas y calefones eleacutectricos entre los principales Esta constituye una de las maacutes importantes intervenciones que considera la Matriz Energeacutetica elaborada por el Ministerio de Electricidad y Energiacutea Renovable 11 Sistema de Inversioacuten Puacuteblica
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Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW) E Media (GWh)
2010 enero Residuo 1 No Publico T 50 3524
2010 abril Mazar CELEC-Hidropaute Publico H 160 800
2010 julio Cuba manta Miraflores
CELEC-Termopichincha Publico T 204 1435
2011 enero Baba Hidrolitoral SA Publico H 42 161
2011 enero San Joseacute de
minas San Joseacute de Minas SA Privado H 6 37
2011 enero Residuo 2 No Publico T 100 700
2011 julio Ocantildea Elecaustro SA Publico H 26 1923
2012 enero Esmeraldas CELEC-
Termoesmeraldas Publico T 144 1 000
2012 enero Chorrillos Hidrozamora SA Publico H 4 21
2012 enero Ciclo
combinado 1 Publico T 87 600
2012 marzo San Joseacute de
Tambo Hidrotambo SA Privado H 8 505
2012 junio TG Natural 1
Publica T 100 700
2012 julio Sushufindi CELEC-
Termoesmeraldas Publica T 135 800
2012 julio Topo Pemaf Ciacutea Ltda Privado H 23 154
2012 agosto Mazar-Dudas Hidroazogues SA Publica H 209 1465
2012 diciembre Sigchos Hidroeleacutectrica Sigchos Privado H 174 1251
2012 diciembre Apaquiacute Current Energy of
Ecuador SA Privado H 36 2347
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
2013 enero Victoria Hidrovictoria SA Privado H 10 63
2013 enero Pilaloacute Hidroeleacutectrica Pilaloacute Privado H 93 70
2013 junio Chontal Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 72 444
2014 enero Angamarca Hidroeleacutectrica Angamarca
Privado H 66 320
2014 marzo Toachi Pilatoacuten Hidrotoapi SA Publico H 228 1 190
2014 abril Sopladora CELEC-Hidropaute Publico H 487 2 560
2014 junio La unioacuten Enerjubones SA Publico H 80 4 45
2014 septiembre Quijos E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 40
2014 septiembre Baeza E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 33
2015 abril Chespi Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 167 1 000
2015 abril Coca Codo
Sinclair Hidroeleacutectrica Coca
Codo S Publica H 1 500 7 933
2015 junio Minas Enerjubones SA Publica H 273 1 372
2015 junio Villadora Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 270 1 595
2017 enero Cardenillo Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 400 2 100
Capacidad adicionada 4 658 26 073
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 80
Para el CASO 2 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento medio de demanda con importacioacuten se considera los mismos ingresos y retiros del CASO 1 con la adicioacuten de tres proyectos que son presentados en la tabla 57
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
Energiacutea Media (GWh)
2013 enero Ciclo Combinado No Publico T 60 400
2013 enero Angamarca Sinde Hidronacioacuten SA Publico H 29 208
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
Capacidad adicionada 105 698
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten
Para el CASO 3 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento alto de demanda con
importacioacuten se considera los ingresos y retiros del CASO 2 con la adicioacuten de
un proyecto que es presentado en la tabla 58
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia (MW)
Energiacutea Media (GWh)
2011 enero Residuo 3 No Publico T 100 700
Capacidad adicionada 100 700
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten
56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de
generacioacuten
Previoacute a la determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad se realizaraacute
aproximaciones en las capacidades y mantenimientos de las unidades que
permiten una reduccioacuten considerable en el tiempo de caacutelculo El retiro de
unidades se fundamenta en los factores de planta del periodo 2006-2009 y el
cumplimiento del tiempo de vida de los equipos e instalaciones
electromecaacutenicas para cada tipo de unidad publicado por el CONELEC
ademaacutes se considera los retiros de las unidades que se publican en el plan
maestro de electrificacioacuten finalmente se determina los requerimientos de
capacidad de la interconexioacuten con Colombia para cada uno de los antildeos del
periodo de anaacutelisis 2010-2020 sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009
Las capacidades nominales de las unidades que se encuentran disponibles
para los antildeos 2007-2009 no siempre presentan valores enteros de potencia en
MW tenieacutendose algunas con valores racionales que al momento de ser
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utilizados en el programa CIC-SG incrementan el nuacutemero de estados de la
COPT y el tiempo de caacutelculo de una forma considerable
La solucioacuten planteada considera aproximar las capacidades nominales de las
unidades a valores enteros la forma de aproximar se explica a continuacioacuten
Se agrupoacute las unidades por tipo de central y tasa de falla obtenieacutendose 10
grupos12 En cada grupo se procedioacute a obtener el menor entero de la potencia
de cada unidad luego se obtiene la diferencia de potencia entre el valor real y
el menor entero se suma dichos valores obteniendo una diferencia por grupo
esta diferencia se distribuyoacute en las unidades iniciando con aquellas cuyo valor
real se encuentre maacutes cercano al mayor entero hasta distribuir en lo posible la
diferencia total en las unidades de su respectivo grupo
Para validar esta aproximacioacuten se procedioacute a calcular los resultados reales y
aproximados para varios grupos de unidades escogidas de forma aleatoria
obtenieacutendose los resultados presentados en la tabla 59 en esta se presenta el
nuacutemero total de unidades que fueron consideradas en cada caso y de estas
cuaacutentas unidades tienen valores de potencia entera y racional para el caacutelculo
del LOLE se utilizoacute una demanda pico de 1 000 MW aplicada a la curva de
carga en por unidad del antildeo 2008 Las unidades utilizadas son presentadas en
el anexo C13
Caso
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
entera
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
racional
Nuacutemero total de
unidades
Tiempos de caacutelculo (Seg)
Nuacutemero de estados de la
COPT LOLE(diacuteasantildeo)
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Error absoluto
()
1 8 10 18 7264 033 23 555 721 363536 363536 0
2 20 12 32 6917
3 183 71 977 1 318 230311 228616 0740
3 37 14 51 26526 155 177037 3 069 106E-20 105E-20 0743
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
En la tabla 59 se aprecia los resultados obtenidos de utilizar las capacidades
exactas y aproximadas de las unidades Para el primer caso se considera el
555 de unidades con valores de potencia racionales respecto al total de
unidades en el segundo caso este porcentaje se reduce al 375 finalmente
para el uacuteltimo caso el porcentaje es de 2745 El error cometido en los tres
casos es inferior a la unidad
12 El nuacutemero de grupos es acorde a la tabla 54 no se considera ciclo combinado debido a que esta central forma parte del plan de expansioacuten
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Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado
En la figura 52 se observa los tiempos de caacutelculo para el caso exacto y
aproximado presentaacutendose una considerable diferencia en los tiempos de
caacutelculo con una reduccioacuten del 99 en promedio
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado
En la figura 53 se observa que para el primer caso se obtiene 23 555 estados
y para el uacuteltimo caso 177 037 incrementaacutendose en un 7518 pero al
compararlos con los estados del meacutetodo aproximado se observa que este
uacuteltimo presenta una reduccioacuten del 97 en el nuacutemero de estados por lo cual la
variacioacuten en el tiempo de caacutelculo es justificable
Una vez justificada la aplicacioacuten del meacutetodo aproximado planteado se presenta
en el anexo C14 C15 y C16 los sistemas de generacioacuten para los antildeos 2007
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2008 y 2009 respectivamente En cuanto al sistema de generacioacuten del antildeo
2010 al no tener informacioacuten detallada de las centrales disponibles en los
organismos de control este se estructura considerando las unidades que se
encuentran habilitadas en el boletiacuten estadiacutestico 2009 y ademaacutes se adicionoacute las
centrales U2 de Chimbo U1 de Miraflores y la central Pascuales II que
aparecen en el despacho econoacutemico hasta el 21 de Agosto de 2010 en la tabla
510 se presentan las caracteriacutesticas de estas unidades
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia
Nominal MW FOR
Miraflores 1 1 3 01297
Chimbo U2 1 1 00773
Pascuales II TM1 1 22 01002
Pascuales II TM2 1 23 01002
Pascuales II TM3 1 23 01002
Pascuales II TM4 1 23 01002
Pascuales II TM5 1 23 01002
Pascuales II TM6 1 23 01002
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco
En las centrales hidraacuteulicas se debe considerar que la potencia instalada no
siempre estaacute disponible en su totalidad ya que en los periodos secos la
pluviosidad en las cuencas de los riacuteos disminuye de tal manera que solamente
se puede utilizar un porcentaje de la potencia instalada
En esta tesis se analiza de una forma sencilla la capacidad disponible en las
centrales hidraacuteulicas maacutes grandes que posee el sistema nacional en los
periodos lluvioso y seco Para esto se determinoacute la potencia promedio
despachada en cada uno de los periodos por las centrales hidraacuteulicas
consideradas para los antildeos 2007-2009 Los valores obtenidos han sido
considerados como las potencias disponibles de las unidades
En la figura 511 se muestran los valores corregidos de la potencia de las
unidades en la central Paute se puede observar que la potencia promedio
despachada en los diferentes periodos variacutea considerablemente en las demaacutes
centrales no existe un diferencia considerable entre los despachos promedio de
los periodos por lo cual se ha considerado el promedio para todo el antildeo
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Central Unidad Potencia (MW) por periodo
Lluvioso Seco
Paute
U1 95 60
U2 95 60
U3 95 60
U4 95 60
U5 95 60
U6 109 69
U7 109 69
U8 109 69
U9 109 69
U10 109 69
Agoyaacuten U1 72 72
U2 72 72
Pucaraacute U1 33 33
U2 32 32
San Francisco U1 103 103
U2 103 103
Marcel Laniado
U1 55 55
U2 55 55
U3 55 55
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio
Estos valores se utilizan para el periodo histoacuterico y proyectado con la
excepcioacuten del antildeo 2007 donde la capacidad promedio de la central San
Francisco disminuye a 72 MW
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten
En los mantenimientos programados presentados para el periodo 2007-2010
se observa que existen unidades con tiempos de mantenimiento menores a 5
diacuteas y capacidades entre 1 y 10 MW esto permite aplicar meacutetodos
aproximados en el mantenimiento estudiados en el capiacutetulo 4 Para justificar la
validacioacuten de estos meacutetodos se presenta en la tabla 512 los casos de anaacutelisis
considerados ya que cada sistema tiene un comportamiento diferente y no se
puede asumir la validez de un meacutetodo a cualquier sistema
En el primer caso no se considera los mantenimientos menores o iguales a un
diacutea para el segundo caso no toma en cuenta aquellos menores o iguales a 2
diacuteas para el tercer caso inferiores o iguales a 3 diacuteas en el cuarto caso
inferiores a 4diacuteas para este uacuteltimo al cometer un error considerable solo se
establece como maacuteximo eliminar los mantenimientos inferiores o iguales a 3
diacuteas En el quinto caso no se considera mantenimiento de aquellas unidades
cuya capacidad es igual a 1 MW independientemente del tiempo en
mantenimiento tambieacuten se incluye en el anaacutelisis al caso 3 finalmente para el
caso 6 no se considera mantenimiento de unidades menores o iguales a 2 MW
y el caso 3
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Consideraciones Tiempos de
caacutelculo Nuacutemero de
COPT LOLE
(diacuteasantildeo) Error
absoluto ()
Exacto 542E+03 272 3308
Apro
xim
ad
o
Caso 1 417E+03 217 323024 235
Caso 2 358E+03 197 317697 396
Caso 3 202E+03 176 311211 592
Caso 4 427E+04 159 299724 939
Caso 5 195E+03 167 308319 680
Caso 6 289E+03 158 307569 702
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado
En la tabla 512 se presenta el caacutelculo del LOLE con el sistema de generacioacuten
del antildeo 2009 con su respectivo plan de mantenimiento en los primeros tres
casos se comete un error maacuteximo en el LOLE de 592 para el cuarto caso
se presenta un error del 939 por lo cual los paraacutemetros de esta
aproximacioacuten no se consideran en los casos posteriores para el quinto y sexto
caso se comete un error en el caacutelculo de los iacutendices de 7 en el LOLE
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado
En cuanto al tiempo de caacutelculo se aprecia en la figura 54 una reduccioacuten del
531 en el caso 3 y una reduccioacuten del 354 en el caso 6 ambos con
respecto al caso exacto esta reduccioacuten implica que el nuacutemero de COPTs se
reduce proporcionalmente como se aprecia en la figura 55
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Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado
El nuacutemero de COPTs para el caso 3 es de 197 presentaacutendose una reduccioacuten
del 353 y para el caso 6 se obtiene 158 tablas con una reduccioacuten del 416
respecto al exacto por lo cual se aprecia un decrecimiento exponencial Para el
estudio se considera los paraacutemetros del caso 6
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de expansioacuten del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC para el periodo 2009-2020 hasta el
presente antildeo esta informacioacuten ha sufrido alteraciones en los avances de
ejecucioacuten de las obras o traacutemites pertinentes por lo cual se investigoacute la
situacioacuten actual de los proyectos para determinar las posibles fechas de
ingreso tambieacuten fue necesario investigar el nuacutemero de unidades de cada
central con sus respectivas potencias nominales debido a que en el plan de
expansioacuten solo se presentan en algunos casos esta informacioacuten se obtuvo de
la paacuteginas web de las empresas encargadas de los proyectos o publicaciones
de medios escritos
En el anexo C17 se presenta las nuevas fechas de ingreso de los proyectos
nuacutemero de unidades energiacuteas primarias y las capacidades nominales por
unidad para las unidades de las hipoacutetesis 1 y 3 del plan de expansioacuten
En funcioacuten de la investigacioacuten realizada se considera dos escenarios de
anaacutelisis para el plan de expansioacuten que se explican a continuacioacuten
Escenario de anaacutelisis 1
Considera todos los proyectos del anexo C17 en los cuales se ha
investigado las fechas de ingreso de los proyectos
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Escenario de anaacutelisis 2
Tambieacuten se debe considerar que no todos los proyectos seraacuten construidos
en las fechas presentadas por lo cual se investigoacute aquellos con mayores
posibilidades de ejecutarse e ingresar a formar parte del sistema de
generacioacuten dentro de estos se consideroacute aquellos que se encuentran en
etapa da construccioacuten seguacuten el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020
que seraacuten impulsados por el gobierno nacional y que constan en el Plan de
Inversioacuten para el antildeo 2011 en la SENPLADES dichos proyectos son
Mazar Ocantildea Baba San Joseacute de Minas Esmeraldas Toachi Pilatoacuten
Mazar Dudas Coca Codo Sinclair Sopladora La Unioacuten y Minas [18] [19]
[20] [21] Para aquellos proyectos que no han sido citados en este escenario
no se considera sus ingresos
Mantenimiento programado
Al tratarse de proyectos que posiblemente ingresaraacuten al sistema de generacioacuten
en antildeos futuros es necesario asignar un plan de mantenimiento a dichas
unidades El proceso de asignacioacuten se realizoacute en funcioacuten de los planes de
mantenimiento de las unidades existentes iniciando con la comparacioacuten de los
tiempos de mantenimiento en los antildeos 2008-2010 para eliminar los valores de
diacuteas que se encuentran alejados de la media
Se procedioacute a agrupar las unidades de acuerdo a su tipo capacidad y FOR
para los antildeos 2008-2010 en este proceso se consideroacute solo el tipo de
unidades que forman parte del plan de expansioacuten Finalmente se obtuvo el
tiempo promedio de mantenimiento de cada grupo ver tabla 513
Tipo de central Rango de capacidad MW FOR Tiempo promedio (diacuteas) Promedio
total 2008 2009 2010
Hidraacuteulica 0 a 29 00773 70 101 49 73
mayor a 29 00404 78 129 68 92
Teacutermicas MCI todos los tamantildeos 01297 114 211 173 166
Ciclo Combinado
todos los tamantildeos 0059 - - - -
Turbo gas mayor a 50 00699 112 135 123 123
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central
En la tabla 513 no se presenta los tiempos promedios para las centrales
teacutermicas MCI con rango de capacidad de 100 a 199 MW y para las unidades
de ciclo combinado por lo que se asume en ambos casos los tiempos de las
centrales teacutermicas MCI de 0 a 99 MW
Una vez determinado los tiempos del plan de mantenimiento para cada unidad
es necesario especificar en queacute periodo del antildeo se ejecutaraacuten por lo cual se
realizoacute una investigacioacuten de los requerimientos energeacuteticos durante el antildeo
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presentaacutendose un periacuteodo de estiaje que contempla entre octubre y marzo en
este periacuteodo se plantea ejecutar los planes de mantenimientos de la unidades
hidraacuteulicas y fuera de este periodo los planes de mantenimiento de las
unidades teacutermicas En la anexo C18 se presenta las unidades del plan de
expansioacuten con su respectivo plan de mantenimiento programado
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de retiro de unidades del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 en el sustento de dichos retiros ldquose consideran solo aquellas
unidades generadoras que no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten
del CENACE y para las cuales no se ha solicitado financiamiento para
rehabilitacioacuten o mejoras en la SENPLADESrdquo [22]
En esta tesis ademaacutes se plantea el retiro de unidades en funcioacuten de los
siguientes criterios
Considerar el cuadro de vidas uacutetiles para cada tipo de unidad del SG
aprobado por el CONELEC [23] ver tabla 514
En cuanto a las centrales hidraacuteulicas en el peor de los casos al
sobrepasar el tiempo de vida uacutetil publicado por el CONELEC se puede
realizar un remplazo total de equipos para no perder la inversioacuten original
en obras civiles por lo cual no se consideran en el anaacutelisis de retiros
Las unidades teacutermicas son consideradas en los posibles retiros debido
a que este tipo de unidades son las que la mayor parte del tiempo se
encuentran indisponibles en el periodo histoacuterico y que tienen un alto
impacto ambiental
En el Anexo C59 se presenta las centrales teacutermicas con su respectivo antildeo
de ingreso a operacioacuten vida uacutetil maacutexima y posible antildeo de salida13 En esta
tabla tambieacuten constan aquellas unidades para las cuales no se encontroacute
informacioacuten y por lo tanto no se considera su posible retiro
Cuadro de vidas uacutetiles
Hid
ro
gt 5
0 M
W
Hid
ro
5 ndash
50 M
W
Hid
ro
05
ndash 5
MW
Hid
ro
0 -
05
MW
Vap
or
MC
I
lt 5
14rp
m
MC
I
514 -
900
rpm
MC
I
gt 9
00rp
m
Gas
Ind
ustr
ial
Gas
Jet
Equipos e Instalaciones Electromecaacutenicas
35 33 30 20 30 15 14 6 20 6
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC
13 Ademaacutes se presenta la paacutegina web de donde se obtuvo la informacioacuten
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Considerando los antildeos de vida uacutetil que se muestran en la tabla 514 se
presenta en el anexo C510 el anaacutelisis de retiros de las unidades teacutermicas para
las cuales se obtuvo informacioacuten del antildeo de ingreso a operacioacuten ademaacutes se
presenta un factor de planta promedio de los antildeos 2006-2009 [24] que se utiliza
para determinar un aproximado de las horas de operacioacuten que tendriacutean hasta
el antildeo 2020 las centrales Guangopolo y G Hernaacutendez deberiacutean retirarse en el
2010 pero el inconveniente se encuentra en que la capacidad a retirar es de
53 MW y no se presenta ingresos de generacioacuten considerables hasta el antildeo
2013 por lo cual se procede a retirar las centrales iniciando con la salida de
G Hernaacutendez y Guangopolo en el antildeo 2012
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda
5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda
Para calcular los iacutendices de confiabilidad es necesario contar con una base de
datos de demandas maacuteximas diarias u horarias histoacutericas con esta
informacioacuten se obtiene un modelo de curva de carga que represente el
comportamiento histoacuterico de la demanda y que permita proyectar la carga
para los proacuteximos 16 antildeos
En el anexo C111 se presenta los valores de demanda maacutexima diaria para el
periodo 2004-2009 que fueron obtenidos del CENACE en esta informacioacuten se
presenta problemas en el antildeo 2009 donde ocurre racionamientos desde el 5
de noviembre hasta el 22 de enero de 2010 como se aprecia el
comportamiento en la figura 56
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009
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En el anaacutelisis para determinar la curva tipo que seraacute utilizada para modelar la
demanda en los antildeos futuros no se considera el antildeo 2009 por no tener la
curva de carga real desde el mes de noviembre Cada antildeo se consideroacute como
un posible modelo de curva de carga tipo ya que todas tienen baacutesicamente el
mismo comportamiento como se muestra en el anexo C112 14
Para determinar la curva de demanda modelo se expresoacute la demanda de cada
uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en por unidad con base en su
respectiva demanda maacutexima A cada una de estas curvas se la multiplicoacute por la
demanda maacutexima de los antildeos restantes es decir si se utiliza como curva tipo
el antildeo 2004 se la multiplicaraacute por las demandas maacuteximas del antildeo 2005 2006
2007 y 2008 obtenieacutendose cuatro curvas aproximadas para dichos antildeos luego
se determinoacute la desviacioacuten estaacutendar de estas curvas con respecto a las reales
del respectivo antildeo mediante la ecuacioacuten 51 Tambieacuten se comparoacute la energiacutea
real y aproximada de cada antildeo
Donde
Media aritmeacutetica
Nuacutemero de datos
Antildeos de anaacutelisis
Curva de carga en por unidad
2004 2005 2006 2007 2008
2004 - 12944 12130 12714 12446
2005 13069 - 12410 12341 11897
2006 13345 13522 - 13421 13080
2007 14330 13777 13749 - 13593
2008 14438 13669 13791 13990 -
Desviacioacuten promedio 13796 13478 13020 13116 12754
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo
En la tabla 515 se presenta la desviacioacuten estaacutendar resultante al utilizar la curva
tipo de cada uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en funcioacuten de los
resultados obtenidos se determina que la curva de carga en por unidad del antildeo
2008 es la maacutes adecuada debido a que la desviacioacuten estaacutendar es menor
Un segundo criterio se basa en el error cometido en la energiacutea cuya forma de
calcular sigue el procedimiento anteriormente explicado con la salvedad que
se calcula energiacutea en la tabla 516 se presenta el anaacutelisis
14 Las demandas horarias fueron adquiridas de la informacioacuten entregada por el CENACE
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Antildeos base de demanda (curvas tipo)
Antildeo Energiacutea
real GWh
2004 2005 2006 2007 2008
GWh error GWh error GWh error GWh error GWh error
2004 77179 0 0 80595 443 77820 083 79080 246 79377 285
2005 81373 77925 424 0 0 78572 344 79844 188 80144 151
2006 85617 84913 082 88671 357 0 0 87005 162 87331 200
2007 89135 86993 240 90843 192 87715 159 0 0 89466 037
2008 92078 89774 250 93492 154 90272 196 91735 037 0 0
Error promedio
210
214
166
1781
115
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas
En la tabla 516 se presenta el error cometido calculado mediante la ecuacioacuten
52 al utilizar las curvas de demanda tipo de cada uno de los antildeos del periodo
2004-2008 y la energiacutea real de cada uno de los antildeos considerados en el
anaacutelisis
En ambos procesos realizados para determinar la curva tiacutepica de demanda se
concluye que para el primer anaacutelisis la curva en por unidad que tiene el menor
valor de desviacioacuten estaacutendar es el 2008 en el segundo anaacutelisis se presenta el
menor error para las curvas en por unidad del los antildeos 2006 y 2008 por lo cual
se escogioacute el antildeo 2008 Para realizar la correccioacuten de la curva de carga diaria u
horaria del antildeo 2009 se plantea la utilizacioacuten del modelo de carga tiacutepica del
2008 con un pico de carga maacuteximo de 2 909 MW a partir del diacutea 309 u hora
7416
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025
Una vez determinado el modelo de curva tiacutepica de la demanda del sistema se
procede a proyectar la demanda para el periodo 2010-2025 en base a la
informacioacuten publicada en el Plan Maestro de electrificacioacuten 2009-2020 En la
tabla 517 se presenta la proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten que
publica el CONELEC [22] con escenarios de crecimiento menor y mayor
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Antildeos de anaacutelisis
Demanda de potencia (MW)
Menor Mayor
2009 2 883 2 933
2010 3 036 3 121
2011 3 234 3 376
2012 3 354 3 558
2013 3 477 3 746
2014 3 601 3 940
2015 3 839 4 253
2016 4 110 4 605
2017 4 371 4 953
2018 4 626 5 302
2019 4 849 5 625
2020 5 037 5 919
Crecimiento 2008-2020
5 640
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten
Para obtener la demanda proyectada para los antildeos del periodo 2010-2025 se
considera la curva tiacutepica diaria u horaria en por unidad del antildeo 2008 y los picos
de carga para el menor y mayor escenario de la tabla 517 Para los antildeos
2021 a 2025 se considera una tasa de crecimiento constante de 5 para el
menor escenario y 64 para el mayor escenario de carga
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV
La interconexioacuten con Colombia fase I y II es modelada por los organismos de
control mediante un generador de potencia variable con capacidad efectiva de
500 MW que ingresa al proceso de despacho econoacutemico para determinar en
funcioacuten del costo variable de produccioacuten si se realiza la transferencia
internacional de energiacutea En la figura 57 se presenta el modelo utilizado para
el presente estudio
Generador
de potencia
variable
125 MW
125 MW
125 MW
125 MWSNIE
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia
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En el presente trabajo se modela la interconexioacuten con Colombia como un
generador de potencia variable cuya maacutexima potencia es igual a la capacidad
de las liacuteneas de transmisioacuten Ademaacutes se asume la total disponibilidad de
energiacutea por parte del sistema de generacioacuten Colombiano
La energiacutea despachada por medio de la interconexioacuten se determina como la
diferencia entre la energiacutea requerida por la carga y la producida por el sistema
ecuatoriano en un determinado periodo de tiempo con lo cual se determina la
potencia media requerida de las liacuteneas de transmisioacuten en dicho periodo
Ademaacutes se asume que cada una de las cuatro liacuteneas de transmisioacuten tiene una
capacidad de 125 MW como se muestra en la figura 57
La tasa de salida forzada del generador equivalente dependeraacute de la potencia
media requerida es decir si la potencia media requerida es menor a la
capacidad de una liacutenea se asume los cuatro circuitos en paralelo desde el
punto de vista de la confiabilidad por el contrario si la potencia media
requerida es mayor a la capacidad de tres liacuteneas se asumen los cuatro circuitos
en serie Para la asignacioacuten de la tasa de falla se considera la capacidad de la
interconexioacuten obtenida y la tabla de probabilidades de falla de la liacutenea
Cabe recalcar que la aproximacioacuten utilizada es baacutesica por lo cual se
recomienda realizar un estudio maacutes detallado que permita determinar la
energiacutea de la cual se podriacutea disponer en un determinado periodo Ademaacutes en
esta aproximacioacuten se asume una potencia media durante un determinado
periodo de tiempo siendo este no del todo praacutectico ya que se puede requerir
diferentes valores de potencia
El modelo de la interconexioacuten propuesto se ha divido en dos periodos de
anaacutelisis el primero denominado periodo histoacuterico que considera los
requerimientos de energiacutea producidos en cada uno de los periodos (lluvioso y
seco) desde el 2007 al 2009 de dichas energiacuteas se obtiene una potencia
promedio por periodo que seraacute la capacidad media de la interconexioacuten con su
respectiva tasa de salida forzada
Para el periodo proyectado que considera los antildeos 2010 al 2025 se considera
la energiacutea promedio que las unidades disponibles podriacutean producir Ademaacutes
en cada antildeo se adiciona las energiacuteas promedio que cada uno de los proyectos
que se incorporaran al SNI podriacutean producir y el incremento de energiacutea que la
represa Mazar produciraacute en la central Molino y el incremento de energiacutea en la
central Marcel Laniado por el proyecto Baba
Debido a que no todos los proyectos ingresariacutean al SNI al inicio de cada antildeo
los antildeos del periodo proyectado se han divido en intervalos que estaacuten
determinados por las fechas de ingreso de las nuevas centrales por lo tanto el
incremento de la energiacutea se lo realiza despueacutes del ingreso de la central y no
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Joseacute Pachari P 94
con la energiacutea promedio que la central podriacutea producir en el antildeo sino con el
porcentaje correspondiente al tiempo durante el cual la unidad estariacutea
disponible en ese antildeo
Para determinar la potencia promedio para el periodo proyectado de la
interconexioacuten se considera la energiacutea proyectada para los antildeos 2010-2020
publicada en el Plan maestro de electrificacioacuten 2009-2020 del CONELEC a
esta energiacutea se le resta la energiacutea proyectada que el sistema de generacioacuten
puede producir obteniendo una energiacutea promedio requerida de la interconexioacuten
de esta se obtendraacute la potencia promedio de la interconexioacuten El alcance del
plan maestro de electrificacioacuten no cubre todo el periodo de anaacutelisis establecido
en el presente estudio por lo que se considera para los antildeos 2021 al 2025 el
requerimiento de la interconexioacuten del antildeo 2020
5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de
la liacutenea de interconexioacuten
Se considera la tasa de falla del generador de potencia variable como la tasa
de salida de las liacuteneas de transmisioacuten de 230KV que se presenta en la
publicacioacuten IEEE 1979 [25]
Donde
Tasa de salida
Longitud de la liacutenea (millas)
Remplazando la longitud de la liacutenea presentada en la tabla 54 en la ecuacioacuten
53 se obtiene con una duracioacuten de salida15 de 24 horas
resultando la tasa de reparacioacuten con los valores de tasa de
salida obtenida anteriormente se asume como la tasa de falla se remplaza en
la ecuacioacuten 54 obteniendo la indisponibilidad
Para modelar los cuatro circuitos en paralelo de las liacuteneas de interconexioacuten se
utiliza la distribucioacuten binoacutemica ecuacioacuten 55 considerando cada componente
con dos estados posibles como se presenta en la tabla 518
15Se plantea esta duracioacuten de salida en base a un ejercicio planteado en la referencia 9 con condiciones similares
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Nuacutemero de estado
Capacidad MW
Probabilidad de ocurrencia
1 0
099798
2 125
000202
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten
Donde
Probabilidad de estado de eacutexito
Probabilidad de fallo
Nuacutemero de elementos en estado de eacutexito
Nuacutemero de liacuteneas consideradas
Al remplazar la informacioacuten pertinente en la ecuacioacuten 55 se obtiene la tabla
de probabilidades para las 4 liacuteneas de interconexioacuten con su respectiva
capacidad desconectada ver tabla 519 Esta tabla seraacute utilizada para los
periodos de anaacutelisis histoacuterico y proyectado
Nuacutemero de
Liacuteneas
Capacidad disponible MW
Probabilidad
eacutexito
Probabilidad
falla
4 500 09920000 00080000
3 375 09999754 00000246
2 250 09999999 3320E-08
1 125 1 1680E-11
0 0 1 0
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten
5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico
En la tabla 520 se presenta los requerimientos que se produjo en el periodo
histoacuterico para los antildeos 2007 al 2009
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Interconexioacuten Energiacutea (GWh-mes)
Meses del antildeo 2007 2008 2009
Enero 11386 7140 9845
Febrero 10232 2087 7393
Marzo 8265 781 17543
Abril 4561 1258 17543
Mayo 5042 565 11645
Junio 3461 2291 6530
Julio 8542 749 3534
Agosto 6850 6838 9855
Septiembre 7091 7487 14966
Octubre 4776 7081 5190
Noviembre 7208 3009 4951
Diciembre 9253 11550 2542
Energiacutea Gwh-antildeo 86667 50836 111536
Potencia media MW Enero-Marzo
129 46 108
Potencia media MW Abril-Septiembre
78 44 146
Potencia media MW Octubre-Diciembre
93
100 57
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009
En funcioacuten de la potencia media de la interconexioacuten presentada en la tabla 520
y la tabla 519 de probabilidades de falla de las liacuteneas de transmisioacuten se
determina que para las potencias media mayores a 125 MW la tasa de fallos
para la interconexioacuten es de 332e-8 y para la potencias medias menores a 125
MW la tasa de fallos de 168e-11
5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado
Para realizar el anaacutelisis de la capacidad de interconexioacuten requerida para antildeos
futuros es necesario determinar el factor de planta de cada una de las unidades
del sistema de generacioacuten En el anexo C513 se presenta los factores de
planta para los antildeos 2007 2008 y 2009 [18] [19] [20] estos valores publicados
por el CONELEC son obtenidos considerando la potencia efectiva en el
caacutelculo por lo cual se obtiene el factor de planta corregido tomando como
base la potencia nominal de las unidades del anexo C51 En la tabla 521 se
presenta los factores de planta mayores al 100
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Central Unidad factor de planta
2007 2008 2009
Chimbo U1 0374 0142 0374
Pasochoa U1 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705
Guangopolo U1 0000 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222
Guangopolo U3 0036 0275 0275
Guangopolo U4 0113 0224 0224
Guangopolo U5 0009 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802
Miraflores 1 0 0 0225
Miraflores TG1 0035 0017 0017
Pascuales II TM1 0 0 0582
Pascuales II TM2 0 0 0582
Pascuales II TM3 0 0 0582
Pascuales II TM4 0 0 0582
Pascuales II TM5 0 0 0582
Pascuales II TM6 0 0 0582
Ecoelectric Turbo 5 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 6 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 7 0 0243 0243
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010
En los boletines estadiacutesticos publicados existen factores de planta de ciertas
unidades superiores al cien por ciento que son presentadas en la tabla 521
Por tal razoacuten se presenta los factores de planta asignados con sus respectivas
unidades para la central Chimbo unidad U1 se asignoacute el factor de planta del
antildeo 2007 en cuanto a la unidad U1 de la central Pasochoa al tener factores de
planta semejantes se obtuvo el promedio del 2007 y 2008 el mismo
procedimiento es aplicado a la central Los Chillos unidad U1 para la central
Guangopolo se asignoacute los factores de planta del antildeo 2008 en la central
pascuales II se plantea el factor de 0582 para las unidades este valor se
obtuvo de informacioacuten publicada por la empresa en el antildeo 2009 y para la
central Ecoelectric se asignoacute el valor del antildeo 2008 En la figura 58 se presenta
los factores de planta para el periodo histoacuterico y el promedio de las mismas
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Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009
En la figura se aprecia que la curva de factores de planta de los antildeos 2007
2008 y 2009 tiene comportamientos semejantes Ademaacutes se presenta una
factor de planta promedio de los tres antildeos pero se observa que no representa
el comportamiento de valles y picos caracteriacutestico de cada antildeo por lo cual se
establece como factor de planta tipo el antildeo 2009
En cuanto a las unidades que ingresan a formar parte del sistema de
generacioacuten del plan de expansioacuten se presenta en el Anexo C614 los factores
de planta de cada una de las unidades basada en la energiacutea promedio que
estas centrales podriacutean producir cada antildeo de acuerdo con lo publicado en el
Plan de Electrificacioacuten [24]
Para determinar los requerimientos de interconexioacuten se plantea dos escenarios
del plan de expansioacuten escenario 1 ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su
totalidad y el escenario 2 donde se incluye uacutenicamente los proyectos maacutes
probables de ser ejecutados Dentro de cada uno de estos escenarios se
establecen cuatro casos escenario de mayor y menor crecimiento de la
demanda con y sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento programado
Finalmente el caacutelculo se realiza para los siguientes escenarios y los resultados
se presentan en el anexo C515
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1 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de menor
crecimiento de la demanda
2 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de mayor
crecimiento de la demanda
3 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de menor crecimiento de la
demanda
4 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de mayor crecimiento de la
demanda
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CAPIacuteTULO VI
EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN
ECUATORIANO
61 Introduccioacuten
En este capiacutetulo se calcula y analiza los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten para el periodo histoacuterico y proyectado considerando la generacioacuten
disponible hasta el antildeo 2009 y aquellas unidades que ingresaron a despacho
econoacutemico en el antildeo 2010 el plan de expansioacuten 2009-2020 retiro de unidades
publicados por el CONELEC unidades que han terminado su tiempo de vida
uacutetil y los requerimientos de interconexioacuten determinados en el capiacutetulo 5
El caacutelculo de los iacutendices se realiza para el periacuteodo histoacuterico 2007-2009 y
proyectado 2010-2025 con los resultados del periacuteodo histoacuterico se establece
los valores de referencia del LOLE ya que durante las investigaciones
realizadas para el desarrollo de esta tesis no se ha encontrado un valor de
referencia para el sistema de generacioacuten ecuatoriano
Basados en los resultados del periacuteodo histoacuterico se determinaraacute si los antildeos del
periodo 2021 al 2025 cumplen con los indicadores de referencia de no serlo
se determina el requerimiento de capacidad para cumplir el valor de referencia
para esto se consideran tres escenarios de anaacutelisis el primero de ellos toma en
cuenta el ingreso de generacioacuten hidraacuteulicas en el segundo escenario unidades
de generacioacuten teacutermica y el tercer caso la combinacioacuten de unidades hidraacuteulicas
y teacutermicas En cada uno de los casos planteados se realiza un anaacutelisis de los
resultados obtenidos
62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano
El anaacutelisis del sistema de generacioacuten del SNI se realiza considerando las
aproximaciones establecidas en el capiacutetulo 5 para el sistema de generacioacuten
existente Con esta informacioacuten y con la obtenida del plan maestro de
electrificacioacuten se establecen dos escenarios de anaacutelisis
Escenario1 En este escenario se considera la ejecucioacuten total del plan de
expansioacuten considerando dentro de estas dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
Escenario2 En este escenario se considera la ejecucioacuten parcial del plan de
expansioacuten es decir solo se considera las centrales con mayor probabilidad de
ejecucioacuten dentro de este escenario se considera dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
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mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
621 Resultados obtenidos
Una vez que la informacioacuten del sistema de generacioacuten ha sido adecuada se
procede a obtener los iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico y
proyectado considerando los escenarios de anaacutelisis presentados en el punto
anterior
6211 Iacutendices del periodo histoacuterico 2007-2009
Se presenta los resultados de iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
considerando la respectiva demanda del sistema interconexioacuten requerida e
incluyendo o no el plan mantenimiento programado ademaacutes del periodo
lluvioso y seco En la tabla 61 se presenta los iacutendices de peacuterdida de carga y
energiacutea utilizando las curvas de carga diaria y horaria respectivamente
Antildeos de anaacutelisis L
OL
E
(diacutea
sa
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mantenimiento Sin mantenimiento
2007 151 014 222 12305 020 937
2008 2470 239 4238 348960 367 20896
2009 3076 103 5332 427279 210 12850
Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
Se observa en la tabla 62 los incrementos en el LOLE sin incluir
mantenimiento observando que desde el antildeo 2007 al 2008 se tiene un
crecimiento de 1 0323 y del 2008 al 2009 una reduccioacuten del 661
Consideracioacuten Porcentaje Comportamiento
2007 respecto al 2008 1 757436097 crecimiento
2008 respecto al 2009 7522768804 decrecimiento
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico
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Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada
En la figura 61 se observa que para un rango de capacidad desconectada
que inicia en 360 a 500 MW la probabilidad variacutea de 09879 a 00415
respectivamente esta variacioacuten implica que para pequentildeas cambios en la
carga o capacidad disponible la probabilidad acumulada sufre incrementos o
decrecimientos considerables que afectan directamente a los iacutendices este
comportamiento es caracteriacutestico del sistema de generacioacuten Ecuatoriano Al
analizar el comportamiento para el antildeo 2007 se observa que al tener una
capacidad disponible de 3 731 MW y una demanda maacutexima de 2 7063 MW se
produce peacuterdida de carga a partir de 6337 MW de capacidad desconectada
con una probabilidad acumulada de 00022 si se analiza para el 2008 con una
capacidad disponible de 3 543 MW con una carga pico diaria de 2 7852 MW
se produce peacuterdida de carga a partir de 37279 MW con una probabilidad
acumulada de 00954 al comparar ambos antildeos se observa que para una
diferencia de 26091 MW de capacidad disponible la probabilidad acumulada
varia en un 4 33636 respecto del 2007 este valor justifica el
comportamiento de los iacutendices de estos antildeos para el comportamiento del
iacutendice del 2008 al 2009 se utiliza el mismo criterio En resumen se puede decir
que cuando las probabilidades acumuladas utilizadas para el caacutelculo del LOLE
variacutean de la parte plana de la curva a la parte con mayor pendiente el LOLE
puede variar de una forma significativa
6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
Se presenta el caacutelculo del para cada uno de los antildeos del
periacuteodo 2010-2025 considerando una incertidumbre del 0 2 y 5 estos
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resultados son presentados en la tabla 63 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025
no se considera interconexioacuten debido a que a partir del antildeo 2014 no se
requiere tambieacuten se debe tomar en cuenta que el plan de expansioacuten es hasta
el antildeo 2020
Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 1003 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 1068 179709 2154 160 3138 549
2012 3353 263 127424 3586 368 4609 997
2013 3584 372 96348 3822 492 4872 1170
2014 794 029 277915 954 049 1770 260
2015 440 013 344403 515 022 823 120
2016 278E-10 135E-12 2050885 101E-09 615E-12 121E-07 142E-09
2017 349E-09 351E-12 9946894 117E-08 164E-11 105E-06 414E-09
2018 105E-08 628E-12 16743868 368E-08 332E-11 358E-06 110E-08
2019 262E-09 106E-11 2474216 116E-08 645E-11 217E-06 293E-08
2020 801E-11 334E-13 2400288 466E-10 268E-12 184E-07 245E-09
2021 837E-09 495E-11 1689830 438E-08 354E-10 114E-05 213E-07
2022 692E-07 624E-09 1109638 316E-06 387E-08 466E-04 135E-05
2023 473E-05 655E-07 721744 180E-04 337E-06 128E-02 590E-04
2024 246E-03 531E-05 463682 750E-03 218E-04 021 002
2025 876E-02 305E-03 287494 202E-01 945E-03 207 025
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
En la tabla 63 se presenta el crecimiento del LOLE con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta
el antildeo 2015 se representa un incremento promedio del 2 4337 del 2016 al
2018 se presenta un comportamiento irregular del crecimiento debido a que en
estos antildeos ingresan proyectos de gran capacidad El total del LOLE sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis es de 327208 de este
el 95 ocurre hasta el antildeo 2013 y el 467 en los antildeos 2014-2015
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Joseacute Pachari P 104
Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de
mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 62 se presenta el comportamiento del LOLE con una
incertidumbre del 0 con y sin el plan de mantenimiento programado donde se
aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el
LOLE decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2020
de 801e-11 y 334e-13 con y sin mantenimiento
respectivamente esto se debe a que la capacidad ingresada hasta el 2020
suma 4 632 MW de estos 4 284 MW son ingresados a partir del 2014 como
se aprecia en la figura 63 con lo cual se justifica los valores del LOLE
obtenidos En el antildeo 2015 se puede observar que siendo el antildeo con mayor
ingreso de generacioacuten el valor del LOLE es considerablemente maacutes alto que el
valor que se tiene para el antildeo 2016 esto se debe a que la mayor cantidad de
generacioacuten en el antildeo 2015 ingresa en el mes de Abril siendo el 99 del LOLE
producido en los tres primeros meses
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1
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Joseacute Pachari P 105
En cuanto al LOLE obtenido considerando el mantenimiento programado se
observa que en el antildeo 2010 se obtiene un valor de 4357 que es el
maacutes alto del periacuteodo de anaacutelisis siendo mucho mayor que el LOLE obtenido
sin considerar el plan de mantenimiento esto se debe a que los
mantenimientos reducen la capacidad disponible En la figura 64 se aprecia el
efecto del mantenimiento en la capacidad disponible para el antildeo 2010
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1
En la figura 65 se presenta el comportamiento del LOLE considerando el 0 2
y 5 de incertidumbre sin incluir el mantenimiento programado El crecimiento
promedio del LOLE con el 2 respecto al de 0 de incertidumbre en el periacuteodo
2010-2015 es de 521 de este el mayor crecimiento se presenta en el antildeo
2015 con el 73 los demaacutes antildeos del periacuteodo de anaacutelisis no se consideran ya
que son valores que se pueden considerar como despreciables En cuanto al
crecimiento promedio del LOLE del 5 respecto al de 0 es del 4905
presentaacutendose el mayor crecimiento en el antildeo 2015 con 8385
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 106
Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 64 se presenta los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5741 535702 386 24512 6285 639170 552 38444 8855 1194980 1655 163219
2013 6210 630458 557 39433 6771 741930 754 58092 9444 1345190 1973 210430
2014 1307 107287 041 2362 1599 142809 072 4500 3185 384551 415 36629
2015 752 65642 020 1162 902 86404 035 2252 1586 212298 204 18903
2016 355E-10 170E-08 172E-12 775E-11 130E-09 647E-08 782E-12 368E-10 157E-07 909E-06 183E-09 996E-08
2017 526E-09 268E-07 475E-12 217E-10 177E-08 939E-07 223E-11 107E-09 158E-06 982E-05 570E-09 316E-07
2018 156E-08 813E-07 841E-12 390E-10 547E-08 301E-06 447E-11 218E-09 537E-06 352E-04 150E-08 859E-07
2019 365E-09 188E-07 128E-11 626E-10 161E-08 874E-07 789E-11 406E-09 298E-06 194E-04 365E-08 222E-06
2020 109E-10 537E-09 398E-13 188E-11 627E-10 328E-08 321E-12 160E-10 245E-07 153E-05 298E-09 175E-07
2021 113E-08 601E-07 594E-11 302E-09 588E-08 333E-06 427E-10 230E-08 153E-05 106E-03 263E-07 171E-05
2022 929E-07 540E-05 755E-09 416E-07 423E-06 263E-04 471E-08 277E-06 637E-04 503E-02 171E-05 125E-03
2023 634E-05 408E-03 803E-07 484E-05 243E-04 169E-02 417E-06 271E-04 179E-02 166E+00 768E-04 647E-02
2024 333E-03 024 662E-05 445E-03 001 081 275E-04 002 031 3501 002 215
2025 012 1014 389E-03 297E-01 028 2645 001 104 316 44601 035 4311
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 107
En la tabla 64 se presenta un HLOLE sin incertidumbre y sin mantenimiento de
1304 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 99 es obtenido
hasta el 2015 Para los iacutendices con la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado y sin incertidumbre se tiene un HLOLE total de 25948
de este el 99 es obtenido hasta el 2015
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 66 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 e incluyendo o no el plan de mantenimiento
programado en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece considerablemente alcanzando en
el 2020 el valor miacutenimo de 109e-10 y 398e-13 con y sin
mantenimiento respectivamente En cuanto al HLOLE con mantenimiento se
presenta un crecimiento promedio del 2 94603 hasta el antildeo 2015 con
respecto al sin mantenimiento a partir del 2016 los valores de peacuterdida de carga
horaria son despreciables
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 108
Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En el periacuteodo de anaacutelisis se tiene una energiacutea no suministrada con
mantenimiento de 2645 de este 2644 de energiacutea
no son suministrados hasta el 2015 esto se debe a que a partir de este antildeo
ingresan unidades con capacidades significativas como lo es Coca Codo
Sinclair Toachi Pilatoacuten y Esmeraldas entre otras como se aprecia en la figura
63 Sin considerar el mantenimiento se tiene un LOEE en el periacuteodo de
anaacutelisis de 0847 de este el 99 se produce hasta el antildeo 2015
Al comparar la energiacutea no suministrada sin mantenimiento respecto de con
mantenimiento se produce un incremento de 3 12228
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
En este caso se adiciona otras unidades de generacioacuten como se establece en
el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 para el crecimiento mayor de
demanda obtenieacutendose los siguientes resultados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 109
Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 4530 148 5637 508
2011 2125 131 162237 2377 197 3426 661
2012 4056 390 104074 4288 537 5365 1340
2013 4551 624 72950 4792 800 5907 1687
2014 3147 295 106546 3455 413 4801 1129
2015 1831 215 85344 1886 295 2160 704
2016 117E-07 950E-10 1228197 408E-07 419E-09 364E-05 770E-07
2017 275E-06 771E-09 3567500 852E-06 340E-08 481E-04 604E-06
2018 252E-05 601E-08 4185846 764E-05 278E-07 349E-03 491E-05
2019 448E-05 567E-07 789101 158E-04 270E-06 968E-03 413E-04
2020 122E-05 170E-07 721095 525E-05 986E-07 527E-03 242E-04
2021 238E-03 531E-05 446912 755E-03 228E-04 231E-01 178E-02
2022 022 001 241467 048 003 378 053
2023 814 070 116662 1151 130 2725 685
2024 7870 1678 46914 8270 2142 9752 4101
2025 21735 11496 18907 21340 11795 20242 12722
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Para el antildeo 2025 en la tabla 65 se presenta el maacuteximo valor del LOLE en el
periacuteodo de anaacutelisis esto se debe a que a partir del 2020 no ingresan proyectos
como se aprecia en la figura 69 Al comparar el caso en anaacutelisis con el caso 1
se observa que los periodos criacuteticos ocurren en los uacuteltimos y primeros antildeos
respectivamente
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 110
En la figura 68 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta la
incertidumbre del 0 en la cual se aprecia un valor sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente alcanzando el
valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 117e-07 y 950e-10 con y
sin mantenimiento respectivamente esto se debe a que la capacidad
ingresada hasta el 2020 suma 4 837 MW de estos 4 373 MW que representan
el 90 son ingresados a partir del 2014 por lo cual se justifica el decrecimiento
en el valor del LOLE los ingresos de proyectos son presentados en la figura
69
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2
En la figura 610 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
tres porcentajes de incertidumbre en la demanda Para el antildeo 2025 con una
incertidumbre de 0 2 y 5 se obtiene un LOLE de 11496 11795 y 12722
respectivamente siendo los maacutes altos en el periodo de anaacutelisis entre
los antildeos 2016-2020 los valores son despreciables a partir del antildeo 2020 existe
un comportamiento creciente debido a que no existen ingresos de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 111
Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 66 se presenta los resultados de iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6960 694319 571 38307 7542 822625 808 59872 10372 1503200 2247 240375
2013 7958 893605 941 73365 8575 1039170 1237 105512 11587 1817130 2894 345084
2014 5298 563189 419 31030 5948 684021 602 48664 9059 1375620 1847 210795
2015 3476 450079 346 26864 3665 514448 488 41988 4587 841428 1292 163996
2016 147E-07 793E-06 120E-09 610E-08 516E-07 294E-05 533E-09 284E-07 473E-05 324E-03 100E-06 635E-05
2017 409E-06 240E-04 104E-08 546E-07 127E-05 788E-04 464E-08 256E-06 726E-04 559E-02 839E-06 560E-04
2018 373E-05 234E-03 811E-08 444E-06 114E-04 760E-03 378E-07 220E-05 534E-03 458E-01 690E-05 496E-03
2019 601E-05 385E-03 700E-07 419E-05 212E-04 146E-02 337E-06 216E-04 134E-02 121E+00 540E-04 444E-02
2020 160E-05 100E-03 206E-07 122E-05 686E-05 465E-03 121E-06 770E-05 714E-03 644E-01 311E-04 256E-02
2021 316E-03 023 659E-05 447E-03 001 081 288E-04 002 033 3825 002 248
2022 031 2741 001 096 068 6788 004 318 584 90437 077 10296
2023 1184 143464 094 9744 1731 239441 182 21232 4645 996390 1070 191081
2024 13094 2521170 2478 362791 14251 306975 3274 540215 18929 5784650 7145 175556
2025 44737 150634 19910 45832 4486 159846 21097 535206 47071 205436 25629 896802
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 112
En la tabla 66 se tiene para una incertidumbre del 0 sin mantenimiento un
HLOLE de 25094 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 104
se produce hasta el antildeo 2014 y el 892 en el antildeo 2025 para la energiacutea
esperada no suministrada se obtiene 51 44819 de este el
367 es obtenido hasta el 2015 y el 9613 desde el antildeo 2024 hasta el 2025
En cuanto a los iacutendices con mantenimiento e incertidumbre del 0 se tiene un
HLOLE en el periacuteodo de anaacutelisis de 94685 de este el
3764 se produce hasta el antildeo 2015 y el 6107 en los antildeos 2024 al 2025
En cuanto al LOEE el valor total del periodo de anaacutelisis es de 207 31284
de estos el 144 se produce hasta el antildeo 2015 y el 855 a
partir del 2023
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 611 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre del 0 sin mantenimiento en la cual se aprecia un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE
decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de
147e-7 y el maacutes alto en el 2025 de 1991
Para el caacutelculo de iacutendices considerando el plan de mantenimiento el valor
miacutenimo obtenido es de 147e-07 y maacuteximo de 44737
en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 113
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 612 se observa que la energiacutea no suministrada suma en el
periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento un total de 51 448 y con
mantenimiento 207312 presentaacutendose un crecimiento
respecto de este uacuteltimo de 40295
6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En la tabla 67 se presenta el iacutendice de peacuterdida de carga
Para los antildeos 2020-2025 no se considera interconexioacuten debido a que a partir
del antildeo 2015 no se requiere de la misma
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 114
Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto
Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 100 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 107 179709 2154 160 3138 549
2012 3091 263 117468 3586 368 4609 997
2013 3696 386 95740 3822 511 4872 1205
2014 2739 248 110650 954 341 1770 907
2015 481 019 249108 568 029 898 134
2016 602E-06 589E-08 1021421 181E-07 181E-07 116E-05 116E-05
2017 139E-04 509E-07 2721624 304E-04 153E-06 899E-05 899E-05
2018 300E-03 505E-05 594529 136E-04 136E-04 449E-03 449E-03
2019 512E-02 132E-03 388749 311E-03 311E-03 594E-02 594E-02
2020 042 002 268105 326E-02 326E-02 037 037
2021 441 028 157009 049 049 273 273
2022 2784 335 83144 476 476 1339 1339
2023 9379 2369 39580 2785 2785 4494 4494
2024 18670 9043 20645 9376 9376 10665 10665
2025 27797 19628 14162 19444 19444 18798 18798
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 67 se presenta el crecimiento del LOLE con plan de mantenimiento
respecto al de sin plan de mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo
2015 se presenta un incremento promedio de 1 97853 del 2016 al 2020 se
presentan valores relativamente bajos finalmente desde el 2022 se presenta
un comportamiento creciente debido a que a partir del 2017 no ingresan
centrales
El valor total del LOLE sin mantenimiento con incertidumbre del 0 es de
32529 en el periacuteodo de anaacutelisis de este total el 345 se
produce hasta el antildeo 2015 y el 9542 desde el antildeo 2023 al 2025 para el
LOLE total con mantenimiento e incertidumbre de 0 se tiene 75402
en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 216 se produce hasta el
antildeo 2015 y el 7834 a partir del antildeo 2021 al 2025
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 115
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 613 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente
alcanzando el valor miacutenimo para el antildeo 2016 de 602e-06 y 589e-
08 con y sin mantenimiento respectivamente El LOLE maacutes alto
obtenido en el periacuteodo de anaacutelisis se presenta en el antildeo 2025 con 27797
y 19628 con y sin mantenimiento respectivamente
Este incremento considerable se debe a que inicialmente la capacidad del plan
de expansioacuten es de 4 427 MW al realizar la investigacioacuten de las centrales con
mayor probabilidad de ejecucioacuten decrece a 2 941MW resultando en una
reduccioacuten del 335 las capacidades ingresadas en cada antildeo son presentadas
en la figura 614
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 116
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1
En la figura 615 se presenta el comportamiento del LOLE considerando 0 2
y 5 de incertidumbre sin mantenimiento En la graacutefica se observa con una
incertidumbre de 2 un LOLE miacutenimo de 181e-07 y un maacuteximo
de 19444 en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente para la
incertidumbre del 5 se obtiene en el antildeo 2016 un LOLE miacutenimo de 116e-05
en el 2016 y un maacuteximo de 187981 en el 2025
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 117
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 68 se presenta los resultados de los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5276 483557 397 25366 5813 581292 566 39605 8345 111166 1655 163219
2013 6411 652779 578 40875 6977 766960 781 60223 9671 138242 2034 217381
2014 4586 440879 361 25202 5147 538200 509 38858 7744 108106 1493 159355
2015 752364 656419 032 2410 901948 864044 047 3718 158607 212298 230 22083
2016 792E-06 443E-04 776E-08 403E-06 200E-05 117E-03 239E-07 130E-05 664E-04 466E-02 157E-05 101E-03
2017 215E-04 134E-02 712E-07 385E-05 177E-08 939E-07 215E-06 122E-04 914E-03 731E-01 129E-04 871E-03
2018 413E-03 279E-01 664E-05 408E-03 884E-03 632E-01 180E-04 117E-02 133E-01 122E+01 619E-03 504E-01
2019 007 539 000 012 013 1089 420E-03 030 116 126E+02 008 793
2020 059 5010 002 157 099 9055 004 357 518 657E+02 055 5844
2021 651 66210 039 3359 912 101505 069 6464 253E+01 400E+03 422 54902
2022 4420 579947 487 50427 5192 750364 709 80498 860E+01 174E+04 2213 356887
2023 16858 31236 3697 491135 17665 3538050 4473 653734 2166 5633120 8090 165506
2024 39083 104856 15804 2897590 39753 111313 16866 335496 43263 143986 21385 564878
2025 69614 264794 39974 105875 70024 262963 40449 113145 74306 307100 43504 148751
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 68 se presenta un HLOLE total de 61672 durante
todo el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento y una incertidumbre de 0 de
este el 265 se obtiene hasta el antildeo 2014 y el 964 a partir del 2023 En
cuanto a los iacutendices considerando el mantenimiento programado y una
incertidumbre del 0 se obtiene un HLOLE de 1 59643
durante todo el periacuteodo de anaacutelisis de este el 1766 se produce hasta el antildeo
2014 y 8182 a partir del 2021
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Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 616 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 considerando y sin considerar el plan mantenimiento
en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 en el
antildeo 2016 se obtiene el HLOLE miacutenimo de 76e-08 y 7925e-06
sin y con mantenimiento respectivamente
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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En cuanto a la figura 617 se observa la peacuterdida de energiacutea esperada con y sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis con una incertidumbre del 0 En
esta se tiene una energiacutea no suministrada total de 141412 sin
mantenimiento y 43688 con mantenimiento presentaacutendose
un incremento de 30894
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para el periodo 2010-2025 se
considera la interconexioacuten requerida la inclusioacuten y no del mantenimiento
programado y el crecimiento de demanda mayor con incertidumbre del 2 y 5
que son presentados en la tabla 69 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025 se
considera interconexioacuten de 368 MW que es el uacuteltimo requerimiento de energiacutea
para el antildeo 2020 en el estudio realizado
Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 148 5637 508 8403
2011 2125 131 162237 197 3426 661 3544
2012 3763 390 96579 537 5108 1340 6434
2013 4843 653 74163 843 6178 1781 8463
2014 4571 635 71930 835 6110 1827 7871
2015 2768 481 57515 623 2976 1186 5623
2016 001 214E-04 4 39153 532E-04 022 001 001
2017 020 356E-03 5 72381 001 183 014 032
2018 352 021 1 65325 038 1320 231 515
2019 656 049 1 32703 086 2030 436 965
2020 1180 130 90864 201 2916 762 1787
2021 8017 1928 41571 2347 9578 4111 13835
2022 20398 11026 18499 11303 19593 12320 42868
2023 30431 24999 12173 24421 28502 22859 83220
2024 34867 32182 10834 32019 33691 30731 1 44472
2025 36385 35842 10152 35651 35838 34767 2 53404
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 69 se presenta el crecimiento del LOLE con mantenimiento
respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo 2015 se
representa un incremento promedio del 924 85 en el 2016 y 2017 se
presenta un comportamiento de crecimiento promedio de 5 057 finalmente a
partir del 2018 se aprecia una disminucioacuten del crecimiento debido a que los
valores del LOLE estaacuten alcanzando los maacuteximos posibles en el antildeo El LOLE
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total en el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento e incertidumbre del 0 es de
1 14778 de este el 529 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
946 a partir del 2021 hasta el 2025 El iacutendice con mantenimiento total es de
1 08564 de este el 220 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
9761 a partir del 2020 hasta el 2025
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 618 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece alcanzando el valor
miacutenimo para el antildeo 2016 de 001 y 214e-04 con y sin
mantenimiento respectivamente el valor maacuteximo obtenido en el periacuteodo se
presenta en el antildeo 2025 con 35852 y 363 con y sin
mantenimiento respectivamente los valores altos obtenidos en los uacuteltimos
antildeos del periacuteodo de anaacutelisis se deben a que el uacuteltimo ingreso de capacidad se
produce en el antildeo 2017 con la central Cardenillo de 400 MW
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Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 619 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
diferentes porcentajes de incertidumbre sin mantenimiento el crecimiento del
LOLE con 2 y 5 de incertidumbre con respecto al de 0 tiene un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2016 con 2 019016 y 2 75001
respectivamente a partir de este antildeo el crecimiento es irregular hasta el 2021
donde se presenta valores incoherentes que se explican a continuacioacuten
Si se compara a partir del antildeo 2021 el LOLE sin mantenimiento con una
incertidumbre del 0 de la tabla 619 con los demaacutes porcentajes de
incertidumbre se presenta un decrecimiento en el valor del iacutendice la
explicacioacuten se basa en la figura 620 donde se observa la curva de carga
original y la curva de capacidad disponible en un intervalo de tiempo
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE
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Consideremos el primer tiempo de anaacutelisis donde se produce peacuterdida
de carga donde la probabilidad acumulada debido a que
la carga supera la capacidad disponible resultando en LOLE=1 consideremos
el caacutelculo del LOLE con la inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la
carga y la utilizacioacuten de la distribucioacuten normal a siete intervalos de clase
obtenieacutendose para cada una de las curva de carga con incertidumbre un iacutendice
de peacuterdida de carga como se presentan a continuacioacuten
y
Donde
Son las probabilidades de peacuterdida de carga
para cada intervalo de clase en el primer tiempo de anaacutelisis
Es el primer tiempo de anaacutelisis
Es el iacutendice de peacuterdida de carga para el intervalo de clase -3 la
misma nomenclatura es aplicada a los demaacutes teacuterminos del LOLE
Si analizamos la graacutefica 620 para el primer tiempo de anaacutelisis se observa
que las curvas con intervalos de clase de 0 1 2 y 3 son superiores a la
capacidad disponible por lo cual sus probabilidades acumuladas de peacuterdida
de carga son igual a la unidad pero para las curvas con intervalos de clase de
-3-2 y -1 la curva de carga no supera a la capacidad disponible por tanto se
tiene una probabilidad acumulada de peacuterdida de carga inferior a la unidad Si a
estos iacutendices de peacuterdida de carga se les multiplica por sus respectivas
probabilidades de los intervalos de clase de la distribucioacuten normal el valor total
del LOLE va a ser inferior a la unidad y por consiguiente al LOLE obtenido sin
considerar la incertidumbre
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 610 se presenta los resultados del y
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 123
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6434 629751 571 38307 7016 751883 808 59872 9820 1404930 2247 240375
2013 8463 945891 980 74886 9080 1098920 1298 109033 12137 1909850 3052 362865
2014 7871 881637 972 81462 8570 1043300 1303 117375 11863 1906710 3148 392295
2015 5623 850800 819 81219 5763 931053 1078 111390 6680 1347310 2262 318932
2016 001 089 288e-
04 002 003 191
722e-04
005 031 2997 002 160
2017 032 2648 001 035 053 4729 001 086 301 36085 022 2061
2018 515 51259 029 2490 739 80478 054 4919 2196 341153 355 45399
2019 965 103052 069 6158 1339 158252 122 11986 3444 593122 681 96332
2020 1787 221337 187 20281 2334 316050 294 34043 5079 978162 1221 194760
2021 13835 250881 2962 408793 14762 2930830 3708 561897 18996 506074 7290 1557850
2022 42868 126558 19564 40273 43419 134059 20639 461353 46577 171545 20639 4613530
2023 83220 370088 54883 184608 84000 379405 54873 193088 89674 433052 57230 236712
2024 144472 809194 96384 492383 147255 826865 97884 503305 157411 917014 105460 565975
2025 253404 1601430 168824 1030500 - 1626450 171931 1052470 - 1747040 182339 1161350
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 610 se presenta los iacutendices con una incertidumbre del 0 sin
mantenimiento obteniendo un HLOLE en el periacuteodo de 3 46576
de este el 105 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9885 a
partir del 2019 hasta el 2025 Para los iacutendices que considera mantenimiento
programado e incertidumbre del 0 se obtiene para el HLOLE un total de
5 81436 de este el 694 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9297 a partir
del 2019 hasta el 2025
En el antildeo 2022 los iacutendices HLOLE y LOEE con mantenimiento programado e
incertidumbre del 2 y 5 no se presentan debido a que se produce el mismo
comportamiento en el iacutendice explicado por medio de la figura 620
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Joseacute Pachari P 124
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 621 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento
sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece
considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 001 y
288e-04 con y sin mantenimiento respectivamente El valor
maacutes alto alcanzado en el periacuteodo de anaacutelisis del HLOLE se presenta en el antildeo
2025 con 2 53404 con mantenimiento y 1 688e+3
sin mantenimiento
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En cuanto a la graacutefica 622 se presenta en el periacuteodo de anaacutelisis una energiacutea
no suministrada total de 1 75509 sin mantenimiento de este
el 998 se produce desde el 2019 al 2025 para el LOEE con mantenimiento
se obtiene 2 97321 de estos el 9875 se produce a partir
del antildeo 2019 hasta el 2025
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Joseacute Pachari P 125
63 Anaacutelisis de resultados
Una vez presentado los iacutendices de confiabilidad del sistema de generacioacuten del
SNIE en los diferentes escenarios y casos se procede a realizar un anaacutelisis
de los resultados obtenidos para el periacuteodo proyectado
631 Periacuteodo proyectado
En la tabla 611 se presenta los resultados de los escenarios 1 y 2 con menor
crecimiento de demanda y sin considerar el plan de mantenimiento
programado
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Demanda menor
Demanda menor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 100296 100296
2011 106823 106823
2012 263161 263161
2013 371953 386009
2014 028562 247531
2015 012783 019323
2016 135E-12 589E-08
2017 351E-12 509E-07
2018 628E-12 505E-05
2019 106E-11 132E-03
2020 334E-13 156E-02
2021 495E-11 281E-01
2022 624E-09 335E+00
2023 655E-07 237E+01
2024 531E-05 904E+01
2025 305E-03 196E+02
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2
En la figura 623 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de menor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 esto se debe a que los ingresos de proyectos en el
escenario 2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que
suma 4 632 MW resultando en un incremento del 36 El valor del LOLE para
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el 2010 y 2011 es el mismo debido a que para el primer antildeo no ingresan
centrales y para el 2011 ingresan en ambos escenarios las mismas
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo maacutes criacutetico donde se
presenta la mayor peacuterdida de carga se encuentra entre al antildeo 2010 y 2013 con
un 953 del LOLE total que se obtiene en el periacuteodo 2010-2025 Esto se debe
a que en este periacuteodo ingresa solamente el 21 de la capacidad total del plan
de expansioacuten En este periacuteodo el incremento del LOLE obtenido incluyendo el
plan de mantenimiento es en promedio del 1 9948 respecto del sin
mantenimiento
En el escenario 2 el periacuteodo maacutes criacutetico se presenta entre los antildeos 2022 y 2025
en el cual se tiene el 965 del LOLE total del periacuteodo 2010-2025 ademaacutes
existe un periacuteodo entre los antildeos 2010 y 2014 que representa el 339 del
LOLE En comparacioacuten con el escenario1 la diferencia radica en la disminucioacuten
de la capacidad nueva que se plantea ingresar en cada uno de los escenarios
En el periodo 2010-2015 el incremento del LOLE obtenido incluyendo el plan
de mantenimiento es en promedio del 1 97853 respecto al de sin
mantenimiento
De estos dos anaacutelisis se podriacutea asumir que el incremento del LOLE cuando se
incluye el plan de mantenimiento es de aproximadamente un 1 9866
respecto del LOLE obtenido sin incluir el plan de mantenimiento
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2
En la tabla 612 se presenta los resultados del escenario 1 y 2 considerando el
mayor crecimiento de la demanda
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Joseacute Pachari P 127
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis
1
Escenario de anaacutelisis
2
Demanda mayor
Demanda mayor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 099558 099558
2011 130977 130977
2012 389676 389676
2013 623902 653034
2014 295323 635425
2015 214576 481212
2016 950E-10 000021
2017 771E-09 000356
2018 601E-08 021277
2019 567E-07 049466
2020 170E-07 129896
2021 000005 192838
2022 000927 110263
2023 069736 249986
2024 167756 321823
2025 114958 358417
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
En la figura 624 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de mayor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 debido a que los ingresos de proyectos en el escenario
2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que suma 4 937
Mw resultando en un incremento del 40 esta variacioacuten en el porcentaje de
capacidad respecto al escenario de demanda menor se debe a que se ingresan
las centrales Residuo 3 Rio Luis Angamarca Sinde y ciclo combinado El valor
del LOLE para el 2010 y 2011 es similar debido a que la capacidad de
generacioacuten disponible en cada escenario es igual
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo 2010-2014 se produce el
1169 del LOLE total y en el periacuteodo 2024-2025 se produce el 8783 dando
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 128
un total en ambos periodos de 9953 del total Si se considera el LOLE
obtenido incluyendo el plan de mantenimiento programado en los dos periodos
significativos representa el 958 y el crecimiento promedio respecto del LOLE
sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento es de 1 3424
En el escenario 2 los periodos 2010-2015 y 2021-2025 representan el 22 y
97 respectivamente dando un total del 9803 del LOLE total Si se compara
el LOLE de estos periodos analizados con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento se observa que los obtenidos representa el 9857 y el
porcentaje de crecimiento es del 8943 respecto del LOLE sin incluir el plan
de mantenimiento
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
La importancia que tiene el ingreso de centrales del plan de expansioacuten en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad se observa en la figura 625
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 129
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten
En esta figura se aprecia el comportamiento del LOLE sin el ingreso de
centrales del plan de expansioacuten y capacidad de la interconexioacuten en esta se
puede apreciar que de no ingresar ninguna central desde el antildeo 2010 el LOLE
crece exponencialmente hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE se
estabiliza en su valor maacuteximo que es de 365 o 366 En cuanto al
comportamiento de peacuterdida de carga que esta consideracioacuten implica se
presenta el comportamiento en la figura 626 en esta se observa que el 99
se produce a partir del antildeo 2017
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 130
Una vez analizados los resultados obtenidos es necesario determinar si los
valores del son aceptables por lo cual se investigoacute en el
CONELEC CENACE MEER o estudios realizados en universidades sobre
valores de referencia del mismo o anaacutelisis semejantes del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano al no encontrarse ninguacuten valor se considera los
valores del periacuteodo histoacuterico obtenidos que son presentados en la tabla 613
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo)
Sin mto
2007 0137
2008 23947
2009 102506
Tabla 6 13 histoacuterico
Al no tenerse un comportamiento regular en los antildeos histoacutericos se considera
como niveles de referencia los valores extremos un miacutenimo de 010 y
un maacuteximo de 3 Una vez establecido los niveles de referencia del
LOLE se procede a determinar a partir del antildeo 2020 los ingresos necesarios
de capacidad para mantener los niveles del LOLE bajo el de referencia
Para poder determinar el requerimiento de capacidad adicional en los antildeos y
escenarios de anaacutelisis donde no se cumplen los niveles establecidos primero
de debe determinar queacute tipo de unidades se ingresaraacuten de acuerdo a su
proceso de conversioacuten capacidad de cada unidad y FOR
Para determinar el tipo de unidades que seraacuten tomadas en cuentan se
presenta en la tabla 614 las unidades que forman parte del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano el porcentaje de capacidad nominal de unidades
hidraacuteulicas y teacutermicas con respecto a la capacidad instalada total del sistema
de generacioacuten [24] [28] [18]
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Hidraacuteulica 205342 205246 205501
Teacutermica MCI 51330 51633 61537
T turbogas 80714 80714 94394
T turbovapor 51980 55280 55280
Capacidad nominal total 389366 392873 416712
de capacidad teacutermicas 4726 4776 5069
de capacidad hidraacuteulicas 5274 5224 4931
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la tabla 614 se presenta en el antildeo 2007 y 2008 un 52 de hidraacuteulicas y
47 de teacutermicas esto variacutea en el antildeo 2009 a 50 para hidraacuteulicas y teacutermicas
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 131
Se asume en el estudio 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas debido a que para los
antildeos proyectados el 80 son centrales de generacioacuten hidraacuteulica[19] [20]
El sistema de generacioacuten ecuatoriano baacutesicamente estaacute formado por unidades
teacutermicas e hidraacuteulicas por lo que se plantea tres casos para analizar el
primero de ellos considerando solo hidraacuteulicas un segundo caso solo teacutermico y
finalmente el tercer caso 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas
Para las unidades teacutermicas se impone las unidades turbogas con un FOR de
00699 y capacidad de 100 MW por unidad en cuanto a las unidades
hidraacuteulicas se impone una unidad de 100 MW con un FOR de 00404
En resumen en la tabla 615 se presenta los tres casos de anaacutelisis con sus
respectivas caracteriacutesticas cabe recalcar que si se necesita maacutes de 100 MW
por ejemplo 400 MW esto implica que se requiere 4 unidades de 100 MW en
cuanto al tercer caso ingresan 100 MW en total y no solo una hidraacuteulica de 60
MW o teacutermica de 40 MW
Caso Tipo de unidad Unidad Capacidad FOR
1 Hidraacuteulica 1 100 00404
2 Teacutermica 1 100 00699
3 Combinacioacuten
Hidraacuteulica 1 60 00404
3 Teacutermica 1 40 00699
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable
64 Sistema de generacioacuten Confiable
Considerando los tres casos presentados en la tabla 615 se determinaraacute la
capacidad de generacioacuten adicional requerida para que el LOLE se
encuentre proacuteximo al nivel de referencia este anaacutelisis considera los siguientes
paraacutemetros
La capacidad ingresada para un determinado antildeo se mantiene en el
anaacutelisis de los antildeos posteriores
Se determinaraacute el requerimiento de capacidad para los escenarios de
anaacutelisis presentados en las tablas 611 y 612
Se considera como paraacutemetro a cumplir el LOLE miacutenimo y
maacuteximo con incertidumbre de 0 y sin mantenimiento programado
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 132
641 Nivel de LOLE miacutenimo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
Para este caso no se requiere calcular generacioacuten confiable debido a que los
valores del LOLE obtenidos se encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 627 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia miacutenimo En esta se aprecia
que a partir del 2023 al no existir ingresos de capacidad es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para que el sistema se encuentre bajo el
nivel de referencia considerando cada uno de los escenarios presentados en la
tabla 616
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la tabla 616 se presentan los requerimientos de generacioacuten para alcanzar
el miacutenimo LOLE considerando el crecimiento mayor de demanda
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
MW
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023 200 012 015 1430
2024 500 009 012 1131
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 133
2025 500 010 013 1230
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 129E-01 170E-01 158E+01
2024 500 127E-01 166E-01 159E+01
2025 600 702E-02 900E-02 865E+00
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 118E-01 155E-01 143E+01
2024 500 942E-02 122E-01 113E+01
2025 500 102E-01 130E-01 123E+01
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 628 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2023 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 200 MW teacutermicas de 1 300 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 200 MW estos ingresos de capacidad permiten mantener el nivel del LOLE
hasta el antildeo 2025 Como se puede observar si se considera el ingreso de
unidades teacutermicas uacutenicamente el requerimiento es mayor ya que estas
unidades de generacioacuten tienen un FOR maacutes alto que las unidades hidraacuteulicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 629 se presentan los resultados del LOLE obtenidos con el plan de
expansioacuten considerado en el segundo escenario En esta se aprecia que a
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 134
partir del 2021 al no existir ingresos de capacidad es necesario determinar
cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los escenarios planteados Si se
compara con el primer escenario donde el sistema requiere de ingresos a partir
del antildeo 2023 en este se requiere a partir del antildeo 2021 ya que en este
escenario solamente se considera 2 941 MW de los 4 427 MW que constan en
el plan de expansioacuten no consideraacutendose 1 486 MW
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la tabla 617 se presentan los requerimientos necesarios
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 100 010 014 1103
2022 400 008 010 834
2023 700 007 009 750
2024 1 000 007 009 797
2025 1 300 009 012 993
Teacuterm
icas
2020
2021 100 104E-01 144E-01 117E+01
2022 400 939E-02 128E-01 106E+01
2023 700 984E-02 133E-01 113E+01
2024 1 000 119E-01 160E-01 140E+01
2025 1 400 641E-02 849E-02 739E+00
Hid
raacuteulic
as
- T
eacuterm
icas
2020
2021 100 986E-02 135E-01 110E+01
2022 400 749E-02 101E-01 820
2023 700 670E-02 895E-02 729
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 135
2024 1 000 704E-02 932E-02 769
2025 1 300 863E-02 113E-01 958
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la figura 630 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2021 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 300 MW teacutermicas de 1 400 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 300 MW Si comparamos con el escenario uno caso 1 donde no se requiere
adicionar generacioacuten estos valores de generacioacuten requerida representan
aproximadamente los 1 486 MW que no fueron considerados
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 631 se presenta el LOLE obtenido y el nivel de referencia miacutenimo
en esta se aprecia que a partir del 2018 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido por lo cual se observa que en este caso la generacioacuten
considerada en el plan de expansioacuten no es suficiente
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 136
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Se presenta en la tabla 618 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con una
incertidumbre del 0 considerando generacioacuten adicional para el periacuteodo 2020-
2025 el cual estaacute fuera del plan de expansioacuten publicado por el CONELEC
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Cap Ing Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020 300 010 013 1293
2021 400 009 012 1194
2022 400 010 014 1407
2023 500 006 008 838
2024 400 012 016 1663
2025 600 005 007 701
Teacuterm
icas
2020 300 110E-01 153E-01 149E+01
2021 400 121E-01 167E-01 165E+01
2022 500 709E-02 961E-02 951
2023 400 124E-01 167E-01 172E+01
2024 500 119E-01 158E-01 166E+01
2025 600 668E-02 875E-02 915
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020 300 965E-02 134E-01 129E+01
2021 400 898E-02 123E-01 119E+01
2022 400 106E-01 143E-01 141E+01
2023 500 648E-02 860E-02 839
2024 400 126E-01 167E-01 169E+01
2025 600 556E-02 714E-02 709
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 137
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 632 se presenta los requerimientos de capacidad para los tres
tipos de unidades analizadas observando que a partir del antildeo 2020 se
requiere capacidad necesitando un total de 2 600 MW para las unidades
hidraacuteulicas 2 600 MW teacutermicas e hidraacuteulicas-teacutermicas de 2 700 MW Esta
capacidad requerida es aproximadamente igual a la capacidad reducida en el
escenario dos maacutes la requerida en el escenario uno caso 2
642 Nivel de LOLE maacuteximo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
No se requiere generacioacuten adicional ya que los valores del LOLE se
encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 633 se presentan los resultados obtenidos del LOLE y el nivel de
referencia maacuteximo En esta se observa que a partir del 2024 es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los tipos de unidades
de generacioacuten considerados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 138
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la tabla 619 se presentan los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con
una incertidumbre del 0 y la capacidad de generacioacuten necesaria para
alcanzar el nivel de referencia
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023
2024 300 255 353 41518
2025 500 248 340 41133
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 279 387 461E+02
2025 500 310 430 537E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 257995 357 419E+02
2025 500 256099 351 422E+02
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 139
En la tabla 619 se observa que es necesario determinar el requerimiento de
capacidad a partir del 2024 en la figura 634 se presenta los requerimientos de
capacidad para cada uno de los casos planteados
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la figura 634 se presentan las capacidades requeridas para los antildeos 2024 y
2025 que son los que no cumplen con el nivel de referencia en esta se observa
que en los tres casos se requiere de 800MW pero en cada uno se obtiene
valores de LOLE diferentes debido a la diferencia en el FOR de las unidades
consideradas tenieacutendose el miacutenimo con las unidades hidraacuteulicas y el maacuteximo
con las unidades teacutermicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 635 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
menor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2022 es necesario el ingreso de mayor capacidad de
generacioacuten
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 140
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 620 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda menor
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022 100 143 204 19746
2023 200 292 419 43669
2024 400 125 174 17319
2025 200 313 444 48461
Teacuterm
icas 2020
2021
2022 100 149244 213002 207E+02
2023 300 146896 208165 207E+02
2024 400 162838 229706 236E+02
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 141
2025 200 200814 282912 303E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022 100 143721 204735 198E+02
2023 200 294692 423356 439E+02
2024 400 127296 177425 174E+02
2025 300 144651 200449 202E+02
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
En la figura 636 se presenta los requerimientos de capacidad para cada uno
de los casos planteados
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2
caso 1 (nivel maacuteximo)
En este caso se observa que a partir del 2022 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido Los ingresos de capacidad adicionada para las
unidades hidraacuteulicas es de 900 MW teacutermicas 1 000 MW e hidraacuteulicas ndash
teacutermicas de 1 000 MW Estos ingresos se deben a la reduccioacuten de la capacidad
de generacioacuten considerada en el plan de expansioacuten
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 637 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2021 es necesario el ingreso de capacidad
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 142
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 621 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda mayor
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 300 256 370 42326
2022 400 277 396 46421
2023 500 175 245 28381
2024 400 281 393 48189
2025 500 273 377 47347
Teacuterm
icas
2020
2021 300 282 409 473E+02
2022 500 170 241 276E+02
2023 400 254 359 434E+02
2024 500 230 321 396E+02
2025 500 256 356 457E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021 300 259 373 427E+02
2022 400 284 406 473E+02
2023 500 183 255 293E+02
2024 400 299 418 507E+02
2025 500 297 410 508E+02
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 143
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
En esta se observa los ingresos de capacidad necesaria para las unidades
hidraacuteulicas de 2 100 MW teacutermicas 2 200 MW e hidraacuteulicas ndash teacutermicas de 2 100
MW
643 Anaacutelisis de resultados de generacioacuten confiable
En la tabla 622 se presenta los requerimientos de capacidad para el
crecimiento de demanda menor escenarios de anaacutelisis 1 y 2 con un LOLE
referencia miacutenimo y maacuteximo En la tabla se observa que el escenario de
anaacutelisis 1 no requiere adicionar generacioacuten para alcanzar el nivel de
referencia para el segundo escenario de anaacutelisis si se compara el
requerimiento de capacidad para el LOLE referencia miacutenimo respecto del
LOLE referencia maacuteximo se requiere un 2747 de incremento
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Joseacute Pachari P 144
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Menor
LOLE Referencia miacutenimo
LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
- H
T
H y
T
- H
T
H y
T
2020
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
2021 100 100 100 0 0 0
2022 300 300 300 100 100 100
2023 300 300 300 200 300 200
2024 300 300 300 400 400 400
2025 300 400 300 200 200 300
Capacidad total (Mw)
- 1 300 1 400 1 300 - 900 1 000 1 000
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor
En la figura 639 se presenta los requerimientos de capacidad de la tabla 622
en esta se observa que el requerimiento de capacidad para el periodo 2020-
2025 en promedio se requiere de 1 300 MW y 960 MW para un LOLE miacutenimo y
maacuteximo respectivamente Este requerimiento constituye el 34 respecto de la
capacidad disponible hasta el antildeo 2010
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor
Para las unidades teacutermicas se observa que los requerimientos de capacidad
con respecto a las hidraacuteulicas variacutea en 100 MW esto se debe a que el valor del
FOR es de 00404 y 00699 respectivamente
En la tabla 623 se presenta los requerimientos de capacidad para los
escenarios 1 y 2 considerando el escenario de crecimiento mayor de demanda
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Joseacute Pachari P 145
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Mayor
LOLE Referencia miacutenimo LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
2020 0 0 0 300 300 300 0 0 0 0 0 0
2021 0 0 0 400 400 400 0 0 0 300 300 300
2022 0 0 0 400 500 400 0 0 0 400 500 400
2023 200 200 200 500 400 500 0 0 0 500 400 500
2024 500 500 500 400 500 400 300 300 300 400 500 400
2025 500 600 500 600 600 600 500 500 500 500 500 500
Capacidad total (Mw)
1200 1300 1200 2600 2700 2600 800 800 800 2100 2200 2100
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor
En esta se puede observar que para alcanzar el valor de referencia miacutenimo en
el escenario dos se requiere de aproximadamente 1 400 MW maacutes que para el
escenario uno esto se debe a que en el escenario uno se incluyen 1 486 MW
maacutes que en el escenario dos Ademaacutes se puede observar que en cada antildeo se
requiere entre 300 y 500 MW la razoacuten es que la demanda se incrementa
aproximadamente en promedio 400 MW en estos antildeos
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor
H T
H y T
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Joseacute Pachari P 146
En la figura 640 se presenta los requerimientos de capacidad en esta se
observa que el requerimiento considerando unidades hidraacuteulicas al comparar
el escenario 1 LOLE maacuteximo con el escenario 1 LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 50 si se compara la capacidad requerida en el escenario 2
LOLE maacuteximo con la del mismo escenario LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 625
Para las unidades teacutermicas al comparar el escenario 1 LOLE maacuteximo con el
mismo escenario pero LOLE miacutenimo se observa un crecimiento del 625 y a
su vez en el escenario 2 con los mismos paraacutemetros de LOLE se presenta un
crecimiento del 2272 Si se compara entre los escenarios 1 y 2 con un LOLE
maacuteximo se observa un crecimiento en la capacidad del 166 para un LOLE
miacutenimo se presenta un crecimiento de 113
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Joseacute Pachari P 147
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
El programa computacional (CIC-SG) desarrollado en el presente trabajo
fue comprobado con los resultados presentados en el sistema de prueba
IEEE-RTS obtenieacutendose los mismo valores por lo cual se asume su
validez no obstante el programa presenta limitaciones en la modelacioacuten
de las unidades de generacioacuten ya que se utilizan un modelo de dos
estados por lo cual se puede realizar modificaciones que permitan
aplicar un modelo con maacutes estados
Si se compara la capacidad disponible en el 2009 respecto al del 2007
se observa que existe un incremento de aproximadamente 30 MW
mientras que el incremento en la demanda maacutexima es de
aproximadamente 200 MW por tal razoacuten existe un incremento del LOLE
de 151 a 3056
En el periacuteodo proyectado se observa que entre los antildeos 2010- 2015 se
presenta el periacuteodo maacutes criacutetico de lo cual se deduce que el incremento
de generacioacuten contemplado en el plan de expansioacuten no permite alcanzar
los niveles de confiabilidad establecidos por tal razoacuten se deberiacutea
considerar incluir nuevos proyectos en el corto plazo
Para los antildeos 2015-2020 con el ingreso de proyectos de gran
capacidad en especial la central Coca Codo Sinclair el sistema se
mantendriacutea bajo los niveles de confiabilidad establecidos no obstante si
se considera uacutenicamente el ingreso de los proyectos con mayores
probabilidades de ejecucioacuten los iacutendices de confiabilidad del sistema
sobrepasan el nivel de referencia
En el periodo 2020-2025 que no es contemplado en el Plan Maestro de
Electrificacioacuten se recomienda considerar como referencia los resultados
obtenidos en el anaacutelisis de generacioacuten confiable
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Joseacute Pachari P 148
Recomendaciones
En el presente estudio se validoacute el programa computacional mediante
el sistema de prueba IEEE-RTS con las publicaciones 1979 y 1986 Para
esta uacuteltima se presenta un anaacutelisis del efecto de la incertidumbre del 2
5 10 y 15 por ciento en el pronoacutestico de la demanda al ingresar los
paraacutemetros de dicho anaacutelisis en el programa se validoacute el
para los porcentajes de 2 y 5 pero para los dos uacuteltimos se presenta
errores del 026 y 13 en el valor del iacutendice por lo cual se realizoacute el
caacutelculo en Microsoft Excel obtenieacutendose los mismos valores que con el
programa computacional por lo que seraacute importante investigar las
razones de esta variacioacuten
Durante la investigacioacuten realizada para el desarrollo de esta tesis no se
encontraron valores de referencia de iacutendices de confiabilidad en los
organismos de control o entes universitarios por lo cual se utilizoacute los
valores histoacutericos de los antildeos 2007-2009 Seriacutea conveniente realiza un
estudio que permita determinar los valores de iacutendices maacutes adecuados
considerando aspectos teacutecnicos y econoacutemicos
En la informacioacuten proporcionada o publicada en las paacuteginas web
oficiales del CENACE MEER o CONELEC para los antildeos 2007 2008 y
2009 se presenta variaciones en los valores de capacidades nominales y
efectivas de una misma unidad tasas de falla y factores de planta Por lo
cual seriacutea conveniente que se revise la informacioacuten en las bitaacutecoras de
las empresas debido a que son paraacutemetros importantes al momento de
valorar la confiabilidad del sistema de generacioacuten
En el presente estudio se consideroacute como modelo de demanda la curva
en por unidad del antildeo que presenta la menor desviacioacuten estaacutendar
respecto de las curvas en por unidad de los antildeos restantes del periodo
2004-2008 Por lo cual se recomienda realizar un estudio maacutes detallado
que permita obtener un modelo maacutes adecuado basado en informacioacuten
de un periodo histoacuterico maacutes extenso
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Joseacute Pachari P 149
En el presente estudio se asume que la interconexioacuten con Colombia se
encuentra disponible al cien por ciento de su capacidad efectiva y que
cumple con la funcioacuten de cubrir la demanda energeacutetica que el sistema
ecuatoriano no es capaz de satisfacer permitiendo determinar la
potencia media requerida en un determinado periacuteodo de tiempo lo cual
no es del todo praacutectico por lo que se deberiacutea realizar un estudio maacutes
detallado que permita modelar de una forma maacutes adecuada la
disponibilidad de las interconexiones existentes
En el estudio realizado para incluir la variacioacuten de la capacidad
disponible en los periodos estiaje y lluvioso se basa uacutenicamente en las
potencias promedio despachadas por cada una de estas centrales en el
periacuteodo histoacuterico siendo esto una aproximacioacuten sencilla por lo cual se
recomienda realizar un estudio de la pluviosidad que permite determinar
con mayor precisioacuten la capacidad disponible en cada uno de estos
periodos para los antildeos futuros
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 150
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Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 152
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de consulta Junio 2010 Disponible en
ltlt httpwwwconelecgovecimagesdocumentosBoletin_2006pdf gtgt
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ANEXO A
Manual de usuario del programa CIC-SG
A11
Componentes del programa CIC_SG
La interfaz de usuario o pantalla del programa computacional estaacute compuesto
de seis partes tres para entrada de datos y tres para presentar resultados Los
bloques de entrada permiten el ingreso de los datos del sistema de generacioacuten
plan de mantenimiento programado de las unidades de dicho sistema y datos
de demanda ademaacutes se puede considerar la incertidumbre en la proyeccioacuten
de dicha demanda Los bloques de resultados muestran la COPT iacutendices de
confiabilidad para cada dato de demanda e iacutendices de confiabilidad de todo el
sistema en un determinado periodo de anaacutelisis En la figura A1 se presenta la
interfaz de usuario del programa CIC_SG
Figura A1 Interfaz del programa CIC_SG
Entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos del sistema de generacioacuten son inicialmente el nuacutemero de centrales
que contiene el sistema de generacioacuten a analizar con lo cual se presentara la
tabla que permite el ingreso de los datos de cada una de las centrales como se
muestra en la figura A2 Cabe recalcar que el nuacutemero de centrales que se
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Joseacute Pachari P 154
ingrese debe ser un nuacutemero entero y positivo En la tabla se debe ingresar el
nuacutemero de unidades de cada central la capacidad en MW y FOR de las
unidades en el ejemplo se puede observar que cada central posee unidades
con la misma capacidad y FOR pero esto no siempre es asiacute Cuando en el
sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades de diferentes
capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan las mismas
capacidades y FOR de ser posible con lo cual se habraacute dividido la central
original en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna
variacioacuten en los resultados
Dentro de estos paraacutemetros se debe considerar que el nuacutemero de unidades
debe ser un nuacutemero entero mayor a cero la capacidad de cada unidad debe
ser mayor a cero y el FOR de las unidades debe estar entre cero y uno
Figura A2 Interfaz para la entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos se pueden editar directamente en la tabla o se pueden copiar desde
una hoja de Excel y pegar en la tabla en este caso los datos deben estar
dispuestos en el orden que la tabla lo indica y deben seleccionarse y pegarse
todos a la vez mediante la opcioacuten pegar del menuacute contextual que aparece al
dar un clic con el botoacuten derecho del mouse En la tabla A1 se presenta un
ejemplo
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CENTRALES
UNIDADES MW FOR
5 12 002
4 20 01
6 50 001
4 76 002
3 100 004
4 155 004
3 197 005
1 350 008
2 400 012
Tabla A1 Disposicioacuten de los datos del sistema de generacioacuten para utilizar la
opcioacuten pegar
Entrada de datos del plan de mantenimiento programado
Si se desea ingresar un plan de mantenimiento programado para las unidades
del sistema de generacioacuten se debe marcar el recuadro correspondiente
(iquestIncluye plan de mantenimiento) Como se indica en la figura A2
Cuando se ha marcado el recuadro de plan de mantenimiento programado se
presenta una tabla que contiene a todas las unidades del sistema de
generacioacuten indicando la central nuacutemero de unidad capacidad de dicha unidad
y hora de finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento (Figura A3 a) En esta
tabla uacutenicamente se puede modificar la hora de finalizacioacuten e inicio del
mantenimiento ya que los demaacutes paraacutemetros deben estar relacionados con los
datos del sistema de generacioacuten ingresado previamente
Se debe considerar que las horas de inicio y finalizacioacuten deben ser nuacutemeros
positivos que pueden ser miacutenimo cero y maacuteximo 8760 (8784 para antildeos
bisiestos para esto se debe marcar el cuadro correspondiente) ya que el plan
de mantenimiento considerado debe ser un plan anual ademaacutes la hora de
finalizacioacuten siempre debe ser mayor que la hora de inicio
Finalmente se puede considerar maacutes de un periodo de mantenimiento para
cada unidad como se muestra en la Figura A3 b) en la unidad 3 de la central 2
Se puede adicionar intervalos de mantenimiento mediante la opcioacuten
correspondiente del menuacute contextual con la cual nos pediraacute que ingresemos la
central y la unidad a la cual se le va a adicionar un intervalo de mantenimiento
(Figura 34)
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a)
b)
Figura A3 Interfaz para el ingreso del plan de mantenimiento de cada unidad
del sistema de generacioacuten
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Figura A4 Interfaz para el ingreso de un nuevo intervalo de mantenimiento de
una determinada unidad
Adicionalmente los datos pueden ser copiados desde una hoja de Excel y
pegados en la tabla correspondiente Para esto se debe seleccionar cinco
columnas que contengan la central nuacutemero de unidad capacidad hora de
finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento en ese orden En este caso las
unidades pueden tener maacutes de un intervalo de mantenimiento en el antildeo los
cuales pueden ser colocados en la tabla directamente En la tabla A2 Se
presenta un ejemplo
Cabe recalcar que todo lo dicho anteriormente con respecto a las restricciones
de la informacioacuten es maacutes bien a manera de informacioacuten ya que el programa
computacional posee internamente sentencias que guiacutean al usuario cuando se
ingresa datos incorrectos esto se realiza mediante cuadros de dialogo que
indican el error cometido y la forma correcta de la informacioacuten a ser ingresada
Este sistema se aplica a todos los elementos de la interfaz que se utilizan para
entrada de datos
La hora de finalizacioacuten se ingresa primero que la hora de inicio para efectos de
control de los datos ingresados uacutenicamente
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PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
CENTRAL UNIDAD MW H INICIO H SALIDA
1 1 12 1680 1344
1 2 12 4536 4200
1 3 12 5712 5376
1 4 12 6552 6216
1 5 12 7056 6720
2 1 20 1680 1344
2 2 20 2184 1848
2 3 20 2184 1848
2 4 20 5712 5376
3 1 50 2856 2520
3 2 50 3696 3360
3 3 50 4704 4368
3 4 50 5376 5040
3 5 50 6552 6216
3 6 50 7056 6720
4 1 76 840 336
4 2 76 2856 2352
4 3 76 5376 4872
4 4 76 6048 5544
5 1 100 3696 3192
5 2 100 4872 4368
5 3 100 7224 6720
6 1 155 1512 840
6 2 155 2352 1680
6 3 155 4872 4200
6 4 155 6552 5880
7 1 197 1848 1176
7 2 197 3024 2352
7 3 197 7224 6552
8 1 350 5880 5040
9 1 400 2520 1512
9 2 400 6720 5712
Tabla A2 Disposicioacuten de los datos del plan de mantenimiento para ser
pegados en la tabla
Entrada de datos de demanda
Los datos de demanda se pueden representar mediante tres modelos
demanda maacutexima diaria demanda horaria y modelo aproximado de demanda
maacutexima diaria u horaria representado mediante una recta o varias rectas
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Figura A5 Interfaz para el ingreso de datos de demanda maacutexima diaria
Figura A6 Interfaz para el ingreso de datos de demanda representados
mediante el modelo aproximado
Los datos de demanda maacutexima diaria u horaria deben ser valores positivos y
sus unidades deben estar en MW Cuando se desea calcular los iacutendices de
confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento programado el nuacutemero de
datos del modelo de demanda maacutexima diaria estaacute restringido a maacuteximo 365
datos (366 para antildeos bisiestos) y cuando se utiliza demanda horaria se limita
8760 (8784 para antildeos bisiestos) ya que el plan de mantenimiento programado
es anual ademaacutes en este caso en el programa no se puede aplicar el modelo
aproximado y los datos de cualquiera de los otros dos modelos deben ser
ingresados en orden cronoloacutegico Si se desea incluir incertidumbre en la
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demanda se debe marcar el recuadro correspondiente e ingresar el valor de la
incertidumbre
El valor de la incertidumbre a ingresar debe estar representado como un
porcentaje de la demanda y debe ser un valor positivo
El modelo de carga aproximado se obtiene mediante las curvas DPLVC o
LDC Cuando se utilice este modelo se debe ingresar tres paraacutemetros como se
muestra en la Figura A6 En la columna de inicio se debe ingresar el valor
maacuteximo de la recta en la columna nombrada como Final se debe ingresar el
valor miacutenimo o final de la recta y en la columna de tiempo se debe ingresar el
periodo de duracioacuten de dicha recta especificando si el valor del tiempo es diacuteas
u horas en los marcadores correspondientes
Hay que recalcar que los valores de inicio y fin de la recta deben ser positivos y
el valor inicial siempre debe ser mayor o igual que el valor final El tiempo
siempre debe ser un valor entero y positivo
Presentacioacuten de COPT (Capacity Outage Probability Table)
Dentro del bloque de la COPT se presentan cuatro paraacutemetros
Estados La columna de estados representa todas las posibles combinaciones
de MW que pueden desconectarse simultaacuteneamente empezando con cero MW
hasta la maacutexima generacioacuten disponible o instalada
Cap Out (MW) Esta columna representa la capacidad de generacioacuten en MW
que se desconectan en cada uno de los estados
P(x) En esta columna se presentan las probabilidades individuales de
encontrar X MW fuera de servicio
P(X) En esta columna se presentan las probabilidades acumuladas de
encontrar X o maacutes MW fuera de servicio
Estos paraacutemetros se presentan cuando no se incluye plan de mantenimiento
programado como se muestra en la figura A7 por el contrario cuando en el
caacutelculo se incluye plan de mantenimiento programado de las unidades el
nuacutemero de tablas que se obtenga seraacute igual al nuacutemero de intervalos que se
obtenga de dicho plan como se muestra en la figura A8 Por lo tanto en este
caso ademaacutes de disponer de los datos mencionados anteriormente se indica el
nuacutemero de COPT y el intervalo de tiempo en el que se aplicaraacute dicha tabla al
momento de determinar los iacutendices de confiabilidad
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Figura A7 Interfaz para presentar
COPT sin plan de mantenimiento
programado
Figura A8 Interfaz para presentar COPTs
cuando se incluye plan de mantenimiento
programado
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Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad para cada dato demanda
Dentro de esta interfaz se presentan los iacutendices de confiabilidad
correspondientes a cada dato de demanda Cabe indicar que los iacutendices a
presentar dependen del modelo de carga escogido como se explica a
continuacioacuten
Modelo de demanda maacutexima diaria Cuando se utiliza este modelo uacutenicamente
se presenta el LOLP (Lost Of Load Probability) probabilidad de peacuterdida de
carga para cada dato de demanda (Figura A9)
Figura A9 Interfaz para presentar el LOLP para cada dato de demanda
maacutexima diaria
Modelo de demanda horaria Cuando el modelo utilizado es el de demanda
horaria se presenta el LOEP (Lost Of Energy Probability) Figura A10
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Joseacute Pachari P 163
Figura A10 Interfaz para presentar el LOEP para cada dato de demanda
horaria
Para los dos casos ya expuestos cuando se utiliza plan de mantenimiento
programado se presenta una columna adicional que indica la COPT utilizada en
el caacutelculo
Figura A11 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con plan de
mantenimiento programado de las unidades
Finalmente cuando se considera la incertidumbre en el pronoacutestico de la
demanda se presenta el LOLP que se obtiene para cada uno de los datos
obtenidos para los intervalos de clase de correspondientes de la curva de
distribucioacuten Cabe recalcar que para encontrar el LOLE total estos valores
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Joseacute Pachari P 164
deben ser multiplicados por la probabilidad correspondiente del intervalo de
clase y luego se deben sumar
Figura A12 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con incertidumbre
Modelo aproximado de demanda Cuando se utiliza este modelo se presenta el
LOLE o LOEE obtenido con cada segmento de recta En la figura A13 se
presenta los datos correspondientes a una aproximacioacuten de la curva de
DPLVC donde se muestra el LOLE obtenido para cada uno de los cuatro
segmentos de recta de la figura A6
Figura A13 Bloque para presentar los iacutendices correspondientes a cada recta
Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad de todo el sistema
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 165
En este caso se establecen dos formas de presentacioacuten las cuales estaacuten
relacionadas con el modelo de demanda utilizado Cuando el modelo es la
demanda maacutexima diaria se presentan el LOLE y un paraacutemetro adiciona que es
el tiempo total de anaacutelisis como se muestra en la figura A14
Figura A14 Iacutendices de confiabilidad para la demanda maacutexima diaria
Cuando se utiliza la demanda horaria se presentan los siguientes iacutendices
HLOLE LOEE EIR y paraacutemetros adicionales como son la Energiacutea total y el
periodo de anaacutelisis
Figura A15 Iacutendices de confiabilidad cuando el tiempo estaacute dado en horas
Guardar Informacioacuten y Resultados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 166
Para guardar la informacioacuten o los resultados obtenidos se debe seleccionar la
opcioacuten ldquoGUARDARrdquo de la barra de menuacutes con lo que se presentara el cuadro
de dialogo mostrado en la figura A16 En este cuadro se debe ingresar el
nombre del documento con extensioacuten ldquoxlsx o xlsrdquo y el nombre de la hoja luego
se habilitaran las opciones que nos permitiraacuten seleccionar los datos que
queremos guardar
Adicionalmente se pueden copiar los resultados o datos ingresados
seleccionando los datos dentro de la tabla para esto coloque el cursor en el
inicio del grupo que desea copiar y luego presione ldquoShiftrdquo y diriacutejase al fin del
grupo que desea copiar luego presione Ctrl+c
Figura A15 Interfaz para guardar informacioacuten y resultados seleccionados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 167
ANEXO B
Informacioacuten del Reliability Test System
B11
Tabla de capacidad de salida
0-1 600 MW
x P(x) x P(x) x P(x)
0 1 420 0186964 1 020 0003624
12 0763604 440 0151403 1 040 0003257
20 0739482 460 0137219 1 060 0002857
24 0634418 480 0126819 1 080 0002564
32 0633433 500 0122516 1 100 0002353
36 0622712 520 0108057 1 120 0002042
40 0622692 540 0101214 1 140 0001889
44 0605182 560 0084166 1 160 0001274
48 0604744 580 0075038 1 180 0000925
50 0604744 600 0062113 1 200 0000791
52 0590417 620 0054317 1 220 000069
56 058863 640 0050955 1 240 0000603
60 0588621 660 0047384 1 260 000049
80 055993 680 0044769 1 280 000043
100 0547601 700 0042461 1 300 0000401
120 0512059 720 0040081 1 320 0000305
140 0495694 740 0038942 1 340 0000257
160 0450812 760 0030935 1 360 0000164
180 0425072 780 0026443 1 380 0000122
200 0381328 800 0024719 1 400 0000102
220 035599 820 0018716 1 420 0000084
240 0346093 840 0015467 1 440 0000071
260 0335747 860 0013416 1 460 0000056
280 0328185 880 0012136 1 480 0000046
300 0320654 900 0011608 1 500 000004
320 0314581 920 0009621 1 520 0000027
340 0311752 940 0008655 1 540 000002
360 0283619 960 0006495 1 560 0000013
380 0267902 980 0005433 1 580 000001
400 0261873 1 000 0004341 1 600 0000008
Tabla B11 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 168
B12
Tabla de capacidad de salida
1 500-2 450 MW
x P(x) x P(x)
1 500 404E-05 2 000 725E-09
1 550 149E-05 2 050 295E-09
1 600 806E-06 2 100 843E-10
1 650 408E-06 2 150 306E-10
1 700 158E-06 2 200 927E-11
1 750 722E-07 2 250 232E-11
1 800 291E-07 2 300 797E-12
1 850 153E-07 2 350 166E-12
1 900 469E-08 2 400 470E-13
1 950 215E-08 2 450 105E-13
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS con incrementos de 50 MW entre estados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 169
B13
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW) Diacutea
Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW)
1 228473 41 184557 81 198907 121 238545
2 245670 42 179764 82 194763 122 233774
3 240757 43 220522 83 159540 123 229003
4 235843 44 237120 84 155396 124 224232
5 230930 45 232378 85 186595 125 183680
6 189166 46 227635 86 200640 126 178909
7 184253 47 222893 87 196627 127 230594
8 238545 48 182582 88 192614 128 247950
9 256500 49 177840 89 188602 129 242991
10 251370 50 213630 90 154493 130 238032
11 246240 51 229710 91 150480 131 233073
12 241110 52 225116 92 198788 132 190922
13 197505 53 220522 93 213750 133 185963
14 192375 54 215927 94 209475 134 233244
15 232714 55 176877 95 205200 135 250800
16 250230 56 172283 96 200925 136 245784
17 245225 57 196137 97 164588 137 240768
18 240221 58 210900 98 160313 138 235752
19 235216 59 206682 99 191101 139 193116
20 192677 60 202464 100 205485 140 188100
21 187673 61 198246 101 201375 141 226883
22 221052 62 162393 102 197266 142 243960
23 237690 63 158175 103 193156 143 239081
24 232936 64 195342 104 158223 144 234202
25 228182 65 210045 105 154114 145 229322
26 223429 66 205844 106 212040 146 187849
27 183021 67 201643 107 228000 147 182970
28 178268 68 197442 108 223440 148 214956
29 233244 69 161735 109 218880 149 231135
30 250800 70 157534 110 214320 150 226512
31 245784 71 189511 111 175560 151 221890
32 240768 72 203775 112 171000 152 217267
33 235752 73 199700 113 199848 153 177974
34 193116 74 195624 114 214890 154 173351
35 188100 75 191549 115 210592 155 238545
36 222907 76 156907 116 206294 156 256500
37 239685 77 152831 117 201997 157 251370
38 234891 78 192691 118 165465 158 246240
39 230098 79 207195 119 161168 159 241110
40 225304 80 203051 120 221847 160 197505
Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 170
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
161 192375 201 214588 241 202772 281 196932
162 235099 202 175779 242 198634 282 211755
163 252795 203 171214 243 194495 283 207520
164 247739 204 233244 244 159321 284 203285
165 242683 205 250800 245 155183 285 199050
166 237627 206 245784 246 186860 286 163051
167 194652 207 240768 247 200925 287 158816
168 189596 208 235752 248 196907 288 197197
169 237485 209 193116 249 192888 289 212040
170 255360 210 188100 250 188870 290 207799
171 250253 211 191366 251 154712 291 203558
172 245146 212 205770 252 150694 292 199318
173 240038 213 201655 253 206739 293 163271
174 196627 214 197539 254 222300 294 159030
175 191520 215 193424 255 217854 295 212040
176 228208 216 158443 256 213408 296 228000
177 245385 217 154328 257 208962 297 223440
178 240477 218 205679 258 171171 298 218880
179 235570 219 221160 259 166725 299 214320
180 230662 220 216737 260 184210 300 175560
181 188946 221 212314 261 198075 301 171000
182 184039 222 207890 262 194114 302 233509
183 200113 223 170293 263 190152 303 251085
184 215175 224 165870 264 186191 304 246063
185 210872 225 212040 265 152518 305 241042
186 206568 226 228000 266 148556 306 236020
187 202265 227 223440 267 191896 307 193335
188 165685 228 218880 268 206340 308 188314
189 161381 229 214320 269 202213 309 234569
190 216281 230 175560 270 198086 310 252225
191 232560 231 171000 271 193960 311 247181
192 227909 232 193221 272 158882 312 242136
193 223258 233 207765 273 154755 313 237092
194 218606 234 203610 274 191896 314 194213
195 179071 235 199454 275 206340 315 189169
196 174420 236 195299 276 202213 316 240930
197 212305 237 159979 277 198086 317 259065
198 228285 238 155824 278 193960 318 253884
199 223719 239 192426 279 158882 319 248702
200 219154 240 206910 280 154755 320 243521
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 171
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
321 199480 332 248577 343 201353 354 273600
322 194299 333 243504 344 257099 355 267900
323 249147 334 238431 345 276450 356 219450
324 267900 335 195311 346 270921 357 213750
325 262542 336 190238 347 265392 358 252328
326 257184 337 249677 348 259863 359 271320
327 251826 338 268470 349 212867 360 265894
328 206283 339 263101 350 207338 361 260467
329 200925 340 257731 351 265050 362 255041
330 235895 341 252362 352 285000 363 208916
331 253650 342 206722 353 279300 364 203490
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 172
B14
PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio
1 1 12 1 680 1 344 4 2 76 2 856 2 352
1 2 12 4 536 4 200 4 3 76 5 376 4 872
1 3 12 5 712 5 376 4 4 76 6 048 5 544
1 4 12 6 552 6 216 5 1 100 3 696 3 192
1 5 12 7 056 6 720 5 2 100 4 872 4 368
2 1 20 1 680 1 344 5 3 100 7 224 6 720
2 2 20 2 184 1 848 6 1 155 1 512 840
2 3 20 2 184 1 848 6 2 155 2 352 1 680
2 4 20 5 712 5 376 6 3 155 4 872 4 200
3 1 50 2 856 2 520 6 4 155 6 552 5 880
3 2 50 3 696 3 360 7 1 197 1 848 1 176
3 3 50 4 704 4 368 7 2 197 3 024 2 352
3 4 50 5 376 5 040 7 3 197 7 224 6 552
3 5 50 6 552 6 216 8 1 350 5 880 5 040
3 6 50 7 056 6 720 9 1 400 2 520 1 512
4 1 76 840 336 9 2 400 6 720 5 712
Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 173
ANEXO C
Base de datos del sistema de generacioacuten ecuatoriano
C11
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC-
ELEC
TRO
GU
AYA
S
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 102 93 699 D NO D
Gonzalo Zeballos TG-4 T turbogas 2627 20 1002 NO NO D
Gonzalo Zeballos TV-2 T turbovapor 73 73 876 D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 T turbovapor 73 73 876 D D D
Trinitaria TV-1 T turbovapor 133 133 1174 D D D
Pascuales II TM1 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM2 T turbogas 228 21 1002 NI NI NO
Pascuales II TM3 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM4 T turbogas 228 215 1002 NI NI NO
Pascuales II TM5 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM6 T turbogas 228 20 1002 NI NI NO
CEL
EC -
HID
RO
AG
OYAacute
N
Agoyaacuten U1 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Agoyaacuten U2 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Pucara U1 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
Pucara U2 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
CEL
EC -
HID
RO
PA
UTE
Paute 1 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 2 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 3 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 4 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 5 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 6 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 7 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 8 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 9 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 10 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
CEL
EC -
TER
MO
ESM
ERA
LDA
S
Termoesmeraldas CTE T turbovapor 1325 131 1174 D D D
Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 174
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC -
TER
MO
PIC
HIN
CH
A
Guangopolo U1 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U2 Teacutermica MCI 52 51 1297 NO NO NO
Guangopolo U3 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U4 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U5 Teacutermica MCI 52 51 1297 D NO NO
Guangopolo U6 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U7 Teacutermica MCI 192 14 1297 D D D
La Propicia U1 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D D
La Propicia U2 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D NO
Miraflores 1 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 2 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 3 Teacutermica MCI 34 2 1297 NO NC NO
Miraflores 4 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NO NO
Miraflores 7 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 8 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 9 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 10 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 11 Teacutermica MCI 6 5 1297 NO NO NO
Miraflores 12 Teacutermica MCI 6 5 1297 D D D
Miraflores 13 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 14 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 16 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 18 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 22 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 15 Teacutermica MCI 25 19 1297 D D I
Miraflores TG1 Teacutermica MCI 228 19 1297 NI NI D
Santa Rosa TG1 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG2 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG3 T turbo gas 171 17 1667 D NO NO
Pedernales 15 Teacutermica MCI 25 2 1297 NI NI D
Power bargue II PB-1 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-2 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-3 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-4 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 175
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009 EL
ECA
UST
RO
SA
Saucay G1 Hidraacuteulica 4 4 787 D D D
Saucay G2 Hidraacuteulica 4 4 535 D D D
Saucay G3 Hidraacuteulica 8 8 4874 D D D
Saucay G4 Hidraacuteulica 8 8 424 D D D
Saymirin G1 Hidraacuteulica 126 126 034 D D D
Saymirin G2 Hidraacuteulica 126 126 042 D D D
Saymirin G3 Hidraacuteulica 196 196 027 D D D
Saymirin G4 Hidraacuteulica 196 196 026 D D D
Saymirin G5 Hidraacuteulica 4 4 062 D D D
Saymirin G6 Hidraacuteulica 4 4 053 D D D
El Descanso G1 Teacutermica MCI 48 43 787 D D D
El Descanso G2 Teacutermica MCI 48 43 535 D D D
El Descanso G3 Teacutermica MCI 48 43 4874 D NO D
El Descanso G4 Teacutermica MCI 48 43 424 D D D
Monay G1 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G2 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G3 Teacutermica MCI 15 11 1297 NO NO NO
Monay G4 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
Monay G5 Teacutermica MCI 238 11 1297 NO NO NO
Monay G6 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
MA
CH
AL
PO
WER
Machala power A T turbo gas 70 667 699 D D D
Machala power B T turbo gas 70 67 699 D D D
TER
MO
GU
AYA
S
SA
Termoguayas U1 Teacutermica MCI 20 20 1297 D D D
Termoguayas U2 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U3 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U4 Teacutermica MCI 50 5 1297 D NO NO
ELEC
TRO
QU
IL
SA
Electroquil U1 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U2 T turbo gas 46 46 1002 D D D
Electroquil U3 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U4 T turbo gas 45 45 1002 D D D
ECO
LUZ
Loreto-Ex Inecel Loreto Hidraacuteulica 23 211 773 D D D
EMA
AP
-Q
El Carmen U1 Hidraacuteulica 84 82 773 D D D
GEN
ERO
CA
SA
Generoca U1 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U2 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U3 Teacutermica MCI 47 467 1297 D D D
Generoca U4 Teacutermica MCI 47 446 1297 D D D
Generoca U5 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U6 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U7 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D NO
Generoca U8 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 176
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
NA
CIOacute
N S
A Marcel
Laniado U1 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U2 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U3 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
HID
RO
PA
ZTA
ZA
San francisco
U1 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
San francisco
U2 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
HID
RO
SIB
IMB
E
SA
Sibimbe U1 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Sibimbe U2 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Uravia U1 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
Uravia U2 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
INTE
RV
ISA
SA
Victoria II Victoria
II T turbo gas 105 102 699 D D D
ULY
SEA
S
Power Bargue I
PB1 Teacutermica
MCI 30 275 1297
No operoacute
No operoacute
No operoacute
EMP
RES
A E
LEacuteC
TRIC
A A
MB
ATO
Bataacuten G1 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G2 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G3 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G4 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Lligua G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
Lligua G2 Teacutermica
MCI 25 15 1297 D D D
Peniacutensula G1 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G2 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G3 Hidraacuteulica 05 04 773 D D D
Peniacutensula G4 Hidraacuteulica 15 15 773 D D D
CN
EL -
BO
LIV
AR
Guaranda U1 Teacutermica
MCI 056 045 1297 NO NO NO
Guaranda U2 Teacutermica
MCI 11 088 1297 NC NO NO
Chimbo U1 Hidraacuteulica 0563 045 773 D D NO
Chimbo U2 Hidraacuteulica 11 088 773 D D D
Chimbo U3 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NO NO
Chimbo U4 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Chimbo U5 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 177
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CN
EL-
LOS
RIO
S
Centro Industrial
U1 Teacutermica MCI 2865 24 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U2 Teacutermica MCI 2865 242 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U3 Teacutermica MCI 2865 25 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U4 Teacutermica MCI 2865 245 1297 NO NO NO
CN
EL -
MIL
AG
RO
Milagro 3 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 4 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 5 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 6 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 7 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 8 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
CN
EL -
SA
NTA
ELE
NA
Posorja G1005 Teacutermica MCI 284 2 1297 NO NO NO
La libertad U1 Teacutermica MCI 26 22 1297 D NO NO
La libertad U10 Teacutermica MCI 26 2 1297 D NO NO
La libertad U11 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U12 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U3 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U4 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U5 Teacutermica MCI 114 - 1297 NO NO NO
La libertad U6 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U7 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U8 Teacutermica MCI 444 - 1297 NO NO NO
La libertad U9 Teacutermica MCI 444 2 1297 D NO NO
Playas G-1003 Teacutermica MCI 0602 03 1297 NC NO NO
Playas G-1004 Teacutermica MCI 12 05 1297 NC NO NO
ELEC
TRIC
A D
E G
UA
YAQ
UIL
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS
T Turbogas 2265 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS
T Turbogas 223 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS
T Turbogas 15 14 1667 D D D
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS
T Turbogas 237 18 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS
T Turbogas 2312 19 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS T
turbovapor 345 33 876 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G1-CAT T Turbogas 54 465 699 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G2-CAT T Turbogas 408 35 1002 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 178
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A N
OR
TE
Ambi G1 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
Ambi G2 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
La playa G1 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G2 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G3 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
San Gabriel G1 Hidraacuteulica 023 02 773 NO NO NO
San Miguel de Car
G1 Hidraacuteulica 295 295 773 D D D
San Francisco Norte
G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A D
EL S
UR
Carlos Mora U1 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U2 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U3 Hidraacuteulica 12 12 773 D D D
Catamayo U1 Teacutermica
MCI 18 - 1297 NO NO NO
Catamayo U10 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
Catamayo U2 Teacutermica
MCI 128 1 1297 D D D
Catamayo U3 Teacutermica
MCI 0766 - 1297 NO NO NO
Catamayo U4 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 D D D
Catamayo U5 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 NO D D
Catamayo U6 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D D NO
Catamayo U7 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D NO D
Catamayo U8 Teacutermica
MCI 25 24 1297 D D D
Catamayo U9 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CEN
TRO
SU
R Macas ALLEN 1
Teacutermica MCI
114 06 1297 NO NO NO
Macas ALLEN 2 Teacutermica
MCI 114 06 1297 NO NO NO
Macas General Teacutermica
MCI 25 15 1297 NO NO NO
CN
EL -
EL
OR
O
Machala GM 4 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Machala GM 5 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Collin Lockett Crossley
3 Teacutermica
MCI 545 46 1297 D D NO
Collin Lockett Crossley
4 Teacutermica
MCI 545 43 1297 D D NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 179
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CO
TOP
AX
I
Illuichi No1 Grupo 1 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No2 Grupo 2 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No3 Grupo 3 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 4
Grupo 4 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 2 Grupo 1 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
Illuichi No 3 Grupo 2 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A Q
UIT
O
Cumbaya U1 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U2 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U3 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U4 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
G Hernaacutendez
U1 Teacutermica
MCI 572 572 1297 NO NO D
G Hernaacutendez
U2 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U3 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U4 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U5 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U6 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
Luluncoto U1 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 D D D
Luluncoto U2 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO NO
Luluncoto U3 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO D
Luluncoto U4 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NI NO NO
Nayoacuten U1 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Nayoacuten U2 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Pasochoa U1 Hidraacuteulica 225 225 773 D D D
Pasochoa U2 Hidraacuteulica 225 225 773 D D NO
Los chillos U1 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Los chillos U2 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Guangopolo U1 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U2 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U3 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U4 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U5 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U6 Hidraacuteulica 1152 1152 773 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 180
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
RIO
BA
MB
A
Alaacuteo Grupo 1 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 2 Hidraacuteulica 26 25 773 NO D D
Alaacuteo Grupo 3 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 4 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Rio Blanco Uacutenica Hidraacuteulica 3125 3 773 D D D
Riobamba Uacutenica Teacutermica MCI 25 2 1297 D D D
AG
UA
Y G
AS
DE
SILL
UN
CH
I Sillunchi 1 U-100 Hidraacuteulica 01 01 773 D D D
Sillunchi 2 U-304 Hidraacuteulica 03 03 773 D D D
C P
RO
VIN
CIA
L TU
NG
UR
AG
UA
Tilivi U1 Hidraacuteulica 011 011 773 NC NC D
ECO
ELEC
TRIC
SA
Ecoelectric Turbo
5 T
Turbovapor 3 22 876 D D D
Ecoelectric Turbo
6 T
Turbovapor 6 55 876 D D D
Ecoelectric Turbo
7 T
Turbovapor 275 275 876 NI D D
ECO
LUZ Papallacta G1 Hidraacuteulica 219 195 773 D D D
Papallacta G2 Hidraacuteulica 444 425 773 D D D
ECU
DO
S S
A
Ecudos A-G TGE-1 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-2 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-3 T
Turbovapor 7 6 876 D D D
Ecudos A-G TGE-4 T
Turbovapor 168 168 876 D D D
ELEC
TRO
AN
DIN
A
Espejo U1 Hidraacuteulica 03 023 773 NI NO D
Espejo U2 Hidraacuteulica 02 016 773 NI NO D
Otavalo U1 Hidraacuteulica 04 04 773 NI NO D
EMA
AP
-Q
Noroccidente N1 Hidraacuteulica 024 024 773 D D D
Recuperadora N1 Hidraacuteulica 147 145 773 D D D
ENER
MA
X
Calope U1 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
Calope U2 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
FAM
I P
RO
DU
CT
Lasso U1 Teacutermica MCI 375 34 1297 NC NO NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 181
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
AB
AN
ICO
Hidroabanico U1 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U2 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U3 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U4 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U5 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
HID
RO
IMB
AB
UR
A
Atuntaqui U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Atuntaqui U2 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U2 Hidraacuteulica 024 019 773 D D D
IM
MEJ
IA
La calera U1 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U2 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U3 Hidraacuteulica 1 09 773 D D D
LA
INTE
RN
AC
ION
AL
Vindobona U1 Hidraacuteulica 15 14 773 D D D
Vindobona U2 Hidraacuteulica 15 143 773 D D D
LA F
AR
GE
Selva Alegre U1 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U2 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U3 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U4 Teacutermica MCI 385 33 1297 D D D
Selva Alegre U5 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U6 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U7 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
MA
NA
GEN
ERA
CIOacute
N La esperanza U1 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
La esperanza U2 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
Poza Honda U1 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
Poza Honda U2 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
MO
LIN
OS
LA
UN
ION
Geppert Geppert Hidraacuteulica 157 13 773 D D D
Kohler Kholer Teacutermica MCI 16 14 1297 D NO NO
PER
LAB
I S
A
Perlabi U1 Hidraacuteulica 279 25 773 D D D
SOC
IED
AD
SA
N
CA
RLO
S
San Carlos Turbo 1 T Turbovapor 3 24 876 D D NO
San Carlos Turbo 2 T Turbovapor 4 32 876 D D NO
San Carlos Turbo 3 T Turbovapor 16 128 876 D D D
San Carlos Turbo 4 T Turbovapor 12 96 876 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 182
C12
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H
Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PUCARAacute
1 365 3 720 2 520 208 198 2 976 1 536 3 816 3 600
1 365 41135 4 111 3 096 1 656 6 240 6 192 6 504 6 456
1 365 62985 6 296 59365 5 934 8 232 8 184 8 184 8 136
2 365 85055 8 503 80485 8 046 1 392 1 344 2 952 1 512
2 365 2 016 1 848 208 198 3 336 3 120 6 552 6 504
2 365 41135 4 111 3 384 3 192 6 288 6 240 8 232 8 184
2 365 62985 6 296 59365 5 934 8 280 8 232 0 0
2 365 85055 8 503 84565 8 454 0 0 0 0
AGOYAacuteN
1 80 1 320 1 176 1 296 1 152 360 192 336 168
1 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 928 2 784 2 568 2 424
1 80 6 144 6 000 5 496 5 352 4 416 4 248 4 536 4 368
1 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 632 7 488 8 760 7 248
2 80 1 176 1 008 1 152 984 360 192 336 168
2 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 784 2 616 2 352 2 184
2 80 6 000 5 832 5 352 5 184 4 416 4 248 4 536 4 368
2 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
SAN FRANCISCO
1 115 0 0 1 296 1 152 360 192 336 168
1 115 0 0 3 792 3 624 2 928 2 784 4 536 1 080
1 115 0 0 5 496 5 352 5 832 3 624 8 760 7 248
1 115 0 0 8 040 7 872 7 632 7 488 0 0
2 115 0 0 1 152 984 360 192 336 168
2 115 0 0 3 792 3 624 2 784 2 616 4 536 1 080
2 115 0 0 5 352 5 184 5 832 3624 6 216 6 048
2 115 0 0 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
PAUTE
1 100 3035 294 2315 222 395 30 635 54
1 100 14255 1 416 17675 1 758 11915 1 182 15275 1 518
1 100 3 370 3 288 3178 3 096 2650 2 568 3 091 3 024
1 100 44555 4 446 44555 4 446 39515 3 942 45995 4 590
1 100 61835 6 174 59435 5 934 54155 5 406 60635 6 054
1 100 7 570 7 344 7 546 7 320 6658 6 432 0 0
1 100 0 0 0 0 79595 7 950 0 0
2 100 874 792 322 240 1282 1 200 395 30
2 100 22955 2 286 15995 1 590 25595 2 550 1411 1 344
2 100 36155 3 606 29435 2 934 39275 3 918 29195 2 910
2 100 5 050 4 824 4 858 4 632 5986 5 760 44315 4 422
Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 183
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PAUTE
2 100 63275 6318 59675 5958 72635 7254 6297 6072
2 100 76475 7638 72875 7278 84635 8454 77675 7758
2 100 0 0 8722 8640 0 0 0 0
3 100 7835 774 7595 750 1114 888 1257 1032
3 100 21275 2118 22715 2262 22475 2238 27515 2742
3 100 2200 2118 4018 3936 36155 3606 42395 4230
3 100 52955 5286 155 6 5338 5256 5779 5712
3 100 68315 6822 66395 6630 67595 6750 72395 7230
3 100 8242 8016 8218 7992 82715 8262 0 0
4 100 4235 414 4235 414 610 384 875 78
4 100 19835 1974 19355 1926 17435 1734 22475 2238
4 100 3538 3456 3370 3288 29195 2910 3763 3696
4 100 48155 4806 49595 4950 4522 4440 52715 5262
4 100 63515 6342 63035 6294 60635 6054 67835 6774
4 100 7906 7680 7882 7656 76235 7614 75035 7494
5 100 4475 438 1162 1080 778 696 907 840
5 100 1690 1608 26075 2598 22715 2262 24155 2406
5 100 33035 3294 39275 3918 37355 3726 39035 3894
5 100 46475 4638 5698 5472 5650 5424 5625 5400
5 100 6610 6384 69755 6966 67835 6774 71195 7110
5 100 71675 7158 84875 8478 81035 8094 87515 8742
5 100 86795 8670 0 0 0 0 0 0
6 115 19835 1974 2026 1944 2122 1896 2098 1872
6 115 4210 4128 41435 4134 40955 4086 42635 4254
6 115 63755 6366 6202 5976 6394 6312 6619 6552
6 115 8578 8352 83195 8310 82955 8286 0 0
7 115 192 0 226 0 17675 1758 18635 1854
7 115 23195 2310 22955 2286 3826 3744 4099 4032
7 115 4546 4464 4546 4464 62795 6270 63755 6366
7 115 6448 6366 7224 6312 8698 8472 0 0
8 115 1738 1512 1498 1272 1618 1392 1762 1536
8 115 36395 3630 36395 3630 35915 3582 39275 3918
8 115 5722 5640 5866 5784 6178 6096 6451 6384
8 115 80075 7998 79835 7974 81275 8118 86555 8646
9 115 682 456 658 432 274 48 418 192
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 184
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAUTE
9 115 29675 2 958 27755 2 766 18875 1 878 25835 2 574
9 115 5 218 5 136 5 050 4 968 4 330 4 248 4 771 4 704
9 115 71915 7 182 71435 7 134 67355 6 726 70955 7 086
10 115 1 234 1 008 994 768 13835 1 374 11675 1 158
10 115 33275 3 318 32795 3 270 3 490 3 408 3 427 3 360
10 115 5 554 5 472 5 458 5 376 57275 5 718 57035 5 694
10 115 76715 7 662 73115 7 302 7 498 7 272 8 650 8 424
MARCEL LANIADO
1 71 3 024 2 688 2 280 1 944 3 288 2 952 5 448 5 088
1 71 0 0 0 0 0 0 5 976 5 832
1 71 0 0 0 0 0 0 6 696 6 552
2 71 3 528 3 192 2 832 2 496 3 792 3 456 5 232 5 088
2 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
2 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
3 71 5 712 5 400 1 824 1 488 4 296 3 960 5 232 5 088
3 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
3 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
SAYMIRIacuteN
1 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
1 126 3 336 2 184 3 240 3 168 4 056 3 960 2 808 2 592
1 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
1 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
2 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
2 126 3 336 2 184 3 288 3 216 4 056 3 960 2 808 2 592
2 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
2 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
3 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
3 196 3 288 3 216 3 384 3 336 3 864 3 744 1 896 1 752
3 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 808 2 592
3 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 2 952 2 928
3 196 0 0 0 0 0 0 3 360 3 264
4 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
4 196 3 456 3 384 3 432 3 384 4 584 4 464 1 896 1 752
4 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
4 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 3 360 3 264
5 4 936 864 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
5 4 2 112 2 040 2 088 2 016 3 888 3 816 2 352 2 160
6 4 1 104 1 032 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
6 4 2 112 2 040 2 088 2 016 4 056 3 984 2 352 2 160
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 185
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
SAUCAY
1 4 2 472 2 352 2 616 2 496 1 056 936 1 896 1 752
1 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
1 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
2 4 2 640 2 520 2 784 2 664 1 056 936 1 896 1 752
2 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
2 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
3 8 2 808 2 688 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
3 8 5 520 5 496 2 904 2 832 3 912 3 792 3 312 3 096
3 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
4 8 2 976 2 856 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
4 8 5 520 5 496 3 072 3 000 3 912 3 792 3 312 3 096
4 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
PASOCHOA 1 225 4 320 3 624 3 624 2 928 3 576 2 952 2 880 2 160
2 225 5 088 4 368 4 368 3 720 4 344 3 624 3 624 2 928
CUMBAYAacute
1 10 1 296 0 6 648 4 512 5 328 5 256 3 888 3 768
2 10 624 0 0 0 4 584 4 464 7 080 6 960
2 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
3 10 0 0 0 0 4 920 4 800 0 0
3 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
4 10 0 0 0 0 720 0 4 224 4 104
4 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
NAYOacuteN 1 1485 6 000 5 880 0 0 1 176 768 7 584 7 464
2 1485 6 672 6 552 0 0 2 880 1 848 6 552 4 344
GUANGOPOLO
1 2 5 832 5 088 0 0 0 0 0 0
2 2 8 688 8 064 0 0 8 736 7 488 0 0
3 17 0 0 8 760 7 320 0 0 0 0
4 17 8 016 7 296 2 184 1 152 0 0 0 0
5 2 2 136 1 416 0 0 0 0 0 0
6 1152 0 0 2 760 2 208 6 552 5 472 8 760 7 824
LOS CHILLOS 1 088 2 880 2 184 744 48 888 120 864 120
2 088 3 624 2 904 1 440 816 1 560 192 1 704 936
AMBI
1 4 1 176 1 056 7 680 6 576 7 800 7 704 5 568 5 328
1 4 4 344 3 624 0 0 0 0 5 568 5 328
2 4 1176 1 056 8 520 7 656 4 704 3 624 0 0
2 4 5 064 4 344 0 0 7 800 7 704 0 0
SAN MIGUEL DE CAR
1 295 3 144 3 096 6 144 6 072 5 376 5 352 1 464 1 440
1 295 5 448 5 352 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 186
Central Nuacutemero de
unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
LA PLAYA
1 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
1 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
1 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
2 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
2 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
2 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
3 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
3 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
3 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
ILLUCHI 1
1 0697 816 792 72 48 72 48 72 48
1 0697 2 640 1 872 792 744 768 744 768 744
1 0697 4 416 4 392 2 664 1 896 4 416 4 392 4 416 4 392
1 0697 5 184 5 136 4 440 4 416 5 184 5 136 5 184 5 136
1 0697 6 624 6 600 5 208 5 160 6 312 5 544 5 568 5 544
1 0697 8 088 8 064 7 368 7 320 7 320 7 296 7 320 7 296
1 0697 840 816 8 040 8 016 8 016 7992 8 016 7 992
2 0697 2 640 1 872 96 72 96 72 96 72
2 0697 4 440 4 416 840 816 840 816 840 816
2 0697 5 232 5 184 2 664 1 896 4 440 4 416 4 440 4 416
2 0697 6 648 6 624 4 464 4 440 5 232 5 184 5 232 5 184
2 0697 8 112 8 088 5 256 5 208 6 312 5 544 5 592 5 568
2 0697 0 0 7 416 7 392 7 392 7 368 7 392 7 368
2 0697 0 0 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
3 14 864 840 2 904 0 864 840 864 840
3 14 2 640 1 872 5 304 5 256 5 256 5 232 5 280 5 232
3 14 4 464 4 440 7 440 7 416 6 312 5 544 5 616 5 592
3 14 5 280 5 232 8 040 8 016 7 416 7 392 7 416 7 392
3 14 6 672 6 648 0 0 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 8 136 8 112 144 120 144 120 144 120
4 14 0 0 936 864 888 864 888 864
4 14 888 864 1 920 1 896 5 328 5 280 5 328 5 280
4 14 2 640 1 872 5 352 5 304 6 312 5 544 5 640 5 616
4 14 4 488 4 464 7 512 7 440 7 440 7 416 7 440 7 416
4 14 5 328 5 280 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 6 696 6 672 0 0 0 0 0 0
4 14 8 160 8 136 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 187
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ILLUCHI 2
1 26 384 360 384 360 384 360 384 360
1 26 480 456 528 504 528 504 528 504
1 26 648 504 648 624 648 624 648 624
1 26 2 544 2 520 1 080 744 2 544 2 520 2 544 2 520
1 26 2 688 2 616 2 568 2 544 3 264 3 240 3 264 3 240
1 26 3 264 3 240 3 288 3 264 3 408 3 384 3 408 3 384
1 26 3 408 3 336 3 432 3 408 4 272 4 248 4 272 4 248
1 26 4 272 4 248 4 296 4 272 8 376 7 992 8 376 7 992
1 26 6 576 6 552 8 136 8 016 0 0 0 0
1 26 7 320 7 296 0 0 0 0 0 0
1 26 7 440 7 416 0 0 0 0 0 0
1 26 7 944 7 800 0 0 0 0 0 0
2 26 408 384 408 384 408 384 408 384
2 26 480 456 552 528 552 528 552 528
2 26 672 528 672 648 672 648 672 648
2 26 2 568 2 544 1 536 1 080 2 568 2 544 2 568 2 544
2 26 2 712 2 616 2 592 2 568 3 288 3 264 3 288 3 264
2 26 3 288 3 264 3 312 3 288 3 432 3 408 3 432 3 408
2 26 3 432 3 336 3 456 3 432 4 296 4 272 4 296 4 272
2 26 4 296 4 272 4 320 4 296 8 016 7 992 8 016 7 992
2 26 6 600 6 576 8 040 8 016 8 760 8 400 8 760 8 400
2 26 7 320 7 296 8 232 8 136 0 0 0 0
2 26 7 464 7 440 0 0 0 0 0 0
2 26 7 968 7 824 0 0 0 0 0 0
C H PENINSULA
1 05 600 528 936 816 216 96 192 72
2 05 672 600 1 104 984 0 0 0 0
3 05 744 672 1 272 1 152 5 832 5 136 2 160 1 584
4 15 5 496 5 208 0 0 0 0 5 808 5 616
ALAO
1 26 528 504 1 392 1 368 528 504 1 320 1 296
1 26 816 792 2 592 2 568 2 016 1 992 2 520 2 496
1 26 2 088 2 064 4 080 4 056 3 216 3 192 4 008 3 984
1 26 3 288 3 264 5 280 5 256 4 704 4 680 5 208 5 184
1 26 5 040 5 016 6 768 6 744 5 904 5 880 6 696 6 672
1 26 5 976 5 952 7 968 7 944 7 416 7 392 7 896 7 872
1 26 7 464 7 440 0 0 8 544 8 520 0 0
1 26 8 664 8 640 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 188
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
ALAO
3 26 864 504 192 168 696 672 1320 1296
3 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 2688 2664
3 26 3456 3432 2760 2736 3384 3360 4008 3984
3 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 5496 5472
3 26 6144 6120 5448 5424 5328 5304 6696 6672
3 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 8064 8040
3 26 8664 8640 8136 8112 0 0 0 0
4 26 864 504 240 216 816 792 168 144
4 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 1320 1296
4 26 3576 3552 2880 2856 3504 3480 2808 2784
4 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 4008 3984
4 26 6264 6240 5568 5544 5448 5424 5544 5520
4 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 6696 6672
4 26 8664 8640 8256 8232 0 0 8184 8160
RIacuteO BLANCO
1 3125 72 48 720 696 1344 1320 648 624
1 3125 1416 1392 2064 2040 2688 2664 1992 1968
1 3125 2784 2736 3408 3384 4032 4008 3336 3312
1 3125 4104 4080 4752 4728 5376 5352 4680 4656
1 3125 5448 5424 6096 6072 6720 6696 6024 6000
1 3125 6792 6768 7440 7416 8064 8040 7368 7344
1 3125 8136 8112 8472 8448 0 0 8712 8688
CARLOS MORA CARRION
1 06 7176 6552 7320 6696 7272 6648 5712 5112
2 06 7992 7392 8016 7392 7992 7368 6552 5952
3 12 8736 8064 8664 8040 8640 8016 7224 6624
EL CARMEN
1 84 132 126 733 726 685 678 661 654
1 84 192 186 1405 1398 1357 1350 1333 1326
1 84 1764 1758 2077 2070 2029 2022 2005 1998
1 84 2580 2574 2869 2862 2869 2862 2845 2838
1 84 3252 3246 3568 3558 3517 3510 3493 3486
1 84 3924 3918 4261 4254 4213 4206 4189 4182
1 84 4596 4590 5101 5094 5053 5046 5029 5022
1 84 5294 5286 5773 5766 5749 5742 5701 5694
1 84 6132 6126 6445 6438 6397 6390 6541 6534
1 84 6972 6966 7285 7278 7237 7230 7213 7206
1 84 7644 7638 7957 7950 7909 7902 7885 7878
1 84 8316 8310 8461 8454 8413 8406 8389 8382
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 189
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
RECUPERADORA
1 147 757 750 709 702 661 654 637 630
1 147 1 405 1 398 1 381 1 374 1 333 1 326 1 309 1 302
1 147 2 077 2 070 2 053 2 046 2 005 1 998 1 981 1 974
1 147 2 756 2 736 2 893 2 886 2 845 2 838 2 821 2 814
1 147 3 589 3 582 3 544 3 534 3 520 3 510 3 493 3 486
1 147 4 320 3 696 4 237 4 230 4 189 4182 4 333 4 326
1 147 4 933 4 926 5 077 5 070 5 029 5 022 5 005 4 998
1 147 5 773 5 766 5 749 5 742 5 701 5 694 5677 5 670
1 147 6 445 6 438 6 421 6 414 6 541 6 534 6 288 5 952
1 147 7 285 7 278 7 261 7 254 7 213 7 206 7 213 7 206
1 147 7 957 7 950 7 933 7 926 7 885 7 878 7 885 7 878
1 147 8 509 8 502 8 437 8 430 8 701 8694 8 701 8 694
RIacuteO CHIMBO
1 056 696 672 336 312 720 696 3 744 3 624
1 056 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
1 056 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
1 056 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
1 056 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
1 056 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
1 056 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
1 056 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
1 056 6 408 6 384 6 216 6192 0 0 0 0
1 056 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
1 056 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
1 056 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
2 11 696 672 336 312 216 120 3 984 3 624
2 11 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
2 11 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
2 11 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
2 11 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
2 11 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
2 11 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
2 11 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
2 11 6 408 6 384 6 216 6 192 0 0 0 0
2 11 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
2 11 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
2 11 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 190
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAPALLACTA 1 219 7 488 7 392 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 219 0 0 7 656 7 560 7 536 7 368 7 080 6 960
2 444 600 504 624 504 720 600 1 224 1 080
2 444 0 0 1 440 1 344 1 080 960 0 0
LORETO 1 23 4 128 4 032 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 23 0 0 0 0 6 792 6 720 4 200 4 104
CALOPE
1 858 0 0 0 0 4 776 4 680 1 656 1 584
1 858 0 0 0 0 6 864 6 816 4 776 4 680
1 858 0 0 0 0 8 208 8 016 6 864 6 816
1 858 0 0 0 0 0 0 8 208 8 016
2 858 0 0 0 0 5 016 4 920 1 824 1 752
2 858 0 0 0 0 7 032 6 984 5 016 4 920
2 858 0 0 0 0 0 0 7 032 0
2 858 0 0 0 0 8 400 8 208 8 400 8 208
HIDROABANICO
1 769 0 0 0 0 57 54 57 54
1 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
1 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
1 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
2 769 0 0 0 0 57 54 57 54
2 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
2 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
2 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
3 769 0 0 0 0 81 78 81 78
3 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
3 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
3 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
4 769 0 0 0 0 81 78 81 78
4 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
4 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
4 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
5 769 0 0 0 0 81 78 81 78
5 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
5 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
5 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
ESMERALDAS 1 1325 1 656 1 416 1 680 1 440 1 896 1 656 2 448 1 368
1 1325 7 248 5 328 5 928 4 128 7 296 5 760 6 264 4 728
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 191
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
G ZEVALLOS
2 73 1 488 1 464 288 264 1 416 1 392 1 392 1 368
2 73 3 168 3 144 1 632 1 608 2 256 2 232 5 568 4 560
2 73 6 840 5 664 3 624 2 280 4 248 3 408 6 432 6 408
2 73 0 0 6 672 6 648 6 120 6 096 8 280 8 256
2 73 0 0 0 0 8 328 8 304 0 0
3 73 1 656 1 632 960 936 912 888 1 560 1 536
3 73 4 728 3 312 2 136 2 112 3 240 2 400 4 056 3 048
3 73 5 688 5 664 4 392 4 128 4 776 4 752 5 928 5 904
3 73 7 008 7 032 7 008 6 984 7 128 7 104 8 112 8 088
3 73 0 0 0 0 8 472 8 448 0 0
T GAS No 4
4 2627 4 344 0 3 000 0 2 448 2 160 2 424 2 256
4 2627 0 0 5 376 5 184 6 984 6 552 4 392 3 936
4 2627 0 0 0 0 0 0 8 136 5 448
TRINITARIA
1 133 2 160 1 728 2 328 1 608 2 232 384 3 576 2 376
1 133 5 376 4 488 7 824 5 976 4 032 3 912 6 840 6 240
1 133 7 080 7 008 0 0 7 248 6 288 0 0
ENRIQUE GARCIacuteA
1 102 2 352 1 632 2 496 1 776 2 664 0 2 160 1 440
1 102 7 248 6 888 6 840 6 648 8 376 7 656 4 296 4 056
1 102 0 0 0 0 0 0 7 032 6 792
VICTORIA II 1 105 3 168 2 160 2 544 2 184 2 520 2 160 6 552 6 264
ALVARO TINAJERO
1 54 2 352 2 328 4 608 4 344 6 792 6 720 1 416 912
1 54 8 256 8 232 8 712 8 688 0 0 0 0
2 408 0 0 4 176 2 928 0 0 2 880 2 160
ANIacuteBAL SANTOS
1 345 3 192 2 352 3 432 2 592 6 264 0 3 288 2 448
1 2265 0 0 0 0 0 0 72 48
2 223 0 0 0 0 0 0 480 408
3 15 0 0 0 0 2 856 2 184 1 776 1 248
5 237 5 328 3 864 1 680 216 1 440 24 5 184 3 768
6 2312 0 0 0 0 0 0 5 808 5 448
ELECTROQUIL
1 45 648 624 456 432 240 216 384 360
1 45 1 320 1 296 1 128 1 104 1 080 1 056 1 224 1 200
1 45 1 992 1 968 1 968 1 944 1 752 1 728 1 896 1 872
1 45 2 832 2 808 2 640 2 616 2 424 2 400 2 568 2 544
1 45 3 504 3 480 3 312 3 288 3 096 3 072 3 408 3 384
1 45 4 056 3 696 4 176 3 816 3 936 3 912 4 080 4 056
1 45 4 848 4 824 4 824 4 800 4872 4 584 4 776 4 560
1 45 5 688 5 664 5 664 5 640 5 448 5 424 4 920 4 896
1 45 6 360 6 336 6 336 6 312 6 288 6 264 5 592 5 568
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 192
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
1 45 7 200 7 176 7 008 6 984 7 128 7 104 6 264 6240
1 45 7 704 7 680 7 680 7 656 7 800 7 464 6 936 6912
1 45 8 544 8 520 8 352 8 328 8 232 8 208 7 632 7608
1 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
2 46 672 648 480 456 264 240 408 384
2 46 1 344 1 320 1 152 1 128 1 104 1 080 1 248 1224
2 46 2 016 1 992 1 992 1 968 1 776 1 752 1 920 1896
2 46 2 856 2 832 2 664 2 640 2 448 2 424 2 592 2568
2 46 3 528 3 504 3 336 3 312 3 120 3 096 3 432 3408
2 46 4 056 3 696 4 176 3 816 3 960 3 936 4 104 4080
2 46 4 872 4 848 4 824 4 800 4 872 4 584 4 776 4560
2 46 5 712 5 688 5 688 5 664 5 472 5 448 4 944 4920
2 46 6 384 6 360 6 360 6 336 6 312 6 288 5 616 5592
2 46 7 224 7 200 7 008 6 984 7 128 7 104 6 288 6264
2 46 7 704 7 680 7 704 7 680 7 824 7 488 6 960 6936
2 46 8 568 8 544 8 376 8 352 8 496 8 472 7 632 7608
2 46 0 0 0 0 0 0 8 472 8448
3 45 648 624 624 600 408 384 552 528
3 45 1 320 1 296 1 296 1 272 1 248 1 224 1 392 1368
3 45 1 992 1 968 2 136 2 112 1 920 1 896 2 064 2040
3 45 2 832 2 808 2 808 2 784 2 592 2 568 2 736 2712
3 45 3 504 3 480 3 480 3 456 3 264 3 240 3 576 3552
3 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 104 4 080 4 248 4224
3 45 5 016 4 992 4 992 4 968 5 040 4 752 4 944 4728
3 45 5 688 5 664 5 832 5 808 5 280 5 256 5 280 5256
3 45 6 528 6 504 6 504 6 480 6 120 6 096 5 760 5736
3 45 7 200 7 176 7 176 7 152 7 296 7 272 6 432 6408
3 45 7 872 7 848 7 848 7 824 7 632 7 608 7 104 7080
3 45 8 712 8 688 8 520 8 496 8 304 8 280 7 800 7776
3 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
4 45 672 648 648 624 432 408 576 552
4 45 1 344 1 320 1 320 1 296 1 272 1 248 1 416 1392
4 45 2 016 1 992 2 160 2 136 1 944 1 920 2 088 2064
4 45 2 856 2 832 2 832 2 808 2 616 2 592 2 760 2736
4 45 3 528 3 504 3 504 3 480 3 288 3 264 3 600 3576
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 193
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
4 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 128 4 104 4 272 4 248
4 45 5 040 5 016 5 016 4 992 5 040 4 752 4 944 4 728
4 45 5 712 5 688 5 856 5 832 5 304 5 280 5 304 5 280
4 45 6 552 6 528 6 528 6 504 6 144 6 120 5 784 5 760
4 45 7 224 7 200 7 176 7 152 7 296 7 272 6 456 6 432
4 45 7 872 7 848 7 872 7 848 7 656 7 632 7 128 7 104
4 45 8 736 8 712 8 544 8 520 8 328 8 304 7 800 7 776
4 45 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
BAJO ALTO o MACHALA
POWER
1 70 1 152 1 128 1 128 1 104 744 720 720 696
1 70 2 832 2 808 2 472 2 448 1 752 1 728 1 896 1 872
1 70 4 464 4 152 4 920 4 656 3 600 3 576 3 360 3 336
1 70 5 688 5 664 6 168 6 144 6 216 5 928 5 736 5 448
1 70 7 200 7 176 7 680 7 656 7 296 7 272 6 600 6 576
1 70 8 544 8 520 0 0 8 472 8 448 8 448 8 424
2 70 1 176 1 152 1 152 1 128 768 744 744 720
2 70 2 856 2 832 2 496 2472 1 776 1 752 1 920 1 896
2 70 4 776 4 488 5 256 4 968 3 624 3 600 2 352 2328
2 70 5 712 5 688 6 192 6 168 5 448 5088 3 384 3 360
2 70 7 224 7 200 7 680 7 656 7 320 7 296 5 112 4 824
2 70 8 568 8 544 0 0 8 496 8 472 6 960 6 936
2 70 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
POWER BARGE I 1 30 8 256 2 736 0 0 0 0 0 0
POWER BARGE II
1 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
2 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
3 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
4 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
GUANGOPOLO
1 52 1 632 1 512 600 480 2 352 2 280 1 992 1 920
1 52 5 520 4 368 4 128 3 504 3 240 2 952 3 216 2 928
1 52 0 0 4 656 4 248 6 216 5 136 5 400 5 328
2 52 4 680 4 368 7 656 7 536 8 760 0 8 760 0
3 52 3 000 2 520 8 784 0 2 520 2 448 2 496 1 416
3 52 4 680 4 368 3 288 1 488 3 240 2 952 3 216 2 928
3 52 6 672 6 552 4 656 4 248 6 216 6 144 6 072 6 000
3 52 0 0 6 816 6 696 0 0 0 0
4 52 2 160 1 680 1 272 1 152 1 008 936 3 216 2 928
4 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 7 032 6 960
4 52 7 296 5 304 6 288 4 848 5 040 3 960 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 194
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GUANGAPOLO
4 52 0 0 0 0 8 568 8 496 0 0
5 52 2 304 2 184 8 784 0 8 760 0 8 760 0
5 52 4 680 4 368 0 0 0 0 0 0
5 52 6 024 5 544 0 0 0 0 0 0
6 52 4 008 3 024 2 784 2 160 2 688 2 616 8 760 0
6 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 0 0
6 52 7 680 7 560 6 480 6 360 7 392 6 312 0 0
7 192 1 800 1 512 936 816 2 232 1 776 3 216 2 928
7 192 4 680 4 368 4 704 4 176 3 240 2 952 7 824 6 024
7 192 5 856 5 256 0 0 5 928 5 808 0 0
LA PROPICIA
1 442 0 0 0 0 3 744 3 216 2 400 2 256
1 442 0 0 0 0 0 0 6 528 5 112
2 442 0 0 0 0 2 520 1 416 6 768 0
2 442 0 0 0 0 6 960 6 552 0 0
SANTA ROSA
1 171 2 808 2 352 4 248 3 504 5 376 4 632 6 288 5 472
1 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 5 064 4 344
2 171 3 648 3 192 3 408 2 664 4 368 3 624 6 288 6 216
2 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 0 0
3 171 5 400 4 704 6 024 5 976 8 760 0 3 336 0
EL DESCANSO
1 48 1 416 0 600 192 336 264 2 208 912
1 48 1 800 1 680 2 112 1 704 1 056 936 3 144 3 096
1 48 3 264 3 024 3 120 2 880 1 728 1 608 6 192 6 120
1 48 5 664 5 208 3 864 3 840 4 248 2 784 0 0
1 48 6 840 6 600 5 640 5 184 4 704 4 632 0 0
1 48 8 472 8 064 6 816 6 696 6 096 5 976 0 0
1 48 0 0 7 656 7 200 7 392 7 320 0 0
1 48 0 0 8 664 8 544 0 0 0 0
2 48 1 248 840 600 192 1 224 1 104 1 320 1 248
2 48 3 264 3 192 1 776 1 656 1 848 1 776 4 392 2 928
2 48 4 272 3 864 2 616 2 376 2 520 2 448 7 536 7 464
2 48 6 144 6 048 3 960 3 840 4 584 4 464 0 0
2 48 7 800 7 440 3 840 4 344 6 720 6 648 0 0
2 48 0 0 6 984 6 864 0 0 0 0
2 48 0 0 8 496 8 040 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 195
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
EL DESCANSO
3 48 2 760 1 560 4 296 0 1 224 96 1 848 1 752
3 48 3 456 3 240 6 144 6 024 2 400 2 280 2 496 2 424
3 48 7 800 7 392 7 632 7 200 6 216 6 144 3 144 3 096
3 48 8 640 8 568 8 328 8 208 8 400 8 328 5 520 5 448
3 48 0 0 0 0 0 0 7 728 7 632
4 48 1 128 1 008 2 112 816 504 432 2 208 912
4 48 1 440 1 344 4 128 3 840 1 896 1 776 3 144 3 096
4 48 2 808 2 352 6 480 6 072 4 032 3 960 3 360 3 264
4 48 3 432 3 240 7 488 7 368 4 872 4 800 4 848 4 776
4 48 4 656 4 536 0 0 6 264 6 144 8 208 8 136
4 48 7 176 6 768 0 0 8 232 8 160 0 0
4 48 8 520 8 400 0 0 0 0 0 0
G HERNANDEZ
1 572 3 144 2 856 600 0 2 328 2 256 192 120
1 572 4 488 4 416 3 240 3 168 3 624 3 312 3 216 2 928
1 572 7 896 7 824 3 624 3 336 5 328 5 256 4 296 3 600
1 572 0 0 6 240 6 168 8 760 7 968 7 032 6 960
2 572 3 144 2 856 2 280 1 488 1 800 1 728 240 168
2 572 4 896 4 032 3 624 3 336 3 624 3 312 4 344 3 096
2 572 7 944 7 872 5 448 4 656 4 800 4 728 7 992 7 920
2 572 0 0 8 160 8 088 7 056 6 264 1 848 576
3 572 2 304 2 232 2 280 1 488 2 448 2 376 3 576 3 264
3 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 4 560 4 488
3 572 5 712 5 640 5 280 5 208 7 584 6 792 8 760 7 872
3 572 0 0 7 992 7 920 0 0 0 0
4 572 3 144 2 856 2 784 1 992 432 360 2 520 2 448
4 572 3 240 3 168 3 624 3 336 3 864 3 072 3 576 3 264
4 572 6 648 6 576 5 784 5 712 6 864 6 792 6 336 5 112
4 572 0 0 8 496 8 424 0 0 0 0
5 572 3 144 2 856 1 392 1 320 1 152 1 080 96 0
5 572 5 472 4 608 3 624 3 336 3 624 3 312 3 576 3 264
5 572 8 520 8 448 5 112 4 320 4 152 3 648 6 384 5 160
5 572 0 0 7 824 7 752 7 296 6 504 0 0
6 572 2 352 2 280 720 648 960 168 3 600 2 304
6 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 6 360 6 288
6 572 8 352 7 488 3 720 3 648 3 960 3 888 0 0
6 572 0 0 7 176 6 384 6 672 6 600 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 196
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
MONAY
1 15 1 080 1 008 168 144 0 0 0 0
1 15 3 072 3 024 2 352 2 328 0 0 0 0
1 15 3 432 3 360 6 048 6 024 0 0 0 0
1 15 5 448 5 376 0 0 0 0 0 0
2 15 1 248 1 176 336 312 0 0 0 0
2 15 3 432 3 264 2 520 2 496 0 0 0 0
2 15 5 616 5 544 6 216 6 192 0 0 0 0
3 15 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 1 752 1 680 3 360 3 336 0 0 0 0
4 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 3 912 3 864 0 0 0 0 0 0
4 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
5 238 3 432 2 184 0 0 0 0 0 0
5 238 4 080 4 032 0 0 0 0 0 0
5 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
6 238 1 920 1 848 3 192 3 168 0 0 0 0
6 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
6 238 4 248 4 200 0 0 0 0 0 0
6 238 7 128 7 080 0 0 0 0 0 0
LULUNCOTO
11 30248 1 968 24 144 0 48 24 3 024 0
11 30248 3 624 3 600 3 432 3 288 1 536 1 512 4 896 4 848
11 30248 5 136 5 112 4 368 4 344 3 048 3 024 6 936 6 888
11 30248 7 152 7 128 6 768 6 744 4 728 4 704 7 752 7 704
11 30248 7 728 7 704 7 704 7 680 6 720 6 216 8 544 8 496
11 30248 8 496 8 472 8 616 8 592 8 208 8 184 0 0
12 30248 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
13 30248 1 920 768 48 0 1 008 984 4 008 0
13 30248 3 576 3 552 3 216 3 192 3 192 3 168 5 640 5 592
13 30248 5 112 5 088 3 432 3 288 4 872 4 848 6 864 6 816
13 30248 7 104 7 080 4 320 4 296 6 384 6 360 7 752 7 704
13 30248 7 680 7 656 6 672 6 648 7 872 7 848 8 400 8 352
13 30248 8 448 8 424 7 608 7 584 0 0 0 0
13 30248 0 0 8 520 8 496 0 0 0 0
GENEROCA
1 47 0 0 0 0 2 904 2 304 2 136 1 416
1 47 0 0 0 0 6 864 6 672 6 216 6 048
2 47 0 0 0 0 5 664 5 088 2 664 2 496
3 47 0 0 0 0 600 96 3 792 3 624
3 47 0 0 0 0 6 144 5 976 0 0
4 47 0 0 0 0 5 640 5 472 2 496 2 328
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 197
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GENEROCA
4 47 0 0 0 0 7 152 6 552 6 000 5 832
5 47 0 0 0 0 3 312 3 120 2 328 2 160
5 47 0 0 0 0 0 0 3 600 2 880
6 47 0 0 0 0 8 424 8 256 5 064 4 344
7 47 0 0 0 0 0 0 0 0
8 47 0 0 0 0 1 272 768 5 256 5 088
MIRAFLORES
3 34 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
7 25 864 816 8 784 0 0 0 5 808 0
8 25 216 168 8 784 0 0 0 7 824 0
8 25 4 512 4 464 0 0 0 0 0 0
9 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
10 25 1 632 1 584 1 032 984 1 992 1 944 3 024 2 496
10 25 4 632 4 584 3 120 3 072 4 056 4 008 0 0
10 25 6 120 6 072 8 160 8 112 6 240 6 192 0 0
10 25 8 136 8 088 0 0 8 136 8 088 0 0
11 6 8 760 0 8 784 0 8 760 0 1 800 0
11 6 0 0 0 0 0 0 6 216 5 880
12 6 2 544 2 496 1 632 1 584 360 312 3 624 3 264
12 6 4 968 4 920 4 056 4 008 2 424 2 376 8 016 6 960
12 6 6 792 6 744 6 840 6 792 4 584 4 536 0 0
12 6 0 0 0 0 6 792 6 744 0 0
13 25 8 760 0 8 784 0 0 0 2 016 0
14 25 1 056 1 008 552 504 672 624 3 576 2 952
14 25 3 960 3 912 3 936 3 888 3 000 2 952 0 0
14 25 5 616 5 568 6 312 6 264 5 208 5 160 0 0
14 25 0 0 7 632 7 584 0 0 0 0
15 25 168 120 2 784 2 736 1 008 960 2 112 1 488
15 25 2 976 2 928 5 640 5 592 3 240 3 192 0 0
15 25 7 968 7 920 6 912 6 864 5 016 4 968 0 0
15 25 0 0 8 568 8 520 5 400 5 352 0 0
15 25 0 0 0 0 7 968 7 920 0 0
16 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 960 6 624
18 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 312 5 952
22 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
LA LIBERTAD
1 26 6 216 5 928 6 240 5 952 8 760 0 8 760 0
9 444 4 728 3 240 4 752 3 264 8 760 0 8 760 0
10 26 6 552 6 264 6 576 6 288 8 760 0 8 760 0
11 26 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 198
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PLAYAS 4 12 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
POSORJA 5 284 4 392 2 184 3 552 2 928 4 392 2 928 8 760 0
S FRANCISCO 1 25 0 0 0 0 0 0 0 0
LLIGUA ALCO
1 25 6 504 5 880 2 328 2 184 5 088 4 344 5 064 4 344
2 25 6 840 6 552 264 24 4 248 3 624 4 344 3 624
2 25 0 0 2 496 2 352 0 0 0 0
RIOBAMBA
1 25 1 091 1 086 395 390 1 019 1 014 323 318
1 25 1 691 1 686 1 739 1 734 2 363 2 358 1 667 1 662
1 25 3 768 3 024 3 083 3 078 3 707 3 702 3 011 3 006
1 25 5 124 5 118 4 427 4 422 5 051 5 046 4 355 4 350
1 25 6 467 6 462 5 771 5 766 6 395 6 390 5 699 5 694
1 25 7 811 7 806 8 291 8 286 7 739 7 734 7 043 7 038
1 25 0 0 0 0 0 0 8 387 8 382
Bataacuten 3 1355 8 760 0 0 0 0 0 0 0
CATAMAYO DIESEL
1 18 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
2 128 3 648 2 184 1 944 480 5 088 3 624 1 512 72
2 128 6 840 6 552 0 0 0 0 0 0
4 1575 4 656 3 696 2 952 1 992 384 96 1 872 1 584
4 1575 7 680 7 392 4 800 4 512 5 592 4 632 5 856 4 776
5 1575 3 168 1 464 3 960 3 000 4 248 3 960 3 888 3 600
5 1575 7 176 6 888 5 808 5 520 0 0 8 760 8 136
6 288 960 0 6 144 4 512 2 400 768 696 0
7 288 2 976 1 008 4 968 0 720 0 8 088 6 288
8 25 4 824 3 696 1 440 1 152 2 568 2 280 360 72
8 25 0 0 6 648 5 520 6 768 5 640 4 704 3 264
9 25 1 128 840 2 112 1 824 3 744 3 456 3 192 1 752
9 25 8 016 6 888 7 488 6 360 7 944 6 816 7 248 6 960
10 25 3 312 2 184 2 448 1 320 3 576 2 448 4 392 4 104
10 25 6 504 6 216 4 296 4 008 8 304 8 016 0 0
GUARANDA 1 11 0 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
MACHALA
4 25 2 592 2 352 1 200 1 152 4 248 3 456 3 528 1 416
4 25 4 320 4 200 4 800 4 560 6 552 4 440 6 024 5 952
4 25 5 304 5 256 5 328 5 280 0 0 7 056 6 984
4 25 6 936 6 888 5 424 5 400 0 0 8 424 8 184
4 25 7 656 7 608 5 544 5 520 0 0 0 0
4 25 0 0 5 616 5 568 0 0 0 0
5 25 3 912 3 864 5 280 5 232 4 248 3 456 3 528 1 416
5 25 5 304 5 256 8 472 8 424 8 736 6 648 6 192 6 120
5 25 6 984 6 936 0 0 0 0 8 664 8 424
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 199
C13
Nuacutemero de
unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
1 1 2627 01002 26 01002
2 1 45 01002 45 01002
3 1 46 01002 46 01002
4 1 45 01002 45 01002
5 1 45 01002 45 01002
6 1 2265 01002 23 01002
7 1 223 01002 22 01002
8 1 237 01002 24 01002
9 1 2312 01002 23 01002
10 1 408 01002 41 01002
11 1 171 01667 17 01667
12 1 171 01667 17 01667
13 1 15 01667 15 01667
14 1 70 00699 70 00699
15 1 70 00699 70 00699
16 1 105 00699 105 00699
17 1 54 00699 54 00699
18 1 102 00699 102 00699
19 1 133 01174 133 01174
20 1 1325 01174 133 01174
21 1 73 00876 73 00876
22 1 73 00876 73 00876
23 1 345 00876 35 00876
24 1 3 00876 3 00876
25 1 6 00876 6 00876
26 1 275 00876 27 00876
27 1 3 00876 3 00876
28 1 3 00876 3 00876
29 1 7 00876 7 00876
30 1 168 00876 17 00876
31 1 16 00876 16 00876
32 1 12 00876 12 00876
33 1 80 00404 80 00404
34 1 80 00404 80 00404
35 1 365 00404 37 00404
36 1 365 00404 36 00404
37 1 100 00404 100 00404
38 1 100 00404 100 00404
39 1 100 00404 100 00404
40 1 100 00404 100 00404
Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 200
Nuacutemero de unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
41 1 100 00404 100 00404
42 1 115 00404 115 00404
43 1 115 00404 115 00404
44 1 115 00404 115 00404
45 1 115 00404 115 00404
46 1 115 00404 115 00404
47 1 71 00404 71 00404
48 1 71 00404 71 00404
49 1 71 00404 71 00404
50 1 115 00404 115 00404
51 1 115 00404 115 00404
Tabla C13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 201
C14
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar
al programa CIC-SG
Nombre de la central Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 36 00404
Pucara U2 1 37 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U5 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 202
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
La esperanza U1 1 3 00773
La esperanza U2 1 3 00773
Poza Honda U1 1 1 00773
Poza Honda U2 1 1 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Pasochoa U2 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 203
Rio Blanco Uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
La Propicia U2 1 5 01297
Miraflores 1 1 4 01297
Miraflores 2 1 3 01297
Miraflores 4 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 15 1 3 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U7 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
La libertad U1 1 3 01297
La libertad U10 1 3 01297
La libertad U9 1 4 01297
San Francisco Norte G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U6 1 3 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Kohler Kholer 1 1 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 1 5 01297
Collin Lockett Crossley 4 1 5 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Riobamba Uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 204
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Termoguayas U3 1 40 01297
Termoguayas U4 1 50 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas) G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas) G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas) G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas) G6-GAS 1 23 01002
Alvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Santa Rosa TG3 1 17 01667
Anibal Santos (Gas) G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas) V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 1 1 3 00876
San Carlos Turbo 2 1 4 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 205
C15
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 72 00404
Agoyaacuten U2 2 72 00404
Pucara U1 3 33 00404
Pucara U2 4 32 00404
Paute 1 5 95 00404
Paute 2 6 95 00404
Paute 3 7 95 00404
Paute 4 8 95 00404
Paute 5 9 95 00404
Paute 6 10 109 00404
Paute 7 11 109 00404
Paute 8 12 109 00404
Paute 9 13 109 00404
Paute 10 14 109 00404
Marcel Laniado U1 15 55 00404
Marcel Laniado U2 16 55 00404
Marcel Laniado U3 17 55 00404
San francisco U1 18 103 00404
San francisco U2 19 103 00404
Guangopolo U1 30 5 01297
Guangopolo U3 31 5 01297
Guangopolo U4 32 5 01297
Guangopolo U6 33 5 01297
Guangopolo U7 34 2 01297
Saucay G1 35 4 0008
Saucay G2 36 4 00079
Saucay G3 37 8 00018
Saucay G4 38 8 00017
Saymirin G1 39 1 00034
Saymirin G2 40 1 00042
Saymirin G3 41 2 00027
Saymirin G4 42 2 00026
Saymirin G5 43 4 00062
Saymirin G6 44 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 45 2 00773
El Carmen U1 46 8 00773
Sibimbe U1 47 8 00773
Sibimbe U2 48 8 00773
Peniacutensula G1 49 1 00773
Peniacutensula G2 50 1 00773
Peniacutensula G3 51 1 00773
Peniacutensula G4 52 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 206
Chimbo U2 53 1 00773
Ambi G1 54 4 00773
Ambi G2 55 4 00773
San Miguel de Car G1 56 3 00773
Carlos Mora U1 57 1 00773
Carlos Mora U2 58 1 00773
Carlos Mora U3 59 1 00773
Papallacta G1 60 2 00773
Papallacta G2 61 4 00773
Recuperadora N1 62 14 00773
Calope U1 63 9 00773
Calope U2 64 9 00773
Hidroabanico U1 65 8 00773
Hidroabanico U2 66 8 00773
Hidroabanico U3 67 8 00773
Hidroabanico U4 68 8 00773
Hidroabanico U5 69 8 00773
La calera U3 70 1 00773
Vindobona U1 71 2 00773
Vindobona U2 72 2 00773
La esperanza U1 73 3 00773
La esperanza U2 74 3 00773
Poza Honda U1 75 1 00773
Poza Honda U2 76 1 00773
Geppert Geppert 77 1 00773
Perlabi U1 78 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 79 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 80 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 81 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 82 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 83 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 84 3 00773
Cumbaya U1 85 10 00773
Cumbaya U2 86 10 00773
Cumbaya U3 87 10 00773
Cumbaya U4 88 10 00773
Nayoacuten U1 89 15 00773
Nayoacuten U2 90 15 00773
Pasochoa U1 91 2 00773
Pasochoa U2 92 2 00773
Los chillos U1 93 1 00773
Los chillos U2 94 1 00773
Guangopolo U1 95 2 00773
Guangopolo U2 96 2 00773
Guangopolo U3 97 2 00773
Guangopolo U4 98 2 00773
Guangopolo U5 99 2 00773
Guangopolo U6 100 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 101 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 102 2 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 207
Alaacuteo Grupo 3 103 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 104 3 00773
Rio Blanco Uacutenica 105 3 00773
La Propicia U1 106 4 01297
La Propicia U2 107 5 01297
Miraflores 12 108 6 01297
Miraflores 15 109 3 01297
Monay G1 110 1 01297
Monay G2 111 1 01297
Monay G4 112 2 01297
Monay G6 113 2 01297
Generoca U1 114 4 01297
Generoca U2 115 5 01297
Generoca U3 116 5 01297
Generoca U4 117 5 01297
Generoca U5 118 5 01297
Generoca U6 119 5 01297
Generoca U7 120 5 01297
Generoca U8 121 5 01297
Lligua G1 122 2 01297
Lligua G2 123 2 01297
San Francisco Norte
G1 124 2 01297
Catamayo U10 125 2 01297
Catamayo U2 126 1 01297
Catamayo U4 127 2 01297
Catamayo U5 128 2 01297
Catamayo U6 129 3 01297
Catamayo U8 130 3 01297
Catamayo U9 131 3 01297
Machala GM 4 132 2 01297
Machala GM 5 133 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 134 6 01297
Collin Lockett Crossley 4 135 5 01297
G Hernaacutendez U2 136 6 01297
G Hernaacutendez U3 137 6 01297
G Hernaacutendez U4 138 6 01297
G Hernaacutendez U5 139 6 01297
G Hernaacutendez U6 140 6 01297
Luluncoto U1 141 3 01297
Riobamba uacutenica 142 3 01297
El Descanso G1 143 5 00787
El Descanso G2 144 5 00535
El Descanso G4 145 5 00424
Termoguayas U1 146 20 01297
Termoguayas U2 147 40 01297
Termoguayas U3 148 40 01297
Selva Alegre U1 149 4 01297
Selva Alegre U2 150 4 01297
Selva Alegre U3 151 4 01297
Selva Alegre U4 152 4 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 208
Victoria II Victoria II 153 105 00699
Machala power A 154 70 00699
Machala power B 155 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 156 54 00699
Electroquil U1 157 45 01002
Electroquil U2 158 46 01002
Electroquil U3 159 45 01002
Electroquil U4 160 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 161 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 162 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 163 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 164 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 165 41 01002
Santa Rosa TG1 166 17 01667
Santa Rosa TG2 167 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 168 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 169 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 170 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 171 35 00876
Trinitaria TV-1 172 133 01179
Termoesmeraldas CTE 173 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 174 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 175 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 176 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 177 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 178 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 179 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 180 17 00876
San Carlos Turbo 1 181 3 00876
San Carlos Turbo 2 182 4 00876
San Carlos Turbo 3 183 16 00876
San Carlos Turbo 4 184 12 00876
Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 209
C16
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 37 00404
Pucara U2 1 36 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Uravia U2 1 1 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 210
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 1 2 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Rio Blanco uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
Miraflores 7 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 211
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 16 1 3 01297
Miraflores 18 1 3 01297
Miraflores TG1 1 22 01297
Pedernales 15 1 2 01297
Power bargue II PB-1 1 12 01297
Power bargue II PB-2 1 12 01297
Power bargue II PB-3 1 13 01297
Power bargue II PB-4 1 13 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
San Francisco Norte
G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U5 1 2 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
G Hernaacutendez U1 1 6 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Luluncoto U3 1 3 01297
Riobamba uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 212
Termoguayas U3 1 40 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Selva Alegre U5 1 5 01297
Selva Alegre U6 1 5 01297
Selva Alegre U7 1 6 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Gonzalo Zeballos TG-4 1 26 01002
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 1 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 1 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 213
C17
Empresa Proyecto Antildeo
ingreso Mes
ingreso Unidad
Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
CELEC-Hidropaute Mazar 2011 enero 1 H Agua 80 00404
Mazar 2011 enero 2 H Agua 80 00404
Elecaustro SA Ocantildea 2011 julio 1 H Agua 13 00773
Ocantildea 2011 julio 2 H Agua 13 00773
Termopichincha Cuba manta M 2012 julio 1 T Diesel 20 01297
Hidrolitoral SA Baba 2012 enero 1 H Agua 21 00773
Baba 2012 enero 2 H Agua 21 00773
S Joseacute de Minas San Joseacute de
minas 2013 enero 1 H Agua 6 00773
Ninguna residuo 1 2013 enero 1 T Residuo 50 01297
Termoesmeraldas Esmeraldas 2013 enero 1 T Residuo 144 01297
Ninguna Residuo 2 2014 enero 1 T Residuo 100 01297
Hidrotambo SA S Joseacute de
tambo 2014 marzo 1 H Agua 8 00773
Termoesmeraldas Sushufindi 2014 Julio 1 T Residuo 135 01297
H Sigchos Sigchos 2014 diciembre 1 H Agua 17 00773
Current Energy of Ecuador SA
Apaquiacute 2014 diciembre 1 H Agua 18 00773
Apaquiacute 2014 diciembre 2 H Agua 18 00773
Hidrotoapi SA
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 61 00404
Hidrozamora SA Chorrillos 2015 enero 1 H Agua 4 00773
Ninguna C combinado 2015 enero 1 T - 87 0059
Ninguna TG Natural 1 2015 junio 1 T Gas 100 00699
Hidroazogues Mazar-Dudas 2015 agosto 1 H Agua 21 00773
Hidroeleacutectrica Coca Codo S
Coca Codo Sinclair
2015 abril 1 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 2 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 3 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 4 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 5 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 6 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 7 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 8 H Agua 187 00404
Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten16
16 El sustento de la informacioacuten de los posibles ingresos nuacutemero de unidades y energiacutea primaria se presenta en el siguiente anexo C18
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 214
Empresa Proyecto Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Unidad Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
Pemaf Ciacutea Ltda Topo 2016 julio 1 H Agua 23 00773
Hidrovictoria SA
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
H Pilaloacute Pilaloacute 2016 enero 1 H Agua 9 00773
Hidroequinoccio Chontal 2016 enero 1 H Agua 72 00404
CELEC-Hidropaute
Sopladora 2016 enero 1 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 2 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 3 H Agua 162 00404
Enerjubones SA
La unioacuten 2016 julio 1 H Agua 40 00404
La unioacuten 2016 julio 2 H Agua 40 00404
Hidroeleacutectrica Angamarca
Angamarca 2017 enero 1 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 2 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 3 H Agua 22 00773
Empresa Eleacutectrica Quito
SA
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Enerjubones SA
Minas 2017 junio 1 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 2 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 3 H Agua 91 00404
Hidroequinoccio HEQ SA
Chespi 2018 abril 1 H Agua 167 00404
Villadora 2018 junio 1 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 2 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 3 H Agua 90 00404
Cardenillo 2020 enero 1 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 2 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 3 H Agua 100 00404
No Residuo 3 2013 enero 1 T Residuo 100 00595
Energyhdine SA
Rio Luis 2014 enero 1 H Agua 16 00773
Hidronacioacuten SA Angamarca
Sinde 2015 enero 1 H Agua 29 00773
No Ciclo
Combinado 2015 Enero 1 T - 60 00712
Tabla C17 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 215
C18
Nombre de la central
Referencia
Mazar httpwww4elcomerciocom2010-08-21NoticiasNegociosNoticias-
SecundariasEC100821P7_ELECTRICASaspx
Ocantildea Direccioacuten de planificacioacuten y Mercadeo de la Empresa Elecaustro
Cuba -
Baba httpwwweluniversocom2010072711356reanudan-trabajos-proyecto-babahtml
San Joseacute de Minas
Residuo 1 -
Esmeraldas httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Residuo 2 -
San Joseacute de Tambo -
Sushufindi httpwwwtermoesmeraldasnetDefault2 aspx
Sigchos -
Apaquiacute -
Toachi Pilatoacuten httpwwweluniversocom2010122911356financiamiento-toachi-pilaton-tropiezahtml
Chorrillos -
Ciclo Combinado 1 -
T Gas Natural 1 -
Mazar-Dudas httpwwwelmercuriocomec236394-analizan-estudios-de-proyecto-mazar-dudashtml
Coca Codo Sinclair httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Topo
Victoria httpwwweeqcomeclaEmpresalistaPryHidroElectphpmn=1com
Pilaloacute
Chontal httpwwwmergovec
Sopladora httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
La Unioacuten httpwwwmergovec
Angamarca
Quijos wwweqqcomecuploadpryHidroElect20030729081130doc
Baeza wwweeqcomecoploadpryHidroElect20030729034200RESUMEN EJECUTIVO PROYECTO BAEZAdoc
Minas httpwwwmergovec
Chespi httpwwwmergovec
Villadora httpwwwmergovec
Cardenillo
Residuo 3 -
Riacuteo Luis -
Angamarca Sinde -
Ciclo Combinado 1 -
Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 216
C19
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
Mazar 1 80 744 528
2 80 7 464 7 248
Ocantildea 1 13 696 528
2 13 7 416 7 248
Cuba 1 20 4 032 3 624
Baba 1 21 7 632 7 464
2 21 168 0
San Joseacute de Minas 1 6 600 432
Residuo 1 1 50 5 640 5 232
Esmeraldas 1 144 4 944 4 536
Residuo 2 1 100 5 352 4 944
San Joseacute de Tambo 1 8 8 304 8 136
Sushufindi 1 135 6 720 6 312
Sigchos 1 17 8 304 8 136
Apaquiacute 1 18 168 0
2 18 7 800 7 632
Toachi Pilatoacuten
1 15 1 440 1 272
2 15 1 944 1 776
3 15 168 0
4 61 6 528 6 312
5 61 7 128 6 912
6 61 8 040 7 824
Chorrillos 1 4 3 456 3 288
Ciclo Combinado 1 1 87 6 048 5 640
T Gas Natural 1 1 100 3 864 3 576
Mazar-Dudas 1 21 3 984 3 816
Coca Codo Sinclair
1 187 648 432
2 187 864 648
3 187 1 080 864
4 187 3 792 3 576
5 187 5 856 5 640
6 187 6 936 6 720
7 187 7 152 6 936
8 187 7 368 7 152
Topo 1 23 8 760 8 592
Victoria 1 5 4 704 4 536
2 5 5 520 5 352
Pilaloacute 1 9 4 032 3 864
Chontal 1 72 7 680 7 464
Sopladora
1 162 216 0
2 162 432 216
3 162 960 744
Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 217
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
La Unioacuten 1 40 1 488 1 272
2 40 7 848 7 632
Angamarca
1 22 600 432
2 22 168 0
3 22 4 464 4 296
Quijos
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Baeza
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Minas
1 91 216 0
2 91 648 432
3 91 864 648
Chespi 1 167 432 216
Villadora
1 90 4 752 4 536
2 90 1 080 864
3 90 1 296 1 080
Cardenillo
1 100 552 336
2 100 768 552
3 100 984 768
4 100 8 760 8 544
Residuo 3 1 100 5 640 5 232
Riacuteo Luis 1 16 912 744
Angamarca Sinde 1 29 7 632 7 224
Ciclo Combinado 1 1 60 6 048 5 640
Tabla C19 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 218
C110
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 1998 20 2018
httpwwwelectroguayascomecindexphpPublico
Gonzalo Zeballos
TG-4 T turbogas 1979 20 1999
TV-2 T turbovapor 1979 30 2009
TV-3 T turbovapor 1979 30 2009
Trinitaria TV-1 T turbovapor 1998 30 2028
Pascuales II
TM1 T turbogas 2010 20 2030
TM2 T turbogas 2010 20 2030
TM3 T turbogas 2010 20 2030
TM4 T turbogas 2010 20 2030
TM5 T turbogas 2010 20 2030
TM6 T turbogas 2010 20 2030
Termo Esmeraldas
CTE T turbovapor 1982 30 2012 httpwwwtermoesmeraldasnetinsti
tucionalaspx
Guangopolo
U1 T MCI 1977 15 1992
httpwwwtermopichinchacomechtmlguangopolohtml
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
U7 T MCI 1977 15 1992
La Propicia U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Miraflores
1 T MCI - 15 -
2 T MCI - 15 -
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
9 T MCI - 15 -
10 T MCI - 15 -
11 T MCI - 15 -
12 T MCI - 15 -
13 T MCI - 15 -
14 T MCI - 15 -
16 T MCI - 15 -
18 T MCI - 15 -
22 T MCI - 15 -
TG1 T MCI - 15 -
Santa Rosa
TG1 T turbogas 1981 20 2001
httpwwwtermopichinchacomechtmlsantarosahtml
TG2 T turbogas 1981 20 2001
TG3 T turbogas - 20 -
Pedernales 15 T MCI - 15 -
Power bargue II
PB-1 T MCI 2010 15 2025
httpwwwtermopichinchacomechtmlbarcazahtml
PB-2 T MCI 2010 15 2025
PB-3 T MCI 2010 15 2025
PB-4 T MCI 2010 15 2025
El Descanso
G1 T MCI - - -
- G2 T MCI - - -
G3 T MCI - - -
G4 T MCI - - -
Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 219
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil Antildeo
de salida Referencia
Monay
G1 T MCI 1971 15 1986
httpwwwelecaustrocomecindexphpseccion=U9zxH4Jampcodigo
=t4CYtXguRm
G2 T MCI 1971 15 1986
G3 T MCI 1971 15 1986
G4 T MCI 1975 15 1990
G5 T MCI 1975 15 1990
G6 T MCI 1975 15 1990
Electroquil
U1 T turbogas - 20 -
U2 T turbogas - 20 -
U3 T turbogas - 20 -
U4 T turbogas - 20 -
Generoca
U1 T MCI 2006 15 2021
httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1277migrado1277ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
U5 T MCI 2006 15 2021
U6 T MCI 2006 15 2021
U7 T MCI 2006 15 2021
U8 T MCI 2006 15 2021
Victoria II Victoria II T turbogas 2001 20 2021 httpwwwallbusinesscomener
gy-utilitiesutilities-industry-electric-power9722322-1html
Machala power
A T turbogas 2002 20 2022 httpwwweluniversocom2002092200019D71520098DFB4F
0C80281C4CCA341612html B T turbogas 2002 20 2022
Termoguayas
U1 T MCI 2006 15 2021 httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1482migrado1482ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
Power Bargue I
PB1 T MCI - 15 -
Bataacuten
G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
G3 T MCI - 15 -
G4 T MCI - 15 -
Lligua G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
Guaranda U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Centro Industrial
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Milagro
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
5 T MCI - 15 -
6 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 220
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Posorja G1005 T MCI - 15 -
La libertad
U1 T MCI - 15 -
U10 T MCI - 15 -
U11 T MCI - 15 -
U12 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
U8 T MCI - 15 -
U9 T MCI - 15 -
Playas G-1003 T MCI - 15 -
G-1004 T MCI - 15 -
Aniacutebal Santos (Gas)
G1-GAS Turbogas 1972 20 1992
httpwwwbittium-energycomcmscontentview
329761
G2-GAS Turbogas 1974 20 1994
G3-GAS Turbogas - 20 -
G5-GAS Turbogas - 20 -
G6-GAS Turbogas - 20 -
V1-CAS Turbo vapor - 30 -
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT Turbogas 2005 20 2025 httpwwweluniversocom200
5121100019593CE436D2C54A60A6A50B52E9EFDB1Ehtml
G2-CAT Turbogas - 20 -
San Francisco Norte
G1 T MCI 1982 15 1997
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911987T201106320CAPITULO
20220pdf
Catamayo
U1 T MCI - 15 -
httpdspaceupseduechandle123456789248
U10 T MCI 1977 15 1992
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI 1977 15 1992
U8 T MCI 1977 15 1992
U9 T MCI 1977 15 1992
Ecoelectric
Turbo 5 Turbovapor 2007 30 2037 httpwwwbnamericascomnewsenergiaelectricaEcoelectric_apunta_a_iniciar_pruebas_a_bio
masa_en_ago
Turbo 6 Turbovapor 2007 30 2037
Turbo 7 Turbovapor 2007 30 2037
Ecudos A-G
TGE-1 Turbovapor 2004 30 2034
httpwwwsancarloscomecenergiaphp
TGE-2 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-3 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-4 Turbovapor 2004 30 2034
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 221
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Lasso U1 T MCI - 15 -
Selva Alegre
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
Kholer Kholer T MCI - 15 -
San Carlos
Turbo 1 T Turbovapor - 30 -
Turbo 2 T Turbovapor - 30 -
Turbo 3 T Turbovapor - 30 -
Turbo 4 T Turbovapor - 30 -
Macas
ALLEN 1 T MCI - 15 -
ALLEN 2 T MCI - 15 -
General T MCI - 15 -
Machala Crossley 3 T MCI - 15 -
Crossley 4 T MCI - 15 -
Collin Lockett GM 4 T MCI - 15 -
GM 5 T MCI - 15 -
G Hernaacutendez
U1 T MCI 1977 15 1992
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911666T11029_CAPITULO_2p
df
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
Luluncoto
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Riobamba Uacutenica T MCI 1994 30 2024 httpwwweersacomeceersaphppage=informativehistor
y
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 222
C111
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TEN
CIA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RES
O
FACTOR DE PLANTA ()
FAC
TOR
P
PR
OM
EDIO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
Guangopolo U1 5 1977 8013 6794 6517 7194 7130 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U3 5 1977 7258 7685 5952 862 7379 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U4 5 1977 6885 6663 579 7713 6763 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U6 5 1977 8007 7006 652 5386 6730 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U7 2 1977 2813 6859 5228 3213 4528 15 1314 D I I I I I I I I I I
Miraflores 1 3 1973 0 0 0 0 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 7 3 1973 001 0 0 1538 770 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 9 3 1973 0 352 0 256 304 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 10 3 1973 465 352 0 2838 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 12 6 1973 936 41 036 349 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 13 3 1973 0 348 0 2079 1214 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 14 3 1973 189 348 0 1476 671 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 16 3 1973 0 0 0 225 225 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 18 3 1973 0 0 0 2123 2123 15 1314 D D D D D D D D D D D
San Francisco Norte G1 3 1982 124 542 808 2719 1327 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U10 3 1977 1435 777 1067 1051 1083 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U2 1 1977 1307 931 141 291 1640 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U4 2 1977 237 489 241 2996 991 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U5 2 1977 001 0 157 2998 1052 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U7 3 1977 2135 1315 0 3479 2310 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U8 3 1977 1105 618 1018 3072 1453 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U9 3 1977 1012 848 992 401 1716 15 1314 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 223
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TE
NC
IA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RE
SO
FACTOR DE PLANTA ()
FA
CT
OR
P
PR
OM
ED
IO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
G Hernaacutendez U1 6 1977 0 0 0 4457 4457 15 1314 D I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U2 5 1977 6799 6687 5576 7096 6540 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U3 5 1977 6272 7033 5164 6462 6233 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U4 5 1977 6695 7391 5782 6675 6636 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U5 5 1977 6724 6871 4673 5985 6063 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U6 5 1977 3711 6665 5742 6762 5720 15 1314 I I I I I I I I I I I
El Descanso17
G1 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G2 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G3 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G4 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Enrique Garciacutea TG-5 102 1998 4328 2468 0 3413 3403 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TG-4 26 1979 0 0 0 29 290 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 23 1972 677 446 457 534 529 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 22 1974 537 395 215 432 395 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 24 1974 371 735 372 3081 1140 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 23 1974 1532 633 171 2632 1242 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG1 17 1981 1049 705 462 2014 1058 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG2 17 1981 1138 94 602 2612 1323 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-2 73 1979 6839 6244 5133 7724 6485 30 2628 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 73 1979 7059 5403 6401 7669 6633 30 2628 D D D D D D D D D D D
Termoesmeraldas CTE 132 1982 8323 792 5839 8829 7728 30 2628 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Continuacioacuten
17 La central El descanso no se considera en el anaacutelisis porque de la informacioacuten facilitada en ELECAUSTRO SA Direccioacuten de planificacioacuten y mercadeo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 224
C112
Diacuteas del antildeo
Demandas pico MW
2401 24242 26416 27063 278521 2909
Demanda por unidad
2004 2005 2006 2007 2008 2009
1 0707 0770 0731 0769 0748 0742
2 0789 0861 0867 0915 0879 0834
3 0803 0959 0895 0936 0910 0869
4 0820 0963 0882 0938 0904 0858
5 0887 0970 0899 0941 0851 0962
6 0884 0929 0878 0877 0829 0983
7 0874 0919 0826 0843 0906 0979
8 0880 0880 0805 0911 0909 0961
9 0874 0872 0886 0943 0920 0966
10 0811 0953 0892 0923 0923 0900
11 0808 0968 0902 0939 0908 0847
12 0899 0981 0906 0928 0848 0930
13 0920 0983 0892 0886 0801 0940
14 0917 0937 0836 0845 0912 0944
15 0906 0880 0802 0953 0896 0805
16 0898 0868 0888 0963 0927 0919
17 0838 0957 0904 0949 0918 0871
18 0809 0970 0881 0939 0915 0866
19 0916 0969 0895 0928 0832 0944
20 0897 0961 0883 0853 0824 0962
21 0900 0937 0828 0836 0927 0926
22 0907 0883 0811 0936 0947 0938
23 0894 0853 0903 0934 0928 0943
24 0838 0942 0913 0916 0909 0878
25 0818 0956 0924 0926 0898 0852
26 0910 0958 0904 0922 0856 0948
27 0919 0955 0892 0860 0837 0969
28 0916 0936 0843 0834 0897 0965
29 0912 0871 0809 0958 0917 0953
30 0886 0857 0897 0960 0895 0945
31 0816 0936 0894 0952 0904 0880
32 0811 0937 0900 0937 0894 0852
33 0887 0925 0907 0933 0840 0957
34 0915 0927 0875 0863 0766 0976
35 0892 0917 0796 0838 0778 0969
36 0902 0842 0784 0924 0816 0953
37 0874 0798 0899 0948 0897 0938
38 0810 0824 0905 0944 0932 0892
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 225
39 0790 0847 0907 0943 0911 0859
40 0890 0921 0900 0920 0881 0947
41 0902 0935 0875 0872 0842 0966
42 0902 0902 0832 0851 0929 0940
43 0891 0855 0798 0931 0934 0951
44 0885 0847 0878 0950 0934 0938
45 0837 0928 0896 0950 0912 0862
46 0802 0919 0911 0958 0925 0851
47 0894 0945 0916 0912 0855 0956
48 0908 0958 0891 0841 0823 0967
49 0897 0920 0833 0784 0891 0957
50 0880 0860 0809 0802 0907 0939
51 0873 0844 0887 0832 0900 0934
52 0805 0933 0899 0924 0919 0857
53 0766 0950 0890 0934 0927 0799
54 0779 0954 0909 0923 0862 0820
55 0802 0957 0878 0849 0833 0869
56 0871 0952 0803 0839 0912 0930
57 0901 0898 0743 0929 0939 0929
58 0895 0859 0751 0937 0937 0960
59 0835 0960 0817 0943 0936 0887
60 0804 0972 0876 0938 0921 0856
61 0890 0968 0918 0923 0869 0954
62 0900 0939 0898 0852 0824 0952
63 0897 0913 0862 0832 0857 0968
64 0893 0844 0822 0914 0912 0967
65 0873 0840 0911 0930 0922 0955
66 0825 0937 0896 0937 0931 0909
67 0807 0916 0901 0936 0903 0867
68 0909 0946 0898 0921 0850 0963
69 0903 0958 0894 0864 0802 0974
70 0901 0940 0828 0826 0919 0963
71 0923 0860 0791 0868 0913 0945
72 0895 0855 0905 0938 0936 0948
73 0847 0943 0904 0930 0936 0898
74 0809 0952 0917 0927 0917 0868
75 0910 0946 0919 0921 0874 0963
76 0911 0968 0902 0849 0814 0934
77 0910 0930 0843 0833 0918 0981
78 0913 0879 0813 0906 0924 0947
79 0892 0855 0907 0940 0925 0956
80 0837 0948 0919 0937 0898 0866
81 0809 0966 0920 0929 0772 0843
82 0915 0931 0919 0919 0824 0961
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 226
83 0932 0901 0903 0867 0826 0976
84 0892 0788 0834 0833 0937 0960
85 0901 0839 0811 0930 0935 0978
86 0891 0850 0914 0947 0953 0962
87 0827 0947 0933 0944 0956 0902
88 0803 0960 0925 0938 0932 0880
89 0908 0963 0948 0937 0867 0991
90 0923 0962 0906 0875 0840 0994
91 0904 0961 0848 0835 0934 0982
92 0894 0896 0815 0940 0938 0986
93 0881 0883 0912 0954 0941 0979
94 0827 0973 0923 0938 0955 0915
95 0810 0971 0918 0903 0942 0875
96 0900 0984 0918 0783 0881 0985
97 0925 0970 0905 0829 0844 0961
98 0913 0957 0845 0814 0947 0963
99 0875 0887 0809 0933 0957 0944
100 0731 0881 0919 0944 0961 0806
101 0815 0971 0924 0958 0960 0862
102 0817 0992 0925 0963 0943 0849
103 0920 0976 0875 0928 0885 0982
104 0890 0990 0757 0878 0869 0998
105 0909 0973 0803 0827 0954 0982
106 0910 0902 0829 0954 0950 1000
107 0898 0879 0924 0955 0961 0998
108 0848 0983 0941 0941 0967 0896
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331 0938 0864 0943 0987 0963 0832
332 0873 0960 0962 0975 0951 0886
333 0848 0974 0940 0978 0945 0850
334 0953 0976 0942 0954 0893 0861
335 0958 0974 0935 0881 0860 0864
336 0956 0951 0881 0863 0953 0895
337 0959 0883 0858 0960 0957 0889
338 0952 0844 0933 0972 0963 0876
339 0877 0941 0953 0959 0956 0874
340 0849 0945 0933 0939 0924 0857
341 0948 0985 0960 0960 0880 0865
342 0980 0990 0941 0905 0847 0890
343 0971 0967 0896 0878 0957 0870
344 0979 0902 0876 0985 0989 0903
345 0957 0868 0973 0996 0989 0884
346 0904 0989 0979 0977 0974 0911
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 232
347 0884 0988 1000 0989 0949 0877
348 0977 0995 0985 0973 0893 0877
349 0970 0998 0958 0910 0862 0903
350 0982 0963 0898 0883 0962 0877
351 0991 0904 0874 0983 0980 0874
352 0981 0878 0982 1000 1000 0850
353 0900 0978 0987 0991 0988 0866
354 0888 0993 0979 0961 0948 0853
355 0992 0987 0948 0958 0870 0865
356 1000 0992 0938 0897 0861 0859
357 0989 0945 0878 0806 0967 0843
358 0974 0891 0849 0879 0938 0876
359 0903 0812 0817 0819 0880 0813
360 0824 0954 0948 0981 0798 0865
361 0861 0963 0973 0982 0898 0843
362 0966 0966 0931 0953 0901 0851
363 0968 0952 0904 0694 0856 0921
364 0969 0905 0870 0846 0921 0909
365 0938 0875 0842 0860 0908 0831
366 0878 - - - 0832 -
Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 233
C113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 234
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 235
Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 -
2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 236
C114
Central Unidad
Factores de planta
2007 2008 2009 2009
corregido
Agoyaacuten U1 0649 0839 0771 0752
Agoyaacuten U2 0721 0852 0614 0599
Pucara U1 0333 0411 0361 0341
Pucara U2 0337 0401 0458 0445
Paute 1 0528 0666 0480 0480
Paute 2 0551 0698 0478 0478
Paute 3 0548 0689 0493 0493
Paute 4 0541 0420 0530 0530
Paute 5 0568 0709 0495 0495
Paute 6 0507 0728 0520 0520
Paute 7 0496 0709 0522 0522
Paute 8 0562 0701 0532 0532
Paute 9 0573 0706 0525 0525
Paute 10 0522 0628 0510 0510
Marcel Laniado U1 0188 0339 0143 0143
Marcel Laniado U2 0350 0529 0443 0443
Marcel Laniado U3 0312 0490 0378 0378
San francisco U1 0412 0541 0302 0284
San francisco U2 0457 0487 0823 0773
Guangopolo U1 0679 0652 0719 0734
Guangopolo U3 0769 0595 0862 0879
Guangopolo U4 0666 0579 0771 0787
Guangopolo U6 0701 0652 0539 0549
Guangopolo U7 0686 0523 0321 0225
Saucay G1 0201 0435 0267 0267
Saucay G2 0186 0431 0277 0277
Saucay G3 0798 0909 0713 0713
Saucay G4 0815 0906 0712 0712
Saymirin G1 0331 0614 0290 0366
Saymirin G2 0331 0660 0323 0407
Saymirin G3 0484 0738 0438 0429
Saymirin G4 0426 0740 0434 0425
Saymirin G5 0993 0993 0908 0908
Saymirin G6 0934 0000 0920 0920
Loreto-Ex Inecel Loreto 0746 0805 0780 0823
El Carmen U1 0546 0555 0650 0666
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 237
Sibimbe U1 0704 0671 0635 0576
Sibimbe U2 0704 0671 0635 0576
Uravia U2 0000 0000 0685 0315
Peniacutensula G1 0629 0796 0110 0055
Peniacutensula G2 0480 0663 0305 0153
Peniacutensula G3 0403 0925 0623 0249
Peniacutensula G4 0390 0584 0534 0801
Chimbo U1 0374 0142 0374 0375
Chimbo U2 0006 0467 0426 0375
Ambi G1 0150 0309 0154 0154
Ambi G2 0498 0541 0539 0539
San Miguel de Car G1 0789 0860 0682 0670
Carlos Mora U1 0838 0721 0811 0487
Carlos Mora U2 0920 0740 0799 0479
Carlos Mora U3 0898 0647 0756 0907
Papallacta G1 0452 0497 0050 0048
Papallacta G2 0452 0497 0657 0698
Recuperadora N1 0761 0777 0803 0776
Calope U1 0532 0633 0540 0515
Calope U2 0532 0633 0540 0515
Hidroabanico U1 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U2 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U3 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U4 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U5 0629 0960 0953 0909
La calera U3 0574 0343 0714 0643
Vindobona U1 0763 0675 0794 0556
Vindobona U2 0763 0675 0797 0570
Geppert Geppert 0507 0885 0412 0268
Perlabi U1 0439 0732 0637 0797
Illuichi No 1 Grupo 1 0092 0500 0194 0116
Illuichi No 2 Grupo 2 0383 0638 0319 0191
Illuichi No 3 Grupo 3 0617 0201 0650 0910
Illuichi No 4 Grupo 4 0804 0913 0689 0964
Illuichi No 2 Grupo 1 0535 0683 0489 0424
Illuichi No 3 Grupo 2 0569 0674 0517 0448
Cumbaya U1 0343 0479 0470 0470
Cumbaya U2 0386 0635 0425 0425
Cumbaya U3 0352 0684 0518 0518
Cumbaya U4 0481 0374 0417 0417
Nayoacuten U1 0404 0598 0488 0483
Nayoacuten U2 0484 0648 0522 0517
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 238
Pasochoa U1 0657 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705 0705
Los chillos U2 0796 0670 0138 0121
Guangopolo U1 0000 0076 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222 0223
Guangopolo U3 0036 0275 0275 0234
Guangopolo U4 0113 0224 0224 0190
Guangopolo U5 0009 0281 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802 0772
Alaacuteo Grupo 1 0946 0989 0923 0769
Alaacuteo Grupo 2 0000 0000 0953 0794
Alaacuteo Grupo 3 0808 0879 0819 0682
Alaacuteo Grupo 4 0866 0932 0920 0767
Rio Blanco Uacutenica 0710 0303 0618 0618
La Propicia U1 0031 0031 0626 0564
Miraflores 1 0000 0000 0225 0151
Miraflores 7 0000 0000 0154 0103
Miraflores 9 0035 0000 0026 0017
Miraflores 10 0035 0000 0284 0189
Miraflores 12 0041 0004 0349 0291
Miraflores 13 0035 0000 0208 0139
Miraflores 14 0035 0000 0148 0098
Miraflores 16 0000 0000 0023 0015
Miraflores 18 0000 0000 0212 0142
Miraflores TG1 0035 0017 0017 0015
Pedernales 15 0000 0000 0238 0159
Power bargue II PB-1 0000 0000 0091 0080
Power bargue II PB-2 0000 0000 0065 0052
Power bargue II PB-3 0000 0000 0069 0056
Power bargue II PB-4 0000 0000 0067 0054
Generoca U1 0606 0522 0720 0756
Generoca U2 0645 0571 0568 0596
Generoca U3 0725 0507 0639 0746
Generoca U4 0736 0566 0518 0577
Generoca U5 0455 0599 0736 0773
Generoca U6 0673 0570 0717 0753
Generoca U8 0666 0613 0696 0731
Lligua G1 0029 0066 0012 0007
Lligua G2 0016 0008 0036 0018
San Francisco Norte G1 0054 0081 0272 0163
Catamayo U10 0078 0107 0105 0077
Catamayo U2 0093 0141 0291 0291
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 239
Catamayo U4 0049 0024 0300 0195
Catamayo U5 0000 0016 0300 0195
Catamayo U7 0132 0000 0348 0290
Catamayo U8 0062 0102 0307 0246
Catamayo U9 0085 0099 0401 0294
Machala GM
4 0000 0055 0083 0055
Machala GM
5 0061 0067 0023 0015
G Hernaacutendez U1 0000 0000 0446 0425
G Hernaacutendez U2 0669 0558 0710 0812
G Hernaacutendez U3 0703 0516 0646 0739
G Hernaacutendez U4 0739 0578 0668 0764
G Hernaacutendez U5 0687 0467 0599 0685
G Hernaacutendez U6 0667 0574 0676 0774
Luluncoto U1 0098 0387 0090 0091
Luluncoto U3 0000 0000 0123 0124
Riobamba Uacutenica 0038 0020 0159 0159
El Descanso G1 0194 0689 0351 0302
El Descanso G2 0633 0516 0847 0729
El Descanso G3 0072 0000 0234 0201
El Descanso G4 0676 0526 0845 0726
Termoguayas U1 0903 0902 0995 0995
Termoguayas U2 0726 0665 0889 0889
Termoguayas U3 0578 0169 0264 0264
Selva Alegre U1 0649 0727 0658 0543
Selva Alegre U2 0649 0727 0756 0623
Selva Alegre U3 0649 0727 0593 0489
Selva Alegre U4 0649 0727 0150 0124
Selva Alegre U5 0000 0000 0133 0104
Selva Alegre U6 0000 0000 0624 0586
Selva Alegre U7 0000 0000 0557 0524
Enrique Garciacutea TG-5 0247 0000 0341 0311
Victoria II Victoria
II 0215 0152 0153 0149
Machala power A 0835 0750 0889 0847
Machala power B 0804 0560 0684 0655
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 0108 0261 0415 0357
Gonzalo Zeballos TG-4 0000 0000 0029 0022
Pascuales II TM1 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM2 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM3 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM4 0000 0000 0000 0582
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 240
Pascuales II TM5 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM6 0000 0000 0000 0582
Electroquil U1 0268 0163 0378 0378
Electroquil U2 0204 0180 0376 0376
Electroquil U3 0376 0163 0282 0282
Electroquil U4 0270 0176 0341 0341
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 0045 0046 0053 0046
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 0039 0022 0043 0039
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 0074 0037 0308 0231
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 0063 0017 0263 0217
Aacutelvaro Tinajero G2-CAT 0264 0106 0187 0160
Santa Rosa TG1 0071 0046 0201 0201
Santa Rosa TG2 0094 0060 0261 0261
Aniacutebal Santos (Gas) G3-GAS 0038 0047 0132 0123
Gonzalo Zeballos TV-2 0624 0513 0772 0772
Gonzalo Zeballos TV-3 0540 0640 0767 0767
Aniacutebal Santos (Gas) V1-CAS 0655 0255 0165 0155
Trinitaria TV-1 0607 0692 0642 0642
Termoesmeraldas CTE 0792 0584 0883 0876
Ecoelectric Turbo
5 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
6 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
7 0000 0243 0243 0243
Ecudos A-G TGE-1 0357 0274 0320 0320
Ecudos A-G TGE-2 0357 0274 0352 0352
Ecudos A-G TGE-3 0357 0274 0263 0319
Ecudos A-G TGE-4 0357 0274 0218 0215
San Carlos Turbo 3 0225 0480 0315 0252
San Carlos Turbo 4 0225 0480 0420 0336
Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 241
C115
Proyecto Unidad Potencia Nominal
MW
Factor de
planta
Mazar 1 80 0571
2 80 0571
Ocantildea 1 13 0844
2 13 0844
Cuba manta Miraflores
1 20 0819
Baba 1 21 0438
2 21 0438
San Joseacute de minas
1 6 0704
residuo 1 1 50 0805
Esmeraldas 1 144 0793
Residuo 2 1 100 0799
San Joseacute de tambo
1 8 0721
Sushufindi 1 135 0676
Sigchos 1 17 0840
Apaquiacute 1 18 0744
2 18 0744
Toachi Pilatoacuten
1 15 0590
2 15 0590
3 15 0590
1 61 0590
2 61 0590
3 61 0590
Chorrillos 1 4 0599
Ciclo combinado 1
1 87 0787
TG Natural 1 1 100 0799
Mazar-Dudas 1 21 0796
Coca codo singlair
1 187 0605
2 187 0605
3 187 0605
4 187 0605
5 187 0605
6 187 0605
7 187 0605
8 187 0605
Topo 1 23 0764
Victoria 1 5 0719
1 5 0719
Pilaloacute 1 9 0888
Chontal 1 72 0704
Sopladora
1 162 0601
2 162 0601
3 162 0601
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 242
La unioacuten 1 40 0635
2 40 0635
Angamarca
1 22 0553
2 22 0553
3 22 0553
Quijos
1 16 0809
1 16 0809
1 16 0809
Baeza
1 16 0792
1 16 0792
1 16 0792
Minas
1 91 0574
2 91 0574
3 91 0574
Chespi 1 167 0684
Villadora
1 90 0674
2 90 0674
3 90 0674
Cardenillo
1 100 0599
2 100 0599
3 100 0599
3 100 0599
Residuo 3 1 100 0799
Rio Luis 1 16 0642
Angamarca Sinde
1 29 0819
Ciclo Combinado 1 60 0761
Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 243
C116
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 8596 - - - -
2011 - 120 99 - -
2012 - 154 142 - -
2013 7751 - - - -
2014 - 209 - - -
Tabla C116a Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 1
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162 - - - -
2011
243 222 - -
2012
320 308 - -
2013 210 - - - -
2014
381 63 6 108
Tabla C116b Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 2
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 79
2011 145 124
2012 156
2013 134
2014
346 69
2015
38897
Tabla C116c Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 1
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Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 244
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162
2011 268 247
2012 323
2013 346
2014 608 331
2015 746
2016
2017
2018 38
2019 271
2020 484
Tabla C116d Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 2
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 4
VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 147 Conclusiones 147 Recomendaciones 148
BIBLIOGRAFIA 150
ANEXO A 153 MANUAL DE USUARIO DEL PROGRAMA CIC-SG 153
ANEXO B 167 INFORMACIOacuteN DEL RELIABILITY TEST SYSTEM 167 Tabla B11Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS 167
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas IEEE-RTS con
incrementos de 50 MW entre estados 168 Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW 169 Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten 172
ANEXO C 173 BASE DE DATOS DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN ECUATORIANO 173 Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de generacioacuten 173 Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010 182 Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 199 Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007 204 Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008 208 Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009 212 Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten 213 Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos 215 Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten 216 Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG 218 Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas 222 Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009 232 Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 - 2008 235 Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009 240 Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten 242
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Joseacute Pachari P 5
IacuteNDICE DE TABLAS
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten 43
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual 44
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal 44
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria 45
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades 46
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados 47
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda 48
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado 49
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto 51
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria 51
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria 51
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
53
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo) 54
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga 56
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC 58
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre 59
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo 62
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento 63
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo 64
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del
nuacutemero de intervalos 65
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado 66
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento 68
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total 69
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos 69
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento 70
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices 71
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten 74
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC 74
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central 75
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE 76
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten 78
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
79
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten 80
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten 80
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 81
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010 83
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio 84
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado 85
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central 87
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC 88
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo 90
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas 91
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten 92
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten 95
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten 95
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009 96
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010 97
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Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1 103
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 1 106
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2 109
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 2 111
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1 114
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 1 117
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2 119
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 2 123
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2 125
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 127
Tabla 6 13 histoacuterico 130
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central 130
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable 131
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
135
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel
maacuteximo) 138
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1
(nivel maacuteximo) 141
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2
(nivel maacuteximo) 142
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor 144
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor 145
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IacuteNDICE DE FIGURAS
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten 14
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG 15
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores 16
Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria 19
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga 19
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico 19
Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva 21
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad 22
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga 23
Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal 25
Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre 26
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional 29
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten 30
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento 32
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos 33
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo 34
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT 36
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento
programado 37
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad 39
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre
en el pronoacutestico de la demanda 41
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos 48
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos 55
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos 56
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 57
Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 58
Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento 61
Figura 4 7 Plan de mantenimiento 65
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado 67
Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada 71
Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje 76
Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado 82
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado 82
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado 85
Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado 86
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009 89
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia 92
Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009 98
Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada 102
Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 1 104
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1 104
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1 105
Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario
1 caso 1 106
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 107
Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 108
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 109
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2 110
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 8
Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 2 111
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 112
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 113
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 115
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1 116
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 1 116
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 120
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 2 121
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE 121
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2 126
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 128
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1
caso 2 (nivel miacutenimo) 132
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
134
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo) 135
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo) 137
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
138
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo) 139
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
140
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo) 141
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel
maacuteximo) 142
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo) 143
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor 144
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor 145
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Joseacute Pachari P 9
CAPITULO I
INTRODUCCIOacuteN
11 Antecedentes
Los sistemas eleacutectricos tienen como funcioacuten principal suministrar energiacutea
eleacutectrica a los consumidores con altos niveles de calidad confiabilidad y
seguridad Al igual que otros tipos de sistemas la confiabilidad del sistema
eleacutectrico depende de la confiabilidad de sus componentes los cuales se
encuentran expuestos a fallas que son de caraacutecter estocaacutestico
Debido a la complejidad y la gran cantidad de los componentes que conforman
los sistemas eleacutectricos de potencia es necesario dividirlos en subsistemas
como son Generacioacuten Transmisioacuten y Distribucioacuten para facilitar su estudio La
funcioacuten de los sistemas de generacioacuten eleacutectrica es el convertir diversos tipos de
energiacutea primaria en energiacutea eleacutectrica la cual es aprovechada por el consumidor
seguacuten sus requerimientos De esta manera se establece que es
responsabilidad del sistema de generacioacuten mantener el balance entre
generacioacuten y demanda en cada instante de tiempo Por lo tanto la confiabilidad
de los sistemas de generacioacuten es crucial para el continuo abastecimiento de
electricidad a los consumidores
La planificacioacuten de sistemas tiene como objetivo proyectar la demanda en el
futuro y en el incremento necesario de la capacidad del parque generador para
satisfacer dicha demanda y proveer un nivel de confiabilidad en caso de salida
de unidades por falla Meacutetodos probabiliacutesticos son a menudo usados para
determinar la confiabilidad del sistema la cual es representada mediante
valores denominados iacutendices de confiabilidad que permiten realizar
evaluaciones del sistema en corto y largo plazo Los iacutendices de confiabilidad en
evaluaciones de largo plazo permiten asistir a planificadores y autoridades en
la toma de decisiones para la construccioacuten de nuevas centrales de generacioacuten
12 Alcance
Evaluar el Sistema de Generacioacuten del Sistema Nacional Interconectado
Ecuatoriano (SNIE) en teacuterminos de iacutendices de confiabilidad como son
Peacuterdida de Carga Esperada (LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e
Iacutendice de Confiabilidad de Energiacutea (EIR) para un periodo de 15 antildeos El caacutelculo
de dichos iacutendices se realizaraacute mediante el desarrollo y aplicacioacuten de un
programa computacional cuyos valores permitiriacutean determinar si el sistema de
generacioacuten es capaz de satisfacer la demanda en el largo plazo determinar si
existe la suficiente reserva y por lo tanto determinar los niveles de riesgo que el
Sistema de generacioacuten Nacional tendriacutea considerando la salida de unidades
por mantenimiento programado plan de inclusioacuten y salida de centrales
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Joseacute Pachari P 10
demanda proyectada y caracteriacutesticas de cada una de las centrales habilitadas
por el Centro Nacional de Control de Energiacutea (CENACE)
13 Justificacioacuten
El desarrollo productivo del paiacutes se ve reflejado por la creciente demanda de
energiacutea eleacutectrica la cual debe ser suministrada por el sistema de generacioacuten
en forma confiable por lo tanto al no conocer la existencia de caacutelculos y
anaacutelisis de iacutendices de confiabilidad del Sistema de Generacioacuten del SNIE es
necesario realizar el caacutelculo y anaacutelisis de los mismos que permita determinar el
comportamiento del sistema ante la posible existencia de riesgos de peacuterdida de
carga y energiacutea en el largo plazo con lo cual se puede obtener una base para
la planificacioacuten futura del sistema
14 Objetivos
141 General
Determinar y analizar los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten del SNIE ante la salida de unidades por falla
considerando el plan de mantenimiento programado la inclusioacuten de
nuevas centrales y proyeccioacuten de demanda para un periodo de 15 antildeos
Los iacutendices de confiabilidad a calcular son Peacuterdida de Carga Esperada
(LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e Iacutendice de Confiabilidad
de Energiacutea (EIR) el caacutelculo de dichos iacutendices se realizara mediante el
desarrollo y aplicacioacuten de un software cuya validacioacuten se efectuaraacute
mediante el sistema de pruebas de confiabilidad (RTS) IEEE
142 Especiacuteficos
Elaborar el programa computacional que incluya los modelos del
sistema de generacioacuten demanda y riesgo
Investigar el efecto de los mantenimientos programados en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Investigar el efecto de la incertidumbre de la demanda en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Validar el programa con el sistema de pruebas IEEE Reliability Test
System
Determinar los iacutendices de riego LOLP LOLE LOEP LOEE e EIR para
el sistema de generacioacuten ecuatoriano para los proacuteximos 15 antildeos
Realizar un anaacutelisis criacutetico sobre los niveles de riesgo determinados
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Joseacute Pachari P 11
15 Organizacioacuten de la tesis
El primer capiacutetulo del presente estudio estaacute dedicado a explicar la temaacutetica
general que enmarca el trabajo realizado presentando los objetivos y alcances
del mismo
En el capiacutetulo II se expone el sustento teoacuterico de los modelos de generacioacuten
demanda y riesgo con la inclusioacuten del mantenimiento programado y la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
En el capiacutetulo III se realiza una descripcioacuten detallada del programa
computacional mediante diagramas de flujos para el ingreso y validacioacuten de
datos caacutelculo de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Curva de carga diaria u horaria y el procedimiento seguido en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad tambieacuten se explica la loacutegica utilizada para incluir el
plan de mantenimiento incertidumbre en la demanda y antildeo bisiesto En el
anexo respectivo se presenta un manual de usuario del Programa
computacional
Para el capiacutetulo IV se valida el programa computacional mediante el sistema
de prueba de confiabilidad (Reliability Test System) del (IEEE) [15] [5] Ademaacutes
se plantea meacutetodos aproximados en la curva de carga y plan de mantenimiento
programado de las unidades con el fin de disminuir el tiempo de caacutelculo
En el capiacutetulo V se describe las unidades del Sistema de Generacioacuten del
SNIE dividiendo la descripcioacuten en dos periodos el primero de ellos
considera los antildeos 2007-2009 en el cual se describe el comportamiento
histoacuterico de centrales existentes capacidad nominal y efectiva de las
unidades probabilidades de falla tipo de energiacutea primaria utilizada
interconexiones internacionales y condiciones operativas para el plan de
mantenimiento programado se adiciona el antildeo 2010 El segundo periodo se
describe el plan de expansioacuten publicado en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 que considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten
a formar parte del SG Ademaacutes se realiza una adecuacioacuten de la informacioacuten
planteando aproximaciones en el sistema de generacioacuten y plan de
mantenimiento programado ademaacutes se obtiene una curva tiacutepica de la
demanda que permita la proyeccioacuten para antildeos futuros en base a demandas
publicadas en el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 y el requerimiento
promedio de la interconexioacuten con Colombia
En el capiacutetulo VI se realiza el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para los
distintos escenarios y se realiza ademaacutes un anaacutelisis de los resultados
obtenidos ademaacutes se realiza un estudio para determinar los requerimientos de
nueva generacioacuten para que el sistema cumpla con los indicadores de referencia
para los antildeos 2021-2025 basados en indicadores de los antildeos histoacutericos
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Joseacute Pachari P 12
Finalmente en el capiacutetulo VII se presenta las conclusiones maacutes relevantes del
estudio y las recomendaciones pertinentes
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CAPITULO II
MODELO MATEMAacuteTICO DE LOS SISTEMAS DE
GENERACIOacuteN
21 Introduccioacuten
La funcioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia (SEP) es el de proveer
energiacutea eleacutectrica a los consumidores con adecuados niveles de calidad de
servicio y miacutenimos costos posibles
Dentro de los requerimientos de calidad de servicio la confiabilidad se define
como ldquoLa habilidad del sistema para proveer energiacutea eleacutectrica a los puntos de
utilizacioacuten en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad y
seguridadrdquo [1] siendo un aspecto importante en la planeacioacuten disentildeo y
operacioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia
En los uacuteltimos tiempos se ha venido realizando evaluaciones cuantitativas con
iacutendices reemplazando anaacutelisis cualitativos para estudios de confiabilidad El
anaacutelisis cuantitativo es logrado construyendo ecuaciones matemaacuteticas de
modelos de sistemas eleacutectricos de potencia para simular el sistema fiacutesico y
manipular esos modelos para obtener medidas e iacutendices adecuados de
confiabilidad Los iacutendices del sistema pueden ser perfeccionados hasta
alcanzar los niveles de referencia considerando porcentajes de crecimiento
de la carga para el mediano y largo plazo dando como resultado el incremento
de la inversioacuten en el sistema sin embargo el costo asociado para alcanzar
dicho nivel puede ser inaceptable con lo cual aspectos econoacutemicos y de
confiabilidad son a menudo temas de disputa en decisiones administrativas [1]
[2]
El procedimiento general para valorar la confiabilidad de un Sistema de
Generacioacuten (SG) consiste en crear modelos para la generacioacuten y la demanda
total del sistema los cuales se combinan en un modelo de riesgo del cual se
obtienen los iacutendices de confiabilidad El modelo de la generacioacuten comprende
dos aspectos independientes la disponibilidad de los equipos e instalaciones y
la disponibilidad de los recursos primarios La forma tradicional del modelo
asume total disponibilidad de los recursos primarios y consiste en construir a
partir de los modelos de confiabilidad de los componentes tablas que indican la
probabilidad de perder determinada cantidad de MW El modelo de carga
consiste en valores de demanda real o pronosticado para un periodo de tiempo
dado (hora diacutea semanahellipetc) Generalmente solo se realiza anaacutelisis de
potencia activa en el modelo de riesgo
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Joseacute Pachari P 14
22 Confiabilidad de sistemas de generacioacuten
La confiabilidad es un factor muy importante en la planeacioacuten disentildeo
operacioacuten y mantenimiento del sistema eleacutectrico de potencia El sistema de
generacioacuten es una parte muy importante dentro del Sistema Eleacutectrico de
Potencia ya que tiene que ser capaz de satisfacer la demanda en todo instante
de tiempo [1] Las unidades de generacioacuten podriacutean fallar ocasionalmente y el
sistema debe tener la suficiente reserva disponible para entrar en
funcionamiento cuando estos eventos se presenten
La confiabilidad de un SG estaacute dividida en ldquoadecuacioacutenrdquo y ldquoseguridadrdquo La
adecuacioacuten del sistema estaacute relacionada con la existencia de suficientes
generadores dentro del mismo para satisfacer la demanda de los
consumidores considerando condiciones estaacuteticas del sistema La seguridad
estaacute relacionada con la habilidad del sistema para responder ante la presencia
de disturbios [3] En el presente trabajo la evaluacioacuten de la confiabilidad del SG
se enfoca en la adecuacioacuten y no toma en consideracioacuten la seguridad
La confiabilidad de un sistema de generacioacuten se puede modificar cambiando
las unidades existentes por unidades maacutes confiables o incorporando
redundancia La redundancia en el SG significa la instalacioacuten de maacutes
capacidad de generacioacuten que la normalmente requerida lo cual a su vez
conlleva a un incremento en el costo de dicho sistema [3]
En un estudio de sistemas de generacioacuten el sistema total es examinado para
determinar su capacidad para mantener los requerimientos de la carga esta
actividad es usualmente llamada ldquovaloracioacuten de la adecuacioacuten del sistema de
generacioacutenrdquo El sistema de transmisioacuten es ignorado en este estudio y el sistema
de carga es considerado como una carga puntual
Sistema de
generacioacuten
total
Carga
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten
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El meacutetodo utilizado en la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten para este
estudio es catalogado como ldquoprobabiliacutestico-analiacuteticordquo y consiste baacutesicamente
en tres pasos
Crear un modelo de capacidad de generacioacuten basada en las
caracteriacutesticas teacutecnicas y operativas de las unidades
Construir un apropiado modelo de carga
Combinar el modelo de capacidad de generacioacuten y el modelo de
carga para obtener un modelo de riesgo
Modelo de
generacioacuten
Modelo de
carga
Modelo de riesgo
(iacutendices de
confiabilidad)
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG
El meacutetodo probabiliacutestico-analiacutetico utilizado para modelar el sistema de
generacioacuten es la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
(COPT1) la cual puede ser creada usando un algoritmo recursivo dicha teacutecnica
se explicaraacute maacutes adelante en este capiacutetulo
23 Modelo de generacioacuten
Los paraacutemetros maacutes importantes requeridos en el anaacutelisis de confiabilidad de
un SG son la capacidad y la probabilidad de falla de los generadores Una falla
da como resultado remover la unidad de servicio para repararla o remplazarla
a este evento se le denomina como ldquosalidardquo tambieacuten se presenta este evento
cuando la unidad entra en mantenimiento programado el cual es necesario
para mantener la unidad en buenas condiciones
1 De sus siglas en ingles ldquoCapacity Outage Probability Tablerdquo
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Para todos los generadores del SG se utiliza el modelo de dos estados para la
salida de las unidades por falla mostrado en la Figura 23 definido mediante las
distribuciones de probabilidad de tasa de fallas λ y tasa de reparaciones μ
DisponibleIndisponible
Tasa de falla
λ
Tasa de reparacioacuten
micro
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores
Para unidades modeladas con dos estados la probabilidad de falla estaacute dada
por su indisponibilidad U ecuacioacuten 21 la cual es expresada en teacuterminos de la
tasa de fallas y reparaciones
(21)
(22)
El FOR2 se define como la probabilidad de que la unidad no esteacute disponible
para servicio en el futuro [1] Este estimador es adecuado para determinar la
probabilidad de fallo de las unidades de base ya que estas tienen periodos de
operacioacuten relativamente largos sin embrago para unidades ciacuteclicas que operan
en horas de demanda maacutexima el FOR no es un buen estimador ya que los
tiempos de operacioacuten son relativamente cortos Ademaacutes el periodo maacutes criacutetico
en la operacioacuten de una unidad es el arranque y en comparacioacuten con las
unidades de base estas tienen pocas horas de operacioacuten y maacutes arranques
Para este tipo de unidades la tasa de fallos puede ser obtenida mediante la
siguiente expresioacuten [4]
2 De sus siglas en ingles Forced Outage Rate
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p
f HSFFOR
f HSF HS
(23)
T = tiempo medio en reserva en friacuteo entre periacuteodos de necesidad
D = tiempo medio en servicio por ocasioacuten de demanda
r = tiempo medio de reparacioacuten por ocurrencia de salida forzada
Una vez definido el modelo de dos estados que seraacuten aplicados a las unidades
de generacioacuten se presenta en el siguiente punto el modelo matemaacutetico
231 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas (COPT)
El modelo de generacioacuten requerido es conocido como tabla de probabilidades
de capacidades desconectadas este es un simple arreglo de niveles de
capacidades asociado con la probabilidad de existencia de cada nivel La
creacioacuten de la COPT para sistemas de generacioacuten normalmente considera toda
la capacidad del sistema resultando en centenares de unidades de diferentes
capacidades y FOR Si las unidades son ideacutenticas la COPT es faacutecil de
construir ya que si se tiene unidades se tendraacute estados pudieacutendose
calcular mediante la foacutermula de la distribucioacuten binomial
Donde
Probabilidad individual del estado
Nuacutemero de unidades
Indisponibilidad
Disponibilidad
Cuando las unidades tienen diferentes capacidades y FOR la ecuacioacuten 25 no
es aplicable por lo tanto es necesaria la utilizacioacuten de un meacutetodo que permita
ser aplicado bajo cualquier circunstancia en el siguiente punto se explica
detalladamente el meacutetodo utilizado
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2311 Algoritmo recursivo para el caacutelculo de la COPT
La probabilidad individual de un estado con una salida forzada de ldquo rdquo
despueacutes de que una unidad con capacidad de y tasa de falla es
adicionada viene expresado por medio de la ecuacioacuten 26
La probabilidad individual del estado despueacutes de que la unidad es
adicionada
La probabilidad individual del estado antes de que una nueva unidad sea
adicionada
En la ecuacioacuten 26 si entonces
El procedimiento es iniciado con la adicioacuten de la primera unidad para la cual
existen dos posibles estados el primero de ellos con una capacidad
desconectada de cuya probabilidad es y un segundo estado
con capacidad desconectada de cuya probabilidad es
24 Modelo de carga
La forma maacutes simple de modelar la demanda es obteniendo para cada diacutea un
valor maacuteximo estos valores maacuteximos diarios pueden ser ordenados en forma
descendente para formar la curva de demanda acumulada la cual se conoce
como ldquocurva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria DPLVC (Daily Peak Load
Variation Curve) por sus siglas en inglesrdquo [1] [5] ver figura 24 Tambieacuten se
puede utilizar la ldquocurva de duracioacuten de carga LDCrdquo [1] [5] (Load Duration
Curve) que es formada por valores de demanda horaria ver figura 25 o se
pueden establecer modelos de curvas formada por datos de demanda maacutexima
diaria o carga horaria en orden cronoloacutegico como se aprecia en la figura 26
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Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico
Normalmente la curva DPLVC es usada en el caacutelculo de iacutendices de peacuterdida de
carga esperada (LOLE) la curva LDC es utilizada en el caacutelculo del iacutendice de
peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
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25 Modelo de riesgo
Al combinar el modelo de carga y el modelo de generacioacuten se obtiene el
modelo de riesgo este permite mediante iacutendices cuantificar la confiabilidad del
sistema de generacioacuten comparar alternativas de disentildeo identificar puntos
criacuteticos y determinar formas de correccioacuten en el sistema de generacioacuten
incorporando costos para la toma de decisiones los valores de los iacutendices de
confiabilidad miacutenimos requeridos dependeraacuten de cuan confiable se desee que
el sistema sea Los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea que se calcularaacuten se
describen en los siguientes paacuterrafos
251 Iacutendices de peacuterdida de carga Peacuterdida de carga ocurre cuando la demanda excede la generacioacuten disponible
la probabilidad de que esto ocurra se le denomina como probabilidad de
peacuterdida de carga LOLP3 Un segundo iacutendice de peacuterdida de carga es LOLE4 que
se define como la Peacuterdida de carga esperada en diacuteas por antildeo u horas por antildeo
(HLOLE Peacuterdida de carga esperada horaria) El LOLE indica el nuacutemero
esperado de diacuteas en los cuales existiraacute deacuteficit de generacioacuten pero no indica la
severidad de la deficiencia ni la frecuencia y duracioacuten de la peacuterdida de carga
El LOLP y LOLE se pueden obtener combinando la probabilidad de estados de
las capacidades desconectadas del SG con la demanda maacutexima diaria u
demanda horaria [1] [5] Por consiguiente para un mismo sistema se puede
obtener diferentes valores para un mismo iacutendice dependiendo del modelo de
demanda que se esteacute utilizando para el caacutelculo
Estos iacutendices se pueden determinar mediante la ecuacioacuten 27 para la peacuterdida
de carga esperada
O se podriacutea utilizar las ecuaciones 28 para el LOLE utilizando la probabilidad
acumulada
3 De sus siglas en ingles Loss of Load Probability (LOLP)
4 De sus siglas en ingles Loss of Load Expectation (LOLE)
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Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva
Donde
Periodo de anaacutelisis
El valor de carga
Capacidad disponible
Es la capacidad desconectada en Mw
Es la probabilidad acumulada del estado cuya capacidad
desconectada es
Es el tiempo durante el cual una capacidad desconectada
produce peacuterdida de carga
252 Peacuterdida de energiacutea
El aacuterea bajo la curva de carga horaria puede ser usada para calcular la
energiacutea no suministrada debido a la insuficiencia en la capacidad instalada o
disponible La peacuterdida de energiacutea es cuantificada usando la peacuterdida de energiacutea
esperada (LOEE5) con unidades en por antildeo este iacutendice se define como
la energiacutea esperada no suministrada a los consumidores por deacuteficit en la
5 De sus siglas en ingles Loss of Energy Expectation
)
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capacidad del sistema de generacioacuten Ademaacutes se calcula el iacutendice de
confiabilidad de energiacutea EIR6 [1] [5]
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad
Para calcular el iacutendice LOEE y EIR se utiliza las ecuaciones 29 y 211 respectivamente
Donde Energiacutea no servida para una capacidad desconectada
26 Efectos del mantenimiento programado
Hasta este punto se ha considerado el parque generador como exento de
mantenimiento o de inspeccioacuten en la vida praacutectica se presenta la salida de las
6 De sus siglas en ingles Energy Index of Reliability
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unidades para realizar mantenimiento programado permitiendo su correcto
funcionamiento al momento de ingresar a operacioacuten
El mantenimiento programado de unidades de generacioacuten es un problema que
relaciona la operacioacuten y planificacioacuten del sistema de potencia para periodos de
tiempo normalmente de un antildeo Las unidades de generacioacuten son dispositivos
electromecaacutenicos a los que se les atribuye un periodo de mantenimiento
debido al deterioro como resultado del uso prolongado
Durante el transcurso del antildeo se presenta periodos de mantenimiento donde la
capacidad disponible para generar no es constante por lo cual la
estructuracioacuten de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
con el nuacutemero total de unidades del SG no es aplicable en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad durante todo el antildeo como se aprecia en la figura 29
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga
Debido a que la capacidad disponible no es constante durante el antildeo se debe determinar las capacidades disponibles para cada periacuteodo que resulta del plan de mantenimiento programado y luego determinar una COPT para cada uno de estos periodos Cuando se incluye el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los
iacutendices de peacuterdida de carga se debe determinar un LOLE para cada periacuteodo
con su respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices obtenidos en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 212
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El iacutendice total del periodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
Al incluir el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los iacutendices de
peacuterdida de energiacutea se debe determinar un LOEE para cada periacuteodo con su
respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices que se obtuvo en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 213
El iacutendice total del periacuteodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
27 Efectos de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga
En el modelo de carga anteriormente usado se asume que la demanda
maacutexima pronosticada es exacta En la praacutectica la proyeccioacuten es realizada en
base a datos histoacutericos por lo que la demanda proyectada puede tener un cierto
grado de incertidumbre esto puede ser descrito mediante una distribucioacuten de
probabilidad de la demanda proyectada LFPD (Load Forecast Probability
Distribution) [1]
La incertidumbre puede ser incluida en el caacutelculo de los iacutendices de riesgo
dividiendo la LFPD en intervalos de clase cuyo nuacutemero depende de la
precisioacuten deseada ldquouna distribucioacuten de probabilidad normal dividida en siete o
cuarenta y nueve pasos no presenta una gran diferencia en los resultadosrdquo [1]
En la figura 210 se presenta la distribucioacuten normal con siete segmentos
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Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal
El aacuterea de cada intervalo de clase representa la probabilidad que el valor de la
carga se encuentre en el valor medio estas aacutereas se presentan en la figura
210 expresadas por
La incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda puede ser incluida en el
caacutelculo de los iacutendices dividiendo la LFPD en intervalos de clase como se
observa en la figura 210 El aacuterea de cada intervalo de clase representa la
probabilidad de que la carga se encuentre en el valor medio del intervalo de
clase
El LOLE es calculado para cada demanda representada por el intervalo de
clase (figura 211) y multiplicado por la probabilidad de que la carga exista la
suma de estos productos representa el LOLE final para la carga proyectada [1]
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Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre
Los iacutendices de confiabilidad de peacuterdida de energiacutea para los valores de
demanda de cada uno de los intervalos de clases son determinados y
multiplicados por la probabilidad de existencia de la carga La suma de estas
multiplicaciones es el iacutendice de confiabilidad esperado para la demanda
pronosticada [1]
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CAPITULO III
PROGRAMA COMPUTACIONAL
31 Introduccioacuten
El caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad de un sistema de generacioacuten puede
resultar complejo y extenso dependiendo de la cantidad de unidades de
generacioacuten que componen dicho sistema y del modelo de demanda utilizado en
un determinado periacuteodo de anaacutelisis Ademaacutes el problema puede resultar maacutes
complejo cuando se considera el plan de mantenimiento programado de las
unidades y la incertidumbre en la proyeccioacuten de la demanda
Por lo tanto es conveniente contar con una herramienta computacional que
permita realizar dichos caacutelculos de una forma raacutepida y eficiente para lo cual se
requiere de un software dedicado a realizar caacutelculos matemaacuteticos y que permita
crear una interfaz graacutefica de usuario de faacutecil acceso para la manipulacioacuten de
datos El software fue implementado utilizando MatLab 71 cabe recalcar que
ademaacutes de esta plataforma existen otras como Visual Basic Fortran C++
entre otras las cuales no han sido estudiadas ya que estaacute fuera del alcance de
esta tesis determinar teacutecnicamente una plataforma de programacioacuten
Para el desarrollo del software se utilizoacute una computadora marca Toshiba con
dos procesadores Intel Pentium Dual-Core de 176 GHZ cada uno 2 GB de
memoria Ram 512 GB de disco duro y sistema operativo Windows 7 Ultimate
de 32 bits Para el correcto funcionamiento del software se recomienda utilizar
un computador de similares caracteriacutesticas o superiores Al programa
desarrollado se lo ha nombrado como ldquoCIC_SGrdquo (Caacutelculo de Iacutendices de
Confiabilidad de Sistemas de Generacioacuten)
32 Estructura del programa CIC-SG
El programa CIC-SG estaacute compuesto por un conjunto de funciones y
sentencias que cumplen una determinada tarea al momento que estas son
ejecutadas dentro del conjunto de funciones se pueden diferenciar
baacutesicamente cinco grupos funciones para la presentacioacuten de la interfaz
funciones para el ingreso y validacioacuten de datos funciones para el caacutelculo y
presentacioacuten de la COPT con y sin plan de mantenimiento programado
funciones para el caacutelculo y presentacioacuten de los iacutendices de confiabilidad con la
posibilidad de incluir incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda y finalmente
funciones para guardar resultados y datos ingresados
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En la figura 31 se muestra el diagrama de flujo baacutesico del programa CIC-SG
El programa se inicia con la creacioacuten de la interfaz graacutefica que posee los
elementos para la entrada de datos y presentacioacuten de los resultados obtenidos
Los datos a ingresar estaacuten sujetos a un proceso de validacioacuten que permite
uacutenicamente el ingreso de datos que puedan presentarse en la praacutectica Cuando
los datos del sistema de generacioacuten han sido ingresados se procede a
determinar la COPT si se desea incluir el plan de mantenimiento programado
para las unidades previamente al caacutelculo de la COPT se debe ingresar los
intervalos de mantenimiento de cada unidad con los cuales el programa
procede internamente a determinar los periodos y las capacidades en
mantenimiento resultantes del plan de mantenimiento ingresado luego se
procede a determinar y presentar la COPT para cada periacuteodo
Cuando ya se ha realizado este proceso seguidamente se puede ingresar los
datos de demanda del modelo seleccionado dentro de los posibles modelos se
tiene la demanda maacutexima diaria en su orden cronoloacutegico DPLVC la demanda
horaria en su orden cronoloacutegico LDC y el modelo aproximado de DPLVC o
LDC representado mediante una o varias rectas
Una vez ingresados estos datos se procede a determinar los iacutendices de
confiabilidad combinando los datos de la demanda y la COPT Cuando en el
caacutelculo de la COPT se incluye el plan de mantenimiento programado de las
unidades en el programa CIC_SG no se puede utilizar el modelo de demanda
en su forma acumulada ni el modelo de demanda aproximado uacutenicamente se
puede utilizar el modelo de demanda horaria o maacutexima diaria en su orden
cronoloacutegico
Si se incluye incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se determina los
valores de la demanda correspondientes a cada uno de los intervalos de clase
de la curva de distribucioacuten Luego se calcula los iacutendices para cada uno de
estos valores y se multiplican por las probabilidades de existencia
correspondientes finalmente se suman para obtener el valor total
Cada conjunto de datos ingresados o resultados obtenidos se pueden guardar
en un documento con extensioacuten ldquoxlsxrdquo (Excel 2007 oacute 2010)
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Inicio
Ejecucioacuten de funciones requeridas
para crear la pantalla de la
interfaz
Ejecucioacuten de funciones para el ingreso y
validacioacuten de los datos del sistema de
generacioacuten
Ejecucioacuten de funcioacuten para
el Caacutelculo de la(s)
COPT(s)
iquest inclusioacuten del plan de
mantenimiento
No
Ingreso del plan de mantenimiento
y determinacioacuten de los periodos y
sus capacidades en mantenimientoSi
Presentacioacuten
de la(s)
COPT(s)
Determinacioacuten de los iacutendices
de confiabilidad
Presentacioacuten
de iacutendices
parciales
Fin
Ejecucioacuten de funciones
para el ingreso y validacioacuten
de los datos de demanda
Presentacioacuten
de iacutendices
totales
iquestInclusioacuten de
incertidumbre
No
Determinacioacuten de los valores
de demanda para cada
intervalo de clase Si
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional
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321 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten y
demanda
Con la finalidad de disminuir el riesgo de cometer errores en el ingreso de la
informacioacuten requerida para el caacutelculo de la COPT e iacutendices de confiabilidad se
plantea un algoritmo que permite verificar dichos datos En la figura 32 se
presenta el diagrama de flujo correspondiente en el cual inicialmente se
procede al ingreso del nuacutemero de centrales que el sistema a analizar posee
este dato debe ser un valor numeacuterico entero y mayor a cero de lo contrario el
programa no permitiraacute el ingreso de un valor diferente presentando un mensaje
que indica el error cometido
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
Cuando en el sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades
de diferentes capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan
las mismas caracteriacutesticas de ser posible de lo contrario se debe considerar
cada unidad como una central con lo cual se habraacute dividido la central original
en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna variacioacuten
en los resultados
Para que un dato sea admitido debe cumplir con las condiciones especificadas
en el diagrama de flujo de lo contrario no puede ser ingresado en la tabla y se
presenta un mensaje que indica el error cometido
Para el ingreso y validacioacuten de los datos de demanda se sigue el mismo
procedimiento pero la uacutenica condicioacuten que deben cumplir estos datos es ser
valores numeacutericos mayores a cero de lo contrario no podraacuten ser ingresados
Cuando se ha ingresado el nuacutemero de centrales se presenta una tabla con tres
columnas en las cuales se debe ingresar el nuacutemero de unidades de cada
central capacidad y FOR de las unidades
322 Ingreso del plan de mantenimiento determinacioacuten de intervalos y
capacidades en mantenimiento
Si se incluye el plan de mantenimiento programado de las unidades se debe
determinar el nuacutemero de intervalos que este produce y las capacidades que se
encuentran en mantenimiento en cada uno de estos Al momento de
seleccionar la inclusioacuten del plan de mantenimiento el programa presenta una
tabla que contiene cada una de las centrales unidades y capacidades que
fueron ingresadas previamente esta informacioacuten no puede ser alterada
tambieacuten se presentan dos columnas adicionales que permiten el ingreso de la
hora de finalizacioacuten (HF) e inicio (HI) del mantenimiento Estos datos deben
estar sujetos a ciertas condiciones baacutesicas como ser valores numeacutericos
mayores a cero y menores o iguales que 8760 o 8784 horas dependiendo si el
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antildeo en anaacutelisis es bisiesto o no Ademaacutes siempre la hora de finalizacioacuten debe
ser mayor que la de inicio de lo contrario el programa no permitiraacute el ingreso
En la figura 33 se presenta el diagrama de flujo que permite realizar la
validacioacuten de los datos ingresados
Cuando la informacioacuten ha sido aceptada se procede a determinar los
intervalos En la figura 34 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
Para determinar los intervalos se agrupa todos los valores de las horas de
inicio y finalizacioacuten en un solo vector ldquoHIF0rdquo luego se elimina los valores
repetidos de dicho vector y se ordenan en forma ascendente En los planes de
mantenimiento cabe la posibilidad de que ninguna unidad inicie su
mantenimiento en la hora cero o termine en la hora final del antildeo por lo cual si
esto sucede se debe adicionar estos valores al vector
Con este vector se procede a formar la matriz de periodos ldquoINTrdquo esta matriz
contendraacute las horas de inicio y fin de cada intervalo las horas de inicio
contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo excepto el uacuteltimo y las horas de
finalizacioacuten de los intervalos contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo
excepto el primero
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SI
10 Ingreso del
plan de
mantenimiento
Presentacioacuten de la tabla
para el ingreso del plan
de mantenimiento de las
unidades
Ingreso de la hora de
Finalizacioacuten (HF) e inicio
(HI) del mantenimiento
de cada unidad
iquestAntildeo bisiesto
HF gt 0
amp
HF lt 8784
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
No
HF gt 0
amp
HF lt 8760
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
10
Determinacioacuten de los
intervalos y sus capacidades
disponibles
Si
Si
La hora de inicio
debe ser lt a la
hora de
finalizacioacuten y gt 0
No
10
No
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
Si
Si
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento
Cuando ya se ha obtenido la matriz de periodos se procede a determinar las
unidades que se encuentran en mantenimiento en cada uno de los intervalos
En la figura 35 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Obtiene la matriz (PLAN) formada
por los datos del plan de
mantenimiento a=aux max = horas
del antildeo
a=1
CAP(a1)=PLAN(a3)
HF(a1)=PLAN(a4)
HI(a1)=PLAN(a5)
a=Nuacutemero de
datos del PLAN
a=a+1No
HIN=HI(en forma
ascendente)
Si
HIN(11)=0No
Si
a=2
HIN1(11)=0
HFN1(11)=0
HIN1(a1)=HI(a-11)
HFN1(a1)=HF(a-11)
a=Nuacutemero de
filas de HIN+1
a=a+1
No
a=1
HIN1(a1)=HIN(a1)
a=Nuacutemero de
filas de HIN
a=a+1
No
a=1
Si
Si
HFI(a1)=HI(a1)a=Nuacutemero de
datos de HIN1
a=a+1
No
b=1
c=a+bHFI(c1)=HF(b1)
Si
b=Nuacutemero de
datos de HFN1
b=b+1No
Se ordena el vector HFI
de forma ascendente
Si
HFI(c1)=maxNo
HFI(c+11)=max
Sia=1 b=1
A=Filas de HFI
HFI0(11)=0
INT(a1)=HFI0(a1)
INT(a2)=HFI0(b1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
b=b+1
No
a=a+1
a=A
Si
No
a=1 b=2
A=Filas de HFI0
Si
a=A-1
a=a+1
b=b+1
No
Si
Determinar
unidades de
cada intervalo
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos
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a=1 b=1
B=Nuacutemero de intervalos
A= Nuacutemero de unidades
del sistema
MANT(ab)=0
a=A
b=B
Si
Noa=a+1
b=b+1No
INT(b1)=HI(a1)
a=1
b=1
Si
Si
c=b
b=Nuacutemero de
intervalos
HF(a1)gt=INT(c2)
MANT(ac)=CAP(a1)c=c+1
No
b=b+1
No
a=Nuacutemero de
datos de CAP
Si
a=a+1No
Si
c=Nuacutemero de
intervalos
No
c=c+1
No
Si
50 Caacutelculo
de las
COPTs
Si
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo
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El proceso para determinar las unidades que se encuentran en mantenimiento
en cada uno de los intervalos obtenidos anteriormente se describe a
continuacioacuten Inicialmente se crea la matriz de ceros ldquoMANTrdquo cuyo nuacutemero de
columnas es igual al nuacutemero de intervalos y el nuacutemero de filas es igual al
nuacutemero de unidades del sistema de generacioacuten
Luego se compara las horas de inicio de cada periacuteodo con la hora de inicio del
mantenimiento de cada unidad cuando estas coinciden se remplaza el valor
inicial de MANT con el valor de la capacidad de la unidad luego se compara la
hora de finalizacioacuten del mantenimiento de dicha unidad con la hora de
finalizacioacuten del intervalo si es mayor se le asigna a la siguiente columna de
MANT el valor de dicha unidad esto se realiza hasta que la horas de
finalizacioacuten coincidan cuando se ha finalizado todo el proceso se tendraacute una
matriz que contiene las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada
uno de los intervalos
323 Caacutelculo de la COPT
El caacutelculo de la COPT se realiza utilizando el algoritmo recursivo explicado en
el capiacutetulo 2 En la figura 36 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
el proceso inicia con la obtencioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
ingresados inicialmente luego se determina el nuacutemero total de unidades que el
sistema posee ya que este seraacute tambieacuten el nuacutemero de iteraciones que se
deben realizar con el algoritmo recursivo
El algoritmo inicia con la determinacioacuten de los dos primeros estados de
capacidades desconectadas 0 MW y C MW donde C representa la capacidad
de la primera unidad ingresada Las probabilidades de ocurrencia
correspondientes a cada uno de los dos estados estaacuten dadas por el (1-FOR) y
FOR respectivamente
Seguidamente se procede a ingresar las otras unidades una a una en cada
ingreso se determina las capacidades desconectadas que se pueden
presentar considerando las capacidades desconectadas obtenidas
inicialmente La determinacioacuten de los nuevos estados producidos por cada
ingreso se realiza sumando la capacidad de la nueva unidad ingresada al
vector de capacidades desconectadas obtenido en una iteracioacuten previa se
forma un nuevo vector con los nuevos valores y los de la iteracioacuten previa luego
se eliminan los valores de capacidades desconectadas repetidos que se
pueden presentar Finalmente se aplica la ecuacioacuten del algoritmo recursivo
para determinar las probabilidades de ocurrencia de los nuevos estados
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 36
20 Caacutelculo
de la COPT
Obtencioacuten de los datos del SG
UNI=Vector de unidades de cada central
CAP=Vector de capacidades
FOR=FOR de las unidades
n=1 TDU=0 N= Nuacutemero de centrales
TDU=TDU+UNI(n1) n=N
n=n+1
No
s=0 d=1 r=1 m=0 a=1 b=1 CAPD1(11)=0
CAPD1(21)=0 CAPD7(1)=0
CAPD7(21)=CAP(11)
PROB1(11)=1 PROB1(21)=0 PROB2(11)=0
PROB2(21)=0
Si
B=Nuacutemero de filas del vector CAPD1
K=Nuacutemero de filas del vector PROB1
s=s+1
CAPD2(s1)=CAPD1(b1)+CAP(d1)
n=1
a=1
b=1 b=B
b=b+1No
Se forma un nuevo vector (CAPD3) con los
vectores CAPD2 y CAPD1 y luego se oredena de
forma ascendente
Si
Se obtiene el vector CAPD4 eliminando
los valores repetidos del vector CAPD3
I=Nuacutemero de datos de CAPD4 i=1
CAPD5=CAPD4+CAP(d1)
j=1
k=1
CAPD4(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBD(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBD(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD1=PROBD(1-FOR(n1))
Si
m=0 j=1
k=1
CAPD5(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBDC(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBDC(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD2=PROBDCFOR(n1)
PROBN=PROBD1+PROBD2
PROB1=PROBN
CAPD7=CAPD4 CAPD1=CAPD7
Si
a=UNI(N1)a=a+1No
d=d+1
Si
n=Nn=n+1No Se determina la
probabilidad acumulada
PROBAC
Presentacioacuten
de reultadosSi
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 37
324 Caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento de las
unidades
En la figura 37 se presenta el diagrama de flujo correspondiente para el caacutelculo
de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
Obtencioacuten de la matriz de intervalos
unidades en mantenimiento y datos del
sistema de generacioacuten
A=Nuacutemero de centrales
D= Nuacutemero de intervalos
a=1
CAPTC(a1)=CAP(a1)UNI(a1)
CAPCIDADT=Suma(CAP100)
b=1
c=c+1
UNIDIS(ad)=(CAPTC(a1)-MANT(cd))CAP(b1)
CAPTC(a1)=UNIDIS(a1)
b=UNI(a1)
b=b+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
d=D
Si
d=d+1
CAPTC1=CAPTC
a=1
c=0
d=1
No
Caacutelculo de la
COPT
Sid=1
d=D
Presentacioacuten
de resultados
Si
d=d+1No
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 38
Para este caacutelculo se requiere de la matriz de periodos y capacidades en
mantenimiento que se obtiene en el momento que se ingresan los datos del
sistema de generacioacuten como se explicoacute en el punto 322 Con los datos de
esta matriz se procede a determinar las capacidades disponibles en cada
intervalo Esto se realiza restando a la capacidad ingresada de cada central la
capacidad en mantenimiento de la misma central en cada intervalo con lo cual
posteriormente se puede obtener el nuacutemero de unidades disponibles de cada
central en cada uno de los periodos Con esta informacioacuten se procede a
determinar una COPT para cada periacuteodo como se explicoacute en el numeral 323 y
finalmente se presenta los resultados en pantalla
325 Determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad
En la figura 38 se presenta el diagrama de flujo correspondiente al caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad
El proceso inicia con el ingreso de los datos de demanda y el caacutelculo previo de
la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Con estos datos se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
correspondientes al modelo de demanda utilizado Cuando se utiliza la
demanda maacutexima diaria se determina inicialmente el LOLP para cada dato de
demanda y luego se procede a sumar para determinar el LOLE del periacuteodo de
anaacutelisis Cuando se utiliza la demanda horaria se calcula LOEP para cada
dato y luego se obtiene el HLOLE LOEE y EIR para el periacuteodo de anaacutelisis
Para determinar el LOLP se toma la probabilidad acumulada del primer estado
cuya capacidad conectada sea menor que el valor de la demanda Dicha
probabilidad representa el LOLP para ese dato demanda Seguidamente el
LOLE del sistema se obtiene multiplicando el LOLP de cada dato por el tiempo
correspondiente y sumaacutendolos
Para determinar el LOEP se toma todas las probabilidades individuales de los
estados cuyas capacidades conectadas sean menores que el valor de la
demanda Luego se determina la energiacutea no suministrada que se produce con
un nivel de capacidad menor que la demanda para luego multiplicarla por la
probabilidad correspondiente y obtener el LOEP para cada dato
El LOEE se obtiene multiplicando cada valor del LOEP por la energiacutea no
servida correspondiente y luego se suman los valores obtenidos Con este
valor y el valor de la energiacutea total de la carga se obtiene el EIR Finalmente se
procede a presentar los indicies individuales para cada dato de demanda o los
iacutendices totales del sistema
Cuando se utiliza el modelo aproximado de la demanda se debe determinar
ademaacutes de la probabilidad individual o acumulada el tiempo durante el cual la
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 39
demanda excede la capacidad conectada de un determinado estado Debido a
que el modelo aproximado de la carga estaacute representado por una o varias
rectas el tiempo se determina internamente mediante la ecuacioacuten de la recta
ya que los datos a ingresar son los valores maacuteximos y miacutenimos de la o las
rectasObtencioacuten de los datos de
demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=periacuteodo total
CC=CI-CAPD4
PROBN PROBAC
B=Nuacutemero de estados
d=0 v=0 b=0
CC(b1)gt=DEM(a1)
b=b+1
a=0 LOLE1=0
Siv=v+1 d=d+1
PROBIN(v1)=PROBN(a1)
PERD(v1)=CC(b1)
TIMEI(v1)=1
No
d=1PROBA=PROBAC(a1)
TIMEA=1 Sib=B
No
a=A
Si
a=a+1
No
No
LOLP(a1)=PROBA
LOLE=LOLP(a1)TIMEA+LOLE1
LOLE1=LOLE
c=1 LOEE1=0 LOEET1=0
ENS(c1)=(DEM(a1)-PERD(c1))TIMEI(c1)
LOEE(a1)=(ENS(c1)PROBIN(c1)+LOEE1)
EIR(a1)=1-LOEE(a1)ET
LOEE1=LOEE(a1)
c=v b=b+1No
LOEET=LOEE(a1)+LOEET1
LOEET1=LOEE(a1)
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
LOLE
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
HLOLE
LOEE
EIR
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad
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Joseacute Pachari P 40
Cuando se incluye el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad en el programa computacional se debe utilizar el modelo de
demanda maacutexima diaria u horaria en su orden cronoloacutegico
326 Caacutelculo de iacutendices de confiabilidad considerando la inclusioacuten de la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Cuando se incluye la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad en el programa inicialmente se toma los
datos de demanda y el valor de la incertidumbre con estos datos se procede a
determinar los nuevos valores de demanda correspondientes a cada intervalo
de clase de la curva de distribucioacuten y se los almacena en nuevo vector de
demandas
Con estos nuevos valores se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
para cada dato de demanda como se explicoacute en el numeral 325
seguidamente se procede a multiplicar los valores obtenidos por las
probabilidades correspondientes a los intervalos de clase de la curva de
distribucioacuten para finalmente obtener los iacutendices parciales y totales del sistema
En la figura 39 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Obtencioacuten de los datos de demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=Periacuteodo total
INCERT= Valor de la incertidumbre()
a=1 b=0
INMW=DEM(a1)INCERT100
c=1 b=1
b=b+1
DEM1(b1)=DEM(a1)+(INMW(4-c))c=7
c=c+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
Proceso de caacutelculo de iacutendices
con los nuevos datos
b=Nuacutemero de datos Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
a=b
a=a+7
No
LOLE=Suma(LOLPD1TIMEA)
Si
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
LOEPD(a1)=LOEP(a1)0006
LOEPD(a+11)=LOEP(a+11)0061
LOEPD(a+21)=LOEP(a+21)0242
LOEPD(a+31)=LOEP(a+31)0382
LOEPD(a+41)=LOEP(a+41)0242
LOEPD(a+51)=LOEP(a+51)0061
LOEPD(a+61)=LOEP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
LOEPD1(c1)=Suma(LOEPD)
a=b
a=a+7
No
HLOLE=Suma(LOLED1TIMEA)
LOEE=Suma(LOEED1TIMEI)
EIR=1-LOEEET
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
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CAPIacuteTULO IV
VALIDACIOacuteN DEL PROGRAMA CIC-SG
41 Introduccioacuten
El creciente intereacutes en la creacioacuten de meacutetodos de evaluacioacuten de confiabilidad
de sistemas eleacutectricos de potencia incentivoacute The Institute of Electrical and
Electronics Engineers (IEEE) a desarrollar el Reliability Test System (RTS) que
permite obtener resultados exactos de iacutendices de confiabilidad que sirve para
comparar con diferentes metodologiacuteas propuestas de caacutelculo para
posteriormente garantizar el correcto funcionamiento al aplicarse a un sistema
de potencia real El RTS se ha venido desarrollando desde su primera
publicacioacuten en 1979 donde se presenta anaacutelisis de confiabilidad para dos tipos
de niveles jeraacuterquicos siendo de intereacutes de la tesis el primer nivel jeraacuterquico
tratado en los publicaciones de 1979 y 1986 que sirven para validar el
programa computacional que calcula iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten considerando datos baacutesicos de carga generacioacuten y plan de
mantenimiento
42 Sistema de prueba RTS-IEEE
El ldquoIEEE-Reliability Test Systemrdquo fue desarrollado por el subcomiteacute de
aplicaciones de meacutetodos probabiliacutesticos del instituto de Ingenieros Eleacutectricos y
Electroacutenicos este permite comprobar meacutetodos de caacutelculos de iacutendices de
confiabilidad de sistemas de generacioacuten y transmisioacuten El IEEE ndash RTS fue
desarrollado en tres etapas realizando la primera publicacioacuten en el antildeo 1979
en la cual se presentan datos del sistema de generacioacuten transmisioacuten demanda
maacutexima diaria y demanda horaria en orden cronoloacutegico En esta publicacioacuten
uacutenicamente se presentan los datos del sistema de potencia y resultados de la
tabla de probabilidades de capacidades desconectadas este se ha
denominado caso base los resultados o iacutendices de confiabilidad para el
sistema de generacioacuten se presentan en la publicacioacuten de 1986 denominada
caso extendido en esta se presenta el plan de mantenimiento programado
para las unidades del sistema de generacioacuten e incluye el anaacutelisis de la
incertidumbre en la pronoacutestico de la demanda La tercera publicacioacuten es
presentada en el antildeo 1996 en la cual se especifica las caracteriacutesticas de
sistema de transmisioacuten barras y subestaciones por lo cual dicha publicacioacuten
no es de intereacutes para el presente trabajo
421 Descripcioacuten del sistema de prueba (RTS)
El sistema de prueba estaacute formado por 9 centrales con una capacidad total de
3 405 MW distribuidos en 32 unidades cada una con su respectivo FOR y un
rango de capacidad de las unidades de 12 a 400 MW como se muestra en la
tabla 41 El modelo de carga presentado corresponde a un periodo de un antildeo
comenzando en el mes de enero se representa las demandas maacuteximas
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semanales (52 semanas) en por unidad de la demanda maacutexima anual 2 850
MW presentados en la tabla 42 Las demandas maacuteximas diarias se presentan
en por unidad de la demandas maacuteximas semanales considerando como inicio
el diacutea Lunes dichos datos son presentados en la tabla 43 finalmente se
presentan las demandas horarias en por unidad de las demandas maacuteximas
diarias como se muestra en la tabla 44 Ademaacutes los datos de demanda
horaria se presentan divididos en las diferentes eacutepocas del antildeo primavera
verano otontildeo e invierno a su vez los datos de cada estacioacuten se encuentran
clasificados en diacuteas laborables y fines de semana [14] En la tabla 45 se
presenta el plan de mantenimiento del sistema de generacioacuten de la tabla 41
[4]
Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
Nuacutemero de unidades
Capacidad MW
FOR MTTF
7
(horas) MTTR
8 (horas)
Plan de mantenimiento
(semanas al antildeo)
5 12 002 2 940 60 2
4 20 010 450 50 2
6 50 001 1 980 20 2
4 76 002 1 960 40 3
3 100 004 1 200 50 3
4 155 004 960 40 4
3 197 005 950 50 4
1 350 008 1 150 100 5
2 400 012 1 100 150 6
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
7 De sus siglas en ingles Mean Time to Failure 8 De sus siglas en ingles Mean Time to Repair
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Demanda maacutex semanal como porcentaje de la demanda maacutex anual
Semana Demanda maacutex () Semana Demanda maacutex ()
1 862 27 755
2 90 28 816
3 878 29 801
4 834 30 88
5 88 31 722
6 841 32 776
7 832 33 80
8 806 34 729
9 74 35 726
10 737 36 705
11 715 37 78
12 727 38 695
13 704 39 724
14 75 40 724
15 721 41 743
16 80 42 744
17 754 43 80
18 837 44 881
19 87 45 885
20 88 46 909
21 856 47 94
22 811 48 89
23 90 49 942
24 887 50 97
25 896 51 100
26 861 52 952
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual
Demandas maacuteximas diarias como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
Diacutea Demanda maacutexima ()
Lunes 93
Martes 100
Mieacutercoles 98
Jueves 96
Viernes 94
Saacutebado 77
Domingo 75
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
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Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
Invierno Verano Primavera y Otontildeo
Semanas 1-8 amp 44-52 Semanas 18-30 Semanas 9-17 amp 31-43
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
67 78 64 74 63 75
63 72 60 70 62 73
60 68 58 66 60 69
59 66 56 65 58 66
59 64 56 64 59 65
60 65 58 62 65 65
74 66 64 62 72 68
86 70 76 66 85 74
95 80 87 81 95 83
96 88 95 86 99 89
96 90 99 91 100 92
95 91 100 93 99 94
95 90 99 93 93 91
95 88 100 92 92 90
93 87 100 91 90 90
94 87 97 91 88 86
99 91 96 92 90 85
100 100 96 94 92 88
100 99 93 95 96 92
96 97 92 95 98 100
91 94 92 100 96 97
83 92 93 93 90 95
73 87 87 88 80 90
63 81 72 80 70 85
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
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Programa de Mantenimiento
Semanas Unidades en mantenimiento
1-2 ninguna 3-5 76 6-7 155 8 197 155
9 197 155 20 12
10 400 197 20 12
11 400 197 155 12-13 400 155 20 20
14 400 155 15 400 197 76
16-17 197 76 50 18 197
19 ninguna 20 100 21-22 100 50
23-25 ninguna 26 155 12
27 155 100 50 12
28 155 100 50 29 155 100
30 76 31-32 350 76 50
33 350 20 12 34 350 76 20 12
35 400 350 76 36 400 155 76 37 400 155
38-39 400 155 50 12
40 400 197 41-42 197 100 50 12
43 197 100 44-52 ninguna
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades
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43 Resultados de las publicaciones del Reliability Test System caso
base y extendido
431 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En la publicacioacuten de 1979 el autor reporta 10 estados como valores de
capacidad de salida representativos en la tabla 46 se presentan los estados
de capacidades desconectadas y sus respectivas probabilidades individuales y
acumulativas
Probabilidades de capacidades desconectadas
Estado Cap Desc (Mw) Probabilidad individual Probabilidad acumulada
1 0 023639495 1
31 100 002999154 054760141
90 200 000128665 03813284
153 265 000001312 033556693
288 400 006572832 026187364
444 556 000000345 00845782
488 600 000035769 006211297
838 950 000006431 000749197
1 088 1 200 000002413 000079125
1 388 1 500 00000003 000004043
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados
432 Peacuterdida de carga esperada (LOLE)
Para el caacutelculo del iacutendice de peacuterdida de carga esperada (LOLE) se considera
truncamiento de la tabla de probabilidades acumuladas de sin redondeo
obteniendo 1 872 estados El modelo de carga estaacute representado por 364
valores de demanda maacutexima diaria obtenieacutendose el LOLE en diacuteasantildeo y 8 736
valores de demanda horaria obtenieacutendose el LOLE en horasantildeo
Los resultados reportados son
433 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se
utiliza la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos discretos cada intervalo
posee un valor de aacuterea que representa la probabilidad de encontrar el valor
medio de la carga estas probabilidades son utilizadas en el caacutelculo del LOLE
(diacuteasantildeo)
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Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos
Los valores considerados de la incertidumbre van desde 2 al 15 en el caacutelculo
del LOLE aplicando el concepto de distribucioacuten normal los resultados se
presenta en la tabla 47
Efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Incertidumbre () LOLE(diacuteasantildeo)
2 145110
5 191130
10 399763
15 950630
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
434 Efectos del mantenimiento programado
Cuando las unidades del sistema de generacioacuten entran en mantenimiento la
capacidad disponible del sistema se ve reducida y por lo tanto es loacutegico pensar
que el LOLE tenga un incremento con respecto al LOLE que se obtiene cuando
no se considera el mantenimiento En la tabla 48 se presentan los valores del
LOLE para diferentes semanas y el valor total
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Efecto del mantenimiento programado
Semanas LOLE(diacuteasantildeo)
121923-2544-52 112026
3-5 011395
6-7 006801
8 007424
9 002122
10 004624
11 007223
12-13 004632
14 003701
15 004654
16-17 007203
18 004392
20 006214
21-22 007202
26 006483
27 002015
28 006718
29 003259
30 004878
31-32 008787
33 005896
34 002059
35 011809
36 002266
37 007039
38-39 005062
40 002819
41-42 003858
43 004098
Total 266659
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado
435 Peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
Para el caacutelculo de la energiacutea no servida se considera que cada nivel de carga
horaria es igual a la energiacutea demandada siendo la energiacutea total igual a la
sumatoria de los 8 736 datos de demanda horaria Dentro de los iacutendices
presentados se incluye expectativa de peacuterdida de energiacutea (LOEE) iacutendice de
confiabilidad de energiacutea (EIR) y adicionalmente la Energiacutea demandada cuyos
valores reportados son
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Joseacute Pachari P 50
44 Resultados de iacutendices de confiabilidad y COPT obtenidos mediante
la aplicacioacuten al CIC ndash SG y comprobacioacuten mediante resultados
IEEE-RTS
Para realizar la validacioacuten de los diferentes resultados de iacutendices de
confiabilidad valores de probabilidades individuales o acumuladas de la tabla
de probabilidades de capacidades desconectadas se utiliza la ecuacioacuten 41
para calcular el error absoluto cometido
441 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En el programa desarrollado se calculoacute 3 180 estados ademaacutes no se ha
considerado meacutetodos de aproximacioacuten o truncamiento en el valor de las
probabilidades exacta y acumulada En la primera publicacioacuten del RTS se
reporta noventa estados que son presentados en el apeacutendice B tabla B11 en
la cual se presenta todos los estados para un rango de capacidad de salida de
0 a 60 MW para capacidades de salida mayores a 60 MW se presentan los
estados con incrementos de 20 MW hasta llegar a 1 600 MW finalmente la
publicacioacuten presenta una segunda tabla con 20 estados mostrados en el
apeacutendice B tabla B12 iniciando en 1 500 MW de capacidad de salida con
incrementos de 50 MW hasta llegar a 2 450 MW El nuacutemero de estados a
validar es considerable por lo cual el autor reportoacute posteriormente 10 estados
como valores de capacidad de salida representativos que son los que se
utilizan para la validacioacuten En la tabla 49 se presenta los estados
representativos y los resultados obtenidos del programa computacional
desarrollado
Datos representativos de la COPT
Estado
Cap Desc
Resultados IEEE-RTS 1979
Resultados CIC-SG Error absoluto ()
Probabilidad Probabilidad Probabilidad
(Mw) Individual Acumulada Individual Acumulada Individual Acumulada
1 0 023639495 1 023639511 1 676833E-05 0
31 100 002999154 054760141 002999156 054760114 666854E-05 493060E-05
90 200 000128665 038132840 000128665 038132810 0 786724E-05
153 265 000001312 033556693 000001312 033556665 0 834409E-05
288 400 006572832 026187364 006572831 026187343 152141E-05 801914E-05
444 556 000000345 008457820 000000345 008457806 0 0000165528
488 600 000035769 006211297 000035769 006211286 0 0000177097
838 950 000006431 000749197 000006431 000749195 0 0000266953
1 088 1 200 000002413 000079125 000002413 000079125 0 0
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1 388 1 500 000000030 000004043 000000030 000004044 0 0024727992
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto
En la tabla 49 se presenta en la probabilidad individual un error absoluto en
el orden del cien mileacutesimo o inferior por que se consideran como despreciables
Para la probabilidad acumulada el error maacuteximo cometido es del 0024 para
estas probabilidades la respuesta varia en el orden del diez mileacutesimo En
conclusioacuten la existencia de errores en las probabilidades individual y
acumulada se consideran como despreciables debido a que se presenta la
variacioacuten en la respuesta en el orden del diezmileacutesimo como maacuteximo y
analizando la dinaacutemica de caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad su influencia
es despreciable
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base
En el caacutelculo de los iacutendices el CIC-SG considera todos los estados de la tabla
de probabilidades acumuladas 364 datos de demanda maacutexima diaria y 8 736
datos de demanda horaria en orden cronoloacutegico Los caacutelculos totales de los
iacutendices de confiabilidad son presentados en la tabla 410 y tabla 411 Aunque
para el caso base donde no se incluye plan de mantenimiento programado se
podriacutea utilizar tambieacuten las curvas DPLVC y LDC obtenieacutendose los mismos
resultados
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Iacutendice de confiabilidad IEEE-RTS Resultado CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (diacuteasantildeo) 136886 136886 0
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria
Para el modelo de demanda maacutexima diaria el uacutenico iacutendice que se obtiene es la
probabilidad de peacuterdida de carga LOLE cometieacutendose un error de cero por
ciento
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad IEEE-RTS Resultados CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (horasantildeo) 939418 939136 003001859
LOEE (Gwh) 1176 1176 0
Energiacutea demandada (Gwh) 15297075 15297100 000016343
EIR 0999923 0999923 0
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria
Para el modelo de carga horaria el error absoluto es de 003 para el LOLE
un error del 0 en el LOEE un error del 000016 en energiacutea demandada y
un error del cero por ciento para el EIR Si bien se presenta un error maacuteximo
del 003 que se puede considerar como despreciable hay que tomar en
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cuenta que en la publicacioacuten IEEE-RTS 1986 se presenta un truncamiento en
el nuacutemero de estados para el caacutelculo de los iacutendices a diferencia de esta tesis
que utiliza la totalidad de los estados siendo loacutegico que se presente un error
despreciable Los datos de demanda en MW obtenidos y aplicados al CIC-SG
se presentan en el apeacutendice B Tabla B13
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido
4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del
LOLE
En la tabla 412 se presenta los resultados del caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad considerando el mantenimiento programado y el error con
respecto a los resultados presentados en el IEEE-RTS Cabe recalcar que
cuando se calcula iacutendices de confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento
programado en el programa CIC-SG se debe considerar uacutenicamente los
modelos de demanda maacutexima diaria u horaria dados en orden cronoloacutegico y no
en su forma acumulada o modelo aproximado
Considerando el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad y comparando los resultados del CIC-SG con los de la IEEE-RTS
1986 se comete un error absoluto del 0 El plan de mantenimiento en su
forma adecuada para ingresar al programa se presenta en el apeacutendice B tabla
B14
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Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Semanas
LOLE(diacuteasantildeo)
Error obtenido IEEE-RTS
Resultados obtenidos
121923-2544-52 112026 112026 0
3-5 011395 011395 0
67 006801 006801 0
8 007424 007424 0
9 002122 002122 0
10 004624 004624 0
11 007223 007223 0
1213 004632 004632 0
14 003701 003701 0
15 004654 004654 0
1617 007203 007203 0
18 004392 004392 0
20 006214 006214 0
2122 007202 007202 0
26 006483 006483 0
27 002015 002015 0
28 006718 006718 0
29 003259 003259 0
30 004878 004878 0
3132 008787 008787 0
33 005896 005896 0
34 002059 002059 0
35 011809 011809 0
36 002266 002266 0
37 007039 007039 0
3839 005062 005062 0
40 002819 002819 0
4142 003858 003858 0
43 004098 004098 0
total (diacuteasantildeo) 2666590 2666590 0
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
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4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de
la demanda para el caacutelculo del LOLE
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga en el
CIC ndash SG se obtiene los resultados que se muestran en la tabla 413 La
incertidumbre se considera en el anaacutelisis del caso base es decir no se
considera el plan de mantenimiento programado de las unidades
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Incertidumbre ()
LOLE(diacuteasantildeo) Error obtenido () IEEE-RTS Resultados obtenidos PC
2 14511 14511 0
5 19113 191129 000052320
10 399763 398684 026990992
15 95063 820576 136808222
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo)
Como se puede observar el error cometido aumenta cuando la incertidumbre
va incrementaacutendose aunque para el segundo y tercer dato el error es
despreciable maacutes no asiacute para el cuarto dato donde el error tiene un incremento
abrupto Debido a esta razoacuten se realizaron los caacutelculos mediante Microsoft
Excel obtenieacutendose los mismos resultados que se obtienen mediante el CIC-
SG
45 Meacutetodos aproximados
En toda metodologiacutea propuesta es importante desarrollar meacutetodos
aproximados estos permiten obtener modelos que agilizan el anaacutelisis o caacutelculo
reduciendo el tiempo empleado con un error en los resultados aceptables
respecto a los exactos
En el presente trabajo se analizaraacute o plantearaacute modelos aproximados para el
sistema de carga y plan de mantenimiento programado
451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple
El meacutetodo planteado establece la existencia de una relacioacuten lineal entre dos
variables carga y tiempo mediante la utilizacioacuten del meacutetodo de la suma miacutenima
de los cuadrados de las distancias verticales entre cada punto y la recta El
coeficiente de determinacioacuten es el maacutes utilizado e indica el porcentaje de
ajuste que se ha conseguido con el modelo lineal siendo 1 una relacioacuten lineal
perfecta y 0 al no existir relacioacuten [15]
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a)
b)
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos
En una primera aproximacioacuten se establece el modelo con una sola recta para
los 364 datos obtenieacutendose la recta mostrada en la figura 42 (a) con un
coeficiente de determinacioacuten de 0979 El siguiente paso es el mejorar el
coeficiente de determinacioacuten mediante la divisioacuten de la curva de carga en
intervalos con igual nuacutemero de datos para cada uno de ellos se aplica la
regresioacuten lineal simple en la figura 42 (b) se presenta para dos intervalos y
para cinco se presenta en la figura 43 los resultados obtenidos del LOLE para
los intervalos son mostrados en la tabla 414
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Los paraacutemetros para establecer si el modelo es adecuado se basan en un error
no mayor al 5 en el caacutelculo de los iacutendices y el nuacutemero de segmentos de recta
no mayor a cinco
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de Segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
CIC-SG (Diacuteasantildeo)
Error Absoluto ()
1 Uno 2 626798 1 595 364 0979 118180 1366538580
2 Dos 2 645950 2 0756093 182 0965
125289 8472013208 2 139300 1 5812595 182 0924
3 Cinco
2 692358 2 358134 73 0887
134808 1518051517
2 401612 2 202748 73 0988
2 182204 2 004508 73 0987
2 004120 1 881432 73 0992
1 875691 1 484268 72 0984
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga
En la tabla 414 se presenta el nuacutemero de intervalos utilizados puntos iniciales
y finales de cada segmento duracioacuten de cada segmento coeficientes de
determinacioacuten y resultados obtenidos al aproximar la curva DPLVC a una o
varias rectas para los tres casos se establecen intervalos de duracioacuten iguales
para cada segmento En el primer caso con una sola recta con un coeficiente
de determinacioacuten de 0979 se comete un error de 1366 que es un error
considerable para el segundo caso con dos rectas se tiene un de 096 y
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092 cometiendo un error del 847 al comparar ambos errores se presenta
una contradiccioacuten debido a que al tener un valor del cercano a 1 para el
primer caso se deberiacutea cometer un error menor que en el segundo caso cuyo
en promedio es de 0942 En el tercer caso se presenta 5 intervalos con sus
respectivos cometiendo un error absoluto en el LOLE de 151 al
comparar con los dos casos anteriores se observa que el error en el caacutelculo del
LOLE es menor Por lo cual el meacutetodo de regresioacuten lineal simple dividiendo la
curva de carga en segmentos con igual nuacutemero de datos no se puede evaluar
mediante el sino uacutenicamente observando el error cometido en el caacutelculo del
iacutendice de confiabilidad Como segunda alternativa se plantea el meacutetodo de
regresioacuten lineal mediante inspeccioacuten de la curva imponiendo el nuacutemero de
intervalos y el nuacutemero de datos que cada intervalo tendraacute La regresioacuten lineal
se aplica a cada uno de los intervalos como se muestren la figura 44 y 45
Se plantea el segundo meacutetodo debido a que la curva de carga DPLVC
aparentemente tiene comportamientos lineales en varios intervalos que por
inspeccioacuten permite identificarlos no siendo el caso del primer meacutetodo que no
diferencia si tiene un comportamiento lineal
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
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Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
En la tabla 415 se presenta dos casos que son resultado de la inspeccioacuten de la
curva de carga para el primer caso se establece tres intervalos que son
mostrados en la figura 44 cometiendo un error del 369 con un coeficiente
de determinacioacuten de 0967 en promedio para el segundo caso se divide en
cuatro intervalos como se muestra en la figura 45 con un promedio de
0974 cometiendo un error del 156 al comparar ambos casos se observa un
comportamiento loacutegico debido a que al tener un lo maacutes cercano a uno el
error cometido tiende a cero
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
Obtenido Diacuteasantildeo
Error absoluto ()
1 Tres
2 778600 2 527800 23 0928
131833 3691392838 2 517256 1 836417 270 0990
1 870766 1 484996 71 0983
2 Cuatro
2 790720 2 564960 18 0929
134749 1561153076 2 554360 2 142210 147 0995
2 115610 1 872780 128 0990
1 876280 1 484990 71 0983
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC
En el primer meacutetodo se aprecia que el coeficiente de determinacioacuten no es un
paraacutemetro adecuado debido a que se pueden presentar valores de
cercanos a la unidad pero con errores en el caacutelculo del LOLE considerables
como en el primer caso de la tabla 414 esto se debe a que si bien la regresioacuten
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lineal permite encontrar una recta que mejor se ajuste a los 364 puntos al
obtener se utiliza un error promedio de todos los puntos y al calcular los
iacutendices de confiabilidad no todos los puntos tienen un mismo peso en el valor
del LOLE final [16] [17] Por el anterior razonamiento se establece como
segundo meacutetodo la formacioacuten de rectas mediante inspeccioacuten daacutendonos errores
despreciables por lo cual se considera el segundo meacutetodo como aproximando
de la curva de carga mediante cuatro segmentos de recta para el caacutelculo de los
iacutendices
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo
la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Se utiliza el meacutetodo aproximado con los intervalos presentados en la tabla 415
segundo caso para el caacutelculo del LOLE con incertidumbre los resultados son
presentados en la tabla 416
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad mediante modelo aproximado
Incertidumbre ()
LOLE (diacuteasantildeo) Error absoluto ()
IEEE-RTS Exacto CIC-SG
Aproximado CIC-SG
Exacto Aproximado
IEEE-RTS Aproximado
2 14511 14511 142622 1714561367 1714561367
5 19113 191129 190389 0387173061 038769424
10 399763 398684 396644 0511683439 0780212276
15 95063 820576 812361 1001126038 1454498596
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre
Los errores cometidos con valores de incertidumbre del 2 5 y 10 son
despreciables si comparamos los resultados presentados por el RTS y los
calculados mediante el meacutetodo exacto en el CIC-SG para la incertidumbre del
15 el error que se comete respecto de los valores del RTS es considerable al
igual que sucedioacute con el error obtenido para el caacutelculo con el meacutetodo exacto
pero si comparamos el meacutetodo exacto con el aproximado se puede observar
que el error tambieacuten es despreciable Por lo tanto se corrobora que el modelo
aproximado utilizado es adecuado
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC
Una vez que se obtuvo un meacutetodo aproximado para el modelo de carga de la
curva DPLVC se aplica el mismo criterio para la curva LDC obteniendo el
nuacutemero de segmentos mostrados en la tabla 417
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Modelo de carga LDC aproximado mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE (horasantildeo) 939418
LOLE Exacto (horasantildeo) CIC - SG 939136
Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten LOLE obtenido
HorasAntildeo
Error absoluto ()
IEEE- RTS Exacto
Exacto Aproximado
4
2 746213 2 53356 120
915452 255115401 252189246 2 489832 1 93260 2 680
1 950258 1 141 5 700
1 124949 99546 236
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC
Al obtener un error en el LOLE de 255 se verifica la correcta aplicacioacuten del
meacutetodo de regresioacuten lineal por inspeccioacuten en el caso de la curva LDC se
calcula otros iacutendices que son presentados en la tabla 418 y que no fueron
calculados en la curva DPLVC debido a que se tratan de iacutendices de peacuterdida de
energiacutea
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad
IEEE-RTS CIC-SG Exacto
CIC-SG Aproximado
Error absoluto ()
IEEE-RTS Aproximado
Exacto Aproximado
LOEE (GWh) 1176 11763 111747 5001275185 4977040816
Energiacutea demandada (GWh) 15297075 152971 153031 0039223121 0039386615
EIR 0999923 0999923 0999927 0000400031 0000400031
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC
En la tabla 418 se presenta los resultados y errores obtenidos en el caacutelculo al
compararlos con los errores cometidos en el meacutetodo exacto se observa que al
ser una aproximacioacuten el mayor error es del LOEE de 5 de lo que se
concluye que la aproximacioacuten es acertada
454 Modificaciones del plan de mantenimiento
El objetivo de esta aproximacioacuten es reducir el nuacutemero de intervalos que se
obtiene del plan de mantenimiento y por consiguiente el tiempo de caacutelculo de
las respectivas tablas de probabilidades de capacidades desconectadas de
cada intervalo ademaacutes de poder obtener un modelo del plan de mantenimiento
que pueda ser utilizado para el caacutelculo de iacutendices de confiabilidad a largo plazo
En la figura 46 se muestra la curva de capacidades disponibles debido al plan
de mantenimiento de todas las unidades del sistema de generacioacuten Como se
puede observar el nuacutemero de intervalos totales son 32 y por lo tanto igual
nuacutemero de COPTs
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Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento
Como se puede apreciar la capacidad disponible es variable debido a que en
cada intervalo puede estar una o varias unidades en mantenimiento En la tabla
419 se muestran las capacidades disponibles de cada intervalo y las unidades
que se encuentran en mantenimiento
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Intervalo Inicio del
Intervalo (h) Fin del intervalo
(h)
Capacidad disponible
MW
Unidades en mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 344 3 053 155-197 352
P5 1 344 1 512 3 021 12-20-155-197 384
P6 1 512 1 680 2 776 12-20-197-400 629
P7 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P8 1 848 2 184 2 810 20-20-155-400 595
P9 2 184 2 352 2 850 155-400 555
P10 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P11 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P12 2 856 3 024 3 208 197 197
P13 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P14 3 192 3 360 3 305 100 100
P15 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P16 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P17 4 200 4 368 3 238 12-155 167
P18 4 368 4 536 3 088 12-50-100-155 317
P19 4 536 4 704 3 100 50-100-155 305
P20 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P21 4 872 5 040 3 329 76 76
P22 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P23 5 376 5 544 3 023 12-20-350 382
P24 5 544 5 712 2 947 12-20-76-350 458
P25 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P26 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P27 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P28 6 216 6 552 2 788 12-50-155-400 617
P29 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P30 6 720 7 056 3 046 12-50-100-197 359
P31 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P32 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 63
4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en
el plan de mantenimiento las unidades pequentildeas del sistema
de generacioacuten
Como el titulo lo sugiere en esta primera aproximacioacuten al no considerar las
unidades maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten en el plan de
mantenimiento implica que dichas unidades se encuentran disponibles durante
todo el periodo de anaacutelisis El procedimiento de esta aproximacioacuten sugiere que
las unidades que no se deben considerar en el plan de mantenimiento sean
inicialmente las de 12 MW luego de ser posible las de 12 MW y 20 MW
seguido de la combinacioacuten de 12 MW 20 MW y 50 MW y asiacute sucesivamente
mientras el error en la determinacioacuten de los iacutendices se encuentre dentro de los
paraacutemetros (maacutex 5) En la tabla 420 se muestra un resumen de los caacutelculos
Anaacutelisis del mantenimiento
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Caso Nuacutemero de unidades
que no entran en mto
Capacidad de cada unidad
MW
Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 5 12 31 263677 111828215
2 5 12
29 260803 219606313 4 20
3
5 12
25 247399 722270765 4 20
6 50
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento
Con esta modificacioacuten se puede observar que las unidades que se podriacutean
excluir del plan de mantenimiento seriacutean las de 12 y 20 MW ya que el error que
se presenta en el caacutelculo del LOLE se encuentra dentro de los liacutemites
establecidos inicialmente aunque el objetivo final que se persigue no se ha
conseguido ya que uacutenicamente se reducen 3 intervalos lo que se consigue con
este meacutetodo principalmente es la reduccioacuten de los datos del plan de
mantenimiento que se deben manipular En la tabla 421 se presenta los
intervalos y capacidades disponibles del plan de mantenimiento modificado
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 64
Intervalo Inicio del
Intervalo(h) Fin del
Intervalo(h) Capacidad
disponible MW Unidades en
mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 512 3 053 155-197 352
P5 1 512 1 680 2 808 197-400 597
P6 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P7 1 848 2 850 2 850 155-400 555
P8 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P9 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P10 2 856 3 024 3 208 197 197
P11 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P12 3 192 3 360 3 305 100 100
P13 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P14 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P15 4 200 4 368 3 250 155 155
P16 4 368 4 704 3 100 50-100-155 305
P17 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P18 4 872 5 040 3 329 76 76
P19 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P20 5 376 5 544 3 055 350 350
P21 5 544 5 712 2 979 76-350 426
P22 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P23 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P24 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P25 6 216 6 552 2 800 50-155-400 605
P26 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P27 6 720 7 056 3 058 50-100-197 347
P28 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P29 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo
4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten
Se realiza la modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten en
aquellos puntos en los cuales no existe gran diferencia entre las capacidades
disponibles de periodos continuos como se puede observar en la figura 47
Como se puede observar en la figura se agrupa intervalos de mantenimiento
que tienen capacidades disponibles que variacutean en pequentildea cantidad para
conseguir esto hay que modificar el plan de mantenimiento de algunas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 65
unidades En la tabla 422 se muestran las unidades a las que se les ha
modificado el plan de mantenimiento y el intervalo original al que perteneciacutean
dichas unidades
Figura 4 7 Plan de mantenimiento
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero de unidades Capacidad MW
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h)
P5 1 12 1 512 1 680
1 20 1 512 1 680
P8 2 20 No entra en mantenimiento
P15 1 50 No entra en mantenimiento
P18 1 12 4 200 4 368
P18 1 50 No entra en mantenimiento
P19 1 50 No entra en mantenimiento
P24 1 76 6 048 5 712
P28 1 50 No entra en mantenimiento
P28 1 12 No entra en mantenimiento
P30 1 12 No entra en mantenimiento
1 50 No entra en mantenimiento
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del nuacutemero de intervalos
Como se puede observar para algunas unidades no se considera el plan de
mantenimiento y para otras se ha modificado ya sea su hora de inicio o
finalizacioacuten esto se debe a la necesidad de tener capacidades disponibles
iguales en intervalos continuos para poder agruparlos y reducir el nuacutemero de
los mismos Ademaacutes hay que recalcar que para obtener un error del LOLE que
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 66
se encuentre dentro de los liacutemites permitidos como se muestra en la tabla 423
las unidades a las que se les modifica el plan de mantenimiento siguen siendo
las maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten En la tabla 423 se muestran los
resultados del LOLE con el plan de mantenimiento modificado iniciando con la
modificacioacuten del P5 luego la modificacioacuten del P5 y P8 conjuntamente hasta
finalmente incluir todas las modificaciones
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados de la curva
original Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 P5 31 266241 015675451
2 P5P8 30 264716 072864595
3 P5P8 P15 29 262381 160429612
4 P5P8 P15 P18 P19 27 259299 276007940
5 P5P8 P15 P18 P19P24 26 258297 313584016
6 P5P8 P15 P18 P19P24P28 25 255889 403886612
7 P5P8 P15 P18 P19P24P28P30 24 254447 457963167
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado
Se puede observar que cuando el nuacutemero de intervalos se reduce debido a las
modificaciones que se hace a la curva del plan de mantenimiento el error crece
la razoacuten de este comportamiento se debe a que para tener menos intervalos de
mantenimiento se debe modificar u omitir del plan de mantenimiento unidades
de generacioacuten maacutes grandes cada vez modificando considerablemente la
capacidad disponible y por consiguiente el LOLE
Mediante este meacutetodo se consigue una mayor reduccioacuten del nuacutemero de
intervalos en comparacioacuten con el meacutetodo anterior pero debido a que la
reduccioacuten del nuacutemero de intervalos se hace de forma visual pueden existir
varias formas de combinar los intervalos siendo difiacutecil encontrar una curva
modificada que sea la maacutes adecuada por lo cual se recurre a otro meacutetodo que
permita modificar o reducir el nuacutemero de intervalos de mantenimiento en
funcioacuten del porcentaje del LOLE de cada intervalo con respecto al LOLE total
4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada
intervalo
Antes de continuar con el anaacutelisis es necesario observar la relacioacuten que se
presenta entre los valores de demandas maacuteximas y la curva de mantenimiento
para su anaacutelisis se utiliza la figura 48
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Joseacute Pachari P 67
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado
Al analizar la figura 48 se puede apreciar que los valles de carga son el
momento propicio para que mayor cantidad de unidades entren en
mantenimiento y el comportamiento de las curva mantiene o trata de mantener
un mismo valor de reserva Es necesario considerar que una razoacuten para el
comportamiento de la curva de carga y mantenimiento es debido a que los
valores de carga consideran las cuatro estaciones produciendo valles de carga
pronunciados permitiendo programar el mantenimiento acorde a la curva de
carga
Para el desarrollo del meacutetodo de aproximacioacuten es necesario obtener el LOLE
para cada uno de los periodos de capacidad disponible obtenidos de la curva
de mantenimiento y el porcentaje que representa con respecto al LOLE total
Estos resultados son presentados en la tabla 424 el caacutelculo del porcentaje es
obtenido mediante la ecuacioacuten 42
(42)
En funcioacuten de estos porcentajes se puede realizar modificaciones en el plan de
mantenimiento de las unidades con el objetivo de obtener una reduccioacuten en el
nuacutemero de periodos paraacutemetros para la obtencioacuten de una curva tipo para
futuras aplicaciones disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo de los iacutendices y
obtener un error absoluto en el caacutelculo del LOLE que se encuentre dentro de
los liacutemites establecidos Con el valor del LOLE de cada intervalo se puede
empezar a modificar la curva de mantenimiento igualando las capacidades
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 68
disponibles de intervalos continuos empezando por los intervalos que
representan el menor porcentaje del LOLE total Para igualar las capacidades
disponibles se debe omitir el mantenimiento de algunas unidades en los
intervalos en algunos casos esto no es posible ya que los intervalos continuos
al que se estaacute analizando no poseen unidades comunes como es el caso de
intervalo P13 (tabla 419) en el cual ninguna unidad esta en mantenimiento y
sus intervalos adyacentes tienen unidades de 100 y 197 MW en
mantenimiento En la tabla 425 se muestra el valor del LOLE de cada intervalo
y su porcentaje respecto al LOLE total en orden ascendente
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo)
266659
Intervalo LOLE por periodo
(diacuteasantildeo)
Porcentaje del LOLE
total
P1 006421 2408
P2 011395 4273
P3 006802 2551
P4 007424 2784
P5 002122 0796
P6 004624 1734
P7 007223 2709
P8 004632 1737
P9 003701 1388
P10 004654 1745
P11 007203 2701
P12 004392 1647
P13 002301 0863
P14 006214 2330
P15 007202 2701
P16 011735 4401
P17 006483 2431
P18 002015 0756
P19 006718 2519
P20 003259 1222
P21 004878 1829
P22 008787 3295
P23 005896 2211
P24 002059 0772
P25 011809 4429
P26 002266 0850
P27 007039 2640
P28 005062 1898
P29 002819 1057
P30 003858 1447
P31 004098 1537
P32 091568 34339
TOTAL 266659 100
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 69
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Intervalo Porcentaje del
LOLE total Intervalo
Porcentaje del LOLE
total
P18 0756 P23 2211
P24 0772 P14 2330
P5 0796 P1 2408
P26 0850 P17 2431
P13 0863 P19 2519
P29 1057 P3 2551
P20 1222 P27 2640
P9 1388 P15 2701
P30 1447 P11 2701
P31 1537 P7 2709
P12 1647 P4 2784
P6 1734 P22 3295
P8 1737 P2 4273
P10 1745 P16 4401
P21 1829 P25 4429
P28 1898 P32 34339
TOTAL1 = 21278 TOTAL2 = 78722
TOTAL=TOTAL1+TOTAL2 100
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total
En la tabla 426 se muestran las modificaciones del plan de mantenimiento de
las unidades de cada intervalo que ha sido intervenido empezando por el
intervalo cuyo LOLE es el menos representativo y continuando con los demaacutes
intervalos que se pueden modificar
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero
de unidades
Capacidad MW
Plan de mantenimiento original
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h) Inicio (h) Fin (h)
P18 1 12 4 200 4 536 4 200 4 368
P24 1 76 5 544 6 048 5 712 6 048
P5 1 12 1 344 1 680 1 512 1 680
1 20 1 344 1 680 1 512 1 680
P26 1 76 5 544 6 048 5 712 5 880
P30 1 12 6 720 7 056 0 0
1 50 6 720 7 056 0 0
P8 2 20 1 848 2 184 0 0
P28 1 12 6 216 6 552 0 0
1 50 6 216 6 552 0 0
P15 1 50 3 360 3 696 0 0
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos
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Joseacute Pachari P 70
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto
()
1 P18 31 266474 0069
2 P18 P24 30 265472 0445
3 P18P24P5 29 265054 0602
4 P18P24P5P26 28 263926 1025
5 P18P24P5P26P30 27 262484 1566
6 P18P24P5P26P30P8 26 260960 2137
7 P18P24P5P26P30P8P28 25 258551 3041
8 P18P24P5P26P30P8P28P15 24 256216 3916
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento
En la tabla 427 se presentan los resultados del LOLE debido a las
modificaciones del plan de mantenimiento de algunas unidades como se
puede observar el nuacutemero de intervalos se reduce de 32 a 24 al igual que con
el meacutetodo descrito en el inciso 4542 donde se realiza la reduccioacuten de los
intervalos por inspeccioacuten la diferencia resalta en el error cometido en el caacutelculo
del LOLE ya que en un caso el error con 24 intervalos es de 4580 y en el
presente caso se reduce a 3916 demostrando que la mejor teacutecnica para
establecer un modelo de plan de mantenimiento para aplicaciones futuras es la
expuesta en este inciso En la figura 49 se presenta la curva de mantenimiento
modificada Cabe anotar que para conseguir una reduccioacuten aun mayor del
nuacutemero de intervalos se debe modificar el plan de mantenimiento de unidades
cada vez maacutes grandes con lo cual se incrementa el error en el caacutelculo del
LOLE ademaacutes se puede observar en la tabla 426 que la unidades a las cuales
se les modifica el plan de mantenimiento en general siguen siendo las maacutes
pequentildeas del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
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Joseacute Pachari P 71
Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada
46 Tiempos de caacutelculo
Un aspecto importante a considerar es el tiempo de caacutelculo de la tabla de
probabilidades de capacidades desconectadas e iacutendices de confiabilidad
mediante los meacutetodos exactos y poderlos comparar con los modelos
aproximados En la tabla 428 se presenta los tiempos obtenidos en el proceso
de validacioacuten del programa computacional mediante el sistema de pruebas
IEEE-RTS tanto en su caacutelculo exacto como aproximado
Tiempo de caacutelculo (seg) de la COPT e iacutendices de confiabilidad
Sin Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 170 0340
Iacutendices con carga horaria 3660 0340
Sin Mantenimiento-Con incertidumbre
Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 1115 1420
Con Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Mantenimiento-Exacto de
demanda
COPT 4040 302
Iacutendices con carga pico diaria 2 2
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices
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Joseacute Pachari P 72
En la tabla 428 se presenta los tiempos de caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad mediante el modelo exacto y aproximado Como se puede
observar si se utiliza el modelo aproximado de demanda no se puede utilizar el
plan de mantenimiento programado Uno de los objetivos planteados para la
utilizacioacuten de meacutetodos aproximados era la disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo
de la COPT y los iacutendices de confiabilidad en la tabla 428 se puede observar
en el primer caso (ldquoSin Mantenimientordquo) el tiempo de caacutelculo de la COPT es
igual ya que la aproximacioacuten se hace al modelo de demanda pero el tiempo
que se requiere con el modelo aproximado es el 20 del tiempo que se
requiere con el modelo exacto cuando se utiliza la carga horaria el tiempo que
se requiere con el modelo aproximado es uacutenicamente el 093 del tiempo que
requiere el modelo exacto De esta forma se puede observar que mediante la
utilizacioacuten de modelos aproximados se consigue reducir el tiempo de caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad y COPT
Es importante considerar que estos valores pueden variar dependiendo de la
versioacuten del software MatLab y las caracteriacutesticas del computador utilizado En
este caso se ha utilizado la versioacuten 71 de MatLab y un computador marca
TOSHIBA con sistema operativo de 32 bits Windows 7 Ultimate con memoria
RAM de 2GB procesador Pentium Intel Dual-Core de 176 GHz de velocidad
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Joseacute Pachari P 73
CAPITULO V
DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL
SNI
51 Introduccioacuten
Para realizar el anaacutelisis de confiabilidad del sistema de generacioacuten del sistema
nacional interconectado ecuatoriano es necesario obtener una base de datos
confiable que permita obtener resultados con la mayor exactitud posible La
informacioacuten debe ser adquirida e investigada en los organismos de control y
operacioacuten del sector eleacutectrico tales como el CENACE CONELEC MEER
(Ministerio de Electricidad y Energiacuteas Renovables) o paacuteginas web de las
empresas a las que pertenezcan las centrales La informacioacuten recaudada se ha
dividido en datos histoacutericos y proyectados los primeros considera los antildeos
2007-2009 en el cual se determina el comportamiento histoacuterico de las centrales
existentes capacidad nominal y efectiva de las unidades probabilidades de
falla tipo de energiacutea primaria utilizada interconexioacuten existente y condiciones
operativas para el mantenimiento se adiciona el antildeo 2010 como histoacuterico el
segundo periodo considera el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 que
considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten a formar parte
del SG Los datos obtenidos seraacuten tabulados y filtrados para detectar posibles
inconvenientes y plantear correcciones
Ademaacutes se plantea aproximaciones en las capacidades de las unidades del
sistema de generacioacuten y plan de mantenimiento programado con el fin de
reducir el tiempo de caacutelculo se modifica las fechas de ingreso de las centrales
del plan de expansioacuten publicado por el CENACE se determina el retiro de
unidades curva tiacutepica de demanda y el requerimiento de la interconexioacuten con
Colombia
52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano
En la tabla 51 se presenta la capacidad del sistema de generacioacuten clasificada
como incluida o no al SNI para el periodo histoacuterico [18] [19] [20]
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Joseacute Pachari P 74
Central clasificada por conexioacuten al SNI
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Incluidas al SNI 4 29365 3 90930 4 57872 4 2154 4 81712 4 55438
No incluidas al SNI 59540 446520 62765 46501 67159 49594
Total Sistema de generacioacuten 4 88905 4 35582 5 20637 4 68042 5 48871 5 05032
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten
Antes de iniciar la descripcioacuten de las centrales del SNI se presenta en el
siguiente punto aclaraciones de la base de datos obtenida
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada
5211 Tasa de fallas
En vista que el CENACE y el CONELEC no disponen de la tasa de fallos (FOR)
de cada unidad del sistema y que esta informacioacuten sea segura o verificada se
optoacute por la utilizacioacuten de la base de datos de Generating Availability Data
System (GADS) de la North Electric American Reliability Corporation (NERC)
en la cual se presenta estadiacutesticas para el periodo 2005-2009 para los distintos
rangos de capacidad y tipo de conversioacuten de energiacutea primaria de las centrales
utilizando para las unidades base la tasa de falla (FOR) y para las unidades
ciacuteclicas el Equivalent Forced Outage Rate demand (EFORd) [21] En la tabla
52 se presenta la informacioacuten obtenida de la NERC y los tipos de centrales
que conforman el SG del SNI
North Electric Reliability Corporation (NERC) SG
Ecuatoriano
Clasificacioacuten de la central
Tipo de central o combustible
Nuacutemero de rango
Rango de capacidad
MW
FOR ()
EFORd ()
Tipo de unidades
A Fossil Oil Primary
1 1 a 99 876 - Teacutermica Turbovapor 2 100 a 199 1179 -
B Gas Turbine
1 1 a 19 1667 - Teacutermica
Turbogas 2 20 a 49 1002 -
3 Mayor a 50 699 -
C Combined
Cycle 1
Todos los tamantildeos
59 - Ciclo
Combinado
D Hidraacuteulicas
(Agua)
1 1 a 29 - 773 Hidraacuteulicas
2 Mayor a 30 - 404
E Diesel 1 Todos los tamantildeos
- 1297 Teacutermica MCI
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC
El Sistema de Generacioacuten del SNI Ecuatoriano estaacute formado por los
diferentes tipos de unidades sean estas teacutermicas de motor de combustioacuten
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interna Teacutermicas Turbovapor Teacutermicas Turbogas Teacutermicas ciclo combinado9
e hidraacuteulicas como se muestra en la tabla 52
522 Sistema de generacioacuten del SNI
Las unidades que constan en los boletines estadiacutesticos de los antildeos 2007 2008
y 2009 son presentados en el anexo C11 Para cada antildeo se presenta la
siguiente informacioacuten nombre de la empresa y central nuacutemero de unidades
tipo de unidad potencia nominal y efectiva FOR factor de planta y condicioacuten
operativa En la descripcioacuten del sistema de generacioacuten se considera el antildeo
2009 como antildeo base para los anaacutelisis a largo plazo debido a que es el uacuteltimo
boletiacuten estadiacutestico publicado por el CONELEC para los antildeos 2007 y 2008 se
presenta como base la informacioacuten de capacidades y energiacutea primaria del antildeo
2009 por la razoacuten de presentar variaciones de estos datos en los antildeos 2007 y
2008 En la tabla 53 se presenta las capacidades de las unidades clasificadas
por tipo de central para el antildeo 2009
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2009
Hidraacuteulica 2 05501
Teacutermica MCI 61537
T turbogas 94394
T turbovapor 5528
Interconexioacuten 650
Capacidad nominal total 4 81712
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la figura 51 se presenta los porcentajes de cada uno de los tipos de central
en funcioacuten de la capacidad total en el antildeo 2009 Se observa que las unidades
hidraacuteulicas constituyen el 493 del sistema de generacioacuten para las unidades
teacutermicas MCI el 147 teacutermicas turbogas el 2265 finalmente las unidades
turbovapor con el 1327
9 Este tipo de unidades son ingresadas en el plan de expansioacuten
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Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje
53 Interconexiones internacionales
Las interconexiones internacionales de electricidad brindan a los paiacuteses que las
realizan beneficios tales como exportacioacuten de excedentes de energiacutea aumento
de seguridad en ambos sistemas eleacutectricos y mejoras en la calidad de servicio
[22] A partir del 2003 empezoacute el intercambio de energiacutea eleacutectrica de nuestro
paiacutes con paiacuteses vecinos en la tabla 54 se presenta las caracteriacutesticas de las
interconexiones
Interconexioacuten Liacutenea de transmisioacuten Nuacutemero de circuitos
Voltaje (KV)
Capacidad (MW)
Longitud (km)
Ecuador ndash Colombia
Pasto - Quito 2 230 250 135
Pomasqui- Jamondino 2 230 250 2126
Tulcaacuten - Panamericana 1 138 35 155
Ecuador-Peruacute Zorritos- S Ildefonso 1 230 100 134
Capacidad total (Mw) 635
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia
Interconexioacuten 230KV
La primera etapa de la Interconexioacuten con Colombia entroacute en operacioacuten el 1
marzo del 2003 entre Pasto (Colombia) y Quito (Ecuador) actualmente tiene
una capacidad maacutexima de 250 MW en 230 KV con doble circuito [23]
En la segunda etapa de la interconexioacuten Betania-Altamira-Mocoa-Pasto-
Frontera-Pomasqui con una capacidad de 250 MW participaron las empresas
CELEC-Transelectric de Ecuador y Empresa de Energiacutea de Bogotaacute con la
autorizacioacuten del CONELEC y del Ministerio de Minas y Energiacutea de Colombia
La liacutenea fue inaugurada en el mes de mayo de 2008 permitiendo duplicar la
capacidad de transferencia de energiacutea eleacutectrica de 250 MW a 500 MW En el
lado ecuatoriano la obra consistioacute en la ampliacioacuten de las subestaciones
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Pomasqui y Santa Rosa ademaacutes de la construccioacuten de la liacutenea de transmisioacuten
Pomasqui-Frontera II de doble circuito de 135 km de longitud [24]
Interconexioacuten 138KV
La interconexioacuten con Colombia a 138 KV entroacute en servicio el 4 de octubre de
2001 comprende una LT a simple circuito con una capacidad de 35 MW que
une las subestaciones Tulcaacuten ndash Panamericana esta liacutenea tiene una longitud
de 155 Km [25]
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute
La Interconexioacuten con Peruacute estaacute disponible desde diciembre del 2004 con
posibilidad de entregar hasta 100 MW a 230 KV comprende la LT Zorritos- S
Ildefonso con una longitud de 134 Km con un circuito
54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI
La informacioacuten del plan de mantenimiento programado proporcionada por el
CENACE para el periodo 2007-2010 fue tabulada y es mostrada en el Anexo
C12 en la cual se presenta el nombre de la central unidad en mantenimiento
capacidad de la unidad hora de inicio y finalizacioacuten del mantenimiento acorde
a la estructura que se explicoacute en el capiacutetulo 3 referente a ingreso de datos de
mantenimiento El inconveniente encontrado en la tabulacioacuten se presenta
variacioacuten en la capacidad nominal de las unidades con respecto a los boletines
estadiacutesticos por lo cual se consideroacute al antildeo 2009 como capacidad base
debido a que al ingresar al programa computacional debe existir coherencia
con las capacidades de las unidades que forman el sistema de generacioacuten y
las que ingresan a mantenimiento
55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten
Dentro del ldquoPlan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 (PME)rdquo publicado por el
CONELEC se contempla los proyectos con posibilidades de ejecutarse y entrar
en operacioacuten Los proyectos considerados son los que cumplen las siguientes
condiciones [24]
1 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en construccioacuten Se incluyen en este
grupo aquellos proyectos cuya construccioacuten se encuentra paralizada por
diversas causas
2 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con contrato firmado con el
CONELEC que auacuten no inician la construccioacuten
3 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con certificado de concesioacuten o
permiso (traacutemite previo a la firma de contrato) otorgado por el
CONELEC
4 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en traacutemite o que han sido priorizados
por el actual gobierno
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5 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica de la cuenca del Guayllabamba y
Zamora
Con los proyectos que cumplen estas condiciones el CONELEC ha realizado
un estudio de priorizacioacuten y seleccioacuten de proyectos de generacioacuten eleacutectrica
para satisfacer el crecimiento de la demanda para los escenarios de
crecimiento menor medio y mayor bajo la consideracioacuten de la tercera
hipoacutetesis10 que establece ldquola revisioacuten de demandas de cargas especiales
proyectos piloto de cocinas de induccioacuten y calefones hasta la entrada en
operacioacuten de Coca Codo Sinclairrdquo [24] Para los retiros de unidades del sistema
de generacioacuten el CONELEC consideran aquellas unidades generadoras que
no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten del CENACE y para las
cuales no se ha solicitado financiamiento para rehabilitacioacuten o mejoras en el
SIP11 del SENPLADES
Para el Caso 1 que considera el crecimiento de demanda menor con
importacioacuten se presenta en la tabla 55 y 56 los posibles retiros e ingresos de
unidades respectivamente
Antildeo de Salida
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
2009 agosto Power Bargue 1 Ulysseas Inc Privado Barcaza 24
2016 enero Aniacutebal Santos (Gas) CATEG-G Publico T Turbogas 92
2017 enero G Zeballos Electroguayas Publico T Turbogas 20
2018 enero V G Zeballos Electroguayas Publico T Turbovapor 146
Capacidad retirada 282
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
10
Tercera Hipoacutetesis Incorporacioacuten progresiva de la coccioacuten y calentamiento de agua mediante la sustitucioacuten del gas licuado de petroacuteleo (GLP) como fuente energeacutetica para utilizar dispositivos que utilicen electricidad cocinas de induccioacuten duchas y calefones eleacutectricos entre los principales Esta constituye una de las maacutes importantes intervenciones que considera la Matriz Energeacutetica elaborada por el Ministerio de Electricidad y Energiacutea Renovable 11 Sistema de Inversioacuten Puacuteblica
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Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW) E Media (GWh)
2010 enero Residuo 1 No Publico T 50 3524
2010 abril Mazar CELEC-Hidropaute Publico H 160 800
2010 julio Cuba manta Miraflores
CELEC-Termopichincha Publico T 204 1435
2011 enero Baba Hidrolitoral SA Publico H 42 161
2011 enero San Joseacute de
minas San Joseacute de Minas SA Privado H 6 37
2011 enero Residuo 2 No Publico T 100 700
2011 julio Ocantildea Elecaustro SA Publico H 26 1923
2012 enero Esmeraldas CELEC-
Termoesmeraldas Publico T 144 1 000
2012 enero Chorrillos Hidrozamora SA Publico H 4 21
2012 enero Ciclo
combinado 1 Publico T 87 600
2012 marzo San Joseacute de
Tambo Hidrotambo SA Privado H 8 505
2012 junio TG Natural 1
Publica T 100 700
2012 julio Sushufindi CELEC-
Termoesmeraldas Publica T 135 800
2012 julio Topo Pemaf Ciacutea Ltda Privado H 23 154
2012 agosto Mazar-Dudas Hidroazogues SA Publica H 209 1465
2012 diciembre Sigchos Hidroeleacutectrica Sigchos Privado H 174 1251
2012 diciembre Apaquiacute Current Energy of
Ecuador SA Privado H 36 2347
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
2013 enero Victoria Hidrovictoria SA Privado H 10 63
2013 enero Pilaloacute Hidroeleacutectrica Pilaloacute Privado H 93 70
2013 junio Chontal Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 72 444
2014 enero Angamarca Hidroeleacutectrica Angamarca
Privado H 66 320
2014 marzo Toachi Pilatoacuten Hidrotoapi SA Publico H 228 1 190
2014 abril Sopladora CELEC-Hidropaute Publico H 487 2 560
2014 junio La unioacuten Enerjubones SA Publico H 80 4 45
2014 septiembre Quijos E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 40
2014 septiembre Baeza E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 33
2015 abril Chespi Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 167 1 000
2015 abril Coca Codo
Sinclair Hidroeleacutectrica Coca
Codo S Publica H 1 500 7 933
2015 junio Minas Enerjubones SA Publica H 273 1 372
2015 junio Villadora Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 270 1 595
2017 enero Cardenillo Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 400 2 100
Capacidad adicionada 4 658 26 073
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
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Para el CASO 2 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento medio de demanda con importacioacuten se considera los mismos ingresos y retiros del CASO 1 con la adicioacuten de tres proyectos que son presentados en la tabla 57
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
Energiacutea Media (GWh)
2013 enero Ciclo Combinado No Publico T 60 400
2013 enero Angamarca Sinde Hidronacioacuten SA Publico H 29 208
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
Capacidad adicionada 105 698
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten
Para el CASO 3 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento alto de demanda con
importacioacuten se considera los ingresos y retiros del CASO 2 con la adicioacuten de
un proyecto que es presentado en la tabla 58
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia (MW)
Energiacutea Media (GWh)
2011 enero Residuo 3 No Publico T 100 700
Capacidad adicionada 100 700
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten
56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de
generacioacuten
Previoacute a la determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad se realizaraacute
aproximaciones en las capacidades y mantenimientos de las unidades que
permiten una reduccioacuten considerable en el tiempo de caacutelculo El retiro de
unidades se fundamenta en los factores de planta del periodo 2006-2009 y el
cumplimiento del tiempo de vida de los equipos e instalaciones
electromecaacutenicas para cada tipo de unidad publicado por el CONELEC
ademaacutes se considera los retiros de las unidades que se publican en el plan
maestro de electrificacioacuten finalmente se determina los requerimientos de
capacidad de la interconexioacuten con Colombia para cada uno de los antildeos del
periodo de anaacutelisis 2010-2020 sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009
Las capacidades nominales de las unidades que se encuentran disponibles
para los antildeos 2007-2009 no siempre presentan valores enteros de potencia en
MW tenieacutendose algunas con valores racionales que al momento de ser
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utilizados en el programa CIC-SG incrementan el nuacutemero de estados de la
COPT y el tiempo de caacutelculo de una forma considerable
La solucioacuten planteada considera aproximar las capacidades nominales de las
unidades a valores enteros la forma de aproximar se explica a continuacioacuten
Se agrupoacute las unidades por tipo de central y tasa de falla obtenieacutendose 10
grupos12 En cada grupo se procedioacute a obtener el menor entero de la potencia
de cada unidad luego se obtiene la diferencia de potencia entre el valor real y
el menor entero se suma dichos valores obteniendo una diferencia por grupo
esta diferencia se distribuyoacute en las unidades iniciando con aquellas cuyo valor
real se encuentre maacutes cercano al mayor entero hasta distribuir en lo posible la
diferencia total en las unidades de su respectivo grupo
Para validar esta aproximacioacuten se procedioacute a calcular los resultados reales y
aproximados para varios grupos de unidades escogidas de forma aleatoria
obtenieacutendose los resultados presentados en la tabla 59 en esta se presenta el
nuacutemero total de unidades que fueron consideradas en cada caso y de estas
cuaacutentas unidades tienen valores de potencia entera y racional para el caacutelculo
del LOLE se utilizoacute una demanda pico de 1 000 MW aplicada a la curva de
carga en por unidad del antildeo 2008 Las unidades utilizadas son presentadas en
el anexo C13
Caso
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
entera
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
racional
Nuacutemero total de
unidades
Tiempos de caacutelculo (Seg)
Nuacutemero de estados de la
COPT LOLE(diacuteasantildeo)
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Error absoluto
()
1 8 10 18 7264 033 23 555 721 363536 363536 0
2 20 12 32 6917
3 183 71 977 1 318 230311 228616 0740
3 37 14 51 26526 155 177037 3 069 106E-20 105E-20 0743
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
En la tabla 59 se aprecia los resultados obtenidos de utilizar las capacidades
exactas y aproximadas de las unidades Para el primer caso se considera el
555 de unidades con valores de potencia racionales respecto al total de
unidades en el segundo caso este porcentaje se reduce al 375 finalmente
para el uacuteltimo caso el porcentaje es de 2745 El error cometido en los tres
casos es inferior a la unidad
12 El nuacutemero de grupos es acorde a la tabla 54 no se considera ciclo combinado debido a que esta central forma parte del plan de expansioacuten
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Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado
En la figura 52 se observa los tiempos de caacutelculo para el caso exacto y
aproximado presentaacutendose una considerable diferencia en los tiempos de
caacutelculo con una reduccioacuten del 99 en promedio
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado
En la figura 53 se observa que para el primer caso se obtiene 23 555 estados
y para el uacuteltimo caso 177 037 incrementaacutendose en un 7518 pero al
compararlos con los estados del meacutetodo aproximado se observa que este
uacuteltimo presenta una reduccioacuten del 97 en el nuacutemero de estados por lo cual la
variacioacuten en el tiempo de caacutelculo es justificable
Una vez justificada la aplicacioacuten del meacutetodo aproximado planteado se presenta
en el anexo C14 C15 y C16 los sistemas de generacioacuten para los antildeos 2007
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2008 y 2009 respectivamente En cuanto al sistema de generacioacuten del antildeo
2010 al no tener informacioacuten detallada de las centrales disponibles en los
organismos de control este se estructura considerando las unidades que se
encuentran habilitadas en el boletiacuten estadiacutestico 2009 y ademaacutes se adicionoacute las
centrales U2 de Chimbo U1 de Miraflores y la central Pascuales II que
aparecen en el despacho econoacutemico hasta el 21 de Agosto de 2010 en la tabla
510 se presentan las caracteriacutesticas de estas unidades
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia
Nominal MW FOR
Miraflores 1 1 3 01297
Chimbo U2 1 1 00773
Pascuales II TM1 1 22 01002
Pascuales II TM2 1 23 01002
Pascuales II TM3 1 23 01002
Pascuales II TM4 1 23 01002
Pascuales II TM5 1 23 01002
Pascuales II TM6 1 23 01002
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco
En las centrales hidraacuteulicas se debe considerar que la potencia instalada no
siempre estaacute disponible en su totalidad ya que en los periodos secos la
pluviosidad en las cuencas de los riacuteos disminuye de tal manera que solamente
se puede utilizar un porcentaje de la potencia instalada
En esta tesis se analiza de una forma sencilla la capacidad disponible en las
centrales hidraacuteulicas maacutes grandes que posee el sistema nacional en los
periodos lluvioso y seco Para esto se determinoacute la potencia promedio
despachada en cada uno de los periodos por las centrales hidraacuteulicas
consideradas para los antildeos 2007-2009 Los valores obtenidos han sido
considerados como las potencias disponibles de las unidades
En la figura 511 se muestran los valores corregidos de la potencia de las
unidades en la central Paute se puede observar que la potencia promedio
despachada en los diferentes periodos variacutea considerablemente en las demaacutes
centrales no existe un diferencia considerable entre los despachos promedio de
los periodos por lo cual se ha considerado el promedio para todo el antildeo
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Central Unidad Potencia (MW) por periodo
Lluvioso Seco
Paute
U1 95 60
U2 95 60
U3 95 60
U4 95 60
U5 95 60
U6 109 69
U7 109 69
U8 109 69
U9 109 69
U10 109 69
Agoyaacuten U1 72 72
U2 72 72
Pucaraacute U1 33 33
U2 32 32
San Francisco U1 103 103
U2 103 103
Marcel Laniado
U1 55 55
U2 55 55
U3 55 55
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio
Estos valores se utilizan para el periodo histoacuterico y proyectado con la
excepcioacuten del antildeo 2007 donde la capacidad promedio de la central San
Francisco disminuye a 72 MW
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten
En los mantenimientos programados presentados para el periodo 2007-2010
se observa que existen unidades con tiempos de mantenimiento menores a 5
diacuteas y capacidades entre 1 y 10 MW esto permite aplicar meacutetodos
aproximados en el mantenimiento estudiados en el capiacutetulo 4 Para justificar la
validacioacuten de estos meacutetodos se presenta en la tabla 512 los casos de anaacutelisis
considerados ya que cada sistema tiene un comportamiento diferente y no se
puede asumir la validez de un meacutetodo a cualquier sistema
En el primer caso no se considera los mantenimientos menores o iguales a un
diacutea para el segundo caso no toma en cuenta aquellos menores o iguales a 2
diacuteas para el tercer caso inferiores o iguales a 3 diacuteas en el cuarto caso
inferiores a 4diacuteas para este uacuteltimo al cometer un error considerable solo se
establece como maacuteximo eliminar los mantenimientos inferiores o iguales a 3
diacuteas En el quinto caso no se considera mantenimiento de aquellas unidades
cuya capacidad es igual a 1 MW independientemente del tiempo en
mantenimiento tambieacuten se incluye en el anaacutelisis al caso 3 finalmente para el
caso 6 no se considera mantenimiento de unidades menores o iguales a 2 MW
y el caso 3
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Consideraciones Tiempos de
caacutelculo Nuacutemero de
COPT LOLE
(diacuteasantildeo) Error
absoluto ()
Exacto 542E+03 272 3308
Apro
xim
ad
o
Caso 1 417E+03 217 323024 235
Caso 2 358E+03 197 317697 396
Caso 3 202E+03 176 311211 592
Caso 4 427E+04 159 299724 939
Caso 5 195E+03 167 308319 680
Caso 6 289E+03 158 307569 702
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado
En la tabla 512 se presenta el caacutelculo del LOLE con el sistema de generacioacuten
del antildeo 2009 con su respectivo plan de mantenimiento en los primeros tres
casos se comete un error maacuteximo en el LOLE de 592 para el cuarto caso
se presenta un error del 939 por lo cual los paraacutemetros de esta
aproximacioacuten no se consideran en los casos posteriores para el quinto y sexto
caso se comete un error en el caacutelculo de los iacutendices de 7 en el LOLE
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado
En cuanto al tiempo de caacutelculo se aprecia en la figura 54 una reduccioacuten del
531 en el caso 3 y una reduccioacuten del 354 en el caso 6 ambos con
respecto al caso exacto esta reduccioacuten implica que el nuacutemero de COPTs se
reduce proporcionalmente como se aprecia en la figura 55
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Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado
El nuacutemero de COPTs para el caso 3 es de 197 presentaacutendose una reduccioacuten
del 353 y para el caso 6 se obtiene 158 tablas con una reduccioacuten del 416
respecto al exacto por lo cual se aprecia un decrecimiento exponencial Para el
estudio se considera los paraacutemetros del caso 6
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de expansioacuten del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC para el periodo 2009-2020 hasta el
presente antildeo esta informacioacuten ha sufrido alteraciones en los avances de
ejecucioacuten de las obras o traacutemites pertinentes por lo cual se investigoacute la
situacioacuten actual de los proyectos para determinar las posibles fechas de
ingreso tambieacuten fue necesario investigar el nuacutemero de unidades de cada
central con sus respectivas potencias nominales debido a que en el plan de
expansioacuten solo se presentan en algunos casos esta informacioacuten se obtuvo de
la paacuteginas web de las empresas encargadas de los proyectos o publicaciones
de medios escritos
En el anexo C17 se presenta las nuevas fechas de ingreso de los proyectos
nuacutemero de unidades energiacuteas primarias y las capacidades nominales por
unidad para las unidades de las hipoacutetesis 1 y 3 del plan de expansioacuten
En funcioacuten de la investigacioacuten realizada se considera dos escenarios de
anaacutelisis para el plan de expansioacuten que se explican a continuacioacuten
Escenario de anaacutelisis 1
Considera todos los proyectos del anexo C17 en los cuales se ha
investigado las fechas de ingreso de los proyectos
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Escenario de anaacutelisis 2
Tambieacuten se debe considerar que no todos los proyectos seraacuten construidos
en las fechas presentadas por lo cual se investigoacute aquellos con mayores
posibilidades de ejecutarse e ingresar a formar parte del sistema de
generacioacuten dentro de estos se consideroacute aquellos que se encuentran en
etapa da construccioacuten seguacuten el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020
que seraacuten impulsados por el gobierno nacional y que constan en el Plan de
Inversioacuten para el antildeo 2011 en la SENPLADES dichos proyectos son
Mazar Ocantildea Baba San Joseacute de Minas Esmeraldas Toachi Pilatoacuten
Mazar Dudas Coca Codo Sinclair Sopladora La Unioacuten y Minas [18] [19]
[20] [21] Para aquellos proyectos que no han sido citados en este escenario
no se considera sus ingresos
Mantenimiento programado
Al tratarse de proyectos que posiblemente ingresaraacuten al sistema de generacioacuten
en antildeos futuros es necesario asignar un plan de mantenimiento a dichas
unidades El proceso de asignacioacuten se realizoacute en funcioacuten de los planes de
mantenimiento de las unidades existentes iniciando con la comparacioacuten de los
tiempos de mantenimiento en los antildeos 2008-2010 para eliminar los valores de
diacuteas que se encuentran alejados de la media
Se procedioacute a agrupar las unidades de acuerdo a su tipo capacidad y FOR
para los antildeos 2008-2010 en este proceso se consideroacute solo el tipo de
unidades que forman parte del plan de expansioacuten Finalmente se obtuvo el
tiempo promedio de mantenimiento de cada grupo ver tabla 513
Tipo de central Rango de capacidad MW FOR Tiempo promedio (diacuteas) Promedio
total 2008 2009 2010
Hidraacuteulica 0 a 29 00773 70 101 49 73
mayor a 29 00404 78 129 68 92
Teacutermicas MCI todos los tamantildeos 01297 114 211 173 166
Ciclo Combinado
todos los tamantildeos 0059 - - - -
Turbo gas mayor a 50 00699 112 135 123 123
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central
En la tabla 513 no se presenta los tiempos promedios para las centrales
teacutermicas MCI con rango de capacidad de 100 a 199 MW y para las unidades
de ciclo combinado por lo que se asume en ambos casos los tiempos de las
centrales teacutermicas MCI de 0 a 99 MW
Una vez determinado los tiempos del plan de mantenimiento para cada unidad
es necesario especificar en queacute periodo del antildeo se ejecutaraacuten por lo cual se
realizoacute una investigacioacuten de los requerimientos energeacuteticos durante el antildeo
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Joseacute Pachari P 88
presentaacutendose un periacuteodo de estiaje que contempla entre octubre y marzo en
este periacuteodo se plantea ejecutar los planes de mantenimientos de la unidades
hidraacuteulicas y fuera de este periodo los planes de mantenimiento de las
unidades teacutermicas En la anexo C18 se presenta las unidades del plan de
expansioacuten con su respectivo plan de mantenimiento programado
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de retiro de unidades del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 en el sustento de dichos retiros ldquose consideran solo aquellas
unidades generadoras que no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten
del CENACE y para las cuales no se ha solicitado financiamiento para
rehabilitacioacuten o mejoras en la SENPLADESrdquo [22]
En esta tesis ademaacutes se plantea el retiro de unidades en funcioacuten de los
siguientes criterios
Considerar el cuadro de vidas uacutetiles para cada tipo de unidad del SG
aprobado por el CONELEC [23] ver tabla 514
En cuanto a las centrales hidraacuteulicas en el peor de los casos al
sobrepasar el tiempo de vida uacutetil publicado por el CONELEC se puede
realizar un remplazo total de equipos para no perder la inversioacuten original
en obras civiles por lo cual no se consideran en el anaacutelisis de retiros
Las unidades teacutermicas son consideradas en los posibles retiros debido
a que este tipo de unidades son las que la mayor parte del tiempo se
encuentran indisponibles en el periodo histoacuterico y que tienen un alto
impacto ambiental
En el Anexo C59 se presenta las centrales teacutermicas con su respectivo antildeo
de ingreso a operacioacuten vida uacutetil maacutexima y posible antildeo de salida13 En esta
tabla tambieacuten constan aquellas unidades para las cuales no se encontroacute
informacioacuten y por lo tanto no se considera su posible retiro
Cuadro de vidas uacutetiles
Hid
ro
gt 5
0 M
W
Hid
ro
5 ndash
50 M
W
Hid
ro
05
ndash 5
MW
Hid
ro
0 -
05
MW
Vap
or
MC
I
lt 5
14rp
m
MC
I
514 -
900
rpm
MC
I
gt 9
00rp
m
Gas
Ind
ustr
ial
Gas
Jet
Equipos e Instalaciones Electromecaacutenicas
35 33 30 20 30 15 14 6 20 6
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC
13 Ademaacutes se presenta la paacutegina web de donde se obtuvo la informacioacuten
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Joseacute Pachari P 89
Considerando los antildeos de vida uacutetil que se muestran en la tabla 514 se
presenta en el anexo C510 el anaacutelisis de retiros de las unidades teacutermicas para
las cuales se obtuvo informacioacuten del antildeo de ingreso a operacioacuten ademaacutes se
presenta un factor de planta promedio de los antildeos 2006-2009 [24] que se utiliza
para determinar un aproximado de las horas de operacioacuten que tendriacutean hasta
el antildeo 2020 las centrales Guangopolo y G Hernaacutendez deberiacutean retirarse en el
2010 pero el inconveniente se encuentra en que la capacidad a retirar es de
53 MW y no se presenta ingresos de generacioacuten considerables hasta el antildeo
2013 por lo cual se procede a retirar las centrales iniciando con la salida de
G Hernaacutendez y Guangopolo en el antildeo 2012
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda
5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda
Para calcular los iacutendices de confiabilidad es necesario contar con una base de
datos de demandas maacuteximas diarias u horarias histoacutericas con esta
informacioacuten se obtiene un modelo de curva de carga que represente el
comportamiento histoacuterico de la demanda y que permita proyectar la carga
para los proacuteximos 16 antildeos
En el anexo C111 se presenta los valores de demanda maacutexima diaria para el
periodo 2004-2009 que fueron obtenidos del CENACE en esta informacioacuten se
presenta problemas en el antildeo 2009 donde ocurre racionamientos desde el 5
de noviembre hasta el 22 de enero de 2010 como se aprecia el
comportamiento en la figura 56
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009
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En el anaacutelisis para determinar la curva tipo que seraacute utilizada para modelar la
demanda en los antildeos futuros no se considera el antildeo 2009 por no tener la
curva de carga real desde el mes de noviembre Cada antildeo se consideroacute como
un posible modelo de curva de carga tipo ya que todas tienen baacutesicamente el
mismo comportamiento como se muestra en el anexo C112 14
Para determinar la curva de demanda modelo se expresoacute la demanda de cada
uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en por unidad con base en su
respectiva demanda maacutexima A cada una de estas curvas se la multiplicoacute por la
demanda maacutexima de los antildeos restantes es decir si se utiliza como curva tipo
el antildeo 2004 se la multiplicaraacute por las demandas maacuteximas del antildeo 2005 2006
2007 y 2008 obtenieacutendose cuatro curvas aproximadas para dichos antildeos luego
se determinoacute la desviacioacuten estaacutendar de estas curvas con respecto a las reales
del respectivo antildeo mediante la ecuacioacuten 51 Tambieacuten se comparoacute la energiacutea
real y aproximada de cada antildeo
Donde
Media aritmeacutetica
Nuacutemero de datos
Antildeos de anaacutelisis
Curva de carga en por unidad
2004 2005 2006 2007 2008
2004 - 12944 12130 12714 12446
2005 13069 - 12410 12341 11897
2006 13345 13522 - 13421 13080
2007 14330 13777 13749 - 13593
2008 14438 13669 13791 13990 -
Desviacioacuten promedio 13796 13478 13020 13116 12754
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo
En la tabla 515 se presenta la desviacioacuten estaacutendar resultante al utilizar la curva
tipo de cada uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en funcioacuten de los
resultados obtenidos se determina que la curva de carga en por unidad del antildeo
2008 es la maacutes adecuada debido a que la desviacioacuten estaacutendar es menor
Un segundo criterio se basa en el error cometido en la energiacutea cuya forma de
calcular sigue el procedimiento anteriormente explicado con la salvedad que
se calcula energiacutea en la tabla 516 se presenta el anaacutelisis
14 Las demandas horarias fueron adquiridas de la informacioacuten entregada por el CENACE
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Antildeos base de demanda (curvas tipo)
Antildeo Energiacutea
real GWh
2004 2005 2006 2007 2008
GWh error GWh error GWh error GWh error GWh error
2004 77179 0 0 80595 443 77820 083 79080 246 79377 285
2005 81373 77925 424 0 0 78572 344 79844 188 80144 151
2006 85617 84913 082 88671 357 0 0 87005 162 87331 200
2007 89135 86993 240 90843 192 87715 159 0 0 89466 037
2008 92078 89774 250 93492 154 90272 196 91735 037 0 0
Error promedio
210
214
166
1781
115
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas
En la tabla 516 se presenta el error cometido calculado mediante la ecuacioacuten
52 al utilizar las curvas de demanda tipo de cada uno de los antildeos del periodo
2004-2008 y la energiacutea real de cada uno de los antildeos considerados en el
anaacutelisis
En ambos procesos realizados para determinar la curva tiacutepica de demanda se
concluye que para el primer anaacutelisis la curva en por unidad que tiene el menor
valor de desviacioacuten estaacutendar es el 2008 en el segundo anaacutelisis se presenta el
menor error para las curvas en por unidad del los antildeos 2006 y 2008 por lo cual
se escogioacute el antildeo 2008 Para realizar la correccioacuten de la curva de carga diaria u
horaria del antildeo 2009 se plantea la utilizacioacuten del modelo de carga tiacutepica del
2008 con un pico de carga maacuteximo de 2 909 MW a partir del diacutea 309 u hora
7416
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025
Una vez determinado el modelo de curva tiacutepica de la demanda del sistema se
procede a proyectar la demanda para el periodo 2010-2025 en base a la
informacioacuten publicada en el Plan Maestro de electrificacioacuten 2009-2020 En la
tabla 517 se presenta la proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten que
publica el CONELEC [22] con escenarios de crecimiento menor y mayor
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Antildeos de anaacutelisis
Demanda de potencia (MW)
Menor Mayor
2009 2 883 2 933
2010 3 036 3 121
2011 3 234 3 376
2012 3 354 3 558
2013 3 477 3 746
2014 3 601 3 940
2015 3 839 4 253
2016 4 110 4 605
2017 4 371 4 953
2018 4 626 5 302
2019 4 849 5 625
2020 5 037 5 919
Crecimiento 2008-2020
5 640
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten
Para obtener la demanda proyectada para los antildeos del periodo 2010-2025 se
considera la curva tiacutepica diaria u horaria en por unidad del antildeo 2008 y los picos
de carga para el menor y mayor escenario de la tabla 517 Para los antildeos
2021 a 2025 se considera una tasa de crecimiento constante de 5 para el
menor escenario y 64 para el mayor escenario de carga
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV
La interconexioacuten con Colombia fase I y II es modelada por los organismos de
control mediante un generador de potencia variable con capacidad efectiva de
500 MW que ingresa al proceso de despacho econoacutemico para determinar en
funcioacuten del costo variable de produccioacuten si se realiza la transferencia
internacional de energiacutea En la figura 57 se presenta el modelo utilizado para
el presente estudio
Generador
de potencia
variable
125 MW
125 MW
125 MW
125 MWSNIE
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia
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En el presente trabajo se modela la interconexioacuten con Colombia como un
generador de potencia variable cuya maacutexima potencia es igual a la capacidad
de las liacuteneas de transmisioacuten Ademaacutes se asume la total disponibilidad de
energiacutea por parte del sistema de generacioacuten Colombiano
La energiacutea despachada por medio de la interconexioacuten se determina como la
diferencia entre la energiacutea requerida por la carga y la producida por el sistema
ecuatoriano en un determinado periodo de tiempo con lo cual se determina la
potencia media requerida de las liacuteneas de transmisioacuten en dicho periodo
Ademaacutes se asume que cada una de las cuatro liacuteneas de transmisioacuten tiene una
capacidad de 125 MW como se muestra en la figura 57
La tasa de salida forzada del generador equivalente dependeraacute de la potencia
media requerida es decir si la potencia media requerida es menor a la
capacidad de una liacutenea se asume los cuatro circuitos en paralelo desde el
punto de vista de la confiabilidad por el contrario si la potencia media
requerida es mayor a la capacidad de tres liacuteneas se asumen los cuatro circuitos
en serie Para la asignacioacuten de la tasa de falla se considera la capacidad de la
interconexioacuten obtenida y la tabla de probabilidades de falla de la liacutenea
Cabe recalcar que la aproximacioacuten utilizada es baacutesica por lo cual se
recomienda realizar un estudio maacutes detallado que permita determinar la
energiacutea de la cual se podriacutea disponer en un determinado periodo Ademaacutes en
esta aproximacioacuten se asume una potencia media durante un determinado
periodo de tiempo siendo este no del todo praacutectico ya que se puede requerir
diferentes valores de potencia
El modelo de la interconexioacuten propuesto se ha divido en dos periodos de
anaacutelisis el primero denominado periodo histoacuterico que considera los
requerimientos de energiacutea producidos en cada uno de los periodos (lluvioso y
seco) desde el 2007 al 2009 de dichas energiacuteas se obtiene una potencia
promedio por periodo que seraacute la capacidad media de la interconexioacuten con su
respectiva tasa de salida forzada
Para el periodo proyectado que considera los antildeos 2010 al 2025 se considera
la energiacutea promedio que las unidades disponibles podriacutean producir Ademaacutes
en cada antildeo se adiciona las energiacuteas promedio que cada uno de los proyectos
que se incorporaran al SNI podriacutean producir y el incremento de energiacutea que la
represa Mazar produciraacute en la central Molino y el incremento de energiacutea en la
central Marcel Laniado por el proyecto Baba
Debido a que no todos los proyectos ingresariacutean al SNI al inicio de cada antildeo
los antildeos del periodo proyectado se han divido en intervalos que estaacuten
determinados por las fechas de ingreso de las nuevas centrales por lo tanto el
incremento de la energiacutea se lo realiza despueacutes del ingreso de la central y no
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con la energiacutea promedio que la central podriacutea producir en el antildeo sino con el
porcentaje correspondiente al tiempo durante el cual la unidad estariacutea
disponible en ese antildeo
Para determinar la potencia promedio para el periodo proyectado de la
interconexioacuten se considera la energiacutea proyectada para los antildeos 2010-2020
publicada en el Plan maestro de electrificacioacuten 2009-2020 del CONELEC a
esta energiacutea se le resta la energiacutea proyectada que el sistema de generacioacuten
puede producir obteniendo una energiacutea promedio requerida de la interconexioacuten
de esta se obtendraacute la potencia promedio de la interconexioacuten El alcance del
plan maestro de electrificacioacuten no cubre todo el periodo de anaacutelisis establecido
en el presente estudio por lo que se considera para los antildeos 2021 al 2025 el
requerimiento de la interconexioacuten del antildeo 2020
5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de
la liacutenea de interconexioacuten
Se considera la tasa de falla del generador de potencia variable como la tasa
de salida de las liacuteneas de transmisioacuten de 230KV que se presenta en la
publicacioacuten IEEE 1979 [25]
Donde
Tasa de salida
Longitud de la liacutenea (millas)
Remplazando la longitud de la liacutenea presentada en la tabla 54 en la ecuacioacuten
53 se obtiene con una duracioacuten de salida15 de 24 horas
resultando la tasa de reparacioacuten con los valores de tasa de
salida obtenida anteriormente se asume como la tasa de falla se remplaza en
la ecuacioacuten 54 obteniendo la indisponibilidad
Para modelar los cuatro circuitos en paralelo de las liacuteneas de interconexioacuten se
utiliza la distribucioacuten binoacutemica ecuacioacuten 55 considerando cada componente
con dos estados posibles como se presenta en la tabla 518
15Se plantea esta duracioacuten de salida en base a un ejercicio planteado en la referencia 9 con condiciones similares
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Nuacutemero de estado
Capacidad MW
Probabilidad de ocurrencia
1 0
099798
2 125
000202
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten
Donde
Probabilidad de estado de eacutexito
Probabilidad de fallo
Nuacutemero de elementos en estado de eacutexito
Nuacutemero de liacuteneas consideradas
Al remplazar la informacioacuten pertinente en la ecuacioacuten 55 se obtiene la tabla
de probabilidades para las 4 liacuteneas de interconexioacuten con su respectiva
capacidad desconectada ver tabla 519 Esta tabla seraacute utilizada para los
periodos de anaacutelisis histoacuterico y proyectado
Nuacutemero de
Liacuteneas
Capacidad disponible MW
Probabilidad
eacutexito
Probabilidad
falla
4 500 09920000 00080000
3 375 09999754 00000246
2 250 09999999 3320E-08
1 125 1 1680E-11
0 0 1 0
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten
5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico
En la tabla 520 se presenta los requerimientos que se produjo en el periodo
histoacuterico para los antildeos 2007 al 2009
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Interconexioacuten Energiacutea (GWh-mes)
Meses del antildeo 2007 2008 2009
Enero 11386 7140 9845
Febrero 10232 2087 7393
Marzo 8265 781 17543
Abril 4561 1258 17543
Mayo 5042 565 11645
Junio 3461 2291 6530
Julio 8542 749 3534
Agosto 6850 6838 9855
Septiembre 7091 7487 14966
Octubre 4776 7081 5190
Noviembre 7208 3009 4951
Diciembre 9253 11550 2542
Energiacutea Gwh-antildeo 86667 50836 111536
Potencia media MW Enero-Marzo
129 46 108
Potencia media MW Abril-Septiembre
78 44 146
Potencia media MW Octubre-Diciembre
93
100 57
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009
En funcioacuten de la potencia media de la interconexioacuten presentada en la tabla 520
y la tabla 519 de probabilidades de falla de las liacuteneas de transmisioacuten se
determina que para las potencias media mayores a 125 MW la tasa de fallos
para la interconexioacuten es de 332e-8 y para la potencias medias menores a 125
MW la tasa de fallos de 168e-11
5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado
Para realizar el anaacutelisis de la capacidad de interconexioacuten requerida para antildeos
futuros es necesario determinar el factor de planta de cada una de las unidades
del sistema de generacioacuten En el anexo C513 se presenta los factores de
planta para los antildeos 2007 2008 y 2009 [18] [19] [20] estos valores publicados
por el CONELEC son obtenidos considerando la potencia efectiva en el
caacutelculo por lo cual se obtiene el factor de planta corregido tomando como
base la potencia nominal de las unidades del anexo C51 En la tabla 521 se
presenta los factores de planta mayores al 100
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Central Unidad factor de planta
2007 2008 2009
Chimbo U1 0374 0142 0374
Pasochoa U1 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705
Guangopolo U1 0000 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222
Guangopolo U3 0036 0275 0275
Guangopolo U4 0113 0224 0224
Guangopolo U5 0009 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802
Miraflores 1 0 0 0225
Miraflores TG1 0035 0017 0017
Pascuales II TM1 0 0 0582
Pascuales II TM2 0 0 0582
Pascuales II TM3 0 0 0582
Pascuales II TM4 0 0 0582
Pascuales II TM5 0 0 0582
Pascuales II TM6 0 0 0582
Ecoelectric Turbo 5 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 6 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 7 0 0243 0243
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010
En los boletines estadiacutesticos publicados existen factores de planta de ciertas
unidades superiores al cien por ciento que son presentadas en la tabla 521
Por tal razoacuten se presenta los factores de planta asignados con sus respectivas
unidades para la central Chimbo unidad U1 se asignoacute el factor de planta del
antildeo 2007 en cuanto a la unidad U1 de la central Pasochoa al tener factores de
planta semejantes se obtuvo el promedio del 2007 y 2008 el mismo
procedimiento es aplicado a la central Los Chillos unidad U1 para la central
Guangopolo se asignoacute los factores de planta del antildeo 2008 en la central
pascuales II se plantea el factor de 0582 para las unidades este valor se
obtuvo de informacioacuten publicada por la empresa en el antildeo 2009 y para la
central Ecoelectric se asignoacute el valor del antildeo 2008 En la figura 58 se presenta
los factores de planta para el periodo histoacuterico y el promedio de las mismas
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Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009
En la figura se aprecia que la curva de factores de planta de los antildeos 2007
2008 y 2009 tiene comportamientos semejantes Ademaacutes se presenta una
factor de planta promedio de los tres antildeos pero se observa que no representa
el comportamiento de valles y picos caracteriacutestico de cada antildeo por lo cual se
establece como factor de planta tipo el antildeo 2009
En cuanto a las unidades que ingresan a formar parte del sistema de
generacioacuten del plan de expansioacuten se presenta en el Anexo C614 los factores
de planta de cada una de las unidades basada en la energiacutea promedio que
estas centrales podriacutean producir cada antildeo de acuerdo con lo publicado en el
Plan de Electrificacioacuten [24]
Para determinar los requerimientos de interconexioacuten se plantea dos escenarios
del plan de expansioacuten escenario 1 ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su
totalidad y el escenario 2 donde se incluye uacutenicamente los proyectos maacutes
probables de ser ejecutados Dentro de cada uno de estos escenarios se
establecen cuatro casos escenario de mayor y menor crecimiento de la
demanda con y sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento programado
Finalmente el caacutelculo se realiza para los siguientes escenarios y los resultados
se presentan en el anexo C515
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1 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de menor
crecimiento de la demanda
2 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de mayor
crecimiento de la demanda
3 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de menor crecimiento de la
demanda
4 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de mayor crecimiento de la
demanda
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CAPIacuteTULO VI
EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN
ECUATORIANO
61 Introduccioacuten
En este capiacutetulo se calcula y analiza los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten para el periodo histoacuterico y proyectado considerando la generacioacuten
disponible hasta el antildeo 2009 y aquellas unidades que ingresaron a despacho
econoacutemico en el antildeo 2010 el plan de expansioacuten 2009-2020 retiro de unidades
publicados por el CONELEC unidades que han terminado su tiempo de vida
uacutetil y los requerimientos de interconexioacuten determinados en el capiacutetulo 5
El caacutelculo de los iacutendices se realiza para el periacuteodo histoacuterico 2007-2009 y
proyectado 2010-2025 con los resultados del periacuteodo histoacuterico se establece
los valores de referencia del LOLE ya que durante las investigaciones
realizadas para el desarrollo de esta tesis no se ha encontrado un valor de
referencia para el sistema de generacioacuten ecuatoriano
Basados en los resultados del periacuteodo histoacuterico se determinaraacute si los antildeos del
periodo 2021 al 2025 cumplen con los indicadores de referencia de no serlo
se determina el requerimiento de capacidad para cumplir el valor de referencia
para esto se consideran tres escenarios de anaacutelisis el primero de ellos toma en
cuenta el ingreso de generacioacuten hidraacuteulicas en el segundo escenario unidades
de generacioacuten teacutermica y el tercer caso la combinacioacuten de unidades hidraacuteulicas
y teacutermicas En cada uno de los casos planteados se realiza un anaacutelisis de los
resultados obtenidos
62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano
El anaacutelisis del sistema de generacioacuten del SNI se realiza considerando las
aproximaciones establecidas en el capiacutetulo 5 para el sistema de generacioacuten
existente Con esta informacioacuten y con la obtenida del plan maestro de
electrificacioacuten se establecen dos escenarios de anaacutelisis
Escenario1 En este escenario se considera la ejecucioacuten total del plan de
expansioacuten considerando dentro de estas dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
Escenario2 En este escenario se considera la ejecucioacuten parcial del plan de
expansioacuten es decir solo se considera las centrales con mayor probabilidad de
ejecucioacuten dentro de este escenario se considera dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
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mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
621 Resultados obtenidos
Una vez que la informacioacuten del sistema de generacioacuten ha sido adecuada se
procede a obtener los iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico y
proyectado considerando los escenarios de anaacutelisis presentados en el punto
anterior
6211 Iacutendices del periodo histoacuterico 2007-2009
Se presenta los resultados de iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
considerando la respectiva demanda del sistema interconexioacuten requerida e
incluyendo o no el plan mantenimiento programado ademaacutes del periodo
lluvioso y seco En la tabla 61 se presenta los iacutendices de peacuterdida de carga y
energiacutea utilizando las curvas de carga diaria y horaria respectivamente
Antildeos de anaacutelisis L
OL
E
(diacutea
sa
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mantenimiento Sin mantenimiento
2007 151 014 222 12305 020 937
2008 2470 239 4238 348960 367 20896
2009 3076 103 5332 427279 210 12850
Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
Se observa en la tabla 62 los incrementos en el LOLE sin incluir
mantenimiento observando que desde el antildeo 2007 al 2008 se tiene un
crecimiento de 1 0323 y del 2008 al 2009 una reduccioacuten del 661
Consideracioacuten Porcentaje Comportamiento
2007 respecto al 2008 1 757436097 crecimiento
2008 respecto al 2009 7522768804 decrecimiento
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico
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Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada
En la figura 61 se observa que para un rango de capacidad desconectada
que inicia en 360 a 500 MW la probabilidad variacutea de 09879 a 00415
respectivamente esta variacioacuten implica que para pequentildeas cambios en la
carga o capacidad disponible la probabilidad acumulada sufre incrementos o
decrecimientos considerables que afectan directamente a los iacutendices este
comportamiento es caracteriacutestico del sistema de generacioacuten Ecuatoriano Al
analizar el comportamiento para el antildeo 2007 se observa que al tener una
capacidad disponible de 3 731 MW y una demanda maacutexima de 2 7063 MW se
produce peacuterdida de carga a partir de 6337 MW de capacidad desconectada
con una probabilidad acumulada de 00022 si se analiza para el 2008 con una
capacidad disponible de 3 543 MW con una carga pico diaria de 2 7852 MW
se produce peacuterdida de carga a partir de 37279 MW con una probabilidad
acumulada de 00954 al comparar ambos antildeos se observa que para una
diferencia de 26091 MW de capacidad disponible la probabilidad acumulada
varia en un 4 33636 respecto del 2007 este valor justifica el
comportamiento de los iacutendices de estos antildeos para el comportamiento del
iacutendice del 2008 al 2009 se utiliza el mismo criterio En resumen se puede decir
que cuando las probabilidades acumuladas utilizadas para el caacutelculo del LOLE
variacutean de la parte plana de la curva a la parte con mayor pendiente el LOLE
puede variar de una forma significativa
6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
Se presenta el caacutelculo del para cada uno de los antildeos del
periacuteodo 2010-2025 considerando una incertidumbre del 0 2 y 5 estos
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resultados son presentados en la tabla 63 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025
no se considera interconexioacuten debido a que a partir del antildeo 2014 no se
requiere tambieacuten se debe tomar en cuenta que el plan de expansioacuten es hasta
el antildeo 2020
Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 1003 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 1068 179709 2154 160 3138 549
2012 3353 263 127424 3586 368 4609 997
2013 3584 372 96348 3822 492 4872 1170
2014 794 029 277915 954 049 1770 260
2015 440 013 344403 515 022 823 120
2016 278E-10 135E-12 2050885 101E-09 615E-12 121E-07 142E-09
2017 349E-09 351E-12 9946894 117E-08 164E-11 105E-06 414E-09
2018 105E-08 628E-12 16743868 368E-08 332E-11 358E-06 110E-08
2019 262E-09 106E-11 2474216 116E-08 645E-11 217E-06 293E-08
2020 801E-11 334E-13 2400288 466E-10 268E-12 184E-07 245E-09
2021 837E-09 495E-11 1689830 438E-08 354E-10 114E-05 213E-07
2022 692E-07 624E-09 1109638 316E-06 387E-08 466E-04 135E-05
2023 473E-05 655E-07 721744 180E-04 337E-06 128E-02 590E-04
2024 246E-03 531E-05 463682 750E-03 218E-04 021 002
2025 876E-02 305E-03 287494 202E-01 945E-03 207 025
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
En la tabla 63 se presenta el crecimiento del LOLE con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta
el antildeo 2015 se representa un incremento promedio del 2 4337 del 2016 al
2018 se presenta un comportamiento irregular del crecimiento debido a que en
estos antildeos ingresan proyectos de gran capacidad El total del LOLE sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis es de 327208 de este
el 95 ocurre hasta el antildeo 2013 y el 467 en los antildeos 2014-2015
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Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de
mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 62 se presenta el comportamiento del LOLE con una
incertidumbre del 0 con y sin el plan de mantenimiento programado donde se
aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el
LOLE decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2020
de 801e-11 y 334e-13 con y sin mantenimiento
respectivamente esto se debe a que la capacidad ingresada hasta el 2020
suma 4 632 MW de estos 4 284 MW son ingresados a partir del 2014 como
se aprecia en la figura 63 con lo cual se justifica los valores del LOLE
obtenidos En el antildeo 2015 se puede observar que siendo el antildeo con mayor
ingreso de generacioacuten el valor del LOLE es considerablemente maacutes alto que el
valor que se tiene para el antildeo 2016 esto se debe a que la mayor cantidad de
generacioacuten en el antildeo 2015 ingresa en el mes de Abril siendo el 99 del LOLE
producido en los tres primeros meses
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1
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En cuanto al LOLE obtenido considerando el mantenimiento programado se
observa que en el antildeo 2010 se obtiene un valor de 4357 que es el
maacutes alto del periacuteodo de anaacutelisis siendo mucho mayor que el LOLE obtenido
sin considerar el plan de mantenimiento esto se debe a que los
mantenimientos reducen la capacidad disponible En la figura 64 se aprecia el
efecto del mantenimiento en la capacidad disponible para el antildeo 2010
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1
En la figura 65 se presenta el comportamiento del LOLE considerando el 0 2
y 5 de incertidumbre sin incluir el mantenimiento programado El crecimiento
promedio del LOLE con el 2 respecto al de 0 de incertidumbre en el periacuteodo
2010-2015 es de 521 de este el mayor crecimiento se presenta en el antildeo
2015 con el 73 los demaacutes antildeos del periacuteodo de anaacutelisis no se consideran ya
que son valores que se pueden considerar como despreciables En cuanto al
crecimiento promedio del LOLE del 5 respecto al de 0 es del 4905
presentaacutendose el mayor crecimiento en el antildeo 2015 con 8385
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Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 64 se presenta los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5741 535702 386 24512 6285 639170 552 38444 8855 1194980 1655 163219
2013 6210 630458 557 39433 6771 741930 754 58092 9444 1345190 1973 210430
2014 1307 107287 041 2362 1599 142809 072 4500 3185 384551 415 36629
2015 752 65642 020 1162 902 86404 035 2252 1586 212298 204 18903
2016 355E-10 170E-08 172E-12 775E-11 130E-09 647E-08 782E-12 368E-10 157E-07 909E-06 183E-09 996E-08
2017 526E-09 268E-07 475E-12 217E-10 177E-08 939E-07 223E-11 107E-09 158E-06 982E-05 570E-09 316E-07
2018 156E-08 813E-07 841E-12 390E-10 547E-08 301E-06 447E-11 218E-09 537E-06 352E-04 150E-08 859E-07
2019 365E-09 188E-07 128E-11 626E-10 161E-08 874E-07 789E-11 406E-09 298E-06 194E-04 365E-08 222E-06
2020 109E-10 537E-09 398E-13 188E-11 627E-10 328E-08 321E-12 160E-10 245E-07 153E-05 298E-09 175E-07
2021 113E-08 601E-07 594E-11 302E-09 588E-08 333E-06 427E-10 230E-08 153E-05 106E-03 263E-07 171E-05
2022 929E-07 540E-05 755E-09 416E-07 423E-06 263E-04 471E-08 277E-06 637E-04 503E-02 171E-05 125E-03
2023 634E-05 408E-03 803E-07 484E-05 243E-04 169E-02 417E-06 271E-04 179E-02 166E+00 768E-04 647E-02
2024 333E-03 024 662E-05 445E-03 001 081 275E-04 002 031 3501 002 215
2025 012 1014 389E-03 297E-01 028 2645 001 104 316 44601 035 4311
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
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En la tabla 64 se presenta un HLOLE sin incertidumbre y sin mantenimiento de
1304 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 99 es obtenido
hasta el 2015 Para los iacutendices con la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado y sin incertidumbre se tiene un HLOLE total de 25948
de este el 99 es obtenido hasta el 2015
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 66 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 e incluyendo o no el plan de mantenimiento
programado en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece considerablemente alcanzando en
el 2020 el valor miacutenimo de 109e-10 y 398e-13 con y sin
mantenimiento respectivamente En cuanto al HLOLE con mantenimiento se
presenta un crecimiento promedio del 2 94603 hasta el antildeo 2015 con
respecto al sin mantenimiento a partir del 2016 los valores de peacuterdida de carga
horaria son despreciables
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Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En el periacuteodo de anaacutelisis se tiene una energiacutea no suministrada con
mantenimiento de 2645 de este 2644 de energiacutea
no son suministrados hasta el 2015 esto se debe a que a partir de este antildeo
ingresan unidades con capacidades significativas como lo es Coca Codo
Sinclair Toachi Pilatoacuten y Esmeraldas entre otras como se aprecia en la figura
63 Sin considerar el mantenimiento se tiene un LOEE en el periacuteodo de
anaacutelisis de 0847 de este el 99 se produce hasta el antildeo 2015
Al comparar la energiacutea no suministrada sin mantenimiento respecto de con
mantenimiento se produce un incremento de 3 12228
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
En este caso se adiciona otras unidades de generacioacuten como se establece en
el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 para el crecimiento mayor de
demanda obtenieacutendose los siguientes resultados
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Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 4530 148 5637 508
2011 2125 131 162237 2377 197 3426 661
2012 4056 390 104074 4288 537 5365 1340
2013 4551 624 72950 4792 800 5907 1687
2014 3147 295 106546 3455 413 4801 1129
2015 1831 215 85344 1886 295 2160 704
2016 117E-07 950E-10 1228197 408E-07 419E-09 364E-05 770E-07
2017 275E-06 771E-09 3567500 852E-06 340E-08 481E-04 604E-06
2018 252E-05 601E-08 4185846 764E-05 278E-07 349E-03 491E-05
2019 448E-05 567E-07 789101 158E-04 270E-06 968E-03 413E-04
2020 122E-05 170E-07 721095 525E-05 986E-07 527E-03 242E-04
2021 238E-03 531E-05 446912 755E-03 228E-04 231E-01 178E-02
2022 022 001 241467 048 003 378 053
2023 814 070 116662 1151 130 2725 685
2024 7870 1678 46914 8270 2142 9752 4101
2025 21735 11496 18907 21340 11795 20242 12722
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Para el antildeo 2025 en la tabla 65 se presenta el maacuteximo valor del LOLE en el
periacuteodo de anaacutelisis esto se debe a que a partir del 2020 no ingresan proyectos
como se aprecia en la figura 69 Al comparar el caso en anaacutelisis con el caso 1
se observa que los periodos criacuteticos ocurren en los uacuteltimos y primeros antildeos
respectivamente
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
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En la figura 68 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta la
incertidumbre del 0 en la cual se aprecia un valor sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente alcanzando el
valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 117e-07 y 950e-10 con y
sin mantenimiento respectivamente esto se debe a que la capacidad
ingresada hasta el 2020 suma 4 837 MW de estos 4 373 MW que representan
el 90 son ingresados a partir del 2014 por lo cual se justifica el decrecimiento
en el valor del LOLE los ingresos de proyectos son presentados en la figura
69
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2
En la figura 610 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
tres porcentajes de incertidumbre en la demanda Para el antildeo 2025 con una
incertidumbre de 0 2 y 5 se obtiene un LOLE de 11496 11795 y 12722
respectivamente siendo los maacutes altos en el periodo de anaacutelisis entre
los antildeos 2016-2020 los valores son despreciables a partir del antildeo 2020 existe
un comportamiento creciente debido a que no existen ingresos de generacioacuten
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Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 66 se presenta los resultados de iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6960 694319 571 38307 7542 822625 808 59872 10372 1503200 2247 240375
2013 7958 893605 941 73365 8575 1039170 1237 105512 11587 1817130 2894 345084
2014 5298 563189 419 31030 5948 684021 602 48664 9059 1375620 1847 210795
2015 3476 450079 346 26864 3665 514448 488 41988 4587 841428 1292 163996
2016 147E-07 793E-06 120E-09 610E-08 516E-07 294E-05 533E-09 284E-07 473E-05 324E-03 100E-06 635E-05
2017 409E-06 240E-04 104E-08 546E-07 127E-05 788E-04 464E-08 256E-06 726E-04 559E-02 839E-06 560E-04
2018 373E-05 234E-03 811E-08 444E-06 114E-04 760E-03 378E-07 220E-05 534E-03 458E-01 690E-05 496E-03
2019 601E-05 385E-03 700E-07 419E-05 212E-04 146E-02 337E-06 216E-04 134E-02 121E+00 540E-04 444E-02
2020 160E-05 100E-03 206E-07 122E-05 686E-05 465E-03 121E-06 770E-05 714E-03 644E-01 311E-04 256E-02
2021 316E-03 023 659E-05 447E-03 001 081 288E-04 002 033 3825 002 248
2022 031 2741 001 096 068 6788 004 318 584 90437 077 10296
2023 1184 143464 094 9744 1731 239441 182 21232 4645 996390 1070 191081
2024 13094 2521170 2478 362791 14251 306975 3274 540215 18929 5784650 7145 175556
2025 44737 150634 19910 45832 4486 159846 21097 535206 47071 205436 25629 896802
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 112
En la tabla 66 se tiene para una incertidumbre del 0 sin mantenimiento un
HLOLE de 25094 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 104
se produce hasta el antildeo 2014 y el 892 en el antildeo 2025 para la energiacutea
esperada no suministrada se obtiene 51 44819 de este el
367 es obtenido hasta el 2015 y el 9613 desde el antildeo 2024 hasta el 2025
En cuanto a los iacutendices con mantenimiento e incertidumbre del 0 se tiene un
HLOLE en el periacuteodo de anaacutelisis de 94685 de este el
3764 se produce hasta el antildeo 2015 y el 6107 en los antildeos 2024 al 2025
En cuanto al LOEE el valor total del periodo de anaacutelisis es de 207 31284
de estos el 144 se produce hasta el antildeo 2015 y el 855 a
partir del 2023
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 611 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre del 0 sin mantenimiento en la cual se aprecia un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE
decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de
147e-7 y el maacutes alto en el 2025 de 1991
Para el caacutelculo de iacutendices considerando el plan de mantenimiento el valor
miacutenimo obtenido es de 147e-07 y maacuteximo de 44737
en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente
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Joseacute Pachari P 113
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 612 se observa que la energiacutea no suministrada suma en el
periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento un total de 51 448 y con
mantenimiento 207312 presentaacutendose un crecimiento
respecto de este uacuteltimo de 40295
6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En la tabla 67 se presenta el iacutendice de peacuterdida de carga
Para los antildeos 2020-2025 no se considera interconexioacuten debido a que a partir
del antildeo 2015 no se requiere de la misma
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Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto
Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 100 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 107 179709 2154 160 3138 549
2012 3091 263 117468 3586 368 4609 997
2013 3696 386 95740 3822 511 4872 1205
2014 2739 248 110650 954 341 1770 907
2015 481 019 249108 568 029 898 134
2016 602E-06 589E-08 1021421 181E-07 181E-07 116E-05 116E-05
2017 139E-04 509E-07 2721624 304E-04 153E-06 899E-05 899E-05
2018 300E-03 505E-05 594529 136E-04 136E-04 449E-03 449E-03
2019 512E-02 132E-03 388749 311E-03 311E-03 594E-02 594E-02
2020 042 002 268105 326E-02 326E-02 037 037
2021 441 028 157009 049 049 273 273
2022 2784 335 83144 476 476 1339 1339
2023 9379 2369 39580 2785 2785 4494 4494
2024 18670 9043 20645 9376 9376 10665 10665
2025 27797 19628 14162 19444 19444 18798 18798
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 67 se presenta el crecimiento del LOLE con plan de mantenimiento
respecto al de sin plan de mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo
2015 se presenta un incremento promedio de 1 97853 del 2016 al 2020 se
presentan valores relativamente bajos finalmente desde el 2022 se presenta
un comportamiento creciente debido a que a partir del 2017 no ingresan
centrales
El valor total del LOLE sin mantenimiento con incertidumbre del 0 es de
32529 en el periacuteodo de anaacutelisis de este total el 345 se
produce hasta el antildeo 2015 y el 9542 desde el antildeo 2023 al 2025 para el
LOLE total con mantenimiento e incertidumbre de 0 se tiene 75402
en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 216 se produce hasta el
antildeo 2015 y el 7834 a partir del antildeo 2021 al 2025
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Joseacute Pachari P 115
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 613 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente
alcanzando el valor miacutenimo para el antildeo 2016 de 602e-06 y 589e-
08 con y sin mantenimiento respectivamente El LOLE maacutes alto
obtenido en el periacuteodo de anaacutelisis se presenta en el antildeo 2025 con 27797
y 19628 con y sin mantenimiento respectivamente
Este incremento considerable se debe a que inicialmente la capacidad del plan
de expansioacuten es de 4 427 MW al realizar la investigacioacuten de las centrales con
mayor probabilidad de ejecucioacuten decrece a 2 941MW resultando en una
reduccioacuten del 335 las capacidades ingresadas en cada antildeo son presentadas
en la figura 614
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Joseacute Pachari P 116
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1
En la figura 615 se presenta el comportamiento del LOLE considerando 0 2
y 5 de incertidumbre sin mantenimiento En la graacutefica se observa con una
incertidumbre de 2 un LOLE miacutenimo de 181e-07 y un maacuteximo
de 19444 en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente para la
incertidumbre del 5 se obtiene en el antildeo 2016 un LOLE miacutenimo de 116e-05
en el 2016 y un maacuteximo de 187981 en el 2025
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 68 se presenta los resultados de los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5276 483557 397 25366 5813 581292 566 39605 8345 111166 1655 163219
2013 6411 652779 578 40875 6977 766960 781 60223 9671 138242 2034 217381
2014 4586 440879 361 25202 5147 538200 509 38858 7744 108106 1493 159355
2015 752364 656419 032 2410 901948 864044 047 3718 158607 212298 230 22083
2016 792E-06 443E-04 776E-08 403E-06 200E-05 117E-03 239E-07 130E-05 664E-04 466E-02 157E-05 101E-03
2017 215E-04 134E-02 712E-07 385E-05 177E-08 939E-07 215E-06 122E-04 914E-03 731E-01 129E-04 871E-03
2018 413E-03 279E-01 664E-05 408E-03 884E-03 632E-01 180E-04 117E-02 133E-01 122E+01 619E-03 504E-01
2019 007 539 000 012 013 1089 420E-03 030 116 126E+02 008 793
2020 059 5010 002 157 099 9055 004 357 518 657E+02 055 5844
2021 651 66210 039 3359 912 101505 069 6464 253E+01 400E+03 422 54902
2022 4420 579947 487 50427 5192 750364 709 80498 860E+01 174E+04 2213 356887
2023 16858 31236 3697 491135 17665 3538050 4473 653734 2166 5633120 8090 165506
2024 39083 104856 15804 2897590 39753 111313 16866 335496 43263 143986 21385 564878
2025 69614 264794 39974 105875 70024 262963 40449 113145 74306 307100 43504 148751
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 68 se presenta un HLOLE total de 61672 durante
todo el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento y una incertidumbre de 0 de
este el 265 se obtiene hasta el antildeo 2014 y el 964 a partir del 2023 En
cuanto a los iacutendices considerando el mantenimiento programado y una
incertidumbre del 0 se obtiene un HLOLE de 1 59643
durante todo el periacuteodo de anaacutelisis de este el 1766 se produce hasta el antildeo
2014 y 8182 a partir del 2021
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Joseacute Pachari P 118
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 616 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 considerando y sin considerar el plan mantenimiento
en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 en el
antildeo 2016 se obtiene el HLOLE miacutenimo de 76e-08 y 7925e-06
sin y con mantenimiento respectivamente
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 119
En cuanto a la figura 617 se observa la peacuterdida de energiacutea esperada con y sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis con una incertidumbre del 0 En
esta se tiene una energiacutea no suministrada total de 141412 sin
mantenimiento y 43688 con mantenimiento presentaacutendose
un incremento de 30894
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para el periodo 2010-2025 se
considera la interconexioacuten requerida la inclusioacuten y no del mantenimiento
programado y el crecimiento de demanda mayor con incertidumbre del 2 y 5
que son presentados en la tabla 69 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025 se
considera interconexioacuten de 368 MW que es el uacuteltimo requerimiento de energiacutea
para el antildeo 2020 en el estudio realizado
Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 148 5637 508 8403
2011 2125 131 162237 197 3426 661 3544
2012 3763 390 96579 537 5108 1340 6434
2013 4843 653 74163 843 6178 1781 8463
2014 4571 635 71930 835 6110 1827 7871
2015 2768 481 57515 623 2976 1186 5623
2016 001 214E-04 4 39153 532E-04 022 001 001
2017 020 356E-03 5 72381 001 183 014 032
2018 352 021 1 65325 038 1320 231 515
2019 656 049 1 32703 086 2030 436 965
2020 1180 130 90864 201 2916 762 1787
2021 8017 1928 41571 2347 9578 4111 13835
2022 20398 11026 18499 11303 19593 12320 42868
2023 30431 24999 12173 24421 28502 22859 83220
2024 34867 32182 10834 32019 33691 30731 1 44472
2025 36385 35842 10152 35651 35838 34767 2 53404
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 69 se presenta el crecimiento del LOLE con mantenimiento
respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo 2015 se
representa un incremento promedio del 924 85 en el 2016 y 2017 se
presenta un comportamiento de crecimiento promedio de 5 057 finalmente a
partir del 2018 se aprecia una disminucioacuten del crecimiento debido a que los
valores del LOLE estaacuten alcanzando los maacuteximos posibles en el antildeo El LOLE
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Joseacute Pachari P 120
total en el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento e incertidumbre del 0 es de
1 14778 de este el 529 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
946 a partir del 2021 hasta el 2025 El iacutendice con mantenimiento total es de
1 08564 de este el 220 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
9761 a partir del 2020 hasta el 2025
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 618 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece alcanzando el valor
miacutenimo para el antildeo 2016 de 001 y 214e-04 con y sin
mantenimiento respectivamente el valor maacuteximo obtenido en el periacuteodo se
presenta en el antildeo 2025 con 35852 y 363 con y sin
mantenimiento respectivamente los valores altos obtenidos en los uacuteltimos
antildeos del periacuteodo de anaacutelisis se deben a que el uacuteltimo ingreso de capacidad se
produce en el antildeo 2017 con la central Cardenillo de 400 MW
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Joseacute Pachari P 121
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 619 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
diferentes porcentajes de incertidumbre sin mantenimiento el crecimiento del
LOLE con 2 y 5 de incertidumbre con respecto al de 0 tiene un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2016 con 2 019016 y 2 75001
respectivamente a partir de este antildeo el crecimiento es irregular hasta el 2021
donde se presenta valores incoherentes que se explican a continuacioacuten
Si se compara a partir del antildeo 2021 el LOLE sin mantenimiento con una
incertidumbre del 0 de la tabla 619 con los demaacutes porcentajes de
incertidumbre se presenta un decrecimiento en el valor del iacutendice la
explicacioacuten se basa en la figura 620 donde se observa la curva de carga
original y la curva de capacidad disponible en un intervalo de tiempo
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE
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Joseacute Pachari P 122
Consideremos el primer tiempo de anaacutelisis donde se produce peacuterdida
de carga donde la probabilidad acumulada debido a que
la carga supera la capacidad disponible resultando en LOLE=1 consideremos
el caacutelculo del LOLE con la inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la
carga y la utilizacioacuten de la distribucioacuten normal a siete intervalos de clase
obtenieacutendose para cada una de las curva de carga con incertidumbre un iacutendice
de peacuterdida de carga como se presentan a continuacioacuten
y
Donde
Son las probabilidades de peacuterdida de carga
para cada intervalo de clase en el primer tiempo de anaacutelisis
Es el primer tiempo de anaacutelisis
Es el iacutendice de peacuterdida de carga para el intervalo de clase -3 la
misma nomenclatura es aplicada a los demaacutes teacuterminos del LOLE
Si analizamos la graacutefica 620 para el primer tiempo de anaacutelisis se observa
que las curvas con intervalos de clase de 0 1 2 y 3 son superiores a la
capacidad disponible por lo cual sus probabilidades acumuladas de peacuterdida
de carga son igual a la unidad pero para las curvas con intervalos de clase de
-3-2 y -1 la curva de carga no supera a la capacidad disponible por tanto se
tiene una probabilidad acumulada de peacuterdida de carga inferior a la unidad Si a
estos iacutendices de peacuterdida de carga se les multiplica por sus respectivas
probabilidades de los intervalos de clase de la distribucioacuten normal el valor total
del LOLE va a ser inferior a la unidad y por consiguiente al LOLE obtenido sin
considerar la incertidumbre
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 610 se presenta los resultados del y
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 123
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6434 629751 571 38307 7016 751883 808 59872 9820 1404930 2247 240375
2013 8463 945891 980 74886 9080 1098920 1298 109033 12137 1909850 3052 362865
2014 7871 881637 972 81462 8570 1043300 1303 117375 11863 1906710 3148 392295
2015 5623 850800 819 81219 5763 931053 1078 111390 6680 1347310 2262 318932
2016 001 089 288e-
04 002 003 191
722e-04
005 031 2997 002 160
2017 032 2648 001 035 053 4729 001 086 301 36085 022 2061
2018 515 51259 029 2490 739 80478 054 4919 2196 341153 355 45399
2019 965 103052 069 6158 1339 158252 122 11986 3444 593122 681 96332
2020 1787 221337 187 20281 2334 316050 294 34043 5079 978162 1221 194760
2021 13835 250881 2962 408793 14762 2930830 3708 561897 18996 506074 7290 1557850
2022 42868 126558 19564 40273 43419 134059 20639 461353 46577 171545 20639 4613530
2023 83220 370088 54883 184608 84000 379405 54873 193088 89674 433052 57230 236712
2024 144472 809194 96384 492383 147255 826865 97884 503305 157411 917014 105460 565975
2025 253404 1601430 168824 1030500 - 1626450 171931 1052470 - 1747040 182339 1161350
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 610 se presenta los iacutendices con una incertidumbre del 0 sin
mantenimiento obteniendo un HLOLE en el periacuteodo de 3 46576
de este el 105 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9885 a
partir del 2019 hasta el 2025 Para los iacutendices que considera mantenimiento
programado e incertidumbre del 0 se obtiene para el HLOLE un total de
5 81436 de este el 694 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9297 a partir
del 2019 hasta el 2025
En el antildeo 2022 los iacutendices HLOLE y LOEE con mantenimiento programado e
incertidumbre del 2 y 5 no se presentan debido a que se produce el mismo
comportamiento en el iacutendice explicado por medio de la figura 620
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 124
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 621 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento
sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece
considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 001 y
288e-04 con y sin mantenimiento respectivamente El valor
maacutes alto alcanzado en el periacuteodo de anaacutelisis del HLOLE se presenta en el antildeo
2025 con 2 53404 con mantenimiento y 1 688e+3
sin mantenimiento
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En cuanto a la graacutefica 622 se presenta en el periacuteodo de anaacutelisis una energiacutea
no suministrada total de 1 75509 sin mantenimiento de este
el 998 se produce desde el 2019 al 2025 para el LOEE con mantenimiento
se obtiene 2 97321 de estos el 9875 se produce a partir
del antildeo 2019 hasta el 2025
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Joseacute Pachari P 125
63 Anaacutelisis de resultados
Una vez presentado los iacutendices de confiabilidad del sistema de generacioacuten del
SNIE en los diferentes escenarios y casos se procede a realizar un anaacutelisis
de los resultados obtenidos para el periacuteodo proyectado
631 Periacuteodo proyectado
En la tabla 611 se presenta los resultados de los escenarios 1 y 2 con menor
crecimiento de demanda y sin considerar el plan de mantenimiento
programado
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Demanda menor
Demanda menor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 100296 100296
2011 106823 106823
2012 263161 263161
2013 371953 386009
2014 028562 247531
2015 012783 019323
2016 135E-12 589E-08
2017 351E-12 509E-07
2018 628E-12 505E-05
2019 106E-11 132E-03
2020 334E-13 156E-02
2021 495E-11 281E-01
2022 624E-09 335E+00
2023 655E-07 237E+01
2024 531E-05 904E+01
2025 305E-03 196E+02
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2
En la figura 623 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de menor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 esto se debe a que los ingresos de proyectos en el
escenario 2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que
suma 4 632 MW resultando en un incremento del 36 El valor del LOLE para
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Joseacute Pachari P 126
el 2010 y 2011 es el mismo debido a que para el primer antildeo no ingresan
centrales y para el 2011 ingresan en ambos escenarios las mismas
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo maacutes criacutetico donde se
presenta la mayor peacuterdida de carga se encuentra entre al antildeo 2010 y 2013 con
un 953 del LOLE total que se obtiene en el periacuteodo 2010-2025 Esto se debe
a que en este periacuteodo ingresa solamente el 21 de la capacidad total del plan
de expansioacuten En este periacuteodo el incremento del LOLE obtenido incluyendo el
plan de mantenimiento es en promedio del 1 9948 respecto del sin
mantenimiento
En el escenario 2 el periacuteodo maacutes criacutetico se presenta entre los antildeos 2022 y 2025
en el cual se tiene el 965 del LOLE total del periacuteodo 2010-2025 ademaacutes
existe un periacuteodo entre los antildeos 2010 y 2014 que representa el 339 del
LOLE En comparacioacuten con el escenario1 la diferencia radica en la disminucioacuten
de la capacidad nueva que se plantea ingresar en cada uno de los escenarios
En el periodo 2010-2015 el incremento del LOLE obtenido incluyendo el plan
de mantenimiento es en promedio del 1 97853 respecto al de sin
mantenimiento
De estos dos anaacutelisis se podriacutea asumir que el incremento del LOLE cuando se
incluye el plan de mantenimiento es de aproximadamente un 1 9866
respecto del LOLE obtenido sin incluir el plan de mantenimiento
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2
En la tabla 612 se presenta los resultados del escenario 1 y 2 considerando el
mayor crecimiento de la demanda
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Joseacute Pachari P 127
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis
1
Escenario de anaacutelisis
2
Demanda mayor
Demanda mayor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 099558 099558
2011 130977 130977
2012 389676 389676
2013 623902 653034
2014 295323 635425
2015 214576 481212
2016 950E-10 000021
2017 771E-09 000356
2018 601E-08 021277
2019 567E-07 049466
2020 170E-07 129896
2021 000005 192838
2022 000927 110263
2023 069736 249986
2024 167756 321823
2025 114958 358417
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
En la figura 624 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de mayor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 debido a que los ingresos de proyectos en el escenario
2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que suma 4 937
Mw resultando en un incremento del 40 esta variacioacuten en el porcentaje de
capacidad respecto al escenario de demanda menor se debe a que se ingresan
las centrales Residuo 3 Rio Luis Angamarca Sinde y ciclo combinado El valor
del LOLE para el 2010 y 2011 es similar debido a que la capacidad de
generacioacuten disponible en cada escenario es igual
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo 2010-2014 se produce el
1169 del LOLE total y en el periacuteodo 2024-2025 se produce el 8783 dando
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un total en ambos periodos de 9953 del total Si se considera el LOLE
obtenido incluyendo el plan de mantenimiento programado en los dos periodos
significativos representa el 958 y el crecimiento promedio respecto del LOLE
sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento es de 1 3424
En el escenario 2 los periodos 2010-2015 y 2021-2025 representan el 22 y
97 respectivamente dando un total del 9803 del LOLE total Si se compara
el LOLE de estos periodos analizados con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento se observa que los obtenidos representa el 9857 y el
porcentaje de crecimiento es del 8943 respecto del LOLE sin incluir el plan
de mantenimiento
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
La importancia que tiene el ingreso de centrales del plan de expansioacuten en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad se observa en la figura 625
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Joseacute Pachari P 129
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten
En esta figura se aprecia el comportamiento del LOLE sin el ingreso de
centrales del plan de expansioacuten y capacidad de la interconexioacuten en esta se
puede apreciar que de no ingresar ninguna central desde el antildeo 2010 el LOLE
crece exponencialmente hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE se
estabiliza en su valor maacuteximo que es de 365 o 366 En cuanto al
comportamiento de peacuterdida de carga que esta consideracioacuten implica se
presenta el comportamiento en la figura 626 en esta se observa que el 99
se produce a partir del antildeo 2017
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten
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Una vez analizados los resultados obtenidos es necesario determinar si los
valores del son aceptables por lo cual se investigoacute en el
CONELEC CENACE MEER o estudios realizados en universidades sobre
valores de referencia del mismo o anaacutelisis semejantes del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano al no encontrarse ninguacuten valor se considera los
valores del periacuteodo histoacuterico obtenidos que son presentados en la tabla 613
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo)
Sin mto
2007 0137
2008 23947
2009 102506
Tabla 6 13 histoacuterico
Al no tenerse un comportamiento regular en los antildeos histoacutericos se considera
como niveles de referencia los valores extremos un miacutenimo de 010 y
un maacuteximo de 3 Una vez establecido los niveles de referencia del
LOLE se procede a determinar a partir del antildeo 2020 los ingresos necesarios
de capacidad para mantener los niveles del LOLE bajo el de referencia
Para poder determinar el requerimiento de capacidad adicional en los antildeos y
escenarios de anaacutelisis donde no se cumplen los niveles establecidos primero
de debe determinar queacute tipo de unidades se ingresaraacuten de acuerdo a su
proceso de conversioacuten capacidad de cada unidad y FOR
Para determinar el tipo de unidades que seraacuten tomadas en cuentan se
presenta en la tabla 614 las unidades que forman parte del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano el porcentaje de capacidad nominal de unidades
hidraacuteulicas y teacutermicas con respecto a la capacidad instalada total del sistema
de generacioacuten [24] [28] [18]
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Hidraacuteulica 205342 205246 205501
Teacutermica MCI 51330 51633 61537
T turbogas 80714 80714 94394
T turbovapor 51980 55280 55280
Capacidad nominal total 389366 392873 416712
de capacidad teacutermicas 4726 4776 5069
de capacidad hidraacuteulicas 5274 5224 4931
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la tabla 614 se presenta en el antildeo 2007 y 2008 un 52 de hidraacuteulicas y
47 de teacutermicas esto variacutea en el antildeo 2009 a 50 para hidraacuteulicas y teacutermicas
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Joseacute Pachari P 131
Se asume en el estudio 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas debido a que para los
antildeos proyectados el 80 son centrales de generacioacuten hidraacuteulica[19] [20]
El sistema de generacioacuten ecuatoriano baacutesicamente estaacute formado por unidades
teacutermicas e hidraacuteulicas por lo que se plantea tres casos para analizar el
primero de ellos considerando solo hidraacuteulicas un segundo caso solo teacutermico y
finalmente el tercer caso 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas
Para las unidades teacutermicas se impone las unidades turbogas con un FOR de
00699 y capacidad de 100 MW por unidad en cuanto a las unidades
hidraacuteulicas se impone una unidad de 100 MW con un FOR de 00404
En resumen en la tabla 615 se presenta los tres casos de anaacutelisis con sus
respectivas caracteriacutesticas cabe recalcar que si se necesita maacutes de 100 MW
por ejemplo 400 MW esto implica que se requiere 4 unidades de 100 MW en
cuanto al tercer caso ingresan 100 MW en total y no solo una hidraacuteulica de 60
MW o teacutermica de 40 MW
Caso Tipo de unidad Unidad Capacidad FOR
1 Hidraacuteulica 1 100 00404
2 Teacutermica 1 100 00699
3 Combinacioacuten
Hidraacuteulica 1 60 00404
3 Teacutermica 1 40 00699
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable
64 Sistema de generacioacuten Confiable
Considerando los tres casos presentados en la tabla 615 se determinaraacute la
capacidad de generacioacuten adicional requerida para que el LOLE se
encuentre proacuteximo al nivel de referencia este anaacutelisis considera los siguientes
paraacutemetros
La capacidad ingresada para un determinado antildeo se mantiene en el
anaacutelisis de los antildeos posteriores
Se determinaraacute el requerimiento de capacidad para los escenarios de
anaacutelisis presentados en las tablas 611 y 612
Se considera como paraacutemetro a cumplir el LOLE miacutenimo y
maacuteximo con incertidumbre de 0 y sin mantenimiento programado
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641 Nivel de LOLE miacutenimo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
Para este caso no se requiere calcular generacioacuten confiable debido a que los
valores del LOLE obtenidos se encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 627 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia miacutenimo En esta se aprecia
que a partir del 2023 al no existir ingresos de capacidad es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para que el sistema se encuentre bajo el
nivel de referencia considerando cada uno de los escenarios presentados en la
tabla 616
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la tabla 616 se presentan los requerimientos de generacioacuten para alcanzar
el miacutenimo LOLE considerando el crecimiento mayor de demanda
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
MW
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023 200 012 015 1430
2024 500 009 012 1131
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Joseacute Pachari P 133
2025 500 010 013 1230
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 129E-01 170E-01 158E+01
2024 500 127E-01 166E-01 159E+01
2025 600 702E-02 900E-02 865E+00
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 118E-01 155E-01 143E+01
2024 500 942E-02 122E-01 113E+01
2025 500 102E-01 130E-01 123E+01
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 628 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2023 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 200 MW teacutermicas de 1 300 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 200 MW estos ingresos de capacidad permiten mantener el nivel del LOLE
hasta el antildeo 2025 Como se puede observar si se considera el ingreso de
unidades teacutermicas uacutenicamente el requerimiento es mayor ya que estas
unidades de generacioacuten tienen un FOR maacutes alto que las unidades hidraacuteulicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 629 se presentan los resultados del LOLE obtenidos con el plan de
expansioacuten considerado en el segundo escenario En esta se aprecia que a
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Joseacute Pachari P 134
partir del 2021 al no existir ingresos de capacidad es necesario determinar
cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los escenarios planteados Si se
compara con el primer escenario donde el sistema requiere de ingresos a partir
del antildeo 2023 en este se requiere a partir del antildeo 2021 ya que en este
escenario solamente se considera 2 941 MW de los 4 427 MW que constan en
el plan de expansioacuten no consideraacutendose 1 486 MW
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la tabla 617 se presentan los requerimientos necesarios
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 100 010 014 1103
2022 400 008 010 834
2023 700 007 009 750
2024 1 000 007 009 797
2025 1 300 009 012 993
Teacuterm
icas
2020
2021 100 104E-01 144E-01 117E+01
2022 400 939E-02 128E-01 106E+01
2023 700 984E-02 133E-01 113E+01
2024 1 000 119E-01 160E-01 140E+01
2025 1 400 641E-02 849E-02 739E+00
Hid
raacuteulic
as
- T
eacuterm
icas
2020
2021 100 986E-02 135E-01 110E+01
2022 400 749E-02 101E-01 820
2023 700 670E-02 895E-02 729
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 135
2024 1 000 704E-02 932E-02 769
2025 1 300 863E-02 113E-01 958
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la figura 630 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2021 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 300 MW teacutermicas de 1 400 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 300 MW Si comparamos con el escenario uno caso 1 donde no se requiere
adicionar generacioacuten estos valores de generacioacuten requerida representan
aproximadamente los 1 486 MW que no fueron considerados
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 631 se presenta el LOLE obtenido y el nivel de referencia miacutenimo
en esta se aprecia que a partir del 2018 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido por lo cual se observa que en este caso la generacioacuten
considerada en el plan de expansioacuten no es suficiente
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Joseacute Pachari P 136
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Se presenta en la tabla 618 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con una
incertidumbre del 0 considerando generacioacuten adicional para el periacuteodo 2020-
2025 el cual estaacute fuera del plan de expansioacuten publicado por el CONELEC
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Cap Ing Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020 300 010 013 1293
2021 400 009 012 1194
2022 400 010 014 1407
2023 500 006 008 838
2024 400 012 016 1663
2025 600 005 007 701
Teacuterm
icas
2020 300 110E-01 153E-01 149E+01
2021 400 121E-01 167E-01 165E+01
2022 500 709E-02 961E-02 951
2023 400 124E-01 167E-01 172E+01
2024 500 119E-01 158E-01 166E+01
2025 600 668E-02 875E-02 915
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020 300 965E-02 134E-01 129E+01
2021 400 898E-02 123E-01 119E+01
2022 400 106E-01 143E-01 141E+01
2023 500 648E-02 860E-02 839
2024 400 126E-01 167E-01 169E+01
2025 600 556E-02 714E-02 709
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 137
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 632 se presenta los requerimientos de capacidad para los tres
tipos de unidades analizadas observando que a partir del antildeo 2020 se
requiere capacidad necesitando un total de 2 600 MW para las unidades
hidraacuteulicas 2 600 MW teacutermicas e hidraacuteulicas-teacutermicas de 2 700 MW Esta
capacidad requerida es aproximadamente igual a la capacidad reducida en el
escenario dos maacutes la requerida en el escenario uno caso 2
642 Nivel de LOLE maacuteximo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
No se requiere generacioacuten adicional ya que los valores del LOLE se
encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 633 se presentan los resultados obtenidos del LOLE y el nivel de
referencia maacuteximo En esta se observa que a partir del 2024 es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los tipos de unidades
de generacioacuten considerados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 138
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la tabla 619 se presentan los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con
una incertidumbre del 0 y la capacidad de generacioacuten necesaria para
alcanzar el nivel de referencia
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023
2024 300 255 353 41518
2025 500 248 340 41133
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 279 387 461E+02
2025 500 310 430 537E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 257995 357 419E+02
2025 500 256099 351 422E+02
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 139
En la tabla 619 se observa que es necesario determinar el requerimiento de
capacidad a partir del 2024 en la figura 634 se presenta los requerimientos de
capacidad para cada uno de los casos planteados
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la figura 634 se presentan las capacidades requeridas para los antildeos 2024 y
2025 que son los que no cumplen con el nivel de referencia en esta se observa
que en los tres casos se requiere de 800MW pero en cada uno se obtiene
valores de LOLE diferentes debido a la diferencia en el FOR de las unidades
consideradas tenieacutendose el miacutenimo con las unidades hidraacuteulicas y el maacuteximo
con las unidades teacutermicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 635 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
menor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2022 es necesario el ingreso de mayor capacidad de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 140
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 620 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda menor
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022 100 143 204 19746
2023 200 292 419 43669
2024 400 125 174 17319
2025 200 313 444 48461
Teacuterm
icas 2020
2021
2022 100 149244 213002 207E+02
2023 300 146896 208165 207E+02
2024 400 162838 229706 236E+02
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 141
2025 200 200814 282912 303E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022 100 143721 204735 198E+02
2023 200 294692 423356 439E+02
2024 400 127296 177425 174E+02
2025 300 144651 200449 202E+02
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
En la figura 636 se presenta los requerimientos de capacidad para cada uno
de los casos planteados
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2
caso 1 (nivel maacuteximo)
En este caso se observa que a partir del 2022 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido Los ingresos de capacidad adicionada para las
unidades hidraacuteulicas es de 900 MW teacutermicas 1 000 MW e hidraacuteulicas ndash
teacutermicas de 1 000 MW Estos ingresos se deben a la reduccioacuten de la capacidad
de generacioacuten considerada en el plan de expansioacuten
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 637 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2021 es necesario el ingreso de capacidad
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 142
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 621 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda mayor
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 300 256 370 42326
2022 400 277 396 46421
2023 500 175 245 28381
2024 400 281 393 48189
2025 500 273 377 47347
Teacuterm
icas
2020
2021 300 282 409 473E+02
2022 500 170 241 276E+02
2023 400 254 359 434E+02
2024 500 230 321 396E+02
2025 500 256 356 457E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021 300 259 373 427E+02
2022 400 284 406 473E+02
2023 500 183 255 293E+02
2024 400 299 418 507E+02
2025 500 297 410 508E+02
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 143
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
En esta se observa los ingresos de capacidad necesaria para las unidades
hidraacuteulicas de 2 100 MW teacutermicas 2 200 MW e hidraacuteulicas ndash teacutermicas de 2 100
MW
643 Anaacutelisis de resultados de generacioacuten confiable
En la tabla 622 se presenta los requerimientos de capacidad para el
crecimiento de demanda menor escenarios de anaacutelisis 1 y 2 con un LOLE
referencia miacutenimo y maacuteximo En la tabla se observa que el escenario de
anaacutelisis 1 no requiere adicionar generacioacuten para alcanzar el nivel de
referencia para el segundo escenario de anaacutelisis si se compara el
requerimiento de capacidad para el LOLE referencia miacutenimo respecto del
LOLE referencia maacuteximo se requiere un 2747 de incremento
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 144
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Menor
LOLE Referencia miacutenimo
LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
- H
T
H y
T
- H
T
H y
T
2020
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
2021 100 100 100 0 0 0
2022 300 300 300 100 100 100
2023 300 300 300 200 300 200
2024 300 300 300 400 400 400
2025 300 400 300 200 200 300
Capacidad total (Mw)
- 1 300 1 400 1 300 - 900 1 000 1 000
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor
En la figura 639 se presenta los requerimientos de capacidad de la tabla 622
en esta se observa que el requerimiento de capacidad para el periodo 2020-
2025 en promedio se requiere de 1 300 MW y 960 MW para un LOLE miacutenimo y
maacuteximo respectivamente Este requerimiento constituye el 34 respecto de la
capacidad disponible hasta el antildeo 2010
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor
Para las unidades teacutermicas se observa que los requerimientos de capacidad
con respecto a las hidraacuteulicas variacutea en 100 MW esto se debe a que el valor del
FOR es de 00404 y 00699 respectivamente
En la tabla 623 se presenta los requerimientos de capacidad para los
escenarios 1 y 2 considerando el escenario de crecimiento mayor de demanda
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 145
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Mayor
LOLE Referencia miacutenimo LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
2020 0 0 0 300 300 300 0 0 0 0 0 0
2021 0 0 0 400 400 400 0 0 0 300 300 300
2022 0 0 0 400 500 400 0 0 0 400 500 400
2023 200 200 200 500 400 500 0 0 0 500 400 500
2024 500 500 500 400 500 400 300 300 300 400 500 400
2025 500 600 500 600 600 600 500 500 500 500 500 500
Capacidad total (Mw)
1200 1300 1200 2600 2700 2600 800 800 800 2100 2200 2100
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor
En esta se puede observar que para alcanzar el valor de referencia miacutenimo en
el escenario dos se requiere de aproximadamente 1 400 MW maacutes que para el
escenario uno esto se debe a que en el escenario uno se incluyen 1 486 MW
maacutes que en el escenario dos Ademaacutes se puede observar que en cada antildeo se
requiere entre 300 y 500 MW la razoacuten es que la demanda se incrementa
aproximadamente en promedio 400 MW en estos antildeos
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor
H T
H y T
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 146
En la figura 640 se presenta los requerimientos de capacidad en esta se
observa que el requerimiento considerando unidades hidraacuteulicas al comparar
el escenario 1 LOLE maacuteximo con el escenario 1 LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 50 si se compara la capacidad requerida en el escenario 2
LOLE maacuteximo con la del mismo escenario LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 625
Para las unidades teacutermicas al comparar el escenario 1 LOLE maacuteximo con el
mismo escenario pero LOLE miacutenimo se observa un crecimiento del 625 y a
su vez en el escenario 2 con los mismos paraacutemetros de LOLE se presenta un
crecimiento del 2272 Si se compara entre los escenarios 1 y 2 con un LOLE
maacuteximo se observa un crecimiento en la capacidad del 166 para un LOLE
miacutenimo se presenta un crecimiento de 113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 147
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
El programa computacional (CIC-SG) desarrollado en el presente trabajo
fue comprobado con los resultados presentados en el sistema de prueba
IEEE-RTS obtenieacutendose los mismo valores por lo cual se asume su
validez no obstante el programa presenta limitaciones en la modelacioacuten
de las unidades de generacioacuten ya que se utilizan un modelo de dos
estados por lo cual se puede realizar modificaciones que permitan
aplicar un modelo con maacutes estados
Si se compara la capacidad disponible en el 2009 respecto al del 2007
se observa que existe un incremento de aproximadamente 30 MW
mientras que el incremento en la demanda maacutexima es de
aproximadamente 200 MW por tal razoacuten existe un incremento del LOLE
de 151 a 3056
En el periacuteodo proyectado se observa que entre los antildeos 2010- 2015 se
presenta el periacuteodo maacutes criacutetico de lo cual se deduce que el incremento
de generacioacuten contemplado en el plan de expansioacuten no permite alcanzar
los niveles de confiabilidad establecidos por tal razoacuten se deberiacutea
considerar incluir nuevos proyectos en el corto plazo
Para los antildeos 2015-2020 con el ingreso de proyectos de gran
capacidad en especial la central Coca Codo Sinclair el sistema se
mantendriacutea bajo los niveles de confiabilidad establecidos no obstante si
se considera uacutenicamente el ingreso de los proyectos con mayores
probabilidades de ejecucioacuten los iacutendices de confiabilidad del sistema
sobrepasan el nivel de referencia
En el periodo 2020-2025 que no es contemplado en el Plan Maestro de
Electrificacioacuten se recomienda considerar como referencia los resultados
obtenidos en el anaacutelisis de generacioacuten confiable
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 148
Recomendaciones
En el presente estudio se validoacute el programa computacional mediante
el sistema de prueba IEEE-RTS con las publicaciones 1979 y 1986 Para
esta uacuteltima se presenta un anaacutelisis del efecto de la incertidumbre del 2
5 10 y 15 por ciento en el pronoacutestico de la demanda al ingresar los
paraacutemetros de dicho anaacutelisis en el programa se validoacute el
para los porcentajes de 2 y 5 pero para los dos uacuteltimos se presenta
errores del 026 y 13 en el valor del iacutendice por lo cual se realizoacute el
caacutelculo en Microsoft Excel obtenieacutendose los mismos valores que con el
programa computacional por lo que seraacute importante investigar las
razones de esta variacioacuten
Durante la investigacioacuten realizada para el desarrollo de esta tesis no se
encontraron valores de referencia de iacutendices de confiabilidad en los
organismos de control o entes universitarios por lo cual se utilizoacute los
valores histoacutericos de los antildeos 2007-2009 Seriacutea conveniente realiza un
estudio que permita determinar los valores de iacutendices maacutes adecuados
considerando aspectos teacutecnicos y econoacutemicos
En la informacioacuten proporcionada o publicada en las paacuteginas web
oficiales del CENACE MEER o CONELEC para los antildeos 2007 2008 y
2009 se presenta variaciones en los valores de capacidades nominales y
efectivas de una misma unidad tasas de falla y factores de planta Por lo
cual seriacutea conveniente que se revise la informacioacuten en las bitaacutecoras de
las empresas debido a que son paraacutemetros importantes al momento de
valorar la confiabilidad del sistema de generacioacuten
En el presente estudio se consideroacute como modelo de demanda la curva
en por unidad del antildeo que presenta la menor desviacioacuten estaacutendar
respecto de las curvas en por unidad de los antildeos restantes del periodo
2004-2008 Por lo cual se recomienda realizar un estudio maacutes detallado
que permita obtener un modelo maacutes adecuado basado en informacioacuten
de un periodo histoacuterico maacutes extenso
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 149
En el presente estudio se asume que la interconexioacuten con Colombia se
encuentra disponible al cien por ciento de su capacidad efectiva y que
cumple con la funcioacuten de cubrir la demanda energeacutetica que el sistema
ecuatoriano no es capaz de satisfacer permitiendo determinar la
potencia media requerida en un determinado periacuteodo de tiempo lo cual
no es del todo praacutectico por lo que se deberiacutea realizar un estudio maacutes
detallado que permita modelar de una forma maacutes adecuada la
disponibilidad de las interconexiones existentes
En el estudio realizado para incluir la variacioacuten de la capacidad
disponible en los periodos estiaje y lluvioso se basa uacutenicamente en las
potencias promedio despachadas por cada una de estas centrales en el
periacuteodo histoacuterico siendo esto una aproximacioacuten sencilla por lo cual se
recomienda realizar un estudio de la pluviosidad que permite determinar
con mayor precisioacuten la capacidad disponible en cada uno de estos
periodos para los antildeos futuros
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 150
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Universidad de Cuenca
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Excel Cronograma_Mtos-Plan-enero10-dic 10-vf Microsoft Excel
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ltlt httpwwwconelecgovecimagesdocumentosBoletin_2006pdf gtgt
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 153
ANEXO A
Manual de usuario del programa CIC-SG
A11
Componentes del programa CIC_SG
La interfaz de usuario o pantalla del programa computacional estaacute compuesto
de seis partes tres para entrada de datos y tres para presentar resultados Los
bloques de entrada permiten el ingreso de los datos del sistema de generacioacuten
plan de mantenimiento programado de las unidades de dicho sistema y datos
de demanda ademaacutes se puede considerar la incertidumbre en la proyeccioacuten
de dicha demanda Los bloques de resultados muestran la COPT iacutendices de
confiabilidad para cada dato de demanda e iacutendices de confiabilidad de todo el
sistema en un determinado periodo de anaacutelisis En la figura A1 se presenta la
interfaz de usuario del programa CIC_SG
Figura A1 Interfaz del programa CIC_SG
Entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos del sistema de generacioacuten son inicialmente el nuacutemero de centrales
que contiene el sistema de generacioacuten a analizar con lo cual se presentara la
tabla que permite el ingreso de los datos de cada una de las centrales como se
muestra en la figura A2 Cabe recalcar que el nuacutemero de centrales que se
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ingrese debe ser un nuacutemero entero y positivo En la tabla se debe ingresar el
nuacutemero de unidades de cada central la capacidad en MW y FOR de las
unidades en el ejemplo se puede observar que cada central posee unidades
con la misma capacidad y FOR pero esto no siempre es asiacute Cuando en el
sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades de diferentes
capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan las mismas
capacidades y FOR de ser posible con lo cual se habraacute dividido la central
original en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna
variacioacuten en los resultados
Dentro de estos paraacutemetros se debe considerar que el nuacutemero de unidades
debe ser un nuacutemero entero mayor a cero la capacidad de cada unidad debe
ser mayor a cero y el FOR de las unidades debe estar entre cero y uno
Figura A2 Interfaz para la entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos se pueden editar directamente en la tabla o se pueden copiar desde
una hoja de Excel y pegar en la tabla en este caso los datos deben estar
dispuestos en el orden que la tabla lo indica y deben seleccionarse y pegarse
todos a la vez mediante la opcioacuten pegar del menuacute contextual que aparece al
dar un clic con el botoacuten derecho del mouse En la tabla A1 se presenta un
ejemplo
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CENTRALES
UNIDADES MW FOR
5 12 002
4 20 01
6 50 001
4 76 002
3 100 004
4 155 004
3 197 005
1 350 008
2 400 012
Tabla A1 Disposicioacuten de los datos del sistema de generacioacuten para utilizar la
opcioacuten pegar
Entrada de datos del plan de mantenimiento programado
Si se desea ingresar un plan de mantenimiento programado para las unidades
del sistema de generacioacuten se debe marcar el recuadro correspondiente
(iquestIncluye plan de mantenimiento) Como se indica en la figura A2
Cuando se ha marcado el recuadro de plan de mantenimiento programado se
presenta una tabla que contiene a todas las unidades del sistema de
generacioacuten indicando la central nuacutemero de unidad capacidad de dicha unidad
y hora de finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento (Figura A3 a) En esta
tabla uacutenicamente se puede modificar la hora de finalizacioacuten e inicio del
mantenimiento ya que los demaacutes paraacutemetros deben estar relacionados con los
datos del sistema de generacioacuten ingresado previamente
Se debe considerar que las horas de inicio y finalizacioacuten deben ser nuacutemeros
positivos que pueden ser miacutenimo cero y maacuteximo 8760 (8784 para antildeos
bisiestos para esto se debe marcar el cuadro correspondiente) ya que el plan
de mantenimiento considerado debe ser un plan anual ademaacutes la hora de
finalizacioacuten siempre debe ser mayor que la hora de inicio
Finalmente se puede considerar maacutes de un periodo de mantenimiento para
cada unidad como se muestra en la Figura A3 b) en la unidad 3 de la central 2
Se puede adicionar intervalos de mantenimiento mediante la opcioacuten
correspondiente del menuacute contextual con la cual nos pediraacute que ingresemos la
central y la unidad a la cual se le va a adicionar un intervalo de mantenimiento
(Figura 34)
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a)
b)
Figura A3 Interfaz para el ingreso del plan de mantenimiento de cada unidad
del sistema de generacioacuten
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Figura A4 Interfaz para el ingreso de un nuevo intervalo de mantenimiento de
una determinada unidad
Adicionalmente los datos pueden ser copiados desde una hoja de Excel y
pegados en la tabla correspondiente Para esto se debe seleccionar cinco
columnas que contengan la central nuacutemero de unidad capacidad hora de
finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento en ese orden En este caso las
unidades pueden tener maacutes de un intervalo de mantenimiento en el antildeo los
cuales pueden ser colocados en la tabla directamente En la tabla A2 Se
presenta un ejemplo
Cabe recalcar que todo lo dicho anteriormente con respecto a las restricciones
de la informacioacuten es maacutes bien a manera de informacioacuten ya que el programa
computacional posee internamente sentencias que guiacutean al usuario cuando se
ingresa datos incorrectos esto se realiza mediante cuadros de dialogo que
indican el error cometido y la forma correcta de la informacioacuten a ser ingresada
Este sistema se aplica a todos los elementos de la interfaz que se utilizan para
entrada de datos
La hora de finalizacioacuten se ingresa primero que la hora de inicio para efectos de
control de los datos ingresados uacutenicamente
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PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
CENTRAL UNIDAD MW H INICIO H SALIDA
1 1 12 1680 1344
1 2 12 4536 4200
1 3 12 5712 5376
1 4 12 6552 6216
1 5 12 7056 6720
2 1 20 1680 1344
2 2 20 2184 1848
2 3 20 2184 1848
2 4 20 5712 5376
3 1 50 2856 2520
3 2 50 3696 3360
3 3 50 4704 4368
3 4 50 5376 5040
3 5 50 6552 6216
3 6 50 7056 6720
4 1 76 840 336
4 2 76 2856 2352
4 3 76 5376 4872
4 4 76 6048 5544
5 1 100 3696 3192
5 2 100 4872 4368
5 3 100 7224 6720
6 1 155 1512 840
6 2 155 2352 1680
6 3 155 4872 4200
6 4 155 6552 5880
7 1 197 1848 1176
7 2 197 3024 2352
7 3 197 7224 6552
8 1 350 5880 5040
9 1 400 2520 1512
9 2 400 6720 5712
Tabla A2 Disposicioacuten de los datos del plan de mantenimiento para ser
pegados en la tabla
Entrada de datos de demanda
Los datos de demanda se pueden representar mediante tres modelos
demanda maacutexima diaria demanda horaria y modelo aproximado de demanda
maacutexima diaria u horaria representado mediante una recta o varias rectas
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Figura A5 Interfaz para el ingreso de datos de demanda maacutexima diaria
Figura A6 Interfaz para el ingreso de datos de demanda representados
mediante el modelo aproximado
Los datos de demanda maacutexima diaria u horaria deben ser valores positivos y
sus unidades deben estar en MW Cuando se desea calcular los iacutendices de
confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento programado el nuacutemero de
datos del modelo de demanda maacutexima diaria estaacute restringido a maacuteximo 365
datos (366 para antildeos bisiestos) y cuando se utiliza demanda horaria se limita
8760 (8784 para antildeos bisiestos) ya que el plan de mantenimiento programado
es anual ademaacutes en este caso en el programa no se puede aplicar el modelo
aproximado y los datos de cualquiera de los otros dos modelos deben ser
ingresados en orden cronoloacutegico Si se desea incluir incertidumbre en la
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demanda se debe marcar el recuadro correspondiente e ingresar el valor de la
incertidumbre
El valor de la incertidumbre a ingresar debe estar representado como un
porcentaje de la demanda y debe ser un valor positivo
El modelo de carga aproximado se obtiene mediante las curvas DPLVC o
LDC Cuando se utilice este modelo se debe ingresar tres paraacutemetros como se
muestra en la Figura A6 En la columna de inicio se debe ingresar el valor
maacuteximo de la recta en la columna nombrada como Final se debe ingresar el
valor miacutenimo o final de la recta y en la columna de tiempo se debe ingresar el
periodo de duracioacuten de dicha recta especificando si el valor del tiempo es diacuteas
u horas en los marcadores correspondientes
Hay que recalcar que los valores de inicio y fin de la recta deben ser positivos y
el valor inicial siempre debe ser mayor o igual que el valor final El tiempo
siempre debe ser un valor entero y positivo
Presentacioacuten de COPT (Capacity Outage Probability Table)
Dentro del bloque de la COPT se presentan cuatro paraacutemetros
Estados La columna de estados representa todas las posibles combinaciones
de MW que pueden desconectarse simultaacuteneamente empezando con cero MW
hasta la maacutexima generacioacuten disponible o instalada
Cap Out (MW) Esta columna representa la capacidad de generacioacuten en MW
que se desconectan en cada uno de los estados
P(x) En esta columna se presentan las probabilidades individuales de
encontrar X MW fuera de servicio
P(X) En esta columna se presentan las probabilidades acumuladas de
encontrar X o maacutes MW fuera de servicio
Estos paraacutemetros se presentan cuando no se incluye plan de mantenimiento
programado como se muestra en la figura A7 por el contrario cuando en el
caacutelculo se incluye plan de mantenimiento programado de las unidades el
nuacutemero de tablas que se obtenga seraacute igual al nuacutemero de intervalos que se
obtenga de dicho plan como se muestra en la figura A8 Por lo tanto en este
caso ademaacutes de disponer de los datos mencionados anteriormente se indica el
nuacutemero de COPT y el intervalo de tiempo en el que se aplicaraacute dicha tabla al
momento de determinar los iacutendices de confiabilidad
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Figura A7 Interfaz para presentar
COPT sin plan de mantenimiento
programado
Figura A8 Interfaz para presentar COPTs
cuando se incluye plan de mantenimiento
programado
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Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad para cada dato demanda
Dentro de esta interfaz se presentan los iacutendices de confiabilidad
correspondientes a cada dato de demanda Cabe indicar que los iacutendices a
presentar dependen del modelo de carga escogido como se explica a
continuacioacuten
Modelo de demanda maacutexima diaria Cuando se utiliza este modelo uacutenicamente
se presenta el LOLP (Lost Of Load Probability) probabilidad de peacuterdida de
carga para cada dato de demanda (Figura A9)
Figura A9 Interfaz para presentar el LOLP para cada dato de demanda
maacutexima diaria
Modelo de demanda horaria Cuando el modelo utilizado es el de demanda
horaria se presenta el LOEP (Lost Of Energy Probability) Figura A10
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Figura A10 Interfaz para presentar el LOEP para cada dato de demanda
horaria
Para los dos casos ya expuestos cuando se utiliza plan de mantenimiento
programado se presenta una columna adicional que indica la COPT utilizada en
el caacutelculo
Figura A11 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con plan de
mantenimiento programado de las unidades
Finalmente cuando se considera la incertidumbre en el pronoacutestico de la
demanda se presenta el LOLP que se obtiene para cada uno de los datos
obtenidos para los intervalos de clase de correspondientes de la curva de
distribucioacuten Cabe recalcar que para encontrar el LOLE total estos valores
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deben ser multiplicados por la probabilidad correspondiente del intervalo de
clase y luego se deben sumar
Figura A12 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con incertidumbre
Modelo aproximado de demanda Cuando se utiliza este modelo se presenta el
LOLE o LOEE obtenido con cada segmento de recta En la figura A13 se
presenta los datos correspondientes a una aproximacioacuten de la curva de
DPLVC donde se muestra el LOLE obtenido para cada uno de los cuatro
segmentos de recta de la figura A6
Figura A13 Bloque para presentar los iacutendices correspondientes a cada recta
Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad de todo el sistema
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En este caso se establecen dos formas de presentacioacuten las cuales estaacuten
relacionadas con el modelo de demanda utilizado Cuando el modelo es la
demanda maacutexima diaria se presentan el LOLE y un paraacutemetro adiciona que es
el tiempo total de anaacutelisis como se muestra en la figura A14
Figura A14 Iacutendices de confiabilidad para la demanda maacutexima diaria
Cuando se utiliza la demanda horaria se presentan los siguientes iacutendices
HLOLE LOEE EIR y paraacutemetros adicionales como son la Energiacutea total y el
periodo de anaacutelisis
Figura A15 Iacutendices de confiabilidad cuando el tiempo estaacute dado en horas
Guardar Informacioacuten y Resultados
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Para guardar la informacioacuten o los resultados obtenidos se debe seleccionar la
opcioacuten ldquoGUARDARrdquo de la barra de menuacutes con lo que se presentara el cuadro
de dialogo mostrado en la figura A16 En este cuadro se debe ingresar el
nombre del documento con extensioacuten ldquoxlsx o xlsrdquo y el nombre de la hoja luego
se habilitaran las opciones que nos permitiraacuten seleccionar los datos que
queremos guardar
Adicionalmente se pueden copiar los resultados o datos ingresados
seleccionando los datos dentro de la tabla para esto coloque el cursor en el
inicio del grupo que desea copiar y luego presione ldquoShiftrdquo y diriacutejase al fin del
grupo que desea copiar luego presione Ctrl+c
Figura A15 Interfaz para guardar informacioacuten y resultados seleccionados
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ANEXO B
Informacioacuten del Reliability Test System
B11
Tabla de capacidad de salida
0-1 600 MW
x P(x) x P(x) x P(x)
0 1 420 0186964 1 020 0003624
12 0763604 440 0151403 1 040 0003257
20 0739482 460 0137219 1 060 0002857
24 0634418 480 0126819 1 080 0002564
32 0633433 500 0122516 1 100 0002353
36 0622712 520 0108057 1 120 0002042
40 0622692 540 0101214 1 140 0001889
44 0605182 560 0084166 1 160 0001274
48 0604744 580 0075038 1 180 0000925
50 0604744 600 0062113 1 200 0000791
52 0590417 620 0054317 1 220 000069
56 058863 640 0050955 1 240 0000603
60 0588621 660 0047384 1 260 000049
80 055993 680 0044769 1 280 000043
100 0547601 700 0042461 1 300 0000401
120 0512059 720 0040081 1 320 0000305
140 0495694 740 0038942 1 340 0000257
160 0450812 760 0030935 1 360 0000164
180 0425072 780 0026443 1 380 0000122
200 0381328 800 0024719 1 400 0000102
220 035599 820 0018716 1 420 0000084
240 0346093 840 0015467 1 440 0000071
260 0335747 860 0013416 1 460 0000056
280 0328185 880 0012136 1 480 0000046
300 0320654 900 0011608 1 500 000004
320 0314581 920 0009621 1 520 0000027
340 0311752 940 0008655 1 540 000002
360 0283619 960 0006495 1 560 0000013
380 0267902 980 0005433 1 580 000001
400 0261873 1 000 0004341 1 600 0000008
Tabla B11 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS
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B12
Tabla de capacidad de salida
1 500-2 450 MW
x P(x) x P(x)
1 500 404E-05 2 000 725E-09
1 550 149E-05 2 050 295E-09
1 600 806E-06 2 100 843E-10
1 650 408E-06 2 150 306E-10
1 700 158E-06 2 200 927E-11
1 750 722E-07 2 250 232E-11
1 800 291E-07 2 300 797E-12
1 850 153E-07 2 350 166E-12
1 900 469E-08 2 400 470E-13
1 950 215E-08 2 450 105E-13
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS con incrementos de 50 MW entre estados
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Joseacute Pachari P 169
B13
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW) Diacutea
Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW)
1 228473 41 184557 81 198907 121 238545
2 245670 42 179764 82 194763 122 233774
3 240757 43 220522 83 159540 123 229003
4 235843 44 237120 84 155396 124 224232
5 230930 45 232378 85 186595 125 183680
6 189166 46 227635 86 200640 126 178909
7 184253 47 222893 87 196627 127 230594
8 238545 48 182582 88 192614 128 247950
9 256500 49 177840 89 188602 129 242991
10 251370 50 213630 90 154493 130 238032
11 246240 51 229710 91 150480 131 233073
12 241110 52 225116 92 198788 132 190922
13 197505 53 220522 93 213750 133 185963
14 192375 54 215927 94 209475 134 233244
15 232714 55 176877 95 205200 135 250800
16 250230 56 172283 96 200925 136 245784
17 245225 57 196137 97 164588 137 240768
18 240221 58 210900 98 160313 138 235752
19 235216 59 206682 99 191101 139 193116
20 192677 60 202464 100 205485 140 188100
21 187673 61 198246 101 201375 141 226883
22 221052 62 162393 102 197266 142 243960
23 237690 63 158175 103 193156 143 239081
24 232936 64 195342 104 158223 144 234202
25 228182 65 210045 105 154114 145 229322
26 223429 66 205844 106 212040 146 187849
27 183021 67 201643 107 228000 147 182970
28 178268 68 197442 108 223440 148 214956
29 233244 69 161735 109 218880 149 231135
30 250800 70 157534 110 214320 150 226512
31 245784 71 189511 111 175560 151 221890
32 240768 72 203775 112 171000 152 217267
33 235752 73 199700 113 199848 153 177974
34 193116 74 195624 114 214890 154 173351
35 188100 75 191549 115 210592 155 238545
36 222907 76 156907 116 206294 156 256500
37 239685 77 152831 117 201997 157 251370
38 234891 78 192691 118 165465 158 246240
39 230098 79 207195 119 161168 159 241110
40 225304 80 203051 120 221847 160 197505
Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 170
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
161 192375 201 214588 241 202772 281 196932
162 235099 202 175779 242 198634 282 211755
163 252795 203 171214 243 194495 283 207520
164 247739 204 233244 244 159321 284 203285
165 242683 205 250800 245 155183 285 199050
166 237627 206 245784 246 186860 286 163051
167 194652 207 240768 247 200925 287 158816
168 189596 208 235752 248 196907 288 197197
169 237485 209 193116 249 192888 289 212040
170 255360 210 188100 250 188870 290 207799
171 250253 211 191366 251 154712 291 203558
172 245146 212 205770 252 150694 292 199318
173 240038 213 201655 253 206739 293 163271
174 196627 214 197539 254 222300 294 159030
175 191520 215 193424 255 217854 295 212040
176 228208 216 158443 256 213408 296 228000
177 245385 217 154328 257 208962 297 223440
178 240477 218 205679 258 171171 298 218880
179 235570 219 221160 259 166725 299 214320
180 230662 220 216737 260 184210 300 175560
181 188946 221 212314 261 198075 301 171000
182 184039 222 207890 262 194114 302 233509
183 200113 223 170293 263 190152 303 251085
184 215175 224 165870 264 186191 304 246063
185 210872 225 212040 265 152518 305 241042
186 206568 226 228000 266 148556 306 236020
187 202265 227 223440 267 191896 307 193335
188 165685 228 218880 268 206340 308 188314
189 161381 229 214320 269 202213 309 234569
190 216281 230 175560 270 198086 310 252225
191 232560 231 171000 271 193960 311 247181
192 227909 232 193221 272 158882 312 242136
193 223258 233 207765 273 154755 313 237092
194 218606 234 203610 274 191896 314 194213
195 179071 235 199454 275 206340 315 189169
196 174420 236 195299 276 202213 316 240930
197 212305 237 159979 277 198086 317 259065
198 228285 238 155824 278 193960 318 253884
199 223719 239 192426 279 158882 319 248702
200 219154 240 206910 280 154755 320 243521
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 171
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
321 199480 332 248577 343 201353 354 273600
322 194299 333 243504 344 257099 355 267900
323 249147 334 238431 345 276450 356 219450
324 267900 335 195311 346 270921 357 213750
325 262542 336 190238 347 265392 358 252328
326 257184 337 249677 348 259863 359 271320
327 251826 338 268470 349 212867 360 265894
328 206283 339 263101 350 207338 361 260467
329 200925 340 257731 351 265050 362 255041
330 235895 341 252362 352 285000 363 208916
331 253650 342 206722 353 279300 364 203490
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 172
B14
PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio
1 1 12 1 680 1 344 4 2 76 2 856 2 352
1 2 12 4 536 4 200 4 3 76 5 376 4 872
1 3 12 5 712 5 376 4 4 76 6 048 5 544
1 4 12 6 552 6 216 5 1 100 3 696 3 192
1 5 12 7 056 6 720 5 2 100 4 872 4 368
2 1 20 1 680 1 344 5 3 100 7 224 6 720
2 2 20 2 184 1 848 6 1 155 1 512 840
2 3 20 2 184 1 848 6 2 155 2 352 1 680
2 4 20 5 712 5 376 6 3 155 4 872 4 200
3 1 50 2 856 2 520 6 4 155 6 552 5 880
3 2 50 3 696 3 360 7 1 197 1 848 1 176
3 3 50 4 704 4 368 7 2 197 3 024 2 352
3 4 50 5 376 5 040 7 3 197 7 224 6 552
3 5 50 6 552 6 216 8 1 350 5 880 5 040
3 6 50 7 056 6 720 9 1 400 2 520 1 512
4 1 76 840 336 9 2 400 6 720 5 712
Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 173
ANEXO C
Base de datos del sistema de generacioacuten ecuatoriano
C11
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC-
ELEC
TRO
GU
AYA
S
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 102 93 699 D NO D
Gonzalo Zeballos TG-4 T turbogas 2627 20 1002 NO NO D
Gonzalo Zeballos TV-2 T turbovapor 73 73 876 D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 T turbovapor 73 73 876 D D D
Trinitaria TV-1 T turbovapor 133 133 1174 D D D
Pascuales II TM1 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM2 T turbogas 228 21 1002 NI NI NO
Pascuales II TM3 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM4 T turbogas 228 215 1002 NI NI NO
Pascuales II TM5 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM6 T turbogas 228 20 1002 NI NI NO
CEL
EC -
HID
RO
AG
OYAacute
N
Agoyaacuten U1 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Agoyaacuten U2 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Pucara U1 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
Pucara U2 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
CEL
EC -
HID
RO
PA
UTE
Paute 1 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 2 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 3 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 4 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 5 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 6 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 7 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 8 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 9 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 10 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
CEL
EC -
TER
MO
ESM
ERA
LDA
S
Termoesmeraldas CTE T turbovapor 1325 131 1174 D D D
Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 174
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC -
TER
MO
PIC
HIN
CH
A
Guangopolo U1 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U2 Teacutermica MCI 52 51 1297 NO NO NO
Guangopolo U3 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U4 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U5 Teacutermica MCI 52 51 1297 D NO NO
Guangopolo U6 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U7 Teacutermica MCI 192 14 1297 D D D
La Propicia U1 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D D
La Propicia U2 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D NO
Miraflores 1 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 2 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 3 Teacutermica MCI 34 2 1297 NO NC NO
Miraflores 4 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NO NO
Miraflores 7 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 8 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 9 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 10 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 11 Teacutermica MCI 6 5 1297 NO NO NO
Miraflores 12 Teacutermica MCI 6 5 1297 D D D
Miraflores 13 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 14 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 16 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 18 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 22 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 15 Teacutermica MCI 25 19 1297 D D I
Miraflores TG1 Teacutermica MCI 228 19 1297 NI NI D
Santa Rosa TG1 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG2 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG3 T turbo gas 171 17 1667 D NO NO
Pedernales 15 Teacutermica MCI 25 2 1297 NI NI D
Power bargue II PB-1 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-2 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-3 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-4 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 175
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009 EL
ECA
UST
RO
SA
Saucay G1 Hidraacuteulica 4 4 787 D D D
Saucay G2 Hidraacuteulica 4 4 535 D D D
Saucay G3 Hidraacuteulica 8 8 4874 D D D
Saucay G4 Hidraacuteulica 8 8 424 D D D
Saymirin G1 Hidraacuteulica 126 126 034 D D D
Saymirin G2 Hidraacuteulica 126 126 042 D D D
Saymirin G3 Hidraacuteulica 196 196 027 D D D
Saymirin G4 Hidraacuteulica 196 196 026 D D D
Saymirin G5 Hidraacuteulica 4 4 062 D D D
Saymirin G6 Hidraacuteulica 4 4 053 D D D
El Descanso G1 Teacutermica MCI 48 43 787 D D D
El Descanso G2 Teacutermica MCI 48 43 535 D D D
El Descanso G3 Teacutermica MCI 48 43 4874 D NO D
El Descanso G4 Teacutermica MCI 48 43 424 D D D
Monay G1 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G2 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G3 Teacutermica MCI 15 11 1297 NO NO NO
Monay G4 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
Monay G5 Teacutermica MCI 238 11 1297 NO NO NO
Monay G6 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
MA
CH
AL
PO
WER
Machala power A T turbo gas 70 667 699 D D D
Machala power B T turbo gas 70 67 699 D D D
TER
MO
GU
AYA
S
SA
Termoguayas U1 Teacutermica MCI 20 20 1297 D D D
Termoguayas U2 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U3 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U4 Teacutermica MCI 50 5 1297 D NO NO
ELEC
TRO
QU
IL
SA
Electroquil U1 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U2 T turbo gas 46 46 1002 D D D
Electroquil U3 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U4 T turbo gas 45 45 1002 D D D
ECO
LUZ
Loreto-Ex Inecel Loreto Hidraacuteulica 23 211 773 D D D
EMA
AP
-Q
El Carmen U1 Hidraacuteulica 84 82 773 D D D
GEN
ERO
CA
SA
Generoca U1 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U2 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U3 Teacutermica MCI 47 467 1297 D D D
Generoca U4 Teacutermica MCI 47 446 1297 D D D
Generoca U5 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U6 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U7 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D NO
Generoca U8 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 176
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
NA
CIOacute
N S
A Marcel
Laniado U1 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U2 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U3 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
HID
RO
PA
ZTA
ZA
San francisco
U1 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
San francisco
U2 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
HID
RO
SIB
IMB
E
SA
Sibimbe U1 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Sibimbe U2 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Uravia U1 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
Uravia U2 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
INTE
RV
ISA
SA
Victoria II Victoria
II T turbo gas 105 102 699 D D D
ULY
SEA
S
Power Bargue I
PB1 Teacutermica
MCI 30 275 1297
No operoacute
No operoacute
No operoacute
EMP
RES
A E
LEacuteC
TRIC
A A
MB
ATO
Bataacuten G1 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G2 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G3 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G4 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Lligua G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
Lligua G2 Teacutermica
MCI 25 15 1297 D D D
Peniacutensula G1 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G2 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G3 Hidraacuteulica 05 04 773 D D D
Peniacutensula G4 Hidraacuteulica 15 15 773 D D D
CN
EL -
BO
LIV
AR
Guaranda U1 Teacutermica
MCI 056 045 1297 NO NO NO
Guaranda U2 Teacutermica
MCI 11 088 1297 NC NO NO
Chimbo U1 Hidraacuteulica 0563 045 773 D D NO
Chimbo U2 Hidraacuteulica 11 088 773 D D D
Chimbo U3 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NO NO
Chimbo U4 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Chimbo U5 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 177
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CN
EL-
LOS
RIO
S
Centro Industrial
U1 Teacutermica MCI 2865 24 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U2 Teacutermica MCI 2865 242 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U3 Teacutermica MCI 2865 25 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U4 Teacutermica MCI 2865 245 1297 NO NO NO
CN
EL -
MIL
AG
RO
Milagro 3 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 4 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 5 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 6 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 7 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 8 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
CN
EL -
SA
NTA
ELE
NA
Posorja G1005 Teacutermica MCI 284 2 1297 NO NO NO
La libertad U1 Teacutermica MCI 26 22 1297 D NO NO
La libertad U10 Teacutermica MCI 26 2 1297 D NO NO
La libertad U11 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U12 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U3 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U4 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U5 Teacutermica MCI 114 - 1297 NO NO NO
La libertad U6 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U7 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U8 Teacutermica MCI 444 - 1297 NO NO NO
La libertad U9 Teacutermica MCI 444 2 1297 D NO NO
Playas G-1003 Teacutermica MCI 0602 03 1297 NC NO NO
Playas G-1004 Teacutermica MCI 12 05 1297 NC NO NO
ELEC
TRIC
A D
E G
UA
YAQ
UIL
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS
T Turbogas 2265 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS
T Turbogas 223 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS
T Turbogas 15 14 1667 D D D
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS
T Turbogas 237 18 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS
T Turbogas 2312 19 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS T
turbovapor 345 33 876 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G1-CAT T Turbogas 54 465 699 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G2-CAT T Turbogas 408 35 1002 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 178
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A N
OR
TE
Ambi G1 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
Ambi G2 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
La playa G1 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G2 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G3 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
San Gabriel G1 Hidraacuteulica 023 02 773 NO NO NO
San Miguel de Car
G1 Hidraacuteulica 295 295 773 D D D
San Francisco Norte
G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A D
EL S
UR
Carlos Mora U1 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U2 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U3 Hidraacuteulica 12 12 773 D D D
Catamayo U1 Teacutermica
MCI 18 - 1297 NO NO NO
Catamayo U10 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
Catamayo U2 Teacutermica
MCI 128 1 1297 D D D
Catamayo U3 Teacutermica
MCI 0766 - 1297 NO NO NO
Catamayo U4 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 D D D
Catamayo U5 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 NO D D
Catamayo U6 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D D NO
Catamayo U7 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D NO D
Catamayo U8 Teacutermica
MCI 25 24 1297 D D D
Catamayo U9 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CEN
TRO
SU
R Macas ALLEN 1
Teacutermica MCI
114 06 1297 NO NO NO
Macas ALLEN 2 Teacutermica
MCI 114 06 1297 NO NO NO
Macas General Teacutermica
MCI 25 15 1297 NO NO NO
CN
EL -
EL
OR
O
Machala GM 4 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Machala GM 5 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Collin Lockett Crossley
3 Teacutermica
MCI 545 46 1297 D D NO
Collin Lockett Crossley
4 Teacutermica
MCI 545 43 1297 D D NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 179
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CO
TOP
AX
I
Illuichi No1 Grupo 1 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No2 Grupo 2 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No3 Grupo 3 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 4
Grupo 4 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 2 Grupo 1 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
Illuichi No 3 Grupo 2 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A Q
UIT
O
Cumbaya U1 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U2 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U3 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U4 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
G Hernaacutendez
U1 Teacutermica
MCI 572 572 1297 NO NO D
G Hernaacutendez
U2 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U3 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U4 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U5 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U6 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
Luluncoto U1 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 D D D
Luluncoto U2 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO NO
Luluncoto U3 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO D
Luluncoto U4 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NI NO NO
Nayoacuten U1 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Nayoacuten U2 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Pasochoa U1 Hidraacuteulica 225 225 773 D D D
Pasochoa U2 Hidraacuteulica 225 225 773 D D NO
Los chillos U1 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Los chillos U2 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Guangopolo U1 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U2 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U3 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U4 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U5 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U6 Hidraacuteulica 1152 1152 773 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 180
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
RIO
BA
MB
A
Alaacuteo Grupo 1 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 2 Hidraacuteulica 26 25 773 NO D D
Alaacuteo Grupo 3 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 4 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Rio Blanco Uacutenica Hidraacuteulica 3125 3 773 D D D
Riobamba Uacutenica Teacutermica MCI 25 2 1297 D D D
AG
UA
Y G
AS
DE
SILL
UN
CH
I Sillunchi 1 U-100 Hidraacuteulica 01 01 773 D D D
Sillunchi 2 U-304 Hidraacuteulica 03 03 773 D D D
C P
RO
VIN
CIA
L TU
NG
UR
AG
UA
Tilivi U1 Hidraacuteulica 011 011 773 NC NC D
ECO
ELEC
TRIC
SA
Ecoelectric Turbo
5 T
Turbovapor 3 22 876 D D D
Ecoelectric Turbo
6 T
Turbovapor 6 55 876 D D D
Ecoelectric Turbo
7 T
Turbovapor 275 275 876 NI D D
ECO
LUZ Papallacta G1 Hidraacuteulica 219 195 773 D D D
Papallacta G2 Hidraacuteulica 444 425 773 D D D
ECU
DO
S S
A
Ecudos A-G TGE-1 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-2 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-3 T
Turbovapor 7 6 876 D D D
Ecudos A-G TGE-4 T
Turbovapor 168 168 876 D D D
ELEC
TRO
AN
DIN
A
Espejo U1 Hidraacuteulica 03 023 773 NI NO D
Espejo U2 Hidraacuteulica 02 016 773 NI NO D
Otavalo U1 Hidraacuteulica 04 04 773 NI NO D
EMA
AP
-Q
Noroccidente N1 Hidraacuteulica 024 024 773 D D D
Recuperadora N1 Hidraacuteulica 147 145 773 D D D
ENER
MA
X
Calope U1 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
Calope U2 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
FAM
I P
RO
DU
CT
Lasso U1 Teacutermica MCI 375 34 1297 NC NO NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 181
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
AB
AN
ICO
Hidroabanico U1 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U2 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U3 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U4 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U5 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
HID
RO
IMB
AB
UR
A
Atuntaqui U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Atuntaqui U2 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U2 Hidraacuteulica 024 019 773 D D D
IM
MEJ
IA
La calera U1 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U2 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U3 Hidraacuteulica 1 09 773 D D D
LA
INTE
RN
AC
ION
AL
Vindobona U1 Hidraacuteulica 15 14 773 D D D
Vindobona U2 Hidraacuteulica 15 143 773 D D D
LA F
AR
GE
Selva Alegre U1 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U2 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U3 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U4 Teacutermica MCI 385 33 1297 D D D
Selva Alegre U5 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U6 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U7 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
MA
NA
GEN
ERA
CIOacute
N La esperanza U1 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
La esperanza U2 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
Poza Honda U1 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
Poza Honda U2 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
MO
LIN
OS
LA
UN
ION
Geppert Geppert Hidraacuteulica 157 13 773 D D D
Kohler Kholer Teacutermica MCI 16 14 1297 D NO NO
PER
LAB
I S
A
Perlabi U1 Hidraacuteulica 279 25 773 D D D
SOC
IED
AD
SA
N
CA
RLO
S
San Carlos Turbo 1 T Turbovapor 3 24 876 D D NO
San Carlos Turbo 2 T Turbovapor 4 32 876 D D NO
San Carlos Turbo 3 T Turbovapor 16 128 876 D D D
San Carlos Turbo 4 T Turbovapor 12 96 876 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 182
C12
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H
Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PUCARAacute
1 365 3 720 2 520 208 198 2 976 1 536 3 816 3 600
1 365 41135 4 111 3 096 1 656 6 240 6 192 6 504 6 456
1 365 62985 6 296 59365 5 934 8 232 8 184 8 184 8 136
2 365 85055 8 503 80485 8 046 1 392 1 344 2 952 1 512
2 365 2 016 1 848 208 198 3 336 3 120 6 552 6 504
2 365 41135 4 111 3 384 3 192 6 288 6 240 8 232 8 184
2 365 62985 6 296 59365 5 934 8 280 8 232 0 0
2 365 85055 8 503 84565 8 454 0 0 0 0
AGOYAacuteN
1 80 1 320 1 176 1 296 1 152 360 192 336 168
1 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 928 2 784 2 568 2 424
1 80 6 144 6 000 5 496 5 352 4 416 4 248 4 536 4 368
1 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 632 7 488 8 760 7 248
2 80 1 176 1 008 1 152 984 360 192 336 168
2 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 784 2 616 2 352 2 184
2 80 6 000 5 832 5 352 5 184 4 416 4 248 4 536 4 368
2 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
SAN FRANCISCO
1 115 0 0 1 296 1 152 360 192 336 168
1 115 0 0 3 792 3 624 2 928 2 784 4 536 1 080
1 115 0 0 5 496 5 352 5 832 3 624 8 760 7 248
1 115 0 0 8 040 7 872 7 632 7 488 0 0
2 115 0 0 1 152 984 360 192 336 168
2 115 0 0 3 792 3 624 2 784 2 616 4 536 1 080
2 115 0 0 5 352 5 184 5 832 3624 6 216 6 048
2 115 0 0 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
PAUTE
1 100 3035 294 2315 222 395 30 635 54
1 100 14255 1 416 17675 1 758 11915 1 182 15275 1 518
1 100 3 370 3 288 3178 3 096 2650 2 568 3 091 3 024
1 100 44555 4 446 44555 4 446 39515 3 942 45995 4 590
1 100 61835 6 174 59435 5 934 54155 5 406 60635 6 054
1 100 7 570 7 344 7 546 7 320 6658 6 432 0 0
1 100 0 0 0 0 79595 7 950 0 0
2 100 874 792 322 240 1282 1 200 395 30
2 100 22955 2 286 15995 1 590 25595 2 550 1411 1 344
2 100 36155 3 606 29435 2 934 39275 3 918 29195 2 910
2 100 5 050 4 824 4 858 4 632 5986 5 760 44315 4 422
Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 183
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PAUTE
2 100 63275 6318 59675 5958 72635 7254 6297 6072
2 100 76475 7638 72875 7278 84635 8454 77675 7758
2 100 0 0 8722 8640 0 0 0 0
3 100 7835 774 7595 750 1114 888 1257 1032
3 100 21275 2118 22715 2262 22475 2238 27515 2742
3 100 2200 2118 4018 3936 36155 3606 42395 4230
3 100 52955 5286 155 6 5338 5256 5779 5712
3 100 68315 6822 66395 6630 67595 6750 72395 7230
3 100 8242 8016 8218 7992 82715 8262 0 0
4 100 4235 414 4235 414 610 384 875 78
4 100 19835 1974 19355 1926 17435 1734 22475 2238
4 100 3538 3456 3370 3288 29195 2910 3763 3696
4 100 48155 4806 49595 4950 4522 4440 52715 5262
4 100 63515 6342 63035 6294 60635 6054 67835 6774
4 100 7906 7680 7882 7656 76235 7614 75035 7494
5 100 4475 438 1162 1080 778 696 907 840
5 100 1690 1608 26075 2598 22715 2262 24155 2406
5 100 33035 3294 39275 3918 37355 3726 39035 3894
5 100 46475 4638 5698 5472 5650 5424 5625 5400
5 100 6610 6384 69755 6966 67835 6774 71195 7110
5 100 71675 7158 84875 8478 81035 8094 87515 8742
5 100 86795 8670 0 0 0 0 0 0
6 115 19835 1974 2026 1944 2122 1896 2098 1872
6 115 4210 4128 41435 4134 40955 4086 42635 4254
6 115 63755 6366 6202 5976 6394 6312 6619 6552
6 115 8578 8352 83195 8310 82955 8286 0 0
7 115 192 0 226 0 17675 1758 18635 1854
7 115 23195 2310 22955 2286 3826 3744 4099 4032
7 115 4546 4464 4546 4464 62795 6270 63755 6366
7 115 6448 6366 7224 6312 8698 8472 0 0
8 115 1738 1512 1498 1272 1618 1392 1762 1536
8 115 36395 3630 36395 3630 35915 3582 39275 3918
8 115 5722 5640 5866 5784 6178 6096 6451 6384
8 115 80075 7998 79835 7974 81275 8118 86555 8646
9 115 682 456 658 432 274 48 418 192
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 184
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAUTE
9 115 29675 2 958 27755 2 766 18875 1 878 25835 2 574
9 115 5 218 5 136 5 050 4 968 4 330 4 248 4 771 4 704
9 115 71915 7 182 71435 7 134 67355 6 726 70955 7 086
10 115 1 234 1 008 994 768 13835 1 374 11675 1 158
10 115 33275 3 318 32795 3 270 3 490 3 408 3 427 3 360
10 115 5 554 5 472 5 458 5 376 57275 5 718 57035 5 694
10 115 76715 7 662 73115 7 302 7 498 7 272 8 650 8 424
MARCEL LANIADO
1 71 3 024 2 688 2 280 1 944 3 288 2 952 5 448 5 088
1 71 0 0 0 0 0 0 5 976 5 832
1 71 0 0 0 0 0 0 6 696 6 552
2 71 3 528 3 192 2 832 2 496 3 792 3 456 5 232 5 088
2 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
2 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
3 71 5 712 5 400 1 824 1 488 4 296 3 960 5 232 5 088
3 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
3 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
SAYMIRIacuteN
1 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
1 126 3 336 2 184 3 240 3 168 4 056 3 960 2 808 2 592
1 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
1 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
2 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
2 126 3 336 2 184 3 288 3 216 4 056 3 960 2 808 2 592
2 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
2 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
3 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
3 196 3 288 3 216 3 384 3 336 3 864 3 744 1 896 1 752
3 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 808 2 592
3 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 2 952 2 928
3 196 0 0 0 0 0 0 3 360 3 264
4 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
4 196 3 456 3 384 3 432 3 384 4 584 4 464 1 896 1 752
4 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
4 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 3 360 3 264
5 4 936 864 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
5 4 2 112 2 040 2 088 2 016 3 888 3 816 2 352 2 160
6 4 1 104 1 032 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
6 4 2 112 2 040 2 088 2 016 4 056 3 984 2 352 2 160
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 185
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
SAUCAY
1 4 2 472 2 352 2 616 2 496 1 056 936 1 896 1 752
1 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
1 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
2 4 2 640 2 520 2 784 2 664 1 056 936 1 896 1 752
2 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
2 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
3 8 2 808 2 688 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
3 8 5 520 5 496 2 904 2 832 3 912 3 792 3 312 3 096
3 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
4 8 2 976 2 856 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
4 8 5 520 5 496 3 072 3 000 3 912 3 792 3 312 3 096
4 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
PASOCHOA 1 225 4 320 3 624 3 624 2 928 3 576 2 952 2 880 2 160
2 225 5 088 4 368 4 368 3 720 4 344 3 624 3 624 2 928
CUMBAYAacute
1 10 1 296 0 6 648 4 512 5 328 5 256 3 888 3 768
2 10 624 0 0 0 4 584 4 464 7 080 6 960
2 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
3 10 0 0 0 0 4 920 4 800 0 0
3 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
4 10 0 0 0 0 720 0 4 224 4 104
4 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
NAYOacuteN 1 1485 6 000 5 880 0 0 1 176 768 7 584 7 464
2 1485 6 672 6 552 0 0 2 880 1 848 6 552 4 344
GUANGOPOLO
1 2 5 832 5 088 0 0 0 0 0 0
2 2 8 688 8 064 0 0 8 736 7 488 0 0
3 17 0 0 8 760 7 320 0 0 0 0
4 17 8 016 7 296 2 184 1 152 0 0 0 0
5 2 2 136 1 416 0 0 0 0 0 0
6 1152 0 0 2 760 2 208 6 552 5 472 8 760 7 824
LOS CHILLOS 1 088 2 880 2 184 744 48 888 120 864 120
2 088 3 624 2 904 1 440 816 1 560 192 1 704 936
AMBI
1 4 1 176 1 056 7 680 6 576 7 800 7 704 5 568 5 328
1 4 4 344 3 624 0 0 0 0 5 568 5 328
2 4 1176 1 056 8 520 7 656 4 704 3 624 0 0
2 4 5 064 4 344 0 0 7 800 7 704 0 0
SAN MIGUEL DE CAR
1 295 3 144 3 096 6 144 6 072 5 376 5 352 1 464 1 440
1 295 5 448 5 352 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 186
Central Nuacutemero de
unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
LA PLAYA
1 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
1 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
1 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
2 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
2 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
2 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
3 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
3 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
3 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
ILLUCHI 1
1 0697 816 792 72 48 72 48 72 48
1 0697 2 640 1 872 792 744 768 744 768 744
1 0697 4 416 4 392 2 664 1 896 4 416 4 392 4 416 4 392
1 0697 5 184 5 136 4 440 4 416 5 184 5 136 5 184 5 136
1 0697 6 624 6 600 5 208 5 160 6 312 5 544 5 568 5 544
1 0697 8 088 8 064 7 368 7 320 7 320 7 296 7 320 7 296
1 0697 840 816 8 040 8 016 8 016 7992 8 016 7 992
2 0697 2 640 1 872 96 72 96 72 96 72
2 0697 4 440 4 416 840 816 840 816 840 816
2 0697 5 232 5 184 2 664 1 896 4 440 4 416 4 440 4 416
2 0697 6 648 6 624 4 464 4 440 5 232 5 184 5 232 5 184
2 0697 8 112 8 088 5 256 5 208 6 312 5 544 5 592 5 568
2 0697 0 0 7 416 7 392 7 392 7 368 7 392 7 368
2 0697 0 0 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
3 14 864 840 2 904 0 864 840 864 840
3 14 2 640 1 872 5 304 5 256 5 256 5 232 5 280 5 232
3 14 4 464 4 440 7 440 7 416 6 312 5 544 5 616 5 592
3 14 5 280 5 232 8 040 8 016 7 416 7 392 7 416 7 392
3 14 6 672 6 648 0 0 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 8 136 8 112 144 120 144 120 144 120
4 14 0 0 936 864 888 864 888 864
4 14 888 864 1 920 1 896 5 328 5 280 5 328 5 280
4 14 2 640 1 872 5 352 5 304 6 312 5 544 5 640 5 616
4 14 4 488 4 464 7 512 7 440 7 440 7 416 7 440 7 416
4 14 5 328 5 280 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 6 696 6 672 0 0 0 0 0 0
4 14 8 160 8 136 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 187
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ILLUCHI 2
1 26 384 360 384 360 384 360 384 360
1 26 480 456 528 504 528 504 528 504
1 26 648 504 648 624 648 624 648 624
1 26 2 544 2 520 1 080 744 2 544 2 520 2 544 2 520
1 26 2 688 2 616 2 568 2 544 3 264 3 240 3 264 3 240
1 26 3 264 3 240 3 288 3 264 3 408 3 384 3 408 3 384
1 26 3 408 3 336 3 432 3 408 4 272 4 248 4 272 4 248
1 26 4 272 4 248 4 296 4 272 8 376 7 992 8 376 7 992
1 26 6 576 6 552 8 136 8 016 0 0 0 0
1 26 7 320 7 296 0 0 0 0 0 0
1 26 7 440 7 416 0 0 0 0 0 0
1 26 7 944 7 800 0 0 0 0 0 0
2 26 408 384 408 384 408 384 408 384
2 26 480 456 552 528 552 528 552 528
2 26 672 528 672 648 672 648 672 648
2 26 2 568 2 544 1 536 1 080 2 568 2 544 2 568 2 544
2 26 2 712 2 616 2 592 2 568 3 288 3 264 3 288 3 264
2 26 3 288 3 264 3 312 3 288 3 432 3 408 3 432 3 408
2 26 3 432 3 336 3 456 3 432 4 296 4 272 4 296 4 272
2 26 4 296 4 272 4 320 4 296 8 016 7 992 8 016 7 992
2 26 6 600 6 576 8 040 8 016 8 760 8 400 8 760 8 400
2 26 7 320 7 296 8 232 8 136 0 0 0 0
2 26 7 464 7 440 0 0 0 0 0 0
2 26 7 968 7 824 0 0 0 0 0 0
C H PENINSULA
1 05 600 528 936 816 216 96 192 72
2 05 672 600 1 104 984 0 0 0 0
3 05 744 672 1 272 1 152 5 832 5 136 2 160 1 584
4 15 5 496 5 208 0 0 0 0 5 808 5 616
ALAO
1 26 528 504 1 392 1 368 528 504 1 320 1 296
1 26 816 792 2 592 2 568 2 016 1 992 2 520 2 496
1 26 2 088 2 064 4 080 4 056 3 216 3 192 4 008 3 984
1 26 3 288 3 264 5 280 5 256 4 704 4 680 5 208 5 184
1 26 5 040 5 016 6 768 6 744 5 904 5 880 6 696 6 672
1 26 5 976 5 952 7 968 7 944 7 416 7 392 7 896 7 872
1 26 7 464 7 440 0 0 8 544 8 520 0 0
1 26 8 664 8 640 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 188
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
ALAO
3 26 864 504 192 168 696 672 1320 1296
3 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 2688 2664
3 26 3456 3432 2760 2736 3384 3360 4008 3984
3 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 5496 5472
3 26 6144 6120 5448 5424 5328 5304 6696 6672
3 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 8064 8040
3 26 8664 8640 8136 8112 0 0 0 0
4 26 864 504 240 216 816 792 168 144
4 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 1320 1296
4 26 3576 3552 2880 2856 3504 3480 2808 2784
4 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 4008 3984
4 26 6264 6240 5568 5544 5448 5424 5544 5520
4 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 6696 6672
4 26 8664 8640 8256 8232 0 0 8184 8160
RIacuteO BLANCO
1 3125 72 48 720 696 1344 1320 648 624
1 3125 1416 1392 2064 2040 2688 2664 1992 1968
1 3125 2784 2736 3408 3384 4032 4008 3336 3312
1 3125 4104 4080 4752 4728 5376 5352 4680 4656
1 3125 5448 5424 6096 6072 6720 6696 6024 6000
1 3125 6792 6768 7440 7416 8064 8040 7368 7344
1 3125 8136 8112 8472 8448 0 0 8712 8688
CARLOS MORA CARRION
1 06 7176 6552 7320 6696 7272 6648 5712 5112
2 06 7992 7392 8016 7392 7992 7368 6552 5952
3 12 8736 8064 8664 8040 8640 8016 7224 6624
EL CARMEN
1 84 132 126 733 726 685 678 661 654
1 84 192 186 1405 1398 1357 1350 1333 1326
1 84 1764 1758 2077 2070 2029 2022 2005 1998
1 84 2580 2574 2869 2862 2869 2862 2845 2838
1 84 3252 3246 3568 3558 3517 3510 3493 3486
1 84 3924 3918 4261 4254 4213 4206 4189 4182
1 84 4596 4590 5101 5094 5053 5046 5029 5022
1 84 5294 5286 5773 5766 5749 5742 5701 5694
1 84 6132 6126 6445 6438 6397 6390 6541 6534
1 84 6972 6966 7285 7278 7237 7230 7213 7206
1 84 7644 7638 7957 7950 7909 7902 7885 7878
1 84 8316 8310 8461 8454 8413 8406 8389 8382
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 189
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
RECUPERADORA
1 147 757 750 709 702 661 654 637 630
1 147 1 405 1 398 1 381 1 374 1 333 1 326 1 309 1 302
1 147 2 077 2 070 2 053 2 046 2 005 1 998 1 981 1 974
1 147 2 756 2 736 2 893 2 886 2 845 2 838 2 821 2 814
1 147 3 589 3 582 3 544 3 534 3 520 3 510 3 493 3 486
1 147 4 320 3 696 4 237 4 230 4 189 4182 4 333 4 326
1 147 4 933 4 926 5 077 5 070 5 029 5 022 5 005 4 998
1 147 5 773 5 766 5 749 5 742 5 701 5 694 5677 5 670
1 147 6 445 6 438 6 421 6 414 6 541 6 534 6 288 5 952
1 147 7 285 7 278 7 261 7 254 7 213 7 206 7 213 7 206
1 147 7 957 7 950 7 933 7 926 7 885 7 878 7 885 7 878
1 147 8 509 8 502 8 437 8 430 8 701 8694 8 701 8 694
RIacuteO CHIMBO
1 056 696 672 336 312 720 696 3 744 3 624
1 056 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
1 056 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
1 056 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
1 056 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
1 056 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
1 056 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
1 056 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
1 056 6 408 6 384 6 216 6192 0 0 0 0
1 056 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
1 056 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
1 056 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
2 11 696 672 336 312 216 120 3 984 3 624
2 11 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
2 11 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
2 11 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
2 11 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
2 11 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
2 11 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
2 11 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
2 11 6 408 6 384 6 216 6 192 0 0 0 0
2 11 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
2 11 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
2 11 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 190
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAPALLACTA 1 219 7 488 7 392 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 219 0 0 7 656 7 560 7 536 7 368 7 080 6 960
2 444 600 504 624 504 720 600 1 224 1 080
2 444 0 0 1 440 1 344 1 080 960 0 0
LORETO 1 23 4 128 4 032 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 23 0 0 0 0 6 792 6 720 4 200 4 104
CALOPE
1 858 0 0 0 0 4 776 4 680 1 656 1 584
1 858 0 0 0 0 6 864 6 816 4 776 4 680
1 858 0 0 0 0 8 208 8 016 6 864 6 816
1 858 0 0 0 0 0 0 8 208 8 016
2 858 0 0 0 0 5 016 4 920 1 824 1 752
2 858 0 0 0 0 7 032 6 984 5 016 4 920
2 858 0 0 0 0 0 0 7 032 0
2 858 0 0 0 0 8 400 8 208 8 400 8 208
HIDROABANICO
1 769 0 0 0 0 57 54 57 54
1 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
1 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
1 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
2 769 0 0 0 0 57 54 57 54
2 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
2 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
2 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
3 769 0 0 0 0 81 78 81 78
3 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
3 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
3 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
4 769 0 0 0 0 81 78 81 78
4 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
4 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
4 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
5 769 0 0 0 0 81 78 81 78
5 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
5 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
5 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
ESMERALDAS 1 1325 1 656 1 416 1 680 1 440 1 896 1 656 2 448 1 368
1 1325 7 248 5 328 5 928 4 128 7 296 5 760 6 264 4 728
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 191
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
G ZEVALLOS
2 73 1 488 1 464 288 264 1 416 1 392 1 392 1 368
2 73 3 168 3 144 1 632 1 608 2 256 2 232 5 568 4 560
2 73 6 840 5 664 3 624 2 280 4 248 3 408 6 432 6 408
2 73 0 0 6 672 6 648 6 120 6 096 8 280 8 256
2 73 0 0 0 0 8 328 8 304 0 0
3 73 1 656 1 632 960 936 912 888 1 560 1 536
3 73 4 728 3 312 2 136 2 112 3 240 2 400 4 056 3 048
3 73 5 688 5 664 4 392 4 128 4 776 4 752 5 928 5 904
3 73 7 008 7 032 7 008 6 984 7 128 7 104 8 112 8 088
3 73 0 0 0 0 8 472 8 448 0 0
T GAS No 4
4 2627 4 344 0 3 000 0 2 448 2 160 2 424 2 256
4 2627 0 0 5 376 5 184 6 984 6 552 4 392 3 936
4 2627 0 0 0 0 0 0 8 136 5 448
TRINITARIA
1 133 2 160 1 728 2 328 1 608 2 232 384 3 576 2 376
1 133 5 376 4 488 7 824 5 976 4 032 3 912 6 840 6 240
1 133 7 080 7 008 0 0 7 248 6 288 0 0
ENRIQUE GARCIacuteA
1 102 2 352 1 632 2 496 1 776 2 664 0 2 160 1 440
1 102 7 248 6 888 6 840 6 648 8 376 7 656 4 296 4 056
1 102 0 0 0 0 0 0 7 032 6 792
VICTORIA II 1 105 3 168 2 160 2 544 2 184 2 520 2 160 6 552 6 264
ALVARO TINAJERO
1 54 2 352 2 328 4 608 4 344 6 792 6 720 1 416 912
1 54 8 256 8 232 8 712 8 688 0 0 0 0
2 408 0 0 4 176 2 928 0 0 2 880 2 160
ANIacuteBAL SANTOS
1 345 3 192 2 352 3 432 2 592 6 264 0 3 288 2 448
1 2265 0 0 0 0 0 0 72 48
2 223 0 0 0 0 0 0 480 408
3 15 0 0 0 0 2 856 2 184 1 776 1 248
5 237 5 328 3 864 1 680 216 1 440 24 5 184 3 768
6 2312 0 0 0 0 0 0 5 808 5 448
ELECTROQUIL
1 45 648 624 456 432 240 216 384 360
1 45 1 320 1 296 1 128 1 104 1 080 1 056 1 224 1 200
1 45 1 992 1 968 1 968 1 944 1 752 1 728 1 896 1 872
1 45 2 832 2 808 2 640 2 616 2 424 2 400 2 568 2 544
1 45 3 504 3 480 3 312 3 288 3 096 3 072 3 408 3 384
1 45 4 056 3 696 4 176 3 816 3 936 3 912 4 080 4 056
1 45 4 848 4 824 4 824 4 800 4872 4 584 4 776 4 560
1 45 5 688 5 664 5 664 5 640 5 448 5 424 4 920 4 896
1 45 6 360 6 336 6 336 6 312 6 288 6 264 5 592 5 568
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 192
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
1 45 7 200 7 176 7 008 6 984 7 128 7 104 6 264 6240
1 45 7 704 7 680 7 680 7 656 7 800 7 464 6 936 6912
1 45 8 544 8 520 8 352 8 328 8 232 8 208 7 632 7608
1 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
2 46 672 648 480 456 264 240 408 384
2 46 1 344 1 320 1 152 1 128 1 104 1 080 1 248 1224
2 46 2 016 1 992 1 992 1 968 1 776 1 752 1 920 1896
2 46 2 856 2 832 2 664 2 640 2 448 2 424 2 592 2568
2 46 3 528 3 504 3 336 3 312 3 120 3 096 3 432 3408
2 46 4 056 3 696 4 176 3 816 3 960 3 936 4 104 4080
2 46 4 872 4 848 4 824 4 800 4 872 4 584 4 776 4560
2 46 5 712 5 688 5 688 5 664 5 472 5 448 4 944 4920
2 46 6 384 6 360 6 360 6 336 6 312 6 288 5 616 5592
2 46 7 224 7 200 7 008 6 984 7 128 7 104 6 288 6264
2 46 7 704 7 680 7 704 7 680 7 824 7 488 6 960 6936
2 46 8 568 8 544 8 376 8 352 8 496 8 472 7 632 7608
2 46 0 0 0 0 0 0 8 472 8448
3 45 648 624 624 600 408 384 552 528
3 45 1 320 1 296 1 296 1 272 1 248 1 224 1 392 1368
3 45 1 992 1 968 2 136 2 112 1 920 1 896 2 064 2040
3 45 2 832 2 808 2 808 2 784 2 592 2 568 2 736 2712
3 45 3 504 3 480 3 480 3 456 3 264 3 240 3 576 3552
3 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 104 4 080 4 248 4224
3 45 5 016 4 992 4 992 4 968 5 040 4 752 4 944 4728
3 45 5 688 5 664 5 832 5 808 5 280 5 256 5 280 5256
3 45 6 528 6 504 6 504 6 480 6 120 6 096 5 760 5736
3 45 7 200 7 176 7 176 7 152 7 296 7 272 6 432 6408
3 45 7 872 7 848 7 848 7 824 7 632 7 608 7 104 7080
3 45 8 712 8 688 8 520 8 496 8 304 8 280 7 800 7776
3 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
4 45 672 648 648 624 432 408 576 552
4 45 1 344 1 320 1 320 1 296 1 272 1 248 1 416 1392
4 45 2 016 1 992 2 160 2 136 1 944 1 920 2 088 2064
4 45 2 856 2 832 2 832 2 808 2 616 2 592 2 760 2736
4 45 3 528 3 504 3 504 3 480 3 288 3 264 3 600 3576
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 193
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
4 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 128 4 104 4 272 4 248
4 45 5 040 5 016 5 016 4 992 5 040 4 752 4 944 4 728
4 45 5 712 5 688 5 856 5 832 5 304 5 280 5 304 5 280
4 45 6 552 6 528 6 528 6 504 6 144 6 120 5 784 5 760
4 45 7 224 7 200 7 176 7 152 7 296 7 272 6 456 6 432
4 45 7 872 7 848 7 872 7 848 7 656 7 632 7 128 7 104
4 45 8 736 8 712 8 544 8 520 8 328 8 304 7 800 7 776
4 45 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
BAJO ALTO o MACHALA
POWER
1 70 1 152 1 128 1 128 1 104 744 720 720 696
1 70 2 832 2 808 2 472 2 448 1 752 1 728 1 896 1 872
1 70 4 464 4 152 4 920 4 656 3 600 3 576 3 360 3 336
1 70 5 688 5 664 6 168 6 144 6 216 5 928 5 736 5 448
1 70 7 200 7 176 7 680 7 656 7 296 7 272 6 600 6 576
1 70 8 544 8 520 0 0 8 472 8 448 8 448 8 424
2 70 1 176 1 152 1 152 1 128 768 744 744 720
2 70 2 856 2 832 2 496 2472 1 776 1 752 1 920 1 896
2 70 4 776 4 488 5 256 4 968 3 624 3 600 2 352 2328
2 70 5 712 5 688 6 192 6 168 5 448 5088 3 384 3 360
2 70 7 224 7 200 7 680 7 656 7 320 7 296 5 112 4 824
2 70 8 568 8 544 0 0 8 496 8 472 6 960 6 936
2 70 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
POWER BARGE I 1 30 8 256 2 736 0 0 0 0 0 0
POWER BARGE II
1 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
2 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
3 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
4 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
GUANGOPOLO
1 52 1 632 1 512 600 480 2 352 2 280 1 992 1 920
1 52 5 520 4 368 4 128 3 504 3 240 2 952 3 216 2 928
1 52 0 0 4 656 4 248 6 216 5 136 5 400 5 328
2 52 4 680 4 368 7 656 7 536 8 760 0 8 760 0
3 52 3 000 2 520 8 784 0 2 520 2 448 2 496 1 416
3 52 4 680 4 368 3 288 1 488 3 240 2 952 3 216 2 928
3 52 6 672 6 552 4 656 4 248 6 216 6 144 6 072 6 000
3 52 0 0 6 816 6 696 0 0 0 0
4 52 2 160 1 680 1 272 1 152 1 008 936 3 216 2 928
4 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 7 032 6 960
4 52 7 296 5 304 6 288 4 848 5 040 3 960 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 194
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GUANGAPOLO
4 52 0 0 0 0 8 568 8 496 0 0
5 52 2 304 2 184 8 784 0 8 760 0 8 760 0
5 52 4 680 4 368 0 0 0 0 0 0
5 52 6 024 5 544 0 0 0 0 0 0
6 52 4 008 3 024 2 784 2 160 2 688 2 616 8 760 0
6 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 0 0
6 52 7 680 7 560 6 480 6 360 7 392 6 312 0 0
7 192 1 800 1 512 936 816 2 232 1 776 3 216 2 928
7 192 4 680 4 368 4 704 4 176 3 240 2 952 7 824 6 024
7 192 5 856 5 256 0 0 5 928 5 808 0 0
LA PROPICIA
1 442 0 0 0 0 3 744 3 216 2 400 2 256
1 442 0 0 0 0 0 0 6 528 5 112
2 442 0 0 0 0 2 520 1 416 6 768 0
2 442 0 0 0 0 6 960 6 552 0 0
SANTA ROSA
1 171 2 808 2 352 4 248 3 504 5 376 4 632 6 288 5 472
1 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 5 064 4 344
2 171 3 648 3 192 3 408 2 664 4 368 3 624 6 288 6 216
2 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 0 0
3 171 5 400 4 704 6 024 5 976 8 760 0 3 336 0
EL DESCANSO
1 48 1 416 0 600 192 336 264 2 208 912
1 48 1 800 1 680 2 112 1 704 1 056 936 3 144 3 096
1 48 3 264 3 024 3 120 2 880 1 728 1 608 6 192 6 120
1 48 5 664 5 208 3 864 3 840 4 248 2 784 0 0
1 48 6 840 6 600 5 640 5 184 4 704 4 632 0 0
1 48 8 472 8 064 6 816 6 696 6 096 5 976 0 0
1 48 0 0 7 656 7 200 7 392 7 320 0 0
1 48 0 0 8 664 8 544 0 0 0 0
2 48 1 248 840 600 192 1 224 1 104 1 320 1 248
2 48 3 264 3 192 1 776 1 656 1 848 1 776 4 392 2 928
2 48 4 272 3 864 2 616 2 376 2 520 2 448 7 536 7 464
2 48 6 144 6 048 3 960 3 840 4 584 4 464 0 0
2 48 7 800 7 440 3 840 4 344 6 720 6 648 0 0
2 48 0 0 6 984 6 864 0 0 0 0
2 48 0 0 8 496 8 040 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 195
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
EL DESCANSO
3 48 2 760 1 560 4 296 0 1 224 96 1 848 1 752
3 48 3 456 3 240 6 144 6 024 2 400 2 280 2 496 2 424
3 48 7 800 7 392 7 632 7 200 6 216 6 144 3 144 3 096
3 48 8 640 8 568 8 328 8 208 8 400 8 328 5 520 5 448
3 48 0 0 0 0 0 0 7 728 7 632
4 48 1 128 1 008 2 112 816 504 432 2 208 912
4 48 1 440 1 344 4 128 3 840 1 896 1 776 3 144 3 096
4 48 2 808 2 352 6 480 6 072 4 032 3 960 3 360 3 264
4 48 3 432 3 240 7 488 7 368 4 872 4 800 4 848 4 776
4 48 4 656 4 536 0 0 6 264 6 144 8 208 8 136
4 48 7 176 6 768 0 0 8 232 8 160 0 0
4 48 8 520 8 400 0 0 0 0 0 0
G HERNANDEZ
1 572 3 144 2 856 600 0 2 328 2 256 192 120
1 572 4 488 4 416 3 240 3 168 3 624 3 312 3 216 2 928
1 572 7 896 7 824 3 624 3 336 5 328 5 256 4 296 3 600
1 572 0 0 6 240 6 168 8 760 7 968 7 032 6 960
2 572 3 144 2 856 2 280 1 488 1 800 1 728 240 168
2 572 4 896 4 032 3 624 3 336 3 624 3 312 4 344 3 096
2 572 7 944 7 872 5 448 4 656 4 800 4 728 7 992 7 920
2 572 0 0 8 160 8 088 7 056 6 264 1 848 576
3 572 2 304 2 232 2 280 1 488 2 448 2 376 3 576 3 264
3 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 4 560 4 488
3 572 5 712 5 640 5 280 5 208 7 584 6 792 8 760 7 872
3 572 0 0 7 992 7 920 0 0 0 0
4 572 3 144 2 856 2 784 1 992 432 360 2 520 2 448
4 572 3 240 3 168 3 624 3 336 3 864 3 072 3 576 3 264
4 572 6 648 6 576 5 784 5 712 6 864 6 792 6 336 5 112
4 572 0 0 8 496 8 424 0 0 0 0
5 572 3 144 2 856 1 392 1 320 1 152 1 080 96 0
5 572 5 472 4 608 3 624 3 336 3 624 3 312 3 576 3 264
5 572 8 520 8 448 5 112 4 320 4 152 3 648 6 384 5 160
5 572 0 0 7 824 7 752 7 296 6 504 0 0
6 572 2 352 2 280 720 648 960 168 3 600 2 304
6 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 6 360 6 288
6 572 8 352 7 488 3 720 3 648 3 960 3 888 0 0
6 572 0 0 7 176 6 384 6 672 6 600 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 196
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
MONAY
1 15 1 080 1 008 168 144 0 0 0 0
1 15 3 072 3 024 2 352 2 328 0 0 0 0
1 15 3 432 3 360 6 048 6 024 0 0 0 0
1 15 5 448 5 376 0 0 0 0 0 0
2 15 1 248 1 176 336 312 0 0 0 0
2 15 3 432 3 264 2 520 2 496 0 0 0 0
2 15 5 616 5 544 6 216 6 192 0 0 0 0
3 15 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 1 752 1 680 3 360 3 336 0 0 0 0
4 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 3 912 3 864 0 0 0 0 0 0
4 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
5 238 3 432 2 184 0 0 0 0 0 0
5 238 4 080 4 032 0 0 0 0 0 0
5 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
6 238 1 920 1 848 3 192 3 168 0 0 0 0
6 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
6 238 4 248 4 200 0 0 0 0 0 0
6 238 7 128 7 080 0 0 0 0 0 0
LULUNCOTO
11 30248 1 968 24 144 0 48 24 3 024 0
11 30248 3 624 3 600 3 432 3 288 1 536 1 512 4 896 4 848
11 30248 5 136 5 112 4 368 4 344 3 048 3 024 6 936 6 888
11 30248 7 152 7 128 6 768 6 744 4 728 4 704 7 752 7 704
11 30248 7 728 7 704 7 704 7 680 6 720 6 216 8 544 8 496
11 30248 8 496 8 472 8 616 8 592 8 208 8 184 0 0
12 30248 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
13 30248 1 920 768 48 0 1 008 984 4 008 0
13 30248 3 576 3 552 3 216 3 192 3 192 3 168 5 640 5 592
13 30248 5 112 5 088 3 432 3 288 4 872 4 848 6 864 6 816
13 30248 7 104 7 080 4 320 4 296 6 384 6 360 7 752 7 704
13 30248 7 680 7 656 6 672 6 648 7 872 7 848 8 400 8 352
13 30248 8 448 8 424 7 608 7 584 0 0 0 0
13 30248 0 0 8 520 8 496 0 0 0 0
GENEROCA
1 47 0 0 0 0 2 904 2 304 2 136 1 416
1 47 0 0 0 0 6 864 6 672 6 216 6 048
2 47 0 0 0 0 5 664 5 088 2 664 2 496
3 47 0 0 0 0 600 96 3 792 3 624
3 47 0 0 0 0 6 144 5 976 0 0
4 47 0 0 0 0 5 640 5 472 2 496 2 328
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 197
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GENEROCA
4 47 0 0 0 0 7 152 6 552 6 000 5 832
5 47 0 0 0 0 3 312 3 120 2 328 2 160
5 47 0 0 0 0 0 0 3 600 2 880
6 47 0 0 0 0 8 424 8 256 5 064 4 344
7 47 0 0 0 0 0 0 0 0
8 47 0 0 0 0 1 272 768 5 256 5 088
MIRAFLORES
3 34 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
7 25 864 816 8 784 0 0 0 5 808 0
8 25 216 168 8 784 0 0 0 7 824 0
8 25 4 512 4 464 0 0 0 0 0 0
9 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
10 25 1 632 1 584 1 032 984 1 992 1 944 3 024 2 496
10 25 4 632 4 584 3 120 3 072 4 056 4 008 0 0
10 25 6 120 6 072 8 160 8 112 6 240 6 192 0 0
10 25 8 136 8 088 0 0 8 136 8 088 0 0
11 6 8 760 0 8 784 0 8 760 0 1 800 0
11 6 0 0 0 0 0 0 6 216 5 880
12 6 2 544 2 496 1 632 1 584 360 312 3 624 3 264
12 6 4 968 4 920 4 056 4 008 2 424 2 376 8 016 6 960
12 6 6 792 6 744 6 840 6 792 4 584 4 536 0 0
12 6 0 0 0 0 6 792 6 744 0 0
13 25 8 760 0 8 784 0 0 0 2 016 0
14 25 1 056 1 008 552 504 672 624 3 576 2 952
14 25 3 960 3 912 3 936 3 888 3 000 2 952 0 0
14 25 5 616 5 568 6 312 6 264 5 208 5 160 0 0
14 25 0 0 7 632 7 584 0 0 0 0
15 25 168 120 2 784 2 736 1 008 960 2 112 1 488
15 25 2 976 2 928 5 640 5 592 3 240 3 192 0 0
15 25 7 968 7 920 6 912 6 864 5 016 4 968 0 0
15 25 0 0 8 568 8 520 5 400 5 352 0 0
15 25 0 0 0 0 7 968 7 920 0 0
16 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 960 6 624
18 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 312 5 952
22 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
LA LIBERTAD
1 26 6 216 5 928 6 240 5 952 8 760 0 8 760 0
9 444 4 728 3 240 4 752 3 264 8 760 0 8 760 0
10 26 6 552 6 264 6 576 6 288 8 760 0 8 760 0
11 26 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 198
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PLAYAS 4 12 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
POSORJA 5 284 4 392 2 184 3 552 2 928 4 392 2 928 8 760 0
S FRANCISCO 1 25 0 0 0 0 0 0 0 0
LLIGUA ALCO
1 25 6 504 5 880 2 328 2 184 5 088 4 344 5 064 4 344
2 25 6 840 6 552 264 24 4 248 3 624 4 344 3 624
2 25 0 0 2 496 2 352 0 0 0 0
RIOBAMBA
1 25 1 091 1 086 395 390 1 019 1 014 323 318
1 25 1 691 1 686 1 739 1 734 2 363 2 358 1 667 1 662
1 25 3 768 3 024 3 083 3 078 3 707 3 702 3 011 3 006
1 25 5 124 5 118 4 427 4 422 5 051 5 046 4 355 4 350
1 25 6 467 6 462 5 771 5 766 6 395 6 390 5 699 5 694
1 25 7 811 7 806 8 291 8 286 7 739 7 734 7 043 7 038
1 25 0 0 0 0 0 0 8 387 8 382
Bataacuten 3 1355 8 760 0 0 0 0 0 0 0
CATAMAYO DIESEL
1 18 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
2 128 3 648 2 184 1 944 480 5 088 3 624 1 512 72
2 128 6 840 6 552 0 0 0 0 0 0
4 1575 4 656 3 696 2 952 1 992 384 96 1 872 1 584
4 1575 7 680 7 392 4 800 4 512 5 592 4 632 5 856 4 776
5 1575 3 168 1 464 3 960 3 000 4 248 3 960 3 888 3 600
5 1575 7 176 6 888 5 808 5 520 0 0 8 760 8 136
6 288 960 0 6 144 4 512 2 400 768 696 0
7 288 2 976 1 008 4 968 0 720 0 8 088 6 288
8 25 4 824 3 696 1 440 1 152 2 568 2 280 360 72
8 25 0 0 6 648 5 520 6 768 5 640 4 704 3 264
9 25 1 128 840 2 112 1 824 3 744 3 456 3 192 1 752
9 25 8 016 6 888 7 488 6 360 7 944 6 816 7 248 6 960
10 25 3 312 2 184 2 448 1 320 3 576 2 448 4 392 4 104
10 25 6 504 6 216 4 296 4 008 8 304 8 016 0 0
GUARANDA 1 11 0 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
MACHALA
4 25 2 592 2 352 1 200 1 152 4 248 3 456 3 528 1 416
4 25 4 320 4 200 4 800 4 560 6 552 4 440 6 024 5 952
4 25 5 304 5 256 5 328 5 280 0 0 7 056 6 984
4 25 6 936 6 888 5 424 5 400 0 0 8 424 8 184
4 25 7 656 7 608 5 544 5 520 0 0 0 0
4 25 0 0 5 616 5 568 0 0 0 0
5 25 3 912 3 864 5 280 5 232 4 248 3 456 3 528 1 416
5 25 5 304 5 256 8 472 8 424 8 736 6 648 6 192 6 120
5 25 6 984 6 936 0 0 0 0 8 664 8 424
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 199
C13
Nuacutemero de
unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
1 1 2627 01002 26 01002
2 1 45 01002 45 01002
3 1 46 01002 46 01002
4 1 45 01002 45 01002
5 1 45 01002 45 01002
6 1 2265 01002 23 01002
7 1 223 01002 22 01002
8 1 237 01002 24 01002
9 1 2312 01002 23 01002
10 1 408 01002 41 01002
11 1 171 01667 17 01667
12 1 171 01667 17 01667
13 1 15 01667 15 01667
14 1 70 00699 70 00699
15 1 70 00699 70 00699
16 1 105 00699 105 00699
17 1 54 00699 54 00699
18 1 102 00699 102 00699
19 1 133 01174 133 01174
20 1 1325 01174 133 01174
21 1 73 00876 73 00876
22 1 73 00876 73 00876
23 1 345 00876 35 00876
24 1 3 00876 3 00876
25 1 6 00876 6 00876
26 1 275 00876 27 00876
27 1 3 00876 3 00876
28 1 3 00876 3 00876
29 1 7 00876 7 00876
30 1 168 00876 17 00876
31 1 16 00876 16 00876
32 1 12 00876 12 00876
33 1 80 00404 80 00404
34 1 80 00404 80 00404
35 1 365 00404 37 00404
36 1 365 00404 36 00404
37 1 100 00404 100 00404
38 1 100 00404 100 00404
39 1 100 00404 100 00404
40 1 100 00404 100 00404
Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 200
Nuacutemero de unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
41 1 100 00404 100 00404
42 1 115 00404 115 00404
43 1 115 00404 115 00404
44 1 115 00404 115 00404
45 1 115 00404 115 00404
46 1 115 00404 115 00404
47 1 71 00404 71 00404
48 1 71 00404 71 00404
49 1 71 00404 71 00404
50 1 115 00404 115 00404
51 1 115 00404 115 00404
Tabla C13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 201
C14
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar
al programa CIC-SG
Nombre de la central Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 36 00404
Pucara U2 1 37 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U5 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 202
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
La esperanza U1 1 3 00773
La esperanza U2 1 3 00773
Poza Honda U1 1 1 00773
Poza Honda U2 1 1 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Pasochoa U2 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 203
Rio Blanco Uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
La Propicia U2 1 5 01297
Miraflores 1 1 4 01297
Miraflores 2 1 3 01297
Miraflores 4 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 15 1 3 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U7 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
La libertad U1 1 3 01297
La libertad U10 1 3 01297
La libertad U9 1 4 01297
San Francisco Norte G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U6 1 3 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Kohler Kholer 1 1 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 1 5 01297
Collin Lockett Crossley 4 1 5 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Riobamba Uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 204
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Termoguayas U3 1 40 01297
Termoguayas U4 1 50 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas) G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas) G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas) G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas) G6-GAS 1 23 01002
Alvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Santa Rosa TG3 1 17 01667
Anibal Santos (Gas) G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas) V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 1 1 3 00876
San Carlos Turbo 2 1 4 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 205
C15
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 72 00404
Agoyaacuten U2 2 72 00404
Pucara U1 3 33 00404
Pucara U2 4 32 00404
Paute 1 5 95 00404
Paute 2 6 95 00404
Paute 3 7 95 00404
Paute 4 8 95 00404
Paute 5 9 95 00404
Paute 6 10 109 00404
Paute 7 11 109 00404
Paute 8 12 109 00404
Paute 9 13 109 00404
Paute 10 14 109 00404
Marcel Laniado U1 15 55 00404
Marcel Laniado U2 16 55 00404
Marcel Laniado U3 17 55 00404
San francisco U1 18 103 00404
San francisco U2 19 103 00404
Guangopolo U1 30 5 01297
Guangopolo U3 31 5 01297
Guangopolo U4 32 5 01297
Guangopolo U6 33 5 01297
Guangopolo U7 34 2 01297
Saucay G1 35 4 0008
Saucay G2 36 4 00079
Saucay G3 37 8 00018
Saucay G4 38 8 00017
Saymirin G1 39 1 00034
Saymirin G2 40 1 00042
Saymirin G3 41 2 00027
Saymirin G4 42 2 00026
Saymirin G5 43 4 00062
Saymirin G6 44 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 45 2 00773
El Carmen U1 46 8 00773
Sibimbe U1 47 8 00773
Sibimbe U2 48 8 00773
Peniacutensula G1 49 1 00773
Peniacutensula G2 50 1 00773
Peniacutensula G3 51 1 00773
Peniacutensula G4 52 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 206
Chimbo U2 53 1 00773
Ambi G1 54 4 00773
Ambi G2 55 4 00773
San Miguel de Car G1 56 3 00773
Carlos Mora U1 57 1 00773
Carlos Mora U2 58 1 00773
Carlos Mora U3 59 1 00773
Papallacta G1 60 2 00773
Papallacta G2 61 4 00773
Recuperadora N1 62 14 00773
Calope U1 63 9 00773
Calope U2 64 9 00773
Hidroabanico U1 65 8 00773
Hidroabanico U2 66 8 00773
Hidroabanico U3 67 8 00773
Hidroabanico U4 68 8 00773
Hidroabanico U5 69 8 00773
La calera U3 70 1 00773
Vindobona U1 71 2 00773
Vindobona U2 72 2 00773
La esperanza U1 73 3 00773
La esperanza U2 74 3 00773
Poza Honda U1 75 1 00773
Poza Honda U2 76 1 00773
Geppert Geppert 77 1 00773
Perlabi U1 78 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 79 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 80 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 81 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 82 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 83 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 84 3 00773
Cumbaya U1 85 10 00773
Cumbaya U2 86 10 00773
Cumbaya U3 87 10 00773
Cumbaya U4 88 10 00773
Nayoacuten U1 89 15 00773
Nayoacuten U2 90 15 00773
Pasochoa U1 91 2 00773
Pasochoa U2 92 2 00773
Los chillos U1 93 1 00773
Los chillos U2 94 1 00773
Guangopolo U1 95 2 00773
Guangopolo U2 96 2 00773
Guangopolo U3 97 2 00773
Guangopolo U4 98 2 00773
Guangopolo U5 99 2 00773
Guangopolo U6 100 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 101 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 102 2 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 207
Alaacuteo Grupo 3 103 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 104 3 00773
Rio Blanco Uacutenica 105 3 00773
La Propicia U1 106 4 01297
La Propicia U2 107 5 01297
Miraflores 12 108 6 01297
Miraflores 15 109 3 01297
Monay G1 110 1 01297
Monay G2 111 1 01297
Monay G4 112 2 01297
Monay G6 113 2 01297
Generoca U1 114 4 01297
Generoca U2 115 5 01297
Generoca U3 116 5 01297
Generoca U4 117 5 01297
Generoca U5 118 5 01297
Generoca U6 119 5 01297
Generoca U7 120 5 01297
Generoca U8 121 5 01297
Lligua G1 122 2 01297
Lligua G2 123 2 01297
San Francisco Norte
G1 124 2 01297
Catamayo U10 125 2 01297
Catamayo U2 126 1 01297
Catamayo U4 127 2 01297
Catamayo U5 128 2 01297
Catamayo U6 129 3 01297
Catamayo U8 130 3 01297
Catamayo U9 131 3 01297
Machala GM 4 132 2 01297
Machala GM 5 133 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 134 6 01297
Collin Lockett Crossley 4 135 5 01297
G Hernaacutendez U2 136 6 01297
G Hernaacutendez U3 137 6 01297
G Hernaacutendez U4 138 6 01297
G Hernaacutendez U5 139 6 01297
G Hernaacutendez U6 140 6 01297
Luluncoto U1 141 3 01297
Riobamba uacutenica 142 3 01297
El Descanso G1 143 5 00787
El Descanso G2 144 5 00535
El Descanso G4 145 5 00424
Termoguayas U1 146 20 01297
Termoguayas U2 147 40 01297
Termoguayas U3 148 40 01297
Selva Alegre U1 149 4 01297
Selva Alegre U2 150 4 01297
Selva Alegre U3 151 4 01297
Selva Alegre U4 152 4 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 208
Victoria II Victoria II 153 105 00699
Machala power A 154 70 00699
Machala power B 155 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 156 54 00699
Electroquil U1 157 45 01002
Electroquil U2 158 46 01002
Electroquil U3 159 45 01002
Electroquil U4 160 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 161 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 162 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 163 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 164 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 165 41 01002
Santa Rosa TG1 166 17 01667
Santa Rosa TG2 167 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 168 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 169 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 170 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 171 35 00876
Trinitaria TV-1 172 133 01179
Termoesmeraldas CTE 173 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 174 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 175 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 176 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 177 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 178 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 179 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 180 17 00876
San Carlos Turbo 1 181 3 00876
San Carlos Turbo 2 182 4 00876
San Carlos Turbo 3 183 16 00876
San Carlos Turbo 4 184 12 00876
Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 209
C16
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 37 00404
Pucara U2 1 36 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Uravia U2 1 1 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 210
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 1 2 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Rio Blanco uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
Miraflores 7 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 211
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 16 1 3 01297
Miraflores 18 1 3 01297
Miraflores TG1 1 22 01297
Pedernales 15 1 2 01297
Power bargue II PB-1 1 12 01297
Power bargue II PB-2 1 12 01297
Power bargue II PB-3 1 13 01297
Power bargue II PB-4 1 13 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
San Francisco Norte
G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U5 1 2 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
G Hernaacutendez U1 1 6 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Luluncoto U3 1 3 01297
Riobamba uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 212
Termoguayas U3 1 40 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Selva Alegre U5 1 5 01297
Selva Alegre U6 1 5 01297
Selva Alegre U7 1 6 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Gonzalo Zeballos TG-4 1 26 01002
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 1 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 1 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 213
C17
Empresa Proyecto Antildeo
ingreso Mes
ingreso Unidad
Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
CELEC-Hidropaute Mazar 2011 enero 1 H Agua 80 00404
Mazar 2011 enero 2 H Agua 80 00404
Elecaustro SA Ocantildea 2011 julio 1 H Agua 13 00773
Ocantildea 2011 julio 2 H Agua 13 00773
Termopichincha Cuba manta M 2012 julio 1 T Diesel 20 01297
Hidrolitoral SA Baba 2012 enero 1 H Agua 21 00773
Baba 2012 enero 2 H Agua 21 00773
S Joseacute de Minas San Joseacute de
minas 2013 enero 1 H Agua 6 00773
Ninguna residuo 1 2013 enero 1 T Residuo 50 01297
Termoesmeraldas Esmeraldas 2013 enero 1 T Residuo 144 01297
Ninguna Residuo 2 2014 enero 1 T Residuo 100 01297
Hidrotambo SA S Joseacute de
tambo 2014 marzo 1 H Agua 8 00773
Termoesmeraldas Sushufindi 2014 Julio 1 T Residuo 135 01297
H Sigchos Sigchos 2014 diciembre 1 H Agua 17 00773
Current Energy of Ecuador SA
Apaquiacute 2014 diciembre 1 H Agua 18 00773
Apaquiacute 2014 diciembre 2 H Agua 18 00773
Hidrotoapi SA
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 61 00404
Hidrozamora SA Chorrillos 2015 enero 1 H Agua 4 00773
Ninguna C combinado 2015 enero 1 T - 87 0059
Ninguna TG Natural 1 2015 junio 1 T Gas 100 00699
Hidroazogues Mazar-Dudas 2015 agosto 1 H Agua 21 00773
Hidroeleacutectrica Coca Codo S
Coca Codo Sinclair
2015 abril 1 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 2 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 3 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 4 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 5 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 6 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 7 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 8 H Agua 187 00404
Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten16
16 El sustento de la informacioacuten de los posibles ingresos nuacutemero de unidades y energiacutea primaria se presenta en el siguiente anexo C18
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 214
Empresa Proyecto Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Unidad Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
Pemaf Ciacutea Ltda Topo 2016 julio 1 H Agua 23 00773
Hidrovictoria SA
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
H Pilaloacute Pilaloacute 2016 enero 1 H Agua 9 00773
Hidroequinoccio Chontal 2016 enero 1 H Agua 72 00404
CELEC-Hidropaute
Sopladora 2016 enero 1 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 2 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 3 H Agua 162 00404
Enerjubones SA
La unioacuten 2016 julio 1 H Agua 40 00404
La unioacuten 2016 julio 2 H Agua 40 00404
Hidroeleacutectrica Angamarca
Angamarca 2017 enero 1 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 2 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 3 H Agua 22 00773
Empresa Eleacutectrica Quito
SA
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Enerjubones SA
Minas 2017 junio 1 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 2 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 3 H Agua 91 00404
Hidroequinoccio HEQ SA
Chespi 2018 abril 1 H Agua 167 00404
Villadora 2018 junio 1 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 2 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 3 H Agua 90 00404
Cardenillo 2020 enero 1 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 2 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 3 H Agua 100 00404
No Residuo 3 2013 enero 1 T Residuo 100 00595
Energyhdine SA
Rio Luis 2014 enero 1 H Agua 16 00773
Hidronacioacuten SA Angamarca
Sinde 2015 enero 1 H Agua 29 00773
No Ciclo
Combinado 2015 Enero 1 T - 60 00712
Tabla C17 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 215
C18
Nombre de la central
Referencia
Mazar httpwww4elcomerciocom2010-08-21NoticiasNegociosNoticias-
SecundariasEC100821P7_ELECTRICASaspx
Ocantildea Direccioacuten de planificacioacuten y Mercadeo de la Empresa Elecaustro
Cuba -
Baba httpwwweluniversocom2010072711356reanudan-trabajos-proyecto-babahtml
San Joseacute de Minas
Residuo 1 -
Esmeraldas httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Residuo 2 -
San Joseacute de Tambo -
Sushufindi httpwwwtermoesmeraldasnetDefault2 aspx
Sigchos -
Apaquiacute -
Toachi Pilatoacuten httpwwweluniversocom2010122911356financiamiento-toachi-pilaton-tropiezahtml
Chorrillos -
Ciclo Combinado 1 -
T Gas Natural 1 -
Mazar-Dudas httpwwwelmercuriocomec236394-analizan-estudios-de-proyecto-mazar-dudashtml
Coca Codo Sinclair httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Topo
Victoria httpwwweeqcomeclaEmpresalistaPryHidroElectphpmn=1com
Pilaloacute
Chontal httpwwwmergovec
Sopladora httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
La Unioacuten httpwwwmergovec
Angamarca
Quijos wwweqqcomecuploadpryHidroElect20030729081130doc
Baeza wwweeqcomecoploadpryHidroElect20030729034200RESUMEN EJECUTIVO PROYECTO BAEZAdoc
Minas httpwwwmergovec
Chespi httpwwwmergovec
Villadora httpwwwmergovec
Cardenillo
Residuo 3 -
Riacuteo Luis -
Angamarca Sinde -
Ciclo Combinado 1 -
Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 216
C19
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
Mazar 1 80 744 528
2 80 7 464 7 248
Ocantildea 1 13 696 528
2 13 7 416 7 248
Cuba 1 20 4 032 3 624
Baba 1 21 7 632 7 464
2 21 168 0
San Joseacute de Minas 1 6 600 432
Residuo 1 1 50 5 640 5 232
Esmeraldas 1 144 4 944 4 536
Residuo 2 1 100 5 352 4 944
San Joseacute de Tambo 1 8 8 304 8 136
Sushufindi 1 135 6 720 6 312
Sigchos 1 17 8 304 8 136
Apaquiacute 1 18 168 0
2 18 7 800 7 632
Toachi Pilatoacuten
1 15 1 440 1 272
2 15 1 944 1 776
3 15 168 0
4 61 6 528 6 312
5 61 7 128 6 912
6 61 8 040 7 824
Chorrillos 1 4 3 456 3 288
Ciclo Combinado 1 1 87 6 048 5 640
T Gas Natural 1 1 100 3 864 3 576
Mazar-Dudas 1 21 3 984 3 816
Coca Codo Sinclair
1 187 648 432
2 187 864 648
3 187 1 080 864
4 187 3 792 3 576
5 187 5 856 5 640
6 187 6 936 6 720
7 187 7 152 6 936
8 187 7 368 7 152
Topo 1 23 8 760 8 592
Victoria 1 5 4 704 4 536
2 5 5 520 5 352
Pilaloacute 1 9 4 032 3 864
Chontal 1 72 7 680 7 464
Sopladora
1 162 216 0
2 162 432 216
3 162 960 744
Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 217
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
La Unioacuten 1 40 1 488 1 272
2 40 7 848 7 632
Angamarca
1 22 600 432
2 22 168 0
3 22 4 464 4 296
Quijos
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Baeza
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Minas
1 91 216 0
2 91 648 432
3 91 864 648
Chespi 1 167 432 216
Villadora
1 90 4 752 4 536
2 90 1 080 864
3 90 1 296 1 080
Cardenillo
1 100 552 336
2 100 768 552
3 100 984 768
4 100 8 760 8 544
Residuo 3 1 100 5 640 5 232
Riacuteo Luis 1 16 912 744
Angamarca Sinde 1 29 7 632 7 224
Ciclo Combinado 1 1 60 6 048 5 640
Tabla C19 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 218
C110
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 1998 20 2018
httpwwwelectroguayascomecindexphpPublico
Gonzalo Zeballos
TG-4 T turbogas 1979 20 1999
TV-2 T turbovapor 1979 30 2009
TV-3 T turbovapor 1979 30 2009
Trinitaria TV-1 T turbovapor 1998 30 2028
Pascuales II
TM1 T turbogas 2010 20 2030
TM2 T turbogas 2010 20 2030
TM3 T turbogas 2010 20 2030
TM4 T turbogas 2010 20 2030
TM5 T turbogas 2010 20 2030
TM6 T turbogas 2010 20 2030
Termo Esmeraldas
CTE T turbovapor 1982 30 2012 httpwwwtermoesmeraldasnetinsti
tucionalaspx
Guangopolo
U1 T MCI 1977 15 1992
httpwwwtermopichinchacomechtmlguangopolohtml
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
U7 T MCI 1977 15 1992
La Propicia U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Miraflores
1 T MCI - 15 -
2 T MCI - 15 -
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
9 T MCI - 15 -
10 T MCI - 15 -
11 T MCI - 15 -
12 T MCI - 15 -
13 T MCI - 15 -
14 T MCI - 15 -
16 T MCI - 15 -
18 T MCI - 15 -
22 T MCI - 15 -
TG1 T MCI - 15 -
Santa Rosa
TG1 T turbogas 1981 20 2001
httpwwwtermopichinchacomechtmlsantarosahtml
TG2 T turbogas 1981 20 2001
TG3 T turbogas - 20 -
Pedernales 15 T MCI - 15 -
Power bargue II
PB-1 T MCI 2010 15 2025
httpwwwtermopichinchacomechtmlbarcazahtml
PB-2 T MCI 2010 15 2025
PB-3 T MCI 2010 15 2025
PB-4 T MCI 2010 15 2025
El Descanso
G1 T MCI - - -
- G2 T MCI - - -
G3 T MCI - - -
G4 T MCI - - -
Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 219
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil Antildeo
de salida Referencia
Monay
G1 T MCI 1971 15 1986
httpwwwelecaustrocomecindexphpseccion=U9zxH4Jampcodigo
=t4CYtXguRm
G2 T MCI 1971 15 1986
G3 T MCI 1971 15 1986
G4 T MCI 1975 15 1990
G5 T MCI 1975 15 1990
G6 T MCI 1975 15 1990
Electroquil
U1 T turbogas - 20 -
U2 T turbogas - 20 -
U3 T turbogas - 20 -
U4 T turbogas - 20 -
Generoca
U1 T MCI 2006 15 2021
httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1277migrado1277ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
U5 T MCI 2006 15 2021
U6 T MCI 2006 15 2021
U7 T MCI 2006 15 2021
U8 T MCI 2006 15 2021
Victoria II Victoria II T turbogas 2001 20 2021 httpwwwallbusinesscomener
gy-utilitiesutilities-industry-electric-power9722322-1html
Machala power
A T turbogas 2002 20 2022 httpwwweluniversocom2002092200019D71520098DFB4F
0C80281C4CCA341612html B T turbogas 2002 20 2022
Termoguayas
U1 T MCI 2006 15 2021 httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1482migrado1482ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
Power Bargue I
PB1 T MCI - 15 -
Bataacuten
G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
G3 T MCI - 15 -
G4 T MCI - 15 -
Lligua G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
Guaranda U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Centro Industrial
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Milagro
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
5 T MCI - 15 -
6 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 220
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Posorja G1005 T MCI - 15 -
La libertad
U1 T MCI - 15 -
U10 T MCI - 15 -
U11 T MCI - 15 -
U12 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
U8 T MCI - 15 -
U9 T MCI - 15 -
Playas G-1003 T MCI - 15 -
G-1004 T MCI - 15 -
Aniacutebal Santos (Gas)
G1-GAS Turbogas 1972 20 1992
httpwwwbittium-energycomcmscontentview
329761
G2-GAS Turbogas 1974 20 1994
G3-GAS Turbogas - 20 -
G5-GAS Turbogas - 20 -
G6-GAS Turbogas - 20 -
V1-CAS Turbo vapor - 30 -
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT Turbogas 2005 20 2025 httpwwweluniversocom200
5121100019593CE436D2C54A60A6A50B52E9EFDB1Ehtml
G2-CAT Turbogas - 20 -
San Francisco Norte
G1 T MCI 1982 15 1997
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911987T201106320CAPITULO
20220pdf
Catamayo
U1 T MCI - 15 -
httpdspaceupseduechandle123456789248
U10 T MCI 1977 15 1992
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI 1977 15 1992
U8 T MCI 1977 15 1992
U9 T MCI 1977 15 1992
Ecoelectric
Turbo 5 Turbovapor 2007 30 2037 httpwwwbnamericascomnewsenergiaelectricaEcoelectric_apunta_a_iniciar_pruebas_a_bio
masa_en_ago
Turbo 6 Turbovapor 2007 30 2037
Turbo 7 Turbovapor 2007 30 2037
Ecudos A-G
TGE-1 Turbovapor 2004 30 2034
httpwwwsancarloscomecenergiaphp
TGE-2 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-3 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-4 Turbovapor 2004 30 2034
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 221
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Lasso U1 T MCI - 15 -
Selva Alegre
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
Kholer Kholer T MCI - 15 -
San Carlos
Turbo 1 T Turbovapor - 30 -
Turbo 2 T Turbovapor - 30 -
Turbo 3 T Turbovapor - 30 -
Turbo 4 T Turbovapor - 30 -
Macas
ALLEN 1 T MCI - 15 -
ALLEN 2 T MCI - 15 -
General T MCI - 15 -
Machala Crossley 3 T MCI - 15 -
Crossley 4 T MCI - 15 -
Collin Lockett GM 4 T MCI - 15 -
GM 5 T MCI - 15 -
G Hernaacutendez
U1 T MCI 1977 15 1992
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911666T11029_CAPITULO_2p
df
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
Luluncoto
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Riobamba Uacutenica T MCI 1994 30 2024 httpwwweersacomeceersaphppage=informativehistor
y
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 222
C111
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TEN
CIA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RES
O
FACTOR DE PLANTA ()
FAC
TOR
P
PR
OM
EDIO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
Guangopolo U1 5 1977 8013 6794 6517 7194 7130 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U3 5 1977 7258 7685 5952 862 7379 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U4 5 1977 6885 6663 579 7713 6763 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U6 5 1977 8007 7006 652 5386 6730 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U7 2 1977 2813 6859 5228 3213 4528 15 1314 D I I I I I I I I I I
Miraflores 1 3 1973 0 0 0 0 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 7 3 1973 001 0 0 1538 770 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 9 3 1973 0 352 0 256 304 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 10 3 1973 465 352 0 2838 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 12 6 1973 936 41 036 349 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 13 3 1973 0 348 0 2079 1214 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 14 3 1973 189 348 0 1476 671 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 16 3 1973 0 0 0 225 225 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 18 3 1973 0 0 0 2123 2123 15 1314 D D D D D D D D D D D
San Francisco Norte G1 3 1982 124 542 808 2719 1327 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U10 3 1977 1435 777 1067 1051 1083 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U2 1 1977 1307 931 141 291 1640 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U4 2 1977 237 489 241 2996 991 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U5 2 1977 001 0 157 2998 1052 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U7 3 1977 2135 1315 0 3479 2310 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U8 3 1977 1105 618 1018 3072 1453 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U9 3 1977 1012 848 992 401 1716 15 1314 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 223
CENTRAL
UN
IDA
D
PO
TE
NC
IA
NO
MIN
AL
ANtilde
O D
E
ING
RE
SO
FACTOR DE PLANTA ()
FA
CT
OR
P
PR
OM
ED
IO
VID
A Uacute
TIL
HO
RA
S
VID
A Uacute
TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
G Hernaacutendez U1 6 1977 0 0 0 4457 4457 15 1314 D I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U2 5 1977 6799 6687 5576 7096 6540 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U3 5 1977 6272 7033 5164 6462 6233 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U4 5 1977 6695 7391 5782 6675 6636 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U5 5 1977 6724 6871 4673 5985 6063 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U6 5 1977 3711 6665 5742 6762 5720 15 1314 I I I I I I I I I I I
El Descanso17
G1 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G2 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G3 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G4 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Enrique Garciacutea TG-5 102 1998 4328 2468 0 3413 3403 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TG-4 26 1979 0 0 0 29 290 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 23 1972 677 446 457 534 529 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 22 1974 537 395 215 432 395 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 24 1974 371 735 372 3081 1140 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 23 1974 1532 633 171 2632 1242 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG1 17 1981 1049 705 462 2014 1058 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG2 17 1981 1138 94 602 2612 1323 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-2 73 1979 6839 6244 5133 7724 6485 30 2628 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 73 1979 7059 5403 6401 7669 6633 30 2628 D D D D D D D D D D D
Termoesmeraldas CTE 132 1982 8323 792 5839 8829 7728 30 2628 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Continuacioacuten
17 La central El descanso no se considera en el anaacutelisis porque de la informacioacuten facilitada en ELECAUSTRO SA Direccioacuten de planificacioacuten y mercadeo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 224
C112
Diacuteas del antildeo
Demandas pico MW
2401 24242 26416 27063 278521 2909
Demanda por unidad
2004 2005 2006 2007 2008 2009
1 0707 0770 0731 0769 0748 0742
2 0789 0861 0867 0915 0879 0834
3 0803 0959 0895 0936 0910 0869
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5 0887 0970 0899 0941 0851 0962
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231 0891 0920 0837 0799 0900 0962
232 0895 0874 0801 0910 0938 0946
233 0880 0836 0896 0914 0940 0936
234 0825 0910 0920 0900 0942 0879
235 0789 0924 0920 0910 0936 0849
236 0878 0919 0926 0896 0842 0951
237 0879 0925 0895 0826 0811 0960
238 0883 0917 0834 0773 0900 0960
239 0899 0858 0788 0894 0926 0949
240 0878 0835 0905 0904 0930 0941
241 0807 0920 0920 0917 0930 0870
242 0777 0942 0913 0913 0912 0823
243 0880 0950 0907 0901 0845 0959
244 0906 0947 0883 0818 0833 0967
245 0906 0943 0835 0811 0908 0976
246 0885 0861 0811 0901 0922 0970
247 0880 0839 0897 0924 0926 0937
248 0825 0973 0900 0912 0942 0872
249 0788 0963 0913 0923 0919 0857
250 0881 0965 0923 0913 0869 0966
251 0904 0967 0905 0846 0855 0973
252 0885 0945 0836 0822 0937 0997
253 0902 0890 0818 0918 0952 0971
254 0895 0864 0920 0937 0954 0977
255 0815 0970 0945 0932 0939 0886
256 0793 0979 0916 0933 0923 0869
257 0895 0975 0941 0918 0853 0962
258 0905 0983 0915 0840 0848 0958
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 230
259 0917 0956 0840 0823 0934 0962
260 0899 0877 0802 0927 0934 0946
261 0902 0865 0907 0943 0924 0933
262 0844 0956 0932 0929 0943 0880
263 0838 0961 0930 0932 0945 0860
264 0915 0971 0931 0919 0849 0978
265 0916 0969 0915 0849 0839 0957
266 0932 0940 0859 0836 0935 0960
267 0923 0876 0822 0931 0938 0965
268 0915 0851 0926 0938 0943 0955
269 0849 0928 0937 0939 0943 0893
270 0818 0942 0935 0951 0909 0868
271 0906 0965 0943 0924 0838 0970
272 0929 0967 0915 0852 0788 0988
273 0928 0960 0855 0791 0915 0986
274 0932 0885 0832 0938 0918 0978
275 0908 0857 0938 0951 0920 0947
276 0848 0955 0939 0953 0932 0895
277 0822 0955 0944 0950 0944 0853
278 0926 0933 0923 0939 0841 0941
279 0938 0931 0912 0864 0830 0972
280 0931 0913 0857 0837 0924 0987
281 0932 0828 0809 0931 0938 0974
282 0920 0811 0876 0928 0943 0903
283 0814 0909 0939 0941 0936 0849
284 0830 0942 0943 0929 0869 0859
285 0937 0948 0944 0874 0829 0951
286 0943 0942 0923 0831 0804 0986
287 0935 0912 0838 0814 0914 0979
288 0930 0846 0795 0925 0938 0975
289 0914 0831 0928 0933 0957 0951
290 0838 0932 0952 0933 0948 0882
291 0781 0934 0933 0946 0923 0842
292 0934 0927 0938 0921 0856 0958
293 0925 0915 0921 0851 0821 0955
294 0935 0906 0859 0830 0943 0955
295 0942 0852 0841 0930 0939 0971
296 0916 0831 0937 0930 0943 0945
297 0833 0908 0938 0927 0926 0872
298 0828 0912 0950 0944 0938 0865
299 0900 0943 0957 0924 0863 0952
300 0945 0932 0926 0853 0832 0975
301 0937 0902 0860 0825 0937 0968
302 0945 0846 0814 0946 0970 0967
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 231
303 0917 0820 0924 0937 0957 0897
304 0841 0913 0917 0926 0943 0839
305 0792 0911 0905 0904 0925 0791
306 0824 0803 0803 0789 0834 0786
307 0773 0856 0821 0799 0756 0865
308 0865 0891 0813 0804 0843 0960
309 0945 0858 0814 0915 0948 0859
310 0921 0852 0919 0952 0961 0826
311 0847 0944 0942 0932 0953 0809
312 0834 0948 0927 0951 0917 0844
313 0935 0959 0942 0936 0868 0795
314 0932 0934 0904 0866 0835 0812
315 0924 0924 0861 0817 0936 0801
316 0934 0866 0811 0939 0949 0816
317 0920 0844 0924 0957 0950 0789
318 0860 0956 0918 0951 0948 0843
319 0830 0953 0905 0952 0931 0813
320 0944 0957 0924 0951 0870 0792
321 0949 0953 0893 0860 0836 0800
322 0944 0937 0837 0851 0947 0797
323 0935 0877 0835 0949 0947 0821
324 0922 0847 0942 0961 0955 0817
325 0864 0953 0941 0982 0952 0870
326 0837 0967 0941 0969 0929 0855
327 0940 0966 0943 0945 0856 0836
328 0946 0968 0935 0908 0843 0868
329 0955 0939 0846 0882 0961 0870
330 0949 0877 0823 0977 0956 0879
331 0938 0864 0943 0987 0963 0832
332 0873 0960 0962 0975 0951 0886
333 0848 0974 0940 0978 0945 0850
334 0953 0976 0942 0954 0893 0861
335 0958 0974 0935 0881 0860 0864
336 0956 0951 0881 0863 0953 0895
337 0959 0883 0858 0960 0957 0889
338 0952 0844 0933 0972 0963 0876
339 0877 0941 0953 0959 0956 0874
340 0849 0945 0933 0939 0924 0857
341 0948 0985 0960 0960 0880 0865
342 0980 0990 0941 0905 0847 0890
343 0971 0967 0896 0878 0957 0870
344 0979 0902 0876 0985 0989 0903
345 0957 0868 0973 0996 0989 0884
346 0904 0989 0979 0977 0974 0911
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 232
347 0884 0988 1000 0989 0949 0877
348 0977 0995 0985 0973 0893 0877
349 0970 0998 0958 0910 0862 0903
350 0982 0963 0898 0883 0962 0877
351 0991 0904 0874 0983 0980 0874
352 0981 0878 0982 1000 1000 0850
353 0900 0978 0987 0991 0988 0866
354 0888 0993 0979 0961 0948 0853
355 0992 0987 0948 0958 0870 0865
356 1000 0992 0938 0897 0861 0859
357 0989 0945 0878 0806 0967 0843
358 0974 0891 0849 0879 0938 0876
359 0903 0812 0817 0819 0880 0813
360 0824 0954 0948 0981 0798 0865
361 0861 0963 0973 0982 0898 0843
362 0966 0966 0931 0953 0901 0851
363 0968 0952 0904 0694 0856 0921
364 0969 0905 0870 0846 0921 0909
365 0938 0875 0842 0860 0908 0831
366 0878 - - - 0832 -
Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 233
C113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 234
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 235
Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 -
2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 236
C114
Central Unidad
Factores de planta
2007 2008 2009 2009
corregido
Agoyaacuten U1 0649 0839 0771 0752
Agoyaacuten U2 0721 0852 0614 0599
Pucara U1 0333 0411 0361 0341
Pucara U2 0337 0401 0458 0445
Paute 1 0528 0666 0480 0480
Paute 2 0551 0698 0478 0478
Paute 3 0548 0689 0493 0493
Paute 4 0541 0420 0530 0530
Paute 5 0568 0709 0495 0495
Paute 6 0507 0728 0520 0520
Paute 7 0496 0709 0522 0522
Paute 8 0562 0701 0532 0532
Paute 9 0573 0706 0525 0525
Paute 10 0522 0628 0510 0510
Marcel Laniado U1 0188 0339 0143 0143
Marcel Laniado U2 0350 0529 0443 0443
Marcel Laniado U3 0312 0490 0378 0378
San francisco U1 0412 0541 0302 0284
San francisco U2 0457 0487 0823 0773
Guangopolo U1 0679 0652 0719 0734
Guangopolo U3 0769 0595 0862 0879
Guangopolo U4 0666 0579 0771 0787
Guangopolo U6 0701 0652 0539 0549
Guangopolo U7 0686 0523 0321 0225
Saucay G1 0201 0435 0267 0267
Saucay G2 0186 0431 0277 0277
Saucay G3 0798 0909 0713 0713
Saucay G4 0815 0906 0712 0712
Saymirin G1 0331 0614 0290 0366
Saymirin G2 0331 0660 0323 0407
Saymirin G3 0484 0738 0438 0429
Saymirin G4 0426 0740 0434 0425
Saymirin G5 0993 0993 0908 0908
Saymirin G6 0934 0000 0920 0920
Loreto-Ex Inecel Loreto 0746 0805 0780 0823
El Carmen U1 0546 0555 0650 0666
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 237
Sibimbe U1 0704 0671 0635 0576
Sibimbe U2 0704 0671 0635 0576
Uravia U2 0000 0000 0685 0315
Peniacutensula G1 0629 0796 0110 0055
Peniacutensula G2 0480 0663 0305 0153
Peniacutensula G3 0403 0925 0623 0249
Peniacutensula G4 0390 0584 0534 0801
Chimbo U1 0374 0142 0374 0375
Chimbo U2 0006 0467 0426 0375
Ambi G1 0150 0309 0154 0154
Ambi G2 0498 0541 0539 0539
San Miguel de Car G1 0789 0860 0682 0670
Carlos Mora U1 0838 0721 0811 0487
Carlos Mora U2 0920 0740 0799 0479
Carlos Mora U3 0898 0647 0756 0907
Papallacta G1 0452 0497 0050 0048
Papallacta G2 0452 0497 0657 0698
Recuperadora N1 0761 0777 0803 0776
Calope U1 0532 0633 0540 0515
Calope U2 0532 0633 0540 0515
Hidroabanico U1 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U2 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U3 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U4 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U5 0629 0960 0953 0909
La calera U3 0574 0343 0714 0643
Vindobona U1 0763 0675 0794 0556
Vindobona U2 0763 0675 0797 0570
Geppert Geppert 0507 0885 0412 0268
Perlabi U1 0439 0732 0637 0797
Illuichi No 1 Grupo 1 0092 0500 0194 0116
Illuichi No 2 Grupo 2 0383 0638 0319 0191
Illuichi No 3 Grupo 3 0617 0201 0650 0910
Illuichi No 4 Grupo 4 0804 0913 0689 0964
Illuichi No 2 Grupo 1 0535 0683 0489 0424
Illuichi No 3 Grupo 2 0569 0674 0517 0448
Cumbaya U1 0343 0479 0470 0470
Cumbaya U2 0386 0635 0425 0425
Cumbaya U3 0352 0684 0518 0518
Cumbaya U4 0481 0374 0417 0417
Nayoacuten U1 0404 0598 0488 0483
Nayoacuten U2 0484 0648 0522 0517
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 238
Pasochoa U1 0657 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705 0705
Los chillos U2 0796 0670 0138 0121
Guangopolo U1 0000 0076 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222 0223
Guangopolo U3 0036 0275 0275 0234
Guangopolo U4 0113 0224 0224 0190
Guangopolo U5 0009 0281 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802 0772
Alaacuteo Grupo 1 0946 0989 0923 0769
Alaacuteo Grupo 2 0000 0000 0953 0794
Alaacuteo Grupo 3 0808 0879 0819 0682
Alaacuteo Grupo 4 0866 0932 0920 0767
Rio Blanco Uacutenica 0710 0303 0618 0618
La Propicia U1 0031 0031 0626 0564
Miraflores 1 0000 0000 0225 0151
Miraflores 7 0000 0000 0154 0103
Miraflores 9 0035 0000 0026 0017
Miraflores 10 0035 0000 0284 0189
Miraflores 12 0041 0004 0349 0291
Miraflores 13 0035 0000 0208 0139
Miraflores 14 0035 0000 0148 0098
Miraflores 16 0000 0000 0023 0015
Miraflores 18 0000 0000 0212 0142
Miraflores TG1 0035 0017 0017 0015
Pedernales 15 0000 0000 0238 0159
Power bargue II PB-1 0000 0000 0091 0080
Power bargue II PB-2 0000 0000 0065 0052
Power bargue II PB-3 0000 0000 0069 0056
Power bargue II PB-4 0000 0000 0067 0054
Generoca U1 0606 0522 0720 0756
Generoca U2 0645 0571 0568 0596
Generoca U3 0725 0507 0639 0746
Generoca U4 0736 0566 0518 0577
Generoca U5 0455 0599 0736 0773
Generoca U6 0673 0570 0717 0753
Generoca U8 0666 0613 0696 0731
Lligua G1 0029 0066 0012 0007
Lligua G2 0016 0008 0036 0018
San Francisco Norte G1 0054 0081 0272 0163
Catamayo U10 0078 0107 0105 0077
Catamayo U2 0093 0141 0291 0291
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 239
Catamayo U4 0049 0024 0300 0195
Catamayo U5 0000 0016 0300 0195
Catamayo U7 0132 0000 0348 0290
Catamayo U8 0062 0102 0307 0246
Catamayo U9 0085 0099 0401 0294
Machala GM
4 0000 0055 0083 0055
Machala GM
5 0061 0067 0023 0015
G Hernaacutendez U1 0000 0000 0446 0425
G Hernaacutendez U2 0669 0558 0710 0812
G Hernaacutendez U3 0703 0516 0646 0739
G Hernaacutendez U4 0739 0578 0668 0764
G Hernaacutendez U5 0687 0467 0599 0685
G Hernaacutendez U6 0667 0574 0676 0774
Luluncoto U1 0098 0387 0090 0091
Luluncoto U3 0000 0000 0123 0124
Riobamba Uacutenica 0038 0020 0159 0159
El Descanso G1 0194 0689 0351 0302
El Descanso G2 0633 0516 0847 0729
El Descanso G3 0072 0000 0234 0201
El Descanso G4 0676 0526 0845 0726
Termoguayas U1 0903 0902 0995 0995
Termoguayas U2 0726 0665 0889 0889
Termoguayas U3 0578 0169 0264 0264
Selva Alegre U1 0649 0727 0658 0543
Selva Alegre U2 0649 0727 0756 0623
Selva Alegre U3 0649 0727 0593 0489
Selva Alegre U4 0649 0727 0150 0124
Selva Alegre U5 0000 0000 0133 0104
Selva Alegre U6 0000 0000 0624 0586
Selva Alegre U7 0000 0000 0557 0524
Enrique Garciacutea TG-5 0247 0000 0341 0311
Victoria II Victoria
II 0215 0152 0153 0149
Machala power A 0835 0750 0889 0847
Machala power B 0804 0560 0684 0655
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 0108 0261 0415 0357
Gonzalo Zeballos TG-4 0000 0000 0029 0022
Pascuales II TM1 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM2 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM3 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM4 0000 0000 0000 0582
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 240
Pascuales II TM5 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM6 0000 0000 0000 0582
Electroquil U1 0268 0163 0378 0378
Electroquil U2 0204 0180 0376 0376
Electroquil U3 0376 0163 0282 0282
Electroquil U4 0270 0176 0341 0341
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 0045 0046 0053 0046
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 0039 0022 0043 0039
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 0074 0037 0308 0231
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 0063 0017 0263 0217
Aacutelvaro Tinajero G2-CAT 0264 0106 0187 0160
Santa Rosa TG1 0071 0046 0201 0201
Santa Rosa TG2 0094 0060 0261 0261
Aniacutebal Santos (Gas) G3-GAS 0038 0047 0132 0123
Gonzalo Zeballos TV-2 0624 0513 0772 0772
Gonzalo Zeballos TV-3 0540 0640 0767 0767
Aniacutebal Santos (Gas) V1-CAS 0655 0255 0165 0155
Trinitaria TV-1 0607 0692 0642 0642
Termoesmeraldas CTE 0792 0584 0883 0876
Ecoelectric Turbo
5 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
6 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
7 0000 0243 0243 0243
Ecudos A-G TGE-1 0357 0274 0320 0320
Ecudos A-G TGE-2 0357 0274 0352 0352
Ecudos A-G TGE-3 0357 0274 0263 0319
Ecudos A-G TGE-4 0357 0274 0218 0215
San Carlos Turbo 3 0225 0480 0315 0252
San Carlos Turbo 4 0225 0480 0420 0336
Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 241
C115
Proyecto Unidad Potencia Nominal
MW
Factor de
planta
Mazar 1 80 0571
2 80 0571
Ocantildea 1 13 0844
2 13 0844
Cuba manta Miraflores
1 20 0819
Baba 1 21 0438
2 21 0438
San Joseacute de minas
1 6 0704
residuo 1 1 50 0805
Esmeraldas 1 144 0793
Residuo 2 1 100 0799
San Joseacute de tambo
1 8 0721
Sushufindi 1 135 0676
Sigchos 1 17 0840
Apaquiacute 1 18 0744
2 18 0744
Toachi Pilatoacuten
1 15 0590
2 15 0590
3 15 0590
1 61 0590
2 61 0590
3 61 0590
Chorrillos 1 4 0599
Ciclo combinado 1
1 87 0787
TG Natural 1 1 100 0799
Mazar-Dudas 1 21 0796
Coca codo singlair
1 187 0605
2 187 0605
3 187 0605
4 187 0605
5 187 0605
6 187 0605
7 187 0605
8 187 0605
Topo 1 23 0764
Victoria 1 5 0719
1 5 0719
Pilaloacute 1 9 0888
Chontal 1 72 0704
Sopladora
1 162 0601
2 162 0601
3 162 0601
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 242
La unioacuten 1 40 0635
2 40 0635
Angamarca
1 22 0553
2 22 0553
3 22 0553
Quijos
1 16 0809
1 16 0809
1 16 0809
Baeza
1 16 0792
1 16 0792
1 16 0792
Minas
1 91 0574
2 91 0574
3 91 0574
Chespi 1 167 0684
Villadora
1 90 0674
2 90 0674
3 90 0674
Cardenillo
1 100 0599
2 100 0599
3 100 0599
3 100 0599
Residuo 3 1 100 0799
Rio Luis 1 16 0642
Angamarca Sinde
1 29 0819
Ciclo Combinado 1 60 0761
Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 243
C116
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 8596 - - - -
2011 - 120 99 - -
2012 - 154 142 - -
2013 7751 - - - -
2014 - 209 - - -
Tabla C116a Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 1
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162 - - - -
2011
243 222 - -
2012
320 308 - -
2013 210 - - - -
2014
381 63 6 108
Tabla C116b Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 2
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 79
2011 145 124
2012 156
2013 134
2014
346 69
2015
38897
Tabla C116c Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 1
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 244
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162
2011 268 247
2012 323
2013 346
2014 608 331
2015 746
2016
2017
2018 38
2019 271
2020 484
Tabla C116d Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 5
IacuteNDICE DE TABLAS
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten 43
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual 44
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal 44
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria 45
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades 46
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados 47
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda 48
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado 49
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto 51
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria 51
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria 51
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
53
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo) 54
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga 56
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC 58
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre 59
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC 60
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo 62
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento 63
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo 64
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del
nuacutemero de intervalos 65
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado 66
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento 68
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total 69
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos 69
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento 70
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices 71
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten 74
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC 74
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central 75
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE 76
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten 78
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
79
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten 80
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten 80
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten 81
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010 83
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio 84
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado 85
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central 87
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC 88
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo 90
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas 91
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten 92
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten 95
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten 95
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009 96
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010 97
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 6
Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico 101
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1 103
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 1 106
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2 109
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1
caso 2 111
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1 114
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 1 117
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2 119
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2
caso 2 123
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2 125
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 127
Tabla 6 13 histoacuterico 130
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central 130
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable 131
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
135
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel
maacuteximo) 138
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1
(nivel maacuteximo) 141
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2
(nivel maacuteximo) 142
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor 144
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor 145
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 7
IacuteNDICE DE FIGURAS
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten 14
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG 15
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores 16
Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria 19
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga 19
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico 19
Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva 21
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad 22
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga 23
Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal 25
Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre 26
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional 29
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten 30
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento 32
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos 33
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo 34
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT 36
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento
programado 37
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad 39
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre
en el pronoacutestico de la demanda 41
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos 48
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos 55
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos 56
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 57
Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten 58
Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento 61
Figura 4 7 Plan de mantenimiento 65
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado 67
Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada 71
Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje 76
Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado 82
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado 82
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado 85
Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado 86
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009 89
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia 92
Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009 98
Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada 102
Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 1 104
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1 104
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1 105
Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario
1 caso 1 106
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 107
Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1 108
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 109
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2 110
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 8
Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 1 caso 2 111
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 112
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2 113
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 115
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1 116
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 1 116
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1 118
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 120
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento
escenario 2 caso 2 121
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE 121
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2 124
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2 126
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2 128
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten 129
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1
caso 2 (nivel miacutenimo) 132
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo) 133
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
134
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo) 135
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
136
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo) 137
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
138
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo) 139
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
140
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo) 141
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel
maacuteximo) 142
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo) 143
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor 144
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor 145
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CAPITULO I
INTRODUCCIOacuteN
11 Antecedentes
Los sistemas eleacutectricos tienen como funcioacuten principal suministrar energiacutea
eleacutectrica a los consumidores con altos niveles de calidad confiabilidad y
seguridad Al igual que otros tipos de sistemas la confiabilidad del sistema
eleacutectrico depende de la confiabilidad de sus componentes los cuales se
encuentran expuestos a fallas que son de caraacutecter estocaacutestico
Debido a la complejidad y la gran cantidad de los componentes que conforman
los sistemas eleacutectricos de potencia es necesario dividirlos en subsistemas
como son Generacioacuten Transmisioacuten y Distribucioacuten para facilitar su estudio La
funcioacuten de los sistemas de generacioacuten eleacutectrica es el convertir diversos tipos de
energiacutea primaria en energiacutea eleacutectrica la cual es aprovechada por el consumidor
seguacuten sus requerimientos De esta manera se establece que es
responsabilidad del sistema de generacioacuten mantener el balance entre
generacioacuten y demanda en cada instante de tiempo Por lo tanto la confiabilidad
de los sistemas de generacioacuten es crucial para el continuo abastecimiento de
electricidad a los consumidores
La planificacioacuten de sistemas tiene como objetivo proyectar la demanda en el
futuro y en el incremento necesario de la capacidad del parque generador para
satisfacer dicha demanda y proveer un nivel de confiabilidad en caso de salida
de unidades por falla Meacutetodos probabiliacutesticos son a menudo usados para
determinar la confiabilidad del sistema la cual es representada mediante
valores denominados iacutendices de confiabilidad que permiten realizar
evaluaciones del sistema en corto y largo plazo Los iacutendices de confiabilidad en
evaluaciones de largo plazo permiten asistir a planificadores y autoridades en
la toma de decisiones para la construccioacuten de nuevas centrales de generacioacuten
12 Alcance
Evaluar el Sistema de Generacioacuten del Sistema Nacional Interconectado
Ecuatoriano (SNIE) en teacuterminos de iacutendices de confiabilidad como son
Peacuterdida de Carga Esperada (LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e
Iacutendice de Confiabilidad de Energiacutea (EIR) para un periodo de 15 antildeos El caacutelculo
de dichos iacutendices se realizaraacute mediante el desarrollo y aplicacioacuten de un
programa computacional cuyos valores permitiriacutean determinar si el sistema de
generacioacuten es capaz de satisfacer la demanda en el largo plazo determinar si
existe la suficiente reserva y por lo tanto determinar los niveles de riesgo que el
Sistema de generacioacuten Nacional tendriacutea considerando la salida de unidades
por mantenimiento programado plan de inclusioacuten y salida de centrales
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demanda proyectada y caracteriacutesticas de cada una de las centrales habilitadas
por el Centro Nacional de Control de Energiacutea (CENACE)
13 Justificacioacuten
El desarrollo productivo del paiacutes se ve reflejado por la creciente demanda de
energiacutea eleacutectrica la cual debe ser suministrada por el sistema de generacioacuten
en forma confiable por lo tanto al no conocer la existencia de caacutelculos y
anaacutelisis de iacutendices de confiabilidad del Sistema de Generacioacuten del SNIE es
necesario realizar el caacutelculo y anaacutelisis de los mismos que permita determinar el
comportamiento del sistema ante la posible existencia de riesgos de peacuterdida de
carga y energiacutea en el largo plazo con lo cual se puede obtener una base para
la planificacioacuten futura del sistema
14 Objetivos
141 General
Determinar y analizar los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten del SNIE ante la salida de unidades por falla
considerando el plan de mantenimiento programado la inclusioacuten de
nuevas centrales y proyeccioacuten de demanda para un periodo de 15 antildeos
Los iacutendices de confiabilidad a calcular son Peacuterdida de Carga Esperada
(LOLE) Peacuterdida de Energiacutea Esperada (LOEE) e Iacutendice de Confiabilidad
de Energiacutea (EIR) el caacutelculo de dichos iacutendices se realizara mediante el
desarrollo y aplicacioacuten de un software cuya validacioacuten se efectuaraacute
mediante el sistema de pruebas de confiabilidad (RTS) IEEE
142 Especiacuteficos
Elaborar el programa computacional que incluya los modelos del
sistema de generacioacuten demanda y riesgo
Investigar el efecto de los mantenimientos programados en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Investigar el efecto de la incertidumbre de la demanda en la
determinacioacuten de los iacutendices de riesgo
Validar el programa con el sistema de pruebas IEEE Reliability Test
System
Determinar los iacutendices de riego LOLP LOLE LOEP LOEE e EIR para
el sistema de generacioacuten ecuatoriano para los proacuteximos 15 antildeos
Realizar un anaacutelisis criacutetico sobre los niveles de riesgo determinados
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15 Organizacioacuten de la tesis
El primer capiacutetulo del presente estudio estaacute dedicado a explicar la temaacutetica
general que enmarca el trabajo realizado presentando los objetivos y alcances
del mismo
En el capiacutetulo II se expone el sustento teoacuterico de los modelos de generacioacuten
demanda y riesgo con la inclusioacuten del mantenimiento programado y la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
En el capiacutetulo III se realiza una descripcioacuten detallada del programa
computacional mediante diagramas de flujos para el ingreso y validacioacuten de
datos caacutelculo de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Curva de carga diaria u horaria y el procedimiento seguido en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad tambieacuten se explica la loacutegica utilizada para incluir el
plan de mantenimiento incertidumbre en la demanda y antildeo bisiesto En el
anexo respectivo se presenta un manual de usuario del Programa
computacional
Para el capiacutetulo IV se valida el programa computacional mediante el sistema
de prueba de confiabilidad (Reliability Test System) del (IEEE) [15] [5] Ademaacutes
se plantea meacutetodos aproximados en la curva de carga y plan de mantenimiento
programado de las unidades con el fin de disminuir el tiempo de caacutelculo
En el capiacutetulo V se describe las unidades del Sistema de Generacioacuten del
SNIE dividiendo la descripcioacuten en dos periodos el primero de ellos
considera los antildeos 2007-2009 en el cual se describe el comportamiento
histoacuterico de centrales existentes capacidad nominal y efectiva de las
unidades probabilidades de falla tipo de energiacutea primaria utilizada
interconexiones internacionales y condiciones operativas para el plan de
mantenimiento programado se adiciona el antildeo 2010 El segundo periodo se
describe el plan de expansioacuten publicado en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 que considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten
a formar parte del SG Ademaacutes se realiza una adecuacioacuten de la informacioacuten
planteando aproximaciones en el sistema de generacioacuten y plan de
mantenimiento programado ademaacutes se obtiene una curva tiacutepica de la
demanda que permita la proyeccioacuten para antildeos futuros en base a demandas
publicadas en el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 y el requerimiento
promedio de la interconexioacuten con Colombia
En el capiacutetulo VI se realiza el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para los
distintos escenarios y se realiza ademaacutes un anaacutelisis de los resultados
obtenidos ademaacutes se realiza un estudio para determinar los requerimientos de
nueva generacioacuten para que el sistema cumpla con los indicadores de referencia
para los antildeos 2021-2025 basados en indicadores de los antildeos histoacutericos
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Finalmente en el capiacutetulo VII se presenta las conclusiones maacutes relevantes del
estudio y las recomendaciones pertinentes
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CAPITULO II
MODELO MATEMAacuteTICO DE LOS SISTEMAS DE
GENERACIOacuteN
21 Introduccioacuten
La funcioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia (SEP) es el de proveer
energiacutea eleacutectrica a los consumidores con adecuados niveles de calidad de
servicio y miacutenimos costos posibles
Dentro de los requerimientos de calidad de servicio la confiabilidad se define
como ldquoLa habilidad del sistema para proveer energiacutea eleacutectrica a los puntos de
utilizacioacuten en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad y
seguridadrdquo [1] siendo un aspecto importante en la planeacioacuten disentildeo y
operacioacuten de los sistemas eleacutectricos de potencia
En los uacuteltimos tiempos se ha venido realizando evaluaciones cuantitativas con
iacutendices reemplazando anaacutelisis cualitativos para estudios de confiabilidad El
anaacutelisis cuantitativo es logrado construyendo ecuaciones matemaacuteticas de
modelos de sistemas eleacutectricos de potencia para simular el sistema fiacutesico y
manipular esos modelos para obtener medidas e iacutendices adecuados de
confiabilidad Los iacutendices del sistema pueden ser perfeccionados hasta
alcanzar los niveles de referencia considerando porcentajes de crecimiento
de la carga para el mediano y largo plazo dando como resultado el incremento
de la inversioacuten en el sistema sin embargo el costo asociado para alcanzar
dicho nivel puede ser inaceptable con lo cual aspectos econoacutemicos y de
confiabilidad son a menudo temas de disputa en decisiones administrativas [1]
[2]
El procedimiento general para valorar la confiabilidad de un Sistema de
Generacioacuten (SG) consiste en crear modelos para la generacioacuten y la demanda
total del sistema los cuales se combinan en un modelo de riesgo del cual se
obtienen los iacutendices de confiabilidad El modelo de la generacioacuten comprende
dos aspectos independientes la disponibilidad de los equipos e instalaciones y
la disponibilidad de los recursos primarios La forma tradicional del modelo
asume total disponibilidad de los recursos primarios y consiste en construir a
partir de los modelos de confiabilidad de los componentes tablas que indican la
probabilidad de perder determinada cantidad de MW El modelo de carga
consiste en valores de demanda real o pronosticado para un periodo de tiempo
dado (hora diacutea semanahellipetc) Generalmente solo se realiza anaacutelisis de
potencia activa en el modelo de riesgo
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22 Confiabilidad de sistemas de generacioacuten
La confiabilidad es un factor muy importante en la planeacioacuten disentildeo
operacioacuten y mantenimiento del sistema eleacutectrico de potencia El sistema de
generacioacuten es una parte muy importante dentro del Sistema Eleacutectrico de
Potencia ya que tiene que ser capaz de satisfacer la demanda en todo instante
de tiempo [1] Las unidades de generacioacuten podriacutean fallar ocasionalmente y el
sistema debe tener la suficiente reserva disponible para entrar en
funcionamiento cuando estos eventos se presenten
La confiabilidad de un SG estaacute dividida en ldquoadecuacioacutenrdquo y ldquoseguridadrdquo La
adecuacioacuten del sistema estaacute relacionada con la existencia de suficientes
generadores dentro del mismo para satisfacer la demanda de los
consumidores considerando condiciones estaacuteticas del sistema La seguridad
estaacute relacionada con la habilidad del sistema para responder ante la presencia
de disturbios [3] En el presente trabajo la evaluacioacuten de la confiabilidad del SG
se enfoca en la adecuacioacuten y no toma en consideracioacuten la seguridad
La confiabilidad de un sistema de generacioacuten se puede modificar cambiando
las unidades existentes por unidades maacutes confiables o incorporando
redundancia La redundancia en el SG significa la instalacioacuten de maacutes
capacidad de generacioacuten que la normalmente requerida lo cual a su vez
conlleva a un incremento en el costo de dicho sistema [3]
En un estudio de sistemas de generacioacuten el sistema total es examinado para
determinar su capacidad para mantener los requerimientos de la carga esta
actividad es usualmente llamada ldquovaloracioacuten de la adecuacioacuten del sistema de
generacioacutenrdquo El sistema de transmisioacuten es ignorado en este estudio y el sistema
de carga es considerado como una carga puntual
Sistema de
generacioacuten
total
Carga
Figura 2 1 Modelo para la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten
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El meacutetodo utilizado en la evaluacioacuten del sistema de generacioacuten para este
estudio es catalogado como ldquoprobabiliacutestico-analiacuteticordquo y consiste baacutesicamente
en tres pasos
Crear un modelo de capacidad de generacioacuten basada en las
caracteriacutesticas teacutecnicas y operativas de las unidades
Construir un apropiado modelo de carga
Combinar el modelo de capacidad de generacioacuten y el modelo de
carga para obtener un modelo de riesgo
Modelo de
generacioacuten
Modelo de
carga
Modelo de riesgo
(iacutendices de
confiabilidad)
Figura 2 2 Componentes para evaluacioacuten del SG
El meacutetodo probabiliacutestico-analiacutetico utilizado para modelar el sistema de
generacioacuten es la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
(COPT1) la cual puede ser creada usando un algoritmo recursivo dicha teacutecnica
se explicaraacute maacutes adelante en este capiacutetulo
23 Modelo de generacioacuten
Los paraacutemetros maacutes importantes requeridos en el anaacutelisis de confiabilidad de
un SG son la capacidad y la probabilidad de falla de los generadores Una falla
da como resultado remover la unidad de servicio para repararla o remplazarla
a este evento se le denomina como ldquosalidardquo tambieacuten se presenta este evento
cuando la unidad entra en mantenimiento programado el cual es necesario
para mantener la unidad en buenas condiciones
1 De sus siglas en ingles ldquoCapacity Outage Probability Tablerdquo
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Para todos los generadores del SG se utiliza el modelo de dos estados para la
salida de las unidades por falla mostrado en la Figura 23 definido mediante las
distribuciones de probabilidad de tasa de fallas λ y tasa de reparaciones μ
DisponibleIndisponible
Tasa de falla
λ
Tasa de reparacioacuten
micro
Figura 2 3 Modelo de dos estados para los generadores
Para unidades modeladas con dos estados la probabilidad de falla estaacute dada
por su indisponibilidad U ecuacioacuten 21 la cual es expresada en teacuterminos de la
tasa de fallas y reparaciones
(21)
(22)
El FOR2 se define como la probabilidad de que la unidad no esteacute disponible
para servicio en el futuro [1] Este estimador es adecuado para determinar la
probabilidad de fallo de las unidades de base ya que estas tienen periodos de
operacioacuten relativamente largos sin embrago para unidades ciacuteclicas que operan
en horas de demanda maacutexima el FOR no es un buen estimador ya que los
tiempos de operacioacuten son relativamente cortos Ademaacutes el periodo maacutes criacutetico
en la operacioacuten de una unidad es el arranque y en comparacioacuten con las
unidades de base estas tienen pocas horas de operacioacuten y maacutes arranques
Para este tipo de unidades la tasa de fallos puede ser obtenida mediante la
siguiente expresioacuten [4]
2 De sus siglas en ingles Forced Outage Rate
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p
f HSFFOR
f HSF HS
(23)
T = tiempo medio en reserva en friacuteo entre periacuteodos de necesidad
D = tiempo medio en servicio por ocasioacuten de demanda
r = tiempo medio de reparacioacuten por ocurrencia de salida forzada
Una vez definido el modelo de dos estados que seraacuten aplicados a las unidades
de generacioacuten se presenta en el siguiente punto el modelo matemaacutetico
231 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas (COPT)
El modelo de generacioacuten requerido es conocido como tabla de probabilidades
de capacidades desconectadas este es un simple arreglo de niveles de
capacidades asociado con la probabilidad de existencia de cada nivel La
creacioacuten de la COPT para sistemas de generacioacuten normalmente considera toda
la capacidad del sistema resultando en centenares de unidades de diferentes
capacidades y FOR Si las unidades son ideacutenticas la COPT es faacutecil de
construir ya que si se tiene unidades se tendraacute estados pudieacutendose
calcular mediante la foacutermula de la distribucioacuten binomial
Donde
Probabilidad individual del estado
Nuacutemero de unidades
Indisponibilidad
Disponibilidad
Cuando las unidades tienen diferentes capacidades y FOR la ecuacioacuten 25 no
es aplicable por lo tanto es necesaria la utilizacioacuten de un meacutetodo que permita
ser aplicado bajo cualquier circunstancia en el siguiente punto se explica
detalladamente el meacutetodo utilizado
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2311 Algoritmo recursivo para el caacutelculo de la COPT
La probabilidad individual de un estado con una salida forzada de ldquo rdquo
despueacutes de que una unidad con capacidad de y tasa de falla es
adicionada viene expresado por medio de la ecuacioacuten 26
La probabilidad individual del estado despueacutes de que la unidad es
adicionada
La probabilidad individual del estado antes de que una nueva unidad sea
adicionada
En la ecuacioacuten 26 si entonces
El procedimiento es iniciado con la adicioacuten de la primera unidad para la cual
existen dos posibles estados el primero de ellos con una capacidad
desconectada de cuya probabilidad es y un segundo estado
con capacidad desconectada de cuya probabilidad es
24 Modelo de carga
La forma maacutes simple de modelar la demanda es obteniendo para cada diacutea un
valor maacuteximo estos valores maacuteximos diarios pueden ser ordenados en forma
descendente para formar la curva de demanda acumulada la cual se conoce
como ldquocurva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria DPLVC (Daily Peak Load
Variation Curve) por sus siglas en inglesrdquo [1] [5] ver figura 24 Tambieacuten se
puede utilizar la ldquocurva de duracioacuten de carga LDCrdquo [1] [5] (Load Duration
Curve) que es formada por valores de demanda horaria ver figura 25 o se
pueden establecer modelos de curvas formada por datos de demanda maacutexima
diaria o carga horaria en orden cronoloacutegico como se aprecia en la figura 26
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Figura 2 4 Curva de variacioacuten de demanda maacutexima diaria
Figura 2 5 Curva de duracioacuten de carga
Figura 2 6 Curva de demanda maacutexima diaria en orden cronoloacutegico
Normalmente la curva DPLVC es usada en el caacutelculo de iacutendices de peacuterdida de
carga esperada (LOLE) la curva LDC es utilizada en el caacutelculo del iacutendice de
peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
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25 Modelo de riesgo
Al combinar el modelo de carga y el modelo de generacioacuten se obtiene el
modelo de riesgo este permite mediante iacutendices cuantificar la confiabilidad del
sistema de generacioacuten comparar alternativas de disentildeo identificar puntos
criacuteticos y determinar formas de correccioacuten en el sistema de generacioacuten
incorporando costos para la toma de decisiones los valores de los iacutendices de
confiabilidad miacutenimos requeridos dependeraacuten de cuan confiable se desee que
el sistema sea Los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea que se calcularaacuten se
describen en los siguientes paacuterrafos
251 Iacutendices de peacuterdida de carga Peacuterdida de carga ocurre cuando la demanda excede la generacioacuten disponible
la probabilidad de que esto ocurra se le denomina como probabilidad de
peacuterdida de carga LOLP3 Un segundo iacutendice de peacuterdida de carga es LOLE4 que
se define como la Peacuterdida de carga esperada en diacuteas por antildeo u horas por antildeo
(HLOLE Peacuterdida de carga esperada horaria) El LOLE indica el nuacutemero
esperado de diacuteas en los cuales existiraacute deacuteficit de generacioacuten pero no indica la
severidad de la deficiencia ni la frecuencia y duracioacuten de la peacuterdida de carga
El LOLP y LOLE se pueden obtener combinando la probabilidad de estados de
las capacidades desconectadas del SG con la demanda maacutexima diaria u
demanda horaria [1] [5] Por consiguiente para un mismo sistema se puede
obtener diferentes valores para un mismo iacutendice dependiendo del modelo de
demanda que se esteacute utilizando para el caacutelculo
Estos iacutendices se pueden determinar mediante la ecuacioacuten 27 para la peacuterdida
de carga esperada
O se podriacutea utilizar las ecuaciones 28 para el LOLE utilizando la probabilidad
acumulada
3 De sus siglas en ingles Loss of Load Probability (LOLP)
4 De sus siglas en ingles Loss of Load Expectation (LOLE)
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Figura 2 7 Curva que relaciona carga generacioacuten y reserva
Donde
Periodo de anaacutelisis
El valor de carga
Capacidad disponible
Es la capacidad desconectada en Mw
Es la probabilidad acumulada del estado cuya capacidad
desconectada es
Es el tiempo durante el cual una capacidad desconectada
produce peacuterdida de carga
252 Peacuterdida de energiacutea
El aacuterea bajo la curva de carga horaria puede ser usada para calcular la
energiacutea no suministrada debido a la insuficiencia en la capacidad instalada o
disponible La peacuterdida de energiacutea es cuantificada usando la peacuterdida de energiacutea
esperada (LOEE5) con unidades en por antildeo este iacutendice se define como
la energiacutea esperada no suministrada a los consumidores por deacuteficit en la
5 De sus siglas en ingles Loss of Energy Expectation
)
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capacidad del sistema de generacioacuten Ademaacutes se calcula el iacutendice de
confiabilidad de energiacutea EIR6 [1] [5]
Figura 2 8 Energiacutea reducida debido a la condicioacuten de salida de capacidad
Para calcular el iacutendice LOEE y EIR se utiliza las ecuaciones 29 y 211 respectivamente
Donde Energiacutea no servida para una capacidad desconectada
26 Efectos del mantenimiento programado
Hasta este punto se ha considerado el parque generador como exento de
mantenimiento o de inspeccioacuten en la vida praacutectica se presenta la salida de las
6 De sus siglas en ingles Energy Index of Reliability
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unidades para realizar mantenimiento programado permitiendo su correcto
funcionamiento al momento de ingresar a operacioacuten
El mantenimiento programado de unidades de generacioacuten es un problema que
relaciona la operacioacuten y planificacioacuten del sistema de potencia para periodos de
tiempo normalmente de un antildeo Las unidades de generacioacuten son dispositivos
electromecaacutenicos a los que se les atribuye un periodo de mantenimiento
debido al deterioro como resultado del uso prolongado
Durante el transcurso del antildeo se presenta periodos de mantenimiento donde la
capacidad disponible para generar no es constante por lo cual la
estructuracioacuten de la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
con el nuacutemero total de unidades del SG no es aplicable en el caacutelculo de los
iacutendices de confiabilidad durante todo el antildeo como se aprecia en la figura 29
Figura 2 9 Capacidades disponibles y curva de carga
Debido a que la capacidad disponible no es constante durante el antildeo se debe determinar las capacidades disponibles para cada periacuteodo que resulta del plan de mantenimiento programado y luego determinar una COPT para cada uno de estos periodos Cuando se incluye el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los
iacutendices de peacuterdida de carga se debe determinar un LOLE para cada periacuteodo
con su respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices obtenidos en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 212
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El iacutendice total del periodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
Al incluir el plan de mantenimiento programado en el caacutelculo de los iacutendices de
peacuterdida de energiacutea se debe determinar un LOEE para cada periacuteodo con su
respectiva COPT finalmente se suma los iacutendices que se obtuvo en cada
periacuteodo matemaacuteticamente se expresa por medio de la ecuacioacuten 213
El iacutendice total del periacuteodo de anaacutelisis
El iacutendice para cada intervalo resultado del mantenimiento programado
Nuacutemero de intervalos
27 Efectos de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga
En el modelo de carga anteriormente usado se asume que la demanda
maacutexima pronosticada es exacta En la praacutectica la proyeccioacuten es realizada en
base a datos histoacutericos por lo que la demanda proyectada puede tener un cierto
grado de incertidumbre esto puede ser descrito mediante una distribucioacuten de
probabilidad de la demanda proyectada LFPD (Load Forecast Probability
Distribution) [1]
La incertidumbre puede ser incluida en el caacutelculo de los iacutendices de riesgo
dividiendo la LFPD en intervalos de clase cuyo nuacutemero depende de la
precisioacuten deseada ldquouna distribucioacuten de probabilidad normal dividida en siete o
cuarenta y nueve pasos no presenta una gran diferencia en los resultadosrdquo [1]
En la figura 210 se presenta la distribucioacuten normal con siete segmentos
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Figura 2 10 Distribucioacuten de probabilidad normal
El aacuterea de cada intervalo de clase representa la probabilidad que el valor de la
carga se encuentre en el valor medio estas aacutereas se presentan en la figura
210 expresadas por
La incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda puede ser incluida en el
caacutelculo de los iacutendices dividiendo la LFPD en intervalos de clase como se
observa en la figura 210 El aacuterea de cada intervalo de clase representa la
probabilidad de que la carga se encuentre en el valor medio del intervalo de
clase
El LOLE es calculado para cada demanda representada por el intervalo de
clase (figura 211) y multiplicado por la probabilidad de que la carga exista la
suma de estos productos representa el LOLE final para la carga proyectada [1]
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Figura 2 11 Modelo de generacioacuten y Modelo de carga con incertidumbre
Los iacutendices de confiabilidad de peacuterdida de energiacutea para los valores de
demanda de cada uno de los intervalos de clases son determinados y
multiplicados por la probabilidad de existencia de la carga La suma de estas
multiplicaciones es el iacutendice de confiabilidad esperado para la demanda
pronosticada [1]
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CAPITULO III
PROGRAMA COMPUTACIONAL
31 Introduccioacuten
El caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad de un sistema de generacioacuten puede
resultar complejo y extenso dependiendo de la cantidad de unidades de
generacioacuten que componen dicho sistema y del modelo de demanda utilizado en
un determinado periacuteodo de anaacutelisis Ademaacutes el problema puede resultar maacutes
complejo cuando se considera el plan de mantenimiento programado de las
unidades y la incertidumbre en la proyeccioacuten de la demanda
Por lo tanto es conveniente contar con una herramienta computacional que
permita realizar dichos caacutelculos de una forma raacutepida y eficiente para lo cual se
requiere de un software dedicado a realizar caacutelculos matemaacuteticos y que permita
crear una interfaz graacutefica de usuario de faacutecil acceso para la manipulacioacuten de
datos El software fue implementado utilizando MatLab 71 cabe recalcar que
ademaacutes de esta plataforma existen otras como Visual Basic Fortran C++
entre otras las cuales no han sido estudiadas ya que estaacute fuera del alcance de
esta tesis determinar teacutecnicamente una plataforma de programacioacuten
Para el desarrollo del software se utilizoacute una computadora marca Toshiba con
dos procesadores Intel Pentium Dual-Core de 176 GHZ cada uno 2 GB de
memoria Ram 512 GB de disco duro y sistema operativo Windows 7 Ultimate
de 32 bits Para el correcto funcionamiento del software se recomienda utilizar
un computador de similares caracteriacutesticas o superiores Al programa
desarrollado se lo ha nombrado como ldquoCIC_SGrdquo (Caacutelculo de Iacutendices de
Confiabilidad de Sistemas de Generacioacuten)
32 Estructura del programa CIC-SG
El programa CIC-SG estaacute compuesto por un conjunto de funciones y
sentencias que cumplen una determinada tarea al momento que estas son
ejecutadas dentro del conjunto de funciones se pueden diferenciar
baacutesicamente cinco grupos funciones para la presentacioacuten de la interfaz
funciones para el ingreso y validacioacuten de datos funciones para el caacutelculo y
presentacioacuten de la COPT con y sin plan de mantenimiento programado
funciones para el caacutelculo y presentacioacuten de los iacutendices de confiabilidad con la
posibilidad de incluir incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda y finalmente
funciones para guardar resultados y datos ingresados
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En la figura 31 se muestra el diagrama de flujo baacutesico del programa CIC-SG
El programa se inicia con la creacioacuten de la interfaz graacutefica que posee los
elementos para la entrada de datos y presentacioacuten de los resultados obtenidos
Los datos a ingresar estaacuten sujetos a un proceso de validacioacuten que permite
uacutenicamente el ingreso de datos que puedan presentarse en la praacutectica Cuando
los datos del sistema de generacioacuten han sido ingresados se procede a
determinar la COPT si se desea incluir el plan de mantenimiento programado
para las unidades previamente al caacutelculo de la COPT se debe ingresar los
intervalos de mantenimiento de cada unidad con los cuales el programa
procede internamente a determinar los periodos y las capacidades en
mantenimiento resultantes del plan de mantenimiento ingresado luego se
procede a determinar y presentar la COPT para cada periacuteodo
Cuando ya se ha realizado este proceso seguidamente se puede ingresar los
datos de demanda del modelo seleccionado dentro de los posibles modelos se
tiene la demanda maacutexima diaria en su orden cronoloacutegico DPLVC la demanda
horaria en su orden cronoloacutegico LDC y el modelo aproximado de DPLVC o
LDC representado mediante una o varias rectas
Una vez ingresados estos datos se procede a determinar los iacutendices de
confiabilidad combinando los datos de la demanda y la COPT Cuando en el
caacutelculo de la COPT se incluye el plan de mantenimiento programado de las
unidades en el programa CIC_SG no se puede utilizar el modelo de demanda
en su forma acumulada ni el modelo de demanda aproximado uacutenicamente se
puede utilizar el modelo de demanda horaria o maacutexima diaria en su orden
cronoloacutegico
Si se incluye incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se determina los
valores de la demanda correspondientes a cada uno de los intervalos de clase
de la curva de distribucioacuten Luego se calcula los iacutendices para cada uno de
estos valores y se multiplican por las probabilidades de existencia
correspondientes finalmente se suman para obtener el valor total
Cada conjunto de datos ingresados o resultados obtenidos se pueden guardar
en un documento con extensioacuten ldquoxlsxrdquo (Excel 2007 oacute 2010)
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Inicio
Ejecucioacuten de funciones requeridas
para crear la pantalla de la
interfaz
Ejecucioacuten de funciones para el ingreso y
validacioacuten de los datos del sistema de
generacioacuten
Ejecucioacuten de funcioacuten para
el Caacutelculo de la(s)
COPT(s)
iquest inclusioacuten del plan de
mantenimiento
No
Ingreso del plan de mantenimiento
y determinacioacuten de los periodos y
sus capacidades en mantenimientoSi
Presentacioacuten
de la(s)
COPT(s)
Determinacioacuten de los iacutendices
de confiabilidad
Presentacioacuten
de iacutendices
parciales
Fin
Ejecucioacuten de funciones
para el ingreso y validacioacuten
de los datos de demanda
Presentacioacuten
de iacutendices
totales
iquestInclusioacuten de
incertidumbre
No
Determinacioacuten de los valores
de demanda para cada
intervalo de clase Si
Figura 3 1 Diagrama de flujo del programa computacional
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Joseacute Pachari P 30
321 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten y
demanda
Con la finalidad de disminuir el riesgo de cometer errores en el ingreso de la
informacioacuten requerida para el caacutelculo de la COPT e iacutendices de confiabilidad se
plantea un algoritmo que permite verificar dichos datos En la figura 32 se
presenta el diagrama de flujo correspondiente en el cual inicialmente se
procede al ingreso del nuacutemero de centrales que el sistema a analizar posee
este dato debe ser un valor numeacuterico entero y mayor a cero de lo contrario el
programa no permitiraacute el ingreso de un valor diferente presentando un mensaje
que indica el error cometido
Figura 3 2 Ingreso y validacioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
Cuando en el sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades
de diferentes capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan
las mismas caracteriacutesticas de ser posible de lo contrario se debe considerar
cada unidad como una central con lo cual se habraacute dividido la central original
en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna variacioacuten
en los resultados
Para que un dato sea admitido debe cumplir con las condiciones especificadas
en el diagrama de flujo de lo contrario no puede ser ingresado en la tabla y se
presenta un mensaje que indica el error cometido
Para el ingreso y validacioacuten de los datos de demanda se sigue el mismo
procedimiento pero la uacutenica condicioacuten que deben cumplir estos datos es ser
valores numeacutericos mayores a cero de lo contrario no podraacuten ser ingresados
Cuando se ha ingresado el nuacutemero de centrales se presenta una tabla con tres
columnas en las cuales se debe ingresar el nuacutemero de unidades de cada
central capacidad y FOR de las unidades
322 Ingreso del plan de mantenimiento determinacioacuten de intervalos y
capacidades en mantenimiento
Si se incluye el plan de mantenimiento programado de las unidades se debe
determinar el nuacutemero de intervalos que este produce y las capacidades que se
encuentran en mantenimiento en cada uno de estos Al momento de
seleccionar la inclusioacuten del plan de mantenimiento el programa presenta una
tabla que contiene cada una de las centrales unidades y capacidades que
fueron ingresadas previamente esta informacioacuten no puede ser alterada
tambieacuten se presentan dos columnas adicionales que permiten el ingreso de la
hora de finalizacioacuten (HF) e inicio (HI) del mantenimiento Estos datos deben
estar sujetos a ciertas condiciones baacutesicas como ser valores numeacutericos
mayores a cero y menores o iguales que 8760 o 8784 horas dependiendo si el
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Joseacute Pachari P 31
antildeo en anaacutelisis es bisiesto o no Ademaacutes siempre la hora de finalizacioacuten debe
ser mayor que la de inicio de lo contrario el programa no permitiraacute el ingreso
En la figura 33 se presenta el diagrama de flujo que permite realizar la
validacioacuten de los datos ingresados
Cuando la informacioacuten ha sido aceptada se procede a determinar los
intervalos En la figura 34 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
Para determinar los intervalos se agrupa todos los valores de las horas de
inicio y finalizacioacuten en un solo vector ldquoHIF0rdquo luego se elimina los valores
repetidos de dicho vector y se ordenan en forma ascendente En los planes de
mantenimiento cabe la posibilidad de que ninguna unidad inicie su
mantenimiento en la hora cero o termine en la hora final del antildeo por lo cual si
esto sucede se debe adicionar estos valores al vector
Con este vector se procede a formar la matriz de periodos ldquoINTrdquo esta matriz
contendraacute las horas de inicio y fin de cada intervalo las horas de inicio
contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo excepto el uacuteltimo y las horas de
finalizacioacuten de los intervalos contienen todos los valores del vector ldquoHIF0rdquo
excepto el primero
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Joseacute Pachari P 32
SI
10 Ingreso del
plan de
mantenimiento
Presentacioacuten de la tabla
para el ingreso del plan
de mantenimiento de las
unidades
Ingreso de la hora de
Finalizacioacuten (HF) e inicio
(HI) del mantenimiento
de cada unidad
iquestAntildeo bisiesto
HF gt 0
amp
HF lt 8784
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
No
HF gt 0
amp
HF lt 8760
iquestDato
ingresado
HI gt 0
amp
HI lt HF
HF HI
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
10
Determinacioacuten de los
intervalos y sus capacidades
disponibles
Si
Si
La hora de inicio
debe ser lt a la
hora de
finalizacioacuten y gt 0
No
10
No
La hora de
finalizacioacuten debe
ser gt 0 amp lt 8784
No
10
Si
Si
Figura 3 3 Ingreso y validacioacuten de los datos del plan de mantenimiento
Cuando ya se ha obtenido la matriz de periodos se procede a determinar las
unidades que se encuentran en mantenimiento en cada uno de los intervalos
En la figura 35 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Obtiene la matriz (PLAN) formada
por los datos del plan de
mantenimiento a=aux max = horas
del antildeo
a=1
CAP(a1)=PLAN(a3)
HF(a1)=PLAN(a4)
HI(a1)=PLAN(a5)
a=Nuacutemero de
datos del PLAN
a=a+1No
HIN=HI(en forma
ascendente)
Si
HIN(11)=0No
Si
a=2
HIN1(11)=0
HFN1(11)=0
HIN1(a1)=HI(a-11)
HFN1(a1)=HF(a-11)
a=Nuacutemero de
filas de HIN+1
a=a+1
No
a=1
HIN1(a1)=HIN(a1)
a=Nuacutemero de
filas de HIN
a=a+1
No
a=1
Si
Si
HFI(a1)=HI(a1)a=Nuacutemero de
datos de HIN1
a=a+1
No
b=1
c=a+bHFI(c1)=HF(b1)
Si
b=Nuacutemero de
datos de HFN1
b=b+1No
Se ordena el vector HFI
de forma ascendente
Si
HFI(c1)=maxNo
HFI(c+11)=max
Sia=1 b=1
A=Filas de HFI
HFI0(11)=0
INT(a1)=HFI0(a1)
INT(a2)=HFI0(b1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
HFI0(b1)=HFI(a1)
b=b+1
No
a=a+1
a=A
Si
No
a=1 b=2
A=Filas de HFI0
Si
a=A-1
a=a+1
b=b+1
No
Si
Determinar
unidades de
cada intervalo
Figura 3 4 Determinacioacuten de los intervalos
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a=1 b=1
B=Nuacutemero de intervalos
A= Nuacutemero de unidades
del sistema
MANT(ab)=0
a=A
b=B
Si
Noa=a+1
b=b+1No
INT(b1)=HI(a1)
a=1
b=1
Si
Si
c=b
b=Nuacutemero de
intervalos
HF(a1)gt=INT(c2)
MANT(ac)=CAP(a1)c=c+1
No
b=b+1
No
a=Nuacutemero de
datos de CAP
Si
a=a+1No
Si
c=Nuacutemero de
intervalos
No
c=c+1
No
Si
50 Caacutelculo
de las
COPTs
Si
Figura 3 5 Determinacioacuten de las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada intervalo
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El proceso para determinar las unidades que se encuentran en mantenimiento
en cada uno de los intervalos obtenidos anteriormente se describe a
continuacioacuten Inicialmente se crea la matriz de ceros ldquoMANTrdquo cuyo nuacutemero de
columnas es igual al nuacutemero de intervalos y el nuacutemero de filas es igual al
nuacutemero de unidades del sistema de generacioacuten
Luego se compara las horas de inicio de cada periacuteodo con la hora de inicio del
mantenimiento de cada unidad cuando estas coinciden se remplaza el valor
inicial de MANT con el valor de la capacidad de la unidad luego se compara la
hora de finalizacioacuten del mantenimiento de dicha unidad con la hora de
finalizacioacuten del intervalo si es mayor se le asigna a la siguiente columna de
MANT el valor de dicha unidad esto se realiza hasta que la horas de
finalizacioacuten coincidan cuando se ha finalizado todo el proceso se tendraacute una
matriz que contiene las unidades que se encuentran en mantenimiento en cada
uno de los intervalos
323 Caacutelculo de la COPT
El caacutelculo de la COPT se realiza utilizando el algoritmo recursivo explicado en
el capiacutetulo 2 En la figura 36 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
el proceso inicia con la obtencioacuten de los datos del sistema de generacioacuten
ingresados inicialmente luego se determina el nuacutemero total de unidades que el
sistema posee ya que este seraacute tambieacuten el nuacutemero de iteraciones que se
deben realizar con el algoritmo recursivo
El algoritmo inicia con la determinacioacuten de los dos primeros estados de
capacidades desconectadas 0 MW y C MW donde C representa la capacidad
de la primera unidad ingresada Las probabilidades de ocurrencia
correspondientes a cada uno de los dos estados estaacuten dadas por el (1-FOR) y
FOR respectivamente
Seguidamente se procede a ingresar las otras unidades una a una en cada
ingreso se determina las capacidades desconectadas que se pueden
presentar considerando las capacidades desconectadas obtenidas
inicialmente La determinacioacuten de los nuevos estados producidos por cada
ingreso se realiza sumando la capacidad de la nueva unidad ingresada al
vector de capacidades desconectadas obtenido en una iteracioacuten previa se
forma un nuevo vector con los nuevos valores y los de la iteracioacuten previa luego
se eliminan los valores de capacidades desconectadas repetidos que se
pueden presentar Finalmente se aplica la ecuacioacuten del algoritmo recursivo
para determinar las probabilidades de ocurrencia de los nuevos estados
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20 Caacutelculo
de la COPT
Obtencioacuten de los datos del SG
UNI=Vector de unidades de cada central
CAP=Vector de capacidades
FOR=FOR de las unidades
n=1 TDU=0 N= Nuacutemero de centrales
TDU=TDU+UNI(n1) n=N
n=n+1
No
s=0 d=1 r=1 m=0 a=1 b=1 CAPD1(11)=0
CAPD1(21)=0 CAPD7(1)=0
CAPD7(21)=CAP(11)
PROB1(11)=1 PROB1(21)=0 PROB2(11)=0
PROB2(21)=0
Si
B=Nuacutemero de filas del vector CAPD1
K=Nuacutemero de filas del vector PROB1
s=s+1
CAPD2(s1)=CAPD1(b1)+CAP(d1)
n=1
a=1
b=1 b=B
b=b+1No
Se forma un nuevo vector (CAPD3) con los
vectores CAPD2 y CAPD1 y luego se oredena de
forma ascendente
Si
Se obtiene el vector CAPD4 eliminando
los valores repetidos del vector CAPD3
I=Nuacutemero de datos de CAPD4 i=1
CAPD5=CAPD4+CAP(d1)
j=1
k=1
CAPD4(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBD(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBD(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD1=PROBD(1-FOR(n1))
Si
m=0 j=1
k=1
CAPD5(j1)=CAPD7(k1)
m=m+1
PROBDC(m1)=PROB1(k1)
Si
mltj
m=m+1
PROBDC(m1)=0
Si
k=k+1
j=j+1
No
k=KNo
Si
j=INo
PROBD2=PROBDCFOR(n1)
PROBN=PROBD1+PROBD2
PROB1=PROBN
CAPD7=CAPD4 CAPD1=CAPD7
Si
a=UNI(N1)a=a+1No
d=d+1
Si
n=Nn=n+1No Se determina la
probabilidad acumulada
PROBAC
Presentacioacuten
de reultadosSi
Figura 3 6 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT
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324 Caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento de las
unidades
En la figura 37 se presenta el diagrama de flujo correspondiente para el caacutelculo
de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
Obtencioacuten de la matriz de intervalos
unidades en mantenimiento y datos del
sistema de generacioacuten
A=Nuacutemero de centrales
D= Nuacutemero de intervalos
a=1
CAPTC(a1)=CAP(a1)UNI(a1)
CAPCIDADT=Suma(CAP100)
b=1
c=c+1
UNIDIS(ad)=(CAPTC(a1)-MANT(cd))CAP(b1)
CAPTC(a1)=UNIDIS(a1)
b=UNI(a1)
b=b+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
d=D
Si
d=d+1
CAPTC1=CAPTC
a=1
c=0
d=1
No
Caacutelculo de la
COPT
Sid=1
d=D
Presentacioacuten
de resultados
Si
d=d+1No
Figura 3 7 Diagrama de flujo para el caacutelculo de la COPT incluyendo el plan de mantenimiento programado
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Joseacute Pachari P 38
Para este caacutelculo se requiere de la matriz de periodos y capacidades en
mantenimiento que se obtiene en el momento que se ingresan los datos del
sistema de generacioacuten como se explicoacute en el punto 322 Con los datos de
esta matriz se procede a determinar las capacidades disponibles en cada
intervalo Esto se realiza restando a la capacidad ingresada de cada central la
capacidad en mantenimiento de la misma central en cada intervalo con lo cual
posteriormente se puede obtener el nuacutemero de unidades disponibles de cada
central en cada uno de los periodos Con esta informacioacuten se procede a
determinar una COPT para cada periacuteodo como se explicoacute en el numeral 323 y
finalmente se presenta los resultados en pantalla
325 Determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad
En la figura 38 se presenta el diagrama de flujo correspondiente al caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad
El proceso inicia con el ingreso de los datos de demanda y el caacutelculo previo de
la tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
Con estos datos se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
correspondientes al modelo de demanda utilizado Cuando se utiliza la
demanda maacutexima diaria se determina inicialmente el LOLP para cada dato de
demanda y luego se procede a sumar para determinar el LOLE del periacuteodo de
anaacutelisis Cuando se utiliza la demanda horaria se calcula LOEP para cada
dato y luego se obtiene el HLOLE LOEE y EIR para el periacuteodo de anaacutelisis
Para determinar el LOLP se toma la probabilidad acumulada del primer estado
cuya capacidad conectada sea menor que el valor de la demanda Dicha
probabilidad representa el LOLP para ese dato demanda Seguidamente el
LOLE del sistema se obtiene multiplicando el LOLP de cada dato por el tiempo
correspondiente y sumaacutendolos
Para determinar el LOEP se toma todas las probabilidades individuales de los
estados cuyas capacidades conectadas sean menores que el valor de la
demanda Luego se determina la energiacutea no suministrada que se produce con
un nivel de capacidad menor que la demanda para luego multiplicarla por la
probabilidad correspondiente y obtener el LOEP para cada dato
El LOEE se obtiene multiplicando cada valor del LOEP por la energiacutea no
servida correspondiente y luego se suman los valores obtenidos Con este
valor y el valor de la energiacutea total de la carga se obtiene el EIR Finalmente se
procede a presentar los indicies individuales para cada dato de demanda o los
iacutendices totales del sistema
Cuando se utiliza el modelo aproximado de la demanda se debe determinar
ademaacutes de la probabilidad individual o acumulada el tiempo durante el cual la
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Joseacute Pachari P 39
demanda excede la capacidad conectada de un determinado estado Debido a
que el modelo aproximado de la carga estaacute representado por una o varias
rectas el tiempo se determina internamente mediante la ecuacioacuten de la recta
ya que los datos a ingresar son los valores maacuteximos y miacutenimos de la o las
rectasObtencioacuten de los datos de
demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=periacuteodo total
CC=CI-CAPD4
PROBN PROBAC
B=Nuacutemero de estados
d=0 v=0 b=0
CC(b1)gt=DEM(a1)
b=b+1
a=0 LOLE1=0
Siv=v+1 d=d+1
PROBIN(v1)=PROBN(a1)
PERD(v1)=CC(b1)
TIMEI(v1)=1
No
d=1PROBA=PROBAC(a1)
TIMEA=1 Sib=B
No
a=A
Si
a=a+1
No
No
LOLP(a1)=PROBA
LOLE=LOLP(a1)TIMEA+LOLE1
LOLE1=LOLE
c=1 LOEE1=0 LOEET1=0
ENS(c1)=(DEM(a1)-PERD(c1))TIMEI(c1)
LOEE(a1)=(ENS(c1)PROBIN(c1)+LOEE1)
EIR(a1)=1-LOEE(a1)ET
LOEE1=LOEE(a1)
c=v b=b+1No
LOEET=LOEE(a1)+LOEET1
LOEET1=LOEE(a1)
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
LOLE
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
HLOLE
LOEE
EIR
Figura 3 8 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad
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Joseacute Pachari P 40
Cuando se incluye el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad en el programa computacional se debe utilizar el modelo de
demanda maacutexima diaria u horaria en su orden cronoloacutegico
326 Caacutelculo de iacutendices de confiabilidad considerando la inclusioacuten de la
incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Cuando se incluye la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad en el programa inicialmente se toma los
datos de demanda y el valor de la incertidumbre con estos datos se procede a
determinar los nuevos valores de demanda correspondientes a cada intervalo
de clase de la curva de distribucioacuten y se los almacena en nuevo vector de
demandas
Con estos nuevos valores se procede a determinar los iacutendices de confiabilidad
para cada dato de demanda como se explicoacute en el numeral 325
seguidamente se procede a multiplicar los valores obtenidos por las
probabilidades correspondientes a los intervalos de clase de la curva de
distribucioacuten para finalmente obtener los iacutendices parciales y totales del sistema
En la figura 39 se presenta el diagrama de flujo correspondiente
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Joseacute Pachari P 41
Obtencioacuten de los datos de demanda (DEM)
A=Nuacutemero de datos
ET=Energiacutea Total
P=Periacuteodo total
INCERT= Valor de la incertidumbre()
a=1 b=0
INMW=DEM(a1)INCERT100
c=1 b=1
b=b+1
DEM1(b1)=DEM(a1)+(INMW(4-c))c=7
c=c+1
No
a=A
Si
a=a+1
No
Proceso de caacutelculo de iacutendices
con los nuevos datos
b=Nuacutemero de datos Si
Modelo de
Demanda
LDC
DPLVC
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
a=b
a=a+7
No
LOLE=Suma(LOLPD1TIMEA)
Si
a=1 c=0
LOLPD(a1)=LOLP(a1)0006
LOLPD(a+11)=LOLP(a+11)0061
LOLPD(a+21)=LOLP(a+21)0242
LOLPD(a+31)=LOLP(a+31)0382
LOLPD(a+41)=LOLP(a+41)0242
LOLPD(a+51)=LOLP(a+51)0061
LOLPD(a+61)=LOLP(a+61)0006
LOEPD(a1)=LOEP(a1)0006
LOEPD(a+11)=LOEP(a+11)0061
LOEPD(a+21)=LOEP(a+21)0242
LOEPD(a+31)=LOEP(a+31)0382
LOEPD(a+41)=LOEP(a+41)0242
LOEPD(a+51)=LOEP(a+51)0061
LOEPD(a+61)=LOEP(a+61)0006
c=c+1
LOLPD1(c1)=Suma(LOLPD)
LOEPD1(c1)=Suma(LOEPD)
a=b
a=a+7
No
HLOLE=Suma(LOLED1TIMEA)
LOEE=Suma(LOEED1TIMEI)
EIR=1-LOEEET
Si
Presentacioacuten
de iacutendices
Figura 3 9 Diagrama de flujo para el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad incluyendo la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
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Joseacute Pachari P 42
CAPIacuteTULO IV
VALIDACIOacuteN DEL PROGRAMA CIC-SG
41 Introduccioacuten
El creciente intereacutes en la creacioacuten de meacutetodos de evaluacioacuten de confiabilidad
de sistemas eleacutectricos de potencia incentivoacute The Institute of Electrical and
Electronics Engineers (IEEE) a desarrollar el Reliability Test System (RTS) que
permite obtener resultados exactos de iacutendices de confiabilidad que sirve para
comparar con diferentes metodologiacuteas propuestas de caacutelculo para
posteriormente garantizar el correcto funcionamiento al aplicarse a un sistema
de potencia real El RTS se ha venido desarrollando desde su primera
publicacioacuten en 1979 donde se presenta anaacutelisis de confiabilidad para dos tipos
de niveles jeraacuterquicos siendo de intereacutes de la tesis el primer nivel jeraacuterquico
tratado en los publicaciones de 1979 y 1986 que sirven para validar el
programa computacional que calcula iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten considerando datos baacutesicos de carga generacioacuten y plan de
mantenimiento
42 Sistema de prueba RTS-IEEE
El ldquoIEEE-Reliability Test Systemrdquo fue desarrollado por el subcomiteacute de
aplicaciones de meacutetodos probabiliacutesticos del instituto de Ingenieros Eleacutectricos y
Electroacutenicos este permite comprobar meacutetodos de caacutelculos de iacutendices de
confiabilidad de sistemas de generacioacuten y transmisioacuten El IEEE ndash RTS fue
desarrollado en tres etapas realizando la primera publicacioacuten en el antildeo 1979
en la cual se presentan datos del sistema de generacioacuten transmisioacuten demanda
maacutexima diaria y demanda horaria en orden cronoloacutegico En esta publicacioacuten
uacutenicamente se presentan los datos del sistema de potencia y resultados de la
tabla de probabilidades de capacidades desconectadas este se ha
denominado caso base los resultados o iacutendices de confiabilidad para el
sistema de generacioacuten se presentan en la publicacioacuten de 1986 denominada
caso extendido en esta se presenta el plan de mantenimiento programado
para las unidades del sistema de generacioacuten e incluye el anaacutelisis de la
incertidumbre en la pronoacutestico de la demanda La tercera publicacioacuten es
presentada en el antildeo 1996 en la cual se especifica las caracteriacutesticas de
sistema de transmisioacuten barras y subestaciones por lo cual dicha publicacioacuten
no es de intereacutes para el presente trabajo
421 Descripcioacuten del sistema de prueba (RTS)
El sistema de prueba estaacute formado por 9 centrales con una capacidad total de
3 405 MW distribuidos en 32 unidades cada una con su respectivo FOR y un
rango de capacidad de las unidades de 12 a 400 MW como se muestra en la
tabla 41 El modelo de carga presentado corresponde a un periodo de un antildeo
comenzando en el mes de enero se representa las demandas maacuteximas
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Joseacute Pachari P 43
semanales (52 semanas) en por unidad de la demanda maacutexima anual 2 850
MW presentados en la tabla 42 Las demandas maacuteximas diarias se presentan
en por unidad de la demandas maacuteximas semanales considerando como inicio
el diacutea Lunes dichos datos son presentados en la tabla 43 finalmente se
presentan las demandas horarias en por unidad de las demandas maacuteximas
diarias como se muestra en la tabla 44 Ademaacutes los datos de demanda
horaria se presentan divididos en las diferentes eacutepocas del antildeo primavera
verano otontildeo e invierno a su vez los datos de cada estacioacuten se encuentran
clasificados en diacuteas laborables y fines de semana [14] En la tabla 45 se
presenta el plan de mantenimiento del sistema de generacioacuten de la tabla 41
[4]
Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
Nuacutemero de unidades
Capacidad MW
FOR MTTF
7
(horas) MTTR
8 (horas)
Plan de mantenimiento
(semanas al antildeo)
5 12 002 2 940 60 2
4 20 010 450 50 2
6 50 001 1 980 20 2
4 76 002 1 960 40 3
3 100 004 1 200 50 3
4 155 004 960 40 4
3 197 005 950 50 4
1 350 008 1 150 100 5
2 400 012 1 100 150 6
Tabla 4 1 Datos de confiabilidad de las unidades del sistema de generacioacuten
7 De sus siglas en ingles Mean Time to Failure 8 De sus siglas en ingles Mean Time to Repair
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Joseacute Pachari P 44
Demanda maacutex semanal como porcentaje de la demanda maacutex anual
Semana Demanda maacutex () Semana Demanda maacutex ()
1 862 27 755
2 90 28 816
3 878 29 801
4 834 30 88
5 88 31 722
6 841 32 776
7 832 33 80
8 806 34 729
9 74 35 726
10 737 36 705
11 715 37 78
12 727 38 695
13 704 39 724
14 75 40 724
15 721 41 743
16 80 42 744
17 754 43 80
18 837 44 881
19 87 45 885
20 88 46 909
21 856 47 94
22 811 48 89
23 90 49 942
24 887 50 97
25 896 51 100
26 861 52 952
Tabla 4 2 Demanda maacutexima semanal como porcentaje de la demanda maacutexima anual
Demandas maacuteximas diarias como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
Diacutea Demanda maacutexima ()
Lunes 93
Martes 100
Mieacutercoles 98
Jueves 96
Viernes 94
Saacutebado 77
Domingo 75
Tabla 4 3 Demanda maacutexima diaria como porcentaje de la demanda maacutexima semanal
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Joseacute Pachari P 45
Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
Invierno Verano Primavera y Otontildeo
Semanas 1-8 amp 44-52 Semanas 18-30 Semanas 9-17 amp 31-43
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
Diacutea laborable
Fin de semana
67 78 64 74 63 75
63 72 60 70 62 73
60 68 58 66 60 69
59 66 56 65 58 66
59 64 56 64 59 65
60 65 58 62 65 65
74 66 64 62 72 68
86 70 76 66 85 74
95 80 87 81 95 83
96 88 95 86 99 89
96 90 99 91 100 92
95 91 100 93 99 94
95 90 99 93 93 91
95 88 100 92 92 90
93 87 100 91 90 90
94 87 97 91 88 86
99 91 96 92 90 85
100 100 96 94 92 88
100 99 93 95 96 92
96 97 92 95 98 100
91 94 92 100 96 97
83 92 93 93 90 95
73 87 87 88 80 90
63 81 72 80 70 85
Tabla 4 4 Demanda horaria como porcentaje de la demanda maacutexima diaria
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Joseacute Pachari P 46
Programa de Mantenimiento
Semanas Unidades en mantenimiento
1-2 ninguna 3-5 76 6-7 155 8 197 155
9 197 155 20 12
10 400 197 20 12
11 400 197 155 12-13 400 155 20 20
14 400 155 15 400 197 76
16-17 197 76 50 18 197
19 ninguna 20 100 21-22 100 50
23-25 ninguna 26 155 12
27 155 100 50 12
28 155 100 50 29 155 100
30 76 31-32 350 76 50
33 350 20 12 34 350 76 20 12
35 400 350 76 36 400 155 76 37 400 155
38-39 400 155 50 12
40 400 197 41-42 197 100 50 12
43 197 100 44-52 ninguna
Tabla 4 5 Plan de mantenimiento programado de las unidades
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43 Resultados de las publicaciones del Reliability Test System caso
base y extendido
431 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En la publicacioacuten de 1979 el autor reporta 10 estados como valores de
capacidad de salida representativos en la tabla 46 se presentan los estados
de capacidades desconectadas y sus respectivas probabilidades individuales y
acumulativas
Probabilidades de capacidades desconectadas
Estado Cap Desc (Mw) Probabilidad individual Probabilidad acumulada
1 0 023639495 1
31 100 002999154 054760141
90 200 000128665 03813284
153 265 000001312 033556693
288 400 006572832 026187364
444 556 000000345 00845782
488 600 000035769 006211297
838 950 000006431 000749197
1 088 1 200 000002413 000079125
1 388 1 500 00000003 000004043
Tabla 4 6 Resultados de la COPT reportados
432 Peacuterdida de carga esperada (LOLE)
Para el caacutelculo del iacutendice de peacuterdida de carga esperada (LOLE) se considera
truncamiento de la tabla de probabilidades acumuladas de sin redondeo
obteniendo 1 872 estados El modelo de carga estaacute representado por 364
valores de demanda maacutexima diaria obtenieacutendose el LOLE en diacuteasantildeo y 8 736
valores de demanda horaria obtenieacutendose el LOLE en horasantildeo
Los resultados reportados son
433 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda se
utiliza la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos discretos cada intervalo
posee un valor de aacuterea que representa la probabilidad de encontrar el valor
medio de la carga estas probabilidades son utilizadas en el caacutelculo del LOLE
(diacuteasantildeo)
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Joseacute Pachari P 48
Figura 4 1 Graacutefica de la distribucioacuten normal dividida en siete intervalos
Los valores considerados de la incertidumbre van desde 2 al 15 en el caacutelculo
del LOLE aplicando el concepto de distribucioacuten normal los resultados se
presenta en la tabla 47
Efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Incertidumbre () LOLE(diacuteasantildeo)
2 145110
5 191130
10 399763
15 950630
Tabla 4 7 Valores del LOLE considerando incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
434 Efectos del mantenimiento programado
Cuando las unidades del sistema de generacioacuten entran en mantenimiento la
capacidad disponible del sistema se ve reducida y por lo tanto es loacutegico pensar
que el LOLE tenga un incremento con respecto al LOLE que se obtiene cuando
no se considera el mantenimiento En la tabla 48 se presentan los valores del
LOLE para diferentes semanas y el valor total
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Joseacute Pachari P 49
Efecto del mantenimiento programado
Semanas LOLE(diacuteasantildeo)
121923-2544-52 112026
3-5 011395
6-7 006801
8 007424
9 002122
10 004624
11 007223
12-13 004632
14 003701
15 004654
16-17 007203
18 004392
20 006214
21-22 007202
26 006483
27 002015
28 006718
29 003259
30 004878
31-32 008787
33 005896
34 002059
35 011809
36 002266
37 007039
38-39 005062
40 002819
41-42 003858
43 004098
Total 266659
Tabla 4 8 Valores de LOLE por semanas y total incluyendo el plan de mantenimiento programado
435 Peacuterdida de energiacutea esperada (LOEE)
Para el caacutelculo de la energiacutea no servida se considera que cada nivel de carga
horaria es igual a la energiacutea demandada siendo la energiacutea total igual a la
sumatoria de los 8 736 datos de demanda horaria Dentro de los iacutendices
presentados se incluye expectativa de peacuterdida de energiacutea (LOEE) iacutendice de
confiabilidad de energiacutea (EIR) y adicionalmente la Energiacutea demandada cuyos
valores reportados son
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44 Resultados de iacutendices de confiabilidad y COPT obtenidos mediante
la aplicacioacuten al CIC ndash SG y comprobacioacuten mediante resultados
IEEE-RTS
Para realizar la validacioacuten de los diferentes resultados de iacutendices de
confiabilidad valores de probabilidades individuales o acumuladas de la tabla
de probabilidades de capacidades desconectadas se utiliza la ecuacioacuten 41
para calcular el error absoluto cometido
441 Tabla de probabilidades de capacidades desconectadas
En el programa desarrollado se calculoacute 3 180 estados ademaacutes no se ha
considerado meacutetodos de aproximacioacuten o truncamiento en el valor de las
probabilidades exacta y acumulada En la primera publicacioacuten del RTS se
reporta noventa estados que son presentados en el apeacutendice B tabla B11 en
la cual se presenta todos los estados para un rango de capacidad de salida de
0 a 60 MW para capacidades de salida mayores a 60 MW se presentan los
estados con incrementos de 20 MW hasta llegar a 1 600 MW finalmente la
publicacioacuten presenta una segunda tabla con 20 estados mostrados en el
apeacutendice B tabla B12 iniciando en 1 500 MW de capacidad de salida con
incrementos de 50 MW hasta llegar a 2 450 MW El nuacutemero de estados a
validar es considerable por lo cual el autor reportoacute posteriormente 10 estados
como valores de capacidad de salida representativos que son los que se
utilizan para la validacioacuten En la tabla 49 se presenta los estados
representativos y los resultados obtenidos del programa computacional
desarrollado
Datos representativos de la COPT
Estado
Cap Desc
Resultados IEEE-RTS 1979
Resultados CIC-SG Error absoluto ()
Probabilidad Probabilidad Probabilidad
(Mw) Individual Acumulada Individual Acumulada Individual Acumulada
1 0 023639495 1 023639511 1 676833E-05 0
31 100 002999154 054760141 002999156 054760114 666854E-05 493060E-05
90 200 000128665 038132840 000128665 038132810 0 786724E-05
153 265 000001312 033556693 000001312 033556665 0 834409E-05
288 400 006572832 026187364 006572831 026187343 152141E-05 801914E-05
444 556 000000345 008457820 000000345 008457806 0 0000165528
488 600 000035769 006211297 000035769 006211286 0 0000177097
838 950 000006431 000749197 000006431 000749195 0 0000266953
1 088 1 200 000002413 000079125 000002413 000079125 0 0
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1 388 1 500 000000030 000004043 000000030 000004044 0 0024727992
Tabla 4 9 Resultados representativos de COPT y error absoluto
En la tabla 49 se presenta en la probabilidad individual un error absoluto en
el orden del cien mileacutesimo o inferior por que se consideran como despreciables
Para la probabilidad acumulada el error maacuteximo cometido es del 0024 para
estas probabilidades la respuesta varia en el orden del diez mileacutesimo En
conclusioacuten la existencia de errores en las probabilidades individual y
acumulada se consideran como despreciables debido a que se presenta la
variacioacuten en la respuesta en el orden del diezmileacutesimo como maacuteximo y
analizando la dinaacutemica de caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad su influencia
es despreciable
442 Iacutendices de confiabilidad para el caso base
En el caacutelculo de los iacutendices el CIC-SG considera todos los estados de la tabla
de probabilidades acumuladas 364 datos de demanda maacutexima diaria y 8 736
datos de demanda horaria en orden cronoloacutegico Los caacutelculos totales de los
iacutendices de confiabilidad son presentados en la tabla 410 y tabla 411 Aunque
para el caso base donde no se incluye plan de mantenimiento programado se
podriacutea utilizar tambieacuten las curvas DPLVC y LDC obtenieacutendose los mismos
resultados
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Iacutendice de confiabilidad IEEE-RTS Resultado CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (diacuteasantildeo) 136886 136886 0
Tabla 4 10 Iacutendice de confiabilidad utilizando modelo de demanda maacutexima diaria
Para el modelo de demanda maacutexima diaria el uacutenico iacutendice que se obtiene es la
probabilidad de peacuterdida de carga LOLE cometieacutendose un error de cero por
ciento
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad IEEE-RTS Resultados CIC-SG Error absoluto
()
LOLE (horasantildeo) 939418 939136 003001859
LOEE (Gwh) 1176 1176 0
Energiacutea demandada (Gwh) 15297075 15297100 000016343
EIR 0999923 0999923 0
Tabla 4 11 Iacutendices de confiabilidad utilizando modelo de carga horaria
Para el modelo de carga horaria el error absoluto es de 003 para el LOLE
un error del 0 en el LOEE un error del 000016 en energiacutea demandada y
un error del cero por ciento para el EIR Si bien se presenta un error maacuteximo
del 003 que se puede considerar como despreciable hay que tomar en
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cuenta que en la publicacioacuten IEEE-RTS 1986 se presenta un truncamiento en
el nuacutemero de estados para el caacutelculo de los iacutendices a diferencia de esta tesis
que utiliza la totalidad de los estados siendo loacutegico que se presente un error
despreciable Los datos de demanda en MW obtenidos y aplicados al CIC-SG
se presentan en el apeacutendice B Tabla B13
443 Iacutendices de confiabilidad caso extendido
4431 Inclusioacuten del plan de mantenimiento programado en el caacutelculo del
LOLE
En la tabla 412 se presenta los resultados del caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad considerando el mantenimiento programado y el error con
respecto a los resultados presentados en el IEEE-RTS Cabe recalcar que
cuando se calcula iacutendices de confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento
programado en el programa CIC-SG se debe considerar uacutenicamente los
modelos de demanda maacutexima diaria u horaria dados en orden cronoloacutegico y no
en su forma acumulada o modelo aproximado
Considerando el plan de mantenimiento en el caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad y comparando los resultados del CIC-SG con los de la IEEE-RTS
1986 se comete un error absoluto del 0 El plan de mantenimiento en su
forma adecuada para ingresar al programa se presenta en el apeacutendice B tabla
B14
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Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Semanas
LOLE(diacuteasantildeo)
Error obtenido IEEE-RTS
Resultados obtenidos
121923-2544-52 112026 112026 0
3-5 011395 011395 0
67 006801 006801 0
8 007424 007424 0
9 002122 002122 0
10 004624 004624 0
11 007223 007223 0
1213 004632 004632 0
14 003701 003701 0
15 004654 004654 0
1617 007203 007203 0
18 004392 004392 0
20 006214 006214 0
2122 007202 007202 0
26 006483 006483 0
27 002015 002015 0
28 006718 006718 0
29 003259 003259 0
30 004878 004878 0
3132 008787 008787 0
33 005896 005896 0
34 002059 002059 0
35 011809 011809 0
36 002266 002266 0
37 007039 007039 0
3839 005062 005062 0
40 002819 002819 0
4142 003858 003858 0
43 004098 004098 0
total (diacuteasantildeo) 2666590 2666590 0
Tabla 4 12 Resultados de iacutendices de confiabilidad considerando el plan de mantenimiento programado
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4432 Inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de
la demanda para el caacutelculo del LOLE
Al considerar el efecto de la incertidumbre en el pronoacutestico de la carga en el
CIC ndash SG se obtiene los resultados que se muestran en la tabla 413 La
incertidumbre se considera en el anaacutelisis del caso base es decir no se
considera el plan de mantenimiento programado de las unidades
Comparacioacuten del iacutendice de confiabilidad
Incertidumbre ()
LOLE(diacuteasantildeo) Error obtenido () IEEE-RTS Resultados obtenidos PC
2 14511 14511 0
5 19113 191129 000052320
10 399763 398684 026990992
15 95063 820576 136808222
Tabla 4 13 Efecto de la incertidumbre en el LOLE (diacuteasantildeo)
Como se puede observar el error cometido aumenta cuando la incertidumbre
va incrementaacutendose aunque para el segundo y tercer dato el error es
despreciable maacutes no asiacute para el cuarto dato donde el error tiene un incremento
abrupto Debido a esta razoacuten se realizaron los caacutelculos mediante Microsoft
Excel obtenieacutendose los mismos resultados que se obtienen mediante el CIC-
SG
45 Meacutetodos aproximados
En toda metodologiacutea propuesta es importante desarrollar meacutetodos
aproximados estos permiten obtener modelos que agilizan el anaacutelisis o caacutelculo
reduciendo el tiempo empleado con un error en los resultados aceptables
respecto a los exactos
En el presente trabajo se analizaraacute o plantearaacute modelos aproximados para el
sistema de carga y plan de mantenimiento programado
451 Aproximacioacuten de la curva DPLVC mediante regresioacuten lineal simple
El meacutetodo planteado establece la existencia de una relacioacuten lineal entre dos
variables carga y tiempo mediante la utilizacioacuten del meacutetodo de la suma miacutenima
de los cuadrados de las distancias verticales entre cada punto y la recta El
coeficiente de determinacioacuten es el maacutes utilizado e indica el porcentaje de
ajuste que se ha conseguido con el modelo lineal siendo 1 una relacioacuten lineal
perfecta y 0 al no existir relacioacuten [15]
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a)
b)
Figura 4 2 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal a) con un segmento b) con dos segmentos
En una primera aproximacioacuten se establece el modelo con una sola recta para
los 364 datos obtenieacutendose la recta mostrada en la figura 42 (a) con un
coeficiente de determinacioacuten de 0979 El siguiente paso es el mejorar el
coeficiente de determinacioacuten mediante la divisioacuten de la curva de carga en
intervalos con igual nuacutemero de datos para cada uno de ellos se aplica la
regresioacuten lineal simple en la figura 42 (b) se presenta para dos intervalos y
para cinco se presenta en la figura 43 los resultados obtenidos del LOLE para
los intervalos son mostrados en la tabla 414
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Joseacute Pachari P 56
Los paraacutemetros para establecer si el modelo es adecuado se basan en un error
no mayor al 5 en el caacutelculo de los iacutendices y el nuacutemero de segmentos de recta
no mayor a cinco
Figura 4 3 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal con cinco segmentos
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de Segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
CIC-SG (Diacuteasantildeo)
Error Absoluto ()
1 Uno 2 626798 1 595 364 0979 118180 1366538580
2 Dos 2 645950 2 0756093 182 0965
125289 8472013208 2 139300 1 5812595 182 0924
3 Cinco
2 692358 2 358134 73 0887
134808 1518051517
2 401612 2 202748 73 0988
2 182204 2 004508 73 0987
2 004120 1 881432 73 0992
1 875691 1 484268 72 0984
Tabla 4 14 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga
En la tabla 414 se presenta el nuacutemero de intervalos utilizados puntos iniciales
y finales de cada segmento duracioacuten de cada segmento coeficientes de
determinacioacuten y resultados obtenidos al aproximar la curva DPLVC a una o
varias rectas para los tres casos se establecen intervalos de duracioacuten iguales
para cada segmento En el primer caso con una sola recta con un coeficiente
de determinacioacuten de 0979 se comete un error de 1366 que es un error
considerable para el segundo caso con dos rectas se tiene un de 096 y
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092 cometiendo un error del 847 al comparar ambos errores se presenta
una contradiccioacuten debido a que al tener un valor del cercano a 1 para el
primer caso se deberiacutea cometer un error menor que en el segundo caso cuyo
en promedio es de 0942 En el tercer caso se presenta 5 intervalos con sus
respectivos cometiendo un error absoluto en el LOLE de 151 al
comparar con los dos casos anteriores se observa que el error en el caacutelculo del
LOLE es menor Por lo cual el meacutetodo de regresioacuten lineal simple dividiendo la
curva de carga en segmentos con igual nuacutemero de datos no se puede evaluar
mediante el sino uacutenicamente observando el error cometido en el caacutelculo del
iacutendice de confiabilidad Como segunda alternativa se plantea el meacutetodo de
regresioacuten lineal mediante inspeccioacuten de la curva imponiendo el nuacutemero de
intervalos y el nuacutemero de datos que cada intervalo tendraacute La regresioacuten lineal
se aplica a cada uno de los intervalos como se muestren la figura 44 y 45
Se plantea el segundo meacutetodo debido a que la curva de carga DPLVC
aparentemente tiene comportamientos lineales en varios intervalos que por
inspeccioacuten permite identificarlos no siendo el caso del primer meacutetodo que no
diferencia si tiene un comportamiento lineal
Figura 4 4 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
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Figura 4 5 Aproximacioacuten mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
En la tabla 415 se presenta dos casos que son resultado de la inspeccioacuten de la
curva de carga para el primer caso se establece tres intervalos que son
mostrados en la figura 44 cometiendo un error del 369 con un coeficiente
de determinacioacuten de 0967 en promedio para el segundo caso se divide en
cuatro intervalos como se muestra en la figura 45 con un promedio de
0974 cometiendo un error del 156 al comparar ambos casos se observa un
comportamiento loacutegico debido a que al tener un lo maacutes cercano a uno el
error cometido tiende a cero
Modelo de carga DPLVC aproximado mediante regresioacuten lineal simple por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 136886
Caso Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten R2 LOLE
Obtenido Diacuteasantildeo
Error absoluto ()
1 Tres
2 778600 2 527800 23 0928
131833 3691392838 2 517256 1 836417 270 0990
1 870766 1 484996 71 0983
2 Cuatro
2 790720 2 564960 18 0929
134749 1561153076 2 554360 2 142210 147 0995
2 115610 1 872780 128 0990
1 876280 1 484990 71 0983
Tabla 4 15 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga DPLVC
En el primer meacutetodo se aprecia que el coeficiente de determinacioacuten no es un
paraacutemetro adecuado debido a que se pueden presentar valores de
cercanos a la unidad pero con errores en el caacutelculo del LOLE considerables
como en el primer caso de la tabla 414 esto se debe a que si bien la regresioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 59
lineal permite encontrar una recta que mejor se ajuste a los 364 puntos al
obtener se utiliza un error promedio de todos los puntos y al calcular los
iacutendices de confiabilidad no todos los puntos tienen un mismo peso en el valor
del LOLE final [16] [17] Por el anterior razonamiento se establece como
segundo meacutetodo la formacioacuten de rectas mediante inspeccioacuten daacutendonos errores
despreciables por lo cual se considera el segundo meacutetodo como aproximando
de la curva de carga mediante cuatro segmentos de recta para el caacutelculo de los
iacutendices
452 Caacutelculo del LOLE utilizando el modelo aproximado e incluyendo
la incertidumbre en el pronoacutestico de la demanda
Se utiliza el meacutetodo aproximado con los intervalos presentados en la tabla 415
segundo caso para el caacutelculo del LOLE con incertidumbre los resultados son
presentados en la tabla 416
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad mediante modelo aproximado
Incertidumbre ()
LOLE (diacuteasantildeo) Error absoluto ()
IEEE-RTS Exacto CIC-SG
Aproximado CIC-SG
Exacto Aproximado
IEEE-RTS Aproximado
2 14511 14511 142622 1714561367 1714561367
5 19113 191129 190389 0387173061 038769424
10 399763 398684 396644 0511683439 0780212276
15 95063 820576 812361 1001126038 1454498596
Tabla 4 16 Resultados obtenidos del meacutetodo aproximado con incertidumbre
Los errores cometidos con valores de incertidumbre del 2 5 y 10 son
despreciables si comparamos los resultados presentados por el RTS y los
calculados mediante el meacutetodo exacto en el CIC-SG para la incertidumbre del
15 el error que se comete respecto de los valores del RTS es considerable al
igual que sucedioacute con el error obtenido para el caacutelculo con el meacutetodo exacto
pero si comparamos el meacutetodo exacto con el aproximado se puede observar
que el error tambieacuten es despreciable Por lo tanto se corrobora que el modelo
aproximado utilizado es adecuado
453 Aplicacioacuten del modelo aproximado a la curva de carga LDC
Una vez que se obtuvo un meacutetodo aproximado para el modelo de carga de la
curva DPLVC se aplica el mismo criterio para la curva LDC obteniendo el
nuacutemero de segmentos mostrados en la tabla 417
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 60
Modelo de carga LDC aproximado mediante regresioacuten lineal por inspeccioacuten
IEEE-RTS LOLE (horasantildeo) 939418
LOLE Exacto (horasantildeo) CIC - SG 939136
Nuacutemero de segmentos
Demanda Inicial (MW)
Demanda Final (MW)
Duracioacuten LOLE obtenido
HorasAntildeo
Error absoluto ()
IEEE- RTS Exacto
Exacto Aproximado
4
2 746213 2 53356 120
915452 255115401 252189246 2 489832 1 93260 2 680
1 950258 1 141 5 700
1 124949 99546 236
Tabla 4 17 LOLE obtenido mediante la aproximacioacuten de la curva de carga LDC
Al obtener un error en el LOLE de 255 se verifica la correcta aplicacioacuten del
meacutetodo de regresioacuten lineal por inspeccioacuten en el caso de la curva LDC se
calcula otros iacutendices que son presentados en la tabla 418 y que no fueron
calculados en la curva DPLVC debido a que se tratan de iacutendices de peacuterdida de
energiacutea
Comparacioacuten de iacutendices de confiabilidad
Iacutendices de confiabilidad
IEEE-RTS CIC-SG Exacto
CIC-SG Aproximado
Error absoluto ()
IEEE-RTS Aproximado
Exacto Aproximado
LOEE (GWh) 1176 11763 111747 5001275185 4977040816
Energiacutea demandada (GWh) 15297075 152971 153031 0039223121 0039386615
EIR 0999923 0999923 0999927 0000400031 0000400031
Tabla 4 18 Iacutendices de confiabilidad con meacutetodo aproximado de la curva de carga LDC
En la tabla 418 se presenta los resultados y errores obtenidos en el caacutelculo al
compararlos con los errores cometidos en el meacutetodo exacto se observa que al
ser una aproximacioacuten el mayor error es del LOEE de 5 de lo que se
concluye que la aproximacioacuten es acertada
454 Modificaciones del plan de mantenimiento
El objetivo de esta aproximacioacuten es reducir el nuacutemero de intervalos que se
obtiene del plan de mantenimiento y por consiguiente el tiempo de caacutelculo de
las respectivas tablas de probabilidades de capacidades desconectadas de
cada intervalo ademaacutes de poder obtener un modelo del plan de mantenimiento
que pueda ser utilizado para el caacutelculo de iacutendices de confiabilidad a largo plazo
En la figura 46 se muestra la curva de capacidades disponibles debido al plan
de mantenimiento de todas las unidades del sistema de generacioacuten Como se
puede observar el nuacutemero de intervalos totales son 32 y por lo tanto igual
nuacutemero de COPTs
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 61
Figura 4 6 Curva de capacidades disponibles de cada intervalo del plan de mantenimiento
Como se puede apreciar la capacidad disponible es variable debido a que en
cada intervalo puede estar una o varias unidades en mantenimiento En la tabla
419 se muestran las capacidades disponibles de cada intervalo y las unidades
que se encuentran en mantenimiento
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 62
Intervalo Inicio del
Intervalo (h) Fin del intervalo
(h)
Capacidad disponible
MW
Unidades en mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 344 3 053 155-197 352
P5 1 344 1 512 3 021 12-20-155-197 384
P6 1 512 1 680 2 776 12-20-197-400 629
P7 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P8 1 848 2 184 2 810 20-20-155-400 595
P9 2 184 2 352 2 850 155-400 555
P10 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P11 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P12 2 856 3 024 3 208 197 197
P13 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P14 3 192 3 360 3 305 100 100
P15 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P16 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P17 4 200 4 368 3 238 12-155 167
P18 4 368 4 536 3 088 12-50-100-155 317
P19 4 536 4 704 3 100 50-100-155 305
P20 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P21 4 872 5 040 3 329 76 76
P22 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P23 5 376 5 544 3 023 12-20-350 382
P24 5 544 5 712 2 947 12-20-76-350 458
P25 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P26 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P27 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P28 6 216 6 552 2 788 12-50-155-400 617
P29 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P30 6 720 7 056 3 046 12-50-100-197 359
P31 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P32 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 19 Plan de mantenimiento y capacidades disponibles de cada intervalo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 63
4541 Modificacioacuten del plan de mantenimiento no considerando en
el plan de mantenimiento las unidades pequentildeas del sistema
de generacioacuten
Como el titulo lo sugiere en esta primera aproximacioacuten al no considerar las
unidades maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten en el plan de
mantenimiento implica que dichas unidades se encuentran disponibles durante
todo el periodo de anaacutelisis El procedimiento de esta aproximacioacuten sugiere que
las unidades que no se deben considerar en el plan de mantenimiento sean
inicialmente las de 12 MW luego de ser posible las de 12 MW y 20 MW
seguido de la combinacioacuten de 12 MW 20 MW y 50 MW y asiacute sucesivamente
mientras el error en la determinacioacuten de los iacutendices se encuentre dentro de los
paraacutemetros (maacutex 5) En la tabla 420 se muestra un resumen de los caacutelculos
Anaacutelisis del mantenimiento
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Caso Nuacutemero de unidades
que no entran en mto
Capacidad de cada unidad
MW
Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 5 12 31 263677 111828215
2 5 12
29 260803 219606313 4 20
3
5 12
25 247399 722270765 4 20
6 50
Tabla 4 20 LOLE obtenido mediante la modificacioacuten del plan de mantenimiento
Con esta modificacioacuten se puede observar que las unidades que se podriacutean
excluir del plan de mantenimiento seriacutean las de 12 y 20 MW ya que el error que
se presenta en el caacutelculo del LOLE se encuentra dentro de los liacutemites
establecidos inicialmente aunque el objetivo final que se persigue no se ha
conseguido ya que uacutenicamente se reducen 3 intervalos lo que se consigue con
este meacutetodo principalmente es la reduccioacuten de los datos del plan de
mantenimiento que se deben manipular En la tabla 421 se presenta los
intervalos y capacidades disponibles del plan de mantenimiento modificado
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 64
Intervalo Inicio del
Intervalo(h) Fin del
Intervalo(h) Capacidad
disponible MW Unidades en
mantenimiento
Capacidad en mantenimiento
MW
P1 0 336 3 405 Ninguna 0
P2 336 840 3 329 76 76
P3 840 1 176 3 250 155 155
P4 1 176 1 512 3 053 155-197 352
P5 1 512 1 680 2 808 197-400 597
P6 1 680 1 848 2 653 155-197-400 752
P7 1 848 2 850 2 850 155-400 555
P8 2 352 2 520 2 732 76-197-400 673
P9 2 520 2 856 3 082 50-76-197 323
P10 2 856 3 024 3 208 197 197
P11 3 024 3 192 3 405 Ninguna 0
P12 3 192 3 360 3 305 100 100
P13 3 360 3 696 3 255 100-50 150
P14 3 696 4 200 3 405 Ninguna 0
P15 4 200 4 368 3 250 155 155
P16 4 368 4 704 3 100 50-100-155 305
P17 4 704 4 872 3 150 100-155 255
P18 4 872 5 040 3 329 76 76
P19 5 040 5 376 2 929 50-76-350 476
P20 5 376 5 544 3 055 350 350
P21 5 544 5 712 2 979 76-350 426
P22 5 712 5 880 2 579 76-350-400 826
P23 5 880 6 048 2 774 76-155-400 631
P24 6 048 6 216 2 850 155-400 555
P25 6 216 6 552 2 800 50-155-400 605
P26 6 552 6 720 2 808 197-400 597
P27 6 720 7 056 3 058 50-100-197 347
P28 7 056 7 224 3 108 100-197 297
P29 7 224 8 736 3 405 Ninguna 0
Tabla 4 21 Plan de mantenimiento modificado y capacidades disponibles de cada intervalo
4542 Modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten
Se realiza la modificacioacuten de la curva de mantenimiento por inspeccioacuten en
aquellos puntos en los cuales no existe gran diferencia entre las capacidades
disponibles de periodos continuos como se puede observar en la figura 47
Como se puede observar en la figura se agrupa intervalos de mantenimiento
que tienen capacidades disponibles que variacutean en pequentildea cantidad para
conseguir esto hay que modificar el plan de mantenimiento de algunas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 65
unidades En la tabla 422 se muestran las unidades a las que se les ha
modificado el plan de mantenimiento y el intervalo original al que perteneciacutean
dichas unidades
Figura 4 7 Plan de mantenimiento
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero de unidades Capacidad MW
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h)
P5 1 12 1 512 1 680
1 20 1 512 1 680
P8 2 20 No entra en mantenimiento
P15 1 50 No entra en mantenimiento
P18 1 12 4 200 4 368
P18 1 50 No entra en mantenimiento
P19 1 50 No entra en mantenimiento
P24 1 76 6 048 5 712
P28 1 50 No entra en mantenimiento
P28 1 12 No entra en mantenimiento
P30 1 12 No entra en mantenimiento
1 50 No entra en mantenimiento
Tabla 4 22 Nuevo plan de mantenimiento de las unidades que se ven afectadas por la reduccioacuten del nuacutemero de intervalos
Como se puede observar para algunas unidades no se considera el plan de
mantenimiento y para otras se ha modificado ya sea su hora de inicio o
finalizacioacuten esto se debe a la necesidad de tener capacidades disponibles
iguales en intervalos continuos para poder agruparlos y reducir el nuacutemero de
los mismos Ademaacutes hay que recalcar que para obtener un error del LOLE que
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 66
se encuentre dentro de los liacutemites permitidos como se muestra en la tabla 423
las unidades a las que se les modifica el plan de mantenimiento siguen siendo
las maacutes pequentildeas del sistema de generacioacuten En la tabla 423 se muestran los
resultados del LOLE con el plan de mantenimiento modificado iniciando con la
modificacioacuten del P5 luego la modificacioacuten del P5 y P8 conjuntamente hasta
finalmente incluir todas las modificaciones
Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados de la curva
original Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto ()
1 P5 31 266241 015675451
2 P5P8 30 264716 072864595
3 P5P8 P15 29 262381 160429612
4 P5P8 P15 P18 P19 27 259299 276007940
5 P5P8 P15 P18 P19P24 26 258297 313584016
6 P5P8 P15 P18 P19P24P28 25 255889 403886612
7 P5P8 P15 P18 P19P24P28P30 24 254447 457963167
Tabla 4 23 LOLE obtenido con el plan de mantenimiento modificado
Se puede observar que cuando el nuacutemero de intervalos se reduce debido a las
modificaciones que se hace a la curva del plan de mantenimiento el error crece
la razoacuten de este comportamiento se debe a que para tener menos intervalos de
mantenimiento se debe modificar u omitir del plan de mantenimiento unidades
de generacioacuten maacutes grandes cada vez modificando considerablemente la
capacidad disponible y por consiguiente el LOLE
Mediante este meacutetodo se consigue una mayor reduccioacuten del nuacutemero de
intervalos en comparacioacuten con el meacutetodo anterior pero debido a que la
reduccioacuten del nuacutemero de intervalos se hace de forma visual pueden existir
varias formas de combinar los intervalos siendo difiacutecil encontrar una curva
modificada que sea la maacutes adecuada por lo cual se recurre a otro meacutetodo que
permita modificar o reducir el nuacutemero de intervalos de mantenimiento en
funcioacuten del porcentaje del LOLE de cada intervalo con respecto al LOLE total
4543 Anaacutelisis en funcioacuten del porcentaje del total LOLE de cada
intervalo
Antes de continuar con el anaacutelisis es necesario observar la relacioacuten que se
presenta entre los valores de demandas maacuteximas y la curva de mantenimiento
para su anaacutelisis se utiliza la figura 48
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 67
Figura 4 8 Curva de carga y mantenimiento programado
Al analizar la figura 48 se puede apreciar que los valles de carga son el
momento propicio para que mayor cantidad de unidades entren en
mantenimiento y el comportamiento de las curva mantiene o trata de mantener
un mismo valor de reserva Es necesario considerar que una razoacuten para el
comportamiento de la curva de carga y mantenimiento es debido a que los
valores de carga consideran las cuatro estaciones produciendo valles de carga
pronunciados permitiendo programar el mantenimiento acorde a la curva de
carga
Para el desarrollo del meacutetodo de aproximacioacuten es necesario obtener el LOLE
para cada uno de los periodos de capacidad disponible obtenidos de la curva
de mantenimiento y el porcentaje que representa con respecto al LOLE total
Estos resultados son presentados en la tabla 424 el caacutelculo del porcentaje es
obtenido mediante la ecuacioacuten 42
(42)
En funcioacuten de estos porcentajes se puede realizar modificaciones en el plan de
mantenimiento de las unidades con el objetivo de obtener una reduccioacuten en el
nuacutemero de periodos paraacutemetros para la obtencioacuten de una curva tipo para
futuras aplicaciones disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo de los iacutendices y
obtener un error absoluto en el caacutelculo del LOLE que se encuentre dentro de
los liacutemites establecidos Con el valor del LOLE de cada intervalo se puede
empezar a modificar la curva de mantenimiento igualando las capacidades
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 68
disponibles de intervalos continuos empezando por los intervalos que
representan el menor porcentaje del LOLE total Para igualar las capacidades
disponibles se debe omitir el mantenimiento de algunas unidades en los
intervalos en algunos casos esto no es posible ya que los intervalos continuos
al que se estaacute analizando no poseen unidades comunes como es el caso de
intervalo P13 (tabla 419) en el cual ninguna unidad esta en mantenimiento y
sus intervalos adyacentes tienen unidades de 100 y 197 MW en
mantenimiento En la tabla 425 se muestra el valor del LOLE de cada intervalo
y su porcentaje respecto al LOLE total en orden ascendente
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo)
266659
Intervalo LOLE por periodo
(diacuteasantildeo)
Porcentaje del LOLE
total
P1 006421 2408
P2 011395 4273
P3 006802 2551
P4 007424 2784
P5 002122 0796
P6 004624 1734
P7 007223 2709
P8 004632 1737
P9 003701 1388
P10 004654 1745
P11 007203 2701
P12 004392 1647
P13 002301 0863
P14 006214 2330
P15 007202 2701
P16 011735 4401
P17 006483 2431
P18 002015 0756
P19 006718 2519
P20 003259 1222
P21 004878 1829
P22 008787 3295
P23 005896 2211
P24 002059 0772
P25 011809 4429
P26 002266 0850
P27 007039 2640
P28 005062 1898
P29 002819 1057
P30 003858 1447
P31 004098 1537
P32 091568 34339
TOTAL 266659 100
Tabla 4 24 Porcentajes del LOLE para cada periodo de mantenimiento
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 69
IEEE-RTS LOLE (diacuteasantildeo) 266659
Intervalo Porcentaje del
LOLE total Intervalo
Porcentaje del LOLE
total
P18 0756 P23 2211
P24 0772 P14 2330
P5 0796 P1 2408
P26 0850 P17 2431
P13 0863 P19 2519
P29 1057 P3 2551
P20 1222 P27 2640
P9 1388 P15 2701
P30 1447 P11 2701
P31 1537 P7 2709
P12 1647 P4 2784
P6 1734 P22 3295
P8 1737 P2 4273
P10 1745 P16 4401
P21 1829 P25 4429
P28 1898 P32 34339
TOTAL1 = 21278 TOTAL2 = 78722
TOTAL=TOTAL1+TOTAL2 100
Tabla 4 25 LOLE de cada periodo y porcentaje del LOLE total
En la tabla 426 se muestran las modificaciones del plan de mantenimiento de
las unidades de cada intervalo que ha sido intervenido empezando por el
intervalo cuyo LOLE es el menos representativo y continuando con los demaacutes
intervalos que se pueden modificar
Modificacioacuten del plan de mantenimiento
Intervalo Nuacutemero
de unidades
Capacidad MW
Plan de mantenimiento original
Nuevo plan de mantenimiento
Inicio (h) Fin (h) Inicio (h) Fin (h)
P18 1 12 4 200 4 536 4 200 4 368
P24 1 76 5 544 6 048 5 712 6 048
P5 1 12 1 344 1 680 1 512 1 680
1 20 1 344 1 680 1 512 1 680
P26 1 76 5 544 6 048 5 712 5 880
P30 1 12 6 720 7 056 0 0
1 50 6 720 7 056 0 0
P8 2 20 1 848 2 184 0 0
P28 1 12 6 216 6 552 0 0
1 50 6 216 6 552 0 0
P15 1 50 3 360 3 696 0 0
Tabla 4 26 Modificacioacuten del plan de mantenimiento de las unidades de los intervalos intervenidos
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Resultados de las modificaciones en el mantenimiento programado
IEEE-RTS LOLE exacto (diacuteasantildeo) 266659
Caso Periodos afectados Nuacutemero de intervalos
LOLE obtenido (diacuteasantildeo)
Error absoluto
()
1 P18 31 266474 0069
2 P18 P24 30 265472 0445
3 P18P24P5 29 265054 0602
4 P18P24P5P26 28 263926 1025
5 P18P24P5P26P30 27 262484 1566
6 P18P24P5P26P30P8 26 260960 2137
7 P18P24P5P26P30P8P28 25 258551 3041
8 P18P24P5P26P30P8P28P15 24 256216 3916
Tabla 4 27 Resultados del LOLE debido a las modificaciones del plan de mantenimiento
En la tabla 427 se presentan los resultados del LOLE debido a las
modificaciones del plan de mantenimiento de algunas unidades como se
puede observar el nuacutemero de intervalos se reduce de 32 a 24 al igual que con
el meacutetodo descrito en el inciso 4542 donde se realiza la reduccioacuten de los
intervalos por inspeccioacuten la diferencia resalta en el error cometido en el caacutelculo
del LOLE ya que en un caso el error con 24 intervalos es de 4580 y en el
presente caso se reduce a 3916 demostrando que la mejor teacutecnica para
establecer un modelo de plan de mantenimiento para aplicaciones futuras es la
expuesta en este inciso En la figura 49 se presenta la curva de mantenimiento
modificada Cabe anotar que para conseguir una reduccioacuten aun mayor del
nuacutemero de intervalos se debe modificar el plan de mantenimiento de unidades
cada vez maacutes grandes con lo cual se incrementa el error en el caacutelculo del
LOLE ademaacutes se puede observar en la tabla 426 que la unidades a las cuales
se les modifica el plan de mantenimiento en general siguen siendo las maacutes
pequentildeas del sistema de generacioacuten
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Figura 4 9 Curva de mantenimiento modificada
46 Tiempos de caacutelculo
Un aspecto importante a considerar es el tiempo de caacutelculo de la tabla de
probabilidades de capacidades desconectadas e iacutendices de confiabilidad
mediante los meacutetodos exactos y poderlos comparar con los modelos
aproximados En la tabla 428 se presenta los tiempos obtenidos en el proceso
de validacioacuten del programa computacional mediante el sistema de pruebas
IEEE-RTS tanto en su caacutelculo exacto como aproximado
Tiempo de caacutelculo (seg) de la COPT e iacutendices de confiabilidad
Sin Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 170 0340
Iacutendices con carga horaria 3660 0340
Sin Mantenimiento-Con incertidumbre
Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Demanda
COPT 172 1720
Iacutendices con carga pico diaria 1115 1420
Con Mantenimiento Modelo Exacto
Modelo Aproximado de Mantenimiento-Exacto de
demanda
COPT 4040 302
Iacutendices con carga pico diaria 2 2
Tabla 4 28 Tiempos en el proceso de caacutelculo de iacutendices
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En la tabla 428 se presenta los tiempos de caacutelculo de los iacutendices de
confiabilidad mediante el modelo exacto y aproximado Como se puede
observar si se utiliza el modelo aproximado de demanda no se puede utilizar el
plan de mantenimiento programado Uno de los objetivos planteados para la
utilizacioacuten de meacutetodos aproximados era la disminucioacuten en el tiempo de caacutelculo
de la COPT y los iacutendices de confiabilidad en la tabla 428 se puede observar
en el primer caso (ldquoSin Mantenimientordquo) el tiempo de caacutelculo de la COPT es
igual ya que la aproximacioacuten se hace al modelo de demanda pero el tiempo
que se requiere con el modelo aproximado es el 20 del tiempo que se
requiere con el modelo exacto cuando se utiliza la carga horaria el tiempo que
se requiere con el modelo aproximado es uacutenicamente el 093 del tiempo que
requiere el modelo exacto De esta forma se puede observar que mediante la
utilizacioacuten de modelos aproximados se consigue reducir el tiempo de caacutelculo de
los iacutendices de confiabilidad y COPT
Es importante considerar que estos valores pueden variar dependiendo de la
versioacuten del software MatLab y las caracteriacutesticas del computador utilizado En
este caso se ha utilizado la versioacuten 71 de MatLab y un computador marca
TOSHIBA con sistema operativo de 32 bits Windows 7 Ultimate con memoria
RAM de 2GB procesador Pentium Intel Dual-Core de 176 GHz de velocidad
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CAPITULO V
DESCRIPCIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN DEL
SNI
51 Introduccioacuten
Para realizar el anaacutelisis de confiabilidad del sistema de generacioacuten del sistema
nacional interconectado ecuatoriano es necesario obtener una base de datos
confiable que permita obtener resultados con la mayor exactitud posible La
informacioacuten debe ser adquirida e investigada en los organismos de control y
operacioacuten del sector eleacutectrico tales como el CENACE CONELEC MEER
(Ministerio de Electricidad y Energiacuteas Renovables) o paacuteginas web de las
empresas a las que pertenezcan las centrales La informacioacuten recaudada se ha
dividido en datos histoacutericos y proyectados los primeros considera los antildeos
2007-2009 en el cual se determina el comportamiento histoacuterico de las centrales
existentes capacidad nominal y efectiva de las unidades probabilidades de
falla tipo de energiacutea primaria utilizada interconexioacuten existente y condiciones
operativas para el mantenimiento se adiciona el antildeo 2010 como histoacuterico el
segundo periodo considera el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 que
considera centrales que seraacuten retiradas y otras que ingresaraacuten a formar parte
del SG Los datos obtenidos seraacuten tabulados y filtrados para detectar posibles
inconvenientes y plantear correcciones
Ademaacutes se plantea aproximaciones en las capacidades de las unidades del
sistema de generacioacuten y plan de mantenimiento programado con el fin de
reducir el tiempo de caacutelculo se modifica las fechas de ingreso de las centrales
del plan de expansioacuten publicado por el CENACE se determina el retiro de
unidades curva tiacutepica de demanda y el requerimiento de la interconexioacuten con
Colombia
52 Sistema de generacioacuten ecuatoriano
En la tabla 51 se presenta la capacidad del sistema de generacioacuten clasificada
como incluida o no al SNI para el periodo histoacuterico [18] [19] [20]
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Central clasificada por conexioacuten al SNI
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
Incluidas al SNI 4 29365 3 90930 4 57872 4 2154 4 81712 4 55438
No incluidas al SNI 59540 446520 62765 46501 67159 49594
Total Sistema de generacioacuten 4 88905 4 35582 5 20637 4 68042 5 48871 5 05032
Tabla 5 1 Capacidades del Sistema de Generacioacuten
Antes de iniciar la descripcioacuten de las centrales del SNI se presenta en el
siguiente punto aclaraciones de la base de datos obtenida
521 Consideraciones de la informacioacuten recopilada
5211 Tasa de fallas
En vista que el CENACE y el CONELEC no disponen de la tasa de fallos (FOR)
de cada unidad del sistema y que esta informacioacuten sea segura o verificada se
optoacute por la utilizacioacuten de la base de datos de Generating Availability Data
System (GADS) de la North Electric American Reliability Corporation (NERC)
en la cual se presenta estadiacutesticas para el periodo 2005-2009 para los distintos
rangos de capacidad y tipo de conversioacuten de energiacutea primaria de las centrales
utilizando para las unidades base la tasa de falla (FOR) y para las unidades
ciacuteclicas el Equivalent Forced Outage Rate demand (EFORd) [21] En la tabla
52 se presenta la informacioacuten obtenida de la NERC y los tipos de centrales
que conforman el SG del SNI
North Electric Reliability Corporation (NERC) SG
Ecuatoriano
Clasificacioacuten de la central
Tipo de central o combustible
Nuacutemero de rango
Rango de capacidad
MW
FOR ()
EFORd ()
Tipo de unidades
A Fossil Oil Primary
1 1 a 99 876 - Teacutermica Turbovapor 2 100 a 199 1179 -
B Gas Turbine
1 1 a 19 1667 - Teacutermica
Turbogas 2 20 a 49 1002 -
3 Mayor a 50 699 -
C Combined
Cycle 1
Todos los tamantildeos
59 - Ciclo
Combinado
D Hidraacuteulicas
(Agua)
1 1 a 29 - 773 Hidraacuteulicas
2 Mayor a 30 - 404
E Diesel 1 Todos los tamantildeos
- 1297 Teacutermica MCI
Tabla 5 2 Tasa de fallas seguacuten la NERC
El Sistema de Generacioacuten del SNI Ecuatoriano estaacute formado por los
diferentes tipos de unidades sean estas teacutermicas de motor de combustioacuten
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interna Teacutermicas Turbovapor Teacutermicas Turbogas Teacutermicas ciclo combinado9
e hidraacuteulicas como se muestra en la tabla 52
522 Sistema de generacioacuten del SNI
Las unidades que constan en los boletines estadiacutesticos de los antildeos 2007 2008
y 2009 son presentados en el anexo C11 Para cada antildeo se presenta la
siguiente informacioacuten nombre de la empresa y central nuacutemero de unidades
tipo de unidad potencia nominal y efectiva FOR factor de planta y condicioacuten
operativa En la descripcioacuten del sistema de generacioacuten se considera el antildeo
2009 como antildeo base para los anaacutelisis a largo plazo debido a que es el uacuteltimo
boletiacuten estadiacutestico publicado por el CONELEC para los antildeos 2007 y 2008 se
presenta como base la informacioacuten de capacidades y energiacutea primaria del antildeo
2009 por la razoacuten de presentar variaciones de estos datos en los antildeos 2007 y
2008 En la tabla 53 se presenta las capacidades de las unidades clasificadas
por tipo de central para el antildeo 2009
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2009
Hidraacuteulica 2 05501
Teacutermica MCI 61537
T turbogas 94394
T turbovapor 5528
Interconexioacuten 650
Capacidad nominal total 4 81712
Tabla 5 3 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la figura 51 se presenta los porcentajes de cada uno de los tipos de central
en funcioacuten de la capacidad total en el antildeo 2009 Se observa que las unidades
hidraacuteulicas constituyen el 493 del sistema de generacioacuten para las unidades
teacutermicas MCI el 147 teacutermicas turbogas el 2265 finalmente las unidades
turbovapor con el 1327
9 Este tipo de unidades son ingresadas en el plan de expansioacuten
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Figura 5 1 Capacidad por tipo de unidad en porcentaje
53 Interconexiones internacionales
Las interconexiones internacionales de electricidad brindan a los paiacuteses que las
realizan beneficios tales como exportacioacuten de excedentes de energiacutea aumento
de seguridad en ambos sistemas eleacutectricos y mejoras en la calidad de servicio
[22] A partir del 2003 empezoacute el intercambio de energiacutea eleacutectrica de nuestro
paiacutes con paiacuteses vecinos en la tabla 54 se presenta las caracteriacutesticas de las
interconexiones
Interconexioacuten Liacutenea de transmisioacuten Nuacutemero de circuitos
Voltaje (KV)
Capacidad (MW)
Longitud (km)
Ecuador ndash Colombia
Pasto - Quito 2 230 250 135
Pomasqui- Jamondino 2 230 250 2126
Tulcaacuten - Panamericana 1 138 35 155
Ecuador-Peruacute Zorritos- S Ildefonso 1 230 100 134
Capacidad total (Mw) 635
Tabla 5 4 Interconexiones existentes en el SNIE
531 Interconexioacuten Ecuador - Colombia
Interconexioacuten 230KV
La primera etapa de la Interconexioacuten con Colombia entroacute en operacioacuten el 1
marzo del 2003 entre Pasto (Colombia) y Quito (Ecuador) actualmente tiene
una capacidad maacutexima de 250 MW en 230 KV con doble circuito [23]
En la segunda etapa de la interconexioacuten Betania-Altamira-Mocoa-Pasto-
Frontera-Pomasqui con una capacidad de 250 MW participaron las empresas
CELEC-Transelectric de Ecuador y Empresa de Energiacutea de Bogotaacute con la
autorizacioacuten del CONELEC y del Ministerio de Minas y Energiacutea de Colombia
La liacutenea fue inaugurada en el mes de mayo de 2008 permitiendo duplicar la
capacidad de transferencia de energiacutea eleacutectrica de 250 MW a 500 MW En el
lado ecuatoriano la obra consistioacute en la ampliacioacuten de las subestaciones
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Pomasqui y Santa Rosa ademaacutes de la construccioacuten de la liacutenea de transmisioacuten
Pomasqui-Frontera II de doble circuito de 135 km de longitud [24]
Interconexioacuten 138KV
La interconexioacuten con Colombia a 138 KV entroacute en servicio el 4 de octubre de
2001 comprende una LT a simple circuito con una capacidad de 35 MW que
une las subestaciones Tulcaacuten ndash Panamericana esta liacutenea tiene una longitud
de 155 Km [25]
532 Interconexioacuten Ecuador ndashPeruacute
La Interconexioacuten con Peruacute estaacute disponible desde diciembre del 2004 con
posibilidad de entregar hasta 100 MW a 230 KV comprende la LT Zorritos- S
Ildefonso con una longitud de 134 Km con un circuito
54 Mantenimiento de unidades del sistema de generacioacuten SNI
La informacioacuten del plan de mantenimiento programado proporcionada por el
CENACE para el periodo 2007-2010 fue tabulada y es mostrada en el Anexo
C12 en la cual se presenta el nombre de la central unidad en mantenimiento
capacidad de la unidad hora de inicio y finalizacioacuten del mantenimiento acorde
a la estructura que se explicoacute en el capiacutetulo 3 referente a ingreso de datos de
mantenimiento El inconveniente encontrado en la tabulacioacuten se presenta
variacioacuten en la capacidad nominal de las unidades con respecto a los boletines
estadiacutesticos por lo cual se consideroacute al antildeo 2009 como capacidad base
debido a que al ingresar al programa computacional debe existir coherencia
con las capacidades de las unidades que forman el sistema de generacioacuten y
las que ingresan a mantenimiento
55 Plan de expansioacuten del sistema de generacioacuten
Dentro del ldquoPlan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 (PME)rdquo publicado por el
CONELEC se contempla los proyectos con posibilidades de ejecutarse y entrar
en operacioacuten Los proyectos considerados son los que cumplen las siguientes
condiciones [24]
1 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en construccioacuten Se incluyen en este
grupo aquellos proyectos cuya construccioacuten se encuentra paralizada por
diversas causas
2 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con contrato firmado con el
CONELEC que auacuten no inician la construccioacuten
3 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica con certificado de concesioacuten o
permiso (traacutemite previo a la firma de contrato) otorgado por el
CONELEC
4 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica en traacutemite o que han sido priorizados
por el actual gobierno
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5 Proyectos de generacioacuten eleacutectrica de la cuenca del Guayllabamba y
Zamora
Con los proyectos que cumplen estas condiciones el CONELEC ha realizado
un estudio de priorizacioacuten y seleccioacuten de proyectos de generacioacuten eleacutectrica
para satisfacer el crecimiento de la demanda para los escenarios de
crecimiento menor medio y mayor bajo la consideracioacuten de la tercera
hipoacutetesis10 que establece ldquola revisioacuten de demandas de cargas especiales
proyectos piloto de cocinas de induccioacuten y calefones hasta la entrada en
operacioacuten de Coca Codo Sinclairrdquo [24] Para los retiros de unidades del sistema
de generacioacuten el CONELEC consideran aquellas unidades generadoras que
no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten del CENACE y para las
cuales no se ha solicitado financiamiento para rehabilitacioacuten o mejoras en el
SIP11 del SENPLADES
Para el Caso 1 que considera el crecimiento de demanda menor con
importacioacuten se presenta en la tabla 55 y 56 los posibles retiros e ingresos de
unidades respectivamente
Antildeo de Salida
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
2009 agosto Power Bargue 1 Ulysseas Inc Privado Barcaza 24
2016 enero Aniacutebal Santos (Gas) CATEG-G Publico T Turbogas 92
2017 enero G Zeballos Electroguayas Publico T Turbogas 20
2018 enero V G Zeballos Electroguayas Publico T Turbovapor 146
Capacidad retirada 282
Tabla 5 5 Retiros Caso 1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
10
Tercera Hipoacutetesis Incorporacioacuten progresiva de la coccioacuten y calentamiento de agua mediante la sustitucioacuten del gas licuado de petroacuteleo (GLP) como fuente energeacutetica para utilizar dispositivos que utilicen electricidad cocinas de induccioacuten duchas y calefones eleacutectricos entre los principales Esta constituye una de las maacutes importantes intervenciones que considera la Matriz Energeacutetica elaborada por el Ministerio de Electricidad y Energiacutea Renovable 11 Sistema de Inversioacuten Puacuteblica
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Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW) E Media (GWh)
2010 enero Residuo 1 No Publico T 50 3524
2010 abril Mazar CELEC-Hidropaute Publico H 160 800
2010 julio Cuba manta Miraflores
CELEC-Termopichincha Publico T 204 1435
2011 enero Baba Hidrolitoral SA Publico H 42 161
2011 enero San Joseacute de
minas San Joseacute de Minas SA Privado H 6 37
2011 enero Residuo 2 No Publico T 100 700
2011 julio Ocantildea Elecaustro SA Publico H 26 1923
2012 enero Esmeraldas CELEC-
Termoesmeraldas Publico T 144 1 000
2012 enero Chorrillos Hidrozamora SA Publico H 4 21
2012 enero Ciclo
combinado 1 Publico T 87 600
2012 marzo San Joseacute de
Tambo Hidrotambo SA Privado H 8 505
2012 junio TG Natural 1
Publica T 100 700
2012 julio Sushufindi CELEC-
Termoesmeraldas Publica T 135 800
2012 julio Topo Pemaf Ciacutea Ltda Privado H 23 154
2012 agosto Mazar-Dudas Hidroazogues SA Publica H 209 1465
2012 diciembre Sigchos Hidroeleacutectrica Sigchos Privado H 174 1251
2012 diciembre Apaquiacute Current Energy of
Ecuador SA Privado H 36 2347
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
2013 enero Victoria Hidrovictoria SA Privado H 10 63
2013 enero Pilaloacute Hidroeleacutectrica Pilaloacute Privado H 93 70
2013 junio Chontal Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 72 444
2014 enero Angamarca Hidroeleacutectrica Angamarca
Privado H 66 320
2014 marzo Toachi Pilatoacuten Hidrotoapi SA Publico H 228 1 190
2014 abril Sopladora CELEC-Hidropaute Publico H 487 2 560
2014 junio La unioacuten Enerjubones SA Publico H 80 4 45
2014 septiembre Quijos E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 40
2014 septiembre Baeza E Eleacutectrica Quito SA Publico H 50 3 33
2015 abril Chespi Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 167 1 000
2015 abril Coca Codo
Sinclair Hidroeleacutectrica Coca
Codo S Publica H 1 500 7 933
2015 junio Minas Enerjubones SA Publica H 273 1 372
2015 junio Villadora Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 270 1 595
2017 enero Cardenillo Hidroequinoccio HEQ
SA Publica H 400 2 100
Capacidad adicionada 4 658 26 073
Tabla 5 6 Plan de expansioacuten caso1 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento menor con importacioacuten
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Para el CASO 2 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento medio de demanda con importacioacuten se considera los mismos ingresos y retiros del CASO 1 con la adicioacuten de tres proyectos que son presentados en la tabla 57
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia
(MW)
Energiacutea Media (GWh)
2013 enero Ciclo Combinado No Publico T 60 400
2013 enero Angamarca Sinde Hidronacioacuten SA Publico H 29 208
2012 abril Rio Luis Energyhdine SA Publico H 16 90
Capacidad adicionada 105 698
Tabla 5 7 Plan de expansioacuten caso2 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento medio con importacioacuten
Para el CASO 3 Hipoacutetesis 3 escenario de crecimiento alto de demanda con
importacioacuten se considera los ingresos y retiros del CASO 2 con la adicioacuten de
un proyecto que es presentado en la tabla 58
Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Proyecto Empresa Publico Privado
Tipo Potencia (MW)
Energiacutea Media (GWh)
2011 enero Residuo 3 No Publico T 100 700
Capacidad adicionada 100 700
Tabla 5 8 Plan de expansioacuten caso3 hipoacutetesis tres escenario de crecimiento alto con importacioacuten
56 Modelos aproximados aplicados a la informacioacuten del sistema de
generacioacuten
Previoacute a la determinacioacuten de los iacutendices de confiabilidad se realizaraacute
aproximaciones en las capacidades y mantenimientos de las unidades que
permiten una reduccioacuten considerable en el tiempo de caacutelculo El retiro de
unidades se fundamenta en los factores de planta del periodo 2006-2009 y el
cumplimiento del tiempo de vida de los equipos e instalaciones
electromecaacutenicas para cada tipo de unidad publicado por el CONELEC
ademaacutes se considera los retiros de las unidades que se publican en el plan
maestro de electrificacioacuten finalmente se determina los requerimientos de
capacidad de la interconexioacuten con Colombia para cada uno de los antildeos del
periodo de anaacutelisis 2010-2020 sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado
561 Sistema de generacioacuten histoacuterico 2007-2009
Las capacidades nominales de las unidades que se encuentran disponibles
para los antildeos 2007-2009 no siempre presentan valores enteros de potencia en
MW tenieacutendose algunas con valores racionales que al momento de ser
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utilizados en el programa CIC-SG incrementan el nuacutemero de estados de la
COPT y el tiempo de caacutelculo de una forma considerable
La solucioacuten planteada considera aproximar las capacidades nominales de las
unidades a valores enteros la forma de aproximar se explica a continuacioacuten
Se agrupoacute las unidades por tipo de central y tasa de falla obtenieacutendose 10
grupos12 En cada grupo se procedioacute a obtener el menor entero de la potencia
de cada unidad luego se obtiene la diferencia de potencia entre el valor real y
el menor entero se suma dichos valores obteniendo una diferencia por grupo
esta diferencia se distribuyoacute en las unidades iniciando con aquellas cuyo valor
real se encuentre maacutes cercano al mayor entero hasta distribuir en lo posible la
diferencia total en las unidades de su respectivo grupo
Para validar esta aproximacioacuten se procedioacute a calcular los resultados reales y
aproximados para varios grupos de unidades escogidas de forma aleatoria
obtenieacutendose los resultados presentados en la tabla 59 en esta se presenta el
nuacutemero total de unidades que fueron consideradas en cada caso y de estas
cuaacutentas unidades tienen valores de potencia entera y racional para el caacutelculo
del LOLE se utilizoacute una demanda pico de 1 000 MW aplicada a la curva de
carga en por unidad del antildeo 2008 Las unidades utilizadas son presentadas en
el anexo C13
Caso
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
entera
Nuacutemero de unidades
con valores de potencia
racional
Nuacutemero total de
unidades
Tiempos de caacutelculo (Seg)
Nuacutemero de estados de la
COPT LOLE(diacuteasantildeo)
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Exa
cto
Ap
roxim
ad
o
Error absoluto
()
1 8 10 18 7264 033 23 555 721 363536 363536 0
2 20 12 32 6917
3 183 71 977 1 318 230311 228616 0740
3 37 14 51 26526 155 177037 3 069 106E-20 105E-20 0743
Tabla 5 9 Tiempo de caacutelculo y nuacutemero de estados con meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
En la tabla 59 se aprecia los resultados obtenidos de utilizar las capacidades
exactas y aproximadas de las unidades Para el primer caso se considera el
555 de unidades con valores de potencia racionales respecto al total de
unidades en el segundo caso este porcentaje se reduce al 375 finalmente
para el uacuteltimo caso el porcentaje es de 2745 El error cometido en los tres
casos es inferior a la unidad
12 El nuacutemero de grupos es acorde a la tabla 54 no se considera ciclo combinado debido a que esta central forma parte del plan de expansioacuten
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Figura 5 2 Curvas de tiempos de caacutelculo exacto y aproximado
En la figura 52 se observa los tiempos de caacutelculo para el caso exacto y
aproximado presentaacutendose una considerable diferencia en los tiempos de
caacutelculo con una reduccioacuten del 99 en promedio
Figura 5 3 Nuacutemero de estados obtenidos con el meacutetodo exacto y aproximado
En la figura 53 se observa que para el primer caso se obtiene 23 555 estados
y para el uacuteltimo caso 177 037 incrementaacutendose en un 7518 pero al
compararlos con los estados del meacutetodo aproximado se observa que este
uacuteltimo presenta una reduccioacuten del 97 en el nuacutemero de estados por lo cual la
variacioacuten en el tiempo de caacutelculo es justificable
Una vez justificada la aplicacioacuten del meacutetodo aproximado planteado se presenta
en el anexo C14 C15 y C16 los sistemas de generacioacuten para los antildeos 2007
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2008 y 2009 respectivamente En cuanto al sistema de generacioacuten del antildeo
2010 al no tener informacioacuten detallada de las centrales disponibles en los
organismos de control este se estructura considerando las unidades que se
encuentran habilitadas en el boletiacuten estadiacutestico 2009 y ademaacutes se adicionoacute las
centrales U2 de Chimbo U1 de Miraflores y la central Pascuales II que
aparecen en el despacho econoacutemico hasta el 21 de Agosto de 2010 en la tabla
510 se presentan las caracteriacutesticas de estas unidades
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia
Nominal MW FOR
Miraflores 1 1 3 01297
Chimbo U2 1 1 00773
Pascuales II TM1 1 22 01002
Pascuales II TM2 1 23 01002
Pascuales II TM3 1 23 01002
Pascuales II TM4 1 23 01002
Pascuales II TM5 1 23 01002
Pascuales II TM6 1 23 01002
Tabla 5 10 Unidades adicionadas para el Sistema de Generacioacuten 2010
562 Consideraciones para el periodo lluvioso y seco
En las centrales hidraacuteulicas se debe considerar que la potencia instalada no
siempre estaacute disponible en su totalidad ya que en los periodos secos la
pluviosidad en las cuencas de los riacuteos disminuye de tal manera que solamente
se puede utilizar un porcentaje de la potencia instalada
En esta tesis se analiza de una forma sencilla la capacidad disponible en las
centrales hidraacuteulicas maacutes grandes que posee el sistema nacional en los
periodos lluvioso y seco Para esto se determinoacute la potencia promedio
despachada en cada uno de los periodos por las centrales hidraacuteulicas
consideradas para los antildeos 2007-2009 Los valores obtenidos han sido
considerados como las potencias disponibles de las unidades
En la figura 511 se muestran los valores corregidos de la potencia de las
unidades en la central Paute se puede observar que la potencia promedio
despachada en los diferentes periodos variacutea considerablemente en las demaacutes
centrales no existe un diferencia considerable entre los despachos promedio de
los periodos por lo cual se ha considerado el promedio para todo el antildeo
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Central Unidad Potencia (MW) por periodo
Lluvioso Seco
Paute
U1 95 60
U2 95 60
U3 95 60
U4 95 60
U5 95 60
U6 109 69
U7 109 69
U8 109 69
U9 109 69
U10 109 69
Agoyaacuten U1 72 72
U2 72 72
Pucaraacute U1 33 33
U2 32 32
San Francisco U1 103 103
U2 103 103
Marcel Laniado
U1 55 55
U2 55 55
U3 55 55
Tabla 5 11 Capacidades disponibles promedio
Estos valores se utilizan para el periodo histoacuterico y proyectado con la
excepcioacuten del antildeo 2007 donde la capacidad promedio de la central San
Francisco disminuye a 72 MW
563 Mantenimiento del sistema de generacioacuten
En los mantenimientos programados presentados para el periodo 2007-2010
se observa que existen unidades con tiempos de mantenimiento menores a 5
diacuteas y capacidades entre 1 y 10 MW esto permite aplicar meacutetodos
aproximados en el mantenimiento estudiados en el capiacutetulo 4 Para justificar la
validacioacuten de estos meacutetodos se presenta en la tabla 512 los casos de anaacutelisis
considerados ya que cada sistema tiene un comportamiento diferente y no se
puede asumir la validez de un meacutetodo a cualquier sistema
En el primer caso no se considera los mantenimientos menores o iguales a un
diacutea para el segundo caso no toma en cuenta aquellos menores o iguales a 2
diacuteas para el tercer caso inferiores o iguales a 3 diacuteas en el cuarto caso
inferiores a 4diacuteas para este uacuteltimo al cometer un error considerable solo se
establece como maacuteximo eliminar los mantenimientos inferiores o iguales a 3
diacuteas En el quinto caso no se considera mantenimiento de aquellas unidades
cuya capacidad es igual a 1 MW independientemente del tiempo en
mantenimiento tambieacuten se incluye en el anaacutelisis al caso 3 finalmente para el
caso 6 no se considera mantenimiento de unidades menores o iguales a 2 MW
y el caso 3
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Consideraciones Tiempos de
caacutelculo Nuacutemero de
COPT LOLE
(diacuteasantildeo) Error
absoluto ()
Exacto 542E+03 272 3308
Apro
xim
ad
o
Caso 1 417E+03 217 323024 235
Caso 2 358E+03 197 317697 396
Caso 3 202E+03 176 311211 592
Caso 4 427E+04 159 299724 939
Caso 5 195E+03 167 308319 680
Caso 6 289E+03 158 307569 702
Tabla 5 12 Meacutetodo aproximado para el mantenimiento programado
En la tabla 512 se presenta el caacutelculo del LOLE con el sistema de generacioacuten
del antildeo 2009 con su respectivo plan de mantenimiento en los primeros tres
casos se comete un error maacuteximo en el LOLE de 592 para el cuarto caso
se presenta un error del 939 por lo cual los paraacutemetros de esta
aproximacioacuten no se consideran en los casos posteriores para el quinto y sexto
caso se comete un error en el caacutelculo de los iacutendices de 7 en el LOLE
Figura 5 4 Tiempos de caacutelculo de iacutendices con mantenimiento programado
En cuanto al tiempo de caacutelculo se aprecia en la figura 54 una reduccioacuten del
531 en el caso 3 y una reduccioacuten del 354 en el caso 6 ambos con
respecto al caso exacto esta reduccioacuten implica que el nuacutemero de COPTs se
reduce proporcionalmente como se aprecia en la figura 55
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Figura 5 5 Nuacutemero de COPTs con mantenimiento programado
El nuacutemero de COPTs para el caso 3 es de 197 presentaacutendose una reduccioacuten
del 353 y para el caso 6 se obtiene 158 tablas con una reduccioacuten del 416
respecto al exacto por lo cual se aprecia un decrecimiento exponencial Para el
estudio se considera los paraacutemetros del caso 6
564 Expansioacuten del sistema de generacioacuten 2010-2020
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de expansioacuten del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC para el periodo 2009-2020 hasta el
presente antildeo esta informacioacuten ha sufrido alteraciones en los avances de
ejecucioacuten de las obras o traacutemites pertinentes por lo cual se investigoacute la
situacioacuten actual de los proyectos para determinar las posibles fechas de
ingreso tambieacuten fue necesario investigar el nuacutemero de unidades de cada
central con sus respectivas potencias nominales debido a que en el plan de
expansioacuten solo se presentan en algunos casos esta informacioacuten se obtuvo de
la paacuteginas web de las empresas encargadas de los proyectos o publicaciones
de medios escritos
En el anexo C17 se presenta las nuevas fechas de ingreso de los proyectos
nuacutemero de unidades energiacuteas primarias y las capacidades nominales por
unidad para las unidades de las hipoacutetesis 1 y 3 del plan de expansioacuten
En funcioacuten de la investigacioacuten realizada se considera dos escenarios de
anaacutelisis para el plan de expansioacuten que se explican a continuacioacuten
Escenario de anaacutelisis 1
Considera todos los proyectos del anexo C17 en los cuales se ha
investigado las fechas de ingreso de los proyectos
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Escenario de anaacutelisis 2
Tambieacuten se debe considerar que no todos los proyectos seraacuten construidos
en las fechas presentadas por lo cual se investigoacute aquellos con mayores
posibilidades de ejecutarse e ingresar a formar parte del sistema de
generacioacuten dentro de estos se consideroacute aquellos que se encuentran en
etapa da construccioacuten seguacuten el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020
que seraacuten impulsados por el gobierno nacional y que constan en el Plan de
Inversioacuten para el antildeo 2011 en la SENPLADES dichos proyectos son
Mazar Ocantildea Baba San Joseacute de Minas Esmeraldas Toachi Pilatoacuten
Mazar Dudas Coca Codo Sinclair Sopladora La Unioacuten y Minas [18] [19]
[20] [21] Para aquellos proyectos que no han sido citados en este escenario
no se considera sus ingresos
Mantenimiento programado
Al tratarse de proyectos que posiblemente ingresaraacuten al sistema de generacioacuten
en antildeos futuros es necesario asignar un plan de mantenimiento a dichas
unidades El proceso de asignacioacuten se realizoacute en funcioacuten de los planes de
mantenimiento de las unidades existentes iniciando con la comparacioacuten de los
tiempos de mantenimiento en los antildeos 2008-2010 para eliminar los valores de
diacuteas que se encuentran alejados de la media
Se procedioacute a agrupar las unidades de acuerdo a su tipo capacidad y FOR
para los antildeos 2008-2010 en este proceso se consideroacute solo el tipo de
unidades que forman parte del plan de expansioacuten Finalmente se obtuvo el
tiempo promedio de mantenimiento de cada grupo ver tabla 513
Tipo de central Rango de capacidad MW FOR Tiempo promedio (diacuteas) Promedio
total 2008 2009 2010
Hidraacuteulica 0 a 29 00773 70 101 49 73
mayor a 29 00404 78 129 68 92
Teacutermicas MCI todos los tamantildeos 01297 114 211 173 166
Ciclo Combinado
todos los tamantildeos 0059 - - - -
Turbo gas mayor a 50 00699 112 135 123 123
Tabla 5 13 Promedio de tiempos en mantenimiento por tipo de central
En la tabla 513 no se presenta los tiempos promedios para las centrales
teacutermicas MCI con rango de capacidad de 100 a 199 MW y para las unidades
de ciclo combinado por lo que se asume en ambos casos los tiempos de las
centrales teacutermicas MCI de 0 a 99 MW
Una vez determinado los tiempos del plan de mantenimiento para cada unidad
es necesario especificar en queacute periodo del antildeo se ejecutaraacuten por lo cual se
realizoacute una investigacioacuten de los requerimientos energeacuteticos durante el antildeo
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presentaacutendose un periacuteodo de estiaje que contempla entre octubre y marzo en
este periacuteodo se plantea ejecutar los planes de mantenimientos de la unidades
hidraacuteulicas y fuera de este periodo los planes de mantenimiento de las
unidades teacutermicas En la anexo C18 se presenta las unidades del plan de
expansioacuten con su respectivo plan de mantenimiento programado
565 Retiro de unidades del sistema de generacioacuten
En el capiacutetulo anterior se presentoacute el plan de retiro de unidades del sistema de
generacioacuten publicado por el CONELEC en el Plan Maestro de Electrificacioacuten
2009-2020 en el sustento de dichos retiros ldquose consideran solo aquellas
unidades generadoras que no se contemplen en el Plan Anual de Operacioacuten
del CENACE y para las cuales no se ha solicitado financiamiento para
rehabilitacioacuten o mejoras en la SENPLADESrdquo [22]
En esta tesis ademaacutes se plantea el retiro de unidades en funcioacuten de los
siguientes criterios
Considerar el cuadro de vidas uacutetiles para cada tipo de unidad del SG
aprobado por el CONELEC [23] ver tabla 514
En cuanto a las centrales hidraacuteulicas en el peor de los casos al
sobrepasar el tiempo de vida uacutetil publicado por el CONELEC se puede
realizar un remplazo total de equipos para no perder la inversioacuten original
en obras civiles por lo cual no se consideran en el anaacutelisis de retiros
Las unidades teacutermicas son consideradas en los posibles retiros debido
a que este tipo de unidades son las que la mayor parte del tiempo se
encuentran indisponibles en el periodo histoacuterico y que tienen un alto
impacto ambiental
En el Anexo C59 se presenta las centrales teacutermicas con su respectivo antildeo
de ingreso a operacioacuten vida uacutetil maacutexima y posible antildeo de salida13 En esta
tabla tambieacuten constan aquellas unidades para las cuales no se encontroacute
informacioacuten y por lo tanto no se considera su posible retiro
Cuadro de vidas uacutetiles
Hid
ro
gt 5
0 M
W
Hid
ro
5 ndash
50 M
W
Hid
ro
05
ndash 5
MW
Hid
ro
0 -
05
MW
Vap
or
MC
I
lt 5
14rp
m
MC
I
514 -
900
rpm
MC
I
gt 9
00rp
m
Gas
Ind
ustr
ial
Gas
Jet
Equipos e Instalaciones Electromecaacutenicas
35 33 30 20 30 15 14 6 20 6
Tabla 5 14 Vida uacutetil de las unidades publicado por el CONELEC
13 Ademaacutes se presenta la paacutegina web de donde se obtuvo la informacioacuten
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Considerando los antildeos de vida uacutetil que se muestran en la tabla 514 se
presenta en el anexo C510 el anaacutelisis de retiros de las unidades teacutermicas para
las cuales se obtuvo informacioacuten del antildeo de ingreso a operacioacuten ademaacutes se
presenta un factor de planta promedio de los antildeos 2006-2009 [24] que se utiliza
para determinar un aproximado de las horas de operacioacuten que tendriacutean hasta
el antildeo 2020 las centrales Guangopolo y G Hernaacutendez deberiacutean retirarse en el
2010 pero el inconveniente se encuentra en que la capacidad a retirar es de
53 MW y no se presenta ingresos de generacioacuten considerables hasta el antildeo
2013 por lo cual se procede a retirar las centrales iniciando con la salida de
G Hernaacutendez y Guangopolo en el antildeo 2012
566 Modelo de la curva tiacutepica de demanda
5661 Determinacioacuten del modelo de curva tiacutepica de demanda
Para calcular los iacutendices de confiabilidad es necesario contar con una base de
datos de demandas maacuteximas diarias u horarias histoacutericas con esta
informacioacuten se obtiene un modelo de curva de carga que represente el
comportamiento histoacuterico de la demanda y que permita proyectar la carga
para los proacuteximos 16 antildeos
En el anexo C111 se presenta los valores de demanda maacutexima diaria para el
periodo 2004-2009 que fueron obtenidos del CENACE en esta informacioacuten se
presenta problemas en el antildeo 2009 donde ocurre racionamientos desde el 5
de noviembre hasta el 22 de enero de 2010 como se aprecia el
comportamiento en la figura 56
Figura 5 6 Curva de carga diaria del antildeo 2009
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En el anaacutelisis para determinar la curva tipo que seraacute utilizada para modelar la
demanda en los antildeos futuros no se considera el antildeo 2009 por no tener la
curva de carga real desde el mes de noviembre Cada antildeo se consideroacute como
un posible modelo de curva de carga tipo ya que todas tienen baacutesicamente el
mismo comportamiento como se muestra en el anexo C112 14
Para determinar la curva de demanda modelo se expresoacute la demanda de cada
uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en por unidad con base en su
respectiva demanda maacutexima A cada una de estas curvas se la multiplicoacute por la
demanda maacutexima de los antildeos restantes es decir si se utiliza como curva tipo
el antildeo 2004 se la multiplicaraacute por las demandas maacuteximas del antildeo 2005 2006
2007 y 2008 obtenieacutendose cuatro curvas aproximadas para dichos antildeos luego
se determinoacute la desviacioacuten estaacutendar de estas curvas con respecto a las reales
del respectivo antildeo mediante la ecuacioacuten 51 Tambieacuten se comparoacute la energiacutea
real y aproximada de cada antildeo
Donde
Media aritmeacutetica
Nuacutemero de datos
Antildeos de anaacutelisis
Curva de carga en por unidad
2004 2005 2006 2007 2008
2004 - 12944 12130 12714 12446
2005 13069 - 12410 12341 11897
2006 13345 13522 - 13421 13080
2007 14330 13777 13749 - 13593
2008 14438 13669 13791 13990 -
Desviacioacuten promedio 13796 13478 13020 13116 12754
Tabla 5 15 Desviacioacuten estaacutendar para determinar el modelo de curva de carga tipo
En la tabla 515 se presenta la desviacioacuten estaacutendar resultante al utilizar la curva
tipo de cada uno de los antildeos del periodo 2004-2008 en funcioacuten de los
resultados obtenidos se determina que la curva de carga en por unidad del antildeo
2008 es la maacutes adecuada debido a que la desviacioacuten estaacutendar es menor
Un segundo criterio se basa en el error cometido en la energiacutea cuya forma de
calcular sigue el procedimiento anteriormente explicado con la salvedad que
se calcula energiacutea en la tabla 516 se presenta el anaacutelisis
14 Las demandas horarias fueron adquiridas de la informacioacuten entregada por el CENACE
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Antildeos base de demanda (curvas tipo)
Antildeo Energiacutea
real GWh
2004 2005 2006 2007 2008
GWh error GWh error GWh error GWh error GWh error
2004 77179 0 0 80595 443 77820 083 79080 246 79377 285
2005 81373 77925 424 0 0 78572 344 79844 188 80144 151
2006 85617 84913 082 88671 357 0 0 87005 162 87331 200
2007 89135 86993 240 90843 192 87715 159 0 0 89466 037
2008 92078 89774 250 93492 154 90272 196 91735 037 0 0
Error promedio
210
214
166
1781
115
Tabla 5 16 Anaacutelisis del modelo de curva tipo mediante energiacuteas
En la tabla 516 se presenta el error cometido calculado mediante la ecuacioacuten
52 al utilizar las curvas de demanda tipo de cada uno de los antildeos del periodo
2004-2008 y la energiacutea real de cada uno de los antildeos considerados en el
anaacutelisis
En ambos procesos realizados para determinar la curva tiacutepica de demanda se
concluye que para el primer anaacutelisis la curva en por unidad que tiene el menor
valor de desviacioacuten estaacutendar es el 2008 en el segundo anaacutelisis se presenta el
menor error para las curvas en por unidad del los antildeos 2006 y 2008 por lo cual
se escogioacute el antildeo 2008 Para realizar la correccioacuten de la curva de carga diaria u
horaria del antildeo 2009 se plantea la utilizacioacuten del modelo de carga tiacutepica del
2008 con un pico de carga maacuteximo de 2 909 MW a partir del diacutea 309 u hora
7416
567 Proyeccioacuten de demanda para el periodo 2010-2025
Una vez determinado el modelo de curva tiacutepica de la demanda del sistema se
procede a proyectar la demanda para el periodo 2010-2025 en base a la
informacioacuten publicada en el Plan Maestro de electrificacioacuten 2009-2020 En la
tabla 517 se presenta la proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten que
publica el CONELEC [22] con escenarios de crecimiento menor y mayor
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Antildeos de anaacutelisis
Demanda de potencia (MW)
Menor Mayor
2009 2 883 2 933
2010 3 036 3 121
2011 3 234 3 376
2012 3 354 3 558
2013 3 477 3 746
2014 3 601 3 940
2015 3 839 4 253
2016 4 110 4 605
2017 4 371 4 953
2018 4 626 5 302
2019 4 849 5 625
2020 5 037 5 919
Crecimiento 2008-2020
5 640
Tabla 5 17 Proyeccioacuten de demanda en bornes de generacioacuten
Para obtener la demanda proyectada para los antildeos del periodo 2010-2025 se
considera la curva tiacutepica diaria u horaria en por unidad del antildeo 2008 y los picos
de carga para el menor y mayor escenario de la tabla 517 Para los antildeos
2021 a 2025 se considera una tasa de crecimiento constante de 5 para el
menor escenario y 64 para el mayor escenario de carga
568 Modelo de la interconexioacuten internacional con Colombia a 230KV
La interconexioacuten con Colombia fase I y II es modelada por los organismos de
control mediante un generador de potencia variable con capacidad efectiva de
500 MW que ingresa al proceso de despacho econoacutemico para determinar en
funcioacuten del costo variable de produccioacuten si se realiza la transferencia
internacional de energiacutea En la figura 57 se presenta el modelo utilizado para
el presente estudio
Generador
de potencia
variable
125 MW
125 MW
125 MW
125 MWSNIE
Figura 5 7 Modelo de la interconexioacuten con Colombia
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En el presente trabajo se modela la interconexioacuten con Colombia como un
generador de potencia variable cuya maacutexima potencia es igual a la capacidad
de las liacuteneas de transmisioacuten Ademaacutes se asume la total disponibilidad de
energiacutea por parte del sistema de generacioacuten Colombiano
La energiacutea despachada por medio de la interconexioacuten se determina como la
diferencia entre la energiacutea requerida por la carga y la producida por el sistema
ecuatoriano en un determinado periodo de tiempo con lo cual se determina la
potencia media requerida de las liacuteneas de transmisioacuten en dicho periodo
Ademaacutes se asume que cada una de las cuatro liacuteneas de transmisioacuten tiene una
capacidad de 125 MW como se muestra en la figura 57
La tasa de salida forzada del generador equivalente dependeraacute de la potencia
media requerida es decir si la potencia media requerida es menor a la
capacidad de una liacutenea se asume los cuatro circuitos en paralelo desde el
punto de vista de la confiabilidad por el contrario si la potencia media
requerida es mayor a la capacidad de tres liacuteneas se asumen los cuatro circuitos
en serie Para la asignacioacuten de la tasa de falla se considera la capacidad de la
interconexioacuten obtenida y la tabla de probabilidades de falla de la liacutenea
Cabe recalcar que la aproximacioacuten utilizada es baacutesica por lo cual se
recomienda realizar un estudio maacutes detallado que permita determinar la
energiacutea de la cual se podriacutea disponer en un determinado periodo Ademaacutes en
esta aproximacioacuten se asume una potencia media durante un determinado
periodo de tiempo siendo este no del todo praacutectico ya que se puede requerir
diferentes valores de potencia
El modelo de la interconexioacuten propuesto se ha divido en dos periodos de
anaacutelisis el primero denominado periodo histoacuterico que considera los
requerimientos de energiacutea producidos en cada uno de los periodos (lluvioso y
seco) desde el 2007 al 2009 de dichas energiacuteas se obtiene una potencia
promedio por periodo que seraacute la capacidad media de la interconexioacuten con su
respectiva tasa de salida forzada
Para el periodo proyectado que considera los antildeos 2010 al 2025 se considera
la energiacutea promedio que las unidades disponibles podriacutean producir Ademaacutes
en cada antildeo se adiciona las energiacuteas promedio que cada uno de los proyectos
que se incorporaran al SNI podriacutean producir y el incremento de energiacutea que la
represa Mazar produciraacute en la central Molino y el incremento de energiacutea en la
central Marcel Laniado por el proyecto Baba
Debido a que no todos los proyectos ingresariacutean al SNI al inicio de cada antildeo
los antildeos del periodo proyectado se han divido en intervalos que estaacuten
determinados por las fechas de ingreso de las nuevas centrales por lo tanto el
incremento de la energiacutea se lo realiza despueacutes del ingreso de la central y no
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con la energiacutea promedio que la central podriacutea producir en el antildeo sino con el
porcentaje correspondiente al tiempo durante el cual la unidad estariacutea
disponible en ese antildeo
Para determinar la potencia promedio para el periodo proyectado de la
interconexioacuten se considera la energiacutea proyectada para los antildeos 2010-2020
publicada en el Plan maestro de electrificacioacuten 2009-2020 del CONELEC a
esta energiacutea se le resta la energiacutea proyectada que el sistema de generacioacuten
puede producir obteniendo una energiacutea promedio requerida de la interconexioacuten
de esta se obtendraacute la potencia promedio de la interconexioacuten El alcance del
plan maestro de electrificacioacuten no cubre todo el periodo de anaacutelisis establecido
en el presente estudio por lo que se considera para los antildeos 2021 al 2025 el
requerimiento de la interconexioacuten del antildeo 2020
5681 Caacutelculo para la obtencioacuten de la tasa de falla de
la liacutenea de interconexioacuten
Se considera la tasa de falla del generador de potencia variable como la tasa
de salida de las liacuteneas de transmisioacuten de 230KV que se presenta en la
publicacioacuten IEEE 1979 [25]
Donde
Tasa de salida
Longitud de la liacutenea (millas)
Remplazando la longitud de la liacutenea presentada en la tabla 54 en la ecuacioacuten
53 se obtiene con una duracioacuten de salida15 de 24 horas
resultando la tasa de reparacioacuten con los valores de tasa de
salida obtenida anteriormente se asume como la tasa de falla se remplaza en
la ecuacioacuten 54 obteniendo la indisponibilidad
Para modelar los cuatro circuitos en paralelo de las liacuteneas de interconexioacuten se
utiliza la distribucioacuten binoacutemica ecuacioacuten 55 considerando cada componente
con dos estados posibles como se presenta en la tabla 518
15Se plantea esta duracioacuten de salida en base a un ejercicio planteado en la referencia 9 con condiciones similares
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Nuacutemero de estado
Capacidad MW
Probabilidad de ocurrencia
1 0
099798
2 125
000202
Tabla 5 18 Tabla de estados de una liacutenea de interconexioacuten
Donde
Probabilidad de estado de eacutexito
Probabilidad de fallo
Nuacutemero de elementos en estado de eacutexito
Nuacutemero de liacuteneas consideradas
Al remplazar la informacioacuten pertinente en la ecuacioacuten 55 se obtiene la tabla
de probabilidades para las 4 liacuteneas de interconexioacuten con su respectiva
capacidad desconectada ver tabla 519 Esta tabla seraacute utilizada para los
periodos de anaacutelisis histoacuterico y proyectado
Nuacutemero de
Liacuteneas
Capacidad disponible MW
Probabilidad
eacutexito
Probabilidad
falla
4 500 09920000 00080000
3 375 09999754 00000246
2 250 09999999 3320E-08
1 125 1 1680E-11
0 0 1 0
Tabla 5 19 Tabla de probabilidades de falla para las liacuteneas de interconexioacuten
5672 Caacutelculo de la interconexioacuten para el periodo histoacuterico
En la tabla 520 se presenta los requerimientos que se produjo en el periodo
histoacuterico para los antildeos 2007 al 2009
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Interconexioacuten Energiacutea (GWh-mes)
Meses del antildeo 2007 2008 2009
Enero 11386 7140 9845
Febrero 10232 2087 7393
Marzo 8265 781 17543
Abril 4561 1258 17543
Mayo 5042 565 11645
Junio 3461 2291 6530
Julio 8542 749 3534
Agosto 6850 6838 9855
Septiembre 7091 7487 14966
Octubre 4776 7081 5190
Noviembre 7208 3009 4951
Diciembre 9253 11550 2542
Energiacutea Gwh-antildeo 86667 50836 111536
Potencia media MW Enero-Marzo
129 46 108
Potencia media MW Abril-Septiembre
78 44 146
Potencia media MW Octubre-Diciembre
93
100 57
Tabla 5 20 Requerimientos de energiacutea desde la interconexioacuten en el periodo 2007-2009
En funcioacuten de la potencia media de la interconexioacuten presentada en la tabla 520
y la tabla 519 de probabilidades de falla de las liacuteneas de transmisioacuten se
determina que para las potencias media mayores a 125 MW la tasa de fallos
para la interconexioacuten es de 332e-8 y para la potencias medias menores a 125
MW la tasa de fallos de 168e-11
5673 Caacutelculo de la interconexioacuten para periacuteodo proyectado
Para realizar el anaacutelisis de la capacidad de interconexioacuten requerida para antildeos
futuros es necesario determinar el factor de planta de cada una de las unidades
del sistema de generacioacuten En el anexo C513 se presenta los factores de
planta para los antildeos 2007 2008 y 2009 [18] [19] [20] estos valores publicados
por el CONELEC son obtenidos considerando la potencia efectiva en el
caacutelculo por lo cual se obtiene el factor de planta corregido tomando como
base la potencia nominal de las unidades del anexo C51 En la tabla 521 se
presenta los factores de planta mayores al 100
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Central Unidad factor de planta
2007 2008 2009
Chimbo U1 0374 0142 0374
Pasochoa U1 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705
Guangopolo U1 0000 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222
Guangopolo U3 0036 0275 0275
Guangopolo U4 0113 0224 0224
Guangopolo U5 0009 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802
Miraflores 1 0 0 0225
Miraflores TG1 0035 0017 0017
Pascuales II TM1 0 0 0582
Pascuales II TM2 0 0 0582
Pascuales II TM3 0 0 0582
Pascuales II TM4 0 0 0582
Pascuales II TM5 0 0 0582
Pascuales II TM6 0 0 0582
Ecoelectric Turbo 5 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 6 0 0243 0243
Ecoelectric Turbo 7 0 0243 0243
Tabla 5 21 Factores de planta asignados a las unidades que ingresan en el 2010
En los boletines estadiacutesticos publicados existen factores de planta de ciertas
unidades superiores al cien por ciento que son presentadas en la tabla 521
Por tal razoacuten se presenta los factores de planta asignados con sus respectivas
unidades para la central Chimbo unidad U1 se asignoacute el factor de planta del
antildeo 2007 en cuanto a la unidad U1 de la central Pasochoa al tener factores de
planta semejantes se obtuvo el promedio del 2007 y 2008 el mismo
procedimiento es aplicado a la central Los Chillos unidad U1 para la central
Guangopolo se asignoacute los factores de planta del antildeo 2008 en la central
pascuales II se plantea el factor de 0582 para las unidades este valor se
obtuvo de informacioacuten publicada por la empresa en el antildeo 2009 y para la
central Ecoelectric se asignoacute el valor del antildeo 2008 En la figura 58 se presenta
los factores de planta para el periodo histoacuterico y el promedio de las mismas
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Figura 5 8 Factores de planta para el periodo 2007-2009
En la figura se aprecia que la curva de factores de planta de los antildeos 2007
2008 y 2009 tiene comportamientos semejantes Ademaacutes se presenta una
factor de planta promedio de los tres antildeos pero se observa que no representa
el comportamiento de valles y picos caracteriacutestico de cada antildeo por lo cual se
establece como factor de planta tipo el antildeo 2009
En cuanto a las unidades que ingresan a formar parte del sistema de
generacioacuten del plan de expansioacuten se presenta en el Anexo C614 los factores
de planta de cada una de las unidades basada en la energiacutea promedio que
estas centrales podriacutean producir cada antildeo de acuerdo con lo publicado en el
Plan de Electrificacioacuten [24]
Para determinar los requerimientos de interconexioacuten se plantea dos escenarios
del plan de expansioacuten escenario 1 ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su
totalidad y el escenario 2 donde se incluye uacutenicamente los proyectos maacutes
probables de ser ejecutados Dentro de cada uno de estos escenarios se
establecen cuatro casos escenario de mayor y menor crecimiento de la
demanda con y sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento programado
Finalmente el caacutelculo se realiza para los siguientes escenarios y los resultados
se presentan en el anexo C515
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1 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de menor
crecimiento de la demanda
2 Ejecucioacuten del plan de expansioacuten en su totalidad e hipoacutetesis de mayor
crecimiento de la demanda
3 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de menor crecimiento de la
demanda
4 Incorporacioacuten de las centrales del plan de expansioacuten con mayor
probabilidad de ejecucioacuten e hipoacutetesis de mayor crecimiento de la
demanda
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CAPIacuteTULO VI
EVALUACIOacuteN DEL SISTEMA DE GENERACIOacuteN
ECUATORIANO
61 Introduccioacuten
En este capiacutetulo se calcula y analiza los iacutendices de confiabilidad del sistema de
generacioacuten para el periodo histoacuterico y proyectado considerando la generacioacuten
disponible hasta el antildeo 2009 y aquellas unidades que ingresaron a despacho
econoacutemico en el antildeo 2010 el plan de expansioacuten 2009-2020 retiro de unidades
publicados por el CONELEC unidades que han terminado su tiempo de vida
uacutetil y los requerimientos de interconexioacuten determinados en el capiacutetulo 5
El caacutelculo de los iacutendices se realiza para el periacuteodo histoacuterico 2007-2009 y
proyectado 2010-2025 con los resultados del periacuteodo histoacuterico se establece
los valores de referencia del LOLE ya que durante las investigaciones
realizadas para el desarrollo de esta tesis no se ha encontrado un valor de
referencia para el sistema de generacioacuten ecuatoriano
Basados en los resultados del periacuteodo histoacuterico se determinaraacute si los antildeos del
periodo 2021 al 2025 cumplen con los indicadores de referencia de no serlo
se determina el requerimiento de capacidad para cumplir el valor de referencia
para esto se consideran tres escenarios de anaacutelisis el primero de ellos toma en
cuenta el ingreso de generacioacuten hidraacuteulicas en el segundo escenario unidades
de generacioacuten teacutermica y el tercer caso la combinacioacuten de unidades hidraacuteulicas
y teacutermicas En cada uno de los casos planteados se realiza un anaacutelisis de los
resultados obtenidos
62 Anaacutelisis del sistema de generacioacuten ecuatoriano
El anaacutelisis del sistema de generacioacuten del SNI se realiza considerando las
aproximaciones establecidas en el capiacutetulo 5 para el sistema de generacioacuten
existente Con esta informacioacuten y con la obtenida del plan maestro de
electrificacioacuten se establecen dos escenarios de anaacutelisis
Escenario1 En este escenario se considera la ejecucioacuten total del plan de
expansioacuten considerando dentro de estas dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
Escenario2 En este escenario se considera la ejecucioacuten parcial del plan de
expansioacuten es decir solo se considera las centrales con mayor probabilidad de
ejecucioacuten dentro de este escenario se considera dos casos de crecimiento de
demanda (menor y mayor) en cada caso se analizaraacute los efectos del
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mantenimiento programado de las unidades y la incertidumbre en el pronoacutestico
de la demanda
621 Resultados obtenidos
Una vez que la informacioacuten del sistema de generacioacuten ha sido adecuada se
procede a obtener los iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico y
proyectado considerando los escenarios de anaacutelisis presentados en el punto
anterior
6211 Iacutendices del periodo histoacuterico 2007-2009
Se presenta los resultados de iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
considerando la respectiva demanda del sistema interconexioacuten requerida e
incluyendo o no el plan mantenimiento programado ademaacutes del periodo
lluvioso y seco En la tabla 61 se presenta los iacutendices de peacuterdida de carga y
energiacutea utilizando las curvas de carga diaria y horaria respectivamente
Antildeos de anaacutelisis L
OL
E
(diacutea
sa
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mantenimiento Sin mantenimiento
2007 151 014 222 12305 020 937
2008 2470 239 4238 348960 367 20896
2009 3076 103 5332 427279 210 12850
Tabla 6 1 Iacutendices de confiabilidad para el periodo histoacuterico
Se observa en la tabla 62 los incrementos en el LOLE sin incluir
mantenimiento observando que desde el antildeo 2007 al 2008 se tiene un
crecimiento de 1 0323 y del 2008 al 2009 una reduccioacuten del 661
Consideracioacuten Porcentaje Comportamiento
2007 respecto al 2008 1 757436097 crecimiento
2008 respecto al 2009 7522768804 decrecimiento
Tabla 6 2 Comportamiento del LOLE para el periodo histoacuterico
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Figura 6 1 Comportamiento de la probabilidad acumulada
En la figura 61 se observa que para un rango de capacidad desconectada
que inicia en 360 a 500 MW la probabilidad variacutea de 09879 a 00415
respectivamente esta variacioacuten implica que para pequentildeas cambios en la
carga o capacidad disponible la probabilidad acumulada sufre incrementos o
decrecimientos considerables que afectan directamente a los iacutendices este
comportamiento es caracteriacutestico del sistema de generacioacuten Ecuatoriano Al
analizar el comportamiento para el antildeo 2007 se observa que al tener una
capacidad disponible de 3 731 MW y una demanda maacutexima de 2 7063 MW se
produce peacuterdida de carga a partir de 6337 MW de capacidad desconectada
con una probabilidad acumulada de 00022 si se analiza para el 2008 con una
capacidad disponible de 3 543 MW con una carga pico diaria de 2 7852 MW
se produce peacuterdida de carga a partir de 37279 MW con una probabilidad
acumulada de 00954 al comparar ambos antildeos se observa que para una
diferencia de 26091 MW de capacidad disponible la probabilidad acumulada
varia en un 4 33636 respecto del 2007 este valor justifica el
comportamiento de los iacutendices de estos antildeos para el comportamiento del
iacutendice del 2008 al 2009 se utiliza el mismo criterio En resumen se puede decir
que cuando las probabilidades acumuladas utilizadas para el caacutelculo del LOLE
variacutean de la parte plana de la curva a la parte con mayor pendiente el LOLE
puede variar de una forma significativa
6212 Periacuteodo 2010-2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
Se presenta el caacutelculo del para cada uno de los antildeos del
periacuteodo 2010-2025 considerando una incertidumbre del 0 2 y 5 estos
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resultados son presentados en la tabla 63 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025
no se considera interconexioacuten debido a que a partir del antildeo 2014 no se
requiere tambieacuten se debe tomar en cuenta que el plan de expansioacuten es hasta
el antildeo 2020
Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 1003 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 1068 179709 2154 160 3138 549
2012 3353 263 127424 3586 368 4609 997
2013 3584 372 96348 3822 492 4872 1170
2014 794 029 277915 954 049 1770 260
2015 440 013 344403 515 022 823 120
2016 278E-10 135E-12 2050885 101E-09 615E-12 121E-07 142E-09
2017 349E-09 351E-12 9946894 117E-08 164E-11 105E-06 414E-09
2018 105E-08 628E-12 16743868 368E-08 332E-11 358E-06 110E-08
2019 262E-09 106E-11 2474216 116E-08 645E-11 217E-06 293E-08
2020 801E-11 334E-13 2400288 466E-10 268E-12 184E-07 245E-09
2021 837E-09 495E-11 1689830 438E-08 354E-10 114E-05 213E-07
2022 692E-07 624E-09 1109638 316E-06 387E-08 466E-04 135E-05
2023 473E-05 655E-07 721744 180E-04 337E-06 128E-02 590E-04
2024 246E-03 531E-05 463682 750E-03 218E-04 021 002
2025 876E-02 305E-03 287494 202E-01 945E-03 207 025
Tabla 6 3 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
En la tabla 63 se presenta el crecimiento del LOLE con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta
el antildeo 2015 se representa un incremento promedio del 2 4337 del 2016 al
2018 se presenta un comportamiento irregular del crecimiento debido a que en
estos antildeos ingresan proyectos de gran capacidad El total del LOLE sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis es de 327208 de este
el 95 ocurre hasta el antildeo 2013 y el 467 en los antildeos 2014-2015
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Figura 6 2 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo proyectado con y sin plan de
mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 62 se presenta el comportamiento del LOLE con una
incertidumbre del 0 con y sin el plan de mantenimiento programado donde se
aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el
LOLE decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2020
de 801e-11 y 334e-13 con y sin mantenimiento
respectivamente esto se debe a que la capacidad ingresada hasta el 2020
suma 4 632 MW de estos 4 284 MW son ingresados a partir del 2014 como
se aprecia en la figura 63 con lo cual se justifica los valores del LOLE
obtenidos En el antildeo 2015 se puede observar que siendo el antildeo con mayor
ingreso de generacioacuten el valor del LOLE es considerablemente maacutes alto que el
valor que se tiene para el antildeo 2016 esto se debe a que la mayor cantidad de
generacioacuten en el antildeo 2015 ingresa en el mes de Abril siendo el 99 del LOLE
producido en los tres primeros meses
Figura 6 3 Plan de expansioacuten de centrales del CONELEC escenario 1 caso 1
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En cuanto al LOLE obtenido considerando el mantenimiento programado se
observa que en el antildeo 2010 se obtiene un valor de 4357 que es el
maacutes alto del periacuteodo de anaacutelisis siendo mucho mayor que el LOLE obtenido
sin considerar el plan de mantenimiento esto se debe a que los
mantenimientos reducen la capacidad disponible En la figura 64 se aprecia el
efecto del mantenimiento en la capacidad disponible para el antildeo 2010
Figura 6 4 Curva de mantenimiento programado y demanda escenario 1 caso 1
En la figura 65 se presenta el comportamiento del LOLE considerando el 0 2
y 5 de incertidumbre sin incluir el mantenimiento programado El crecimiento
promedio del LOLE con el 2 respecto al de 0 de incertidumbre en el periacuteodo
2010-2015 es de 521 de este el mayor crecimiento se presenta en el antildeo
2015 con el 73 los demaacutes antildeos del periacuteodo de anaacutelisis no se consideran ya
que son valores que se pueden considerar como despreciables En cuanto al
crecimiento promedio del LOLE del 5 respecto al de 0 es del 4905
presentaacutendose el mayor crecimiento en el antildeo 2015 con 8385
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Figura 6 5 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 64 se presenta los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5741 535702 386 24512 6285 639170 552 38444 8855 1194980 1655 163219
2013 6210 630458 557 39433 6771 741930 754 58092 9444 1345190 1973 210430
2014 1307 107287 041 2362 1599 142809 072 4500 3185 384551 415 36629
2015 752 65642 020 1162 902 86404 035 2252 1586 212298 204 18903
2016 355E-10 170E-08 172E-12 775E-11 130E-09 647E-08 782E-12 368E-10 157E-07 909E-06 183E-09 996E-08
2017 526E-09 268E-07 475E-12 217E-10 177E-08 939E-07 223E-11 107E-09 158E-06 982E-05 570E-09 316E-07
2018 156E-08 813E-07 841E-12 390E-10 547E-08 301E-06 447E-11 218E-09 537E-06 352E-04 150E-08 859E-07
2019 365E-09 188E-07 128E-11 626E-10 161E-08 874E-07 789E-11 406E-09 298E-06 194E-04 365E-08 222E-06
2020 109E-10 537E-09 398E-13 188E-11 627E-10 328E-08 321E-12 160E-10 245E-07 153E-05 298E-09 175E-07
2021 113E-08 601E-07 594E-11 302E-09 588E-08 333E-06 427E-10 230E-08 153E-05 106E-03 263E-07 171E-05
2022 929E-07 540E-05 755E-09 416E-07 423E-06 263E-04 471E-08 277E-06 637E-04 503E-02 171E-05 125E-03
2023 634E-05 408E-03 803E-07 484E-05 243E-04 169E-02 417E-06 271E-04 179E-02 166E+00 768E-04 647E-02
2024 333E-03 024 662E-05 445E-03 001 081 275E-04 002 031 3501 002 215
2025 012 1014 389E-03 297E-01 028 2645 001 104 316 44601 035 4311
Tabla 6 4 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 1
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 107
En la tabla 64 se presenta un HLOLE sin incertidumbre y sin mantenimiento de
1304 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 99 es obtenido
hasta el 2015 Para los iacutendices con la inclusioacuten del plan de mantenimiento
programado y sin incertidumbre se tiene un HLOLE total de 25948
de este el 99 es obtenido hasta el 2015
Figura 6 6 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En la figura 66 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 e incluyendo o no el plan de mantenimiento
programado en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece considerablemente alcanzando en
el 2020 el valor miacutenimo de 109e-10 y 398e-13 con y sin
mantenimiento respectivamente En cuanto al HLOLE con mantenimiento se
presenta un crecimiento promedio del 2 94603 hasta el antildeo 2015 con
respecto al sin mantenimiento a partir del 2016 los valores de peacuterdida de carga
horaria son despreciables
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 108
Figura 6 7 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 1
En el periacuteodo de anaacutelisis se tiene una energiacutea no suministrada con
mantenimiento de 2645 de este 2644 de energiacutea
no son suministrados hasta el 2015 esto se debe a que a partir de este antildeo
ingresan unidades con capacidades significativas como lo es Coca Codo
Sinclair Toachi Pilatoacuten y Esmeraldas entre otras como se aprecia en la figura
63 Sin considerar el mantenimiento se tiene un LOEE en el periacuteodo de
anaacutelisis de 0847 de este el 99 se produce hasta el antildeo 2015
Al comparar la energiacutea no suministrada sin mantenimiento respecto de con
mantenimiento se produce un incremento de 3 12228
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda con y sin plan de
mantenimiento programado
En este caso se adiciona otras unidades de generacioacuten como se establece en
el Plan Maestro de Electrificacioacuten 2009-2020 para el crecimiento mayor de
demanda obtenieacutendose los siguientes resultados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 109
Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 4530 148 5637 508
2011 2125 131 162237 2377 197 3426 661
2012 4056 390 104074 4288 537 5365 1340
2013 4551 624 72950 4792 800 5907 1687
2014 3147 295 106546 3455 413 4801 1129
2015 1831 215 85344 1886 295 2160 704
2016 117E-07 950E-10 1228197 408E-07 419E-09 364E-05 770E-07
2017 275E-06 771E-09 3567500 852E-06 340E-08 481E-04 604E-06
2018 252E-05 601E-08 4185846 764E-05 278E-07 349E-03 491E-05
2019 448E-05 567E-07 789101 158E-04 270E-06 968E-03 413E-04
2020 122E-05 170E-07 721095 525E-05 986E-07 527E-03 242E-04
2021 238E-03 531E-05 446912 755E-03 228E-04 231E-01 178E-02
2022 022 001 241467 048 003 378 053
2023 814 070 116662 1151 130 2725 685
2024 7870 1678 46914 8270 2142 9752 4101
2025 21735 11496 18907 21340 11795 20242 12722
Tabla 6 5 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Para el antildeo 2025 en la tabla 65 se presenta el maacuteximo valor del LOLE en el
periacuteodo de anaacutelisis esto se debe a que a partir del 2020 no ingresan proyectos
como se aprecia en la figura 69 Al comparar el caso en anaacutelisis con el caso 1
se observa que los periodos criacuteticos ocurren en los uacuteltimos y primeros antildeos
respectivamente
Figura 6 8 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 110
En la figura 68 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta la
incertidumbre del 0 en la cual se aprecia un valor sostenido hasta el antildeo
2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente alcanzando el
valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 117e-07 y 950e-10 con y
sin mantenimiento respectivamente esto se debe a que la capacidad
ingresada hasta el 2020 suma 4 837 MW de estos 4 373 MW que representan
el 90 son ingresados a partir del 2014 por lo cual se justifica el decrecimiento
en el valor del LOLE los ingresos de proyectos son presentados en la figura
69
Figura 6 9 Plan de expansioacuten de centrales CONELEC escenario 1 caso 2
En la figura 610 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
tres porcentajes de incertidumbre en la demanda Para el antildeo 2025 con una
incertidumbre de 0 2 y 5 se obtiene un LOLE de 11496 11795 y 12722
respectivamente siendo los maacutes altos en el periodo de anaacutelisis entre
los antildeos 2016-2020 los valores son despreciables a partir del antildeo 2020 existe
un comportamiento creciente debido a que no existen ingresos de generacioacuten
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 111
Figura 6 10 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 66 se presenta los resultados de iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6960 694319 571 38307 7542 822625 808 59872 10372 1503200 2247 240375
2013 7958 893605 941 73365 8575 1039170 1237 105512 11587 1817130 2894 345084
2014 5298 563189 419 31030 5948 684021 602 48664 9059 1375620 1847 210795
2015 3476 450079 346 26864 3665 514448 488 41988 4587 841428 1292 163996
2016 147E-07 793E-06 120E-09 610E-08 516E-07 294E-05 533E-09 284E-07 473E-05 324E-03 100E-06 635E-05
2017 409E-06 240E-04 104E-08 546E-07 127E-05 788E-04 464E-08 256E-06 726E-04 559E-02 839E-06 560E-04
2018 373E-05 234E-03 811E-08 444E-06 114E-04 760E-03 378E-07 220E-05 534E-03 458E-01 690E-05 496E-03
2019 601E-05 385E-03 700E-07 419E-05 212E-04 146E-02 337E-06 216E-04 134E-02 121E+00 540E-04 444E-02
2020 160E-05 100E-03 206E-07 122E-05 686E-05 465E-03 121E-06 770E-05 714E-03 644E-01 311E-04 256E-02
2021 316E-03 023 659E-05 447E-03 001 081 288E-04 002 033 3825 002 248
2022 031 2741 001 096 068 6788 004 318 584 90437 077 10296
2023 1184 143464 094 9744 1731 239441 182 21232 4645 996390 1070 191081
2024 13094 2521170 2478 362791 14251 306975 3274 540215 18929 5784650 7145 175556
2025 44737 150634 19910 45832 4486 159846 21097 535206 47071 205436 25629 896802
Tabla 6 6 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 1 caso 2
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 112
En la tabla 66 se tiene para una incertidumbre del 0 sin mantenimiento un
HLOLE de 25094 en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 104
se produce hasta el antildeo 2014 y el 892 en el antildeo 2025 para la energiacutea
esperada no suministrada se obtiene 51 44819 de este el
367 es obtenido hasta el 2015 y el 9613 desde el antildeo 2024 hasta el 2025
En cuanto a los iacutendices con mantenimiento e incertidumbre del 0 se tiene un
HLOLE en el periacuteodo de anaacutelisis de 94685 de este el
3764 se produce hasta el antildeo 2015 y el 6107 en los antildeos 2024 al 2025
En cuanto al LOEE el valor total del periodo de anaacutelisis es de 207 31284
de estos el 144 se produce hasta el antildeo 2015 y el 855 a
partir del 2023
Figura 6 11 Comportamiento HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 611 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre del 0 sin mantenimiento en la cual se aprecia un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE
decrece considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de
147e-7 y el maacutes alto en el 2025 de 1991
Para el caacutelculo de iacutendices considerando el plan de mantenimiento el valor
miacutenimo obtenido es de 147e-07 y maacuteximo de 44737
en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 113
Figura 6 12 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 1 caso 2
En la figura 612 se observa que la energiacutea no suministrada suma en el
periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento un total de 51 448 y con
mantenimiento 207312 presentaacutendose un crecimiento
respecto de este uacuteltimo de 40295
6213 Periacuteodo 2010-2025 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En la tabla 67 se presenta el iacutendice de peacuterdida de carga
Para los antildeos 2020-2025 no se considera interconexioacuten debido a que a partir
del antildeo 2015 no se requiere de la misma
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 114
Demanda menor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto
Sin mto Con mto Sin mto
2010 4357 100 434444 4618 147 5691 489
2011 1920 107 179709 2154 160 3138 549
2012 3091 263 117468 3586 368 4609 997
2013 3696 386 95740 3822 511 4872 1205
2014 2739 248 110650 954 341 1770 907
2015 481 019 249108 568 029 898 134
2016 602E-06 589E-08 1021421 181E-07 181E-07 116E-05 116E-05
2017 139E-04 509E-07 2721624 304E-04 153E-06 899E-05 899E-05
2018 300E-03 505E-05 594529 136E-04 136E-04 449E-03 449E-03
2019 512E-02 132E-03 388749 311E-03 311E-03 594E-02 594E-02
2020 042 002 268105 326E-02 326E-02 037 037
2021 441 028 157009 049 049 273 273
2022 2784 335 83144 476 476 1339 1339
2023 9379 2369 39580 2785 2785 4494 4494
2024 18670 9043 20645 9376 9376 10665 10665
2025 27797 19628 14162 19444 19444 18798 18798
Tabla 6 7 LOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 67 se presenta el crecimiento del LOLE con plan de mantenimiento
respecto al de sin plan de mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo
2015 se presenta un incremento promedio de 1 97853 del 2016 al 2020 se
presentan valores relativamente bajos finalmente desde el 2022 se presenta
un comportamiento creciente debido a que a partir del 2017 no ingresan
centrales
El valor total del LOLE sin mantenimiento con incertidumbre del 0 es de
32529 en el periacuteodo de anaacutelisis de este total el 345 se
produce hasta el antildeo 2015 y el 9542 desde el antildeo 2023 al 2025 para el
LOLE total con mantenimiento e incertidumbre de 0 se tiene 75402
en el periacuteodo de anaacutelisis de este el 216 se produce hasta el
antildeo 2015 y el 7834 a partir del antildeo 2021 al 2025
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 115
Figura 6 13 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 613 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece considerablemente
alcanzando el valor miacutenimo para el antildeo 2016 de 602e-06 y 589e-
08 con y sin mantenimiento respectivamente El LOLE maacutes alto
obtenido en el periacuteodo de anaacutelisis se presenta en el antildeo 2025 con 27797
y 19628 con y sin mantenimiento respectivamente
Este incremento considerable se debe a que inicialmente la capacidad del plan
de expansioacuten es de 4 427 MW al realizar la investigacioacuten de las centrales con
mayor probabilidad de ejecucioacuten decrece a 2 941MW resultando en una
reduccioacuten del 335 las capacidades ingresadas en cada antildeo son presentadas
en la figura 614
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 116
Figura 6 14 Plan de expansioacuten del CONELEC escenario 2 caso 1
En la figura 615 se presenta el comportamiento del LOLE considerando 0 2
y 5 de incertidumbre sin mantenimiento En la graacutefica se observa con una
incertidumbre de 2 un LOLE miacutenimo de 181e-07 y un maacuteximo
de 19444 en el antildeo 2016 y 2025 respectivamente para la
incertidumbre del 5 se obtiene en el antildeo 2016 un LOLE miacutenimo de 116e-05
en el 2016 y un maacuteximo de 187981 en el 2025
Figura 6 15 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Joseacute Pachari P 117
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 68 se presenta los resultados de los iacutendices de peacuterdida de energiacutea
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis H
LO
LE
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(M
Wh
antilde
o)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
rasa
ntildeo
)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 8707 1041610 146 8263 9278 1142300 217 13345 12121 1721070 792 66802
2011 3218 264196 154 8982 3687 330328 235 14961 5851 709369 887 79061
2012 5276 483557 397 25366 5813 581292 566 39605 8345 111166 1655 163219
2013 6411 652779 578 40875 6977 766960 781 60223 9671 138242 2034 217381
2014 4586 440879 361 25202 5147 538200 509 38858 7744 108106 1493 159355
2015 752364 656419 032 2410 901948 864044 047 3718 158607 212298 230 22083
2016 792E-06 443E-04 776E-08 403E-06 200E-05 117E-03 239E-07 130E-05 664E-04 466E-02 157E-05 101E-03
2017 215E-04 134E-02 712E-07 385E-05 177E-08 939E-07 215E-06 122E-04 914E-03 731E-01 129E-04 871E-03
2018 413E-03 279E-01 664E-05 408E-03 884E-03 632E-01 180E-04 117E-02 133E-01 122E+01 619E-03 504E-01
2019 007 539 000 012 013 1089 420E-03 030 116 126E+02 008 793
2020 059 5010 002 157 099 9055 004 357 518 657E+02 055 5844
2021 651 66210 039 3359 912 101505 069 6464 253E+01 400E+03 422 54902
2022 4420 579947 487 50427 5192 750364 709 80498 860E+01 174E+04 2213 356887
2023 16858 31236 3697 491135 17665 3538050 4473 653734 2166 5633120 8090 165506
2024 39083 104856 15804 2897590 39753 111313 16866 335496 43263 143986 21385 564878
2025 69614 264794 39974 105875 70024 262963 40449 113145 74306 307100 43504 148751
Tabla 6 8 HLOLE y LOEE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 1
En la tabla 68 se presenta un HLOLE total de 61672 durante
todo el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento y una incertidumbre de 0 de
este el 265 se obtiene hasta el antildeo 2014 y el 964 a partir del 2023 En
cuanto a los iacutendices considerando el mantenimiento programado y una
incertidumbre del 0 se obtiene un HLOLE de 1 59643
durante todo el periacuteodo de anaacutelisis de este el 1766 se produce hasta el antildeo
2014 y 8182 a partir del 2021
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 118
Figura 6 16 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
En la figura 616 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 considerando y sin considerar el plan mantenimiento
en la cual se aprecia un comportamiento sostenido hasta el antildeo 2015 en el
antildeo 2016 se obtiene el HLOLE miacutenimo de 76e-08 y 7925e-06
sin y con mantenimiento respectivamente
Figura 6 17 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 1
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 119
En cuanto a la figura 617 se observa la peacuterdida de energiacutea esperada con y sin
mantenimiento para el periacuteodo de anaacutelisis con una incertidumbre del 0 En
esta se tiene una energiacutea no suministrada total de 141412 sin
mantenimiento y 43688 con mantenimiento presentaacutendose
un incremento de 30894
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda e incluyendo y sin
incluir el plan de mantenimiento programado
En el caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad para el periodo 2010-2025 se
considera la interconexioacuten requerida la inclusioacuten y no del mantenimiento
programado y el crecimiento de demanda mayor con incertidumbre del 2 y 5
que son presentados en la tabla 69 Ademaacutes para los antildeos 2020-2025 se
considera interconexioacuten de 368 MW que es el uacuteltimo requerimiento de energiacutea
para el antildeo 2020 en el estudio realizado
Demanda mayor
Incertidumbre 0 Incertidumbre 2 Incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo) Crecimiento
()
LOLE(diacuteasantildeo) LOLE(diacuteasantildeo)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
2010 4262 100 428111 148 5637 508 8403
2011 2125 131 162237 197 3426 661 3544
2012 3763 390 96579 537 5108 1340 6434
2013 4843 653 74163 843 6178 1781 8463
2014 4571 635 71930 835 6110 1827 7871
2015 2768 481 57515 623 2976 1186 5623
2016 001 214E-04 4 39153 532E-04 022 001 001
2017 020 356E-03 5 72381 001 183 014 032
2018 352 021 1 65325 038 1320 231 515
2019 656 049 1 32703 086 2030 436 965
2020 1180 130 90864 201 2916 762 1787
2021 8017 1928 41571 2347 9578 4111 13835
2022 20398 11026 18499 11303 19593 12320 42868
2023 30431 24999 12173 24421 28502 22859 83220
2024 34867 32182 10834 32019 33691 30731 1 44472
2025 36385 35842 10152 35651 35838 34767 2 53404
Tabla 6 9 LOLE con y sin plan de mantenimiento incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 69 se presenta el crecimiento del LOLE con mantenimiento
respecto al de sin mantenimiento donde se observa que hasta el antildeo 2015 se
representa un incremento promedio del 924 85 en el 2016 y 2017 se
presenta un comportamiento de crecimiento promedio de 5 057 finalmente a
partir del 2018 se aprecia una disminucioacuten del crecimiento debido a que los
valores del LOLE estaacuten alcanzando los maacuteximos posibles en el antildeo El LOLE
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Joseacute Pachari P 120
total en el periacuteodo de anaacutelisis sin mantenimiento e incertidumbre del 0 es de
1 14778 de este el 529 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
946 a partir del 2021 hasta el 2025 El iacutendice con mantenimiento total es de
1 08564 de este el 220 se presenta hasta el antildeo 2015 y el
9761 a partir del 2020 hasta el 2025
Figura 6 18 Comportamiento del LOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 618 se presenta el comportamiento del LOLE tomando en cuenta
una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento sostenido
hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE decrece alcanzando el valor
miacutenimo para el antildeo 2016 de 001 y 214e-04 con y sin
mantenimiento respectivamente el valor maacuteximo obtenido en el periacuteodo se
presenta en el antildeo 2025 con 35852 y 363 con y sin
mantenimiento respectivamente los valores altos obtenidos en los uacuteltimos
antildeos del periacuteodo de anaacutelisis se deben a que el uacuteltimo ingreso de capacidad se
produce en el antildeo 2017 con la central Cardenillo de 400 MW
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Joseacute Pachari P 121
Figura 6 19 Comportamiento del LOLE incluyendo incertidumbre y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 619 se presenta el comportamiento del LOLE considerando los
diferentes porcentajes de incertidumbre sin mantenimiento el crecimiento del
LOLE con 2 y 5 de incertidumbre con respecto al de 0 tiene un
comportamiento sostenido hasta el antildeo 2016 con 2 019016 y 2 75001
respectivamente a partir de este antildeo el crecimiento es irregular hasta el 2021
donde se presenta valores incoherentes que se explican a continuacioacuten
Si se compara a partir del antildeo 2021 el LOLE sin mantenimiento con una
incertidumbre del 0 de la tabla 619 con los demaacutes porcentajes de
incertidumbre se presenta un decrecimiento en el valor del iacutendice la
explicacioacuten se basa en la figura 620 donde se observa la curva de carga
original y la curva de capacidad disponible en un intervalo de tiempo
Figura 6 20 Comportamiento irregular del LOLE
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Joseacute Pachari P 122
Consideremos el primer tiempo de anaacutelisis donde se produce peacuterdida
de carga donde la probabilidad acumulada debido a que
la carga supera la capacidad disponible resultando en LOLE=1 consideremos
el caacutelculo del LOLE con la inclusioacuten de la incertidumbre en el pronoacutestico de la
carga y la utilizacioacuten de la distribucioacuten normal a siete intervalos de clase
obtenieacutendose para cada una de las curva de carga con incertidumbre un iacutendice
de peacuterdida de carga como se presentan a continuacioacuten
y
Donde
Son las probabilidades de peacuterdida de carga
para cada intervalo de clase en el primer tiempo de anaacutelisis
Es el primer tiempo de anaacutelisis
Es el iacutendice de peacuterdida de carga para el intervalo de clase -3 la
misma nomenclatura es aplicada a los demaacutes teacuterminos del LOLE
Si analizamos la graacutefica 620 para el primer tiempo de anaacutelisis se observa
que las curvas con intervalos de clase de 0 1 2 y 3 son superiores a la
capacidad disponible por lo cual sus probabilidades acumuladas de peacuterdida
de carga son igual a la unidad pero para las curvas con intervalos de clase de
-3-2 y -1 la curva de carga no supera a la capacidad disponible por tanto se
tiene una probabilidad acumulada de peacuterdida de carga inferior a la unidad Si a
estos iacutendices de peacuterdida de carga se les multiplica por sus respectivas
probabilidades de los intervalos de clase de la distribucioacuten normal el valor total
del LOLE va a ser inferior a la unidad y por consiguiente al LOLE obtenido sin
considerar la incertidumbre
Iacutendices de peacuterdida de energiacutea
En la tabla 610 se presenta los resultados del y
Demanda menor
incertidumbre 0 incertidumbre 2 incertidumbre 5
Antildeos de anaacutelisis
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
HL
OL
E
(ho
ras
antilde
o)
LO
EE
(MW
ha
ntildeo
)
Con mto Sin mto Con mto Sin mto Con mto Sin mto
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 123
2010 8403 100150 144 8183 8980 1104230 218 13503 11843 1697340 820 70558
2011 3544 299143 188 11239 4054 375437 289 18976 6385 807754 1071 100259
2012 6434 629751 571 38307 7016 751883 808 59872 9820 1404930 2247 240375
2013 8463 945891 980 74886 9080 1098920 1298 109033 12137 1909850 3052 362865
2014 7871 881637 972 81462 8570 1043300 1303 117375 11863 1906710 3148 392295
2015 5623 850800 819 81219 5763 931053 1078 111390 6680 1347310 2262 318932
2016 001 089 288e-
04 002 003 191
722e-04
005 031 2997 002 160
2017 032 2648 001 035 053 4729 001 086 301 36085 022 2061
2018 515 51259 029 2490 739 80478 054 4919 2196 341153 355 45399
2019 965 103052 069 6158 1339 158252 122 11986 3444 593122 681 96332
2020 1787 221337 187 20281 2334 316050 294 34043 5079 978162 1221 194760
2021 13835 250881 2962 408793 14762 2930830 3708 561897 18996 506074 7290 1557850
2022 42868 126558 19564 40273 43419 134059 20639 461353 46577 171545 20639 4613530
2023 83220 370088 54883 184608 84000 379405 54873 193088 89674 433052 57230 236712
2024 144472 809194 96384 492383 147255 826865 97884 503305 157411 917014 105460 565975
2025 253404 1601430 168824 1030500 - 1626450 171931 1052470 - 1747040 182339 1161350
Tabla 6 10 LOEE y HLOLE con y sin plan de mantenimiento e incluyendo incertidumbre escenario 2 caso 2
En la tabla 610 se presenta los iacutendices con una incertidumbre del 0 sin
mantenimiento obteniendo un HLOLE en el periacuteodo de 3 46576
de este el 105 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9885 a
partir del 2019 hasta el 2025 Para los iacutendices que considera mantenimiento
programado e incertidumbre del 0 se obtiene para el HLOLE un total de
5 81436 de este el 694 se produce hasta el antildeo 2015 y el 9297 a partir
del 2019 hasta el 2025
En el antildeo 2022 los iacutendices HLOLE y LOEE con mantenimiento programado e
incertidumbre del 2 y 5 no se presentan debido a que se produce el mismo
comportamiento en el iacutendice explicado por medio de la figura 620
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Joseacute Pachari P 124
Figura 6 21 Comportamiento del HLOLE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En la figura 621 se presenta el comportamiento del HLOLE tomando en
cuenta una incertidumbre de 0 en la cual se aprecia un comportamiento
sostenido hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el HLOLE decrece
considerablemente alcanzando el valor miacutenimo en el antildeo 2016 de 001 y
288e-04 con y sin mantenimiento respectivamente El valor
maacutes alto alcanzado en el periacuteodo de anaacutelisis del HLOLE se presenta en el antildeo
2025 con 2 53404 con mantenimiento y 1 688e+3
sin mantenimiento
Figura 6 22 Comportamiento del LOEE con y sin plan de mantenimiento escenario 2 caso 2
En cuanto a la graacutefica 622 se presenta en el periacuteodo de anaacutelisis una energiacutea
no suministrada total de 1 75509 sin mantenimiento de este
el 998 se produce desde el 2019 al 2025 para el LOEE con mantenimiento
se obtiene 2 97321 de estos el 9875 se produce a partir
del antildeo 2019 hasta el 2025
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63 Anaacutelisis de resultados
Una vez presentado los iacutendices de confiabilidad del sistema de generacioacuten del
SNIE en los diferentes escenarios y casos se procede a realizar un anaacutelisis
de los resultados obtenidos para el periacuteodo proyectado
631 Periacuteodo proyectado
En la tabla 611 se presenta los resultados de los escenarios 1 y 2 con menor
crecimiento de demanda y sin considerar el plan de mantenimiento
programado
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Demanda menor
Demanda menor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 100296 100296
2011 106823 106823
2012 263161 263161
2013 371953 386009
2014 028562 247531
2015 012783 019323
2016 135E-12 589E-08
2017 351E-12 509E-07
2018 628E-12 505E-05
2019 106E-11 132E-03
2020 334E-13 156E-02
2021 495E-11 281E-01
2022 624E-09 335E+00
2023 655E-07 237E+01
2024 531E-05 904E+01
2025 305E-03 196E+02
Tabla 6 11 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda menor escenario 1 y2
En la figura 623 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de menor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 esto se debe a que los ingresos de proyectos en el
escenario 2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que
suma 4 632 MW resultando en un incremento del 36 El valor del LOLE para
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el 2010 y 2011 es el mismo debido a que para el primer antildeo no ingresan
centrales y para el 2011 ingresan en ambos escenarios las mismas
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo maacutes criacutetico donde se
presenta la mayor peacuterdida de carga se encuentra entre al antildeo 2010 y 2013 con
un 953 del LOLE total que se obtiene en el periacuteodo 2010-2025 Esto se debe
a que en este periacuteodo ingresa solamente el 21 de la capacidad total del plan
de expansioacuten En este periacuteodo el incremento del LOLE obtenido incluyendo el
plan de mantenimiento es en promedio del 1 9948 respecto del sin
mantenimiento
En el escenario 2 el periacuteodo maacutes criacutetico se presenta entre los antildeos 2022 y 2025
en el cual se tiene el 965 del LOLE total del periacuteodo 2010-2025 ademaacutes
existe un periacuteodo entre los antildeos 2010 y 2014 que representa el 339 del
LOLE En comparacioacuten con el escenario1 la diferencia radica en la disminucioacuten
de la capacidad nueva que se plantea ingresar en cada uno de los escenarios
En el periodo 2010-2015 el incremento del LOLE obtenido incluyendo el plan
de mantenimiento es en promedio del 1 97853 respecto al de sin
mantenimiento
De estos dos anaacutelisis se podriacutea asumir que el incremento del LOLE cuando se
incluye el plan de mantenimiento es de aproximadamente un 1 9866
respecto del LOLE obtenido sin incluir el plan de mantenimiento
Figura 6 23 Comportamiento del LOLE con menor crecimiento de demanda escenario 1 y 2
En la tabla 612 se presenta los resultados del escenario 1 y 2 considerando el
mayor crecimiento de la demanda
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Joseacute Pachari P 127
Antildeo de anaacutelisis
Escenario de anaacutelisis
1
Escenario de anaacutelisis
2
Demanda mayor
Demanda mayor
LOLE(diacuteasantildeo)
2010 099558 099558
2011 130977 130977
2012 389676 389676
2013 623902 653034
2014 295323 635425
2015 214576 481212
2016 950E-10 000021
2017 771E-09 000356
2018 601E-08 021277
2019 567E-07 049466
2020 170E-07 129896
2021 000005 192838
2022 000927 110263
2023 069736 249986
2024 167756 321823
2025 114958 358417
Tabla 6 12 LOLE (diacuteasantildeo) para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
En la figura 624 se presenta el comportamiento del LOLE para el crecimiento
de mayor demanda en esta se observa una diferencia entre los valores de
LOLE a partir del 2014 debido a que los ingresos de proyectos en el escenario
2 suman un total de 2 962 MW a diferencia del escenario 1 que suma 4 937
Mw resultando en un incremento del 40 esta variacioacuten en el porcentaje de
capacidad respecto al escenario de demanda menor se debe a que se ingresan
las centrales Residuo 3 Rio Luis Angamarca Sinde y ciclo combinado El valor
del LOLE para el 2010 y 2011 es similar debido a que la capacidad de
generacioacuten disponible en cada escenario es igual
En el escenario 1 se puede observar que el periacuteodo 2010-2014 se produce el
1169 del LOLE total y en el periacuteodo 2024-2025 se produce el 8783 dando
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Joseacute Pachari P 128
un total en ambos periodos de 9953 del total Si se considera el LOLE
obtenido incluyendo el plan de mantenimiento programado en los dos periodos
significativos representa el 958 y el crecimiento promedio respecto del LOLE
sin la inclusioacuten del plan de mantenimiento es de 1 3424
En el escenario 2 los periodos 2010-2015 y 2021-2025 representan el 22 y
97 respectivamente dando un total del 9803 del LOLE total Si se compara
el LOLE de estos periodos analizados con la inclusioacuten del plan de
mantenimiento se observa que los obtenidos representa el 9857 y el
porcentaje de crecimiento es del 8943 respecto del LOLE sin incluir el plan
de mantenimiento
Figura 6 24 Comportamiento del LOLE para el crecimiento de demanda mayor escenario 1 y 2
La importancia que tiene el ingreso de centrales del plan de expansioacuten en el
caacutelculo de los iacutendices de confiabilidad se observa en la figura 625
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Joseacute Pachari P 129
Figura 6 25 Comportamiento del LOLE sin plan de expansioacuten
En esta figura se aprecia el comportamiento del LOLE sin el ingreso de
centrales del plan de expansioacuten y capacidad de la interconexioacuten en esta se
puede apreciar que de no ingresar ninguna central desde el antildeo 2010 el LOLE
crece exponencialmente hasta el antildeo 2015 a partir de este antildeo el LOLE se
estabiliza en su valor maacuteximo que es de 365 o 366 En cuanto al
comportamiento de peacuterdida de carga que esta consideracioacuten implica se
presenta el comportamiento en la figura 626 en esta se observa que el 99
se produce a partir del antildeo 2017
Figura 6 26 Comportamiento del LOEE sin plan de expansioacuten
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Joseacute Pachari P 130
Una vez analizados los resultados obtenidos es necesario determinar si los
valores del son aceptables por lo cual se investigoacute en el
CONELEC CENACE MEER o estudios realizados en universidades sobre
valores de referencia del mismo o anaacutelisis semejantes del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano al no encontrarse ninguacuten valor se considera los
valores del periacuteodo histoacuterico obtenidos que son presentados en la tabla 613
Antildeos de anaacutelisis
LOLE(diacuteasantildeo)
Sin mto
2007 0137
2008 23947
2009 102506
Tabla 6 13 histoacuterico
Al no tenerse un comportamiento regular en los antildeos histoacutericos se considera
como niveles de referencia los valores extremos un miacutenimo de 010 y
un maacuteximo de 3 Una vez establecido los niveles de referencia del
LOLE se procede a determinar a partir del antildeo 2020 los ingresos necesarios
de capacidad para mantener los niveles del LOLE bajo el de referencia
Para poder determinar el requerimiento de capacidad adicional en los antildeos y
escenarios de anaacutelisis donde no se cumplen los niveles establecidos primero
de debe determinar queacute tipo de unidades se ingresaraacuten de acuerdo a su
proceso de conversioacuten capacidad de cada unidad y FOR
Para determinar el tipo de unidades que seraacuten tomadas en cuentan se
presenta en la tabla 614 las unidades que forman parte del Sistema de
Generacioacuten Ecuatoriano el porcentaje de capacidad nominal de unidades
hidraacuteulicas y teacutermicas con respecto a la capacidad instalada total del sistema
de generacioacuten [24] [28] [18]
Tipos de central Capacidad nominal MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009
Hidraacuteulica 205342 205246 205501
Teacutermica MCI 51330 51633 61537
T turbogas 80714 80714 94394
T turbovapor 51980 55280 55280
Capacidad nominal total 389366 392873 416712
de capacidad teacutermicas 4726 4776 5069
de capacidad hidraacuteulicas 5274 5224 4931
Tabla 6 14 Capacidad de las unidades por tipo de central
En la tabla 614 se presenta en el antildeo 2007 y 2008 un 52 de hidraacuteulicas y
47 de teacutermicas esto variacutea en el antildeo 2009 a 50 para hidraacuteulicas y teacutermicas
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 131
Se asume en el estudio 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas debido a que para los
antildeos proyectados el 80 son centrales de generacioacuten hidraacuteulica[19] [20]
El sistema de generacioacuten ecuatoriano baacutesicamente estaacute formado por unidades
teacutermicas e hidraacuteulicas por lo que se plantea tres casos para analizar el
primero de ellos considerando solo hidraacuteulicas un segundo caso solo teacutermico y
finalmente el tercer caso 60 hidraacuteulicas y 40 teacutermicas
Para las unidades teacutermicas se impone las unidades turbogas con un FOR de
00699 y capacidad de 100 MW por unidad en cuanto a las unidades
hidraacuteulicas se impone una unidad de 100 MW con un FOR de 00404
En resumen en la tabla 615 se presenta los tres casos de anaacutelisis con sus
respectivas caracteriacutesticas cabe recalcar que si se necesita maacutes de 100 MW
por ejemplo 400 MW esto implica que se requiere 4 unidades de 100 MW en
cuanto al tercer caso ingresan 100 MW en total y no solo una hidraacuteulica de 60
MW o teacutermica de 40 MW
Caso Tipo de unidad Unidad Capacidad FOR
1 Hidraacuteulica 1 100 00404
2 Teacutermica 1 100 00699
3 Combinacioacuten
Hidraacuteulica 1 60 00404
3 Teacutermica 1 40 00699
Tabla 6 15 Tipos de unidades para calcular la generacioacuten confiable
64 Sistema de generacioacuten Confiable
Considerando los tres casos presentados en la tabla 615 se determinaraacute la
capacidad de generacioacuten adicional requerida para que el LOLE se
encuentre proacuteximo al nivel de referencia este anaacutelisis considera los siguientes
paraacutemetros
La capacidad ingresada para un determinado antildeo se mantiene en el
anaacutelisis de los antildeos posteriores
Se determinaraacute el requerimiento de capacidad para los escenarios de
anaacutelisis presentados en las tablas 611 y 612
Se considera como paraacutemetro a cumplir el LOLE miacutenimo y
maacuteximo con incertidumbre de 0 y sin mantenimiento programado
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Joseacute Pachari P 132
641 Nivel de LOLE miacutenimo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
Para este caso no se requiere calcular generacioacuten confiable debido a que los
valores del LOLE obtenidos se encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 627 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia miacutenimo En esta se aprecia
que a partir del 2023 al no existir ingresos de capacidad es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para que el sistema se encuentre bajo el
nivel de referencia considerando cada uno de los escenarios presentados en la
tabla 616
Figura 6 27 Comportamiento del LOLE para generacioacuten confiable escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la tabla 616 se presentan los requerimientos de generacioacuten para alcanzar
el miacutenimo LOLE considerando el crecimiento mayor de demanda
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
MW
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023 200 012 015 1430
2024 500 009 012 1131
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 133
2025 500 010 013 1230
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 129E-01 170E-01 158E+01
2024 500 127E-01 166E-01 159E+01
2025 600 702E-02 900E-02 865E+00
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023 200 118E-01 155E-01 143E+01
2024 500 942E-02 122E-01 113E+01
2025 500 102E-01 130E-01 123E+01
Tabla 6 16 Requerimientos de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
Figura 6 28 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 628 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2023 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 200 MW teacutermicas de 1 300 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 200 MW estos ingresos de capacidad permiten mantener el nivel del LOLE
hasta el antildeo 2025 Como se puede observar si se considera el ingreso de
unidades teacutermicas uacutenicamente el requerimiento es mayor ya que estas
unidades de generacioacuten tienen un FOR maacutes alto que las unidades hidraacuteulicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 629 se presentan los resultados del LOLE obtenidos con el plan de
expansioacuten considerado en el segundo escenario En esta se aprecia que a
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 134
partir del 2021 al no existir ingresos de capacidad es necesario determinar
cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los escenarios planteados Si se
compara con el primer escenario donde el sistema requiere de ingresos a partir
del antildeo 2023 en este se requiere a partir del antildeo 2021 ya que en este
escenario solamente se considera 2 941 MW de los 4 427 MW que constan en
el plan de expansioacuten no consideraacutendose 1 486 MW
Figura 6 29 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la tabla 617 se presentan los requerimientos necesarios
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 100 010 014 1103
2022 400 008 010 834
2023 700 007 009 750
2024 1 000 007 009 797
2025 1 300 009 012 993
Teacuterm
icas
2020
2021 100 104E-01 144E-01 117E+01
2022 400 939E-02 128E-01 106E+01
2023 700 984E-02 133E-01 113E+01
2024 1 000 119E-01 160E-01 140E+01
2025 1 400 641E-02 849E-02 739E+00
Hid
raacuteulic
as
- T
eacuterm
icas
2020
2021 100 986E-02 135E-01 110E+01
2022 400 749E-02 101E-01 820
2023 700 670E-02 895E-02 729
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 135
2024 1 000 704E-02 932E-02 769
2025 1 300 863E-02 113E-01 958
Tabla 6 17 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
Figura 6 30 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 1 (nivel miacutenimo)
En la figura 630 se presenta el periacuteodo de capacidad adicionada que
considera los antildeos 2021 a 2025 con un requerimiento para las unidades
hidraacuteulicas de 1 300 MW teacutermicas de 1 400 MW e hidraacuteulicas-teacutermicas de
1 300 MW Si comparamos con el escenario uno caso 1 donde no se requiere
adicionar generacioacuten estos valores de generacioacuten requerida representan
aproximadamente los 1 486 MW que no fueron considerados
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 631 se presenta el LOLE obtenido y el nivel de referencia miacutenimo
en esta se aprecia que a partir del 2018 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido por lo cual se observa que en este caso la generacioacuten
considerada en el plan de expansioacuten no es suficiente
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Joseacute Pachari P 136
Figura 6 31 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
Se presenta en la tabla 618 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con una
incertidumbre del 0 considerando generacioacuten adicional para el periacuteodo 2020-
2025 el cual estaacute fuera del plan de expansioacuten publicado por el CONELEC
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Cap Ing Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020 300 010 013 1293
2021 400 009 012 1194
2022 400 010 014 1407
2023 500 006 008 838
2024 400 012 016 1663
2025 600 005 007 701
Teacuterm
icas
2020 300 110E-01 153E-01 149E+01
2021 400 121E-01 167E-01 165E+01
2022 500 709E-02 961E-02 951
2023 400 124E-01 167E-01 172E+01
2024 500 119E-01 158E-01 166E+01
2025 600 668E-02 875E-02 915
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020 300 965E-02 134E-01 129E+01
2021 400 898E-02 123E-01 119E+01
2022 400 106E-01 143E-01 141E+01
2023 500 648E-02 860E-02 839
2024 400 126E-01 167E-01 169E+01
2025 600 556E-02 714E-02 709
Tabla 6 18 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 137
Figura 6 32 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel miacutenimo)
En la figura 632 se presenta los requerimientos de capacidad para los tres
tipos de unidades analizadas observando que a partir del antildeo 2020 se
requiere capacidad necesitando un total de 2 600 MW para las unidades
hidraacuteulicas 2 600 MW teacutermicas e hidraacuteulicas-teacutermicas de 2 700 MW Esta
capacidad requerida es aproximadamente igual a la capacidad reducida en el
escenario dos maacutes la requerida en el escenario uno caso 2
642 Nivel de LOLE maacuteximo
Periodo 2021 2025 Primer escenario
Caso 1 Considerando menor crecimiento de demanda
No se requiere generacioacuten adicional ya que los valores del LOLE se
encuentran bajo el nivel de referencia
Caso 2 Considerando mayor crecimiento de demanda
En la figura 633 se presentan los resultados obtenidos del LOLE y el nivel de
referencia maacuteximo En esta se observa que a partir del 2024 es necesario
determinar cuaacutentos MW se requieren para cada uno de los tipos de unidades
de generacioacuten considerados
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 138
Figura 6 33 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la tabla 619 se presentan los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea con
una incertidumbre del 0 y la capacidad de generacioacuten necesaria para
alcanzar el nivel de referencia
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022
2023
2024 300 255 353 41518
2025 500 248 340 41133
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 279 387 461E+02
2025 500 310 430 537E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022
2023
2024 300 257995 357 419E+02
2025 500 256099 351 422E+02
Tabla 6 19 Requerimientos de capacidad e iacutendices de confiabilidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 139
En la tabla 619 se observa que es necesario determinar el requerimiento de
capacidad a partir del 2024 en la figura 634 se presenta los requerimientos de
capacidad para cada uno de los casos planteados
Figura 6 34 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 1 caso 2 (nivel maacuteximo)
En la figura 634 se presentan las capacidades requeridas para los antildeos 2024 y
2025 que son los que no cumplen con el nivel de referencia en esta se observa
que en los tres casos se requiere de 800MW pero en cada uno se obtiene
valores de LOLE diferentes debido a la diferencia en el FOR de las unidades
consideradas tenieacutendose el miacutenimo con las unidades hidraacuteulicas y el maacuteximo
con las unidades teacutermicas
Periodo 2021 2015 Segundo escenario
Caso 1 Considerando el menor crecimiento de la demanda
En la figura 635 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
menor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2022 es necesario el ingreso de mayor capacidad de
generacioacuten
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 140
Figura 6 35 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 620 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda menor
Tipo de unidad
Antildeos de anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021
2022 100 143 204 19746
2023 200 292 419 43669
2024 400 125 174 17319
2025 200 313 444 48461
Teacuterm
icas 2020
2021
2022 100 149244 213002 207E+02
2023 300 146896 208165 207E+02
2024 400 162838 229706 236E+02
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 141
2025 200 200814 282912 303E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021
2022 100 143721 204735 198E+02
2023 200 294692 423356 439E+02
2024 400 127296 177425 174E+02
2025 300 144651 200449 202E+02
Tabla 6 20 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 1 (nivel maacuteximo)
En la figura 636 se presenta los requerimientos de capacidad para cada uno
de los casos planteados
Figura 6 36 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2
caso 1 (nivel maacuteximo)
En este caso se observa que a partir del 2022 el sistema no alcanza el valor de
referencia establecido Los ingresos de capacidad adicionada para las
unidades hidraacuteulicas es de 900 MW teacutermicas 1 000 MW e hidraacuteulicas ndash
teacutermicas de 1 000 MW Estos ingresos se deben a la reduccioacuten de la capacidad
de generacioacuten considerada en el plan de expansioacuten
Caso 2 Considerando el mayor crecimiento de la demanda
En la figura 637 se presenta el LOLE obtenido para el crecimiento de demanda
mayor sin mantenimiento y el nivel de referencia maacuteximo En esta se aprecia
que a partir del 2021 es necesario el ingreso de capacidad
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 142
Figura 6 37 Comportamiento del LOLE para el periacuteodo de anaacutelisis escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
Se presenta en la tabla 621 los iacutendices de peacuterdida de carga y energiacutea
obtenidos considerando el crecimiento de demanda mayor
Tipo de
unidad
Antildeos de
anaacutelisis
Capacidad Ingresada
Incertidumbre 0
LOLE(diacuteasantildeo) HLOLE(horasantildeo) LOEE(MWhantildeo)
Hid
raacuteulic
as 2020
2021 300 256 370 42326
2022 400 277 396 46421
2023 500 175 245 28381
2024 400 281 393 48189
2025 500 273 377 47347
Teacuterm
icas
2020
2021 300 282 409 473E+02
2022 500 170 241 276E+02
2023 400 254 359 434E+02
2024 500 230 321 396E+02
2025 500 256 356 457E+02
Hid
raacuteulic
as
-
Teacuterm
icas
2020
2021 300 259 373 427E+02
2022 400 284 406 473E+02
2023 500 183 255 293E+02
2024 400 299 418 507E+02
2025 500 297 410 508E+02
Tabla 6 21 Requerimientos de capacidad para obtener generacioacuten confiable escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 143
Figura 6 38 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad escenario 2 caso 2 (nivel maacuteximo)
En esta se observa los ingresos de capacidad necesaria para las unidades
hidraacuteulicas de 2 100 MW teacutermicas 2 200 MW e hidraacuteulicas ndash teacutermicas de 2 100
MW
643 Anaacutelisis de resultados de generacioacuten confiable
En la tabla 622 se presenta los requerimientos de capacidad para el
crecimiento de demanda menor escenarios de anaacutelisis 1 y 2 con un LOLE
referencia miacutenimo y maacuteximo En la tabla se observa que el escenario de
anaacutelisis 1 no requiere adicionar generacioacuten para alcanzar el nivel de
referencia para el segundo escenario de anaacutelisis si se compara el
requerimiento de capacidad para el LOLE referencia miacutenimo respecto del
LOLE referencia maacuteximo se requiere un 2747 de incremento
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Antildeo de anaacutelisis
Demanda Menor
LOLE Referencia miacutenimo
LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
- H
T
H y
T
- H
T
H y
T
2020
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
No se requiere el ingreso de capacidad
0 0 0
2021 100 100 100 0 0 0
2022 300 300 300 100 100 100
2023 300 300 300 200 300 200
2024 300 300 300 400 400 400
2025 300 400 300 200 200 300
Capacidad total (Mw)
- 1 300 1 400 1 300 - 900 1 000 1 000
Tabla 6 22 Requerimiento de capacidad para alcanzar nivel de referencia demanda menor
En la figura 639 se presenta los requerimientos de capacidad de la tabla 622
en esta se observa que el requerimiento de capacidad para el periodo 2020-
2025 en promedio se requiere de 1 300 MW y 960 MW para un LOLE miacutenimo y
maacuteximo respectivamente Este requerimiento constituye el 34 respecto de la
capacidad disponible hasta el antildeo 2010
Figura 6 39 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda menor
Para las unidades teacutermicas se observa que los requerimientos de capacidad
con respecto a las hidraacuteulicas variacutea en 100 MW esto se debe a que el valor del
FOR es de 00404 y 00699 respectivamente
En la tabla 623 se presenta los requerimientos de capacidad para los
escenarios 1 y 2 considerando el escenario de crecimiento mayor de demanda
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Joseacute Pachari P 145
Antildeo de anaacutelisis
Demanda Mayor
LOLE Referencia miacutenimo LOLE Referencia maacuteximo
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
Escenario de anaacutelisis 1
Escenario de anaacutelisis 2
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
H
T
H y
T
2020 0 0 0 300 300 300 0 0 0 0 0 0
2021 0 0 0 400 400 400 0 0 0 300 300 300
2022 0 0 0 400 500 400 0 0 0 400 500 400
2023 200 200 200 500 400 500 0 0 0 500 400 500
2024 500 500 500 400 500 400 300 300 300 400 500 400
2025 500 600 500 600 600 600 500 500 500 500 500 500
Capacidad total (Mw)
1200 1300 1200 2600 2700 2600 800 800 800 2100 2200 2100
Tabla 6 23 Requerimiento de capacidad para generacioacuten confiable demanda mayor
En esta se puede observar que para alcanzar el valor de referencia miacutenimo en
el escenario dos se requiere de aproximadamente 1 400 MW maacutes que para el
escenario uno esto se debe a que en el escenario uno se incluyen 1 486 MW
maacutes que en el escenario dos Ademaacutes se puede observar que en cada antildeo se
requiere entre 300 y 500 MW la razoacuten es que la demanda se incrementa
aproximadamente en promedio 400 MW en estos antildeos
Figura 6 40 Requerimiento de capacidad por tipo de unidad demanda mayor
H T
H y T
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Joseacute Pachari P 146
En la figura 640 se presenta los requerimientos de capacidad en esta se
observa que el requerimiento considerando unidades hidraacuteulicas al comparar
el escenario 1 LOLE maacuteximo con el escenario 1 LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 50 si se compara la capacidad requerida en el escenario 2
LOLE maacuteximo con la del mismo escenario LOLE miacutenimo se presenta un
incremento del 625
Para las unidades teacutermicas al comparar el escenario 1 LOLE maacuteximo con el
mismo escenario pero LOLE miacutenimo se observa un crecimiento del 625 y a
su vez en el escenario 2 con los mismos paraacutemetros de LOLE se presenta un
crecimiento del 2272 Si se compara entre los escenarios 1 y 2 con un LOLE
maacuteximo se observa un crecimiento en la capacidad del 166 para un LOLE
miacutenimo se presenta un crecimiento de 113
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Joseacute Pachari P 147
CAPITULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones
El programa computacional (CIC-SG) desarrollado en el presente trabajo
fue comprobado con los resultados presentados en el sistema de prueba
IEEE-RTS obtenieacutendose los mismo valores por lo cual se asume su
validez no obstante el programa presenta limitaciones en la modelacioacuten
de las unidades de generacioacuten ya que se utilizan un modelo de dos
estados por lo cual se puede realizar modificaciones que permitan
aplicar un modelo con maacutes estados
Si se compara la capacidad disponible en el 2009 respecto al del 2007
se observa que existe un incremento de aproximadamente 30 MW
mientras que el incremento en la demanda maacutexima es de
aproximadamente 200 MW por tal razoacuten existe un incremento del LOLE
de 151 a 3056
En el periacuteodo proyectado se observa que entre los antildeos 2010- 2015 se
presenta el periacuteodo maacutes criacutetico de lo cual se deduce que el incremento
de generacioacuten contemplado en el plan de expansioacuten no permite alcanzar
los niveles de confiabilidad establecidos por tal razoacuten se deberiacutea
considerar incluir nuevos proyectos en el corto plazo
Para los antildeos 2015-2020 con el ingreso de proyectos de gran
capacidad en especial la central Coca Codo Sinclair el sistema se
mantendriacutea bajo los niveles de confiabilidad establecidos no obstante si
se considera uacutenicamente el ingreso de los proyectos con mayores
probabilidades de ejecucioacuten los iacutendices de confiabilidad del sistema
sobrepasan el nivel de referencia
En el periodo 2020-2025 que no es contemplado en el Plan Maestro de
Electrificacioacuten se recomienda considerar como referencia los resultados
obtenidos en el anaacutelisis de generacioacuten confiable
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 148
Recomendaciones
En el presente estudio se validoacute el programa computacional mediante
el sistema de prueba IEEE-RTS con las publicaciones 1979 y 1986 Para
esta uacuteltima se presenta un anaacutelisis del efecto de la incertidumbre del 2
5 10 y 15 por ciento en el pronoacutestico de la demanda al ingresar los
paraacutemetros de dicho anaacutelisis en el programa se validoacute el
para los porcentajes de 2 y 5 pero para los dos uacuteltimos se presenta
errores del 026 y 13 en el valor del iacutendice por lo cual se realizoacute el
caacutelculo en Microsoft Excel obtenieacutendose los mismos valores que con el
programa computacional por lo que seraacute importante investigar las
razones de esta variacioacuten
Durante la investigacioacuten realizada para el desarrollo de esta tesis no se
encontraron valores de referencia de iacutendices de confiabilidad en los
organismos de control o entes universitarios por lo cual se utilizoacute los
valores histoacutericos de los antildeos 2007-2009 Seriacutea conveniente realiza un
estudio que permita determinar los valores de iacutendices maacutes adecuados
considerando aspectos teacutecnicos y econoacutemicos
En la informacioacuten proporcionada o publicada en las paacuteginas web
oficiales del CENACE MEER o CONELEC para los antildeos 2007 2008 y
2009 se presenta variaciones en los valores de capacidades nominales y
efectivas de una misma unidad tasas de falla y factores de planta Por lo
cual seriacutea conveniente que se revise la informacioacuten en las bitaacutecoras de
las empresas debido a que son paraacutemetros importantes al momento de
valorar la confiabilidad del sistema de generacioacuten
En el presente estudio se consideroacute como modelo de demanda la curva
en por unidad del antildeo que presenta la menor desviacioacuten estaacutendar
respecto de las curvas en por unidad de los antildeos restantes del periodo
2004-2008 Por lo cual se recomienda realizar un estudio maacutes detallado
que permita obtener un modelo maacutes adecuado basado en informacioacuten
de un periodo histoacuterico maacutes extenso
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 149
En el presente estudio se asume que la interconexioacuten con Colombia se
encuentra disponible al cien por ciento de su capacidad efectiva y que
cumple con la funcioacuten de cubrir la demanda energeacutetica que el sistema
ecuatoriano no es capaz de satisfacer permitiendo determinar la
potencia media requerida en un determinado periacuteodo de tiempo lo cual
no es del todo praacutectico por lo que se deberiacutea realizar un estudio maacutes
detallado que permita modelar de una forma maacutes adecuada la
disponibilidad de las interconexiones existentes
En el estudio realizado para incluir la variacioacuten de la capacidad
disponible en los periodos estiaje y lluvioso se basa uacutenicamente en las
potencias promedio despachadas por cada una de estas centrales en el
periacuteodo histoacuterico siendo esto una aproximacioacuten sencilla por lo cual se
recomienda realizar un estudio de la pluviosidad que permite determinar
con mayor precisioacuten la capacidad disponible en cada uno de estos
periodos para los antildeos futuros
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Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 150
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Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 152
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de consulta Junio 2010 Disponible en
ltlt httpwwwconelecgovecimagesdocumentosBoletin_2006pdf gtgt
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ANEXO A
Manual de usuario del programa CIC-SG
A11
Componentes del programa CIC_SG
La interfaz de usuario o pantalla del programa computacional estaacute compuesto
de seis partes tres para entrada de datos y tres para presentar resultados Los
bloques de entrada permiten el ingreso de los datos del sistema de generacioacuten
plan de mantenimiento programado de las unidades de dicho sistema y datos
de demanda ademaacutes se puede considerar la incertidumbre en la proyeccioacuten
de dicha demanda Los bloques de resultados muestran la COPT iacutendices de
confiabilidad para cada dato de demanda e iacutendices de confiabilidad de todo el
sistema en un determinado periodo de anaacutelisis En la figura A1 se presenta la
interfaz de usuario del programa CIC_SG
Figura A1 Interfaz del programa CIC_SG
Entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos del sistema de generacioacuten son inicialmente el nuacutemero de centrales
que contiene el sistema de generacioacuten a analizar con lo cual se presentara la
tabla que permite el ingreso de los datos de cada una de las centrales como se
muestra en la figura A2 Cabe recalcar que el nuacutemero de centrales que se
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ingrese debe ser un nuacutemero entero y positivo En la tabla se debe ingresar el
nuacutemero de unidades de cada central la capacidad en MW y FOR de las
unidades en el ejemplo se puede observar que cada central posee unidades
con la misma capacidad y FOR pero esto no siempre es asiacute Cuando en el
sistema de generacioacuten a analizar existen centrales con unidades de diferentes
capacidades o FOR se deben agrupar las unidades que tengan las mismas
capacidades y FOR de ser posible con lo cual se habraacute dividido la central
original en varias centrales que para efectos de caacutelculo no implican ninguna
variacioacuten en los resultados
Dentro de estos paraacutemetros se debe considerar que el nuacutemero de unidades
debe ser un nuacutemero entero mayor a cero la capacidad de cada unidad debe
ser mayor a cero y el FOR de las unidades debe estar entre cero y uno
Figura A2 Interfaz para la entrada de datos del sistema de generacioacuten
Los datos se pueden editar directamente en la tabla o se pueden copiar desde
una hoja de Excel y pegar en la tabla en este caso los datos deben estar
dispuestos en el orden que la tabla lo indica y deben seleccionarse y pegarse
todos a la vez mediante la opcioacuten pegar del menuacute contextual que aparece al
dar un clic con el botoacuten derecho del mouse En la tabla A1 se presenta un
ejemplo
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CENTRALES
UNIDADES MW FOR
5 12 002
4 20 01
6 50 001
4 76 002
3 100 004
4 155 004
3 197 005
1 350 008
2 400 012
Tabla A1 Disposicioacuten de los datos del sistema de generacioacuten para utilizar la
opcioacuten pegar
Entrada de datos del plan de mantenimiento programado
Si se desea ingresar un plan de mantenimiento programado para las unidades
del sistema de generacioacuten se debe marcar el recuadro correspondiente
(iquestIncluye plan de mantenimiento) Como se indica en la figura A2
Cuando se ha marcado el recuadro de plan de mantenimiento programado se
presenta una tabla que contiene a todas las unidades del sistema de
generacioacuten indicando la central nuacutemero de unidad capacidad de dicha unidad
y hora de finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento (Figura A3 a) En esta
tabla uacutenicamente se puede modificar la hora de finalizacioacuten e inicio del
mantenimiento ya que los demaacutes paraacutemetros deben estar relacionados con los
datos del sistema de generacioacuten ingresado previamente
Se debe considerar que las horas de inicio y finalizacioacuten deben ser nuacutemeros
positivos que pueden ser miacutenimo cero y maacuteximo 8760 (8784 para antildeos
bisiestos para esto se debe marcar el cuadro correspondiente) ya que el plan
de mantenimiento considerado debe ser un plan anual ademaacutes la hora de
finalizacioacuten siempre debe ser mayor que la hora de inicio
Finalmente se puede considerar maacutes de un periodo de mantenimiento para
cada unidad como se muestra en la Figura A3 b) en la unidad 3 de la central 2
Se puede adicionar intervalos de mantenimiento mediante la opcioacuten
correspondiente del menuacute contextual con la cual nos pediraacute que ingresemos la
central y la unidad a la cual se le va a adicionar un intervalo de mantenimiento
(Figura 34)
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a)
b)
Figura A3 Interfaz para el ingreso del plan de mantenimiento de cada unidad
del sistema de generacioacuten
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Figura A4 Interfaz para el ingreso de un nuevo intervalo de mantenimiento de
una determinada unidad
Adicionalmente los datos pueden ser copiados desde una hoja de Excel y
pegados en la tabla correspondiente Para esto se debe seleccionar cinco
columnas que contengan la central nuacutemero de unidad capacidad hora de
finalizacioacuten e inicio del plan de mantenimiento en ese orden En este caso las
unidades pueden tener maacutes de un intervalo de mantenimiento en el antildeo los
cuales pueden ser colocados en la tabla directamente En la tabla A2 Se
presenta un ejemplo
Cabe recalcar que todo lo dicho anteriormente con respecto a las restricciones
de la informacioacuten es maacutes bien a manera de informacioacuten ya que el programa
computacional posee internamente sentencias que guiacutean al usuario cuando se
ingresa datos incorrectos esto se realiza mediante cuadros de dialogo que
indican el error cometido y la forma correcta de la informacioacuten a ser ingresada
Este sistema se aplica a todos los elementos de la interfaz que se utilizan para
entrada de datos
La hora de finalizacioacuten se ingresa primero que la hora de inicio para efectos de
control de los datos ingresados uacutenicamente
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PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
CENTRAL UNIDAD MW H INICIO H SALIDA
1 1 12 1680 1344
1 2 12 4536 4200
1 3 12 5712 5376
1 4 12 6552 6216
1 5 12 7056 6720
2 1 20 1680 1344
2 2 20 2184 1848
2 3 20 2184 1848
2 4 20 5712 5376
3 1 50 2856 2520
3 2 50 3696 3360
3 3 50 4704 4368
3 4 50 5376 5040
3 5 50 6552 6216
3 6 50 7056 6720
4 1 76 840 336
4 2 76 2856 2352
4 3 76 5376 4872
4 4 76 6048 5544
5 1 100 3696 3192
5 2 100 4872 4368
5 3 100 7224 6720
6 1 155 1512 840
6 2 155 2352 1680
6 3 155 4872 4200
6 4 155 6552 5880
7 1 197 1848 1176
7 2 197 3024 2352
7 3 197 7224 6552
8 1 350 5880 5040
9 1 400 2520 1512
9 2 400 6720 5712
Tabla A2 Disposicioacuten de los datos del plan de mantenimiento para ser
pegados en la tabla
Entrada de datos de demanda
Los datos de demanda se pueden representar mediante tres modelos
demanda maacutexima diaria demanda horaria y modelo aproximado de demanda
maacutexima diaria u horaria representado mediante una recta o varias rectas
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Figura A5 Interfaz para el ingreso de datos de demanda maacutexima diaria
Figura A6 Interfaz para el ingreso de datos de demanda representados
mediante el modelo aproximado
Los datos de demanda maacutexima diaria u horaria deben ser valores positivos y
sus unidades deben estar en MW Cuando se desea calcular los iacutendices de
confiabilidad incluyendo plan de mantenimiento programado el nuacutemero de
datos del modelo de demanda maacutexima diaria estaacute restringido a maacuteximo 365
datos (366 para antildeos bisiestos) y cuando se utiliza demanda horaria se limita
8760 (8784 para antildeos bisiestos) ya que el plan de mantenimiento programado
es anual ademaacutes en este caso en el programa no se puede aplicar el modelo
aproximado y los datos de cualquiera de los otros dos modelos deben ser
ingresados en orden cronoloacutegico Si se desea incluir incertidumbre en la
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demanda se debe marcar el recuadro correspondiente e ingresar el valor de la
incertidumbre
El valor de la incertidumbre a ingresar debe estar representado como un
porcentaje de la demanda y debe ser un valor positivo
El modelo de carga aproximado se obtiene mediante las curvas DPLVC o
LDC Cuando se utilice este modelo se debe ingresar tres paraacutemetros como se
muestra en la Figura A6 En la columna de inicio se debe ingresar el valor
maacuteximo de la recta en la columna nombrada como Final se debe ingresar el
valor miacutenimo o final de la recta y en la columna de tiempo se debe ingresar el
periodo de duracioacuten de dicha recta especificando si el valor del tiempo es diacuteas
u horas en los marcadores correspondientes
Hay que recalcar que los valores de inicio y fin de la recta deben ser positivos y
el valor inicial siempre debe ser mayor o igual que el valor final El tiempo
siempre debe ser un valor entero y positivo
Presentacioacuten de COPT (Capacity Outage Probability Table)
Dentro del bloque de la COPT se presentan cuatro paraacutemetros
Estados La columna de estados representa todas las posibles combinaciones
de MW que pueden desconectarse simultaacuteneamente empezando con cero MW
hasta la maacutexima generacioacuten disponible o instalada
Cap Out (MW) Esta columna representa la capacidad de generacioacuten en MW
que se desconectan en cada uno de los estados
P(x) En esta columna se presentan las probabilidades individuales de
encontrar X MW fuera de servicio
P(X) En esta columna se presentan las probabilidades acumuladas de
encontrar X o maacutes MW fuera de servicio
Estos paraacutemetros se presentan cuando no se incluye plan de mantenimiento
programado como se muestra en la figura A7 por el contrario cuando en el
caacutelculo se incluye plan de mantenimiento programado de las unidades el
nuacutemero de tablas que se obtenga seraacute igual al nuacutemero de intervalos que se
obtenga de dicho plan como se muestra en la figura A8 Por lo tanto en este
caso ademaacutes de disponer de los datos mencionados anteriormente se indica el
nuacutemero de COPT y el intervalo de tiempo en el que se aplicaraacute dicha tabla al
momento de determinar los iacutendices de confiabilidad
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Figura A7 Interfaz para presentar
COPT sin plan de mantenimiento
programado
Figura A8 Interfaz para presentar COPTs
cuando se incluye plan de mantenimiento
programado
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Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad para cada dato demanda
Dentro de esta interfaz se presentan los iacutendices de confiabilidad
correspondientes a cada dato de demanda Cabe indicar que los iacutendices a
presentar dependen del modelo de carga escogido como se explica a
continuacioacuten
Modelo de demanda maacutexima diaria Cuando se utiliza este modelo uacutenicamente
se presenta el LOLP (Lost Of Load Probability) probabilidad de peacuterdida de
carga para cada dato de demanda (Figura A9)
Figura A9 Interfaz para presentar el LOLP para cada dato de demanda
maacutexima diaria
Modelo de demanda horaria Cuando el modelo utilizado es el de demanda
horaria se presenta el LOEP (Lost Of Energy Probability) Figura A10
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Figura A10 Interfaz para presentar el LOEP para cada dato de demanda
horaria
Para los dos casos ya expuestos cuando se utiliza plan de mantenimiento
programado se presenta una columna adicional que indica la COPT utilizada en
el caacutelculo
Figura A11 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con plan de
mantenimiento programado de las unidades
Finalmente cuando se considera la incertidumbre en el pronoacutestico de la
demanda se presenta el LOLP que se obtiene para cada uno de los datos
obtenidos para los intervalos de clase de correspondientes de la curva de
distribucioacuten Cabe recalcar que para encontrar el LOLE total estos valores
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Joseacute Pachari P 164
deben ser multiplicados por la probabilidad correspondiente del intervalo de
clase y luego se deben sumar
Figura A12 Bloque para presentar iacutendices de confiabilidad con incertidumbre
Modelo aproximado de demanda Cuando se utiliza este modelo se presenta el
LOLE o LOEE obtenido con cada segmento de recta En la figura A13 se
presenta los datos correspondientes a una aproximacioacuten de la curva de
DPLVC donde se muestra el LOLE obtenido para cada uno de los cuatro
segmentos de recta de la figura A6
Figura A13 Bloque para presentar los iacutendices correspondientes a cada recta
Presentacioacuten de iacutendices de confiabilidad de todo el sistema
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Joseacute Pachari P 165
En este caso se establecen dos formas de presentacioacuten las cuales estaacuten
relacionadas con el modelo de demanda utilizado Cuando el modelo es la
demanda maacutexima diaria se presentan el LOLE y un paraacutemetro adiciona que es
el tiempo total de anaacutelisis como se muestra en la figura A14
Figura A14 Iacutendices de confiabilidad para la demanda maacutexima diaria
Cuando se utiliza la demanda horaria se presentan los siguientes iacutendices
HLOLE LOEE EIR y paraacutemetros adicionales como son la Energiacutea total y el
periodo de anaacutelisis
Figura A15 Iacutendices de confiabilidad cuando el tiempo estaacute dado en horas
Guardar Informacioacuten y Resultados
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Para guardar la informacioacuten o los resultados obtenidos se debe seleccionar la
opcioacuten ldquoGUARDARrdquo de la barra de menuacutes con lo que se presentara el cuadro
de dialogo mostrado en la figura A16 En este cuadro se debe ingresar el
nombre del documento con extensioacuten ldquoxlsx o xlsrdquo y el nombre de la hoja luego
se habilitaran las opciones que nos permitiraacuten seleccionar los datos que
queremos guardar
Adicionalmente se pueden copiar los resultados o datos ingresados
seleccionando los datos dentro de la tabla para esto coloque el cursor en el
inicio del grupo que desea copiar y luego presione ldquoShiftrdquo y diriacutejase al fin del
grupo que desea copiar luego presione Ctrl+c
Figura A15 Interfaz para guardar informacioacuten y resultados seleccionados
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ANEXO B
Informacioacuten del Reliability Test System
B11
Tabla de capacidad de salida
0-1 600 MW
x P(x) x P(x) x P(x)
0 1 420 0186964 1 020 0003624
12 0763604 440 0151403 1 040 0003257
20 0739482 460 0137219 1 060 0002857
24 0634418 480 0126819 1 080 0002564
32 0633433 500 0122516 1 100 0002353
36 0622712 520 0108057 1 120 0002042
40 0622692 540 0101214 1 140 0001889
44 0605182 560 0084166 1 160 0001274
48 0604744 580 0075038 1 180 0000925
50 0604744 600 0062113 1 200 0000791
52 0590417 620 0054317 1 220 000069
56 058863 640 0050955 1 240 0000603
60 0588621 660 0047384 1 260 000049
80 055993 680 0044769 1 280 000043
100 0547601 700 0042461 1 300 0000401
120 0512059 720 0040081 1 320 0000305
140 0495694 740 0038942 1 340 0000257
160 0450812 760 0030935 1 360 0000164
180 0425072 780 0026443 1 380 0000122
200 0381328 800 0024719 1 400 0000102
220 035599 820 0018716 1 420 0000084
240 0346093 840 0015467 1 440 0000071
260 0335747 860 0013416 1 460 0000056
280 0328185 880 0012136 1 480 0000046
300 0320654 900 0011608 1 500 000004
320 0314581 920 0009621 1 520 0000027
340 0311752 940 0008655 1 540 000002
360 0283619 960 0006495 1 560 0000013
380 0267902 980 0005433 1 580 000001
400 0261873 1 000 0004341 1 600 0000008
Tabla B11 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 168
B12
Tabla de capacidad de salida
1 500-2 450 MW
x P(x) x P(x)
1 500 404E-05 2 000 725E-09
1 550 149E-05 2 050 295E-09
1 600 806E-06 2 100 843E-10
1 650 408E-06 2 150 306E-10
1 700 158E-06 2 200 927E-11
1 750 722E-07 2 250 232E-11
1 800 291E-07 2 300 797E-12
1 850 153E-07 2 350 166E-12
1 900 469E-08 2 400 470E-13
1 950 215E-08 2 450 105E-13
Tabla B12 Resultados de la tabla de probabilidades de capacidades
desconectadas IEEE-RTS con incrementos de 50 MW entre estados
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 169
B13
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW) Diacutea
Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex
(MW)
1 228473 41 184557 81 198907 121 238545
2 245670 42 179764 82 194763 122 233774
3 240757 43 220522 83 159540 123 229003
4 235843 44 237120 84 155396 124 224232
5 230930 45 232378 85 186595 125 183680
6 189166 46 227635 86 200640 126 178909
7 184253 47 222893 87 196627 127 230594
8 238545 48 182582 88 192614 128 247950
9 256500 49 177840 89 188602 129 242991
10 251370 50 213630 90 154493 130 238032
11 246240 51 229710 91 150480 131 233073
12 241110 52 225116 92 198788 132 190922
13 197505 53 220522 93 213750 133 185963
14 192375 54 215927 94 209475 134 233244
15 232714 55 176877 95 205200 135 250800
16 250230 56 172283 96 200925 136 245784
17 245225 57 196137 97 164588 137 240768
18 240221 58 210900 98 160313 138 235752
19 235216 59 206682 99 191101 139 193116
20 192677 60 202464 100 205485 140 188100
21 187673 61 198246 101 201375 141 226883
22 221052 62 162393 102 197266 142 243960
23 237690 63 158175 103 193156 143 239081
24 232936 64 195342 104 158223 144 234202
25 228182 65 210045 105 154114 145 229322
26 223429 66 205844 106 212040 146 187849
27 183021 67 201643 107 228000 147 182970
28 178268 68 197442 108 223440 148 214956
29 233244 69 161735 109 218880 149 231135
30 250800 70 157534 110 214320 150 226512
31 245784 71 189511 111 175560 151 221890
32 240768 72 203775 112 171000 152 217267
33 235752 73 199700 113 199848 153 177974
34 193116 74 195624 114 214890 154 173351
35 188100 75 191549 115 210592 155 238545
36 222907 76 156907 116 206294 156 256500
37 239685 77 152831 117 201997 157 251370
38 234891 78 192691 118 165465 158 246240
39 230098 79 207195 119 161168 159 241110
40 225304 80 203051 120 221847 160 197505
Tabla B13 Datos de demanda diaria en MW
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 170
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
161 192375 201 214588 241 202772 281 196932
162 235099 202 175779 242 198634 282 211755
163 252795 203 171214 243 194495 283 207520
164 247739 204 233244 244 159321 284 203285
165 242683 205 250800 245 155183 285 199050
166 237627 206 245784 246 186860 286 163051
167 194652 207 240768 247 200925 287 158816
168 189596 208 235752 248 196907 288 197197
169 237485 209 193116 249 192888 289 212040
170 255360 210 188100 250 188870 290 207799
171 250253 211 191366 251 154712 291 203558
172 245146 212 205770 252 150694 292 199318
173 240038 213 201655 253 206739 293 163271
174 196627 214 197539 254 222300 294 159030
175 191520 215 193424 255 217854 295 212040
176 228208 216 158443 256 213408 296 228000
177 245385 217 154328 257 208962 297 223440
178 240477 218 205679 258 171171 298 218880
179 235570 219 221160 259 166725 299 214320
180 230662 220 216737 260 184210 300 175560
181 188946 221 212314 261 198075 301 171000
182 184039 222 207890 262 194114 302 233509
183 200113 223 170293 263 190152 303 251085
184 215175 224 165870 264 186191 304 246063
185 210872 225 212040 265 152518 305 241042
186 206568 226 228000 266 148556 306 236020
187 202265 227 223440 267 191896 307 193335
188 165685 228 218880 268 206340 308 188314
189 161381 229 214320 269 202213 309 234569
190 216281 230 175560 270 198086 310 252225
191 232560 231 171000 271 193960 311 247181
192 227909 232 193221 272 158882 312 242136
193 223258 233 207765 273 154755 313 237092
194 218606 234 203610 274 191896 314 194213
195 179071 235 199454 275 206340 315 189169
196 174420 236 195299 276 202213 316 240930
197 212305 237 159979 277 198086 317 259065
198 228285 238 155824 278 193960 318 253884
199 223719 239 192426 279 158882 319 248702
200 219154 240 206910 280 154755 320 243521
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 171
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
Diacutea Demanda maacutex (MW)
321 199480 332 248577 343 201353 354 273600
322 194299 333 243504 344 257099 355 267900
323 249147 334 238431 345 276450 356 219450
324 267900 335 195311 346 270921 357 213750
325 262542 336 190238 347 265392 358 252328
326 257184 337 249677 348 259863 359 271320
327 251826 338 268470 349 212867 360 265894
328 206283 339 263101 350 207338 361 260467
329 200925 340 257731 351 265050 362 255041
330 235895 341 252362 352 285000 363 208916
331 253650 342 206722 353 279300 364 203490
Tabla B13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 172
B14
PLAN DE MANTENIMIENTO ANNUAL
Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio Central Unidad MW H Finalizacioacuten H Inicio
1 1 12 1 680 1 344 4 2 76 2 856 2 352
1 2 12 4 536 4 200 4 3 76 5 376 4 872
1 3 12 5 712 5 376 4 4 76 6 048 5 544
1 4 12 6 552 6 216 5 1 100 3 696 3 192
1 5 12 7 056 6 720 5 2 100 4 872 4 368
2 1 20 1 680 1 344 5 3 100 7 224 6 720
2 2 20 2 184 1 848 6 1 155 1 512 840
2 3 20 2 184 1 848 6 2 155 2 352 1 680
2 4 20 5 712 5 376 6 3 155 4 872 4 200
3 1 50 2 856 2 520 6 4 155 6 552 5 880
3 2 50 3 696 3 360 7 1 197 1 848 1 176
3 3 50 4 704 4 368 7 2 197 3 024 2 352
3 4 50 5 376 5 040 7 3 197 7 224 6 552
3 5 50 6 552 6 216 8 1 350 5 880 5 040
3 6 50 7 056 6 720 9 1 400 2 520 1 512
4 1 76 840 336 9 2 400 6 720 5 712
Tabla B14 Plan de mantenimiento anual del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 173
ANEXO C
Base de datos del sistema de generacioacuten ecuatoriano
C11
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC-
ELEC
TRO
GU
AYA
S
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 102 93 699 D NO D
Gonzalo Zeballos TG-4 T turbogas 2627 20 1002 NO NO D
Gonzalo Zeballos TV-2 T turbovapor 73 73 876 D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 T turbovapor 73 73 876 D D D
Trinitaria TV-1 T turbovapor 133 133 1174 D D D
Pascuales II TM1 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM2 T turbogas 228 21 1002 NI NI NO
Pascuales II TM3 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM4 T turbogas 228 215 1002 NI NI NO
Pascuales II TM5 T turbogas 228 205 1002 NI NI NO
Pascuales II TM6 T turbogas 228 20 1002 NI NI NO
CEL
EC -
HID
RO
AG
OYAacute
N
Agoyaacuten U1 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Agoyaacuten U2 Hidraacuteulica 80 78 404 D D D
Pucara U1 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
Pucara U2 Hidraacuteulica 365 35 404 D D D
CEL
EC -
HID
RO
PA
UTE
Paute 1 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 2 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 3 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 4 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 5 Hidraacuteulica 100 100 404 D D D
Paute 6 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 7 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 8 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 9 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
Paute 10 Hidraacuteulica 115 115 404 D D D
CEL
EC -
TER
MO
ESM
ERA
LDA
S
Termoesmeraldas CTE T turbovapor 1325 131 1174 D D D
Tabla C11 Condiciones operativas y factores de planta de las unidades de
generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 174
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CEL
EC -
TER
MO
PIC
HIN
CH
A
Guangopolo U1 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U2 Teacutermica MCI 52 51 1297 NO NO NO
Guangopolo U3 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U4 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U5 Teacutermica MCI 52 51 1297 D NO NO
Guangopolo U6 Teacutermica MCI 52 51 1297 D D D
Guangopolo U7 Teacutermica MCI 192 14 1297 D D D
La Propicia U1 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D D
La Propicia U2 Teacutermica MCI 442 36 1297 D D NO
Miraflores 1 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 2 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NC NO
Miraflores 3 Teacutermica MCI 34 2 1297 NO NC NO
Miraflores 4 Teacutermica MCI 34 2 1297 D NO NO
Miraflores 7 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 8 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 9 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 10 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 11 Teacutermica MCI 6 5 1297 NO NO NO
Miraflores 12 Teacutermica MCI 6 5 1297 D D D
Miraflores 13 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 14 Teacutermica MCI 25 2 1297 D NO D
Miraflores 16 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 18 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO D
Miraflores 22 Teacutermica MCI 25 2 1297 NO NO NO
Miraflores 15 Teacutermica MCI 25 19 1297 D D I
Miraflores TG1 Teacutermica MCI 228 19 1297 NI NI D
Santa Rosa TG1 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG2 T turbo gas 171 17 1667 D D D
Santa Rosa TG3 T turbo gas 171 17 1667 D NO NO
Pedernales 15 Teacutermica MCI 25 2 1297 NI NI D
Power bargue II PB-1 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-2 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-3 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Power bargue II PB-4 Teacutermica MCI 125 105 1297 NI NI D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 175
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009 EL
ECA
UST
RO
SA
Saucay G1 Hidraacuteulica 4 4 787 D D D
Saucay G2 Hidraacuteulica 4 4 535 D D D
Saucay G3 Hidraacuteulica 8 8 4874 D D D
Saucay G4 Hidraacuteulica 8 8 424 D D D
Saymirin G1 Hidraacuteulica 126 126 034 D D D
Saymirin G2 Hidraacuteulica 126 126 042 D D D
Saymirin G3 Hidraacuteulica 196 196 027 D D D
Saymirin G4 Hidraacuteulica 196 196 026 D D D
Saymirin G5 Hidraacuteulica 4 4 062 D D D
Saymirin G6 Hidraacuteulica 4 4 053 D D D
El Descanso G1 Teacutermica MCI 48 43 787 D D D
El Descanso G2 Teacutermica MCI 48 43 535 D D D
El Descanso G3 Teacutermica MCI 48 43 4874 D NO D
El Descanso G4 Teacutermica MCI 48 43 424 D D D
Monay G1 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G2 Teacutermica MCI 15 11 1297 D D D
Monay G3 Teacutermica MCI 15 11 1297 NO NO NO
Monay G4 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
Monay G5 Teacutermica MCI 238 11 1297 NO NO NO
Monay G6 Teacutermica MCI 238 09 1297 D D D
MA
CH
AL
PO
WER
Machala power A T turbo gas 70 667 699 D D D
Machala power B T turbo gas 70 67 699 D D D
TER
MO
GU
AYA
S
SA
Termoguayas U1 Teacutermica MCI 20 20 1297 D D D
Termoguayas U2 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U3 Teacutermica MCI 40 40 1297 D D D
Termoguayas U4 Teacutermica MCI 50 5 1297 D NO NO
ELEC
TRO
QU
IL
SA
Electroquil U1 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U2 T turbo gas 46 46 1002 D D D
Electroquil U3 T turbo gas 45 45 1002 D D D
Electroquil U4 T turbo gas 45 45 1002 D D D
ECO
LUZ
Loreto-Ex Inecel Loreto Hidraacuteulica 23 211 773 D D D
EMA
AP
-Q
El Carmen U1 Hidraacuteulica 84 82 773 D D D
GEN
ERO
CA
SA
Generoca U1 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U2 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U3 Teacutermica MCI 47 467 1297 D D D
Generoca U4 Teacutermica MCI 47 446 1297 D D D
Generoca U5 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U6 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Generoca U7 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D NO
Generoca U8 Teacutermica MCI 47 42 1297 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 176
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
NA
CIOacute
N S
A Marcel
Laniado U1 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U2 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
Marcel Laniado
U3 Hidraacuteulica 71 71 404 D D D
HID
RO
PA
ZTA
ZA
San francisco
U1 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
San francisco
U2 Hidraacuteulica 115 108 404 D D D
HID
RO
SIB
IMB
E
SA
Sibimbe U1 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Sibimbe U2 Hidraacuteulica 8 725 773 D D D
Uravia U1 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
Uravia U2 Hidraacuteulica 05 046 773 NI NI D
INTE
RV
ISA
SA
Victoria II Victoria
II T turbo gas 105 102 699 D D D
ULY
SEA
S
Power Bargue I
PB1 Teacutermica
MCI 30 275 1297
No operoacute
No operoacute
No operoacute
EMP
RES
A E
LEacuteC
TRIC
A A
MB
ATO
Bataacuten G1 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G2 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G3 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Bataacuten G4 Teacutermica
MCI 1355 - 1297 NC NO NO
Lligua G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
Lligua G2 Teacutermica
MCI 25 15 1297 D D D
Peniacutensula G1 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G2 Hidraacuteulica 05 05 773 D D D
Peniacutensula G3 Hidraacuteulica 05 04 773 D D D
Peniacutensula G4 Hidraacuteulica 15 15 773 D D D
CN
EL -
BO
LIV
AR
Guaranda U1 Teacutermica
MCI 056 045 1297 NO NO NO
Guaranda U2 Teacutermica
MCI 11 088 1297 NC NO NO
Chimbo U1 Hidraacuteulica 0563 045 773 D D NO
Chimbo U2 Hidraacuteulica 11 088 773 D D D
Chimbo U3 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NO NO
Chimbo U4 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Chimbo U5 Hidraacuteulica 024 02 773 NI NI NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 177
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
CN
EL-
LOS
RIO
S
Centro Industrial
U1 Teacutermica MCI 2865 24 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U2 Teacutermica MCI 2865 242 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U3 Teacutermica MCI 2865 25 1297 NO NO NO
Centro Industrial
U4 Teacutermica MCI 2865 245 1297 NO NO NO
CN
EL -
MIL
AG
RO
Milagro 3 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 4 Teacutermica MCI 25 15 1297 NO NO NO
Milagro 5 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 6 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 7 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
Milagro 8 Teacutermica MCI 25 18 1297 NO NO NO
CN
EL -
SA
NTA
ELE
NA
Posorja G1005 Teacutermica MCI 284 2 1297 NO NO NO
La libertad U1 Teacutermica MCI 26 22 1297 D NO NO
La libertad U10 Teacutermica MCI 26 2 1297 D NO NO
La libertad U11 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U12 Teacutermica MCI 26 - 1297 NO NO NO
La libertad U3 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U4 Teacutermica MCI 06 - 1297 NO NO NO
La libertad U5 Teacutermica MCI 114 - 1297 NO NO NO
La libertad U6 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U7 Teacutermica MCI 284 - 1297 NO NO NO
La libertad U8 Teacutermica MCI 444 - 1297 NO NO NO
La libertad U9 Teacutermica MCI 444 2 1297 D NO NO
Playas G-1003 Teacutermica MCI 0602 03 1297 NC NO NO
Playas G-1004 Teacutermica MCI 12 05 1297 NC NO NO
ELEC
TRIC
A D
E G
UA
YAQ
UIL
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS
T Turbogas 2265 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS
T Turbogas 223 20 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS
T Turbogas 15 14 1667 D D D
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS
T Turbogas 237 18 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS
T Turbogas 2312 19 1002 D D D
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS T
turbovapor 345 33 876 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G1-CAT T Turbogas 54 465 699 D D D
Aacutelvaro Tinajero
G2-CAT T Turbogas 408 35 1002 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 178
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A N
OR
TE
Ambi G1 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
Ambi G2 Hidraacuteulica 4 4 773 D D D
La playa G1 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G2 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
La playa G3 Hidraacuteulica 044 044 773 D NO D
San Gabriel G1 Hidraacuteulica 023 02 773 NO NO NO
San Miguel de Car
G1 Hidraacuteulica 295 295 773 D D D
San Francisco Norte
G1 Teacutermica
MCI 25 18 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A D
EL S
UR
Carlos Mora U1 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U2 Hidraacuteulica 06 06 773 D D D
Carlos Mora U3 Hidraacuteulica 12 12 773 D D D
Catamayo U1 Teacutermica
MCI 18 - 1297 NO NO NO
Catamayo U10 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
Catamayo U2 Teacutermica
MCI 128 1 1297 D D D
Catamayo U3 Teacutermica
MCI 0766 - 1297 NO NO NO
Catamayo U4 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 D D D
Catamayo U5 Teacutermica
MCI 1575 13 1297 NO D D
Catamayo U6 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D D NO
Catamayo U7 Teacutermica
MCI 288 25 1297 D NO D
Catamayo U8 Teacutermica
MCI 25 24 1297 D D D
Catamayo U9 Teacutermica
MCI 25 22 1297 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CEN
TRO
SU
R Macas ALLEN 1
Teacutermica MCI
114 06 1297 NO NO NO
Macas ALLEN 2 Teacutermica
MCI 114 06 1297 NO NO NO
Macas General Teacutermica
MCI 25 15 1297 NO NO NO
CN
EL -
EL
OR
O
Machala GM 4 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Machala GM 5 Teacutermica
MCI 25 2 1297 D D D
Collin Lockett Crossley
3 Teacutermica
MCI 545 46 1297 D D NO
Collin Lockett Crossley
4 Teacutermica
MCI 545 43 1297 D D NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 179
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
CO
TOP
AX
I
Illuichi No1 Grupo 1 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No2 Grupo 2 Hidraacuteulica 0697 06 773 D D D
Illuichi No3 Grupo 3 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 4
Grupo 4 Hidraacuteulica 14 14 773 D D D
Illuichi No 2 Grupo 1 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
Illuichi No 3 Grupo 2 Hidraacuteulica 26 26 773 D D D
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A Q
UIT
O
Cumbaya U1 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U2 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U3 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
Cumbaya U4 Hidraacuteulica 10 10 773 D D D
G Hernaacutendez
U1 Teacutermica
MCI 572 572 1297 NO NO D
G Hernaacutendez
U2 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U3 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U4 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U5 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
G Hernaacutendez
U6 Teacutermica
MCI 572 572 1297 D D D
Luluncoto U1 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 D D D
Luluncoto U2 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO NO
Luluncoto U3 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NC NO D
Luluncoto U4 Teacutermica
MCI 30248 302 1297 NI NO NO
Nayoacuten U1 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Nayoacuten U2 Hidraacuteulica 1485 1485 773 D D D
Pasochoa U1 Hidraacuteulica 225 225 773 D D D
Pasochoa U2 Hidraacuteulica 225 225 773 D D NO
Los chillos U1 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Los chillos U2 Hidraacuteulica 088 088 773 D D D
Guangopolo U1 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U2 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U3 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U4 Hidraacuteulica 17 17 773 D D D
Guangopolo U5 Hidraacuteulica 2 2 773 D D D
Guangopolo U6 Hidraacuteulica 1152 1152 773 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 180
Emp
resa
Central Unidad
Tipo de unidad
Potencia nominal MW
Potencia efectiva MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
EMP
RES
A E
LEC
TRIC
A
RIO
BA
MB
A
Alaacuteo Grupo 1 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 2 Hidraacuteulica 26 25 773 NO D D
Alaacuteo Grupo 3 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Alaacuteo Grupo 4 Hidraacuteulica 26 25 773 D D D
Rio Blanco Uacutenica Hidraacuteulica 3125 3 773 D D D
Riobamba Uacutenica Teacutermica MCI 25 2 1297 D D D
AG
UA
Y G
AS
DE
SILL
UN
CH
I Sillunchi 1 U-100 Hidraacuteulica 01 01 773 D D D
Sillunchi 2 U-304 Hidraacuteulica 03 03 773 D D D
C P
RO
VIN
CIA
L TU
NG
UR
AG
UA
Tilivi U1 Hidraacuteulica 011 011 773 NC NC D
ECO
ELEC
TRIC
SA
Ecoelectric Turbo
5 T
Turbovapor 3 22 876 D D D
Ecoelectric Turbo
6 T
Turbovapor 6 55 876 D D D
Ecoelectric Turbo
7 T
Turbovapor 275 275 876 NI D D
ECO
LUZ Papallacta G1 Hidraacuteulica 219 195 773 D D D
Papallacta G2 Hidraacuteulica 444 425 773 D D D
ECU
DO
S S
A
Ecudos A-G TGE-1 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-2 T
Turbovapor 3 3 876 D D D
Ecudos A-G TGE-3 T
Turbovapor 7 6 876 D D D
Ecudos A-G TGE-4 T
Turbovapor 168 168 876 D D D
ELEC
TRO
AN
DIN
A
Espejo U1 Hidraacuteulica 03 023 773 NI NO D
Espejo U2 Hidraacuteulica 02 016 773 NI NO D
Otavalo U1 Hidraacuteulica 04 04 773 NI NO D
EMA
AP
-Q
Noroccidente N1 Hidraacuteulica 024 024 773 D D D
Recuperadora N1 Hidraacuteulica 147 145 773 D D D
ENER
MA
X
Calope U1 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
Calope U2 Hidraacuteulica 858 858 773 D D D
FAM
I P
RO
DU
CT
Lasso U1 Teacutermica MCI 375 34 1297 NC NO NO
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 181
Emp
resa
Central Unidad Tipo de unidad Potencia nominal
MW
Potencia efectiva
MW
FOR ()
Condicioacuten operativa
2007 2008 2009
HID
RO
AB
AN
ICO
Hidroabanico U1 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U2 Hidraacuteulica 769 755 773 D D D
Hidroabanico U3 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U4 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
Hidroabanico U5 Hidraacuteulica 769 763 773 D D D
HID
RO
IMB
AB
UR
A
Atuntaqui U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Atuntaqui U2 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U1 Hidraacuteulica 02 016 773 D D D
Cotacachi U2 Hidraacuteulica 024 019 773 D D D
IM
MEJ
IA
La calera U1 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U2 Hidraacuteulica 05 045 773 D D NO
La calera U3 Hidraacuteulica 1 09 773 D D D
LA
INTE
RN
AC
ION
AL
Vindobona U1 Hidraacuteulica 15 14 773 D D D
Vindobona U2 Hidraacuteulica 15 143 773 D D D
LA F
AR
GE
Selva Alegre U1 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U2 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U3 Teacutermica MCI 417 33 1297 D D D
Selva Alegre U4 Teacutermica MCI 385 33 1297 D D D
Selva Alegre U5 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U6 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
Selva Alegre U7 Teacutermica MCI 556 47 1297 NI NI D
MA
NA
GEN
ERA
CIOacute
N La esperanza U1 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
La esperanza U2 Hidraacuteulica 3 3 773 D D NO
Poza Honda U1 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
Poza Honda U2 Hidraacuteulica 15 15 773 D D NO
MO
LIN
OS
LA
UN
ION
Geppert Geppert Hidraacuteulica 157 13 773 D D D
Kohler Kholer Teacutermica MCI 16 14 1297 D NO NO
PER
LAB
I S
A
Perlabi U1 Hidraacuteulica 279 25 773 D D D
SOC
IED
AD
SA
N
CA
RLO
S
San Carlos Turbo 1 T Turbovapor 3 24 876 D D NO
San Carlos Turbo 2 T Turbovapor 4 32 876 D D NO
San Carlos Turbo 3 T Turbovapor 16 128 876 D D D
San Carlos Turbo 4 T Turbovapor 12 96 876 D D D
Tabla C11 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 182
C12
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H
Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PUCARAacute
1 365 3 720 2 520 208 198 2 976 1 536 3 816 3 600
1 365 41135 4 111 3 096 1 656 6 240 6 192 6 504 6 456
1 365 62985 6 296 59365 5 934 8 232 8 184 8 184 8 136
2 365 85055 8 503 80485 8 046 1 392 1 344 2 952 1 512
2 365 2 016 1 848 208 198 3 336 3 120 6 552 6 504
2 365 41135 4 111 3 384 3 192 6 288 6 240 8 232 8 184
2 365 62985 6 296 59365 5 934 8 280 8 232 0 0
2 365 85055 8 503 84565 8 454 0 0 0 0
AGOYAacuteN
1 80 1 320 1 176 1 296 1 152 360 192 336 168
1 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 928 2 784 2 568 2 424
1 80 6 144 6 000 5 496 5 352 4 416 4 248 4 536 4 368
1 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 632 7 488 8 760 7 248
2 80 1 176 1 008 1 152 984 360 192 336 168
2 80 3 696 3 528 3 792 3 624 2 784 2 616 2 352 2 184
2 80 6 000 5 832 5 352 5 184 4 416 4 248 4 536 4 368
2 80 8 400 8 232 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
SAN FRANCISCO
1 115 0 0 1 296 1 152 360 192 336 168
1 115 0 0 3 792 3 624 2 928 2 784 4 536 1 080
1 115 0 0 5 496 5 352 5 832 3 624 8 760 7 248
1 115 0 0 8 040 7 872 7 632 7 488 0 0
2 115 0 0 1 152 984 360 192 336 168
2 115 0 0 3 792 3 624 2 784 2 616 4 536 1 080
2 115 0 0 5 352 5 184 5 832 3624 6 216 6 048
2 115 0 0 8 040 7 872 7 488 7 320 7 224 7 056
PAUTE
1 100 3035 294 2315 222 395 30 635 54
1 100 14255 1 416 17675 1 758 11915 1 182 15275 1 518
1 100 3 370 3 288 3178 3 096 2650 2 568 3 091 3 024
1 100 44555 4 446 44555 4 446 39515 3 942 45995 4 590
1 100 61835 6 174 59435 5 934 54155 5 406 60635 6 054
1 100 7 570 7 344 7 546 7 320 6658 6 432 0 0
1 100 0 0 0 0 79595 7 950 0 0
2 100 874 792 322 240 1282 1 200 395 30
2 100 22955 2 286 15995 1 590 25595 2 550 1411 1 344
2 100 36155 3 606 29435 2 934 39275 3 918 29195 2 910
2 100 5 050 4 824 4 858 4 632 5986 5 760 44315 4 422
Tabla C12 Mantenimiento de unidades del SG periodo 2007-2010
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 183
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PAUTE
2 100 63275 6318 59675 5958 72635 7254 6297 6072
2 100 76475 7638 72875 7278 84635 8454 77675 7758
2 100 0 0 8722 8640 0 0 0 0
3 100 7835 774 7595 750 1114 888 1257 1032
3 100 21275 2118 22715 2262 22475 2238 27515 2742
3 100 2200 2118 4018 3936 36155 3606 42395 4230
3 100 52955 5286 155 6 5338 5256 5779 5712
3 100 68315 6822 66395 6630 67595 6750 72395 7230
3 100 8242 8016 8218 7992 82715 8262 0 0
4 100 4235 414 4235 414 610 384 875 78
4 100 19835 1974 19355 1926 17435 1734 22475 2238
4 100 3538 3456 3370 3288 29195 2910 3763 3696
4 100 48155 4806 49595 4950 4522 4440 52715 5262
4 100 63515 6342 63035 6294 60635 6054 67835 6774
4 100 7906 7680 7882 7656 76235 7614 75035 7494
5 100 4475 438 1162 1080 778 696 907 840
5 100 1690 1608 26075 2598 22715 2262 24155 2406
5 100 33035 3294 39275 3918 37355 3726 39035 3894
5 100 46475 4638 5698 5472 5650 5424 5625 5400
5 100 6610 6384 69755 6966 67835 6774 71195 7110
5 100 71675 7158 84875 8478 81035 8094 87515 8742
5 100 86795 8670 0 0 0 0 0 0
6 115 19835 1974 2026 1944 2122 1896 2098 1872
6 115 4210 4128 41435 4134 40955 4086 42635 4254
6 115 63755 6366 6202 5976 6394 6312 6619 6552
6 115 8578 8352 83195 8310 82955 8286 0 0
7 115 192 0 226 0 17675 1758 18635 1854
7 115 23195 2310 22955 2286 3826 3744 4099 4032
7 115 4546 4464 4546 4464 62795 6270 63755 6366
7 115 6448 6366 7224 6312 8698 8472 0 0
8 115 1738 1512 1498 1272 1618 1392 1762 1536
8 115 36395 3630 36395 3630 35915 3582 39275 3918
8 115 5722 5640 5866 5784 6178 6096 6451 6384
8 115 80075 7998 79835 7974 81275 8118 86555 8646
9 115 682 456 658 432 274 48 418 192
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 184
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAUTE
9 115 29675 2 958 27755 2 766 18875 1 878 25835 2 574
9 115 5 218 5 136 5 050 4 968 4 330 4 248 4 771 4 704
9 115 71915 7 182 71435 7 134 67355 6 726 70955 7 086
10 115 1 234 1 008 994 768 13835 1 374 11675 1 158
10 115 33275 3 318 32795 3 270 3 490 3 408 3 427 3 360
10 115 5 554 5 472 5 458 5 376 57275 5 718 57035 5 694
10 115 76715 7 662 73115 7 302 7 498 7 272 8 650 8 424
MARCEL LANIADO
1 71 3 024 2 688 2 280 1 944 3 288 2 952 5 448 5 088
1 71 0 0 0 0 0 0 5 976 5 832
1 71 0 0 0 0 0 0 6 696 6 552
2 71 3 528 3 192 2 832 2 496 3 792 3 456 5 232 5 088
2 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
2 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
3 71 5 712 5 400 1 824 1 488 4 296 3 960 5 232 5 088
3 71 0 0 0 0 0 0 6 192 5 832
3 71 0 0 0 0 0 0 6 912 6 552
SAYMIRIacuteN
1 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
1 126 3 336 2 184 3 240 3 168 4 056 3 960 2 808 2 592
1 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
1 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
2 126 1 944 1 872 1 920 1 848 3 000 2 952 1 992 1 752
2 126 3 336 2 184 3 288 3 216 4 056 3 960 2 808 2 592
2 126 7 008 6 936 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
2 126 0 0 6 960 6 888 7 776 7 656 0 0
3 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
3 196 3 288 3 216 3 384 3 336 3 864 3 744 1 896 1 752
3 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 808 2 592
3 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 2 952 2 928
3 196 0 0 0 0 0 0 3 360 3 264
4 196 1 944 1 872 1 920 1 848 504 432 288 144
4 196 3 456 3 384 3 432 3 384 4 584 4 464 1 896 1 752
4 196 7 176 7 104 6 072 6 024 7 200 7 176 2 952 2 928
4 196 0 0 7 128 7 056 7 776 7 656 3 360 3 264
5 4 936 864 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
5 4 2 112 2 040 2 088 2 016 3 888 3 816 2 352 2 160
6 4 1 104 1 032 1 128 984 2 520 2 472 2 112 2 088
6 4 2 112 2 040 2 088 2 016 4 056 3 984 2 352 2 160
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 185
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
SAUCAY
1 4 2 472 2 352 2 616 2 496 1 056 936 1 896 1 752
1 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
1 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
2 4 2 640 2 520 2 784 2 664 1 056 936 1 896 1 752
2 4 5 520 5 496 0 0 1 896 1 776 3 312 3 096
2 4 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
3 8 2 808 2 688 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
3 8 5 520 5 496 2 904 2 832 3 912 3 792 3 312 3 096
3 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
4 8 2 976 2 856 1 104 984 1 056 936 2 592 2 448
4 8 5 520 5 496 3 072 3 000 3 912 3 792 3 312 3 096
4 8 0 0 0 0 6 264 6 144 0 0
PASOCHOA 1 225 4 320 3 624 3 624 2 928 3 576 2 952 2 880 2 160
2 225 5 088 4 368 4 368 3 720 4 344 3 624 3 624 2 928
CUMBAYAacute
1 10 1 296 0 6 648 4 512 5 328 5 256 3 888 3 768
2 10 624 0 0 0 4 584 4 464 7 080 6 960
2 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
3 10 0 0 0 0 4 920 4 800 0 0
3 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
4 10 0 0 0 0 720 0 4 224 4 104
4 10 0 0 0 0 5 328 5 256 0 0
NAYOacuteN 1 1485 6 000 5 880 0 0 1 176 768 7 584 7 464
2 1485 6 672 6 552 0 0 2 880 1 848 6 552 4 344
GUANGOPOLO
1 2 5 832 5 088 0 0 0 0 0 0
2 2 8 688 8 064 0 0 8 736 7 488 0 0
3 17 0 0 8 760 7 320 0 0 0 0
4 17 8 016 7 296 2 184 1 152 0 0 0 0
5 2 2 136 1 416 0 0 0 0 0 0
6 1152 0 0 2 760 2 208 6 552 5 472 8 760 7 824
LOS CHILLOS 1 088 2 880 2 184 744 48 888 120 864 120
2 088 3 624 2 904 1 440 816 1 560 192 1 704 936
AMBI
1 4 1 176 1 056 7 680 6 576 7 800 7 704 5 568 5 328
1 4 4 344 3 624 0 0 0 0 5 568 5 328
2 4 1176 1 056 8 520 7 656 4 704 3 624 0 0
2 4 5 064 4 344 0 0 7 800 7 704 0 0
SAN MIGUEL DE CAR
1 295 3 144 3 096 6 144 6 072 5 376 5 352 1 464 1 440
1 295 5 448 5 352 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 186
Central Nuacutemero de
unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
LA PLAYA
1 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
1 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
1 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
2 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
2 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
2 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
3 044 1 992 1 872 7 728 7 656 1 512 1 464 1 032 960
3 044 5 664 5 544 0 0 0 0 6 792 6 552
3 044 7 752 7 632 0 0 0 0 0 0
ILLUCHI 1
1 0697 816 792 72 48 72 48 72 48
1 0697 2 640 1 872 792 744 768 744 768 744
1 0697 4 416 4 392 2 664 1 896 4 416 4 392 4 416 4 392
1 0697 5 184 5 136 4 440 4 416 5 184 5 136 5 184 5 136
1 0697 6 624 6 600 5 208 5 160 6 312 5 544 5 568 5 544
1 0697 8 088 8 064 7 368 7 320 7 320 7 296 7 320 7 296
1 0697 840 816 8 040 8 016 8 016 7992 8 016 7 992
2 0697 2 640 1 872 96 72 96 72 96 72
2 0697 4 440 4 416 840 816 840 816 840 816
2 0697 5 232 5 184 2 664 1 896 4 440 4 416 4 440 4 416
2 0697 6 648 6 624 4 464 4 440 5 232 5 184 5 232 5 184
2 0697 8 112 8 088 5 256 5 208 6 312 5 544 5 592 5 568
2 0697 0 0 7 416 7 392 7 392 7 368 7 392 7 368
2 0697 0 0 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
3 14 864 840 2 904 0 864 840 864 840
3 14 2 640 1 872 5 304 5 256 5 256 5 232 5 280 5 232
3 14 4 464 4 440 7 440 7 416 6 312 5 544 5 616 5 592
3 14 5 280 5 232 8 040 8 016 7 416 7 392 7 416 7 392
3 14 6 672 6 648 0 0 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 8 136 8 112 144 120 144 120 144 120
4 14 0 0 936 864 888 864 888 864
4 14 888 864 1 920 1 896 5 328 5 280 5 328 5 280
4 14 2 640 1 872 5 352 5 304 6 312 5 544 5 640 5 616
4 14 4 488 4 464 7 512 7 440 7 440 7 416 7 440 7 416
4 14 5 328 5 280 8 040 8 016 8 016 7 992 8 016 7 992
4 14 6 696 6 672 0 0 0 0 0 0
4 14 8 160 8 136 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 187
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ILLUCHI 2
1 26 384 360 384 360 384 360 384 360
1 26 480 456 528 504 528 504 528 504
1 26 648 504 648 624 648 624 648 624
1 26 2 544 2 520 1 080 744 2 544 2 520 2 544 2 520
1 26 2 688 2 616 2 568 2 544 3 264 3 240 3 264 3 240
1 26 3 264 3 240 3 288 3 264 3 408 3 384 3 408 3 384
1 26 3 408 3 336 3 432 3 408 4 272 4 248 4 272 4 248
1 26 4 272 4 248 4 296 4 272 8 376 7 992 8 376 7 992
1 26 6 576 6 552 8 136 8 016 0 0 0 0
1 26 7 320 7 296 0 0 0 0 0 0
1 26 7 440 7 416 0 0 0 0 0 0
1 26 7 944 7 800 0 0 0 0 0 0
2 26 408 384 408 384 408 384 408 384
2 26 480 456 552 528 552 528 552 528
2 26 672 528 672 648 672 648 672 648
2 26 2 568 2 544 1 536 1 080 2 568 2 544 2 568 2 544
2 26 2 712 2 616 2 592 2 568 3 288 3 264 3 288 3 264
2 26 3 288 3 264 3 312 3 288 3 432 3 408 3 432 3 408
2 26 3 432 3 336 3 456 3 432 4 296 4 272 4 296 4 272
2 26 4 296 4 272 4 320 4 296 8 016 7 992 8 016 7 992
2 26 6 600 6 576 8 040 8 016 8 760 8 400 8 760 8 400
2 26 7 320 7 296 8 232 8 136 0 0 0 0
2 26 7 464 7 440 0 0 0 0 0 0
2 26 7 968 7 824 0 0 0 0 0 0
C H PENINSULA
1 05 600 528 936 816 216 96 192 72
2 05 672 600 1 104 984 0 0 0 0
3 05 744 672 1 272 1 152 5 832 5 136 2 160 1 584
4 15 5 496 5 208 0 0 0 0 5 808 5 616
ALAO
1 26 528 504 1 392 1 368 528 504 1 320 1 296
1 26 816 792 2 592 2 568 2 016 1 992 2 520 2 496
1 26 2 088 2 064 4 080 4 056 3 216 3 192 4 008 3 984
1 26 3 288 3 264 5 280 5 256 4 704 4 680 5 208 5 184
1 26 5 040 5 016 6 768 6 744 5 904 5 880 6 696 6 672
1 26 5 976 5 952 7 968 7 944 7 416 7 392 7 896 7 872
1 26 7 464 7 440 0 0 8 544 8 520 0 0
1 26 8 664 8 640 0 0 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 188
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
ALAO
3 26 864 504 192 168 696 672 1320 1296
3 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 2688 2664
3 26 3456 3432 2760 2736 3384 3360 4008 3984
3 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 5496 5472
3 26 6144 6120 5448 5424 5328 5304 6696 6672
3 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 8064 8040
3 26 8664 8640 8136 8112 0 0 0 0
4 26 864 504 240 216 816 792 168 144
4 26 2088 2064 1392 1368 2016 1992 1320 1296
4 26 3576 3552 2880 2856 3504 3480 2808 2784
4 26 5040 5016 4080 4056 4704 4680 4008 3984
4 26 6264 6240 5568 5544 5448 5424 5544 5520
4 26 7464 7440 6768 6744 7416 7392 6696 6672
4 26 8664 8640 8256 8232 0 0 8184 8160
RIacuteO BLANCO
1 3125 72 48 720 696 1344 1320 648 624
1 3125 1416 1392 2064 2040 2688 2664 1992 1968
1 3125 2784 2736 3408 3384 4032 4008 3336 3312
1 3125 4104 4080 4752 4728 5376 5352 4680 4656
1 3125 5448 5424 6096 6072 6720 6696 6024 6000
1 3125 6792 6768 7440 7416 8064 8040 7368 7344
1 3125 8136 8112 8472 8448 0 0 8712 8688
CARLOS MORA CARRION
1 06 7176 6552 7320 6696 7272 6648 5712 5112
2 06 7992 7392 8016 7392 7992 7368 6552 5952
3 12 8736 8064 8664 8040 8640 8016 7224 6624
EL CARMEN
1 84 132 126 733 726 685 678 661 654
1 84 192 186 1405 1398 1357 1350 1333 1326
1 84 1764 1758 2077 2070 2029 2022 2005 1998
1 84 2580 2574 2869 2862 2869 2862 2845 2838
1 84 3252 3246 3568 3558 3517 3510 3493 3486
1 84 3924 3918 4261 4254 4213 4206 4189 4182
1 84 4596 4590 5101 5094 5053 5046 5029 5022
1 84 5294 5286 5773 5766 5749 5742 5701 5694
1 84 6132 6126 6445 6438 6397 6390 6541 6534
1 84 6972 6966 7285 7278 7237 7230 7213 7206
1 84 7644 7638 7957 7950 7909 7902 7885 7878
1 84 8316 8310 8461 8454 8413 8406 8389 8382
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 189
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
RECUPERADORA
1 147 757 750 709 702 661 654 637 630
1 147 1 405 1 398 1 381 1 374 1 333 1 326 1 309 1 302
1 147 2 077 2 070 2 053 2 046 2 005 1 998 1 981 1 974
1 147 2 756 2 736 2 893 2 886 2 845 2 838 2 821 2 814
1 147 3 589 3 582 3 544 3 534 3 520 3 510 3 493 3 486
1 147 4 320 3 696 4 237 4 230 4 189 4182 4 333 4 326
1 147 4 933 4 926 5 077 5 070 5 029 5 022 5 005 4 998
1 147 5 773 5 766 5 749 5 742 5 701 5 694 5677 5 670
1 147 6 445 6 438 6 421 6 414 6 541 6 534 6 288 5 952
1 147 7 285 7 278 7 261 7 254 7 213 7 206 7 213 7 206
1 147 7 957 7 950 7 933 7 926 7 885 7 878 7 885 7 878
1 147 8 509 8 502 8 437 8 430 8 701 8694 8 701 8 694
RIacuteO CHIMBO
1 056 696 672 336 312 720 696 3 744 3 624
1 056 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
1 056 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
1 056 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
1 056 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
1 056 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
1 056 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
1 056 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
1 056 6 408 6 384 6 216 6192 0 0 0 0
1 056 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
1 056 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
1 056 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
2 11 696 672 336 312 216 120 3 984 3 624
2 11 1 392 1 344 1 200 1 152 3 744 3 624 8 280 8 160
2 11 2 064 2 016 1 872 1 824 8 280 8 160 0 0
2 11 2 736 2 688 2 544 2 496 0 0 0 0
2 11 3 576 3 528 3 216 3 168 0 0 0 0
2 11 4 248 4 200 4 056 4 008 0 0 0 0
2 11 4 920 4 872 4 728 4 680 0 0 0 0
2 11 5 736 5 712 5 376 5 352 0 0 0 0
2 11 6 408 6 384 6 216 6 192 0 0 0 0
2 11 6 912 6 552 6 936 6 576 0 0 0 0
2 11 7 776 7 728 7 584 7 536 0 0 0 0
2 11 8 616 8 568 8 256 8 208 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 190
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
PAPALLACTA 1 219 7 488 7 392 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 219 0 0 7 656 7 560 7 536 7 368 7 080 6 960
2 444 600 504 624 504 720 600 1 224 1 080
2 444 0 0 1 440 1 344 1 080 960 0 0
LORETO 1 23 4 128 4 032 1 440 1 344 1 080 960 1 176 1 080
1 23 0 0 0 0 6 792 6 720 4 200 4 104
CALOPE
1 858 0 0 0 0 4 776 4 680 1 656 1 584
1 858 0 0 0 0 6 864 6 816 4 776 4 680
1 858 0 0 0 0 8 208 8 016 6 864 6 816
1 858 0 0 0 0 0 0 8 208 8 016
2 858 0 0 0 0 5 016 4 920 1 824 1 752
2 858 0 0 0 0 7 032 6 984 5 016 4 920
2 858 0 0 0 0 0 0 7 032 0
2 858 0 0 0 0 8 400 8 208 8 400 8 208
HIDROABANICO
1 769 0 0 0 0 57 54 57 54
1 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
1 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
1 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
2 769 0 0 0 0 57 54 57 54
2 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 160 1 416
2 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
2 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
3 769 0 0 0 0 81 78 81 78
3 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
3 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
3 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
4 769 0 0 0 0 81 78 81 78
4 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
4 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
4 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
5 769 0 0 0 0 81 78 81 78
5 769 0 0 0 0 1 927 1 926 2 880 2 160
5 769 0 0 0 0 4 128 4 104 4 089 4 086
5 769 0 0 0 0 6 295 6 294 6 273 6 270
ESMERALDAS 1 1325 1 656 1 416 1 680 1 440 1 896 1 656 2 448 1 368
1 1325 7 248 5 328 5 928 4 128 7 296 5 760 6 264 4 728
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 191
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
H Fin
H Inicio
G ZEVALLOS
2 73 1 488 1 464 288 264 1 416 1 392 1 392 1 368
2 73 3 168 3 144 1 632 1 608 2 256 2 232 5 568 4 560
2 73 6 840 5 664 3 624 2 280 4 248 3 408 6 432 6 408
2 73 0 0 6 672 6 648 6 120 6 096 8 280 8 256
2 73 0 0 0 0 8 328 8 304 0 0
3 73 1 656 1 632 960 936 912 888 1 560 1 536
3 73 4 728 3 312 2 136 2 112 3 240 2 400 4 056 3 048
3 73 5 688 5 664 4 392 4 128 4 776 4 752 5 928 5 904
3 73 7 008 7 032 7 008 6 984 7 128 7 104 8 112 8 088
3 73 0 0 0 0 8 472 8 448 0 0
T GAS No 4
4 2627 4 344 0 3 000 0 2 448 2 160 2 424 2 256
4 2627 0 0 5 376 5 184 6 984 6 552 4 392 3 936
4 2627 0 0 0 0 0 0 8 136 5 448
TRINITARIA
1 133 2 160 1 728 2 328 1 608 2 232 384 3 576 2 376
1 133 5 376 4 488 7 824 5 976 4 032 3 912 6 840 6 240
1 133 7 080 7 008 0 0 7 248 6 288 0 0
ENRIQUE GARCIacuteA
1 102 2 352 1 632 2 496 1 776 2 664 0 2 160 1 440
1 102 7 248 6 888 6 840 6 648 8 376 7 656 4 296 4 056
1 102 0 0 0 0 0 0 7 032 6 792
VICTORIA II 1 105 3 168 2 160 2 544 2 184 2 520 2 160 6 552 6 264
ALVARO TINAJERO
1 54 2 352 2 328 4 608 4 344 6 792 6 720 1 416 912
1 54 8 256 8 232 8 712 8 688 0 0 0 0
2 408 0 0 4 176 2 928 0 0 2 880 2 160
ANIacuteBAL SANTOS
1 345 3 192 2 352 3 432 2 592 6 264 0 3 288 2 448
1 2265 0 0 0 0 0 0 72 48
2 223 0 0 0 0 0 0 480 408
3 15 0 0 0 0 2 856 2 184 1 776 1 248
5 237 5 328 3 864 1 680 216 1 440 24 5 184 3 768
6 2312 0 0 0 0 0 0 5 808 5 448
ELECTROQUIL
1 45 648 624 456 432 240 216 384 360
1 45 1 320 1 296 1 128 1 104 1 080 1 056 1 224 1 200
1 45 1 992 1 968 1 968 1 944 1 752 1 728 1 896 1 872
1 45 2 832 2 808 2 640 2 616 2 424 2 400 2 568 2 544
1 45 3 504 3 480 3 312 3 288 3 096 3 072 3 408 3 384
1 45 4 056 3 696 4 176 3 816 3 936 3 912 4 080 4 056
1 45 4 848 4 824 4 824 4 800 4872 4 584 4 776 4 560
1 45 5 688 5 664 5 664 5 640 5 448 5 424 4 920 4 896
1 45 6 360 6 336 6 336 6 312 6 288 6 264 5 592 5 568
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 192
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
1 45 7 200 7 176 7 008 6 984 7 128 7 104 6 264 6240
1 45 7 704 7 680 7 680 7 656 7 800 7 464 6 936 6912
1 45 8 544 8 520 8 352 8 328 8 232 8 208 7 632 7608
1 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
2 46 672 648 480 456 264 240 408 384
2 46 1 344 1 320 1 152 1 128 1 104 1 080 1 248 1224
2 46 2 016 1 992 1 992 1 968 1 776 1 752 1 920 1896
2 46 2 856 2 832 2 664 2 640 2 448 2 424 2 592 2568
2 46 3 528 3 504 3 336 3 312 3 120 3 096 3 432 3408
2 46 4 056 3 696 4 176 3 816 3 960 3 936 4 104 4080
2 46 4 872 4 848 4 824 4 800 4 872 4 584 4 776 4560
2 46 5 712 5 688 5 688 5 664 5 472 5 448 4 944 4920
2 46 6 384 6 360 6 360 6 336 6 312 6 288 5 616 5592
2 46 7 224 7 200 7 008 6 984 7 128 7 104 6 288 6264
2 46 7 704 7 680 7 704 7 680 7 824 7 488 6 960 6936
2 46 8 568 8 544 8 376 8 352 8 496 8 472 7 632 7608
2 46 0 0 0 0 0 0 8 472 8448
3 45 648 624 624 600 408 384 552 528
3 45 1 320 1 296 1 296 1 272 1 248 1 224 1 392 1368
3 45 1 992 1 968 2 136 2 112 1 920 1 896 2 064 2040
3 45 2 832 2 808 2 808 2 784 2 592 2 568 2 736 2712
3 45 3 504 3 480 3 480 3 456 3 264 3 240 3 576 3552
3 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 104 4 080 4 248 4224
3 45 5 016 4 992 4 992 4 968 5 040 4 752 4 944 4728
3 45 5 688 5 664 5 832 5 808 5 280 5 256 5 280 5256
3 45 6 528 6 504 6 504 6 480 6 120 6 096 5 760 5736
3 45 7 200 7 176 7 176 7 152 7 296 7 272 6 432 6408
3 45 7 872 7 848 7 848 7 824 7 632 7 608 7 104 7080
3 45 8 712 8 688 8 520 8 496 8 304 8 280 7 800 7776
3 45 0 0 0 0 0 0 8 448 8424
4 45 672 648 648 624 432 408 576 552
4 45 1 344 1 320 1 320 1 296 1 272 1 248 1 416 1392
4 45 2 016 1 992 2 160 2 136 1 944 1 920 2 088 2064
4 45 2 856 2 832 2 832 2 808 2 616 2 592 2 760 2736
4 45 3 528 3 504 3 504 3 480 3 288 3 264 3 600 3576
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 193
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
ELECTROQUIL
4 45 4 320 3 960 4 440 4 080 4 128 4 104 4 272 4 248
4 45 5 040 5 016 5 016 4 992 5 040 4 752 4 944 4 728
4 45 5 712 5 688 5 856 5 832 5 304 5 280 5 304 5 280
4 45 6 552 6 528 6 528 6 504 6 144 6 120 5 784 5 760
4 45 7 224 7 200 7 176 7 152 7 296 7 272 6 456 6 432
4 45 7 872 7 848 7 872 7 848 7 656 7 632 7 128 7 104
4 45 8 736 8 712 8 544 8 520 8 328 8 304 7 800 7 776
4 45 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
BAJO ALTO o MACHALA
POWER
1 70 1 152 1 128 1 128 1 104 744 720 720 696
1 70 2 832 2 808 2 472 2 448 1 752 1 728 1 896 1 872
1 70 4 464 4 152 4 920 4 656 3 600 3 576 3 360 3 336
1 70 5 688 5 664 6 168 6 144 6 216 5 928 5 736 5 448
1 70 7 200 7 176 7 680 7 656 7 296 7 272 6 600 6 576
1 70 8 544 8 520 0 0 8 472 8 448 8 448 8 424
2 70 1 176 1 152 1 152 1 128 768 744 744 720
2 70 2 856 2 832 2 496 2472 1 776 1 752 1 920 1 896
2 70 4 776 4 488 5 256 4 968 3 624 3 600 2 352 2328
2 70 5 712 5 688 6 192 6 168 5 448 5088 3 384 3 360
2 70 7 224 7 200 7 680 7 656 7 320 7 296 5 112 4 824
2 70 8 568 8 544 0 0 8 496 8 472 6 960 6 936
2 70 0 0 0 0 0 0 8 472 8 448
POWER BARGE I 1 30 8 256 2 736 0 0 0 0 0 0
POWER BARGE II
1 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
2 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
3 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
4 125 0 0 0 0 8 760 0 0 0
GUANGOPOLO
1 52 1 632 1 512 600 480 2 352 2 280 1 992 1 920
1 52 5 520 4 368 4 128 3 504 3 240 2 952 3 216 2 928
1 52 0 0 4 656 4 248 6 216 5 136 5 400 5 328
2 52 4 680 4 368 7 656 7 536 8 760 0 8 760 0
3 52 3 000 2 520 8 784 0 2 520 2 448 2 496 1 416
3 52 4 680 4 368 3 288 1 488 3 240 2 952 3 216 2 928
3 52 6 672 6 552 4 656 4 248 6 216 6 144 6 072 6 000
3 52 0 0 6 816 6 696 0 0 0 0
4 52 2 160 1 680 1 272 1 152 1 008 936 3 216 2 928
4 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 7 032 6 960
4 52 7 296 5 304 6 288 4 848 5 040 3 960 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 194
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GUANGAPOLO
4 52 0 0 0 0 8 568 8 496 0 0
5 52 2 304 2 184 8 784 0 8 760 0 8 760 0
5 52 4 680 4 368 0 0 0 0 0 0
5 52 6 024 5 544 0 0 0 0 0 0
6 52 4 008 3 024 2 784 2 160 2 688 2 616 8 760 0
6 52 4 680 4 368 4 656 4 248 3 240 2 952 0 0
6 52 7 680 7 560 6 480 6 360 7 392 6 312 0 0
7 192 1 800 1 512 936 816 2 232 1 776 3 216 2 928
7 192 4 680 4 368 4 704 4 176 3 240 2 952 7 824 6 024
7 192 5 856 5 256 0 0 5 928 5 808 0 0
LA PROPICIA
1 442 0 0 0 0 3 744 3 216 2 400 2 256
1 442 0 0 0 0 0 0 6 528 5 112
2 442 0 0 0 0 2 520 1 416 6 768 0
2 442 0 0 0 0 6 960 6 552 0 0
SANTA ROSA
1 171 2 808 2 352 4 248 3 504 5 376 4 632 6 288 5 472
1 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 5 064 4 344
2 171 3 648 3 192 3 408 2 664 4 368 3 624 6 288 6 216
2 171 2 856 2 808 6 024 5 976 5 640 5 592 0 0
3 171 5 400 4 704 6 024 5 976 8 760 0 3 336 0
EL DESCANSO
1 48 1 416 0 600 192 336 264 2 208 912
1 48 1 800 1 680 2 112 1 704 1 056 936 3 144 3 096
1 48 3 264 3 024 3 120 2 880 1 728 1 608 6 192 6 120
1 48 5 664 5 208 3 864 3 840 4 248 2 784 0 0
1 48 6 840 6 600 5 640 5 184 4 704 4 632 0 0
1 48 8 472 8 064 6 816 6 696 6 096 5 976 0 0
1 48 0 0 7 656 7 200 7 392 7 320 0 0
1 48 0 0 8 664 8 544 0 0 0 0
2 48 1 248 840 600 192 1 224 1 104 1 320 1 248
2 48 3 264 3 192 1 776 1 656 1 848 1 776 4 392 2 928
2 48 4 272 3 864 2 616 2 376 2 520 2 448 7 536 7 464
2 48 6 144 6 048 3 960 3 840 4 584 4 464 0 0
2 48 7 800 7 440 3 840 4 344 6 720 6 648 0 0
2 48 0 0 6 984 6 864 0 0 0 0
2 48 0 0 8 496 8 040 0 0 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 195
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
EL DESCANSO
3 48 2 760 1 560 4 296 0 1 224 96 1 848 1 752
3 48 3 456 3 240 6 144 6 024 2 400 2 280 2 496 2 424
3 48 7 800 7 392 7 632 7 200 6 216 6 144 3 144 3 096
3 48 8 640 8 568 8 328 8 208 8 400 8 328 5 520 5 448
3 48 0 0 0 0 0 0 7 728 7 632
4 48 1 128 1 008 2 112 816 504 432 2 208 912
4 48 1 440 1 344 4 128 3 840 1 896 1 776 3 144 3 096
4 48 2 808 2 352 6 480 6 072 4 032 3 960 3 360 3 264
4 48 3 432 3 240 7 488 7 368 4 872 4 800 4 848 4 776
4 48 4 656 4 536 0 0 6 264 6 144 8 208 8 136
4 48 7 176 6 768 0 0 8 232 8 160 0 0
4 48 8 520 8 400 0 0 0 0 0 0
G HERNANDEZ
1 572 3 144 2 856 600 0 2 328 2 256 192 120
1 572 4 488 4 416 3 240 3 168 3 624 3 312 3 216 2 928
1 572 7 896 7 824 3 624 3 336 5 328 5 256 4 296 3 600
1 572 0 0 6 240 6 168 8 760 7 968 7 032 6 960
2 572 3 144 2 856 2 280 1 488 1 800 1 728 240 168
2 572 4 896 4 032 3 624 3 336 3 624 3 312 4 344 3 096
2 572 7 944 7 872 5 448 4 656 4 800 4 728 7 992 7 920
2 572 0 0 8 160 8 088 7 056 6 264 1 848 576
3 572 2 304 2 232 2 280 1 488 2 448 2 376 3 576 3 264
3 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 4 560 4 488
3 572 5 712 5 640 5 280 5 208 7 584 6 792 8 760 7 872
3 572 0 0 7 992 7 920 0 0 0 0
4 572 3 144 2 856 2 784 1 992 432 360 2 520 2 448
4 572 3 240 3 168 3 624 3 336 3 864 3 072 3 576 3 264
4 572 6 648 6 576 5 784 5 712 6 864 6 792 6 336 5 112
4 572 0 0 8 496 8 424 0 0 0 0
5 572 3 144 2 856 1 392 1 320 1 152 1 080 96 0
5 572 5 472 4 608 3 624 3 336 3 624 3 312 3 576 3 264
5 572 8 520 8 448 5 112 4 320 4 152 3 648 6 384 5 160
5 572 0 0 7 824 7 752 7 296 6 504 0 0
6 572 2 352 2 280 720 648 960 168 3 600 2 304
6 572 3 144 2 856 3 624 3 336 3 624 3 312 6 360 6 288
6 572 8 352 7 488 3 720 3 648 3 960 3 888 0 0
6 572 0 0 7 176 6 384 6 672 6 600 0 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 196
Central Nuacutemero
de unidad
Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
MONAY
1 15 1 080 1 008 168 144 0 0 0 0
1 15 3 072 3 024 2 352 2 328 0 0 0 0
1 15 3 432 3 360 6 048 6 024 0 0 0 0
1 15 5 448 5 376 0 0 0 0 0 0
2 15 1 248 1 176 336 312 0 0 0 0
2 15 3 432 3 264 2 520 2 496 0 0 0 0
2 15 5 616 5 544 6 216 6 192 0 0 0 0
3 15 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 1 752 1 680 3 360 3 336 0 0 0 0
4 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
4 238 3 912 3 864 0 0 0 0 0 0
4 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
5 238 3 432 2 184 0 0 0 0 0 0
5 238 4 080 4 032 0 0 0 0 0 0
5 238 6 960 6 888 0 0 0 0 0 0
6 238 1 920 1 848 3 192 3 168 0 0 0 0
6 238 3 432 3 360 0 0 0 0 0 0
6 238 4 248 4 200 0 0 0 0 0 0
6 238 7 128 7 080 0 0 0 0 0 0
LULUNCOTO
11 30248 1 968 24 144 0 48 24 3 024 0
11 30248 3 624 3 600 3 432 3 288 1 536 1 512 4 896 4 848
11 30248 5 136 5 112 4 368 4 344 3 048 3 024 6 936 6 888
11 30248 7 152 7 128 6 768 6 744 4 728 4 704 7 752 7 704
11 30248 7 728 7 704 7 704 7 680 6 720 6 216 8 544 8 496
11 30248 8 496 8 472 8 616 8 592 8 208 8 184 0 0
12 30248 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
13 30248 1 920 768 48 0 1 008 984 4 008 0
13 30248 3 576 3 552 3 216 3 192 3 192 3 168 5 640 5 592
13 30248 5 112 5 088 3 432 3 288 4 872 4 848 6 864 6 816
13 30248 7 104 7 080 4 320 4 296 6 384 6 360 7 752 7 704
13 30248 7 680 7 656 6 672 6 648 7 872 7 848 8 400 8 352
13 30248 8 448 8 424 7 608 7 584 0 0 0 0
13 30248 0 0 8 520 8 496 0 0 0 0
GENEROCA
1 47 0 0 0 0 2 904 2 304 2 136 1 416
1 47 0 0 0 0 6 864 6 672 6 216 6 048
2 47 0 0 0 0 5 664 5 088 2 664 2 496
3 47 0 0 0 0 600 96 3 792 3 624
3 47 0 0 0 0 6 144 5 976 0 0
4 47 0 0 0 0 5 640 5 472 2 496 2 328
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 197
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
GENEROCA
4 47 0 0 0 0 7 152 6 552 6 000 5 832
5 47 0 0 0 0 3 312 3 120 2 328 2 160
5 47 0 0 0 0 0 0 3 600 2 880
6 47 0 0 0 0 8 424 8 256 5 064 4 344
7 47 0 0 0 0 0 0 0 0
8 47 0 0 0 0 1 272 768 5 256 5 088
MIRAFLORES
3 34 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
7 25 864 816 8 784 0 0 0 5 808 0
8 25 216 168 8 784 0 0 0 7 824 0
8 25 4 512 4 464 0 0 0 0 0 0
9 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
10 25 1 632 1 584 1 032 984 1 992 1 944 3 024 2 496
10 25 4 632 4 584 3 120 3 072 4 056 4 008 0 0
10 25 6 120 6 072 8 160 8 112 6 240 6 192 0 0
10 25 8 136 8 088 0 0 8 136 8 088 0 0
11 6 8 760 0 8 784 0 8 760 0 1 800 0
11 6 0 0 0 0 0 0 6 216 5 880
12 6 2 544 2 496 1 632 1 584 360 312 3 624 3 264
12 6 4 968 4 920 4 056 4 008 2 424 2 376 8 016 6 960
12 6 6 792 6 744 6 840 6 792 4 584 4 536 0 0
12 6 0 0 0 0 6 792 6 744 0 0
13 25 8 760 0 8 784 0 0 0 2 016 0
14 25 1 056 1 008 552 504 672 624 3 576 2 952
14 25 3 960 3 912 3 936 3 888 3 000 2 952 0 0
14 25 5 616 5 568 6 312 6 264 5 208 5 160 0 0
14 25 0 0 7 632 7 584 0 0 0 0
15 25 168 120 2 784 2 736 1 008 960 2 112 1 488
15 25 2 976 2 928 5 640 5 592 3 240 3 192 0 0
15 25 7 968 7 920 6 912 6 864 5 016 4 968 0 0
15 25 0 0 8 568 8 520 5 400 5 352 0 0
15 25 0 0 0 0 7 968 7 920 0 0
16 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 960 6 624
18 25 8 760 0 8 784 0 0 0 6 312 5 952
22 25 8 760 0 8 784 0 0 0 0 0
LA LIBERTAD
1 26 6 216 5 928 6 240 5 952 8 760 0 8 760 0
9 444 4 728 3 240 4 752 3 264 8 760 0 8 760 0
10 26 6 552 6 264 6 576 6 288 8 760 0 8 760 0
11 26 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 198
Central Nuacutemero
de unidad Cap MW
Antildeo 2007 Antildeo 2008 Antildeo 2009 Antildeo 2010
H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio H Fin H Inicio
PLAYAS 4 12 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
POSORJA 5 284 4 392 2 184 3 552 2 928 4 392 2 928 8 760 0
S FRANCISCO 1 25 0 0 0 0 0 0 0 0
LLIGUA ALCO
1 25 6 504 5 880 2 328 2 184 5 088 4 344 5 064 4 344
2 25 6 840 6 552 264 24 4 248 3 624 4 344 3 624
2 25 0 0 2 496 2 352 0 0 0 0
RIOBAMBA
1 25 1 091 1 086 395 390 1 019 1 014 323 318
1 25 1 691 1 686 1 739 1 734 2 363 2 358 1 667 1 662
1 25 3 768 3 024 3 083 3 078 3 707 3 702 3 011 3 006
1 25 5 124 5 118 4 427 4 422 5 051 5 046 4 355 4 350
1 25 6 467 6 462 5 771 5 766 6 395 6 390 5 699 5 694
1 25 7 811 7 806 8 291 8 286 7 739 7 734 7 043 7 038
1 25 0 0 0 0 0 0 8 387 8 382
Bataacuten 3 1355 8 760 0 0 0 0 0 0 0
CATAMAYO DIESEL
1 18 8 760 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
2 128 3 648 2 184 1 944 480 5 088 3 624 1 512 72
2 128 6 840 6 552 0 0 0 0 0 0
4 1575 4 656 3 696 2 952 1 992 384 96 1 872 1 584
4 1575 7 680 7 392 4 800 4 512 5 592 4 632 5 856 4 776
5 1575 3 168 1 464 3 960 3 000 4 248 3 960 3 888 3 600
5 1575 7 176 6 888 5 808 5 520 0 0 8 760 8 136
6 288 960 0 6 144 4 512 2 400 768 696 0
7 288 2 976 1 008 4 968 0 720 0 8 088 6 288
8 25 4 824 3 696 1 440 1 152 2 568 2 280 360 72
8 25 0 0 6 648 5 520 6 768 5 640 4 704 3 264
9 25 1 128 840 2 112 1 824 3 744 3 456 3 192 1 752
9 25 8 016 6 888 7 488 6 360 7 944 6 816 7 248 6 960
10 25 3 312 2 184 2 448 1 320 3 576 2 448 4 392 4 104
10 25 6 504 6 216 4 296 4 008 8 304 8 016 0 0
GUARANDA 1 11 0 0 8 784 0 8 760 0 8 760 0
MACHALA
4 25 2 592 2 352 1 200 1 152 4 248 3 456 3 528 1 416
4 25 4 320 4 200 4 800 4 560 6 552 4 440 6 024 5 952
4 25 5 304 5 256 5 328 5 280 0 0 7 056 6 984
4 25 6 936 6 888 5 424 5 400 0 0 8 424 8 184
4 25 7 656 7 608 5 544 5 520 0 0 0 0
4 25 0 0 5 616 5 568 0 0 0 0
5 25 3 912 3 864 5 280 5 232 4 248 3 456 3 528 1 416
5 25 5 304 5 256 8 472 8 424 8 736 6 648 6 192 6 120
5 25 6 984 6 936 0 0 0 0 8 664 8 424
Tabla C12 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 199
C13
Nuacutemero de
unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
1 1 2627 01002 26 01002
2 1 45 01002 45 01002
3 1 46 01002 46 01002
4 1 45 01002 45 01002
5 1 45 01002 45 01002
6 1 2265 01002 23 01002
7 1 223 01002 22 01002
8 1 237 01002 24 01002
9 1 2312 01002 23 01002
10 1 408 01002 41 01002
11 1 171 01667 17 01667
12 1 171 01667 17 01667
13 1 15 01667 15 01667
14 1 70 00699 70 00699
15 1 70 00699 70 00699
16 1 105 00699 105 00699
17 1 54 00699 54 00699
18 1 102 00699 102 00699
19 1 133 01174 133 01174
20 1 1325 01174 133 01174
21 1 73 00876 73 00876
22 1 73 00876 73 00876
23 1 345 00876 35 00876
24 1 3 00876 3 00876
25 1 6 00876 6 00876
26 1 275 00876 27 00876
27 1 3 00876 3 00876
28 1 3 00876 3 00876
29 1 7 00876 7 00876
30 1 168 00876 17 00876
31 1 16 00876 16 00876
32 1 12 00876 12 00876
33 1 80 00404 80 00404
34 1 80 00404 80 00404
35 1 365 00404 37 00404
36 1 365 00404 36 00404
37 1 100 00404 100 00404
38 1 100 00404 100 00404
39 1 100 00404 100 00404
40 1 100 00404 100 00404
Tabla C13 Unidades utilizadas en el meacutetodo aproximado del sistema de generacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 200
Nuacutemero de unidad
Unidad numero
Unidades con potencia entera
Unidades con potencia racional
Capacidad (MW) FOR Capacidad (MW) FOR
41 1 100 00404 100 00404
42 1 115 00404 115 00404
43 1 115 00404 115 00404
44 1 115 00404 115 00404
45 1 115 00404 115 00404
46 1 115 00404 115 00404
47 1 71 00404 71 00404
48 1 71 00404 71 00404
49 1 71 00404 71 00404
50 1 115 00404 115 00404
51 1 115 00404 115 00404
Tabla C13 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 201
C14
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar
al programa CIC-SG
Nombre de la central Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 36 00404
Pucara U2 1 37 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U5 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 202
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
La esperanza U1 1 3 00773
La esperanza U2 1 3 00773
Poza Honda U1 1 1 00773
Poza Honda U2 1 1 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Pasochoa U2 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 203
Rio Blanco Uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
La Propicia U2 1 5 01297
Miraflores 1 1 4 01297
Miraflores 2 1 3 01297
Miraflores 4 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 15 1 3 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U7 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
La libertad U1 1 3 01297
La libertad U10 1 3 01297
La libertad U9 1 4 01297
San Francisco Norte G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U6 1 3 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Kohler Kholer 1 1 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 1 5 01297
Collin Lockett Crossley 4 1 5 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Riobamba Uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 204
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Termoguayas U3 1 40 01297
Termoguayas U4 1 50 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas) G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas) G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas) G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas) G6-GAS 1 23 01002
Alvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Santa Rosa TG3 1 17 01667
Anibal Santos (Gas) G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas) V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 1 1 3 00876
San Carlos Turbo 2 1 4 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C14 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2007
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 205
C15
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 72 00404
Agoyaacuten U2 2 72 00404
Pucara U1 3 33 00404
Pucara U2 4 32 00404
Paute 1 5 95 00404
Paute 2 6 95 00404
Paute 3 7 95 00404
Paute 4 8 95 00404
Paute 5 9 95 00404
Paute 6 10 109 00404
Paute 7 11 109 00404
Paute 8 12 109 00404
Paute 9 13 109 00404
Paute 10 14 109 00404
Marcel Laniado U1 15 55 00404
Marcel Laniado U2 16 55 00404
Marcel Laniado U3 17 55 00404
San francisco U1 18 103 00404
San francisco U2 19 103 00404
Guangopolo U1 30 5 01297
Guangopolo U3 31 5 01297
Guangopolo U4 32 5 01297
Guangopolo U6 33 5 01297
Guangopolo U7 34 2 01297
Saucay G1 35 4 0008
Saucay G2 36 4 00079
Saucay G3 37 8 00018
Saucay G4 38 8 00017
Saymirin G1 39 1 00034
Saymirin G2 40 1 00042
Saymirin G3 41 2 00027
Saymirin G4 42 2 00026
Saymirin G5 43 4 00062
Saymirin G6 44 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 45 2 00773
El Carmen U1 46 8 00773
Sibimbe U1 47 8 00773
Sibimbe U2 48 8 00773
Peniacutensula G1 49 1 00773
Peniacutensula G2 50 1 00773
Peniacutensula G3 51 1 00773
Peniacutensula G4 52 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 206
Chimbo U2 53 1 00773
Ambi G1 54 4 00773
Ambi G2 55 4 00773
San Miguel de Car G1 56 3 00773
Carlos Mora U1 57 1 00773
Carlos Mora U2 58 1 00773
Carlos Mora U3 59 1 00773
Papallacta G1 60 2 00773
Papallacta G2 61 4 00773
Recuperadora N1 62 14 00773
Calope U1 63 9 00773
Calope U2 64 9 00773
Hidroabanico U1 65 8 00773
Hidroabanico U2 66 8 00773
Hidroabanico U3 67 8 00773
Hidroabanico U4 68 8 00773
Hidroabanico U5 69 8 00773
La calera U3 70 1 00773
Vindobona U1 71 2 00773
Vindobona U2 72 2 00773
La esperanza U1 73 3 00773
La esperanza U2 74 3 00773
Poza Honda U1 75 1 00773
Poza Honda U2 76 1 00773
Geppert Geppert 77 1 00773
Perlabi U1 78 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 79 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 80 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 81 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 82 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 83 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 84 3 00773
Cumbaya U1 85 10 00773
Cumbaya U2 86 10 00773
Cumbaya U3 87 10 00773
Cumbaya U4 88 10 00773
Nayoacuten U1 89 15 00773
Nayoacuten U2 90 15 00773
Pasochoa U1 91 2 00773
Pasochoa U2 92 2 00773
Los chillos U1 93 1 00773
Los chillos U2 94 1 00773
Guangopolo U1 95 2 00773
Guangopolo U2 96 2 00773
Guangopolo U3 97 2 00773
Guangopolo U4 98 2 00773
Guangopolo U5 99 2 00773
Guangopolo U6 100 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 101 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 102 2 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 207
Alaacuteo Grupo 3 103 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 104 3 00773
Rio Blanco Uacutenica 105 3 00773
La Propicia U1 106 4 01297
La Propicia U2 107 5 01297
Miraflores 12 108 6 01297
Miraflores 15 109 3 01297
Monay G1 110 1 01297
Monay G2 111 1 01297
Monay G4 112 2 01297
Monay G6 113 2 01297
Generoca U1 114 4 01297
Generoca U2 115 5 01297
Generoca U3 116 5 01297
Generoca U4 117 5 01297
Generoca U5 118 5 01297
Generoca U6 119 5 01297
Generoca U7 120 5 01297
Generoca U8 121 5 01297
Lligua G1 122 2 01297
Lligua G2 123 2 01297
San Francisco Norte
G1 124 2 01297
Catamayo U10 125 2 01297
Catamayo U2 126 1 01297
Catamayo U4 127 2 01297
Catamayo U5 128 2 01297
Catamayo U6 129 3 01297
Catamayo U8 130 3 01297
Catamayo U9 131 3 01297
Machala GM 4 132 2 01297
Machala GM 5 133 2 01297
Collin Lockett Crossley 3 134 6 01297
Collin Lockett Crossley 4 135 5 01297
G Hernaacutendez U2 136 6 01297
G Hernaacutendez U3 137 6 01297
G Hernaacutendez U4 138 6 01297
G Hernaacutendez U5 139 6 01297
G Hernaacutendez U6 140 6 01297
Luluncoto U1 141 3 01297
Riobamba uacutenica 142 3 01297
El Descanso G1 143 5 00787
El Descanso G2 144 5 00535
El Descanso G4 145 5 00424
Termoguayas U1 146 20 01297
Termoguayas U2 147 40 01297
Termoguayas U3 148 40 01297
Selva Alegre U1 149 4 01297
Selva Alegre U2 150 4 01297
Selva Alegre U3 151 4 01297
Selva Alegre U4 152 4 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 208
Victoria II Victoria II 153 105 00699
Machala power A 154 70 00699
Machala power B 155 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 156 54 00699
Electroquil U1 157 45 01002
Electroquil U2 158 46 01002
Electroquil U3 159 45 01002
Electroquil U4 160 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 161 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 162 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 163 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 164 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 165 41 01002
Santa Rosa TG1 166 17 01667
Santa Rosa TG2 167 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 168 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 169 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 170 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 171 35 00876
Trinitaria TV-1 172 133 01179
Termoesmeraldas CTE 173 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 174 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 175 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 176 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 177 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 178 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 179 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 180 17 00876
San Carlos Turbo 1 181 3 00876
San Carlos Turbo 2 182 4 00876
San Carlos Turbo 3 183 16 00876
San Carlos Turbo 4 184 12 00876
Tabla C15 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 209
C16
Sistema de Generacioacuten Formato del SG para ingresar al
programa CIC-SG
Nombre de la central
Nuacutemero de unidad de la central
Unidad Potencia Nominal
MW FOR
Agoyaacuten U1 1 80 00404
Agoyaacuten U2 1 80 00404
Pucara U1 1 37 00404
Pucara U2 1 36 00404
Paute 1 1 100 00404
Paute 2 1 100 00404
Paute 3 1 100 00404
Paute 4 1 100 00404
Paute 5 1 100 00404
Paute 6 1 115 00404
Paute 7 1 115 00404
Paute 8 1 115 00404
Paute 9 1 115 00404
Paute 10 1 115 00404
Marcel Laniado U1 1 71 00404
Marcel Laniado U2 1 71 00404
Marcel Laniado U3 1 71 00404
San francisco U1 1 115 00404
San francisco U2 1 115 00404
Guangopolo U1 1 5 01297
Guangopolo U3 1 5 01297
Guangopolo U4 1 5 01297
Guangopolo U6 1 5 01297
Guangopolo U7 1 2 01297
Saucay G1 1 4 0008
Saucay G2 1 4 00079
Saucay G3 1 8 00018
Saucay G4 1 8 00017
Saymirin G1 1 1 00034
Saymirin G2 1 1 00042
Saymirin G3 1 2 00027
Saymirin G4 1 2 00026
Saymirin G5 1 4 00062
Saymirin G6 1 4 00053
Loreto-Ex Inecel Loreto 1 2 00773
El Carmen U1 1 8 00773
Sibimbe U1 1 8 00773
Sibimbe U2 1 8 00773
Uravia U2 1 1 00773
Peniacutensula G1 1 1 00773
Peniacutensula G2 1 1 00773
Peniacutensula G3 1 1 00773
Peniacutensula G4 1 1 00773
Chimbo U2 1 1 00773
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 210
Ambi G1 1 4 00773
Ambi G2 1 4 00773
San Miguel de Car G1 1 3 00773
Carlos Mora U1 1 1 00773
Carlos Mora U2 1 1 00773
Carlos Mora U3 1 1 00773
Papallacta G1 1 2 00773
Papallacta G2 1 4 00773
Recuperadora N1 1 14 00773
Calope U1 1 9 00773
Calope U2 1 9 00773
Hidroabanico U1 1 8 00773
Hidroabanico U2 1 8 00773
Hidroabanico U3 1 8 00773
Hidroabanico U4 1 8 00773
Hidroabanico U5 1 8 00773
La calera U3 1 1 00773
Vindobona U1 1 2 00773
Vindobona U2 1 2 00773
Geppert Geppert 1 1 00773
Perlabi U1 1 3 00773
Illuichi No 1 Grupo 1 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 2 1 1 00773
Illuichi No 3 Grupo 3 1 1 00773
Illuichi No 4 Grupo 4 1 1 00773
Illuichi No 2 Grupo 1 1 3 00773
Illuichi No 3 Grupo 2 1 3 00773
Cumbaya U1 1 10 00773
Cumbaya U2 1 10 00773
Cumbaya U3 1 10 00773
Cumbaya U4 1 10 00773
Nayoacuten U1 1 15 00773
Nayoacuten U2 1 15 00773
Pasochoa U1 1 2 00773
Los chillos U1 1 1 00773
Los chillos U2 1 1 00773
Guangopolo U1 1 2 00773
Guangopolo U2 1 2 00773
Guangopolo U3 1 2 00773
Guangopolo U4 1 2 00773
Guangopolo U5 1 2 00773
Guangopolo U6 1 11 00773
Alaacuteo Grupo 1 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 2 1 2 00773
Alaacuteo Grupo 3 1 3 00773
Alaacuteo Grupo 4 1 3 00773
Rio Blanco uacutenica 1 3 00773
La Propicia U1 1 4 01297
Miraflores 7 1 3 01297
Miraflores 9 1 3 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 211
Miraflores 10 1 3 01297
Miraflores 12 1 6 01297
Miraflores 13 1 3 01297
Miraflores 14 1 3 01297
Miraflores 16 1 3 01297
Miraflores 18 1 3 01297
Miraflores TG1 1 22 01297
Pedernales 15 1 2 01297
Power bargue II PB-1 1 12 01297
Power bargue II PB-2 1 12 01297
Power bargue II PB-3 1 13 01297
Power bargue II PB-4 1 13 01297
Monay G1 1 1 01297
Monay G2 1 1 01297
Monay G4 1 2 01297
Monay G6 1 2 01297
Generoca U1 1 4 01297
Generoca U2 1 5 01297
Generoca U3 1 5 01297
Generoca U4 1 5 01297
Generoca U5 1 5 01297
Generoca U6 1 5 01297
Generoca U8 1 5 01297
Lligua G1 1 2 01297
Lligua G2 1 2 01297
San Francisco Norte
G1 1 2 01297
Catamayo U10 1 2 01297
Catamayo U2 1 1 01297
Catamayo U4 1 2 01297
Catamayo U5 1 2 01297
Catamayo U7 1 3 01297
Catamayo U8 1 3 01297
Catamayo U9 1 3 01297
Machala GM 4 1 2 01297
Machala GM 5 1 2 01297
G Hernaacutendez U1 1 6 01297
G Hernaacutendez U2 1 6 01297
G Hernaacutendez U3 1 6 01297
G Hernaacutendez U4 1 6 01297
G Hernaacutendez U5 1 6 01297
G Hernaacutendez U6 1 6 01297
Luluncoto U1 1 3 01297
Luluncoto U3 1 3 01297
Riobamba uacutenica 1 3 01297
El Descanso G1 1 5 00787
El Descanso G2 1 5 00535
El Descanso G3 1 4 04874
El Descanso G4 1 5 00424
Termoguayas U1 1 20 01297
Termoguayas U2 1 40 01297
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 212
Termoguayas U3 1 40 01297
Selva Alegre U1 1 4 01297
Selva Alegre U2 1 4 01297
Selva Alegre U3 1 4 01297
Selva Alegre U4 1 4 01297
Selva Alegre U5 1 5 01297
Selva Alegre U6 1 5 01297
Selva Alegre U7 1 6 01297
Enrique Garciacutea TG-5 1 102 00699
Victoria II Victoria II 1 105 00699
Machala power A 1 70 00699
Machala power B 1 70 00699
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 1 54 00699
Gonzalo Zeballos TG-4 1 26 01002
Electroquil U1 1 45 01002
Electroquil U2 1 46 01002
Electroquil U3 1 45 01002
Electroquil U4 1 45 01002
Anibal Santos (Gas)
G1-GAS 1 23 01002
Anibal Santos (Gas)
G2-GAS 1 22 01002
Anibal Santos (Gas)
G5-GAS 1 24 01002
Anibal Santos (Gas)
G6-GAS 1 23 01002
Aacutelvaro tinajero G2-CAT 1 41 01002
Santa Rosa TG1 1 17 01667
Santa Rosa TG2 1 17 01667
Anibal Santos (Gas)
G3-GAS 1 15 01667
Gonzalo Zeballos TV-2 1 73 00876
Gonzalo Zeballos TV-3 1 73 00876
Anibal Santos (Gas)
V1-CAS 1 35 00876
Trinitaria TV-1 1 133 01179
Termoesmeraldas CTE 1 133 01179
Ecoelectric Turbo 5 1 3 00876
Ecoelectric Turbo 6 1 6 00876
Ecoelectric Turbo 7 1 27 00876
Ecudos A-G TGE-1 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-2 1 3 00876
Ecudos A-G TGE-3 1 7 00876
Ecudos A-G TGE-4 1 17 00876
San Carlos Turbo 3 1 16 00876
San Carlos Turbo 4 1 12 00876
Tabla C16 Sistema de Generacioacuten del antildeo 2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 213
C17
Empresa Proyecto Antildeo
ingreso Mes
ingreso Unidad
Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
CELEC-Hidropaute Mazar 2011 enero 1 H Agua 80 00404
Mazar 2011 enero 2 H Agua 80 00404
Elecaustro SA Ocantildea 2011 julio 1 H Agua 13 00773
Ocantildea 2011 julio 2 H Agua 13 00773
Termopichincha Cuba manta M 2012 julio 1 T Diesel 20 01297
Hidrolitoral SA Baba 2012 enero 1 H Agua 21 00773
Baba 2012 enero 2 H Agua 21 00773
S Joseacute de Minas San Joseacute de
minas 2013 enero 1 H Agua 6 00773
Ninguna residuo 1 2013 enero 1 T Residuo 50 01297
Termoesmeraldas Esmeraldas 2013 enero 1 T Residuo 144 01297
Ninguna Residuo 2 2014 enero 1 T Residuo 100 01297
Hidrotambo SA S Joseacute de
tambo 2014 marzo 1 H Agua 8 00773
Termoesmeraldas Sushufindi 2014 Julio 1 T Residuo 135 01297
H Sigchos Sigchos 2014 diciembre 1 H Agua 17 00773
Current Energy of Ecuador SA
Apaquiacute 2014 diciembre 1 H Agua 18 00773
Apaquiacute 2014 diciembre 2 H Agua 18 00773
Hidrotoapi SA
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 15 00773
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 1 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 2 H Agua 61 00404
Toachi Pilatoacuten 2014 marzo 3 H Agua 61 00404
Hidrozamora SA Chorrillos 2015 enero 1 H Agua 4 00773
Ninguna C combinado 2015 enero 1 T - 87 0059
Ninguna TG Natural 1 2015 junio 1 T Gas 100 00699
Hidroazogues Mazar-Dudas 2015 agosto 1 H Agua 21 00773
Hidroeleacutectrica Coca Codo S
Coca Codo Sinclair
2015 abril 1 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 2 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 3 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 4 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 5 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 6 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 7 H Agua 187 00404
Coca Codo Sinclair
2015 abril 8 H Agua 187 00404
Tabla C17 Expansioacuten del Sistema de Generacioacuten16
16 El sustento de la informacioacuten de los posibles ingresos nuacutemero de unidades y energiacutea primaria se presenta en el siguiente anexo C18
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 214
Empresa Proyecto Antildeo de ingreso
Mes de ingreso
Unidad Tipo de
central
Energiacutea primaria
Potencia Nominal
MW FOR
Pemaf Ciacutea Ltda Topo 2016 julio 1 H Agua 23 00773
Hidrovictoria SA
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
Victoria 2016 enero 1 H Agua 5 00773
H Pilaloacute Pilaloacute 2016 enero 1 H Agua 9 00773
Hidroequinoccio Chontal 2016 enero 1 H Agua 72 00404
CELEC-Hidropaute
Sopladora 2016 enero 1 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 2 H Agua 162 00404
Sopladora 2016 enero 3 H Agua 162 00404
Enerjubones SA
La unioacuten 2016 julio 1 H Agua 40 00404
La unioacuten 2016 julio 2 H Agua 40 00404
Hidroeleacutectrica Angamarca
Angamarca 2017 enero 1 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 2 H Agua 22 00773
Angamarca 2017 enero 3 H Agua 22 00773
Empresa Eleacutectrica Quito
SA
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Quijos 2017 abril 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Baeza 2017 septiembre 1 H Agua 16 00773
Enerjubones SA
Minas 2017 junio 1 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 2 H Agua 91 00404
Minas 2017 junio 3 H Agua 91 00404
Hidroequinoccio HEQ SA
Chespi 2018 abril 1 H Agua 167 00404
Villadora 2018 junio 1 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 2 H Agua 90 00404
Villadora 2018 junio 3 H Agua 90 00404
Cardenillo 2020 enero 1 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 2 H Agua 100 00404
Cardenillo 2020 enero 3 H Agua 100 00404
No Residuo 3 2013 enero 1 T Residuo 100 00595
Energyhdine SA
Rio Luis 2014 enero 1 H Agua 16 00773
Hidronacioacuten SA Angamarca
Sinde 2015 enero 1 H Agua 29 00773
No Ciclo
Combinado 2015 Enero 1 T - 60 00712
Tabla C17 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 215
C18
Nombre de la central
Referencia
Mazar httpwww4elcomerciocom2010-08-21NoticiasNegociosNoticias-
SecundariasEC100821P7_ELECTRICASaspx
Ocantildea Direccioacuten de planificacioacuten y Mercadeo de la Empresa Elecaustro
Cuba -
Baba httpwwweluniversocom2010072711356reanudan-trabajos-proyecto-babahtml
San Joseacute de Minas
Residuo 1 -
Esmeraldas httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Residuo 2 -
San Joseacute de Tambo -
Sushufindi httpwwwtermoesmeraldasnetDefault2 aspx
Sigchos -
Apaquiacute -
Toachi Pilatoacuten httpwwweluniversocom2010122911356financiamiento-toachi-pilaton-tropiezahtml
Chorrillos -
Ciclo Combinado 1 -
T Gas Natural 1 -
Mazar-Dudas httpwwwelmercuriocomec236394-analizan-estudios-de-proyecto-mazar-dudashtml
Coca Codo Sinclair httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
Topo
Victoria httpwwweeqcomeclaEmpresalistaPryHidroElectphpmn=1com
Pilaloacute
Chontal httpwwwmergovec
Sopladora httpradioprimaveracomecindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1009en-2011-ecuador-
impulsara-8-proyectos-hidroelectricos-para-cambiar-matriz-energeticaampcatid=31primavera-noticiasampItemid=27
La Unioacuten httpwwwmergovec
Angamarca
Quijos wwweqqcomecuploadpryHidroElect20030729081130doc
Baeza wwweeqcomecoploadpryHidroElect20030729034200RESUMEN EJECUTIVO PROYECTO BAEZAdoc
Minas httpwwwmergovec
Chespi httpwwwmergovec
Villadora httpwwwmergovec
Cardenillo
Residuo 3 -
Riacuteo Luis -
Angamarca Sinde -
Ciclo Combinado 1 -
Tabla C18 Actualizacioacuten de fechas de ingreso de proyectos
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 216
C19
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
Mazar 1 80 744 528
2 80 7 464 7 248
Ocantildea 1 13 696 528
2 13 7 416 7 248
Cuba 1 20 4 032 3 624
Baba 1 21 7 632 7 464
2 21 168 0
San Joseacute de Minas 1 6 600 432
Residuo 1 1 50 5 640 5 232
Esmeraldas 1 144 4 944 4 536
Residuo 2 1 100 5 352 4 944
San Joseacute de Tambo 1 8 8 304 8 136
Sushufindi 1 135 6 720 6 312
Sigchos 1 17 8 304 8 136
Apaquiacute 1 18 168 0
2 18 7 800 7 632
Toachi Pilatoacuten
1 15 1 440 1 272
2 15 1 944 1 776
3 15 168 0
4 61 6 528 6 312
5 61 7 128 6 912
6 61 8 040 7 824
Chorrillos 1 4 3 456 3 288
Ciclo Combinado 1 1 87 6 048 5 640
T Gas Natural 1 1 100 3 864 3 576
Mazar-Dudas 1 21 3 984 3 816
Coca Codo Sinclair
1 187 648 432
2 187 864 648
3 187 1 080 864
4 187 3 792 3 576
5 187 5 856 5 640
6 187 6 936 6 720
7 187 7 152 6 936
8 187 7 368 7 152
Topo 1 23 8 760 8 592
Victoria 1 5 4 704 4 536
2 5 5 520 5 352
Pilaloacute 1 9 4 032 3 864
Chontal 1 72 7 680 7 464
Sopladora
1 162 216 0
2 162 432 216
3 162 960 744
Tabla C19 Mantenimiento de unidades del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 217
Proyecto Unidad Capacidad H Finalizacioacuten H Inicio
La Unioacuten 1 40 1 488 1 272
2 40 7 848 7 632
Angamarca
1 22 600 432
2 22 168 0
3 22 4 464 4 296
Quijos
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Baeza
1 16 7 848 7 680
2 16 1 128 960
3 16 504 336
Minas
1 91 216 0
2 91 648 432
3 91 864 648
Chespi 1 167 432 216
Villadora
1 90 4 752 4 536
2 90 1 080 864
3 90 1 296 1 080
Cardenillo
1 100 552 336
2 100 768 552
3 100 984 768
4 100 8 760 8 544
Residuo 3 1 100 5 640 5 232
Riacuteo Luis 1 16 912 744
Angamarca Sinde 1 29 7 632 7 224
Ciclo Combinado 1 1 60 6 048 5 640
Tabla C19 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 218
C110
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Enrique Garciacutea TG-5 T turbogas 1998 20 2018
httpwwwelectroguayascomecindexphpPublico
Gonzalo Zeballos
TG-4 T turbogas 1979 20 1999
TV-2 T turbovapor 1979 30 2009
TV-3 T turbovapor 1979 30 2009
Trinitaria TV-1 T turbovapor 1998 30 2028
Pascuales II
TM1 T turbogas 2010 20 2030
TM2 T turbogas 2010 20 2030
TM3 T turbogas 2010 20 2030
TM4 T turbogas 2010 20 2030
TM5 T turbogas 2010 20 2030
TM6 T turbogas 2010 20 2030
Termo Esmeraldas
CTE T turbovapor 1982 30 2012 httpwwwtermoesmeraldasnetinsti
tucionalaspx
Guangopolo
U1 T MCI 1977 15 1992
httpwwwtermopichinchacomechtmlguangopolohtml
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
U7 T MCI 1977 15 1992
La Propicia U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Miraflores
1 T MCI - 15 -
2 T MCI - 15 -
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
9 T MCI - 15 -
10 T MCI - 15 -
11 T MCI - 15 -
12 T MCI - 15 -
13 T MCI - 15 -
14 T MCI - 15 -
16 T MCI - 15 -
18 T MCI - 15 -
22 T MCI - 15 -
TG1 T MCI - 15 -
Santa Rosa
TG1 T turbogas 1981 20 2001
httpwwwtermopichinchacomechtmlsantarosahtml
TG2 T turbogas 1981 20 2001
TG3 T turbogas - 20 -
Pedernales 15 T MCI - 15 -
Power bargue II
PB-1 T MCI 2010 15 2025
httpwwwtermopichinchacomechtmlbarcazahtml
PB-2 T MCI 2010 15 2025
PB-3 T MCI 2010 15 2025
PB-4 T MCI 2010 15 2025
El Descanso
G1 T MCI - - -
- G2 T MCI - - -
G3 T MCI - - -
G4 T MCI - - -
Tabla C110 Antildeo de ingreso - salida y vida uacutetil de unidades teacutermicas del SG
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 219
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil Antildeo
de salida Referencia
Monay
G1 T MCI 1971 15 1986
httpwwwelecaustrocomecindexphpseccion=U9zxH4Jampcodigo
=t4CYtXguRm
G2 T MCI 1971 15 1986
G3 T MCI 1971 15 1986
G4 T MCI 1975 15 1990
G5 T MCI 1975 15 1990
G6 T MCI 1975 15 1990
Electroquil
U1 T turbogas - 20 -
U2 T turbogas - 20 -
U3 T turbogas - 20 -
U4 T turbogas - 20 -
Generoca
U1 T MCI 2006 15 2021
httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1277migrado1277ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
U5 T MCI 2006 15 2021
U6 T MCI 2006 15 2021
U7 T MCI 2006 15 2021
U8 T MCI 2006 15 2021
Victoria II Victoria II T turbogas 2001 20 2021 httpwwwallbusinesscomener
gy-utilitiesutilities-industry-electric-power9722322-1html
Machala power
A T turbogas 2002 20 2022 httpwwweluniversocom2002092200019D71520098DFB4F
0C80281C4CCA341612html B T turbogas 2002 20 2022
Termoguayas
U1 T MCI 2006 15 2021 httpwwwecuacierorgindexphpoption=com_contentampview=articleampid=1482migrado1482ampcatid=72noticiasnacionalesampItemid=119
U2 T MCI 2006 15 2021
U3 T MCI 2006 15 2021
U4 T MCI 2006 15 2021
Power Bargue I
PB1 T MCI - 15 -
Bataacuten
G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
G3 T MCI - 15 -
G4 T MCI - 15 -
Lligua G1 T MCI - 15 -
G2 T MCI - 15 -
Guaranda U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
Centro Industrial
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Milagro
3 T MCI - 15 -
4 T MCI - 15 -
5 T MCI - 15 -
6 T MCI - 15 -
7 T MCI - 15 -
8 T MCI - 15 -
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 220
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Posorja G1005 T MCI - 15 -
La libertad
U1 T MCI - 15 -
U10 T MCI - 15 -
U11 T MCI - 15 -
U12 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
U8 T MCI - 15 -
U9 T MCI - 15 -
Playas G-1003 T MCI - 15 -
G-1004 T MCI - 15 -
Aniacutebal Santos (Gas)
G1-GAS Turbogas 1972 20 1992
httpwwwbittium-energycomcmscontentview
329761
G2-GAS Turbogas 1974 20 1994
G3-GAS Turbogas - 20 -
G5-GAS Turbogas - 20 -
G6-GAS Turbogas - 20 -
V1-CAS Turbo vapor - 30 -
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT Turbogas 2005 20 2025 httpwwweluniversocom200
5121100019593CE436D2C54A60A6A50B52E9EFDB1Ehtml
G2-CAT Turbogas - 20 -
San Francisco Norte
G1 T MCI 1982 15 1997
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911987T201106320CAPITULO
20220pdf
Catamayo
U1 T MCI - 15 -
httpdspaceupseduechandle123456789248
U10 T MCI 1977 15 1992
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI 1977 15 1992
U8 T MCI 1977 15 1992
U9 T MCI 1977 15 1992
Ecoelectric
Turbo 5 Turbovapor 2007 30 2037 httpwwwbnamericascomnewsenergiaelectricaEcoelectric_apunta_a_iniciar_pruebas_a_bio
masa_en_ago
Turbo 6 Turbovapor 2007 30 2037
Turbo 7 Turbovapor 2007 30 2037
Ecudos A-G
TGE-1 Turbovapor 2004 30 2034
httpwwwsancarloscomecenergiaphp
TGE-2 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-3 Turbovapor 2004 30 2034
TGE-4 Turbovapor 2004 30 2034
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 221
Central Unidad Tipo Antildeo de ingreso
Vida uacutetil
Antildeo de salida
Referencia
Lasso U1 T MCI - 15 -
Selva Alegre
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
U5 T MCI - 15 -
U6 T MCI - 15 -
U7 T MCI - 15 -
Kholer Kholer T MCI - 15 -
San Carlos
Turbo 1 T Turbovapor - 30 -
Turbo 2 T Turbovapor - 30 -
Turbo 3 T Turbovapor - 30 -
Turbo 4 T Turbovapor - 30 -
Macas
ALLEN 1 T MCI - 15 -
ALLEN 2 T MCI - 15 -
General T MCI - 15 -
Machala Crossley 3 T MCI - 15 -
Crossley 4 T MCI - 15 -
Collin Lockett GM 4 T MCI - 15 -
GM 5 T MCI - 15 -
G Hernaacutendez
U1 T MCI 1977 15 1992
httpbieecepneduec8180dspacebitstream12345678911666T11029_CAPITULO_2p
df
U2 T MCI 1977 15 1992
U3 T MCI 1977 15 1992
U4 T MCI 1977 15 1992
U5 T MCI 1977 15 1992
U6 T MCI 1977 15 1992
Luluncoto
U1 T MCI - 15 -
U2 T MCI - 15 -
U3 T MCI - 15 -
U4 T MCI - 15 -
Riobamba Uacutenica T MCI 1994 30 2024 httpwwweersacomeceersaphppage=informativehistor
y
Tabla C110 Continuacioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 222
C111
CENTRAL
UN
IDA
D
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TEN
CIA
NO
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FACTOR DE PLANTA ()
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2006 2007 2008 2009
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19
20
20
Guangopolo U1 5 1977 8013 6794 6517 7194 7130 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U3 5 1977 7258 7685 5952 862 7379 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U4 5 1977 6885 6663 579 7713 6763 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U6 5 1977 8007 7006 652 5386 6730 15 1314 I I I I I I I I I I I
Guangopolo U7 2 1977 2813 6859 5228 3213 4528 15 1314 D I I I I I I I I I I
Miraflores 1 3 1973 0 0 0 0 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 7 3 1973 001 0 0 1538 770 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 9 3 1973 0 352 0 256 304 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 10 3 1973 465 352 0 2838 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 12 6 1973 936 41 036 349 1218 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 13 3 1973 0 348 0 2079 1214 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 14 3 1973 189 348 0 1476 671 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 16 3 1973 0 0 0 225 225 15 1314 D D D D D D D D D D D
Miraflores 18 3 1973 0 0 0 2123 2123 15 1314 D D D D D D D D D D D
San Francisco Norte G1 3 1982 124 542 808 2719 1327 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U10 3 1977 1435 777 1067 1051 1083 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U2 1 1977 1307 931 141 291 1640 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U4 2 1977 237 489 241 2996 991 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U5 2 1977 001 0 157 2998 1052 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U7 3 1977 2135 1315 0 3479 2310 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U8 3 1977 1105 618 1018 3072 1453 15 1314 D D D D D D D D D D D
Catamayo U9 3 1977 1012 848 992 401 1716 15 1314 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Anaacutelisis de retiros de unidades teacutermicas
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 223
CENTRAL
UN
IDA
D
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TE
NC
IA
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FACTOR DE PLANTA ()
FA
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A Uacute
TIL
HO
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TIL
Horas en operacioacuten
2006 2007 2008 2009
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
G Hernaacutendez U1 6 1977 0 0 0 4457 4457 15 1314 D I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U2 5 1977 6799 6687 5576 7096 6540 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U3 5 1977 6272 7033 5164 6462 6233 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U4 5 1977 6695 7391 5782 6675 6636 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U5 5 1977 6724 6871 4673 5985 6063 15 1314 I I I I I I I I I I I
G Hernaacutendez U6 5 1977 3711 6665 5742 6762 5720 15 1314 I I I I I I I I I I I
El Descanso17
G1 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G2 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G3 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
El Descanso G4 5 1983 - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Enrique Garciacutea TG-5 102 1998 4328 2468 0 3413 3403 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TG-4 26 1979 0 0 0 29 290 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 23 1972 677 446 457 534 529 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 22 1974 537 395 215 432 395 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 24 1974 371 735 372 3081 1140 20 1752 D D D D D D D D D D D
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 23 1974 1532 633 171 2632 1242 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG1 17 1981 1049 705 462 2014 1058 20 1752 D D D D D D D D D D D
Santa Rosa TG2 17 1981 1138 94 602 2612 1323 20 1752 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-2 73 1979 6839 6244 5133 7724 6485 30 2628 D D D D D D D D D D D
Gonzalo Zeballos TV-3 73 1979 7059 5403 6401 7669 6633 30 2628 D D D D D D D D D D D
Termoesmeraldas CTE 132 1982 8323 792 5839 8829 7728 30 2628 D D D D D D D D D D D
Tabla C111 Continuacioacuten
17 La central El descanso no se considera en el anaacutelisis porque de la informacioacuten facilitada en ELECAUSTRO SA Direccioacuten de planificacioacuten y mercadeo
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 224
C112
Diacuteas del antildeo
Demandas pico MW
2401 24242 26416 27063 278521 2909
Demanda por unidad
2004 2005 2006 2007 2008 2009
1 0707 0770 0731 0769 0748 0742
2 0789 0861 0867 0915 0879 0834
3 0803 0959 0895 0936 0910 0869
4 0820 0963 0882 0938 0904 0858
5 0887 0970 0899 0941 0851 0962
6 0884 0929 0878 0877 0829 0983
7 0874 0919 0826 0843 0906 0979
8 0880 0880 0805 0911 0909 0961
9 0874 0872 0886 0943 0920 0966
10 0811 0953 0892 0923 0923 0900
11 0808 0968 0902 0939 0908 0847
12 0899 0981 0906 0928 0848 0930
13 0920 0983 0892 0886 0801 0940
14 0917 0937 0836 0845 0912 0944
15 0906 0880 0802 0953 0896 0805
16 0898 0868 0888 0963 0927 0919
17 0838 0957 0904 0949 0918 0871
18 0809 0970 0881 0939 0915 0866
19 0916 0969 0895 0928 0832 0944
20 0897 0961 0883 0853 0824 0962
21 0900 0937 0828 0836 0927 0926
22 0907 0883 0811 0936 0947 0938
23 0894 0853 0903 0934 0928 0943
24 0838 0942 0913 0916 0909 0878
25 0818 0956 0924 0926 0898 0852
26 0910 0958 0904 0922 0856 0948
27 0919 0955 0892 0860 0837 0969
28 0916 0936 0843 0834 0897 0965
29 0912 0871 0809 0958 0917 0953
30 0886 0857 0897 0960 0895 0945
31 0816 0936 0894 0952 0904 0880
32 0811 0937 0900 0937 0894 0852
33 0887 0925 0907 0933 0840 0957
34 0915 0927 0875 0863 0766 0976
35 0892 0917 0796 0838 0778 0969
36 0902 0842 0784 0924 0816 0953
37 0874 0798 0899 0948 0897 0938
38 0810 0824 0905 0944 0932 0892
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 225
39 0790 0847 0907 0943 0911 0859
40 0890 0921 0900 0920 0881 0947
41 0902 0935 0875 0872 0842 0966
42 0902 0902 0832 0851 0929 0940
43 0891 0855 0798 0931 0934 0951
44 0885 0847 0878 0950 0934 0938
45 0837 0928 0896 0950 0912 0862
46 0802 0919 0911 0958 0925 0851
47 0894 0945 0916 0912 0855 0956
48 0908 0958 0891 0841 0823 0967
49 0897 0920 0833 0784 0891 0957
50 0880 0860 0809 0802 0907 0939
51 0873 0844 0887 0832 0900 0934
52 0805 0933 0899 0924 0919 0857
53 0766 0950 0890 0934 0927 0799
54 0779 0954 0909 0923 0862 0820
55 0802 0957 0878 0849 0833 0869
56 0871 0952 0803 0839 0912 0930
57 0901 0898 0743 0929 0939 0929
58 0895 0859 0751 0937 0937 0960
59 0835 0960 0817 0943 0936 0887
60 0804 0972 0876 0938 0921 0856
61 0890 0968 0918 0923 0869 0954
62 0900 0939 0898 0852 0824 0952
63 0897 0913 0862 0832 0857 0968
64 0893 0844 0822 0914 0912 0967
65 0873 0840 0911 0930 0922 0955
66 0825 0937 0896 0937 0931 0909
67 0807 0916 0901 0936 0903 0867
68 0909 0946 0898 0921 0850 0963
69 0903 0958 0894 0864 0802 0974
70 0901 0940 0828 0826 0919 0963
71 0923 0860 0791 0868 0913 0945
72 0895 0855 0905 0938 0936 0948
73 0847 0943 0904 0930 0936 0898
74 0809 0952 0917 0927 0917 0868
75 0910 0946 0919 0921 0874 0963
76 0911 0968 0902 0849 0814 0934
77 0910 0930 0843 0833 0918 0981
78 0913 0879 0813 0906 0924 0947
79 0892 0855 0907 0940 0925 0956
80 0837 0948 0919 0937 0898 0866
81 0809 0966 0920 0929 0772 0843
82 0915 0931 0919 0919 0824 0961
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 226
83 0932 0901 0903 0867 0826 0976
84 0892 0788 0834 0833 0937 0960
85 0901 0839 0811 0930 0935 0978
86 0891 0850 0914 0947 0953 0962
87 0827 0947 0933 0944 0956 0902
88 0803 0960 0925 0938 0932 0880
89 0908 0963 0948 0937 0867 0991
90 0923 0962 0906 0875 0840 0994
91 0904 0961 0848 0835 0934 0982
92 0894 0896 0815 0940 0938 0986
93 0881 0883 0912 0954 0941 0979
94 0827 0973 0923 0938 0955 0915
95 0810 0971 0918 0903 0942 0875
96 0900 0984 0918 0783 0881 0985
97 0925 0970 0905 0829 0844 0961
98 0913 0957 0845 0814 0947 0963
99 0875 0887 0809 0933 0957 0944
100 0731 0881 0919 0944 0961 0806
101 0815 0971 0924 0958 0960 0862
102 0817 0992 0925 0963 0943 0849
103 0920 0976 0875 0928 0885 0982
104 0890 0990 0757 0878 0869 0998
105 0909 0973 0803 0827 0954 0982
106 0910 0902 0829 0954 0950 1000
107 0898 0879 0924 0955 0961 0998
108 0848 0983 0941 0941 0967 0896
109 0839 0995 0935 0942 0953 0886
110 0919 0952 0926 0933 0896 0988
111 0927 0965 0916 0876 0870 0980
112 0920 0967 0860 0859 0961 0998
113 0911 0882 0842 0953 0984 0997
114 0887 0861 0930 0947 0983 0983
115 0833 0981 0942 0957 0961 0909
116 0824 1000 0944 0937 0955 0852
117 0900 0980 0938 0940 0882 0985
118 0920 0961 0920 0879 0852 0982
119 0925 0965 0859 0859 0954 0962
120 0930 0883 0808 0925 0958 0975
121 0897 0858 0849 0887 0920 0876
122 0833 0964 0939 0961 0876 0881
123 0801 0969 0929 0960 0877 0868
124 0912 0968 0944 0936 0847 0973
125 0941 0978 0924 0868 0846 0969
126 0925 0942 0868 0853 0917 0990
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 227
127 0929 0872 0818 0952 0946 0978
128 0899 0821 0905 0956 0960 0980
129 0845 0945 0942 0956 0962 0894
130 0786 0978 0932 0946 0950 0842
131 0930 0950 0944 0948 0875 0982
132 0943 0954 0920 0859 0801 0988
133 0950 0954 0844 0820 0952 0983
134 0933 0880 0783 0967 0961 0977
135 0905 0888 0912 0953 0968 0946
136 0838 0945 0935 0953 0949 0891
137 0835 0963 0943 0940 0929 0866
138 0915 0982 0934 0925 0867 0964
139 0904 0915 0901 0881 0840 0980
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362 0966 0966 0931 0953 0901 0851
363 0968 0952 0904 0694 0856 0921
364 0969 0905 0870 0846 0921 0909
365 0938 0875 0842 0860 0908 0831
366 0878 - - - 0832 -
Tabla C112 Curva de carga maacutexima diaria para los antildeos 2004-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 233
C113
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 234
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 235
Graficas C113 Curvas de demanda maacutexima diaria para el periodo 2004 -
2008
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 236
C114
Central Unidad
Factores de planta
2007 2008 2009 2009
corregido
Agoyaacuten U1 0649 0839 0771 0752
Agoyaacuten U2 0721 0852 0614 0599
Pucara U1 0333 0411 0361 0341
Pucara U2 0337 0401 0458 0445
Paute 1 0528 0666 0480 0480
Paute 2 0551 0698 0478 0478
Paute 3 0548 0689 0493 0493
Paute 4 0541 0420 0530 0530
Paute 5 0568 0709 0495 0495
Paute 6 0507 0728 0520 0520
Paute 7 0496 0709 0522 0522
Paute 8 0562 0701 0532 0532
Paute 9 0573 0706 0525 0525
Paute 10 0522 0628 0510 0510
Marcel Laniado U1 0188 0339 0143 0143
Marcel Laniado U2 0350 0529 0443 0443
Marcel Laniado U3 0312 0490 0378 0378
San francisco U1 0412 0541 0302 0284
San francisco U2 0457 0487 0823 0773
Guangopolo U1 0679 0652 0719 0734
Guangopolo U3 0769 0595 0862 0879
Guangopolo U4 0666 0579 0771 0787
Guangopolo U6 0701 0652 0539 0549
Guangopolo U7 0686 0523 0321 0225
Saucay G1 0201 0435 0267 0267
Saucay G2 0186 0431 0277 0277
Saucay G3 0798 0909 0713 0713
Saucay G4 0815 0906 0712 0712
Saymirin G1 0331 0614 0290 0366
Saymirin G2 0331 0660 0323 0407
Saymirin G3 0484 0738 0438 0429
Saymirin G4 0426 0740 0434 0425
Saymirin G5 0993 0993 0908 0908
Saymirin G6 0934 0000 0920 0920
Loreto-Ex Inecel Loreto 0746 0805 0780 0823
El Carmen U1 0546 0555 0650 0666
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 237
Sibimbe U1 0704 0671 0635 0576
Sibimbe U2 0704 0671 0635 0576
Uravia U2 0000 0000 0685 0315
Peniacutensula G1 0629 0796 0110 0055
Peniacutensula G2 0480 0663 0305 0153
Peniacutensula G3 0403 0925 0623 0249
Peniacutensula G4 0390 0584 0534 0801
Chimbo U1 0374 0142 0374 0375
Chimbo U2 0006 0467 0426 0375
Ambi G1 0150 0309 0154 0154
Ambi G2 0498 0541 0539 0539
San Miguel de Car G1 0789 0860 0682 0670
Carlos Mora U1 0838 0721 0811 0487
Carlos Mora U2 0920 0740 0799 0479
Carlos Mora U3 0898 0647 0756 0907
Papallacta G1 0452 0497 0050 0048
Papallacta G2 0452 0497 0657 0698
Recuperadora N1 0761 0777 0803 0776
Calope U1 0532 0633 0540 0515
Calope U2 0532 0633 0540 0515
Hidroabanico U1 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U2 0629 0960 0963 0909
Hidroabanico U3 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U4 0629 0960 0953 0909
Hidroabanico U5 0629 0960 0953 0909
La calera U3 0574 0343 0714 0643
Vindobona U1 0763 0675 0794 0556
Vindobona U2 0763 0675 0797 0570
Geppert Geppert 0507 0885 0412 0268
Perlabi U1 0439 0732 0637 0797
Illuichi No 1 Grupo 1 0092 0500 0194 0116
Illuichi No 2 Grupo 2 0383 0638 0319 0191
Illuichi No 3 Grupo 3 0617 0201 0650 0910
Illuichi No 4 Grupo 4 0804 0913 0689 0964
Illuichi No 2 Grupo 1 0535 0683 0489 0424
Illuichi No 3 Grupo 2 0569 0674 0517 0448
Cumbaya U1 0343 0479 0470 0470
Cumbaya U2 0386 0635 0425 0425
Cumbaya U3 0352 0684 0518 0518
Cumbaya U4 0481 0374 0417 0417
Nayoacuten U1 0404 0598 0488 0483
Nayoacuten U2 0484 0648 0522 0517
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 238
Pasochoa U1 0657 0657 0657 0657
Los chillos U1 0739 0670 0705 0705
Los chillos U2 0796 0670 0138 0121
Guangopolo U1 0000 0076 0076 0076
Guangopolo U2 0000 0222 0222 0223
Guangopolo U3 0036 0275 0275 0234
Guangopolo U4 0113 0224 0224 0190
Guangopolo U5 0009 0281 0281 0281
Guangopolo U6 0658 0802 0802 0772
Alaacuteo Grupo 1 0946 0989 0923 0769
Alaacuteo Grupo 2 0000 0000 0953 0794
Alaacuteo Grupo 3 0808 0879 0819 0682
Alaacuteo Grupo 4 0866 0932 0920 0767
Rio Blanco Uacutenica 0710 0303 0618 0618
La Propicia U1 0031 0031 0626 0564
Miraflores 1 0000 0000 0225 0151
Miraflores 7 0000 0000 0154 0103
Miraflores 9 0035 0000 0026 0017
Miraflores 10 0035 0000 0284 0189
Miraflores 12 0041 0004 0349 0291
Miraflores 13 0035 0000 0208 0139
Miraflores 14 0035 0000 0148 0098
Miraflores 16 0000 0000 0023 0015
Miraflores 18 0000 0000 0212 0142
Miraflores TG1 0035 0017 0017 0015
Pedernales 15 0000 0000 0238 0159
Power bargue II PB-1 0000 0000 0091 0080
Power bargue II PB-2 0000 0000 0065 0052
Power bargue II PB-3 0000 0000 0069 0056
Power bargue II PB-4 0000 0000 0067 0054
Generoca U1 0606 0522 0720 0756
Generoca U2 0645 0571 0568 0596
Generoca U3 0725 0507 0639 0746
Generoca U4 0736 0566 0518 0577
Generoca U5 0455 0599 0736 0773
Generoca U6 0673 0570 0717 0753
Generoca U8 0666 0613 0696 0731
Lligua G1 0029 0066 0012 0007
Lligua G2 0016 0008 0036 0018
San Francisco Norte G1 0054 0081 0272 0163
Catamayo U10 0078 0107 0105 0077
Catamayo U2 0093 0141 0291 0291
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 239
Catamayo U4 0049 0024 0300 0195
Catamayo U5 0000 0016 0300 0195
Catamayo U7 0132 0000 0348 0290
Catamayo U8 0062 0102 0307 0246
Catamayo U9 0085 0099 0401 0294
Machala GM
4 0000 0055 0083 0055
Machala GM
5 0061 0067 0023 0015
G Hernaacutendez U1 0000 0000 0446 0425
G Hernaacutendez U2 0669 0558 0710 0812
G Hernaacutendez U3 0703 0516 0646 0739
G Hernaacutendez U4 0739 0578 0668 0764
G Hernaacutendez U5 0687 0467 0599 0685
G Hernaacutendez U6 0667 0574 0676 0774
Luluncoto U1 0098 0387 0090 0091
Luluncoto U3 0000 0000 0123 0124
Riobamba Uacutenica 0038 0020 0159 0159
El Descanso G1 0194 0689 0351 0302
El Descanso G2 0633 0516 0847 0729
El Descanso G3 0072 0000 0234 0201
El Descanso G4 0676 0526 0845 0726
Termoguayas U1 0903 0902 0995 0995
Termoguayas U2 0726 0665 0889 0889
Termoguayas U3 0578 0169 0264 0264
Selva Alegre U1 0649 0727 0658 0543
Selva Alegre U2 0649 0727 0756 0623
Selva Alegre U3 0649 0727 0593 0489
Selva Alegre U4 0649 0727 0150 0124
Selva Alegre U5 0000 0000 0133 0104
Selva Alegre U6 0000 0000 0624 0586
Selva Alegre U7 0000 0000 0557 0524
Enrique Garciacutea TG-5 0247 0000 0341 0311
Victoria II Victoria
II 0215 0152 0153 0149
Machala power A 0835 0750 0889 0847
Machala power B 0804 0560 0684 0655
Aacutelvaro Tinajero G1-CAT 0108 0261 0415 0357
Gonzalo Zeballos TG-4 0000 0000 0029 0022
Pascuales II TM1 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM2 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM3 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM4 0000 0000 0000 0582
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O
Joseacute Pachari P 240
Pascuales II TM5 0000 0000 0000 0582
Pascuales II TM6 0000 0000 0000 0582
Electroquil U1 0268 0163 0378 0378
Electroquil U2 0204 0180 0376 0376
Electroquil U3 0376 0163 0282 0282
Electroquil U4 0270 0176 0341 0341
Aniacutebal Santos (Gas) G1-GAS 0045 0046 0053 0046
Aniacutebal Santos (Gas) G2-GAS 0039 0022 0043 0039
Aniacutebal Santos (Gas) G5-GAS 0074 0037 0308 0231
Aniacutebal Santos (Gas) G6-GAS 0063 0017 0263 0217
Aacutelvaro Tinajero G2-CAT 0264 0106 0187 0160
Santa Rosa TG1 0071 0046 0201 0201
Santa Rosa TG2 0094 0060 0261 0261
Aniacutebal Santos (Gas) G3-GAS 0038 0047 0132 0123
Gonzalo Zeballos TV-2 0624 0513 0772 0772
Gonzalo Zeballos TV-3 0540 0640 0767 0767
Aniacutebal Santos (Gas) V1-CAS 0655 0255 0165 0155
Trinitaria TV-1 0607 0692 0642 0642
Termoesmeraldas CTE 0792 0584 0883 0876
Ecoelectric Turbo
5 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
6 0000 0243 0243 0243
Ecoelectric Turbo
7 0000 0243 0243 0243
Ecudos A-G TGE-1 0357 0274 0320 0320
Ecudos A-G TGE-2 0357 0274 0352 0352
Ecudos A-G TGE-3 0357 0274 0263 0319
Ecudos A-G TGE-4 0357 0274 0218 0215
San Carlos Turbo 3 0225 0480 0315 0252
San Carlos Turbo 4 0225 0480 0420 0336
Tabla C114 Factores de planta de las unidades para el periodo 2007-2009
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 241
C115
Proyecto Unidad Potencia Nominal
MW
Factor de
planta
Mazar 1 80 0571
2 80 0571
Ocantildea 1 13 0844
2 13 0844
Cuba manta Miraflores
1 20 0819
Baba 1 21 0438
2 21 0438
San Joseacute de minas
1 6 0704
residuo 1 1 50 0805
Esmeraldas 1 144 0793
Residuo 2 1 100 0799
San Joseacute de tambo
1 8 0721
Sushufindi 1 135 0676
Sigchos 1 17 0840
Apaquiacute 1 18 0744
2 18 0744
Toachi Pilatoacuten
1 15 0590
2 15 0590
3 15 0590
1 61 0590
2 61 0590
3 61 0590
Chorrillos 1 4 0599
Ciclo combinado 1
1 87 0787
TG Natural 1 1 100 0799
Mazar-Dudas 1 21 0796
Coca codo singlair
1 187 0605
2 187 0605
3 187 0605
4 187 0605
5 187 0605
6 187 0605
7 187 0605
8 187 0605
Topo 1 23 0764
Victoria 1 5 0719
1 5 0719
Pilaloacute 1 9 0888
Chontal 1 72 0704
Sopladora
1 162 0601
2 162 0601
3 162 0601
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 242
La unioacuten 1 40 0635
2 40 0635
Angamarca
1 22 0553
2 22 0553
3 22 0553
Quijos
1 16 0809
1 16 0809
1 16 0809
Baeza
1 16 0792
1 16 0792
1 16 0792
Minas
1 91 0574
2 91 0574
3 91 0574
Chespi 1 167 0684
Villadora
1 90 0674
2 90 0674
3 90 0674
Cardenillo
1 100 0599
2 100 0599
3 100 0599
3 100 0599
Residuo 3 1 100 0799
Rio Luis 1 16 0642
Angamarca Sinde
1 29 0819
Ciclo Combinado 1 60 0761
Tabla C115 Factores de planta de las centrales del plan de expansioacuten
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 243
C116
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 8596 - - - -
2011 - 120 99 - -
2012 - 154 142 - -
2013 7751 - - - -
2014 - 209 - - -
Tabla C116a Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 1
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162 - - - -
2011
243 222 - -
2012
320 308 - -
2013 210 - - - -
2014
381 63 6 108
Tabla C116b Requerimiento de capacidad escenario 1 caso 2
Escenario de demanda menor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 79
2011 145 124
2012 156
2013 134
2014
346 69
2015
38897
Tabla C116c Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 1
Universidad de Cuenca
Miguel Maldonado O Joseacute Pachari P 244
Escenario de
demanda mayor
Requerimiento de interconexioacuten MW
Anaacutelisis completo
Anaacutelisis mediante periodos
Primer periodo
Segundo periodo
Tercer periodo
Cuarto periodo Antildeo
2010 162
2011 268 247
2012 323
2013 346
2014 608 331
2015 746
2016
2017
2018 38
2019 271
2020 484
Tabla C116d Requerimiento de capacidad escenario 2 caso 2