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Tesis previa a la obtención del título de Ingeniero en la Especialidad deSistema Eléctricos de Potencia.
CHAMORRO CHULDE NABOR FERNANDO
Quilo, Marzo de 1999
Este trabajo esta dedicado a toda mi familia, de manera especial a mis queridospadres, cuyos esfuerzos y sacrificios se ven de alguna manera recompensadoscon la culminación de mi carrera profesional.
II
Para la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional, pordarme la oportunidad de lograr una formación integral., sustentada en elconocimiento técnico y ante todo en una conciencia social, aspectos que seránlas pautas sobre las cuales encausaré mi desarrollo como profesional activo ypropositivo frente a los desafíos del país.
Para todo el personal del CENACE, en especial para el Departamento deSupervisión y Control Operativo y al Equipo de Trabajo al que fui integrado, porfacilitar la recolección y desarrollo de datos decisivos para la elaboración delpresente trabajo.
Para el Ing. Carlos Riofrío, un destacado profesional, quién me ha brindado susconocimientos, experiencia, orientación, y que con su calidad humana y don degente ha sabido motivarme hacia la exitosa culminación de este trabajo.
III
Certifico que el presente trabajo ha sido realizado en su totalidadpor el Sr. Nabor Fernando Chamorro Chulde.
yfng. Carlos Riofrío./ DIRECTOR DE TESIS.
IV
11.1 Objetivo 11.2 Alcance 11.3 Resumen 1
32.1 Introducción 32.2 Modo de Edición del PowerWorld 4
2.2.1 Barra de Edición 42.2.1.1 File 42.2.1.2 Edit Case 42.2.1.3 Inserí 52.2.1.4 Format 102.2.1.5 Options 102.2.1.6 Case Informations 322.2.1.7 Window 122.2.1.8 Help 12
2.2.2 Barra de Comandos 122.3 Modo de Simulación del PowerWorld 14
2.3.1 Simulation Control 142.3.2 Options 142.3.3 Case Informations 16
2.4 Archivos Tipo Script en Powerworld 20
ELÉCTRICO DE POTENCIA 213.1 Introducción 213.2 Creación de un Caso en el PowerWorld 21
3.2.1 Ingreso de los Elementos de un S.E.P en el PowerWorld 233.2.2 Ingreso de Indicadores en el PowerWorld 253.2.3 Simulación de un S.E.P en el PowerWorld 26
3.2.3.1 Lectura de Resultados de la Simulación *273.2.3.2 Facilidades del PowerWorld durante
la Simulación de un S.E.P 283.2.3.3 Simulación utilizando un Archivo Script 31
3.2.4 Curva de Carga de un S.E.P en el PowerWorld 313.3 Equivalentes de Sistemas Eléctricos 383.4 Creación de Reportes en el PowerWorld 41
EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO .... 424.1 Introducción 424.2 El Mercado Eléctrico Mayorista(M.E.M) Ecuatoriano 424.3 Las Transacciones en ei M. E. M Ecuatoriano 43
4.3.1 Mercado Ocasional (Spot) 444.3.2 Mercado a Plazo 44
4.4 Funcionamiento Comercial del M.R.M 444.4.1 Precio de la Energía en el M.E.M 45
V
4.4.2 Precio de la Potencia en el M.E.M 454.4.3 La Remuneración a La Empresa de Transmisión 46
4.5 Metodología para la determinación del Precio de La Energía 474.5.1 Factores de Nodo 49
4.5.1.1 Metodología para el Cálculo de Factores de Nodo 504.5.2 Transacciones Económicas con los Agentes 54
4.5.2.1 Precio de Mercado de La Energía 544.5.2.2 Con las Empresas de Generación 554.5.2.3 Con las Empresas de Distribución
y Grandes Usuarios 554.5.2.4 El Pago a la Empresa de Transmisión 564.5.2.5 Las Transacciones Económicas son Independientes
de La Barra de Mercado 574.6 Estudio Técnico Actual del Sistema Eléctrico Ecuatoriano 59
4.6.1 Líneas de Transmisión y Transformadores 604.6.2 Generación del S.N.I 624.6.3 Demanda de Potencia 634.6.4 Compensadores 644.6.5 Comunicaciones 64
DELS.N.I 665.1 Introducción 665.2 Simulación de La Operación del S.N.I en Condiciones Actuales 66
5.2.1 Período Lluvioso 685.2.2 Período Seco 71
5.3 Simulación de La Operación del S.N.I bajo Condiciones deDespacho Económico 745.3.1 El Significado del Despacho Económico de S.E.P 755.3.2 Despacho Económico del S.N.Í 75
5.3.2.1 Período Lluvioso 765.3.2.2 Período Seco 80
5.4 Simulación de la Operación del S.N.Ibajo condiciones del M.E.M 845.4.1 Centro de Carga del Sistema Eléctrico Ecuatoriano 845.4.2 Período Lluvioso 875.4.3 Período Seco 91
5.5 El Costo de la Energía en el PowerWorld 945.6 El PowerWorld como una Herramienta de Entrenamiento
para la Operación de S.E.P 1025.6.1 El Entrenamiento en el PowerWorld 103
5.7 Recomendaciones para el Manejo de los Archivos de Simulaciónde la Operación del S.N.I 110
INTERCONECTADOS 1146.1 Introducción 1146.2 La Interconexión de Sistemas Eléctricos 1146.3 Sistemas Eléctricos Interconectados en el M.E.M 115
VI
6.3.1 Generalidades sobre el Intercambio de Potencia 1156.4 Características de La Interconexión Eléctrica entre
Ecuador y Colombia 1186.4.1 Condiciones de Voltajes 1186.4.2 Criterios 1196.4.3 Limitaciones de la Red 120
6.4.3.1 Transferencia de Colombia a Ecuador 1206.4.3.2 Transferencia de Ecuador a Colombia 120
6.4.4 Programación y Control de los Intercambiosde Potencia y Energía Activa 1216.4.4.1 Generalidades 1216.4.4.2 Programación de Intercambios 1216.4.4.3 Procedimiento de Control 122
6.4.5 Transferencia de Ecuador a Colombia 1236.4.6 Transferencia de Colombia a Ecuador 1246.4.7 Reposición de la Carga a su Respectivo Sistema 124
6.4.7.1 Procedimiento de Maniobras para la Interconexión 1246.4.7.2 Procedimiento de Maniobras para la Restitución 125
6.5 El Manejo de Áreas en el PowerWorld 125
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 1287.1 Conclusiones 1287.2 Recomendaciones 130
ANEXOS 132Anexo #1 Parámetros Eléctricos de Líneas de Transmisión del S.N.I. 132Anexo #2 Parámetros Eléctricos de Transformadores del S.N.I. 133Anexo #3 Características de las Principales Centrales Hidroeléctricas. 137Anexo #4 Parque Generador de INECEL y Empresas Eléctricas. 140Anexo#5 Demanda en S/E del S.N.I. 152Anexo #6 Curvas de Carga de las Principales Empresas Eléctricas del País. 153Anexo #7 Características Técnicas de Capacitores y Reactores del S.N.I. 160Anexo #8 Datos de la Operación Real del S.N.I. 161Anexo #9 Curvas E - S y Costo de Combustible
de las Principales Centrales de Generación. 174Anexo #10 Archivos de Simulación.
BIBLIOGRAFÍA . 190
El presente trabajo de Tesis tiene el objetivo de llegar a conocer mas
profundamente el programa computacional PowerWorld, por medio de la simulación de
la operación del S.N.l, considerando los dos períodos hidrológicos del país.
De acuerdo a la información recolectada en el Centro Nacional de Control de
Energía(CENACE), se logra utilizar las principales aplicaciones que brinda el
PowerWorld, aplicables al Sistema Eléctrico Ecuatoriano, realizando simulaciones
para días específicos de acuerdo a los periodos hidrológicos.
El nivel de detalle, en lo referente a la estructuración del S.N.l, es exactamente
el mismo con el que trabaja el CENACE, para sus estudios, puesto que PowerWorld
permite trabajar con archivos bajo el formato de la PTI, utilizado por el CENACE, por
tanto los resultados del análisis eléctrico de la operación del S.N.l son confiables.
Se desarrolla también una serie de archivos, en el PowerWorld, los mismos que
pueden servir para una mejor comprensión tanto del programa, como de la operación
del S.N.l, para cada uno de los períodos hidrológicos.
Este trabajo presenta un estudio, de las principales aplicaciones que brinda el
PowerWorld, para la simulación de sistemas eléctricos de potencia, para lo cual,
inicialmente se pone en consideración un breve resumen de como utilizar los diferentes
comandos que presenta este paquete computacional.
Para las personas que desconocen el programa o saben poco de este, se presenta
una explicación de como estructurar un pequeño S.E.P en el PowerWorld, para luego
proceder a su simulación, utilizando todas las alternativas para este fin. También se
presenta un archivo del tipo Script, en el cual se sintetizan las principales ayudas que
brinda el PowerWorld para el análisis de sistemas eléctricos,de potencia.
Para poder realizar, la simulación de un sistema eléctrico, primeramente se
necesita conocer los datos técnicos de sus respectivos elementos, razón por lo cual, para
. . Fernando Chamorra
el caso del S.N.I se presenta un estudio de sus elementos y de las restricciones propias
de este sistema. Por otro lado en vista de la apertura del nuevo mercado eléctrico
mayorista en el Ecuador y lo que esto implica para el funcionamiento del sistema
eléctrico ecuatoriano, se ha realizado un breve estudio de las principales pautas que
regularán la operación del sistema eléctrico, en esta parte es preciso notar que todos los
aspectos que regularán la operación del sistema eléctrico en el Ecuador, aún no están
definidos completamente y se continuarán con los estudios del funcionamiento del
MEM, hasta su posible inicio en Marzo de 1999, luego de lo cual se empezará una etapa
de realimentación, en base de las experiencias vividas, para corregir errores o mejorar
aspectos técnicos ya definidos.
Una vez revisado los aspectos técnicos del S.N.I, se presenta la simulación del
S.N.I, considerando los períodos hidrológicos Lluvioso y Seco, para lograr mejores
resultados se ha incluido las curvas de carga de las principales empresas eléctricas de
distribución del país. La simulación se la realiza primeramente tomando como base los
datos resultantes de una operación real para días específicos, luego se realiza una
simulación teórica, utilizando la opción de despacho económico del PowerWorld y
finalmente se simula la operación bajo las reglas del MEM. Adicionalmente se
desarrollan dos archivos Script, para la comprensión de la operación del S.N.I» esto
basado en la información operativa del CENACE para la operación y control del S.N.Í.
Como última parte de este trabajo se presentan las principales características,
bajo las cuales el sistema eléctrico ecuatoriano exportará o importará energía con el
vecino país de Colombia. Como complemento se presenta un ejemplo de la forma como
maneja el PowerWorld la operación de sistemas eléctricos interconectados.
Fernando Chamorro
El PowerWorld, es un paquete computacional que permite la simulación de
Sistemas Eléctricos de Potencia, para lo cual por medio del entorno gráfico en el modo
de edición del programa se dibuja el sistema y se ingresan los parámetros eléctricos
correspondientes a los diferentes elementos que estén conformando un sistema
eléctrico. Una vez que se estructura totalmente el sistema a estudiar, se puede pasar al
modo de Simulación en el cual se especifican las condiciones de operación del sistema
y luego se corre el programa, pudiéndose generar reportes de generación, cargas, flujos
de potencia por las líneas, voltajes, etc para analizar el estado del sistema en estudio.
El entorno visual que brinda el PowerWorld es muy útil, pues se puede apreciar
fácilmente, líneas sobrecargadas, zonas de voltaje fuera de los límites establecidos,
además de la dirección del flujo de potencia, todo esto sin dejar de lado la precisión de
los resultados de la simulación, lo cual convierte a este paquete computacional en una
herramienta bastante útil en el análisis de sistemas eléctricos de potencia.
El programa también permite estudiar un SEP bajo ciertas condiciones
operativas, esto es el abrir o cerrar líneas, generadores o cargas con un simple Click en
el breaker asociado al elemento a operar, a la vez se puede manipular datos de los
generadores, cargas y correr el flujo directamente en la simulación, permitiendo ver el
comportamiento del sistema ante estos cambios.
El ingreso de la curva de carga de un sistema, es otra opción del simulador, en
cada una de las áreas de las que conste el sistema así como también para las zonas
definidas en el mismo, esto permite simular la operación continua en un día,
considerando costos, esto es realizando un despacho económico de las unidades
generadoras existentes dependiendo de su rendimiento.
En esta parte básicamente se revisan todos los comandos y utilitarios del
PowerWorldfl].
Fernando Chamorro
Este modo permite dibujar los diferentes elementos para estructurar un sistema
eléctrico, ingresando directamente las características eléctricas de c/u de estos para
posteriormente poder realizar la simulación.
Para realizar modificaciones o iniciar un nuevo caso, el PowerWoríd posee dos
barras de comandos principales, desde una de estas se puede iniciar el dibujo e ingreso
de datos, desde la otra se ejecutan comandos, la mayoría de los cuales se activan en el
modo de simulación, este será revisado posteriormente.
pe £dft€ase inserí f$rmat flption© Case Information ^¿hdow
FIGURA* 1
Esta barra corresponde a la primera, que aparece en la figura #1, cuyas
diferentes opciones son explicadas a continuación:
2.2.1.1 FILE.- Desde esta opción se puede realizar acciones tales como :
1. Abrir y guardar documentos de PowerWoríd o bajo formatos de otros programas
para flujos como el PTI, por ejemplo, o generar archivos de texto para revisión de
datos de un sistema ingresado.
2. Abrir o guardar archivos de datos auxiliares del programa, como curvas de cargas
por área o por zonas, curvas de capacidad de generadores, curvas entrada - salida de
máquinas generadoras, e intercambios entre zonas o áreas.
3. Creación de nuevos casos y salida del programa.
4. Validar un caso, esto sirve para determinar la existencia de errores en un sistema
ingresado, esta acción se realiza automáticamente en el momento de cambiar al
modo de simulación.
5. Formación de la matriz Admitancia de Barra del sistema ( Y^™) y el Jacobiano del
Sistema en un determinado instante de tiempo.
CASE.- Esta opción permite cortar, borrar, copiar y pegar elementos
seleccionados previamente, pero también mediante Select by Gritería, se puede
Fernando Chamorro
seleccionar todos los elementos de un sistema de un determinado tipo, para poder
cambiar sus propiedades conjuntamente.
f.- Permite ingresar todos los elementos necesarios para estructurar un
sistema eléctrico de potencia, el valor de los voltajes de las diferentes barras esta en kV,
la resistencia, reactancia y susceptancía de las líneas de transmisión están en p.u
considerando una base de 100MVA y 230kV. Los elementos a ingresar son :
Este elemento esta representado por una línea horizontal o vertical. Los datos de
entrada son el número y el nombre de la barra a ingresar, el programa da un número por
default, pero el usuario puede colocar un valor diferente. También se tiene que ingresar
el nivel de voltaje al que esta la barra, el área y la zona a las que va a pertenecer. Es
importante también especificar el ancho y largo del dibujo de la barra y su orientación.
En el caso de que la barra a insertar, sea a la que se va a asociar el generador oscilante,
esta debe tener activada la opción SLACK BUS.
Este elemento se representa con un circulo, en cuyo interior se encuentra una
doble flecha. Los datos de entrada son el número y el nombre de la barra, en la que va a
estar asociado el generador, conjuntamente con el número o letra de identificación del
generador para el caso de varios generadores en una misma barra. Las dimensiones del
dibujo y su orientación son importantes. Es necesario colocar además los MW y MVAR
de salida del generador si el generador no tiene AGC(Control Automático de
Generación), caso contrario esto no es necesario. El ingreso de por lo menos los límites
máximos y mínimos de potencia activa y reactiva del generador es primordial o sino se
puede ingresar varios puntos de operación de tal manera de formar la Curva de
Capacidad de la máquina. Se debe también especificar el voltaje de generación en pu, la
velocidad con la que el generador toma la carga en MW/min y finalmente los
coeficientes de la curva entrada - salida y costo de combustible para poder considerar a
la máquina en despacho económico (L'.D), esto último es posible activando la opción
AGC, asi mismo es recomendable activar la opción AVR(Regulador Automático de
Voltaje) para controlar los reactivos y mantener ios voltajes de una barra.Fernando Chamorro
En este programa las cargas se representan por una flecha, en el cuadro de
diálogo se debe ingresar el valor de la potencia activa y reactiva en MW y MVAR
respectivamente, en cualquiera de los modelos de carga que ofrece el simulador,
generalmente para un estudio de flujos de potencia el modelo de Potencia Constante es
suficiente, apesar de que también se puede optar por modelos de impedancia, y
corriente constantes. Es también importante colocar el número de la barra a la que esta
asociada y el identificador para el caso de varias cargas en una misma barra, así como
también el tamaño y orientación del dibujo.
Este elemento es representado con dos líneas paralelas. Como datos de entrada
se debe especificar la reactancia en MVAR, de acuerdo al signo será un
capacitor(positivo) o un reactor(negativo). Es importante seleccionar el modo de
operación del compensador, esto es una operación fija, mediante un determinado paso o
continuo de acuerdo a las condiciones del sistema. Es esencial especificar el número de
la barra a la que se va compensar y el número de la barra en la que va a estar asociado
el compensador, para mantener el voltaje en los niveles especificados de acuerdo al
sistema eléctrico de potencia en estudio. Las dimensiones y orientación del elemento
son también importantes.
Las líneas de transmisión son representadas, por líneas finas, en cuyos extremos
se colocan automáticamente los respectivos breackers para su operación. Es necesario
especificar como datos de entrada los valores de resistencia, reactancia, susceptancia
total de la línea y límite térmico; este último parámetro es aconsejable colocarlo en los
tres niveles de capacidad(A,B y C), por razones que se explican mas adelante. Como es
lógico se debe especificar además el número de la barra de origen y llegada de la línea
así como también el número identificador del circuito, para cuando se trata de líneas de
varios circuitos.
Fernando Chamorro
Un transformador es representado por una doble línea quebrada, como datos de
entrada debe especificarse el valor de resistencia, reactancia y susceptancia, así como
los límites de capacidad que pueda soportar el transformador(A, B, C) dependiendo del
tipo de enfriamiento que tenga, de tal manera de ir generando una especie de alarmas de
acuerdo al porcentaje de carga al que se encuentre el transformador en relación a los
límites anteriores, un valor por encima del 100% indicará una inminente sobrecarga; en
la simulación se deberá seleccionar al mayor límite térmico como límite de trabajo para
evitar el disparo de los transformadores por sobrecarga, en esta parte se justifica colocar
el valor del límite térmico de las líneas de transmisión en los tres niveles de capacidad,
para poder observar en la simulación el porcentaje de cargabilidad de la línea de
transmisión independientemente de donde se tenga el límite térmico de los
transformadores del sistema eléctrico en estudio.
Por otro lado el PowerWorld, puede considerar transformadores con LTC, el cual
se lo puede especificar como automático o manual, si se escoge el modo manual el tap
del transformador permanece fijo mientras el usuario no especifique otro valor,
encambio si se selecciona el modo automático, el valor del tap cambia automáticamente
para tratar de mantener el voltaje en el rango establecido en una determinada barra.
Para el caso de transformadores con terciario es necesaria la creación de dos
barras adicionales a los de alto y bajo voltaje normales, una barra intermedia en donde
se unen las reactancias de alta y baja y de donde sale la reactancia a la otra barra del
terciario, en donde generalmente se conectan la carga de los servicios auxiliares de la
S/E o compensadores.
Mediante esta opción es posible insertar una línea de transmisión para corriente
continua (d.c), para lo cual es necesario, determinar las características necesarias del
rectificador en la barra de envío, así como también las características del inversor en la
barra de llegada. Se establecen además el valor de la resistencia, capacidad de la línea
de transmisión, nivel de voltaje, número de la barra de envío y de llegada.
Fernando Chamorro
Estos elementos son representados por cuadrados rojos. Estos elementos
básicamente sirven para abrir o cerrar elementos como líneas de transmisión,
generadores, cargas, etc, cuando un interruptor es abierto este se torna de un color
verde. En la última versión del PowerWorld estos elementos se colocan
automáticamente, al insertar una línea de transmisión, carga, generador o compensador.
Este elemento sirve para construir una especie de mapa de las zonas o áreas
eléctricas existentes en un sistema, se debe dar el número de la zona o área y escoger
una figura que representará a las mismas, las figuras pueden ser o un rectángulo o una
elipse.
Esta opción sirve para desplegar en el display principal del SEP un número cuyo
valor puede ser un parámetro eléctrico de una área a determinarse, estos campos pueden
ser generación, carga, pérdidas, costos, etc.
Esta opción es parecida a la anterior, solo que ahora los elementos mostrados,
se refieren a parámetros de un barra específica, como pueden ser voltaje, ángulo, carga,
generación etc.
Esta opción permite unir ios diferentes dibujos de las zonas o áreas de un
sistema(rmmeral 9), con líneas, para ver la transferencia de potencia entre estas.
IIO (I
Esta opción permite ver en la pantalla un número cuyo valor puede ser la
potencia activa o el límite máximo de transferencia entre áreas o zonas.
Fernando Chamorro
Esta opción permite insertar en una interface círculos que indican el porcentaje de
carga del límite de transferencia entre áreas, cambiando automáticamente de tamaño y
color cuando se esta a punto de sobrepasar el límite o se sobrepasa este.
Esta opción permite insertar un campo para poder visualizar el valor del flujo de
potencia activa que circula por una línea de transmisión básicamente, aunque también
se dan opciones como la de ver los reactivos, corriente, límite de capacidad, etc.
Esta opción permite insertar generalmente en las líneas de transmisión círculos que
indican el porcentaje de carga de una línea de acuerdo a la capacidad de esta»
cambiando automáticamente de color y tamaño cuando se esta a punto de sobrepasar el
límite de capacidad o se sobrecarga una línea de transmisión.
Esta opción permite insertar números en el dibujo principal los mismos que
muestran información sobre los parámetros eléctricos de un determinado transformador.
Esta opción inserta en el dibujo de un sistema, números poder registrar
parámetros como generación, nombre, transacciones con otras zonas, etc, para una
determinada zona.
Cuando se activa la pantalla de las áreas de un sistema, se presentan estas
enlazadas por líneas, a las cuales se les puede insertar un campo para rnonitorear el
costo, flujo de transferencia, etc.
Fernando Chamorro
10
Permite escribir mensajes en el dibujo de un sistema, para lograr una mejor
referencia de un determinado sistema eléctrico de potencia.
Esta opción permite dibujar una línea de acuerdo a la forma que deseemos, para
identificar una determinada parte del dibujo, área o zona.
(I
Esta opción es similar a la anterior, pero se dibuja un rectángulo únicamente.
Esta opción es similar a la anterior, pero se dibuja una elipse únicamente.
Mediante esta opción se puede mostrar un dibujo adicional del SEP, en la misma
pantalla, este nuevo dibujo puede contener detalles que a simple vista no se pueden
observar, cuando se tiene sistemas muy grandes, para lo cual se debe crear otro dibujo
formando únicamente la parte a detallar de un sistema, y con un nombre *.pwd el
mismo que será indicado en el cuadro de diálogo de esta opción, además en este cuadro
se deberá especificar un nombre identifícador; el cual aparecerá en la pantalla
remarcado con un rectángulo; el nuevo dibujo se mostrará al dar un click sobre el
nombre de identificación anterior, pero únicamente en el modo de simulación.
f.- Permite cambiar las características de dibujo de los elementos del
sistema ingresado, esto es tamaño, ancho, color de los dibujos, tipo y tamaño del texto y
de los campos de visualización ingresados, así como también cambia el color de fondo
de las pantallas de presentación y las dimensiones de la malla interna del dibujo.
S-- Permite acceder a las siguientes opciones :
S CASE. - Aquí se definen las opciones para la simulación, como es abrir
líneas por sobrecarga, generadores con límites fuera de rango, especificar niveles deFernando Chamorro
I I
voltaje y colocar el límite de capacidad para los transformadores, velocidad de
simulación, hora de inicio y fin de la simulación entre otras.
*TIONS.- Aquí se definen las condiciones para la
visualización del flujo de potencia, como colores, símbolo de animación, límites
preventivos para sobrecargas, etc.
3. DEFÁÜLT DRÁWING VALÚES.- Sirve para colocar los colores y tamaños de los
diferentes elementos de un SEP a insertarse por defecto.
4. ÁREA DISPLAY.- Sirve para mostrar un dibujo en el cual aparecen todas las área
definidas en un sistema, representadas por cuadros unidos por una línea.
¿,- Permite abrir la base de datos (barras, líneas de transmisión,
generadores, etc) de un caso adicional al presente y colocar estos datos al presente caso.
6. AUTO INSERT LINES.- Permite insertar automáticamente las líneas de
transmisión y transformadores, en las barras existentes en el dibujo, esto implica que
primero se debe insertar las barras de un sistema y luego ejecutar esta opción, esto es
bastante útil cuando se esta construyendo una pantalla para mostrar el detalle de una
parte del sistema.
.~ Opción parecida a la anterior, pero ahora se
insertan automáticamente las interfaces entre áreas, previa la colocación de estas.
.- Sirve para simplificar sistemas muy grandes, por
medio del equivalente de una parte de todo un sistema; la forma de crear estos
equivalentes será revisada con detalle en el capítulo siguiente.
kY OiifETS.- Despliega un listado de todos los
elementos y campos que ya no csíán ligados al sistema en estudio, pues ya se ha
encontrado un equivalente de estos.
Fernando Chamorro
i.- Sirve para leer un archivo de datos de las curvas de
capacidad de las máquinas definidas en el sistema.
IER BUS.- Permite redefinir el número asignado inicialmente a una barra
determinada, el número debe ser diferente a de los ya existentes en el sistema.
12. SCÁLE CASE.- Permite cambiar el factor de multiplicación del valor de la carga,
generación y compensadores del sistema durante todo el tiempo de simulación.
2.2.1.6 CASE INFORMATIONS.- Desde esta opción se puede lograr una revisión de
todos los datos de los elementos ingresados en el sistema escogiendo la opción
adecuadas sea de carga, generación, líneas de transmisión, compensadores,
transformadores, áreas, etc.
2.2.1.7 WINBOW.- Permite el manejo de la pantalla o pantallas del sistema
ingresado, pues se puede colocar todas las pantallas o especificar la pantalla que uno
desee que este activa, además permite visualizar todo el sistema cuando se ha perdido el
control del comando ZOOM.
'.- Desde esta opción se puede acceder a la ayuda del programa y datos
del proveedor del programa.
La segunda barra principal tiene los siguientes comandos que se ejecutan directamente :
1. ABORT.- Sirve para detener un proceso de simulación o en el caso de que el sistema
no converja y la máquina empiece a realizar muchas interacciones., detiene el proceso.
•.- Permite cambiar del modo de simulación al modo de edición.
.- Permite cambiar del modo de edición al modo de simulación.
Fernando Chamorro
13
4. LOG.- Permite ver el resultado de una validación de un caso, mostrando la existencia
o no existencia de errores en el sistema ingresado, además una vez iniciada la
simulación, este comando permite observar las diferentes iteraciones para encontrar los
resultados de un flujo, esto es bastante útil, pues se puede investigar las posibles,
razones por las que un flujo de potencia no converja.
S« DISFLÁY FILTERS.- Despliega una pantalla con toda la información referente a
las áreas o zonas definidas en el sistema ingresado, que el usuario desee revisar.
.- Permite dar los datos de salida del flujo de potencia de un
sistema en un solo punto de la curva de carga, específicamente en el punto que
corresponda a la hora de arranque de la simulación. Al activar esta opción, el sistema
pasa automáticamente del modo de edición al de simulación.
7. Z0GM.~ Permite ampliar una determinada zona del dibujo mostrado en pantalla,
luego de elegir el comando se debe abrir una ventana con la parte a agrandar, es
importante decir también que pulsando las teclas CTRL + UP, todo el dibujo
incrementa de tamaño y con CTRL + DOWN, todo el dibujo disminuye de tamaño, si se
desea ver todo el gráfico de un sistema se debe ir a la opción WINDOW de la primera
barra principal y seleccionar SHOW FULL.
8. SEL£CT.- Permite abrir una ventana para seleccionar una parte o todo el sistema,
para realizar funciones como de copiado o también seleccionar un grupo de elementos,
con la aplicación de la tecla CTRL y dando un click en el elemento a seleccionar, esta
opción se desactiva al pasar al modo de simulación.
Este modo permite la solución de un flujo de potencia. Antes de correr el flujo
de potencia, es recomendable revisar la forma bajo la cual se va a realizar la
simulación, esto es velocidad de simulación, hora de inicio de la simulación y hora de
terminación de la simulación, así como también la tolerancia para la convergencia,
número de iteraciones para la solución de un flujo, y otras.
Fernando Chamorro
14
Existen dos opciones de solución, la primera llamada una Single Solution,
mediante la cual el programa arroja la solución del flujo de potencia, partiendo desde el
tiempo de inicio de la simulación y con las condiciones de carga de ese momento y la
otra que permite una solución del sistema en forma continua, desde la hora de inicio
hasta la hora final, mostrando en los diferentes campos del dibujo los valores
resultantes del flujo.
FIGURM2
AI cambiar al modo de simulación la primera barra principal sufre algunos
cambios, como se muestra en la figura #2; desaparecen las opciones Edit Case e Inserí,
y se crea una nueva:
23.1 SIMULATION CONTROL .- Desde aquí podemos iniciar, pausar o continuar,
con la simulación, así como también resetear los valores de los parámetros eléctricos de
las barras a condiciones iniciales, para iniciar una nueva simulación.
-- Ahora mediante esta opción se puede tener acceso a las siguientes
alternativas en el modo de simulación:
Esta permite visualizar las diferentes área del sistema eléctrico en estudio para
poder visualizar las transacciones y costos entre las áreas.
Visualiza el valor del ACE (MW), ( Frror de Control de Área ), en un gráfico
ACE vs tiempo.
Muestra una gráfica de la forma en la que esta variando la carga y la generación
en el tiempo, generalmente la línea azul representa la carga y la roja la generación.
Fernando Chamorro
15
Muestra la forma como varían las pérdidas en función del tiempo en un sistema
eléctrico de potencia.
5. GRÁFICA DE LA TRANSACCIÓN EN MW DE ÁREAS (Área
El valor de la transacción de potencia de una área a otra es graneada en función
del tiempo.
Muestra una gráfica de la variación del costo promedio en $/Mwh en función del
tiempo.
Las opciones anteriores corresponden a una determinada área, si se desea
cambiar de área, basta dar un click con el botón derecho del mouse en cualquier parte
de este display y escoger la opción CHANCE ÁREA.
7.
Esta opción permite formar una especie de mapa de colores identificando las
zonas dentro de un mismo rango de voltaje, asignados a una determinada gama de
colores, esto es muy útil para identificar barras con voltajes que están fuera del rango
normal de operación, a pesar de que la simulación se vuelve mas lenta.
APIPermite realizar el cálculo del factor -—-- , esto es la derivada de la potencia
d.Pi
de pérdidas respecto de la potencia de inyección en la barra i de cada una de las barras
del sistema en análisis, esto es bastante útil para la determinación de los factores de
penalización del sistema.
9. ESCALAMIENTO (Scallng).
Esta opción permite variar el valor de la carga, compensadores o generación de
una barra determinada o de un grupo de estas, disminuyendo o agrandando su valor
según se desee.
Fernando Chamorro
16
23.3 CASE INFORMATION.- Desde aquí se puede tener acceso a las siguientes
opciones en el modo de simulación:
Se puede introducir texto directamente, con comentarios sobre el sistema en
estudio o alguna aclaración necesaria.
Muestra un resumen del sistema en estudio, indicando el número de barras,
número de líneas de transmisión y transformadores, número de generadores, número de
áreas, número de zonas e islas, la carga total del sistema en ese instante al igual que la
generación total, el valor de los reactivos conectados al sistema, pérdidas activas y
reactivas del sistema, número de la barra oscilante y el nombre del archivo principal.
Despliega una pantalla con toda la información referente a las áreas o zonas
definidas en el sistema ingresado, que el usuario desee revisar.
Se muestra el resultado del flujo de potencia en ese momento, barra por barra,
indicándose todos los parámetros eléctricos en cada una de las barras, líneas de
transmisión, generadores, compensadores y transformadores.
Cuando se tiene sistemas con muchas barras se dificulta la revisión de una barra
determinada en la opción anterior, por lo cual bajo esta opción, basta colocar el número
de la barra a estudiar y aparecen inmediatamente, los parámetros eléctricos resultantes
del flujo de potencia de todos los elementos relacionados con esta barra; si se da un
click sobre un determinado número de una barra aparece inmediatamente los resultados
del flujo de los elementos relacionados a esa barra.
Fernando Chamorro
17
AI seleccionar esta opción se despliega la información de cada una de las áreas
involucradas en un sistema, algunos parámetros como por ejemplo el estado del AGC
(Control Automático de Generación) se puede cambiar directamente desde esta
pantalla.
7.
Mediante esta opción es posible visualizar las características de todas las barras
del sistema, especificándose su número, nombre, área a la que pertenece, nivel de
voltaje en p.u y en kV, la potencia activa y reactiva de carga y generación asociadas a la
d.Plbarra y el valor -—7 para cada una de las barras.
Esta opción, despliega una pantalla en la cual se puede visualizar., la barra
rectificadora (barra de envío), la barra inversora (barra de llegada) de cada una de las
líneas de transmisión D.C definidas en un sistema, conjuntamente con la potencia
activa y reactiva que es rectificada para la transmisión, y la potencia invertida en la
barra de llegada, para satisfacer una determinada demanda.
Despliega las principales características de cada uno de los generadores
ingresados en el sistema, estas son: número y nombre de la barra en la que esta situado
el generador, potencia activa y reactiva, estado de AVR y AGC., voltaje de generación,
limites máximos y mínimos de potencia activa y reactiva, estos valores pueden ser
cambiados desde esta pantalla; cuando están activos AVR y AGC, los valores de las
potencias de generación cambian automáticamente al variar la carga, dependiendo de la
curva entrada salida de cada generador.
Esta opción es similar a la anterior, pero se da prioridad a datos de la curva
entrada salida de cada generador y costos, mostrándose datos como número y nombre
de la barra del generador, potencia activa de generación, constantes A, Bs C y D de la
Fernando Chamorro
18
curva entrada de cada generador, costo de combustible, costo increméntales, el valor de
d.Pi: para la barra asociada a cada uno de los generadores etc.
Esta opción despliega los características de las interfaces definidas en un
sistema.
Se indica el número y nombre de la barra de inicio y de la barra final de la línea
de transmisión, el número del circuito, flujo de potencia activa y reactiva, porcentaje de
carga de la línea de acuerdo al límite de la misma y las pérdidas de potencia en las
mismas.
Se presenta una pantalla con la información de las cargas existentes en el
sistema, esto es número y nombre de la barra enlazada a la carga, identificación, el
valor en MW y MVAR de la carga.
Muestra un cuadro, en el que se puede ver el factor por el que se multiplica la
potencia de carga a un determinado tiempo, desde aquí se puede ver un gráfico de estos
valores en función del tiempo.
Esta opción despliega un listado de las líneas que tienen muí ti secciones
definidas en la misma, indicando el número y nombre de la barra de inicio y fin de la
línea y estado de la sección, esto es bastante útil, cuando se tiene que modelar líneas de
transmisión extremadamente largas.
Fernando Chamorro
19
Esta opción muestra los compensadores, existentes en el sistema, mostrándose el
número, nombre e identificador de la barra a la que esta asignado un compensador, así
como también el modo de control del compensador, capacidad de reactivos, barra de
control y rango de voltajes permitidos.
Esta opción permite ver una lista de todos los transformadores ingresados en un
sistema, mostrándose el nombre y número de las barras de alta y baja, el identifícador,
tipo de transformador, tap actual del transformador, estado del control de taps, barra de
regulación, tap máximo y mínimo, voltaje de la barra de regulación, entre otras.
Muestra los valores de las tablas definidas en el sistema para corregir la
impedancia de un transformador, de acuerdo con las posiciones de los taps en los
mismos.
Esta opción despliega una pantalla para visualizar todas las zonas definidas en el
sistema con todas las características de las mismas, en lo referente a generación, carga e
intercambio con otras zonas.
Esta opción despliega la información de las diferencias netas de las potencias
entre el valor esperado y el valor resultado de una iteración de un flujo de potencia, lo
cual permite establecer los posibles problemas por los que no se logra la convergencia
de un flujo de potencia de un determinado SEP.
Las opciones de WIN DOW y HELP de la primera barra principal no sufren
cambios.
Fernando Chamorro
20
Estos archivos, se los puede definir mediante la escritura de una correcta
sintaxis de comandos, en un archivo de texto, el mismo que debe tener el mismo
nombre del archivo principal tipo PWD debiendo ser grabado bajo la extensión SCP,
para que comience a ejecutarse automáticamente en el momento que se inicia la
simulación de un caso. Este tipo de archivo puede ser escrito directamente desde un
editor de texto respetando los espacios para indicar las órdenes, o también se puede
crear un archivo de estos grabando desde la simulación, los eventos que queremos que
se ejecuten automáticamente para la próxima simulación, para lo cual en la regla de
comandos desde OFTIONS se debe seleccionar la opción STAR RECOR0ING y
comenzar a realizar los eventos que se desee grabar, como por ejemplo abrir una carga,
disminuir la generación de una máquina, etc., cuando se desee finalizar la grabación se
debe seleccionar la opción STOP SCRIFT, si se desea borrar las instrucciones
grabadas se debe seleccionar CLEAR SCMIFT.
Este tipo de archivos es muy útil para mostrar la secuencia de la operación de un
sistema durante todo un día o un determinado periodo de tiempo, se puede usar también
para detener automáticamente la simulación a una determinada hora para la impresión
de los reportes de salida de la simulación a esa hora, o simplemente analizar el estado
del sistema, la incorporación de notas informativas en este tipo de archivos es muy útil.
Fernando Chamorro
21
Este capítulo presenta un tutorial para facilitar a los usuarios del PowerWorld, la
forma de iniciarse en el manejo del programa y a la vez lograr que se familiaricen con
elementos y términos propios de los sistemas eléctricos de potencia, para de esta forma
lograr la comprensión y análisis de los resultados que se puedan tener de la simulación
de un sistema de potencia. Para cumplir con estos puntos se ha seleccionado un sistema
pequeño, el cual contiene los principales elementos que forman a un sistema eléctrico
de potencia, de tal forma de que sea lo mas didáctico posible.
Por otro lado para explicar algunas propiedades adicionales del programa,
específicamente el caso de equivalentes se toma ejemplos adicionales con sistemas mas
pequeños.
Una vez que se ha iniciado la sesión de trabajo en este paquete se debe elegir la
opción NEW CASE desde la opción File de la barra principal, abriéndose una pantalla,
lista para el ingreso de los elementos del sistema.
Es importante antes de comenzar a ingresar un sistema, tener los datos de todos
los elementos del sistema, debidamente tabulados y referenciados, para no tener
problemas en el momento de ingresar los datos y luego en la simulación, además de un
gráfico del esquema de la red eléctrica a estructurar.
El sistema eléctrico a estudiarse consta de 7 barras a un voltaje de 230kV, del
cual a continuación se detallan los parámetros eléctricos de los elementos del sistema
en pu, y el diagrama unifílar. Es preciso aclarar que el PowerWorld usa como bases
predeterminadas los valores de 100MVA y 230kV, por tanto los datos de reactancias,
resistencias, susceptancia a ingresarse en este programa tienen que ser llevados a estas
bases.
Fernando Chamorro
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BARRASNúmero
1234567
Nombre
BarralBarra2BarraSBarra4BarraSBarra6Barra?
Área
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
Volt.(Kv)
230.0230.0230.0230.0230,0230.0138.0
MW Carga
120.0650.0
500.0
150.0
MvarCarga
40.0210.0
180.0
50.0
MWGen
360.0
120.0150.0150.0
Mvar Gen
37.7
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Desde Barra J A Barra ||Circuiío| Características
# J Nombre j # | Nombre J #
1112345
BarralBarralBarralBarra2BarraSBarra4Barra5
2263456
Barra2Barra2Barra6BarraSBarra4BarraSBarra6
1211111
R I X | C | MVA Límite
0.010250.010250.011500.008050.005850.004350.00590
0.087650.087650.095200.064500.046800.036100.04880
0.705200.705200.369200.539200.390900.282180.37820
442442442442442442442
TRANSFORMADORES
Desde Barraj. iff
3
Nombre
BarraS
A Barra
* 7
Nombre
Barra7
Circío j Tipo
#
1
Control
LTC
Características
Tap ¡Reg Bus
0.9 7
X
0.0237Tap Min | Tap Max
0.9 1.1
GENERADORESBARRA
& 1 Nombre I ID
12456
BarralBarra2Barra4BarraSBarra6
HTTHH
MVA
MW
360120150150
Mvar
37.7
REGULACIÓN
SetVolt1.051.021.051.041.05
AGC
YESNONONONO
AVR
YESYESNOYESYES
LIMITES OPERATIVOSMinMW
00
300
30
MaxMW
700400125160160
Min Mvar
-200-100-65-40-10
Max Mvar
300180607550
CARACTERÍSTICAS DE COSTO DE GENERADORES
BARRA
#
12456
Nombre
BarralBarra2Barra4Barra5Barra6
IDENT.
ID
HTTHH
CONSTANTES CURVA ENTRADA/SALIDA
a(gal./hr)
0.000372.100916.600419300
0.000
b(gal./Mwh)
10.000100.700]48.51574.673
153.000
c(gal./Mwh¿)
0.0000.0000.0000.0000.000
d(gal./Mwh'3)
0.0000.0000.0000.0000.000
COMBUST.
($/ga¡.)1.0000.6400.3500.6400.380
Fernando Chamorro
23
COMPENSADORES
Barra# I Nombre
3JBarra3
Regulación
Barra #
3
Control
Fixed
Características
Nominal¡Vivar
21.40
Volt High
1.05
Volt Low
0.95
SISTEMA. ELÉCTRICO DE POTENCIA
130 MVR500
127 ÍP/R
Figura#l
Una vez que se tienen los datos de los elementos del sistema, se procede
primeramente a ingresar las barras del sistema, comenzando con la barra oscilante, se
puede comenzar con cualquiera, pero es aconsejable empezar con esta barra, para ello
vaya a 1NSERT del menú del PowerWorld y seleccione Bus dando un clíck en esta
opción, en la pantalla aparecerá un cuadro de diálogo, en el cual se tiene que ingresar
los datos del número asignado a la barra, el nivel de voltaje en kV, número y nombre
del área y zona en la que se va a ubicar la barra y orientación de la barra, para la barra
seleccionada como SLACK, se debe activar esta opción en el cuadro de diálogo, de
acuerdo a la tabla de datos preparada inicialmente, en este caso la barra #1 ha sido
escogida para este efecto. Seleccionando un QK, se logrará el dibujo de la barra
representada por una línea negra, a la cual se le puede cambiar su tamaño directamente
con el tiso del ratón; al señalar uno de sus extremos y arrastrar el ratón en una u otra
Fernando Chamorro
24
dirección. Seguidamente se procede a colocar las demás barras, con una ubicación
semejante a la de la flgura#l, respetando el número, nombre y nivel de voltaje de cada
una de estas.
Terminado el ingreso de las barras, se tiene que ingresar las líneas de
transmisión, para lo cual desde la opción INSERT de un click en Line/Transmition,
para seguidamente posesionar el puntero del ratón con un click sobre la barra de salida
de la línea de transmisión a colocar, en este caso la barra #1 y arrastrar el ratón hasta la
barra dos; dando doble click en la barra de llegada aparece el cuadro de diálogo, en el
cual deben ser ingresados los datos de resistencia, reactancia y susceptancia total de la
línea, estos datos tienen que estar en pu: también es necesario el ingreso del límite
térmico de la línea. En lo referente al número de la barra de inicio y fin de la línea,
estos se colocan automáticamente, si se sigue el procedimiento anterior, caso contrario
se tendrá que colocar necesariamente estas referencias. AI dar un OK, aparece el dibujo
de la línea ingresada.
Si se desea que el dibujo de la línea ingresada tenga una forma determinada, es
necesario crear varios puntos sobre el dibujo para poder darle la forma requerida, para
esto basta oprimir la tecla Ctrl + un click sobre el lugar de la línea en donde se desee
colocar el punto, para cambiar la forma del dibujo, se debe colocar el puntero del ratón
sobre el punto recién creado y en el momento que aparece una cruz sobre este, dar un
click y arrastrar el ratón para lograr la forma requerida.
Para cuando se haya terminado de ingresar las líneas de transmisión, es
necesario ingresar el transformador, entre las barras #3 y #7. Seleccionando
Transforiner desde la opción INSERT, se logra ingresar un transformador, al dar un
elick sobre una de las barras entre las que va a estar el transformador y arrastrando el
ratón hasta la otra barra, en donde al dar un doble click se despliega el cuadro de
diálogo, en el cual se deben ingresar los datos del elemento de acuerdo a los datos*
iniciales.
Para ingresar los generadores del sistema, se ingresa primero preferentemente el
generador de la barra oscilante, para lo cual se tiene que seleccionar la barra en la que
se vaya a colocar el generador mediante un click, luego desde la opción INSERT, se
debe seleccionar Generaíor, desplegándose el cuadro de diálogo en el cual se tendrá
que ingresar todas las características del generador, de acuerdo a los datos iniciales.
Fernando Chamorro
25
Finalmente señalando mediante un click, la barra en la que se ubican
compensadores, se procede a insertarlos, en este caso un capacitor, para lo cual desde
INSERÍ, dar un click sobre ShíwÉch Shunt y se despliega automáticamente el cuadro
de diálogo, para el ingreso de los datos correspondientes del capacitor, dando un OK se
logra la colocación del capacitor. El procedimiento para colocar un Reactor es
exactamente el mismo, con la diferencia de que el valor de los MVAR nominales para
el primer caso será positivo y para el otro negativo. Dependiendo del tipo de
compensador debe elegirse el tipo de control de este, la opción FIXEP permite
conectar o desconectar todo el valor de los MVAR del compensador, la opción STEF,
permite colocar los MVAR del compensador en pasos definidos, la última opción
CONTINUING permite el ingreso de los MVAR en valores de acuerdo a las
condiciones del sistema de tal forma de poder regular continuamente la barra
especificada.
Es aconsejable también colocar en el display principal, los campos(indicadores)
necesarios para poder visualizar los parámetros mas importantes del sistema.
Para poder visualizar el voltaje en cada una de las barras, se debe seleccionar BUS
FIELDS, desde la opción INSEMT, en el cuadro de diálogo se tiene que seleccionar
opciones tales como: número de la barra en estudio, el nivel de voltaje, potencia de
carga, generación, etc; una opción únicamente para cada campo.
Para el caso del flujo de las líneas de transmisión, el procedimiento es similar,
solo que el campo a insertar es LINE FIELBS.
Una opción que es muy úti l , es la que se refiere a LINE FLOW PIE CHART,
la cual permite ver el porcentaje de cargabilidad de una línea de transmisión o
transformador, de acuerdo al límite térmico establecido para cada una de las líneas de
transmisión o transformadores, generando una especie de alarmas para el control del
flujo por líneas de transmisión y transformadores. Al seleccionar esta opción, se debe
colocar el número de la barra de envío y de llegada.
Fernando Chamorro
26
Una vez terminado de estructurar el SEP, es necesario grabar el archivo creado
dando el mismo nombre tanto al archivo de datos como al archivo gráfico, además se
debe realizar una validación del caso para asegurarnos de que el sistema ingresado no
tenga errores, esto lo podemos realizar desde ARCHIVO, del menú principal,
seleccionando VALÍDATE CASE, el resultado de esta validación se la puede revisar
desplegando el cuadro de diálogo correspondiente a LOG de la paleta de comandos, si
existe algún error, este debe ser corregido para que el sistema pueda ser simulado.
Para realizar la simulación, es necesario seleccionar Run Mode desde la paleta
de comandos, luego ir a la opción Simulaíion Control, y elegir Starí/Resíart, el
sistema comenzará a ser simulado, siempre y cuando este bien condicionado, esto se lo
puede ver con el movimiento de las flechas por las líneas de transmisión representando
el sentido del flujo de potencia. Es importante antes de comenzar la simulación, revisar
el estado de las banderas para la simulación de un caso; estas banderas habilitan ciertas
funciones que actúan en la simulación, a continuación se presentan cada una de estas,
las mismas que se pueden habilitar desde las opciones de SIMULATION OPTIONS y
1.
Generaíor Ramp Limite).- Forza a que un generador tome carga de acuerdo al
valor especificado para esta.
2. Forjar el Límite de Sobrecarga de una Línea de TransniSsión(Enforee Line
Overloads).- Toma en cuenta el límite térmico de la línea, cuando este es
sobrepasado la línea es abierta.
3. Iniciar desde Valores Iniciales (Initialize From Fíat Síarí Valué).- Obliga a que
el sistema al iniciar la simulación, tome siempre los valores iniciales especificados
en el sistema.
4. Desactivar eS control de Intercambio entre Areas(Disable Área Interchange
Control).- Cuando se tienen varias áreas en un sistema de potencia, el control para el
intercambio entre estas es desactivado.
5. Desactivar el Control de Compcn.sadoros(DisabIe SwSíched Control).- Cualquier
tipo de control por compensadores es desactivado.
Fernando Chamorro
27
6. Desactivar el Control de Transformadores(DisabIe Transformer Control).- Para
transformadores con LTC automático, este control es desactivado.
7. Forzar el Límite de MW de un Geoerador(Enforce Generator MW Limite).-
Forza a que un generador no se sobrepase del límite máximo de potencia activa de
generación.
8. Desactivar eS Cuadro de BIaeko&iís(DisafoIe Showing Blackouís).- Al desactivar
esta bandera, en el momento de producirse un colapso del sistema no se muestra la
pantalla ennegrecida.
También se presentan opciones como la selección del valor de la tolerancia en
MVA, para la convergencia (MVA Convergence Tolerance), el Número Máximo de
Interacciones, para la convergencia de un SEP, entre las principales.
Una vez que el sistema esta corriendo, se puede revisar el flujo de potencia y demás
parámetros del sistema, mediante dos opciones Power FIow Lisí o Quick Power FSow
1. Power FIow List Mediante esta opción se despliegan un display con los resultados
del flujo de potencia mostrando todas las barras del sistema. Cuando se tiene
sistemas grandes se puede encontrar una barra determinada dando un click en
cualquier parte del display con el botón derecho del ratón y seleccionado Find Bus,
en el cuadro que se despliega, en el cual además se pueden seleccionar opciones
como imprimir el flujo, cambiar el tipo de letra, copiar todo el flujo de potencia,
para pegarlo en un procesador de palabras por ejemplo, o actualizar el flujo de
potencia.
2* Quick Power FIow List- Con esta opción se despliega un display en el cual se
puede ingresar directamente el número de la barra o de las barras que se desee
visualizar sus datos y flujo entre estas, a través de las líneas de transmisión. Dando
un click con el botón derecho del ratón sobre cualquier parte de esta pantalla aparece
un display desde el cual se puede cambiar el tipo de letra, copiar el flujo o
imprimirlo directamente.
Fernando Chamorro
28
Una de las ventajas del PowerWorld, consiste en que mientras se esta simulando
un sistema de potencia, se pueden realizar operaciones como cierre o apertura de líneas
de transmisión y/o transformadores, variar sus parámetros, cambiar la generación de
una máquina o sus características, operar compensadores, etc, sin necesidad de volver a
iniciar la simulación desde el principio. Como un ejemplo demostrativo, en el sistema
de potencia de la sección 3.2 se realizan algunos cambios en el sistema original, para
ver como reacciona el mismo, estas se detallan a continuación:
Una vez abierto el archivo DEMOSTRACIÓN.pwb en el PowerWorld,
comience su simulación, desde el RUN MODE, cuando el sistema este funcionando
adecuadamente, entonces dar un click sobre el interruptor de la línea de transmisión 3-
4, el usuario podrá observar que el voltaje en la barra #3 cae desde un valor de 1.02pu
inicial a 0.98pu, algo parecido ocurre con los ángulos, como es lógico de esperarse.
Note que el voltaje en la barra #7 se mantiene, esto debido a que el
transformador asociado a esta barra posee un LTC y regula automáticamente el voltaje
de esta barra, esto es de fácil comprobación si realizamos una lectura del tap del
transformador antes y después de abrir la línea 3 -4 ; efectivamente el valor del tap
antes de la apertura de la línea corresponde a 1.0125 y luego de la apertura corresponde
a 0,975, lo cual es correcto si consideramos el equivalente de un transformador con
LTC, si el transformador no poseyera LTC, el valor del voltaje en la barra #7 caería a
0.96pu y el usuario tendría que colocar manualmente el tap del transformador en el
valor de 0.975, esta última parte se puede realizar dando un click sobre el transformador
y eliminado la bandera de Automatic Control antes de abrir la línea en estudio.
Ahora como se puede ver en la barra #3, existe un capacitor el cual sirve como
compensador de reactivos, de tal manera de controlar el voltaje de una determinada
barra. En estado normal(antes de abrir la línea 3- 4) el voltaje en la barra #3 es de
I.02pu, al abrir la línea el valor del voltaje de la barra #3 toma un valor de 0.98pu, si
ahora cerramos el capacitor con un click en su interruptor, el valor del voltaje en la
barra #3 subirá a l.Opu. Con todo esto vemos claramente el papel que cumplen los
compensadores en un sistema de potencia, en el caso de reactores el comportamiento esFernando Chamorro
29
semejante, considerando sus distintos efectos. Los compensadores también pueden ser
controlados automáticamente, es decir cambian el valor de los MVAR automáticamente
ante un requerimiento del sistema para mantener el voltaje de una determinada barra,
esto se comprueba al revisar el valor de los MVAR que aporta el compensador antes de
abrir la línea (21.185MVAR) y después de abrir la misma(19.895MVAR).
Las opciones anteriores para transformadores y capacitores pueden ser activadas
o desactivadas para el control general, al mostrar la pantalla de la opción Área
Informados! DiaBog, opción a la que se puede accesar dando un click derecho sobre
una parte vacía del dibujo principal, desplegándose un display en el que se muestran
varias opciones además de la anterior.
AI dar un click sobre cualquiera de los circuitos de la línea de transmisión 1-2,
lo primero que observamos es que el porcentaje de carga de la línea de transmisión se
incrementa, pues toda la potencia que antes era transmitida por ambas líneas ahora será
transmitida por solo una de ellas.
Debido a que los generadores conectados en las correspondientes barras del
sistema eléctrico tienen activado la opción de AVR, cuando se presenta un
requerimiento de reactivos, los generadores cambian el valor de generación de
reactivos, para mantener el voltaje dentro de los límites de operación permitidos, es así
como el generador de la barra #1 por ejemplo, ante la apertura de un circuito de la L/T
1-2, cambia el valor de reactivos de -9MVAR a 65MVAR, el generador #2 cambia su
valor de 109MVAR a 180MVAR; si esto no fuese así el voltaje caería a un valor de
0.93pu para el caso de la barra #2 y el faltante de reactivos del sistema sería provisto
por el generador oscilante, que en este caso es el de la barra #1, tomando un valor en
este caso de 186 MVAR, lo que elevaría considerablemente el flujo de potencia por el
único circuito de la L/T 1-2. Ahora como es fácil darse cuenta, los ángulos de las barras
también están cambiando, pues la transferencia de potencia activa entre una barra y otra
esta relacionada con la diferencia angular entre estas, a mayor diferencia angular
mayor, mayor potencia activa transmitida; la potencia reactiva encambío esta
relacionada con los voltajes, generalmente a mayor diferencia de voltajes entre dos
barras, mayor potencia reactiva transmitida desde la una barra hacia la otra.
Fernando Chamorro
30
Cuando se tiene sistemas sumamente grandes hace falta revisar los parámetros
de determinados elementos en forma mas detallada y por tanto es necesario ampliar una
determinada área, esto se lo puede hacer con el comando ZOOM de la paleta de
comandos, pero también se puede encadenar un archivo que muestre la parte deseada en
forma detallada, esto se logra seleccionando ONLINE LINK en la opción INSERT del
modo de edición, al escoger esta opción se presenta un cuadro de diálogo en el que se
tiene que ingresar el nombre del archivo a encadenar y un texto para identificarlo en el
dibujo principal. Es necesario aclarar que este nuevo archivo tiene que ser creado
independientemente del dibujo principal; para el presente caso se ha creado un archivo
para mostrar detalladamente la zona que rodea a las barras #3 y #7, para lo cual una
vez creado el Online Link en el dibujo principal, desde la opción ARCHIVO
escogemos NEW ONLINE y dibujamos la parte a detallar del dibujo principal, pero
con una escala mas grande, para realizar esto último existen dos opciones, la primera es
dibujar uno por uno todos los elementos a mostrar, pero resulta un proceso largo cuando
se tienen varios elementos, ante esto la otra alternativa es solo dibujar las barras y luego
seleccionar AUTO INSERT LINES desde OPTIONS del menú principal con lo cual
las líneas de transmisión y transformadores se colocaran automáticamente, solo queda
por colocar generadores, compensadores y los campos para poder visualizar las
características de los elementos de esa parte del sistema. La última opción consiste en
copiar desde el dibujo principal la parte que se desea detallar y copiarla en el nuevo
dibujo, copiándose directamente todos los elementos a mostrar en el nuevo dibujo, sin
embargo se deben cambiar el tamaño de todos los campos de visualización, pues estos
se copian en un tamaño diferente al original, además se tiene que cambiar el Zoom
característico del nuevo dibujo, para poder verlo claramente. Una vez terminado el
dibujo del detalle se lo debe grabar con el mismo nombre que se colocó en el cuadro de
diálogo del ONLINE LINK del dibujo principal, para poder ver el detalle se tiene que
estar en el modo de simulación y con solo dar un click sobre el ONLINE LINK del
dibujo principal aparece automáticamente el detalle requerido, desde este último dibujo
se puede cambiar cualquier dalo o rcali/ar cualquier cambio del sistema. En la figura #2
se muestra como se vería el dibujo principal y el detalle construido.
Fernando Chamorro
31
Lo- i BispJay Ffltt'rw | Siti í? S^UJÜGII I Ksairi j Soled
FIGURA#2
Todos las variaciones y modificaciones que hemos realizado manualmente en el
sistema anterior, se las puede realizar también automáticamente mediante un archivo
SCRIPT, el cual puede ser creado directamente desde el mismo PowerWorld al realizar
la simulación, iniciando la grabación del SCRIPT seleccionando START
RECORDING desde OPTIONS del menú principal y realizando manualmente todas
las variaciones anteriores, cuando se inicie nuevamente la simulación se observará
automáticamente los cambios realizados anteriormente; en este caso se ha realizado
esta tarea, pero también se ha introducido algunas notas para que los usuarios tengan
una guía de lo que se esta realizando, en las páginas siguientes se presenta la lista de
comandos que permiten realizar el Script, para ver automáticamente algunas acciones
operativas en el sistema eléctrico anterior. El usuario puede revisar todo este trabajo en
el archivo DEMOSTRACIÓN.
El sistema eléctrico de la sección anterior es estudiado de acuerdo a una carga
fija previamente establecida, es decir que se mantienen las mismas condiciones de
Fernando Chamorro
O 00:05:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:10:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:20:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:30:00 SIMULATION ANNOTATK IO 00:40:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:50:00 SIMULATION PAUSE -10O 01:00:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 01:10:00 BRANCH 3 4 1 OPENO 01:20:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 01:30:00 SIMULATION ANNOTATE IO 01:40:00 SIMULATION PAUSE -10O 01:45:00 SIMULATION ANNOTATK IO 01:55:00 SIMULATION PAUSE -60O 02:05:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 02:15:00 BRANCH 3 4 1 GLOSEO 02:20:00 SIMULATION PAUSE -10O 02:30:00 SIMULATION ANNOTATK IO 02:40:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 02:50:00 SIMUIATION ANNOTATK IO 03:00:00 BRANCH 3 4 1 OPENO 03:10:00 BRANCH 3 4 1 GLOSEO 03:20:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 03:25:00 SIMULATION PAUSE -10O 03:30:00 BRANCH 3 4 I OPENO 03:40:00 SIMULATION PAUSE -10O 03:50:00 BRANCH 3 4 I GLOSEO 03:50:00 SIMULATION ANNOTATK 1 5.0 24O 04:05:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 04:15:00 SIMULATION ANNOTATE I 5.024O 04:25:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 04:35:00 SIMULATION ANNOTATE I 5.024O 04:45:00 BRANCH I 2 2 OPENO 04:50:00 SIMULATION PAUSE -10O 05:00:00 BRANCH 1 2 2 GLOSEO 05:10:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 05:15:00 GEN 2TAVR OO 05:25:00 BRANCH I 2 2 OPENO 05:30:00 S1MULATION PAUSE -60O 05:40:00 BRANCH I 2 2 GLOSEO 05:50:00 GEN 2TAVR 1O 06:00:00 SIMULATION ANNOTATE I 5.0 24O 06:10:00 S1MIJLATION ANNOTATE I 5.0 24O 06:15:00 WINDOW ONELINE barras.pwd OPIÍNO 06:30:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 06:35:00 SIMULATION PAUSE -10O 06:45:00 SIMULATION ANNOTATI- 1O 06:55:00 BRANCH 3 4 I OPENO 07:05:00 SIMULATION ANNOTATE IO 07:10:00 SIMIJLATION PAUSE -6(3O 07:20:00 BRANGII 3 4 1CI.OSKO 07:25:00 WINLX>W ONELINE BARRAS. PWi > Cl.O 07:35:00 SIMUIATION ANNOTATE 1 5.0 24O 07:35:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.024O 07:45:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 07:45:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.024
5.0 24 5.0 5.0 'Esta es una demostración Práctica del PowerWorld V4.2'5.0 24 5.0 5.0 'Obsérvennos lo que sucede al realizar algunos cambios en el sistema'5.0 24 5.0 5.0 'Fíjese en el valor de Los Reactivos de los Generadores'5.0 24 5.0 5.0 'Cuando se detenga la simulación, el estado del programa esta en PAUSE,'5.0 24 5.0 5.0 'Para continuar hágalo desde el Simúlate Control,mediante Continué'
5.0 24 5.0 5.0 'Se abre la línea de Transmisión 3-4'
5.U 18 5.0 5.0 'Los Voltajes en cada una de las barras están duníro de los limites permitidos'5.0 24 5.0 5.0 'El valor de los Reactivos de generadores ha variado para mantener los voltajes'
5.0 24 5.0 5.0 'Revisemos el valor del tap en el Trafo con un click derecho sobre este'
5.0 24 5.0 5.0 'Ahora comparemos este valor con el que se presenta al cerrar la línea anterior'
5.0 24 5.0 5.0 'Veamos la influencia del Capacitor déla Barra#3'5.0 24 5.0 5.0 'Fijémonos en el voltaje de la barra #3 cerrando y abriendo la línea 3-4'5.0 24 5.0 5.0'Primeramente con el Capacitor abierto*
5.0 24 5.0 5.0 'Ahora cierre el Capacitor dando un click sobre su breaker'
5.0 5.0 'Por Favor abra el Capacitor con un click en su breaker'5.0 5.0 'El AVR de un generador es muy útil para el control del voltaje'5.0 5.0 'Veamos lo que sucedo con el voltaje de la barra#2 al abrir la'5.0 5.0 'Linea 1-2, activando y desactivando el AVR del generador 2'5.0 5.0 'IVimeramente con el AVR activado en este Generador'
5.0 24 5.0 5.0 'Ahora se desactiva el AVR del Generador déla barra #2*
5.0 5.0 'Ahora veamos lo que sucede oí incremcnfar la carga en la barraff?'5.0 5.0 'Paní esto veamos esta zona en detalle'20.0 20.0 50.0 50.05.0 5.0 'Revisemos el tap del Trafo, dando un click derecho sobre este1
5.0 24 5.0 5.0 'Ahora se abre la Linca 3-4 y la carga comienza a incrementarse'
5.0 24 5.0 5.0 'Revisemos nuevamente el valor del tap del Trafo1
5.0 45.0 'Estas han sido algunas propiedades del PowerWorld'5.0 50.0 T ,os beneficios de este programa, depende de cada usuario'25.CI 45.0 'Realizado por Femando Chamorro1
35.0 50.0 'Gracias1
Femando Chamorro
32
carga del sistema durante todo el tiempo de simulación (a excepción del momento de
incrementar la carga en la barra#7). Si se desea ingresar una curva de carga, para que el
sistema siga automáticamente esta, se deben ingresar para cada hora el coeficiente de
multiplicación por el cual se desea multiplicar la carga de cada una de las barras del
sistema, para lo cual seleccionamos LOAD VARIATION RECORD desde la opción
CASE INFORMATIONflJ, e ingresamos para cada hora un factor a multiplicarse por
la carga de tal forma de tener una curva de carga. Para el presente caso se consideran
los puntos siguientes, los mismos que corresponden a la curva de la fígura#3.
0:00 2:00 3:15 6:30 12:30 18:30 19:15 23:00 23:590,45 0.36 0.47 0.75 0.85 0.95 Í.O 0.57 0.55
1.2
S 11 0.8
§ 0.6
0.4
0.2
OoÓj
-st-
HORA(H)
Figura #3
La curva anterior indica como irán tomando carga los generadores que tengan
AGC, de acuerdo a su curva de entrada - salida y costo de combustible, cuando este
habilitada la opción de Despacho Económico para la simulación del sistema, sin
embargo cuando esto no es así todas las variaciones de carga del sistema serán
absorbidas por la barra oscilante, por lo tanto el generador asociado a esta barra al
llegar al límite de su capacidad se saturará y las condiciones eléctricas del sistema
desmejoraran pudiéndose presentar un colapso de este, esta forma de simulación no es
ni económica ni técnicamente correcfa, pues se debe explotar la capacidad de los demás
generadores del sistema, para lo cual se tendría que ir incrementando manualmente la
Fernando Chamorro
33
generación tanto en activos como en reactivos de los generadores restantes del sistema,
de tal forma de cubrir las variaciones de carga.
Es preciso tener en cuenta que para lograr la curva de carga anterior, la carga
ingresada en cada una de las barras tendrá que ser la que el sistema presenta a demanda
máxima, si la carga es para demanda media o mínima, se tendrá que cambiar los
factores de tal manera de obtener una representación de la curva de carga adecuada.
Para correr el programa mediante la opción de Despacho Económico, se tiene
que seleccionar la opción E.D, desde la opción ÁREA RECORD, en el Modo de
Simulación y proceder como se indicó en secciones anteriores, además se debe revisar
que cada uno de los generadores que van a intervenir en el despacho económico, tengan
habilitada la bandera de AGC, esto se lo puede hacer desplegando el display de
' GENERATOMS RECORDS, desde CASE INFORMATION[1]. Los diferentes
generadores del sistema serán despachados de acuerdo a la función de costo asociada
con cada uno de ellos, de tal forma de ir satisfaciendo la demanda provista por la curva
de carga presentada anteriormente. Como sabemos el criterio del Despacho Económico
de un sistema, se establece al determinar la potencia de los generadores de un sistema,
de tal manera que estos tengan un mismo costo incremental, sin embargo esto no es
posible cuando la curva de entrada - salida de uno o mas generadores participantes es de
tipo lineal, pues su costo incremental será una constante, por lo que dependiendo del
costo de las otras máquinas de un sistema, estas serán despachadas, de tal manera de
lograr el despacho económico ordenando en forma ascendente, es decir el mas
económico se despacha primero hasta que de su potencia máxima, luego entra a ser
despachado el que le sigue en costo al anterior, hasta llegar a su potencia máxima y así
sucesivamente para cubrir una determinada demanda, en estas condiciones el costo
incremental del sistema en un instante determinado esta fijado por el costo de la
máquina que en ese instante este cubriendo una demanda específica, este costo viene a
ser evidentemente el mas caro de las máquinas que hasta ese instante estén en línea.
El usuario puede correr el archivo SIMED, el cual contiene básicamente los
mismos datos del sistema de siete barras en estudio, pero con las modificaciones
necesarias para ser simulado bajo condiciones de despacho económico.
Si se revisa el estado inicial de todos los generadores se observará que todos los
generadores tienen asignado un valor de cero tanto en activos como en reactivos a
excepción del generador de la barra #6 que tiene asignado como valores fijos 150MW yFernando Chamorro
34
50 MVAR, simplemente como una condición operativa, todo esto para permitir que sea
el programa quien realice desde un inicio el despacho económico.
Tomando en cuenta las recomendaciones anteriores, colocando a todos los
generadores activo el AGC y AVR a excepción del generador de la barra #6, el cual
deberá presentar las banderas de AGC y AVR desactivadas, se puede comenzar a
realizar la simulación del sistema bajo condiciones de Despacho Económico.
Durante la simulación el usuario podrá observar directamente como varia la
generación al variar la carga del sistema. A continuación se presenta el resultado de la
simulación para los puntos mas importantes del tiempo de simulación de acuerdo a la
curva de carga, en lo que se refiere a la generación y el costo incrernental de cada uno
de los generadores del sistema.
01:00BarrasNumber
123
4
5
6
7
Ñame
BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRASBARRA6BARRA7
ÁreaÑame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0431.0501.0401.0740.994
Volt íkV)
241.5234,6239.9241.5239.2247.0137.2
Angle(Deg)
0-6.91-8.24-7.60-7.59-2.71-9.07
MW Load
48.5262.6
202.0
60.6
¡VivarLoad
16.284.8
72.7
20.2
MWGon
400.90.0
30.00.0
150.0
MvarGen
-58.8-74.0
4.3
-31.450.0
LossSens0.00000
-0.02876-0.03450-0.03190-0.03184-0. 01 060-0.03444
CostosNumber
1245
6
ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRA6
IDHTT
HH
MW400.87
0.0030.00
0.00150.00
IOA0.0
372.1916.6419.3
0.0
IOB10.000
100.70048.51574.673
153.000
IOC00000
lOD0
000
0
FuelCost1.000.640.350.640.38
Cost4008.73238.14830.22268.35
8721.00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0
-0.0288-0.0319-0,0318-0,0106
Lambda10.0062.6516.4646.3257.53
2:00BarrasNumber
12
3
4
5
6
7
Ñame
BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRA5BARRA6BARRA7
ÁreaÑame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0441.0501.0411.075
Volt (ítV)
241.5234.6240,1241.52395247 4"
0.995| 1374
AngleÍPeg)
0.00-6.00-7.00-6.28
MW Load
43.4234.8
-620! 180.6
54.2
MvarLoad
14.575.9
65.0
18.1
MWGen
338.7Q.O
30.00.0
150.0
MvarGen
-60.6-92.1
-1.5-40.050.0
LossSens0.00000-0.02496-0.02923-0.02635-0.02637-0.00691-0.02918
Fernando Chamorro
35
CostosNumber
12
45
6
ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRAS
IDH
T
TH
H
MW
338.720.00
30.000.00
150.00
IOA0.0
372.1916.6419.3
0.0
IOB
10.000100,70048.51574.673
153.000
IOC0
000
0
ÍOD0
00
0
0
FuelCost1.000.640.350.640.38
Cost3387.16238.14830.22268.35
8721.00
1C10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.0000
-0.0250-0.0264-0.0264-0.0069
Lambda10.0062.8816.5446.5657.74
05:00
BarrasNumber
1
2
3
4
5
6
7
Ñame
BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRASBARRA6BARRA7
ÁreaÑame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0381.0501.0401.0690.992
Volt (kV)
241.5234.6238.8241.5239.2245.9137.0
Angle(Deg)
0.00-11.33-13,93-13.41-13.94-6,88
-15.21
ÍVIW Load
75.0406.0
312.3
93.7
MvarLoad
25.0131.2
112.4
31.2
MWGen
700.10.0
55.20.0
150.0
MvarGen
-39,827.4
12,041,150,0
LossSens0.00000
-0.04802-0.05989-0.05764-0.06003
-0.0288-0.05985
CostosNumber
1
2
45
6
ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRAS
IDHT
T
H
H
MW700.07
0.0055.180.00
150.00
IOA0.0
372.1916.6419.3
0.0
IOB10,000
100.70048.51574.673
153.000
IOC0
0
00
0
ÍOD0
0Q
0
0
FuelCost1.000.640.350.640.38
Cost7000.72238.14
1257.85268.35
8721.00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.000
-0.048-0.057-0.060-0.028
Lambda10.0061.5016.0545.0856.51
06:00
BarrasNumber
12
3
4
5
6
7
Ñame
BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRASBARRA6BARRA7
ÁreaÑame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.020
1.0361.0501.0401.0710.990
Volt (kV)
241.5234.6238.4241.5239.2246.3136.7
Angle(Deg)
0.00-1 1 .70-12.93-11,14-12.03-5.62
-14.38
MW Load
84.9459.9
353.8
106.1
MvarLoad
28.3148.6
127.4
35.4
MWGen
700.10.0
125.047.3
150.0
MvarGen
-36.855.9
8.3
48.850.0
LossSens0.00000
-0.04971-0.05533-0.04727-0.05124-0.02313-0.05530
CostosNumber
12456
MameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRAS
IDHTTHH
MW700.07
0.00125.0047.34
150.00
IOAo.o
372.1916.6419.3
0.0
IOB10.000
100.70048.51574,673
í 53. 000
IOC00000
ÍOD00
o00
FuelCost1
0.640.350.640.38
Cost7000.68238.14
2443.342530.908721.00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.0000
-0.0497-0.0473-0.0512-0.0231
Lambda10.0061.4016.2145.4656.83
Fernando Chamorro
12:30
36
BarrasNumber
1234567
Mame
BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRA5BARRASBARRA7
ÁreaMame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0331.0501.0401.0710.991
Volt (kV)
241.5234.6237.7241.5239.2246.5136.8
Angle. (Deg)
0.00-1 1 .70-12.77-10.37-10.77-4.80
-14.51
MW Load
102.0552.7
425.1
127.5
MvarLoad
34.0178.6
153.1
42.5
MVYGen
700.089.4
125.0160.0150.0
MvarGen
-31.791.3
16.065.250.0
LossSens0.00000-0.04969-0.05473-0.04377-0.04559-0.01948-0.05474
CostosNumber
12456
ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRAS
IDHTTHH
MW699.98
89.37125.00160.00150.00
IOA0.0
372.1916.6419,3
0.0
IOB10,00
100.70048.51574.673153.00
IOC00000
10D00000
FuelCost1.000.640.350.640.38
Cost6999.815997.602443.347914.878721 .00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.000
-0.0497-0.0438-0.0456-0.0195
Lambda10.0061.4016.2745.71
57.03
18:30
BarrasNumber
1234567
Ñame
BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRA5BARRA6BARRA7
ÁreaÑame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0311.0501.0331.0660.993
Volt (kV)
241.5234.6237.1241.5237.8245.2137.2
Angle(Deg)
0.00-10.83-13.42-11.73-12.63
-5.98-15.36
MW Load
114.3618.9
476.1
142.8
MvarLoad
38.1199.9
171.4
47.6
MWGen
699.8233.9
125.0160.0150.0
MvarGen
-25.1100.9
38.375.050.0
LossSens0.00000
-0.04594-0.05824-0.05053-0.05527-0.02512-0.05828
CostosNumber
12456
ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRA6
IDHTTHH
MW699.8233.9125.0160.0150.0
IOA0.0
372.1916.6419.3
0.0
IOB10.000
100.70048.51574.673
153.000
IOC00000
IOD00000
FuelCost1.000.640.350.640.38
Cost6997.96
15312.312443.347914.878721.00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.0000
-0.0460-0.0505-0.0553-0.0251
Lambda10.0061.6216.1645.2956.71
19:15
BarrasNumber
1234567
Ñame
BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRASBARRA6BARRA7
ÁreaÑame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0291.0501.0291.0620.992
Volt (kV)
241.5234.6236.9241.5236.8244.4136.9
Angie(Deg)
0.00-10.43-13.74-12.38-13.50-6.53
-15.78
MWLoad
119.9649.3
499.5
149.8
MvarLoad
40.0209.8
179.8
49.9
MWGen
700.0300.3
125.0160.0150,0
MvarGen
-20.6106.2
53.475.050.0
LossSens0.00000
-0.04424-0.05992-0.05372-0.05970-0.02771-0.05999
Fernando Chamorro
37
CostosNumber
12456
MameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRA6
IDHTTHH
MW699.99300.29125.00160.00150.00
IOA0.0
372.1916.6419.3
0.0
10B10.000
100.70048.51574.673
153.000
IOC00000
lOD00000
FueiCost1.000.640.350.640.38
Cost6999.85
19591.202443.347914.878721.00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.0000
-0.0442-0.0537-0.0597-0.0277
Lambda10.0061.7216.1145.1056.57
22:00
BarrasNumber
1234567
Ñame
BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRA5BARRA6BARRA7
ÁreaÑame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0371.0501.0401.0700.997
Volt (kV)
241.5234.6238.5241.5
239.2246.1137.6
Angle(Deg)
0.00-1 1 .55-13.09-11.61-12.73
-6.09-14.48
MW Load
82.1444.7
342.0
102.6
(VivarLoad
27.4143.7
123.1
34.2
MWGen
700.10.0
125.014.1
150.0
[VivarGen
-37.847.1
7.049.850.0
LossSens0.00000
-0.04900-0.05605-0.04941-0.05444-0.02519-0.05602
CostosNumber
12456
ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRA6
IDHTTHH
MW700.10
0.00125.00
14.07150.00
IOA0.0
372.1916.6419.3
0.0
1OB10.000
100.70048.51574.673
153.000
IOC00000
IOD0000
0
FueiCost1.000.640.350.640.38
Cosí7001.02238.14
2443.34941 .00
8721.00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.0000
-0.0490-0.0494-0.0544-0.0252
Lambda10.0061.4416.1845.3256.71
23:30
BarrasNumber
1234567
Mame
BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRASBARRA6BARRA7
ÁreaMame
AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1
PU Volt
1.0501.0201.0391.0501.0401.0700.995
Volt (kV)
241.5234.6239.1241.5239.2246.2137.3
Angle(Peg) _
0.00-10.25-12.81-12.49-12.70
-6.06-13.95
MW Load
67.2363.7
279.8
83.9
[VivarLoad
22.4117.5
100.7
28.0
MWGen
629.90.0
30.00.0
150.0
RffvarGen
^6.8-2.0
11.820.950.0
LossSens0.00000
-0.04322-0.05477-0.05347-0.05441-0.02517-0.05472
CostosNumber
12456
ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRA6
IDHTTHH
MW629.91
0.0030.00
0.00150.00
IOA0.0
372.1916.6419.3
0.0
IOB10.000
100.70048.51574.673153.00
IOC000
00
IOD000
00
FueiCost1.000.640.350.640.38
Cost6299.06
238.14830.22268.35
8721 .00
IC10.0064.4516.9847.7958.14
LossSens0.0000
-0.0432-0.0535-0.0544-0.0252
Lambda10.0061.7816.1245.3256.71
De los resultados anteriores se puede ver claramente como los generadores van
cambiando su generación de acuerdo a las variaciones de la curva de carga del sistema.,
las máquinas son despachadas esencialmente de acuerdo a su rendimiento y costo de
Fernando Chamorro
38
combustible, las mas baratas son primeramente despachadas hasta alcanzar su límite
determinado por la curva de capacidad del generador.
Algo que se puede ver es que el voltaje en la barra#7 se mantiene
aproximadamente en el mismo valor, esto es debido a que el voltaje de esta barra esta
siendo regulada por el LTC del transformador entre las barras 3 y 7S el cual tiene activo
el control automático y por tanto el tap del transformador cambia adecuadamente de tal
manera de mantener el valor del voltaje en un valor predeterminado, de tal suerte que
cuando el voltaje tiende a subir en horas de baja carga, el tap del transformador y
cuando en horas pico el voltaje tiende a bajar el tap del transformador sube desde un
valor inicial.
El PowerWorld, tiene la opción de simplificar sistemas eléctricos para facilitar
su estudio, cuando estos son muy grandes, encontrando sistemas mas pequeños que
funcionan de igual manera que todo el sistema inicial. Para comprender mejor esta
opción y ver como obtener estos equivalentes se trae a consideración un ejemplo
sencillo en el cual tenemos un transformador con terciario, siendo justamente a este
elemento del que se procederá a encontrar un equivalente, el sistema en consideración
es el siguiente:
SISTEMA ELÉCTRICO INICIAL
.94 PU
100.0 MW1.02 PüXPC XpC
1.00 Pü3 1.02 PU
5.00 MW1.00 PU 4
105.02 MW
Este sistema presenta el siguiente flujo de potencia:
Fernando Chamorro
39
BUS 1 1 13GENERATOR 2TO
BUSTOTO
SUSTOTOTO
BUSLOADTO
BUSTOTO
BUSLOADTO
2
213
3245
41
3
536
61
5
2
213
3245
4
3
536
6
5
1
138
.8 MW105.IOS.
.01 -105.1
13111
105.
.8-105.
5.100.
13.8
1
23011
230
1
5.-5.
.0-200.100.
.0200.
-100.
0202
MW0202
m?020200
MW0002
m0000
MV0000
MVAR83. 93R83 . 93
MVAR-68. 6768.67
MVAP-69.33
1.9867.35
MVAR2.00
-1.95
MVAR-64.00
64.00
MVAR50.00
-50.00
MVA134.4134.4
MVA125,5125.5
MVA125.8
5.4120.6
MVA5.45.4
AÍVAllg. 7115,7
MVA111.8111.8
£
112
%105105
g10554
100
%
54
%9974
%
70
1.0000 0.
0.9187TA
1.0159 -5.0. 9187NTl.OOOOTA
1.0108 -5.l.OOOONT1 . OOOOTAl.OOOOTA
1.0168 -5.
1 . OOOONT
1.0033 -6.1 . OOOONT
0.9448 -12.
00 1
0.0
45 10.00.0
20 10.00.00.0
49 1
0.0
54 10.0
59 1
1
1
1
1
1
1
La opción para sacar equivalentes funciona desde el modo de edición, y se lo
activa desde la opción CRÉATE EQUIVALENT, desde GPTIQNSflj, presentándose
una pantalla en la que debemos elegir las barras de los elementos a sacar equivalentes,
en este caso las barras 3 y 4, las mismas que se deben cambiar a un estado llamado
EXTERNAL(Sistema Externo), luego nos cambiamos a la pantalla EQUIVALENTS,
grabamos el archivo presente en un archivo temporal como medida de precaución, pues
vamos a eliminar elementos que tal vez no queramos eliminar o para tener un respaldo
del sistema inicial, esto mediante la opción SAVE EXTERNAL SYSTEM, luego
finalmente seleccionamos la opción BUíLD EQUIVALENT SYSTEM para crear el
equivalente deseado, si no se ha seleccionado la opción DELETE EXTERNAL
SYSTEM(borrar sistema Externo) al volver a la pantalla principal del sistema, se puede
ver que aparentemente no ha pasado nada, sin embargo si se revisan los datos del
sistema, se encontrará que han desaparecido varios elementos y que se ha creado una
nueva línea entre las barras 2 y 5, con un número de identificación 99? si seleccionamos
SHOW UNLIKED DISPLAY OBJECTS desde OPTIONS, podremos ver una lista
de todos los elementos que ya no tienen ninguna relación con el nuevo sistema,
teniéndose la opción de borrarlos del dibujo principal, seleccionando DELETE
UNLINKEB OBJETCS, esto es recomendable para ver como quedaría el sistema
luego de encontrar el equivalente cié parte del sistema. Regresando al dibujo principal y
activando la opción AUTOINSEI1T UNES, veremos directamente en el dibujo la
nueva línea con las características que representan el equivalente de los elementos
Femando Chamorro
40
anteriores, en este caso las barras 2 y 5, están a diferente voltaje y por tanto será mejor
ver un transformador en vez de una línea, por tanto activando la opción INSERT
TRANSFGRMER, y trazando el dibujo desde la barra 2 a la 3, aparecerá el cuadro de
datos directamente con las características del transformador que corresponderán al
equivalente del transformador anterior. El programa para considerar la influencia de
cargas o generadores en las barras afectadas al sacar un equivalente, las simula con la
presencia de shunts en paralelo a determinadas barras, estos elementos no se los ve
directamente, pero pueden ser revisados. El diagrama del sistema equivalente, para este
caso se muestra a continuación.
SISTEMA ELÉCTRICO EQUIVALENTE
.94 Pü
100.0
5—Kf"— 1.00 PüNAV
105.02
Ahora los resultados de un flujo de potencia en este nuevo sistema deben ser
iguales al anterior, esto se confirma al correr un flujo de potencia y comparar los
valores del flujo por los diferentes elementos, el flujo de potencia de este nuevo sistema
se presenta a continuación.
BUS 1 1 13.8GENERATOR 1TO
BUSSHUNTTOTO
BUSSHUNTTOTO
BUSLOADTO
2
2
2
2
1
138[GEÍJ - +]15
5
15
5
199
230IGEN = -f)26
61
5
26
6
5
991
230
1
MN105.02105.02
.0 MW-6.07
-10598
.01
-98100
.0100
-100
.02
.94
mr.07.94.00
MW.00.00
MVAR83.83.
93R93
MWU?-2.
-68.66.
466724
MVAR0.
-63.{•'I.
4355CO
MTA % 1.0000 0.00 1134.134.
44 112 0.9187TA 0.0
WA % 1.0159 -5.45 1e.
125.119.
55 105 0.9187NT 0.01 0
MVñ % 1.0033 -6.54 11.
117.US.
26 G7 ?¿
WHR t-J\'A & 0. 9-740 -22.59 1/- <) .
-• 5 0 .:) •") il 1.
111.fí8 70
1
1
1
1
Fernando Chamorro
41
EL PowerWorld, presenta la opción de personalizar el tipo de datos que se desee
mirar en un reporte final de resultados de una simulación, si desde la opción CASE
INFORMATION[1], seleccionamos MAKE REPORT, opción desde la cual podemos
escoger un reporte únicamente de barras, áreas, generadores, líneas de transmisión,
compensadores, etc, o una combinación de estas; una vez seleccionado el tipo de datos
a revisar se tiene que seleccionar Ok, MAKE REPOMT y se abre una nueva pantalla
en la cual se puede revisar los resultados de los elementos seleccionados, desde esta
misma pantalla se dan opciones para cambiar el tipo de letra del texto, copiar el texto o
imprimir el reporte creado. Para salir de esta pantalla de un click sobre la cruz ubicada
en la parte superior derecha de la pantalla general.
Femando Chamorro
El Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano ha sido diseñado para un nivel
de voltaje de 230kV básicamente, para lo que es el anillo de transmisión, enlazando a 8
Subestaciones (S/E) principales, además de una S/E unida al anillo radialmente. Para
abastecer a los centros de carga se ha establecido líneas de transmisión a 138kV en su
mayoría radiales y líneas de subtransmisión a 69 y 34.5kV de acuerdo a datos del
INECEL[3].
Actualmente el organismo que tiene el control de las principales centrales
hidráulicas y térmicas así como también de la transmisión hacia los centros de carga, es
el INECEL (Instituto Ecuatoriano de Electrificación), institución que ha venido
trabajando desde mayo de 1961 y que esta previsto termine sus funciones en marzo de
1999[4], para dar paso a una nueva época en la que se incentivará a la inversión
extranjera en el Ecuador por medio de la inserción de una forma distinta de realizar las
transacciones eléctricas, de acuerdo a un mercado de competencia.
En esta parte, se presenta una breve pero clara explicación del nuevo modelo del
sector eléctrico ecuatoriano, así como también algunas novedades del sistema nacional
interconectado y las características de los diferentes elementos del sistema eléctrico
ecuatoriano.
El Estado Ecuatoriano, expidió el 10 de Octubre de 1996, la llamada LEY DE
RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO[2], la cual establece un nuevo modelo para
este sector, mediante el cual se incentiva la competencia en la generación mediante
capitales extranjeros de tal manera de evitar crisis energéticas como la de los últimos
años, la transmisión nacional será centralizada y la distribución por área en régimen de
monopolio, excepto el caso de grandes consumidores .
De acuerdo a la nueva ley eléctrica ecuatoriana se forman nuevas instituciones
que controlaran el MEM, estas se indican a continuación en orden de jerarquía:
Fernando Chamorro
43
a) CONELEC (Consejo Nacional de Electrificación)
b) GEN AGE (Centro Nacional de Control de Energía)
c) AGENTES DEL MEM.
A. ES CONELEC.- Es un organismo gubernamental responsable de la planeación,
regulación, concesión, tarifación y supervisión del sector eléctrico, bajo los principios
de eficiencia, transparencia y equidad.
B. El CENACE.» Es un organismo independiente que coordina la operación del sistema
en términos de seguridad, calidad y economía. Administra el MEM, estableciendo
precios de mercado para la potencia y energía, además de vigilar el cumplimiento de
contratos.
C. LOS AGENTES.- En definitiva son las empresas que hacen posible el
funcionamiento del mercado eléctrico mayorista, estas son:
1. Empresas de GENERACIÓN, quienes suministran de energía a las empresas de
distribución o a los grandes consumidores a través de contratos o a través del MEM.
2. Empresa de TRANSMISIÓN, empresa monopólica que opera y expande la red de
transmisión y da libre acceso a ios otros agentes del MEM.
3. Empresas de DISTRIBUCIÓN, quienes operan redes localizadas en forma
monopólica, excepto a los grandes consumidores.
4. GRANDES CONSUMIDORES, formado por usuarios con demandas considerables
(inicialmente se prevé usuarios con demandas mayor a 2MW), que pueden comprar
energía a las empresas de generación o al MEM.
Una vez que se establezca el MRM, en el país, el CENACE será el encargado de
realizar las transacciones económicas ertte los diferentes agentes[6], es decir
establecerá los precios de mercado horariamente, en base de los cuales se establecerá
los rubros que deben pagar las empresas distribuidoras y grandes usuarios y lo que se
tendrá que pagar a las empresas de generación y a la de transporte, estos valores
dependerán de las transacciones que se celebren entre generadores, entre generadores y
distribuidores y entre generadores y grandes usuarios, estas transacciones no son mas
que la forma en la cual se establecen responsabilidades para el suministro de energía,
así pues existen dos formas de abastecerse de energía, mediante la compra de energía
Fernando Chamorro
44
establecida por contratos ( Mercado a Plazo ) o mediante la compra de esta en el
Mercado Ocasional (SPOT).
El CENACE establecerá horariamente, el precio de venta de la energía en el
MEM[6], en base al costo marginal instantáneo de corto plazo y el cargo de potencia
que corresponda a los costos fijos de la central de generación marginal que resulte de la
operación en tiempo real del sistema.
El CENACE es el responsable del abastecimiento de energía al MEM al mínimo
costo posible (Despacho Económico), cuidando que se mantengan condiciones
adecuadas de seguridad y de calidad. Para cumplir con esto el CENACE debe cumplir
con ciertas funciones:
• La coordinación de la operación en tiempo real del S.N.Í
® Ordenar el despacho de generación al mínimo costo marginal horario.
® Coordinar los mantenimientos de las instalaciones de generación y transmisión.
© Preparar los programas de operación para los siguientes doce meses.
@ Liquidar las transacciones económicas.
Los contratos de compra - venta de energía son acordados bajo ciertas
reglas(Estab!ecidas en el Manual de Despacho[5]), entre generadores con distribuidores
o con grandes consumidores. Este mercado establece compromisos comerciales pero no
necesariamente de producción o consumo, esto significa que por ejemplo, si un usuario
establece un contrato con un generador para el abastecimiento de energía en un
determinado periodo, el generador debe cumplir con el abastecimiento de energía
independientemente de si este es o no despachado, en el caso de no ser despachado, este
generador deberá comprar la energía en el mercado ocasional para cubrir su contrato.
El CENACE es el encargado de reali/ar las liquidaciones de las transacciones
económicas, para lo cual se tienen que establecer precios de la potencia y energía[6].
Fernando Chamorro
45
En el caso del mercado a plazo, los precios de la energía son pactados
libremente entre Generadores y Distribuidores o entre Generadores y Grandes
Consumidores, de acuerdo a contratos, cuyo cumplimiento será verificado por el
CENACE. Los contratos deben considerar una curva de abastecimiento en términos
horarios para días típicos, estos contratos son comerciales y no afectan la operación
física o en tiempo real del sistema.
En el mercado ocasional, el costo marginal del sistema, tija el precio del
mercado que los compradores deben pagar y el precio que se debe remunerar a los
vendedores del MEM. El precio de la energía en el mercado SPOT corresponde al costo
marginal de corto plazo del generador mas caro para satisfacer la demanda en
determinado instante[6]. Este costo debe incluir el costo marginal de producción del
generador más el costo de transmisión asociado a esa producción. El costo de
producción de un generador térmico queda determinado por su curva de entrada - salida
y el precio del combustible que usa, por otro lado el costo de producción de un
generador hidráulico queda determinado por su curva entrada - salida y el valor del
agua.
De acuerdo a lo anterior para que los generadores sean competitivos en el MEM,
estos deben preocuparse por buscar combustibles mas eficientes y de costo mas bajo,
disminuir el factor de penalización por pérdidas en transmisión, mejorar tecnologías en
los sistemas de control de unidades, reducir mantenimientos, tratamiento adecuado de
embalses, capacitar personal, etc.
Los precios de la energía que se establecen para los agentes del MEMS no son
directamente los que se imponen a los usuarios finales de las empresas de distribución,
para estos se establece un Precio Marginal Refereneial de la Energía[6], este precio
debe calcularse como el promedio de los costos marginales del sistema para un período
suficiente para obtener costos estabilizados. Hl cálculo lo realizará el CENACE.
Se establecen costos de la potencia, considerando no solamente las unidades en
línea, sino también las que de alguna manera intervienen en el MEM, así pues se
establecen los siguientes costos do polenciafó]:
Fernando Chamorro
Se establecerá un cargo de potencia correspondiente a los costos fijos de la
unidad o central marginal, que resulte de la operación en tiempo real.
La ley eléctrica ecuatoriana establece un rubro especial para las máquinas que
no son despachadas, pero que deben estar en buenas condiciones, para poder entrar ante
alguna falla de una máquina del sistema, se consideran dos tipos:
Son aquellas unidades de generación que no han alcanzado su valor máximo por
efecto de la distribución económica y de aquella para el control potencia - frecuencia.
Para aquellas unidades de generación no despachadas pero que se encuentran
disponibles como reserva fría.
Las empresas de generación, acordarán libremente cargos por potencia y
potencia de reserva que requieran los usuarios con los que realicen los contratos.
Las unidades de generación que no son despachadas, pero que estén aportando
reactivos al sistema, para poder mantener condiciones de voltaje adecuadas, serán
recompensadas con un rubro determinado.
Las tarifas que paguen los generadores por el uso del sistema de transmisión
deberán en su conjunto, cubrir los costos de inversión, costos de conexión ,
depreciación, mantenimiento, pérdidas de transmisión y rentabilidad. Las tarifas de
transmisión serán fijadas por el CONELEC con formula anual de reajuste[6].
Fernando Chamorro
47
El CENACE entre sus responsabilidades tiene la de realizar el despacho
económico de las diferentes centrales hidroeléctricas y unidades térmicas del S.N.I,
para lo cual ha recolectado información sobre el consumo específico de las diferentes
unidades térmicas pertenecientes a INECEL y a las Empresas Eléctricas, con el fin de
establecer la curva entrada - salida (galones/hora) de las mismas. En los anexos
respectivos se muestran los datos de consumo específico enviados por las principales
unidades generadoras del país, así como también las curvas resultantes de estos datos.
Para la determinación del costo de combustible($/galón), el CENACE recopiló
información sobre los costos fijos y variables de cada una de las centrales de
generación anteriores de tal manera de representar en el costo de combustible ($/gaIón),
los costos anteriores, sin embargo finalmente se optó por tomar para el costo de
combustible, los costos promedios de las diferentes centrales térmicas del país, esto
facilitado por el Departamento de Estudios Eléctricos del CENACE, en el anexo
correspondiente a los parámetros de costo de cada una de las unidades de generación
térmica se muestran estas características.
En lo que respecta a las centrales hidroeléctricas del país, se debe encontrar un
equivalente térmico de estas, para lo cual en el CENACE, actualmente se esta
trabajando en la determinación de un modelo que permita tomar en cuenta, el nivel del
embalse y los caudales de las principales centrales hidroeléctricas, es el caso de la
Central Paute y Pucará, de las cuales se deben considerar sus características propias,
puesto que la central Paute es una central de "Regulación Semanal", sin embargo
Pucará es una central de "Regulación Periódica", de esta forma se toma en cuenta la
energía que cada una de estas puede aportar al sistema. La idea principal esta basada en
una discretización de los embalses, es decir dividiendo al embalse de la central en un
número determinado de bandas de tal forma de atribuir a cada una de estas un valor del
agua, valor que estará oscilando entre un valor cercano a cero, para cuando se tenga que
regar agua del embalse y el valor de energía no suministrada(sumamente elevado),
cuando se llegue a tener un nivel bajo la cota mínima del embalse. En lo que respecta a
la Central Agoyan, esta por ser una central de paso, no se determina un equivalente,
pues no le afecta su embalse (bastante pequeño) y por tanto se convierte en una central
Fernando Chamorro
de base, la cual tendrá necesariamente que ser despachada, pues su costo de producción
de energía es bastante bajo.
Ahora bien, una vez establecidas las características de costo de las unidades de
generación hidrotérmicas, el siguiente paso es establecer el despacho económico
propiamente dicho, para lo cual existen varios métodos matemáticos. Partiendo de
funciones de entrada - salida cuadráticas de mayor orden, el objetivo del despacho
económico es llegar a establecer una potencia determinada para cada generador, de tal
manera de tener costos increméntales iguales, satisfaciendo una carga determinada; esto
implica que para satisfacer una demanda específica, existirán varios generadores que
tengan el mismo costo incrementa!. Ahora de acuerdo a la Ley Eléctrica Ecuatoriana, se
tiene que establecer una unidad marginal, cuyo costo incremental se establecerá como
el costo marginal del sistema, esta unidad marginal será la que posea el costo
incremental mas alto en un despacho para satisfacer una demanda determinada[6], sin
embargo con costos increméntales iguales» cual unidad debe elegirse para este
propósito?. Para poder terminar con este problema el CENACE, utilizará curvas entrada
- salida lineales, de tal suerte de que para abastecer una carga en un instante dado, no se
tenga este problema, puesto que cuando se tiene curvas de entrada - salida lineales, los
costos increméntales no se pueden llegar a igualar. Para realizar el despacho de acuerdo
a este método[12], se tendrá curvas de entrada salida de este tipo:
de tal manera que al multiplicar la expresión anterior por el costo de combustible
C($/gaI) y derivar para encontrar el costo incremental (X), se obtiene:
df(P)dP
£.($/ MWh)
por lo tanto el valor de la constante B($ MWh\á el costo de cada una de las
unidades de generación, las cuales para ser despachadas, tendrán que competir en base
a este valor, pues de acuerdo a este valor las centrales serán ordenadas en forma
ascendente, de tal manera de que para abastecer una carga determinada, se despachará
siempre primero las mas baratas (valor de B mas bajo), hasta alcanzar su potencia
máxima, luego la unidad con el siguiente valor de #, hasta su valor máximo, y así
sucesivamente hasta que la última unidad o central que entre para abastecer una
demanda, que no necesariamente estará a su capacidad máxima, será la unidad
Fernando Chamorro
49
denominada marginal, cuyo costo incrementa! será adoptado como precio de mercado
de la energía (costo marginal de corto plazo), con este valor se tendrán que realizar las
transacciones económicas para ese instante. En el MEM, este procedimiento se lo
tendrá que realizar horariamente.
Se debe aclarar además que cuando existan máquinas que tengan que entrar a
generar independientemente del despacho económico, debido a alguna restricción de la
red o por falla de alguna unidad despachada, esta no será considerada como unidad
marginal, a pesar de que pueda tener en un instante dado el costo incremental mas caro
del sistema[6]. Ahora bien hasta ahora no se ha tomado en cuenta en ningún momento,
la lejanía o cercanía de una unidad de generación con respecto de los centros de carga,
es decir las pérdidas del sistema, para lo cual se definen los llamados factores de nodo.
En el actual esquema del sector eléctrico ecuatoriano, quien es el que asume las
pérdidas del sistema?, la respuesta a esta pregunta es sencilla, INECEL; bajo el nuevo
esquema del mercado eléctrico mayorista, las empresas de generación, las de
distribución y los grandes usuarios, deberán realizar sus transacciones económicas
tomando en cuenta este hecho, dependiendo del lugar físico en el cual se encuentren
dentro del sistema eléctrico. Anteriormente si por ejemplo un generador estaba
produciendo 90MW, se le debía pagar por esa generación, bajo el nuevo esquema del
sector eléctrico el costo de esa generación será afecta, por las pérdidas que sufre ese
generador para entregar su generación a un determinado centro de carga. Para poder
tomar en cuenta este aspecto se establece el llamado Factor de Nodo, el cual esta
definido de acuerdo a la siguiente expresión[7,8]:
( dpl \ ,FNi = 1 -H —— en donde :\dPdiJ
FNi es el factor de nodo de la barra i.
dPles la derivada de la potencia de pérdidas respecto a la potencia de demanda de
dPdi
la barra i.
Los factores de nodo son un valor que depende de la barra de referencia para la
cual se los calcula, es decir cambian de acuerdo a una determinada barra a la que se la
Fernando Chamorro
50
toma como referencia, para satisfacer una determinada carga en un instante dado, esto
implica además que estos cambian con el cambio de la carga de un sistema eléctrico.
Se puede decir también que el factor de nodo en un punto de la red es la relación
entre el precio de la energía puesta en ese punto y el precio de la energía en el centro de
carga(precio de mercado). El precio de la energía varía a lo largo de la red debido a que
quien la usa en ese lugar esta asumiendo implícitamente el pago de pérdidas y
transporte hasta el centro de carga. El precio de la energía generada por una máquina
fuera del centro dé carga será menor al precio del mercado debido a que esta máquina
esta pagando implícitamente las pérdidas y el transporte hasta el centro de carga.
Análogamente, un consumidor que está trayendo energía desde el centro de
carga hasta un lugar diferente, verá en su área, un precio de energía mayor al de
mercado.
Para el cálculo de estos factores se debe establecer una barra de referencia, la
cual en el MEM se la denomina Barra de Mercado[5], y es la barra en la cual se
realizan todas las transacciones entre los agentes, es una barra en la cual teóricamente
se tendría conectada toda la carga de un sistema eléctrico y toda la generación de un
sistema., para poder hacer esto precisamente los generadores y centros de carga son
afectados por el factor de nodo, como se verá mas adelante. El pago o cobro a un
generador o distribuidor, respectivamente, es independiente de la barra de mercado.
Establecida una barra de referencia, se calculan los factores de nodo de acuerdo
a esta referencia, para realizar este cálculo existen varios métodos, pero como el
objetivo de este trabajo no es ese, se analiza brevemente este tema, además en esta parte
toma un papel importante el paquete compuíacional PoweWorld.
El CENACE para poder afrontar adecuadamente el proceso para la apertura del
MEM, solicitó el asesoramienlo de la empresa argentina CAMESA (Compañía
Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A)[7,8], que cumple funciones
similares a las que cumplirá el CENACE en el MEM; esta empresa establece que para
el cálculo de los factores de nodo se modela la red de transporte mediante un flujo de
cargas, y se simula en cada nodo una variación unitaria de demanda, obteniéndose así la
variación correspondiente de las pérdidas del sistema, tomando a la barra
flotante(oscilante) como la barra de mercado.Fernando Chamorro
dPlEl valor de , será negativo para un nodo exportador y positivo para un
nodo importador, esto implica que el factor de nodo de una barra i será menor a 1 para
una barra exportadora y mayor a 1 para una barra importadora.
Por otro lado si se tiene que (despreciando la potencia reactiva, suponiendo
tensión nominal en todas las barras y operando en p.u), las pérdidas son proporcionales
al cuadrado de la potencia, por lo cual se tendría:
dPl d(P**r) _ _ I2r .Perdidas9
dPd r rósea que el factor de nodo podría expresarse como:
PerdidasFN=l±(2*
El signo ± depende del signo de la derivada, esto va de acuerdo al criterio de
barras exportadoras o importadoras respectivamente).
Esto implica que el factor de nodo valoriza el precio de cada barra en función de
2 veces las pérdidas relativas a la potencia transportada.
Por lo tanto se podría utilizar esta aproximación para determinar los factores de
nodo en un sistema eléctrico; para comprender mejor este método, tomemos corno
ejemplo el siguiente sistema de potencia y calculemos los factores de nodo por este
método[7].
SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
1 2
90.0 MW
0.9 PÜ
Figura #1
Tomemos inicialmente a la barra //I como referencia (Barra de Mercado), por
tanto directamente esta barra tiene un FN ¡yual n 1, pues las pérdidas para esta barra son
nulas, luego:
Fernando Chamorro
52
Para la barra #2 es evidentemente que es una barra importadora y por tanto se tiene:
APerd = Pl-P2
= 100-90 =
FN2 = 1.22
Ahora supongamos que colocamos la referencia en la barra#2, por lo cual el
factor de nodo en la barra #2, es uno y para la barra #1 (barra exportadora) se tiene:
FN\ 0.8
Los valores obtenidos anteriormente, pueden ser obtenidos directamente mediante el
empleo del paquete computacional PowerWorld, pues este mediante la opción Loss
dPISens&vities, determina el valor de "1:77, es decir la derivada de la potencia de pérdidas
íftf í
respecto de la potencia inyectada para una barra determinada, por lo cual basta aplicar
la ecuación:
dPI
El signo negativo (contrario a la ecuación inicial de la definición de factor de
nodo), se debe a que el programa tiene un criterio de signos contraría al anteriormente
establecido.
Para establecer una barra como referencia, se tiene que elegir a esa barra como
barra oscilante, de tal manera que para encontrar los factores de nodo en diferentes
barras, se tiene que cambiar de barra oscilante, pero se debe recordar que las
condiciones del flujo de potencia no debe de cambiar, se deben mantener por tanto el
flujo por las líneas de transmisióní pérdidas), y voltajes de las barras. Para el caso de
querer colocar a una barra PQ(únicamente de carga), como barra de referencia, se
tendrá que colocar un generador imaginario en esa barra, el cual en el flujo de potencia
resultante no deberá estar generando ninguna potencia, de tal manera de reproducir
siempre las mismas condiciones del flujo de potencia. El programa ofrece la facilidad
de poder llevar a una hoja electrónica, los resultados de una simulación, para poder
Fernando Chamorro
53
analizarlos o encontrar otros resultados a partir de estos. Cuando se trata de sistemas
pequeños, el cálculo de estos factores no es muy complicado, pero en sistemas como el
S.N.I (mas de 200 barras) o mas grandes, el empleo de PowerWorld es de gran ayuda.
En las tablas siguientes se muestran los resultados dados por el PowerWorld,
para las dos referencias, para el sistema de potencia tomado para el ejemplo anterior.
0.9138.0124.2
0.00-0.01
5090
Load 1 GenO 150.00
Gen0.00
Loss
0.00-0.25
1.001.25
Para encontrar los factores nodales respecto de la barra #2, se tiene el sistema
eléctrico, siguiente:
SISTEMA ELÉCTRICO DE
1 2
90.0 MW150.0 MW
50.0
1-0 PU 0.9 PU o.O MW
Figura #2
El programa determina los resultados siguientes:
REFERENCIA: BARRA #2
#
12
Ñame
12
PUVolt1
0.9
Volt(kV)
138.0124.2
*(Degjj0.010.00
MWLoad5090
MvarLoad
00
MWGen1500
MvarGen
00
LossSens
0.181820
FN
0.818181
Estos resultados pueden ser revisados directamente desde los archivos
FNODOLpwb y FNODO2.pwb(parte de este trabajo) para cada una de las referencias,
respectivamente.
Es evidente que al comparar los últimos resultados con los obtenidos mediante
la aproximación del modelo argentino, estos son similares pero no iguales, debido a que
el primer método de cálculo no deja de ser una buena aproximación, que sin embargo
nos indica rápidamente, en que orden esta el factor de nodo y si se trata de una barra
importadora o exportadora.
Fernando Chamorro
54
Una última indicación sobre los factores de nodo, es que estos son un indicador
directo del lugar en donde los inversionistas recibirán mayores réditos, por ejemplo en
una barra con un factor de nodo mayor a uno implicaría que si una empresa de
generación coloca un generador en esta barra, cobrará, el precio de mercado
multiplicado por un valor mayor a uno, lo cual es atractivo para la inversión en esa
parte, sin embargo se debe realizar un estudio adicional de como cambian los factores
de nodo con la entrada del nuevo generador en esta barra.
Las transacciones económicas se las realiza en la barra de mercado, estas
transacciones son independientes de esta barra, es decir que una empresa de generación
cobrará el mismo rubro por su energía independientemente de donde este localizada la
barra de mercado, esto mismo sucede con el rubro que tienen que pagar las empresas
distribuidoras y los grandes usuarios.
La Barra de Mercado esta localizada generalmente en el centro de carga de un
sistema eléctrico o cerca de este por conveniencias comerciales, puesto que muchas
veces el centro de carga de un sistema no siempre corresponde a una barra de un
sistema eléctrico. En la sección 4.5.2.5 se comprobará que las transacciones
económicas son independientes de la barra de mercado seleccionada, mediante un
ejemplo.
Para una hora determinada una vez establecido el precio de la unidad marginal
para esa hora, el precio de mercado del sistema para las transacciones económicas en
esa hora estará dado por la siguiente expresión[7]:
PM = ~~ ($ / MWh) donde:
PM: es el precio de mercado del sistema, para una hora dada
PUM\s el precio de la energía de la unidad o central marginal, para una hora dada.
FNuhi- es el factor de nodo de la barra en la que se encuentre ubicada la unidad o central
marginal.
Fernando Chamorro
55
Este precio de mercado del sistema PM ($/MWh), será el precio con el cual se
pagarán a los generadores y se cobrará a los distribuidores y grandes usuarios, afectado
por el factor de nodo respectivo para una hora determinada.
Cada unidad o central de generación, deberá cobrar a una hora determinada, un
rubro de acuerdo a la siguiente expresión[7]:
PGi = Pi*FNi*PM donde:
PGi: Pago por la generación del generador i
Pi: Potencia generada por el generador i
FNi: Factor de nodo de la barra en la cual esta asociado el generador i
PM: Precio de Mercado del sistema de la energía en la hora de la transacción.
Tomando como ejemplo, el sistema de potencia de la sección 4.5.1.1,
asumiendo que el generador del sistema tiene un costo de cornbustible(PC) de 1 $/galon
y una función de entrada - salida dada por:
se tendría que la empresa de generación que tiene su unidad en las barras # 1 , tendrá que
cobrar el siguiente valor:
df(P)- " *
PM = — - = — = 8($ / MWh)1.0
= 150* 1.0*8.0=1200(3)
Tanto las empresas de distribución como de los grandes usuarios, verán afectado
el rubro de pago, por su factor de nodo, de tal manera que horariamente, se puedan
realizar la transacción económica, de tal suerte que una determinada empresa o gran
usuario deberá pagar por la potencia consumida en una hora, un rubro establecido por la
siguiente expresión[7]:
PDi = Di * FNi * PM, donde:
Fernando Chamorro
56
PDi: Cobro por la demanda de energía en la barra i
Di: Energía consumida en una hora (MWh)
FNt Factor de Nodo de la barra, en la cual esta ubicada la carga i
PM\o de mercado del sistema de la energía en la hora de la transacción.
Para el ejemplo, del sistema de potencia de la sección 4.5.1.1, con el precio de
mercado establecido en la sección 4.5.2.2 se tendría que los usuarios que tienen su
demanda en las barras #1 y #2 respectivamente, tendrán que pagar los siguientes
valores:
/JZ?1 = 50*1.0*8.0==40Q($)
PD2 = 90 * 1.25 * 8.0 = 900($)
De acuerdo al modelo argentino, la diferente valorización de la energía en los
distintos nodos del sistema, está valorando la actividad de transporte. En efecto, el
transportista está ingresando la energía en un punto de su red (nodo emisor) a un precio
y la está entregando en otro punto (nodo receptor) a otro precio. La diferencia entre
estos valores resultan en la remuneración a la actividad del transporte. Para el ejemplo
de la sección 4.5.1.1, considerando una hora determinada, la remuneración sería[8]:
PT = (FNI * Pl - FN2 * P2) * PM donde:
PT: Pago al transportista
FNI: Factor de nodo de la barra #1
FN2: Factor de nodo de la barra #2
Pl: Potencia transmitida en el nodo receptor
P2: Potencia transmitida en el nodo emisor
PM: Precio de mercado
Si se trabaja sobre esta última ecuación, suponiendo un precio unitario, se tiene:
FN2 * 1 - Í2 * Per J aíí} y RT = ( M; 1 *7> i - 7-ÍV2 * P2)
reemplazando se tiene:
/ . \RT = 1 * (P2 - perdidas] - ( 1 - 2 * ' - ) * I >2 - perdidas
Es decir que la remuneración neta ai transporte se puede asimilar a las propias
pérdidas.(En rigor esta aproximación se cumple alrededor del centro de carga del__ __ __ _^___^_^___________ Fernando Chamorro
57
sistema). Si se hace un balance entre lo que pagan los consumidores y recaudan los
generadores, resulta un saldo positivo que es precisamente la remuneración variable al
transporte por energía transportada. Para el ejemplo en análisis, con un precio
marginal unitario, para una hora determinada, se tendría:
Cobro a consumidores: D\FH\ D2* 7-7/2
Pago a generadores: Gl * 7*7/1 + G2 * FN2
Diferencia: (DI*FNl-Gl*7W1)-(G2* FN2 - D2*FN2) = Pl*7W1 - P2*FN2
Que es precisamente la definición inicial para la remuneración al transporte.
De acuerdo al análisis anterior, a la empresa de transporte se le paga
básicamente por las pérdidas, que sufre el sistema, es decir que a esta empresa no le
conviene realizar inversiones para mejorar el sistema de transmisión, sino realizar los
mantenimientos y operaciones necesarias, para evitar penalizacíones por parte del
organismo de control, de allí la importancia de dar la responsabilidad de la expansión
del sistema de transmisión a los generadores, pues estos para evitar pagar por las
pérdidas hasta la barra de mercado, realizará nuevas inversiones en este campo, para
luego pasar su operación y mantenimiento a la empresa de transporte. El mercado
argentino[13] funciona bajo esta última concepción, sin embargo de esto en el caso del
Ecuador, la responsabilidad de la expansión del sistema de transmisión esta encargada a
la empresa de transmisión, la cual no tendrá transacciones económicas horarias, sino
que mas bien recibirá un rubro fijo, con aportes tanto de los generadores como de los
distribuidores y grandes usuarios, por lo cual se prevé desde ya el problema, de que la
empresa de transmisión no realice las inversiones necesarias para mejorar el sistema de
transmisión del país y simplemente se dedique a realizar inversiones y mantenimientos
básicos, para evitar sanciones por parte del CENACE. Ha existido una gran discusión
para establecer los pagos a la empresa de transporte, sin embargo el CONELEC ha
establecido que la empresa de transporte recibirá un pago fijo.
Las pérdidas de un sistema eléctrico, en el MEM serán asumidas tanto por las
empresas de generación como por las empresas de distribución y grandes usuarios, pues
el pago o cobro por la energía generada o consumida, respectivamente será afectada de
Fernando Chamorro
58
acuerdo a su factor de nodo. Como sabemos el factor de nodo es un término relativo,
depende del lugar en donde se establezca la barra de referencia, sin embargo lo que se
le paga a un generador o lo que se le cobre a un distribuidor o gran usuario, es
independiente del lugar en donde se establezca la barra de referencia[14], estos valores
siempre serán los mismos, al cambiar la barra de referencia se presenta una
redistribución de los factores de nodo y de los precios de mercado, de tal manera que el
resultado de las transacciones económicas no se altera.
Una demostración teórica[14], sería adecuada pero no es el objetivo de este
trabajo, sin embargo, esto se lo ha comprobado experimentalmente, para lo cual con la
ayuda del PowerWorld, a partir del sistema eléctrico del capítulo #3, se ha corrido el
flujo de potencia colocando la barra de referencia en cada una de las 7 barras de este
sistema, de tal suerte de mantener siempre el mismo flujo de potencia, y obtener en
estas condiciones los factores de nodo para luego realizar la transacción económica con
generadores y distribuidores. En las páginas siguientes se presentan los factores de nodo
en las siete referencias, el interesado puede revisar los archivos FNREFERl.pwb,
FNREFER2.pwb, FNREFERS.pwb hasta el FNREFT.pwb para ver directamente los
dPlresultados de los flujos y del valor de -—• en cada barra. También se muestran las
transacciones económicas con los agentes.
De los resultados anteriores vemos que efectivamente, las transacciones
económicas son independientes del lugar en donde se localice la barra de mercado,
puesto que los agentes perciben el mismo beneficio. Los resultados de las transacciones
en los resultados anteriores, no son exactamente iguales, esto se debe principalmente a
problemas de exactitud del cálculo de las diferentes variables que intervienen en todo el
mecanismo para la realización de las transacciones económicas en el MEM. Sin
embargo las diferencias no son considerables como para establecer que las
transacciones no son independientes de la barra de mercado. La barra de mercado
tendrá que ser seleccionada, de acuerdo a criterios comerciales, pero se aconseja que se
la ubique cerca del centro de carga del sistema.
Fernando Chamorro
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59
En el gráfico siguiente se puede observar claramente la configuración del Sistema
Eléctrico Ecuatoriano, para 1998.
£7
m'T« JA '*
r/.vsrfíni',',':• MW I
S-TJltfr Potencia Efectiva: 2853MW,;;;;;/ "p|'v5¿r# Hidro: 1466.2 MW (51.39%)
,'?n Termo:1386.8MW (48.61%)
P L H U
Mgura #3 (Coriesia de! TENACE.)
Fernando Chamorro
60
El sistema de transmisión del Ecuador enlaza a 8 S/E principales ubicadas en los
principales centros de carga del país[3], estas son: Molino, Milagro, Pascuales,
Quevedo, Sto Domingo, Sta Rosa y Totoras, formando un anillo a 230W, además de la
S/E Trinitaria que se une radialmente al anillo de transmisión, con una capacidad total
de 7,6GVA a mediados de 1998. Del anillo se desprenden líneas de transmisión a
138kV, en su mayoría radiales, para abastecer a los centros de carga, con una capacidad
de 6,9GVÁ.También existen otras líneas de subtransmisión a 69 y 34.5kV, todas estas
líneas de transmisión atraviesan zonas muy irregulares y de diferentes condiciones
climáticas.
La topología del sistema eléctrico ecuaíoriano[3], mostrado en la fígura#3, en
este ano ha sufrido algunas modificaciones ocasionadas por algunos problemas en las
subestaciones, el caso de la S/E Pascuales en la que el transformador de 138/69 kV,
tuvo un daño total y por tanto hasta reemplazar este elemento se vio la conveniencia de
cambiar la topología de tal manera de contar con una línea de transmisión ( L/T )entre
la barra de 69kV de la S/E Pascuales hasta la barra de 69kV de la S/E Policentro,
además se tubo que abrir un circuito de la L/T Trinitaria - Pascuales a nivel de 230kV,
de tal forma de lograr una L/T a 69kV desde la S/E Trinitaria hasta la S/E Pascuales,
para abastecer la carga alimentada de la S/E Pascuales. Actualmente se esta terminando
el montaje del transformador de esta S/E para volver a la topología original del sistema
de transmisión en el área de Guayas.
Otra modificación que se ha realizado es en el caso de la S/E Milagro[3], en la
cual el transformador principal 230/138kV inicialmente se encontraba sobrecargado,
pues se alimentaba desde este al área de concesión de las empresas eléctricas de
Milagro, Babahoyo y Máchala, ante esta dificultad se vio la conveniencia de abastecer a
la empresa de Máchala mediante una línea de transmisión entre la barra de 69kV de la
S/E Pascuales y una barra independiente a 69kV en la S/E Milagro, cabe recalcar que
anteriormente esta nueva línea era uno de los circuitos de la L/T entre las S/E Pascuales
y Milagro a 230kV.
Para solucionar un futuro problema de sobrecarga del transformador en la S/E
Ibarra[3], 138/69kV, a ingresado al sistema la línea de transmisión íbarra - Tulcán a
nivel de 138kV, además esta línea de transmisión jugará un papel importante en la
Interconexión con el Sistema Eléctrico de! vecino país de Colombia, mediante la cualFernando Chamorro
se podrá importar o exportar hasta 40MVA, actualmente se realizan estudios para una
interconexión a nivel de 230kV.
En la S/E Sto. Domingo[3J, uno de los disyuntores principales ha salido fuera de
operación, no por mal estado sino porque ha sido prestado a la Empresa EcuaPower,
para permitir el ingreso de su parque generador, esto ha ocasionado que uno de los
circuitos de la L/T Quevedo - Sto. Domingo salga de operación quedando esta
energizada en la S/E Quevedo con lo cual se logra una compensación de voltaje, pues la
línea bajo esta operación actúa como capacitor.
AI sistema de transmisión de 138kV se ha integrado una nueva barra, en la parte
de la ciudad de Latacunga para ingresar una nueva S/E, que serviría para abastecer parte
de la carga del área de concesión de la Empresa Eléctrica de Cotopaxi, esto ha
ocasionado la formación de dos nuevas líneas de transmisión la L/T Pucará - Latacunga
y Latacunga - Vicentina a 138kV en reemplazo de la L/T Pucará - Vicentina a 138kV,
sin embargo todavía no se ha colocado carga alguna en la nueva S/E, pues no existe un
transformador principal en esta S/E, de tal manera que la Barra de 138kV en Latacunga
actualmente actúa solo como Barra de Paso, pues la carga de la Empresa de Cotopaxi es
abastecida desde la S/E Ambato a nivel de 69kV [3J. El ingreso de la S/E en Latacunga
a 138kV, aliviaría la carga del transformador de la S/E Ambato que actualmente en las
horas de pico esta casi al máximo de capacidad.
En la S/E Molino por otra parte[3], debido a una falla en la barra a 230kV, la
salida del transformador //I no se conecta a esta barra, sino que se conecta directamente
a la L/T Paute - Milagro.
En el Anexo#l se presenta un cuadro con las principales características de las
L/T a nivel de 230kV, 138kV y 69 kV del sistema nacional interconectado (S.N.Í), cabe
recalcar que el número asignado a cada una de las barras es el mismo que usa INECEL
para sus respectivos estudios del sisterna[3].
En lo referente a las características de los transformadores de las S/E
principales del S.N.I, en las S/E de reducción se tiene relaciones de transformación de
230/138kV, 230/69kV, 138/69kV, 138/46kV con una capacidad total de 2209 MVA, en las
S/E de elevación se tiene relaciones de transformación de 13.8/69kV9 13.8/138kV,
13.8/23GkV, con una capacidad tola! de 2584 MVA .
Todo el equipo de transformación tiene conexión estrella/estrella/delta puestos
sólidamente a tierra. En el lado terciario, se tiene en algunos casos conectados elementosFernando Chamorro
62
para la compensación de reactivos(capacitores o reactores), además de ser una alternativa
para el suministro de energía de las propias instalaciones (servicios auxiliares) [3].
El sistema de barras de subestaciones de 230 kV es un esquema de doble barra con
interruptor de enlace. En las subestaciones de 138 kV se tienen varios sistemas: de doble
barra enlazadas con interruptor, barra principal y transferencia o barra simple. En el Anexo
#2 se presentan las características de los transformadores de las principales S/E del S.N.I
El INECEL tiene el control de las principales centrales hidroeléctricas y
térmicas del país, para fines de 1998, la generación será de 2,024MW en el S.N.I,
INECEL genera aproximadamente el 75% del total, y el resto corresponde a las
diferentes empresas del país. La generación hidráulica corresponde al 65% y el resto lo
constituyen1 plantas térmicas.
Las principales centrales hidroeléctricas del País son Paute(1075MW), Agoyán
(156MW) y Pisayambo(75MW) [3], de las cuales se da a conocer sus principales
características técnicas y operativas en el Anexo #3. En la época de sequía, la central
Paute sufre una disminución de la potencia considerable.
INECEL también maneja las centrales térmicas mas importantes del sistema,
con excepción de algunas que son manejadas por las empresas eléctricas de cada zona,
estas centrales han sido afectadas por una mala revisión y mantenimiento.
En lo que se refiere a la generación hidráulica, la Central Paute aporta con
aproximadamente el 81% del tolal(en época lluviosa), aportando 1,075MW, sin
embargo su capacidad se ve reducida, en el período de sequía entre Noviembre y
Febrero, lo cual se agrava en Diciembre, en donde se presenta la Demanda Máxima del
sistema entre las 7 y 8 de la noche. Por otro lado las centrales Térmicas, también han
sufrido una disminución de capacidad, debido principalmente a un inadecuado
mantenimiento.
INECEL ha realizado estudios de demanda de potencia y energía hasta el año
2010, la Demanda era de l,442MW(7.422GWh) en 1992 y se estima que para el año
2003 la demanda será de 2,595M\Vf !3.654G\Vh) . De acuerdo a esta demanda se ha
trazado un plan para la realización de diferentes proyectos hidráulicos y térmicos, de los
cuales lamentablemente por falta de recursos algunos de ellos no han entrado a operarFernando Chamorro
63
para las fechas previstas, lo cual a originado un déficit de energía en los últimos años,
especialmente en la época de estiaje, esto ha ocasionado que la mayoría de empresas
distribuidoras integren a sus redes sus propias plantas hidráulicas y térmicas para
solventar la demanda del país, sin embargo esto no ha sido suficiente, pues la mayoría
de estas no son de una capacidad considerable. En el Anexo #4 se puede ver las
principales características de las centrales de generación a cargo de INECEL y de las
empresas eléctricas del país[3].
Las mayores demandas de potencia del SNI corresponden a las ciudades de
Guayaquil y Quito con 535 MW (30.5%) y 395 MW (22.5%), respectivamente, para horas
de pico. El resto de la carga equivalente a 824 MW (47.0%) se encuentra distribuido en el
resto del país. Para julio de 1998, la demanda de potencia del sistema tiene un valor de
1880MW.
La demanda del país es analizada, considerando factores económicos y la
población, así como el tipo de usuarios, los cuales se clasifican en Residenciales,
Industriales, Comerciales y alumbrado público y otros, teniéndose un predominio de
carga residencial, lo cual se refleja en el factor de carga del país, 60%. La distribución a
los usuarios esta a cargo de las 19 empresas eléctricas, de las cuales 18 pertenecen a
INECEL y una es privada (EMELEC), en las páginas siguientes se presentan las
principales características de estas empresas, además se muestra un gráfico, Figura #4,
en el cual se puede apreciar el área de concesión de cada una de ellas.
Cada una de las empresas distribuidoras, actualmente realiza el contrato de una
determinada potencia con INECEL, el resto de la demanda de cada una de las empresas
es cubierta con su propia generación, en el anexo correspondiente se puede observar la
curva de carga de cada una de las empresas eléctricas del país para un día típico.
Existe penalizaciones por parte de INECEL, específicamente por el Centro
Nacional de Control de Energía (CENACE), cuando una determinada empresa
sobrepasa su demanda de contrato, o también cuando a requerido una cantidad de
reactivos fuera de lo establecido. En el Anexo #5 se presenta la distribución de los
principales centros de carga en las S;B principales del S.N.I.. En el Anexo #6 se
muestran las curvas de carga de las principales empresas eléctricas del país.
Fernando Chamorro
U S A N H
COLOMBIA
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aTotooua /" _ . í'.EUifnoF»J^ / DOAPeftw /A
PEFÍUEMST1TUTO ECUflTORlANO DE ELECTRIFICA CÍO N
CHHTO - ECUADOR
PROYECTO DE SU0TBANSM1510N KftSE
ATLAS DEL PROYECTO
DlSeHSDO
DIBUJADO
REVISADOFECHA
RKCM€M>WO
APROBADO
B E P -
Figura # 4 (1 ornado de J.I.C.A[11])
Fernando Chamorro
64
EMPRESAS ELÉCTRICAS INTERCONECTADAS DEL ECUADOR
#
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
NOMBRE
EMELNORTE
E.E.QUITO SA (EEQSA)
ESMERALDAS (EMELESA)
EMELMANABl
AMBATO (E.E.ASA)
COTOPAXI (ELEPCOSA)
RIOBAMBA(EERSA)
EMELGUR
EMELEC
Sto DOMINGO
MILAGRO (EEMILAGRO)
CENTRO SUR (EERCS)
LOS RÍOS (EE LOS RÍOS)
EL ORO ( EMELORO)
REGIONAL SUR (EERSSA)
Sta ELENA
AZOGUES ( EEAZOGUES)
BOLÍVAR ( EMELBO)
Año de Interc. Al SIN
1980
1977
1981
1982
1977
1977
1979
1982
1977
1983
1983
1983
1984
1986
1987
1987
1988
1988
% de Demanda total delpaís
3.50
22.91
2.44
6.04
3.72
1.80
1.44
7.93
27.70
2.84
3.28
3.82
2.42
5.13
1.87
2.48
0.30
0.69
El INECEL, con el fin de mantener operando al sistema eléctrico ecuatoriano
dentro de rangos de voltaje adecuados, tiene instalados en las principales S/E del S.N.I,
elementos compensadores de reactivos al sistema, tanto capacitores como reactores, los
cuales son operados de tal manera de lograr voltajes adecuados en el sistema eléctrico
del país. Estos elementos se encuentran conectados en los terciarios de los
transformadores de las principales Subestaciones del S.N.I, en el Anexo #7 se presentan
las principales características de estos elementos.
El sistema de comunicaciones básicamente esta constituido por vía telefónica,
radio y el sistema PLC( Power Line Carrier), por medio del cual se logra el monitoreo
en tiempo real del sistema, pues este sistema enlaza las principales S/E del S.N.I a nivel
de230kVy 138kV.
El CENACE, tiene instaladas en las S/E principales del S.N.I unos equipos llamados
RTU ( Unidad Terminal Remota), los mismos que son los encargados de enviar toda la
información necesaria del sistema desde sus punios de ubicación hasta un procesador de
comunicaciones en el CENACE ubicado en la S/E Sta. Rosa, a través de las líneas de
Fernando Chamorro
65
transmisión. Desde el Procesador se envía la información hasta las consolas de la Sala
de Control, para la supervisión, control y operación del sistema nacional
interconectado, en la fígura#5 siguiente se muestra un esquema de como esta
estructurado este sistema[6].
Con la apertura del MEM, en el Ecuador, el acceso a la información toma un
papel aún mas importante, puesto que el CENACE, tiene que realizar las transacciones
económicas con los agentes, bajo una total transparencia, por lo cual todos los agentes
tienen todo el derecho a saber como se han realizado las transacciones y tener el
conocimiento de los precios de energía y cargos de potencia, para poder realizar sus
inversiones en el MEM, esto hace necesario un sistema informático en donde todos los
agentes puedan tener acceso a la información generada por el CENACE, para lo cual se
deben integrar sistemas informáticos entre los agentes del MEM, tales como teléfono,
fax, Internet, etc, para de esta manera tener un conocimiento adecuado de la
información entre agentes y CENACE.
Actualmente el CENACE, trabaja en un proyecto para desarrollar un nuevo
sistema informático que brinde las mejores condiciones para el intercambio de
información con los agentes, la idea es llegar a establecer en un futuro mediato una red
tipo Intranet, entre el CENACE y los Agentes del MEM; en la figurado se muestra
como se piensa estructurar el sistema informático para facilitar un buen funcionamiento
del MEM[6],
Fernando Chamorro
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66
5.1 INTRODUCCIÓN.
La idea de emplear el PowerWorld, para la simulación de la operación del S.N.I
tiene que ver con tres aspectos, la primera es analizar las formas de realizar el despacho
de las diferentes centrales eléctricas del país, esto es mediante la forma actual basada en
la disponibilidad de las centrales y restricciones de la red de transporte, la otra forma
tiene que ver con la operación de las centrales bajo el nuevo esquema del Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM), y la tercera forma es realizando el despacho económico
propiamente dicho de las diferentes centrales hidrotérmicas del país,
El otro aspecto considerado en este capítulo es dar un entorno adecuado en el
PowerWorld, para poder realizar el entrenamiento de futuros operadores de sistemas de
potencia, en este sentido se ha desarrollado una serie de archivos vinculados entre ellos
de tal forma que se logra una presentación muy semejante al provisto por el paquete
computacional SPIDER utilizado en el Centro Nacional de Control de Energía
(CENACE) de INECEL, para la supervisión, control y operación del Sistema Eléctrico
Ecuatoriano[3].
El sistema eléctrico ecuatoriano ha venido siendo controlado, por La Dirección
de Operación del Sistema Nacional Interconectado (DOSNI) específicamente por el
CENACE, parte de la DOSNI, ambos organismos de INECEL. El CENACE como es
sabido tiene a cargo la supervisión, control y operación del S.N.I, así como también la
comercialización de la energía entregada por INECEL a las distintas empresas
eléctricas del país.
Para cumplir con los requerimientos energéticos del país el CENACE, opera las
diferentes centrales del país, las 24 horas del día, los 365 días del año, esto lo hace
considerando dos aspectos muy importantes, primero las condiciones de cada una de las
centrales, en cuanto a su disponibilidad, combustibles, mantenimiento, etc., para lo cual
se ha establecido un calendario de manicniínicnto de las diferentes unidades de
generación con las que cuenta el INTCHL y en segundo lugar en base a las restricciones
Fernamh Chamorro
de la red eléctrica de transmisión, ya sea por líneas de transmisión o por capacidad de
transformadores en las principales S/E del país.
La herramienta con la que cuenta actualmente, el CENACE, para realizar la
operación de la generación del S.N.I es el SPJDHR, paquete computacional que permite
monitorear las condiciones del sistema en tiempo real a la vez de realizar operaciones
de control en cualquier parte del sistema, mediante íelecomandos, previo acuerdo entre
el operador del CENACE y el de la central o S/E en estudio.
Como sabemos la calidad de un sistema eléctrico se basa en frecuencia y voltaje
constantes, para el caso del voltaje se han establecido tolerancias dependiendo del nivel
de voltaje, así para 230kV se permite una tolerancia de +/- 5% y para 138kV +/- 10%,
para poder mantener estas tolerancias, es necesario controlar el flujo de potencia
reactiva del sistema, provista por las unidades generadoras o compensadores ya sean
capacitores o reactores, de tal suerte de proveer o absorber potencia reactiva
dependiendo del caso en análisis.
Considerando los aspectos anteriores, en el PowerWorld, se ha ingresado todo el
sistema eléctrico ecuatoriano, en base a los datos del capítulo anterior[3]. El despacho
de las diferentes centrales eléctricas del país, bajo la forma actual de operar no es
económica, puesto que no considera directamente los rendimientos de cada una de las
máquinas, sino que son operadas de acuerdo a condiciones restrictivas del sistema y en
base a despachos anteriores, por lo cual el costo de operación de todo el sistema no
necesariamente es el menor posible.
Debido a que la simulación en esta parte, no se trata de una operación en
despacho económico, no importan las curvas de entrada - salida de las máquinas
generadoras, por lo tanto la simulación se la realizará tomando en cuenta los resultados
de una operación real para un determinado día, de allí que se han ingresado las
diferentes centrales del país que actualmente están operando y se ha simulado la
operación del sistema en base a las curvas de carga para cada una de las empresas
eléctricas del país, establecidas en el capítulo anterior, estas curvas pueden ser revisadas
en los anexos correspondientes. Para lograr el ingreso de nuevas unidades de generación
o el cambio del valor de la generación de alguna máquina existente en el sistema, se ha
creado un archivo SCRIPT, el mismo que va ingresando los valores de generación o
cambios de los diferentes elementos del sistema de tal manera de abastecer a la carga
Fernando Chamorro
68
del sistema en todo instante sin descuidar los límites permitidos para voltajes, y los de
las máquinas de todo el S.N.I.
La generación de cada una de las centrales tanto de INECEL como de las
empresas eléctricas se la ha fijado de acuerdo a los resultados de la operación en tiempo
real, para cada hora de tal suerte de cumplir la demanda de esa hora.
Para la simulación en esta parte, se ha tomado como referencia el día 19 de
Mayo de 1998 [9], el mismo que de acuerdo a las características hidrológicas,
correspondería a una operación típica de un período lluvioso, estos datos han sido
tomados directamente de la base de datos del CENACE, en donde se registran todos los
datos técnicos del sistema, para cada hora de la operación del S.N.I, así como también
las principales novedades del S.N.I y de las Empresas Eléctricas, toda esta información
es tomada desde el sistema SPIDER para luego ser procesados y archivados, En el
anexo #8 se puede revisar la información del archivo para el día que se ha tomado como
ejemplo.
Los resultados de la simulación se estudian cada hora y en el pico de demanda,
con la ayuda de un archivo SCRIPT, eí cual permite además pausar la simulación
automáticamente cada hora, pausa que es aprovechada para revisar los niveles de
voltaje en cada una de las barras, la sobrecarga por las L/T y transformadores del
sistema.
Para la simulación del sistema en estas condiciones, hay que revisar que la
bandera de E.B(Despacho Económico) no este activada, pues si se lo hace con esta
bandera activada, en la simulación todas las variaciones de carga, serán asimiladas por
la barra oscilante, esto será posible hasta no sobrepasar los límites establecidos por la
curva de capacidad del generador asociada a la barra oscilante, cuando se sobrepasa
este límite se produce un colapso del sistema.
A continuación se presenta el resultado del despacho de las unidades
generadoras, del sistema en estudio solo para la hora pico. El interesado puede revisar
el archivo SNILLUV.pwb para visualizar todos los resultados de la simulación, en
cualquier instante.
Fernando Chamorro
69
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UCARAPUCARÁPVG-CONSQUEVE138QUEVE230QUEVEDOQUEVEDOR1OBA-69RIOBA230S.ALE-BA
SALE138S.DGO138S.DGO230S.DGO230S.DOMINGS.ELE138
S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138S.ROS230S/E19-ALS/E19-BASALIT138SALITR69SROS-MOVTOTOR-BATOTOR138TOTOR230TRÍNI138TRÍN1230TRINIT69TULCAN13TULCAN69
V-EMEL-1V-INEC-2
U Volt0.981.051.051.051.051.051.051.051.051.051.051.031.051.050.981.001.000.960.870.981.031.000.990.000.000.000.980.961.000.970.960.991.000.9
0.9
0.9
0.91.01.0
1.0
1.0
1.0
0.90.9
1.0
0.91.0
0.9
0.90.90.9
0.9
0.9
1.00.91.0
1.0
0.9
olt (kV)67.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.50
141.90240.60240.90135.8069.0023.00
133.00120.0068.00
142.1069.00
136.000.000.000.00
135.10219.70
69.2066.6066.40
227.9046.0
133.9136.7221.7226.969.5
143.768.946.1
138.3222.0133.246.2
135.569.045.767.9
137.1226.4133.2218369.0
134.069.014.213.5
nglo (Deg)-24.49
2.742.742.742.740.000.592.092.092.090.59
-2.76-4.38-4.80
-22.54
-24.72-35.50-32.53-37.83-42.23
-18.49-19.47-21 .3790.0090.0090,00
-29.06-25.40-32.59-31.43-20.00
-16.60
-35.7-32.0-27.1-25.4-26.6-28.7-26.5-28.1-37.0-29.3-26.5-32.6-34.8-23.4-26.4-33.9-20.2-1S.O-19.0-20.7-19.8-23.5-33 ?-33.3-23.1-26.4
WLoad44.40
65.5020.50
74.80
7.80
25.3010.7039.10
83.7
42.4
28.161.8
48.9
11.524.243.8
72.2
13.3
var Load13.50
17.808.40
23.90
1.90
7.003.406.50
34.5
11.7
9.720.0
9.9
2.01.6
10.7
28.9
4.4
WGen
100.00100.00100.00100.0050.20
90.00115.00115.00115.0090.00
0.00O.QO
15.00
0.0
0.0
12.9
25.00.0
var Gen
26.7026.7026.7026.7023.10
30.8033.5033.5033.5030.80
0.00
0.00
4.00
0.00
0.00
6.40
13.60
0.00
Fernando Chamorro
71
Number36
632
1657071
765
ÑameV-1NEC-3V-TRIN-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME
PU Volt1.000.961.000.990.981.02
Volt (kV)13.8013.3069.3045.50
135.3014.10
Angle (Deg)-20.67-20.75-25.92-35.07-30.84-19.98
WIW Load
162.20
[Vivar Load
52.30
MWGen72.000.00
25.00
fiflvar Gen21.60
0.00
5.10
Para considerar el período de estiaje se ha tomado el día 10 de Octubre de
1997 [9], en el cual las condiciones hidrológicas son adversas para un despacho óptimo
de las centrales hidroeléctricas, es decir que estas están operando a media o mínima
capacidad. Al igual que en el caso anterior, en base a los resultados operativos para este
día se ha desarrollado un archivo SCRIPT, para lograr la simulación de la operación de
este día. Bajo estas condiciones y las recomendaciones de la sección anterior se ha
simulado el sistema, lográndose los siguientes resultados para la hora pico. En el anexo
#8 se puede revisar la información del archivo para el día que se ha tomado como
ejemplo.
A continuación se presenta el resultado del despacho para la hora pico
únicamente. El interesado puede revisar el archivo SNISECO.pwb para visualizar los
resultados de la simulación, en cada instante.
Number88
689
89
90
82
19
20
53
130
638
73845
670
649
628
131
115
39
729
52
54
MameAGOYA138AGOYANAGOYANAMBAT-BAAMBAT138BABAH138BABAHOYOC.T.ESMECEDEG138CONS-EQLCONS-EQTCUENC138CUENCACUMBA13.ECUAP-SDECUAP-SEEMEL-SALEMELG-DDEQUIL-69EQUIL138ESMER138ESMÉRALO
PUVoft1.071.041.041.061.060.991.00
1.051.040.000.001.031.041.031.051.05
1.010.951.031.051.071.01
Volt (kV)148.30
14.4014.4073.10
145.70136.5068.8014.50
143.000.000.00
142.1071.8047.4014.5014.5069.80656071.30
145.50147.2069.80
Angle (Deg)-10.21
-5.39-5.39
-16.27-13.04-19.38-21 .35
-4.67-16.8990.0090.00-8.57
-10.36-25.69-17.82-12.70-16.8?-27.51-14.99-13.81
-8.93-10.90
MW Load
44.00
35.00
9.10
100,20
339.9050.40
34.50
[Vivar Load
13.80
10.40
3.50
29.60
108.1018.20
12.10
MWGen
61.0061.003.50
118.00
0.000.00
51.3018.0022.0032.00
3.50
[Vivar Gen
14.7014.70-1.00
18.90
0.000.00
45.6010.0043.7031.70
5.00
Fernando Chamorro
72
Number12311331731
831
931
10311131600
700
829
929
37
627
64
764
664
665
970
87072
73
112
77
7879
74
1514
21
22
148
622
118
18
16
1
77
12
2
2
2
60
90
80
70
90
80
70
60
30
4
4
10
10
ame-ALT1-1-ALTI-2-EMEL-1-EMEL-2-EMEL-3-EMEL-5-EMEL-6-EQiL-2-EQIL-2-EQIL-3-EQIL-3-INEC-4-PASCUA-S.ROSA-S.ROSA-S.ROSA
GPVG-EMEUAL-HER
GUAN+CHlGUANG138GUANGOPOGUARA-BABARR-BABARR138BARRABALATAC138OJAOJA-138
MACHA138MACHALA1MANTAMÉXICOMILAG-BYM1LAG138M1LAG230MILAGRONAYON13.PAPA-ALTPASCU138PASCU230PASCUALSPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE138PAUTE230PAUTE230POLIC138POLICENTPOMA-BAPOMAS138
U Volt1.031.001.011.051.011.031.031.051.051.051.050.99
0.000.971.050.971.021.021.051.011.010.980.990.990.931.050.950.991.010.970.981.041.021.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
1.0
1.01.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.9
olt (kV)14.2013.8014.0014.5014.0014.2014.2014.5014.5014.5014.50
13.600.00
13.4014.5013.4014.0047.0048.30
138.906.60
67.8068.60
137.1032.20
145.1065.70
136.70139.9067.067.7014.3
140.2143.5232.670.647.4
141.5143.3229.265.614.514.314.514.314.514.514.514.514.514.5
143.0243.5244.3139.968.9230
136.5
ngle (Deg)-16.05-14.62-16.82-12.49-16.82-14.86-14.86-12.15-12.15
-9.75-7.03
-16.8090.00
-22.81-18.87-22.81-16.09-22.98-23.97-23.62-20.60-18.00-28.57-25.80-28.80-15.92-14.50-13.04-24.39-26.2-34.25-23.52-17.2-19.5-13.2-15.8-25.1-22.9-16.7-15.6-27.5
0.5
-4.6-0.0-4.60.0
-0.1-0.1-1.00.4
0.4
-4.6-5.8-5.4
-19.2C-22.6Í-28. 2f-25.6'
WLoad
13.20
9.6018.20
16.40
31.60
68.0036.50
75.0
1.4
41.3
)
3 61.05 19.11
var Load
-2.40
3.306.40
5.50
9.10
24.6011.40
33.7
-0.8
12.5
16.67.8
WGen10.0020.00
0.0017.000.00
10.0010.0039.0039.0024.0040.00
0.000.000.00
15.000.000.00
21.6012.50
24.20
0.00
8.50
7.9019.5010.0
4.0
20.0
95.00.0
85.00.0
85.490.090.075.0
100.0100.0
var Gen13.10-5.900.009.000.005.305.30
13.3013.30
-0.600.900.000.000.00
17.600.000.00
5.007.80
0.00
0.00
3.00
7.0011.0015.00
-5.009.60
18.100.00
17.200.00
17.3017.2017.2015.9018.2018.20
Fernando Chamorro
73
Nurnber47
48
29
30
80681
81
45
44
46
41
87
86
63
62
50
149
49
51
26
28
59
585755
56343
60
83
84
8
3
3
3
9
9
63
3
3
63
16
7
7
76
ameORTO138ORTOVIEOSOR138OSORJA9UCAR138UCARA
PUCARÁQUEVE138QUEVE23QQUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DGO138S.DGO230S.DG0230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138S.ROS230S/E19-ALS/E19-BASAL1T138SALITR69SROS-MOVTOTOR-BATOTOR138TOTOR230TRIN1138TR1N1230TR1N1T69TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-INEC-2V-lNEC-3V-TRIN-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME
U Volt0.941.001.051.001.071.051.051.020.990.991.011.01
1.031.000.991.001,001.011.021.101.000.991.020.990.991,001.0
1.0
1,021,0
1.01.0
0.9
0.9
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.91.0
1.0
1.01.0
olt(kV)130.2068.70
145.2068.70
147.7014.5014.50
141.20228.50
68.6069.8069.50
236.9046.00
137.30138.10230.60231.6070.40
151.8069.3045.70
141.10227.70136.6045.8
140.069.946.772.4
145.9235.7136.9225.2
70.4138.468.814.213.813.813.770.146.2
138.814.1
ngle (Deg)-29.46-32.67-14.71-15.58-13.00-8.24-8.24
-22.70-19.77-25.70-24.72-16.55-13.37-28.50-25.17-17.88-19.84-19.06-19.22-16.02-15.38-29.62-22.81-20.09-25.72-27.65-16.6-16.8-26.8-14.4-12.7-14.7-18.1
-16.9-21.8-25.9-25.9-13.7-10.8-10.9-18.1-16.0-28.4-23.7-9.0
MW Load
69.60
7.30
23.6010.0036.30
78.00
39.50
26.2057.50
45.60
10.7022.640.7
67.3
12.4
151.1
Ylvar Load
22.20
1.80
6.503.206.00
32.20
10.90
9.0018.60
9.20
1.801.4
10.00
26.9
4.1
48.7
MWGen
35.0035.00
11.00
4.00
6.60
12.623.074.073.0
0.0
30.0
Vivar Gen
14.5014.50
-4.00
1,00
-3.00
7.008.20
12.80
12.700.00
2.80
La simulación de los archivos anteriores, permite comprender como se comporta
el sistema eléctrico ecuatoriano durante todo un día de operación, y como van
ingresando las diferentes unidades generadoras para mantener funcionando al sistema
adecuadamente. Los archivos Script, íaciliían enormemente el funcionamiento de los
archivos principales, para lograr la simulación, puesto que permiten ver el
Fernando Chamorro
funcionamiento de todo el sistema en forma continua. Los comandos de los dos
archivos Script desarrollados en esta parte se muestran en el Anexo #10.
Un aspecto importante que se nota al realizar la simulación del sistema es que a
partir de las 3:00 AM aproximadamente, la variación de la carga de todo el sistema es
mínima, casi nula, por lo cual el sistema, en este período, se comporta como un sistema
de carga fija, esto sucede así hasta las 5:00 AM, hora a partir de la cual el sistema sufre
una variación de carga considerable como es lógico; este mismo comportamiento
también se presenta en el intervalo comprendido entre las 6:OOAM y 7:OOAM, luego de
lo cual el sistema sufre un constante aumento de carga.
A partir de las 6:OOPM el incremento de la carga es bastante acelerado, a partir
de esta hora prácticamente comienza el período de demanda máxima, el cual dura hasta
aproximadamente las 9:00 PM, hora a partir de la cual la carga comienza a sufrir una
disminución acentuada. El pico de demanda aproximadamente se presenta a las
19:30PM.
En operación normal típica, la Línea de Transmisión Sto. Domingo Sta. Rosa es
por la que menos flujo de potencia se transmite, sin embargo cuando no se provee de
los reactivos a las zona de Costa, por la salida de unidades en la misma, el flujo por la
anterior L/T aumenta considerablemente.
La generación en la parte de Guayaquil, es bastante controlada, de tal manera de
no permitir una sobre carga del transformador 138/69kV en la S/E Salitral, puesto que
cuando esto sucede han existido problemas de seccionamiento de las cargas
alimentadas desde este elemento.
El PowerWorld, mediante la opción E.P(Despacho Económico), permite
simular sistemas de potencia realizando automáticamente un despacho económico,
observándose directamente como cada máquina toma una determinada cantidad de
carga del sistema, conforme la carga varía de acuerdo a la curva de carga de c/u de las
barras del sistema. El PowerWorld realiza el despacho económico en función del
rendimiento de cada una de las máquinas, determinado por la curva entrada - salida de
cada unidad generadora para el caso de las máquinas térmicas, para las centrales
Fernando Chanwtro
75
hidroeléctricas, se puede encontrar un equivalente térmico en base al caudal y niveles
del embalse de cada central.
La idea de realizar el despacho económico de un sistema eléctrico de potencia,
consiste básicamente, en igualar los costos increméntales de cada una de las máquinas
de un sistema, para lo cual partiendo de la función de Entrada - Salida [15], de una
máquina, definida como :
F( P )= a + b.P + c.P2 + d.P3 [ MBTU/h ], donde P - potencia de salida de la máquina.
Si multiplicamos esta ecuación por el costo de combustible de la máquina
( $ / MBTU ), se define la función de costo para cada una de las unidades generadoras;
derivando la misma respecto de la potencia, se define el costo incremental, es decir:
- = b + 2c. P + 3c¡. P2 = Á.[$ i MWti]dP
Se entiende por costo incremental, como el costo que implica, a una máquina
incrementar su generación en 1 MW.
Para que una máquina este operando en despacho económico, es necesario que
el costo incremental de cada máquina (A,) sea igual entre sí, esto se cumple para una
determinada potencia de generación de cada una de las máquinas de un sistema, sin
embargo como ya se explicó en el capítulo #2, cuando se tienen funciones entrada -
salida lineales de las máquinas esto no es posible.
La determinación adecuada de la curva de entrada - salida de las máquinas de un
sistema eléctrico, para poder realizar consideraciones de despacho económico, es
primordial, de allí que en esta parte se explica la forma en que se han obtenido estas
curvas, para las diferentes unidades de generación del país, así como también el costos
de combustible de estas.
En lo que se refiere a las curvas de entrada - salida, se solicitó por parte del
CENACE a las diferentes centrales de] país, tanto de ÍNECEL como de las Empresas
Eléctricas los datos de consumo específico de sus unidades para diferentes potencias de
generación, para luego de acuerdo a los datos enviados realizar una extrapolación de
femando Chamorro
76
estos y obtener curvas tanto lineales corno de segundo orden, en el Anexo #9 se
muestran estos datos y las curvas resultantes [9].
Para el caso de las unidades de las que no se tienen datos directos para encontrar
estas curvas, se ha procedido a realizar aproximaciones de su rendimiento, partiendo de
datos de rendimientos puntuales, específicamente para la potencia máxima, registrados
en años anteriores para cada una de las máquinas, en vista de que para trazar una curva
es necesario tener por lo menos dos puntos, este otro punto se lo obtiene sacando el
10% del rendimiento y de la potencia máxima de las diferentes unidades generadoras,
obteniéndose para este caso únicamente curvas lineales, en el Anexo #9 se da a conocer
estos datos y las curvas de entrada - salida resultante [9].
En lo que se refiere al costo de combustible, de las centrales de generación, a
este costo se le ha cargado también, los costos variables, costos fijos, costos de
lubricantes, etc., esto se lo hace considerando un porcentaje adecuado de acuerdo a
datos registrados en años anteriores, estos porcentajes son declarados por las propias
empresas de generación y distribución, en el Anexo #10 se muestra un resumen de las
centrales térmicas con las constantes de las curvas entrada - salida, asi como también el
costo de combustible para cada una de ellas [9],
Para las centrales hidroeléctricas, el problema fundamental de encontrar un
equivalente térmico de estas, esta relacionado con su embalse y el caudal de la central,
como se explicó en la sección 4.4. De todas formas, para este caso se ha tomado un
costo del agua, comparable con una de las unidades térmicas mas económicas, tanto
para la época lluviosa como para la época seca. Para el caso de unidades hidráulicas
pequeñas y centrales de paso, se ha considerado su generación fija para la simulación.
Para el caso de la Central Paute se ha reducido su potencia máxima de entrega a
600MW en la hora pico, para el caso de la época seca.
Para la simulación en esta parte se tomo las curvas entrada - salida de orden dos,
para el caso de las centrales que estas estén definidas y lineales para las demás. Las
unidades de generación consideradas, son las principales existentes en todo el Sistema
Eléctrico Ecuatoriano agrupadas por central de generación o por marca para el caso de
unidades de potencias de salida pequeñas.
Fernando Chamorro
77
En base de las consideraciones anteriores, se ha realizado la simulación, de
acuerdo a las curvas de carga, establecidas en la sección anterior, de tal manera que la
carga del sistema varia instantáneamente, conforme cambia el tiempo de simulación. El
sistema es simulado tomando como referencia el mismo día seleccionado en la sección
anterior. Para la simulación en esta parte, todos los generadores considerados deben
tener activado la opción AGC, también se debe activar la opción AVR, para que el
programa permita mantener los voltajes dentro de los límites establecidos, así mismo es
necesario activar el control automático de los transformadores ( LTC ) y el control de
capacitores o reactores. Bajo este tipo de simulación se puede ver como cada generador
va tomando carga, es decir va variando su generación de acuerdo a como varíe la curva
de carga del sistema y de sus características de consumo específico.
Para permitir que el archivo principal funcionen automáticamente,
sobrellevando las restricciones de la red de transmisión, este tiene asociado un Script
de tal manera de que el usuario no tenga que realizar manualmente ninguna variación a
los sistemas para poderlos mantener funcionando adecuadamente, este archivo Script
además permite pausar a la simulación cada hora de tal manera de poder facilitar la
revisión de las diferentes condiciones de los sistemas; los comandos de este archivo se
muestran a continuación.O 01:00:OOSIMCJLATIONPAUSE-5O 02:00:00 GEN 89 H OPENO 02:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 04:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 05:00:00 GEN 89 H GLOSEO 05:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 06:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 07:00:00 GEN 89 HMW 75O 07:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 08:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 09:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 10:00:00 SÍMULATION PAUSE -5Ü 10:00:06 GEN 600 GMWDELTA 39.00O 10:00:06 GEN 700 GMWDELTA 39.00O 11:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 12:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 13:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 14:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:10:00 GEN 92 H GLOSEO 17:10:00 GEN 92 HMWDELTA 13.00O 18:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 18:00:00 GEN 81 H GLOSEO 18:00:00 GEN 681 H GLOSEO 18:10:00 SIMULATION SPEED 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE-5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 20:00:00 GEN 700 G OPEN
Fernando Chamorro
78
O 21:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 GEN 92 HOPENO 22:00:00 GEN 81IIOPENO 22:00:00 GEN 681 H OPENO 23:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 23:00:00 GEN 600 G OPEN
Seguidamente se presentan los resultados de la simulación para la época
lluviosa, únicamente en la hora pico, en los resultados se puede apreciar ios factores de
nodo que para este caso, se han determinado tomando como referencia la barra # 1. El
interesado puede revisar los archivos DESNILLUV.pwb para revisar los resultados de la
simulación en esta época hidrológica.
Wumber
88
689
89
90
82
19
20
53130
4
5
670
649
628
131
115
39
729
52
54
12311331731
831
931
10311131600
700
829
929
37
627
64
76
66
66
9787
7
7
ÑameGOYA138GOYANGOYANMBAT-BAMBAT138ABAH138ABAHOYO-T.ESMEEDEG138
CUENC138CUENCACUMBA13.ECUAP-SDECUAP-SEEMEL-SALEMELG-DDEQUIL-69EQU1L138ESMER138ESMÉRALOG-ALT1-1G-ALTI-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQIL-2G-EQIL-3G-EQIL-3G-lNEC-4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSAG-S.ROSAGPVG-EMEGUAL-HERGUAN+CHIGUANG138GUANGOPO
PU Volt1.0040.9720.9790.9890.9840.9390.9981.0500.9921.0141.0330.9891.0501.0501.0050.9681.0301.017
1.0541.000
,_ 1.0301.0001.0501.0501.0501.0301.0301.0501.0501.051.050.981.050.951.021.021.000.961.000.940.95
Volt (kV)138.60013.40013.50068.300
135.800129.50068.80014.500
136.900139.90071 .30045.50014.50014.50069.40066.80071 .000
140.300145.40069.00014.20013.80014.50014.50014.50014.20014.20014.50014.50014.5014.5013.5014.5013.1014.1014.1013.9044.5046.00
130.306.30
Angle (Deg)-15.230
-8.440-8.490
-23.190-19.330-27.270-29.630-28.160-28.450-11.370-13,980-32.460-31.100-35.760-33.660-36.620-31 .860-29.270-30.350-32.760-32.670-33.110-32.540-32.380-32.540-32.680-32.680-29.020-29.020-29.27-29.27-33.65-31.54-30.25-30.47-30.47-33.44-37.90-34.18-34.20-31 .38
MW Load
47.300
37.700
9.700
107.700
365.00054.100
37.100
14.20
iflvar Load
14.800
11.200
3.800
31.800
116.10019.500
13.000
-2.60
MWGen
75.00075.0005.000
60.000
38.00040.000
0.0000.000
0.00012.8005.0005.0005.0005.0005.0005.000
39.0039.000.000.000.00
30.0010.0010.0010.000.005.00
12.80
20.00
Rflvar Gen
15.00020.0004.000
34.500
62.00018.00084.80037.400
. 7.00018.400-2.60011.40010.00011.4007.2007.200
16.5016.50010.7010.700.00
29.907.10
24.0024.000.005.009.00
3.00
ctor.Nodo1.0311.012
1.0121.0841.073
1.1311.1371.1291.1191.0691.0701.1901.1641.1821.1431.1751.1171.119
1.1291.1291.1431.1431.1431.1431.1431.1431.1431.1161.1161.1191.1191.1431.1711.1681.1661.1661.1401.2051.1951.1921.189„.
Fernando Chamorro
79
Number11277
78
79
74
15
14
2122
148
118
18
16
17
770
122
25
24
27
601
901
801
701
1
7907
807
707
607
2
303
3
42
4
10
10
4
4
2
38
688
4
4
4
4
88
6
6
5
14
4t
2£i
j
ÑameUARA-BAARR-BAARR138ARRABA
-ATAC138OJA
OJA-138ACHA138ACHALA1ANTAILAG-BYILAG138ILAG230
MILAGROAYON13.APA-ALTASCU138ASCU230ASCUALSAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-AB
PAUTE-CAUTE-C
PAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE138PAUTE230PAUTE230POUC138POLICENTPOMA-BAPOMAS138PORT0138PORTOVIEPOSOR138POSORJA9PUCAR138PUCARÁPUCARÁQUEVE138QUEVE23QQUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DGO138S.DG0230S.DG0230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138
UVott0.9170.9970.9250.9930.9800.9510.9570.9071.0200.9190.9700.9730.9660.9790.9860.9650.994
0.9480.9681.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0241.0411.0410.9730.9960.980.920.820.94
1.010.990.990.980.980.940.930.99
0.930.940.970.980.920.970.940.960.991.050.990.990.96
Volt (kV)63.20068.800
127.70034.300
135.20065.600
132.000125.20070.40063.400
133.900134.300222.30067.60045.300
133.200137.200218.00066.80014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.500
141.300239.400239.40134.3068.7022.70
127.20114.4065.00
139.8068.70
137.9013.6013.60
130.70214.2068.8064.4065.20
224.2045.50
128.20134.40216.20222.1068.30
145.1068.7045.90
132.80
ngle (Deg)-25.260-40.200-36.750-40.490-23.680-20.690-18.390-40.840-44.160-55.260-24.760-32.800-19.940-23.100-33.950-33.510-28.330-24.800-36.620
0.0000.0000.0000.0000.000
-0.880-0.880-0.880-0.880-0.880-5.520-7.410-7.80
-30.59-33.79-40.03-36.78-45.98-51.28
-30.29-31.30-19.77-14.32-14.32-35.32-31.12-39.10-37.86-23.48-19.45-40.34-36.21-31.65-31.19-31.10-33.34-34.22-35.76-41.71-33.33
MW Load10.30019.600
17.600
33.900
73.10039.200
80.500
1.500
44.400
65.5020.50
74.80
7.80
25.3010.7039.10
83.70
42.40
28.1061.80
var Load3.6006.900
5.900
9.800
26.40012.200
36.200
-0.900
13.500
17.80
8.40
23.90
1.90
7.003.406.50
34.50
11.70
9.7020.00
MWGen
0.000
0.000
0.0005.000
0.00029.500
100.000100.000100.000100.000100.000114.700114.700114.700114.700114.700
35.0035.00
10.00
0.00
0.00
Mvar Gen
0.000
5.000
7.00019.000
8.00015.000
31 .00031 .00031.00031.00031.00039.40039.40039.40039.40039.400
15.0015.00
4.00
0.00
5.60
ctor.Nodo1.1301.2431.2331.2441.0981.1701.1681.3081.3231.6791.0871.1521.0781.0841.1941.1741.117
1.1111.1751.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0011.0021.0031.1441.1481.2281.2171.4701.5251.1331.1341.0621.0491.0491.1831.1661.2021.1951.0841.0751.2231.2091.1651.1671.1641.1681.1821.1821.1951.172
Fernando Chamorro
80
•Jumber57
56
34
31
6083
84
85
32
33
38
91
92
631
35
36
632
165
70
71
765
ÑameS.ROS230S/E19-BASALIT138SALITR69SRQS-MQVTOTOR-BATOTOR138TOTOR230TRINI138TRINI230TRIN1T69TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-lNEC-2V-INEC-3V-TR1N-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME
PU Volt0.9360.9950.9801.0050.9540.9750.9850.9660.9500.9350.9860.9340.9991.0301.0001.0000.9501.0080.9450.9431.020
Volt (fcV)215.200
45.800135.30069.40043.90067.300
136.000222.200131.200215.10068.000
128.90068.90014.20013.80013.80013.10069.50043.500
130.10014.100
Angle (Deg)-30.300-39.270-30.730-33.650-38.270-20.990-18.790-21 .720-26.880-25.900-30.920-36.940-36.990-30.310-28.820-28.010-25.570-33.440-39.320-34.270-31 .080
WiW Load
48.900
11.50024.20043.800
72.200
13.300
162.200
fiflvar Load
9.900
2.0001.500
10.700
28.900
4.400
52.300
ñflWGen
13.00025.00060.00070.00030.000
10.000
Mvar Gen
7.00011.30016.50017.500-0.200
3.100
Fctor.Nodo1.161
1.2261.1411.1431.1851.0751.0681.0911.1201.1181.1281.2341.2341.1431.1421.1421.1191.1401.2091.1951.139
Para este caso se ha tomado como referencia los datos tomados en las secciones
anteriores para este período hidrológico. La simulación se la realiza de acuerdo a las
indicaciones de la sección anterior.
Para permitir que el archivo principal funcionen automáticamente,
sobrellevando las restricciones de la res de transmisión, este tiene asociado un Script de
tal manera de que el usuario no tenga que realizar manualmente ninguna variación a los
sistemas para poderlos mantener funcionando adecuadamente, este archivo scrpit
además permite pausar a la simulación cada hora de tal manera de poder facilitar la
revisión de las diferentes condiciones de los sistemas; los comandos de este archivo se
muestran a continuación.O 00:00:00 GEN 8IHOPENO 00:00:00 GEN 68IHOPENO 01:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 02:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 04:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 05:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 06:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 06:00:00 GEN 681HCLOSEO 07:00:00 SIMULATIQN PAUSE -5O 08:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 09:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 10:00:00 SIMULATION PAUSE -5O Il:00:OOSIMULA*nONPAUSE-5O 12:00:00 SIMULATION PAUSE-5
Fernando Chamorro
81
O 13:00:00 SIMULATION PAUSE -5Ü 14:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 18:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 18:00:06 GKN 81 TI CLOREO 18:00:00 (iKN 7 I CLOSÍiO 18:15:00 SIMULATION SPIíKD 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE'. -5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE -5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 21:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:06 GEN 81 H OPENO 22:00:00 GEN 7 1 OPENO 23:00:00 SIMULATION PAUSE -5
El interesado puede revisar el archivo DESNISEC.pwb para revisar la
simulación en cualquier instante, a continuación se presentan los resultados para la hora
pico, los factores de nodo están calculados tomando a la barra # 1 como referencia.
Number88
689
8990
82
19
20
53
130
4
5
670
649
628
131
115
39
729
52
5412311331731
831
93110311131600
700
829
929
37
627
64
764
ÑameAGOYA138AGOYANAGOYANAMBAT-BAAMBAT138BABAH138BABAHOYO
C.T.ESMECEDEG138CUENC138CUENCAGUMBA13.ECUAP-SDECUAP-SEEMEL-SALEMELG-DDEQUIL-69EQUIL138ESMER138ESMÉRALOG-ALTI-1G-ALTl-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQIL-2G-EQlL-3G-EQIL-3G-INEC-4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSA
PU Volt1.0320.9981.0051.0191.0120.9770.9961.0501.0171.0221.0401.0071.0501.0501.0100.9781.0331.0441.0611.0071.0301.0001.0501.0501.0501.0301.0301.0501.0501.0501.0500.9861.0500.9501.04
Volt (kV)142.40013.80013.90070.300
139.600134.80068.70014.500
140.400141.00071 .80046.30014.50014.50069.70067.50071.300
144.100146.40069.50014.20013.80014.50014.50014.50014.20014.20014.50014.50014.50014.50013.60014.50013.10014.400
ftngle (Deg)
-8.580-2.150-2.200
-16.040-12.390-19.310-21 .490-5.550
-15.430-10.710-12.870-23.490-20.170-22.410-16.930-17.570-15.110-1 1 .500-10.090-12.460-14.780-14.370-15.750-15.580-15.750-15.430-15.430-12.270-12.270-4.660-4.660
-16.920-2.330
-18.560-21.250
MW Load
47.300
37.600
9.700
107.500
365.00054.100
37.000
¡Vivar Load
14.800
11.200
3.800
31 .800
116.10019.500
13.000
MWGen
75.00075.0005.000
125.000
49.00040.000
0.0000.000
0,00027.90023,2005,3005.3005.3007.7007.700
39.00039.00040.00040.00
0.00090.0018.0010.00
Mvar Gen
15.00020.0004.000
27.700
60.40018.00067.80037.400
7.00014.900-4.90010.1008.800
10.1005.8005.800
14.10014.1004.3004.3000.000
37.1003.400
24.000
Fctor. Nodo1.0010.9880.9891.0451.0371.0751.0780.9641.0471.0591.0591.1321.0891.1071.0521.0521.0280.9960.9650.9651.0521.0521.0521.0521.0521.0521.0521.0281.0280.9950.9951.0521.0461.1011.102
Femando Chamorro
82
Number664665970870
7273
1127778797415142122
148622118181617
770122252427
601901801701
•
90807060
30
44
101044238
688
1344í.¿
886
Ñame-S.ROSAPVG-EMEUAL-HERUAN+CH!UANG138UANGOPOUARA-BA
BARR-BABARR138BARRABALATAC138OJAOJA-138
MACHA138MACHALA1MANTAMÉXICOMILAG-BYM1LAG138MILAG230MILAGRO
AYON13.APA-ALTASCU138
PASCU230PASCUALSPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE138PAUTE230PAUTE230POLIC138POLICENTPOMA-BAPOMAS138PORTO138PORTOVIEPOSOR138POSORJA9PUCAR138PUCARÁPUCARÁPVG-CONSQUEVE138QUEVE230QUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BA
U Volt1.0441.0140.9871.0190.9610.9600.9450.9960.9290.9981.0050.9690.9660.9131.0200.9871.020
1.0060.9921.000
1.0151.004
0.9871.0190.9800.9781.0501.021.0281.021.051.051.051.051.051.021.021.041.051.000.990.990.940.900.991.040.991.021.011.010.000.990.960.990.970.971.000.99
olt (kV)14.40014.00045.40046.900
132.7006.300
65.20068.700
128.20034.400
138.70066.900
133.300126.00070.40068.10014.100
138.900136.900229.900
70.00046.200
136.200140.600225.40067.50014.5014.2014.2014.2014.5014.5014.5014.5014.5014.20
141.80241 .40241.80138.5068.8023.00
130.40124.3068.90
143.6068.80
141.6013.9013.90
0.00137.00222.4068.9067.5067.10
230.4045.90
ngle (Deg)-21 .250-16.210-28.720-25.140-25.070-21.640-19.150-31 .800-28.390-32.080-15.960-19.870-17.620-26.770-30.000-38.770-30.000-16.990-19.430-12.500-15.450-24.920-24.170-15.320-13.870-17.560
0.000-5.500-5.50-5.50
0.001.231.231.231.23
-5.64-5.50-6.46-5.64
-16.59-18.46-30.37-27.28-31.95-36.04-12.48-13.43-12.55-7.38-7.3890.00
-23.29-19.72-26.72-25.59-17.48-13.68-30.67
MW Load
14.200
10.30019.600
17.600
33.900
73.00039.200
80.500
1.500
44.40
65.5020.50
74.70
7.80
25.3010.7038.90
83.80
var Load
-2.600
3.6006.900
5.900
9.800
26.40012.200
36.200
-0.900
13.500
17.808.40
23.90
1.90
7.003.406.40
34.50
MWGen10.0000.0005.000
12.800
25.000
0.000
0.000
1.80013.5000.000
0.00029,500
100.0000.0000.0000.000
100.00115.00115.00115.00115.00
0.00
35.0035.00
10.00
var Gen24.000
0.0005.0009.000
0.000
0.000
5.000
-1.30019.0000.000
8.00015.000
27.400.000.000.00
27.4029.8029.8029.8029.80
0.00
15.0015.00
4.0
ctor. Nodo1.1021.0431.1471.1371.1341.1251.091
1.1981.1861.199
1.0541.1551.1531.1631.1641.3461.1641.0391.0661.0361.0381.1361.1091.0451.0441.0521.0001.001
1.0011.0011.0000.9990.9990.9990.9991.0011.0011.0021.0011.0601.0611.1561.1471.2551.2741.0071.0081.0251.0151.0150.0001.0911.0841.0981.0961.0501.0441.151
Femando Chamorro
83
Number62
5014949
5126
28
59
58
57
55
56
34
31
60
83
84
85
32
33
38
91
92631
35
36
632
165
70
7
765
ÑameS.ALE138S.DGO138S.DG0230S.DGO230S.DOMINGS.ELE138S.ELENA
S.ROS-BAS.ROS138S.ROS230
S/E19-AL
S/E19-BA
SAL1T138
SAL1TR69SROS-MOVTOTOR-BATOTOR138
TOTOR230
TRÍNI138TRINI230TRINIT69
TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-íNEC-2V-INEC-3
V-TRIN-1VAP-GUAY
VICEN-BA
VICEN138
VPVG-EME
PU Volt
0.9520.9790.9760.9830.9961.075
0.995
0.9940.984
0.9580.947
0.9971.001
1.011
0.9761.003
1.013
0.994
0.971
0.9631.006
0.916
0.9941.030
1.000
1.000
0.9501.014
0.964
0.96
1.02
Volt (kV)
131.400135.100224.500226.000
68.700148.40068.700
45.700135.800220.300
130.700
45.900
138.200
69.70044.90069.200
139.800
228.600
134.000
221.40069.400
126.40068.60014.20013.800
13.80013.10070.00044.300
132.50014.100
Angle (Deg)
-26.740-19.100-19.790-20.170-20.770-20.920-22.410
-31 .970
-23.990-21.040
-27.380
-29.650
-15.920
-16.920-28.710-14.020-11.950-14.980
-12.640-13.140
-15.670-29.920
-32.030-13.590
-12.120-11.310-7.080
-16.210
-30.090-25.220
-9.150
1V1W Load
42.400
28.100
61 .800
49.000
11.500
24.20043.700
72.200
13.300
162.200
Wlvar Load
11.700
9.70020.000
9.900
2.0001.500
10.700
28.900
4.400
52.300
MWGen
0.000
0.000
0.00025.00060.00070.000
130.000
30.000
¡Vivar Gen
0.000
5.200
0.0009.000
12.80013.700
-23.000
3.200
:ctor. Nodo
1.140
1.088
1.084
1.0891.090
1.107
1.107
1.126
1.107
1.098
1.147
1.154
1.051
1.0521.118
1.038
1.033
1.052
1.040
1.040
1.042
1.211
1.2191.052
1.051
1.051
1.038
1.043
1.151
1.137
1.042
Es necesario hacer notar que en la época lluviosa, por ser la energía mas barata
en la Central Paute que la dotada por las centrales de EMELEC, en la zona de Salitral,
estas últimas no son despachadas y por tanto, hay una tendencia a alimentar toda la
carga de esta zona, a través del transformador de la S/E Salitral 138/69kV, el mismo
que opera cerca de su capacidad en un período comprendido desde las 8:OOAm
aproximadamente hasta 10:OOPM, razón por la cual, para vencer esta restricción de la
red se tiene que ingresar las unidades de Gonzalo Zevallos, aportando aproximadamente
100MW para lograr pasar el pico de demanda del sistema sin ningún problema. Un caso
similar se tiene en el transformador de la S/E Ambato, en donde el aporte de las
centrales hidráulicas de esta empresa deben estar en línea en la hora pico para no
sobrecargar al transformador de esta S/E, pero la sobrecarga de este transformador
también se debe a que para esta simulación no se ha tomado en cuenta la generación de
la Empresa Eléctrica Cotopaxi.
Fernando Chamorro
84
En el caso de la época seca, en lo que se refiere a la zona de Salitral, el
problema termina, puesto que debido a la disminución de la potencia de la Central
Paute, se despachan otras centrales mas caras, entre estas las de EMELEC y Gonzalo
Zevallos, por lo cual el transformador esta aliviado y se pasa la hora pico sin problemas.
Es preciso en esta parte mencionar que las curvas de carga de las diferentes empresas
eléctricas, mantienen la misma forma de las curvas tomadas para el período lluvioso,
pero han sido todas multiplicadas por un factor adecuado de tal manera de lograr las
condiciones de carga para el período seco.
Un aspecto importante que se puede ver al revisar las simulaciones de esta
sección, es el hecho de que el PowerWorld, no considera para la simulación, el tiempo
máximo que una unidad de generación puede estar en línea, puesto que en existen
algunas unidades como las de la Central Aníbal Santos, que pueden estar generando
únicamente 4 horas(utilizadas para el período de pico), pero que sin embargo el
PowerWorld no considera este aspecto y despacha las unidades de generación
considerando únicamente su eficiencia en función de su curva entra - salida y costo de
combustible.
De acuerdo a lo explicado en el capítulo anterior, en lo referente a la próxima
apertura del mercado eléctrico mayorista ecuatoriano, es necesario realizar los estudios
necesarios, de tal manera de establecer las condiciones en las que va ha funcionar el
MEM para de acuerdo a estas, realizar una simulación.
Primeramente para realizar la simulación en el PowerWorld, se ha realizado un
estudio del centro de carga del sistema ecuatoriano.
Para la determinación de la centro de carga, se ha aplicado el mismo criterio que
para determinar el centro de masa de un sistema, este procedimiento no puede ser el
mas preciso y correcto, sin embargo nos da una buena aproximación del sitio en el cual
puede encontrarse el centro de carga de un sistema.
Fernando Chamorro
85
De acuerdo al criterio del centro de masa de un sistema, es necesario establecer
una referencia en base de la cual se encuentran las posiciones de cada uno de los puntos
de masa, para luego determinar el centro de masa de acuerdo a la expresión:
Rí = - — — — - — - donde:M1 + M2 +.....»..+ Mn
Rt: Coordenada del centro de masa
Rn: Coordenada del cuerpo n
Mn: Masa del cuerpo n
La expresión anterior es aplicada para la determinación del centro de carga del
sistema eléctrico ecuatoriano, con la diferencia de que se colocarán para el estudio las
S/E de carga del S.N.I .
Primeramente en un mapa a escala del sistema eléctrico ecuatoriano, fijamos un
punto de referencia, para establecer los vectores posición de las S/E principales del
S.N.I, en las cuales está concentrada la carga de las distintas empresas de distribución.
El punto de referencia puede ser cualquiera y se ha tomado las S/E principales
del S.N.I tanto a 69kV como a 34.5kV .
En la figura #1, se muestra un mapa a escala del país con las diferentes S/E
principales del Ecuador, en base al cual se ha establecido el punto de referencia
indicado en este gráfico. En función de este punto de referencia, en la tabla #1, se
muestran las S/E tomadas en cuenta, con su respectiva carga para demanda máxima,
media y mínima, así como también el vector de posición de cada una de estas.
De acuerdo a los datos anteriores, se han establecido los resultados mostrados en
la tabla # 2, para las diferentes demandas.
Los puntos físicos de los resultados, se muestran en el mapa de la figura #1,
como vemos no corresponde a ninguna S/E, como se podría haber esperado, en realidad
el centro de carga difícilmente se encuentra en una S/E, sin embargo es necesario
colocar una barra física de alguna S/E, la barra de mercado, para establecer las
transacciones económicas entre los agentes.
Fernando Chamorro
86
S/ELojaCuencaMilagroBabahoyoMáchalaPascualesGuayaquilTrinitariaPosorjaSta. ElenaQuevedoPortoviejoMantaSto. DomingoEsmeraldasSta. RosaQuitoIbarraTulcánAmbatoTotorasGuarandaRiobambaTotal
Dem.Max(M\V)35.510266.934
74.2253.228571.77.730.534.277
41.641.238.1276154.248.613.551.342.810.536.7
1826.4
Dem.Media(MW)14.159.346
22.551
198.428847.84.118.419.249.426.922.425.6200.6118.128.25.7
28.228.83.216.5
1324.4
Oem.Mín(MW)13.242.339.518.838.1160.115841.64.517.916.342.422.618.823.5112.166.921.23.7
24.315.63.013.3
917,7
Posición (Km)200 Z2260 ¿29260 Z54294 Z56°150 Z34°240 Z64°228 ¿60°208 ¿58°170Z630
192 ¿85°374 ¿66°342 ¿80°344 Z86°464 Z64°566 Z75°492 Z58°504 ^57°578 ¿58°650 Z56°416 Z49°414 Z47°350Z510
376 Z46°
Tabla #1
Demanda MáximaDemanda MediaDemanda Mínima
332.2468 Z58.14
325.5856 Z58.69318.5808 Z59.22
Tabla Wl
Estudios anteriores realizados por INECEL, determinaron el centro de carga del
sistema eléctrico ecuatoriano en la mitad de la línea de transmisión entre las
subestaciones Pascuales y Quevedo, esto hace ver que la mayor carga del país esta
concentrada en esta zona del país, lo que corrobora los resultados encontrados mediante
el método anterior, ahora bien, si se realiza un estudio de como ha ido evolucionando la
carga de la zona de Pascuales con la de Quevedo, se puede ver que la primera ha tenido
Fernando Chamorro
87
un mayor crecimiento de carga, lo cual hace pensar en colocar la barra de mercado en la
parte de Guayaquil, además como ya se explicó en el capítulo anterior, las transacciones
económicas son independientes del lugar en donde se establezca la barra de mercado,
por lo tanto para los estudios siguientes se ha establecido la barra de mercado en la S/E
Pascuales a nivel de 230kV.
Una vez establecida la Barra de Mercado, ahora es necesario establecer los
factores de nodo de cada una de las barras tanto para los generadores como para los
distribuidores y grandes usuarios. En lo referente a los grandes usuarios, debido a que el
mercado eléctrico ecuatoriano esta por abrirse, aún no se tiene información confiable
sobre estos, por lo tanto los factores de nodo se establecen únicamente para las
empresas generadoras y distribuidoras. Para tal efecto es necesario realizar una
simulación continua(horaria), para establecer los factores de nodo tanto en las barras de
generación como en las de carga de todo el sistema de forma de poder realizar las
transacciones económicas cada hora de un día específico.
Es necesario aclarar que el CONELEC aun no establece las llamadas
FRONTERAS, que no es mas que definir hasta que parte de las instalaciones eléctricas
de todo el sistema eléctrico, pertenecerá a los diferentes agentes, inicialmente por
ejemplo se ha definido que para el caso de los generadores, estos pasarán a manejar el
generador propiamente dicho y el transformador elevador, por tanto el factor de nodo
con el cual participará el generador en el MEM, será el de la barra de alta del
transformador elevador, será en este nodo además en donde se tendrán que instalar los
diferentes equipos para medición de la energía entregada por un generador específico.
En lo referente a las empresas de distribución, igualmente se está estudiando las
fronteras, para identificar claramente los elementos que manejará una empresa
distribuidora y la empresa transmisora, en este caso se ha tomado la barra de entrega al
menor voltaje dentro de las S/E, principales del S.N.I. Todo este problema se presenta
básicamente debido a que cuando el sistema eléctrico ecuatoriano fue estructurado, este
fue concebido como un todo, pues el INECEL, era el único organismo que controlaba
todo este sistema.
Por otro lado es importante aclarar que para las últimas simulaciones., todas las
unidades de generación, poseen una curva de entrada - salida lineal [9], para serFernando Chamorro
despachadas, de tal forma de poder encontrar el despacho económico y la unidad
marginal, horariamente, factores esenciales dentro del funcionamiento del MEM
ecuatoriano.
El archivo principal tiene asociado un Script, te tal manera de considerar las
restricciones de la red de transmisión del S.N.I, además permite pausar
automáticamente al sistema cada hora para la revisión de resultados, los comandos de
este Script se muestran a continuación.
O 01:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 01:30:00 GEN 89HOPENO 01:30:00 GEN 36VMW50O 02:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 04:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 05:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 05:30:00 GEN 89 H GLOSEO 06:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 07:00:00 SIMULATTON PAUSE -5O 07:00:00 GEN 89 II MW 75O 08:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 08:00;00 GEN 35 V MW 70O 08:30:00 GEN 36 V MW 70O 09:00:00 SMULATION PAUSE -5O 10:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 10:25:00 GEN 600GAGCOO 10:25:00 GEN 600GMW30O 11:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 12:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 13:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 14:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:10:00 GEN 92 H GLOSEO 17:10:00 GEN 92HMWDELTA 13.00O 18:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 18:00:00 GEN 81 H GLOSEO 18:00:00 GEN 681H GLOSEO 18:10:00 SIMULATION SPEED 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE-5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 21 .-00:00 SIMULATION PAUSE -5O 21:30:00 GEN 8IHOPENO 21:30:OOGEN 681 HOPENO 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 GEN 92 HOPENO 22:30:00 GEN 35VMW50O 23:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 23:00:00 GEN 36 V MW 60O 23:30:00 GEN 600GOPEN
A continuación se presenta el resultado de la operación para la época lluviosa,
en la hora pico únicamente, el usuario puede revisar el archivo DESNlMEML.pwb,
para poder analizar la operación durante todo un día en este período hidrológico.
Fernando Chamorro
89
umber88
689
8990
82
1920
53
130
4
5
670
649628
131115
39
729
52
54
12311331731
831931
10311131600
700
829929
37
627
64
764
66
66
9787
77
11
7
7
7
7
1
1
2
2
14
11
1
11
77
12
ÑameGOYA138GOYANGOYANMBAT-BAMBAT138ABAH138ABAHOYO.T.ESMEEDEG138UENC138UENCAUMBA13.CUAP-SDCUAP-SEMEL-SALMELG-DDQUIL-69QU1L138SMER138SMERALD
G-ALTI-1G-ALTI-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQlL-2G-EQlL-3G-EQIL-3G-INEC4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSAG-S.ROSAGPVG-EMEGUAL-HERGUAN+CH1GUANG138GUANGOPOGUARA-BAIBARR-BAIBARR138[BARRABALATAC138LOJALOJA-138MACHA138MACHALA1MANTAMILAG-BYMILAG138MILAG230MILAGRONAYON13.PAPA-ALT
U Volt
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1.011.061.001.031.001.051.051.051.031.031.051.051.051.050.981.05
0.9
1.0
1.0
1.00.91.0
0.9
0.9
0.9
1.0
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
1.0
0.9
0.9
0.9
0.90.9
0.90.9
Volt (kV)138.80
13.4013.5068.40
136.00128.8068.9014.50
136.30139.8071.2045.6014.5014.5069.3066.9070.80
140.00145.9069.2014.20
13.8014.5014.5014.5014.2014.2014.5014.5014.5014.50
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130.66.3
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135.665.5
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133.4
ngle (Deg)
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-21.55-17.70-28.02-30.40-14.66-29.94-11.46-14.06-30.12-28.39-37.34-37.31-38.29-36.82-30.79-19.03-21.43-36.92-36.75-36.18-36.03-36.18-36.32-36.32-34.62-36.82-30.79-30.79-37.2-33.2-27.9-28.2-28.2-36.8-35.5-31.8-31.7-28.2-24.2-37.8-34.3-38.1-21.7-20.7-18.4^2.4-45.7
-54.1-25.4-34.3-20.6-23.8-31.5-31.2
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17.6
33.9
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80.5
1.5
var Load
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11.20
3.80
31.80
116.1019.50
13.00
-2.6
3.6
6.9
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36.2
-0.9
MWGen
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30.010.010.010.00.0
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0.0
0.0
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0.0
29.5
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19.0
8.0
15.0
.Nodo
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Fernando Chamorro
90
Number25
2427
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17
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2303
'.
4243
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665
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8
8
8•:
¡
39-i
ÑameASCU138ASCU230ASCUALSAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-CAUTE-CAUTE-CAUTE-CAUTE-CAUTE138AUTE230AUTE230OLIC138OLICENTOMA-BAOMAS138ORTO138ORTOVIEOSOR138OSORJA9
PUCAR138PUCARÁPUCARÁQUEVE138QUEVE230QUEVEDOQUEVEDORlOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DG0138S.DGO230S.DGO230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138S.ROS230S/E19-ALS/E19-BASAUT138SAL1TR69SROS-MOV
TOTOR-BATOTOR138TOTOR230
TRIN1138TRINI230TRINIT69TULCAN13TULCAN69
U Volt0.99
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1.051.051.051.051.051.051.021.041.040.971.000.990.920.840.961.011.001.000.990.990.960.931.000.940.930.90.90.90.90.90.90.91.01.01.00.90.90.91.00.91.00.9
0.9
0.9
0.9
0.90.90.90.91.0
olí (kV)136.60217.10
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138.2013.6013.60
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224.045.5
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-0.90-0.90-0.90-0.90-0.90-5.61-7.57-7.85
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-19.2
-17.1
-20.2
-28.7-27.3-32.7-34.5-34.6
MW Load
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7.80
25.3010.7039.00
83.8
42.4
28,161.8
49.0
11.524.2
43.8
72.2
13.3
var Load
13.50
17.808.40
23.90
1.90
7.003.406.40
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9.9
2.01.5
10.7
28.9
4.4
MWGen
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10.00
0.0
0.0
13.0
var Gen
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15.0015.00
.00
1.0
6.8
7.0
Nodo1 .00851.00001 .07080.88580.88580.88580.88580.88580.88620.88620.88620.88620.88620.88730.88850.88881 .03581.04171.07891.06881.30881 .35701.02251.02340.93490.92240.92241 .05631 .03971.07371.06790.95740.94851 .07441.06201.01741.04001.01921 .02051.06711 .06711 .05031.02921.01921.06961 .07681 .04201 .04561 .04080.9470
0.94120.96101.01551.01161.02751.08181.0820
Fernando Chamorro
91
Number631
3536
632165
70
71
765
MameV-EMEL-1V-INEC-2V-INEC-3V-TRIN-1VAP-GUAYVICEN-BAV1CEN138VPVG-EME
PU Volt1.031.001.000.951.010.950.941.02
VoIt(kV)14.2013.8013.8013.1069.6043.60
130.4014.10
Angle (Deg)-33.95-31.65-31.65-28.71-36.84-36.95-31.91-32.11
MW Load
162.20
Mvar Load
52.30
MWGen25.0070.0070.000.00
20.00
Mvar Gen11.7018.1018.100.00
3.70
F.Nodo1.04491 .04451.04451.01551 .03941.06031.04781.0385
De acuerdo a las consideraciones anteriores, se ha realizado la simulación de la
operación del S.N.I, para el período seco, en el cual la Central Paute sufre una notable
disminución de su capacidad.
El archivo principal tiene asociado un ScrSpí, para considerar las restricciones
de la red de transmisión y permitir la revisión de resultados cada hora, los comandos del
Script se muestran a continuación.
O 00:00:00 GEN 81HOPENO 00:00:00 GEN 681 HOPENO 01:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 02:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 04:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 05:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 06:00:00 S1MULATION PAUSE -5O 06:00:00 GEN 681 H GLOSEO 07:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 08:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 09:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 09:00:00 GEN 35 V ACiC IO 09:30:00 GEN 36 V AGC IO 10:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 11:00:0ü SIMULATION PAUSE -5O 12:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 13:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 14:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 18:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 18:00:00 GEN 7 1 GLOSEO 18:00:06 OKN 81HCLOSBO 18:10:00 SIMULATION SPEED 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE -5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 21:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:06 GEN 81II OPENO 22:00:00 GEN 7 1 OPENO 23:00:00 SIMULATION PAUSE -5
Fernando Chamorro
92
A continuación se presentan los resultados de la simulación únicamente para la
hora pico, el interesado puede revisar el archivo DESNIMEMS.pwd para poder analizar
la operación del S.N.I durante todo el día en este período hidrológico.
\lumber
88
689899082
316
192053
1304j
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103113607082
923
626
766666978777
117777112
ameGOYA138GOYANGOYANMBAT-BAMBAT138AB-TABAH138ABAHOYOT.ESMEEDEG138UENC138UENCAUMBA13.CUAP-SDCUAP-SEMEL-SALMELG-DDQUIL-69
EQU1L138ESMER138ESMÉRALOG-ALTI-1G-ALTI-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQlL-2G-EQIL-3G-EQIL-3G-INEC-4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSAG-S.ROSAGPVG-EMEGUAL-HERGUAN-fCHIGUANG138GUANGOPOGUARA-BAIBARR-BAIBARR138IBARRABALATAC138LOJALOJA-138MACHA138
U Volt
1.051.021.021.041.030.990,981,001.051.031.021.041.031.051.051,010.991.031.051.07
1.011.031.001.051.051.051.031.031.0
1.01.01.00.91.00.91.01.01.0
1.01.00.90.90.91.00.90.9
1.00.90.90.9
olt(kV)145.0014.0014.1071.70
142.2013.70
135.6069.2014.50
142.70141.4071.8047.4014.5014.5070.0068.1071.40
145.50147.0069.7014.2013.8014.5014.5014.514.214.214.5
14.514.514.513.714.513.114.514.514.046.047.9
136.26.5
65.168.7
132.034.3
142.066.4
133.7133.8
ngle (Deg)-7.70
-1.49-1.53
-14.83-11.32-22.46-20.04-22.19
-4.18-15.75-10.60-12.76-18.98-18.78-22.04-12.80-19.49-10.96-11.81
-8.70-11.05-10.11-9.06-8.33-7.71-9.45-9.29-9.2-8.1
-8.1-5.0-5.0
-12.7-4.3
-16.4-16.9
-16.9-12.0-16.8
-20.5-22.1-18.9-18.6-28.5-25.3-28.8-14.2-19.7-17.4-27.0
WLoad
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9.70
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17.6
33.9
var Load
14.80
11.20
3.80
31.80
116.1019.50
13.00
-2.6
3.66.9
5.9
9.8
WGen
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125.00
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0.000.00
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18.0018.0039.039.040.040.0
0.090.018.018.018.00.0
31.8
12.8
25.0
0.0
0.0
var Gen
15.0020.004.00
21.60
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7.0012.60-6.109.908.909.505.205.20
12.512.50.90.90.0
33.8-0.521.721.7
0.05.09.0
0.0
0.0
5.0
Nodo
0.95430.94860.94870.98630.98271.03121.02831 .03090.91251.00201.Q1311.01311.04641 .02221.05240.98501.01590.96230.95310.91290.91330.98470.98450.98450.98440.98460.98460.98460.96220.96220.95140.95140.98491 .00951 .02881.02901.02900.97671.04171.04521.04451.04081.02961.08931.08411.08980.99031.10401.10261.1307
Fernando Chamorro
93
Number22
346
347148118
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770122252427
601901801701
17
907807707607
¿303
34243
103102474238
688444488665
144522555tt
j'
6
ÑameACHALA1AN-T1AN-T2ANTAILAG-BYILAG138ILAG230ILAGROAYON13.APA-ALTASCU138ASCU230ASCUALSAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-CAUTE-CAUTE-C
PAUTE-CPAUTE-CAUTE138
PAUTE230PAUTE230POLIC138PQLICENTPOMA-BAPOMAS138PORTO138PORTOVIEPOSOR138POSORJA9PUCAR138PUCARÁPUCARÁQUEVE138QUEVE230QUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DGO138S.DG0230S.DG0230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138S.ROS23QS/E19-ALS/E19-BASALIT138SALITR69SROS-MOV
U Volt1.021.021.071.001.011.021.011.021.031.011.041.000.991.031.051.051.031.051.051.031.051.051.031.031.061.061.021.001.000.90.91.01.01.01.01.01.01,0
1,01.01.00.91.01.00.90.91.01.01.01.01.00.91.00.90.91.01.01.01.0
olí (kV)70.2014.0014.8069.20
139.70141.20232.5070.4047.30
139.00143.00229.7068.1014.3014,5014.5014.3014.5014.5014.2014.5014.5014.20
142.60242.90243.10141.1069.0023.00
133.4
134.168.9
145.169.1
144.514.214.2
143.3229.969.170.867.0
233.245.9
134.3137.3232.0230.1
69.9149.268.745.7
138.6224.8133.645.8
140.470.045.8
ngle (Deg)-29.92-24.45-24.79-32.51-17.74-19.73-13.32-16.22-20.34-21.89-15.64-14.93-19.48-5.49-0.02-0.02-5.490.000.29
-6.550.290.29
-6.55-5.49-6.55-6.55
-17.13-19.23-27.8-24.8-28.4-31.3-12.7-13.7-11.2-6.2-6.2
-22.0-19.2-25.2-24.2-16.9-13.2-28.1-24.3-17.7-19.3-18.7-19.3-20.6-22.0-29.3-21.7-19.3
-24.9-27.1-14.1-12.7-26.2
MW Load73.10
39.20
80.50
1.50
44.40
65.5020.50
74.8
7.8
25.310.739.0
83.8
42.4
28,161.8
49.0
11.524.2
var Load26.40
12.20
36.20
-0.90
13.50
17.808.40
23.9
1.9
7.03.46.4
34.5
11.7
9.720.0
9.9
2.01.5
MWGen0.00
30.50
0.0029.50
0.00100.00100.00
0,00100.30115.00
0.00115.00115,00
0.00
35.035.0
10.0
0.0
1.6
¡Vivar Gen8.00
19,00
-5.0015.00
0.0021.7021.700.00
21.7024.60
0.0024.6024.60
0.00
15.015.0
-4.0
1.0
-0.5
.Nodo1.13611.11491.11551.14820.99461.02360.99140.99341.04501.03241.0001
1.00001.01590.95790.95730.95730.95790.95730.9572D.95810.95720.95720.95810.95790.95820.95811.01541.01601 .06621.06201.12291.12900.96390.96430.97050.96660.96661.02651.02391.02981.02870.99250.98951.06181.05671.02161.02401.02221 .02261.05261.05241.03851.03121.02651.06261.06560.98560.98491 .0352
Fernando Chamorro
94
Number83
84
85
32
33
38
91
92
631
35
36
632
165
70
71
765
ÑameTOTOR-BATOTOR138TOTOR230TRINI138TR1N1230TR1NIT69TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-INEC-2V-INEC-3V-TR1N-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME
PUVoK1.021.031.011.000.981.030.941.001.031.001.001.001.02
0.990.991.02
Volt (kV)70.50
142.30232.30138.00226.50
71.30130.2068.7014.2013.8013.8013.8070.2045.40
136.0014.10
Angla (Deg)-12.94-10.94-14.14-16.68-15.84-19.21-26.77-28.76
-9.47-8.00-7.20
-16.68-12.07-25.28-22.31
-5.04
MW Load43.80
72.20
13.30
162.20
ftflvar Load10.70
28.90
4.40
52.30
MWGeri
0.0025.0060.0070.00
0.00
30.00
Mvar Gen
0.007.50
10.2011.100.00
2.40
F.Nodo0.98270.98070.99411.00651.00541.00951.10301.10650.98460.98440.98431.00650.97671.04921.04620.9759
Al revisar las simulaciones anteriores y comparar los resultados de estas con los
datos de los resultados de la operación real, se puede ver que no son exactamente los
mismos valores, debido principalmente a los distintos valores de los reactivos de la
carga del sistema, puesto que esta es distribuida con valores de acuerdo a las curvas de
carga, la cual es construida únicamente a base de la potencia activa que requiere el
sistema, por lo tanto las mismos porcentajes de variación que experimenta la potencia
activa en el PowerWorld serán aplicados a la potencia reactiva, lo cual en la práctica no
necesariamente es así. Sin embargo las tendencias si son las mismas para todas las
horas de simulación, lo cual es un indicativo de que los resultados provistos por el
PowerWorld, son suficientes para indicar el comportamiento del S.N.I, puesto que los
resultados de este programa son bastante semejantes a los de la operación real.
El PowerWorld, como otra de sus aplicaciones, tiene la opción de presentar un
cuadro de diálogo, en el cual muestra directamente, el costo incremental($/MWH) para
cada instante de la simulación, así como también el costo horario($/H) y el costo
total($) de la energía para cada instante de la simulación, además desde este mismo
cuadro de diálogo se puede revisar gráficas tales como la generación vs carga de todo el
sistema, pérdidas vs tiempo, ECA(Error de Control de Área) y Potencia intercambiada
con el área de control, cuando se tienen definidas áreas de interconexión.
El valor de las variables antes mencionadas no consideran las condiciones del
MEM, por lo tanto son valores referenciales del costo de la operación del sistemaFernando Chamorro
95
eléctrico que se esté simulando, sin embargo estos costos, serían una buena referencia
del valor de la operación en la forma actual de operación del S.N.I. Para poder acceder
hasta este display, se debe dar un clik con el botón derecho del mouse, sobre cualquier
parte vacía del display principal y seleccionar la opción Área Information Bialog.
Para considerar las transacciones de acuerdo a las condiciones del MEM, con
ayuda del PowerWorld, se llevan hasta una hoja electrónica toda la información
proveniente de la simulación cada hora, para determinar la unidad marginal y en base a
esto realizar las transacciones para generadores y distribuidores, tal como se explicó en
el capítulo anterior. Es preciso mencionar que para la determinación de la unidad
marginal, se tiene que ordenar el costo incremental de cada una de las unidades
generadoras, de tal manera de seleccionar la mas costosa, para el momento en el que se
desee realizar las transacciones económicas, pero se debe considerar que las unidades
generadoras no despachadas o aquellas que están en paralelo para cubrir restricciones
de la red, control de voltaje o que entran para cubrir la generación de alguna máquina
generadora que sale por alguna falla, no será considerada como unidad marginal. De
acuerdo a las aclaraciones anteriores, a continuación se presenta los resultados de las
transacciones económicas para la hora pico, tomando los resultados obtenidos para la
simulación tanto para el período lluvioso, como para el período seco de las secciones
anteriores.
PERIODO LLUVIOSONumber g Ñame [ MW g ID B IC($/MWH) 1 F.NQDO
54
54
54
17
15
1562851
15
15
15
649649282828
970
22
22
ESMÉRALO
ESMÉRALO
ESMÉRALO
MILAGRO
LOJA
LOJAECUAP-SES.DOMING
LOJA
LOJA
LOJA
ECUAP-SDECUAP-SDS.ELENAS.ELENAS.ELENAGUAL-HER
MACHALA1
MACHALA1
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.000.000.00
0.00
0.00
0.00
0.000.000.000.000.005.00
0.00
0.00
12
3
T
1
4DT
3
2
5
12123D
1
r¿
74.97
74.97
74.97
74.54
73.75
70.8072.5166.91
65.77
65.04
64.16
60.4260.4259.2059.2059.2057.02
64.5664.56
0.9033
0.9033
0.9033
0.97191.0391
1.03911.06711.0205
1.0391
1.0391
1.0391
1.01921.01921 .06711.06711.06711 .0568
1.20871.2087
COSTO de
MERCADO($/MWH)
82.9948
82.9948
82.9948
76.6921
70.9769
68.137867.951965.5627
63.296962.5944
61.7475
59.281659.281655.478655.478655.478653,9565
53.411053.4110
Fernando Chamorro
96
áumber
764
831
731
931
664
1031
1131
5
64
1331
148
148
627
829
1231
700
929
600148
1486313635
53765765
7373
73
7373
•
60
708090
•
60
70
80
90
68
8
9
77
68
8
86787
366
Ñame
-S.ROSA
-EMEL-2
-EMEL-1
-EMEL-3
-S.ROSA
-EMEL-5
-EMEL-6
UENCA
G-S.ROSA
G-ALTl-2
MANTA
MANTA
G-PASCUA
G-EQIL-3
G-ALTI-1
G-EQIL-2
G-EQIL-3
G-EQIL-2MANTA
MANTAV-EMEL-1V-INEC-3V-INEC-2
C.T.ESMEVPVG-EMEVPVG-EME
GUANGOPOGUANGOPO
GUANGOPO
GUANGOPOGUANGOPOPAUTE-AB
PAUTE-AB
PAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-C
PAUTE-C
PAUTE-C
PAUTE-C
PUCARÁ
PUCARÁ
AMBAT-BANAYON13.
AGOYAN
AGOYAN
RIOBA-69CUMBA13.GUAN+CH!CUENCACUENCAG-INEC-4GPVG-EME
[VIVA/
10.00
5.00
5.00
5.00
10.00
5.00
5.00
5.00
10.00
5.00
0.00
5.00
30.00
0.00
5.00
0.00
0.00
30.000.00
0.0025.0070.0070.00
119.890.00
20.00
5.005.00
5.00
5.05.00
101.5
100.0
100.0100.0100.0115.0115.0
115.0
115.0
115.0
35.0
35.0
5.0
29.5
75.0
75.0
10.040.012.810.023.0
0.00.0
ID
G
2
1
3
G
5
6
D
G
2
2
1
G
G
1
G
G
G
3i.
VVV
V•
2
DE
F
GH•
2j
H
IC(5/MWH)
51.43
49.15
49.15
49.15
47.79
46.89
46.89
42.24
43.52
44.28
62.64
59.98
38.53
36.48
37.36
35.85
34.74
34.3448.02
48.0230.8326.3126.24
20,1722.8022.80
19.7719.77
19.77
19.7719.7711.0
11.0
11.011.011.011.011.0
11.0
11.0
11.0
10.0
10.0
1.0
1.0
0.1
0.1
0.10.10.10.00.00.00.0
F.NODO
1.0231
1.0454
1.0454
1.0454
1 .0231
1.0454
1.0454
0.9489
1.0256
1.0455
1.4906
1.4906
1.0656
1.0097
1.0455
1.0361
1.0097
1.03611.4906
1.49061 .04491.04451.0445
0.90191 .03851.0385
1.04041.0404
1.0404
1.04041.04040.885
0.885
0.8850.8850.8850.8860.886
0.886
0.886
0.886
0.922
0.922
0.9551.047
0.890
0.891
0.9571.0431.0470.9480.9481.0451.039
Costo de Mercado(5/MWH)
50.2675
47.0177
47.0165
47.0165
46.7097
44.8535
44.8535
44.5163
42.4356
42.3532
42.0242
40.2396
36.1586
36.1299
35.7331
34.6023
34.4066
33.145132.2158
32.215829.504225.189925.1229
22.365021.953921 .9539
19.003119.0031
19.0031
19.003119.003112.4187
12.4178
12.417812,417812.417812.413112.4131
12.4131
12.4131
12.4131
10.8413
10.8413
1 .04690.9551
0.1123
0.1122
0.10440.09580.09540.06320.06320.00000.0000
Fernando Chamorro
Number
7992
632
Ñame
IBARRABATULCAN69V-TRIN-1
1V1W
0.0013.000.00
ID
HHV
IC($/MWH)
0.000.000.00
F.NODO
1.09121 .08201.0155
Costo de Mercado£$/MWH)
0.00000.00000.0000
Unidad Marginal
C.T ESMERALDAS : 22.3650($/MWH)
97
PERIODO LLUVIOSO
Jumber
#15
7
15
17
20
22
27
28
30
31
35
36
37
38
41
43
46
48
51
53
54
56
59
60
63
64
70
72
73
77
79
8
8
8
8
9
9
10
11
1112
Cosío de Mercado($/MWH): 22.36S j PAGO A ¡ COBRO A
ÑameAUTE-AB
UENCA
AUTE-C
OJA
MILAGRO
ABAHOYO
MACHALA1
ASCUALS
.ELENA
POSORJA9
SALITR69
V-INEC-2
V-INEC-3
G-INEG-4
TRINIT69
QUEVEDO
POLICENT
QUEVEDO
PORTOVIE
S.DOMING
C.T.ESME
ESMÉRALO
S/E19-BA
S.ROS-BA
SROS-MOV
S.ALE-BA
G-S.ROSA
VICEN-BA
GUANG138
GUANGOPO
IBARR-BA
BARRABA
PUCARÁ
TOTOR-BA
RlOBA-69
AGOYAN
AMBAT-BA
TULCAN69
POMA-BA
GUARA-BA
EMELG-DD
PAPA-ALT
MW Load I
107.50
33.90
80.50
37.60
73.00
44.40
28.10
7.80
11.50
72.20
10.70
65.50
25.30
74.80
42.40
37.00
49.00
61.80
24.20
83.80
162.20
14.20
19.60
17.60
43.8
39.0
47.3
13.3
20.5
10.3
54.1
1.5
MWGen101.50
38.00
115.00
0.00
0.00
0.00
0.00
70.00
70.00
0.00
0.00
119.90
0.00
10.00
25.00
0.00
35.0
10.0
75.0
5.0
13.0
Fctor.NodoJ Generadores ($) | Dístribuídores($)
0.8858
0.9489
0.8862
1.0391
0.9719
1 .0250
1.2087
1.0708
1.0671
1.0234
1.0456
1.0445
1 .0445
1.0456
1.0275
. 1 .0679
1.0417
1.0737
1 .3570
1.0205
0.9019
0.9033
1.0768
1.0503
1 .0408
1.0744
1.0256
1.0603
1.0441.0404
1.0905
1.0912
0.9224
0.947
0.957
0.891
0.955
1.082
1.078
1.000
1.070
1.030
2010.72
806.41
2279.18
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
1635.16
1635.16
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
2418.38
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
229.36
0.00
0.00
581.69
0.0
0.0
722.0
0.0
214.1
1494.5
106.8
314.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.00
2281.29
0.00
787.79
1749.86
861.91
1973.44
1063.29
670.61
178.52
268.92
0.00
0.00
0.00
1659.12
255.55
1526.05
607.55
2270.05
967.76
0.00
747.49
1180.01
1451.64
563.31
2013.63
0.00
3846.48
331 .59
0.00
478.00
429.54
0.00
927.64
835.10
0.00
1010.46
321.83
494.65
230.39
1295.59
34.58
Fernando Chamorro
98
# \0131
148
600
601
607
627
628
631
632
649
664
665
670
681
689
700
701
707
731
764
765
770
801
807
829
831
870
90
907
929
93
97
103
113
123
133
ÑameCEDEG138EMEL-SAL
MANTA
G-EQIL-2
PAUTE-AB
PAUTE-C
G-PASCUA
ECUAP-SE
V-EMEL-1
V-TRIN-1ECUAP-SD
G-S.ROSA
GPVG-EME
CUMBA13.
PUCARÁ
AGOYAN
G-EQIL-2
PAUTE-AB
PAUTE-C
G-EMEL-1
G-S.ROSAVPVG-EME
NAYON13.
PAUTE-AB
PAUTE-C
G-EQIL-3
G-EMEL-2
GUAN+CH!
PAUTE-AB
PAUTE-C
G-EQIL-3
G-EMEL-3
GUAL-HER
G-EMEL-5
G-EMEL-6
G-ALTI-1
G-ALTi-2
MW Load9.70
365.00
39.20
MWGen
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30.00
100.00
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30.00
0.00
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0.00
0.00
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0.00
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115.00
0.00
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
5.0
Fctor.Nodo
1.0109
1.0456
1.4906
1.0361
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0.8862
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1.0449
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1.0231
1.0394
1.0433
0.9224
0.89071.0361
0.8858
0.8862
1.0454
1.0231
1.0385
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1.0478
0.8858
0.8862
1.0097
1.0454
1.0568
1.0454
1.0454
1.0455
1.045S
Generadores($)0.00
0.00
166.68
695.14
1981.14
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0.00
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722.03
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228.82
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0.00
116.90
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1981.14
2279.18
0.00
116.90118.1
116.9
116.9
116.9
116.9
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8535.44
1306.79
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
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0.00
0.00
0.00
0,00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
TOTAL($)| 39649.321 43375.17,
PERIODO SECOWumber | Ñame j ID | MW ]|IC($/MWH)| Fctor.Nodo
54545417
62815
ESMÉRALOESMÉRALOESMÉRALOMILAGROECUAP-SELOJA
123TD1
0.000.000.000.000.000,00
74.9774.9774.9774.5472.5173.75
0.91330.91330.91330.99341.05241.1040
COSTO de
MERCADO($/MWH)
82,087182.087182,087175.032768.896466.8031
Fernando Chamorro
99
Mumber
511515
649649
15152222282828
970148148764831731931
10311131664
133164
148148
i
829627
1231700929606333
7676577777
70808090
6889
776888
8767
Ñame
DOMINGOJAOJACUAP-SDCUAP-SDOJAOJAACHALA1ACHALA1.ELENA.ELENA.ELENAUAL-HER
MANTAMANTA
-S.ROSA-EMEL-2-EMEL-1
G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-S.ROSAG-ALTi-2G-S.ROSAMANTAMANTACUENCAG-EQlL-3G-PASCUAG-ALTMG-EQIL-2G-EQIL-3G-EQIL-2V-EMEL-1V-INEC-3V-INEC-2VPVG-EMEVPVG-EMEC.T.ESMEGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPUCARÁPUCARÁAMBAT-BANAYON13.AGOYANAGOYANRIOBA-69GUAN+CHICUMBA13.
ID
T43122512i23D21G21356G2G34DGG1GGGVVV12VDEFGH134451HHHHHHHGC
MW
0.000.000.000.000.000.000.000.000.00O.S30.530.53
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1C($/MWH)
66.9170.8065.7760.4260.4265.0464.1664.5664.5659.2059.2059.2057.0262.6459.9851.4349.1549.1549.1546.8946.8947.7944.2843.5248.0248.0242.2436.4838.5337.3635.834.7434.330.826.326.222.822.820.119.719.719.719.719.711.011.011.011.011.011.010.010.01.01.00.10.10.10.10.1
Fctor.Nodo
1.02261.10401.10401 .02221.02221.10401.10401.13611.13611.05241.05241 .05241.04171.14821.14821.02900.98440.98450.98460.98460.98461.02900.98451 .02881.14821.14821.01310.95141 .00950.98470.96220.95140.9620.9840.9840.9840.9750.9750.9121.0401.0401.0401.0401.0400.0570.9570.9570.9570.9570.9570.9660.9660.9861.0450.9480.9480.9921.0451.046
Costo de Mercado($/MWH)
65.428764.131059.574859.106259.106258.913658.116556.826156.826156.249756.249756.249754.737554.556452.239749.979449.929149.925749.919447.624947.624946.442044.975342.301941.823141 .823141.694038.343238.167937.942237.257436.514335.688131.312626.728626.655223.362923.362922.103318.994518.994518.994518.994518.994511.49221 1 .492211.492211.491211.491211.490810.345010.34501.01390.95700.10540.10540,10080.09570.0956
Fernando Chamorro
100
Number
55
37665
7960170160790792
632
Ñame
CUENCACUENCAG-lNEC-4GPVG-EME[BARRABAPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CTULCAN69V-TR1N-1
ID
MSGGH2325HV
IVfW
10.0023.00
0.000.000.000.000.000.000.000.000.00
fC($/MWH)
0.060.06
0.000.000.000.000.000.000.000.000.00
Fctor.Nodo
1.01311.01310.98490.97671.08980.95790.95790.95810.95811.10651.0065
Costo de Mercado($/MWH)
0.05920.05920.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000
Unidad Marginal
C.T Sta ELENA: 56.2497($/MWH)
PERIODO SECO
Numberll
# II15
7
15
17
20
22
27
28
30
31
35
36
37
38
41
43
46
48
51
53
54
56
59
60
63
64
70
72
73
77
7
8
8
Cosío de Mercado{$/MWH): 56.2497 | PAGO A | COBRO A
ÑamePAUTE-AB
CUENCA
PAUTE-C
OJA
MILAGRO
BABAHOYO
MACHALA1
PASCUALS
S.ELENA
POSORJA9
SAUTR69
V-INEC-2
V-lNEC-3
G-INEC-4
TRINIT69
QUEVEDO
POLICENT
QUEVEDO
PORTOVIE
S.DOMING
C.T.ESME
ESMÉRALO
S/E19-BA
S.ROS-BA
SROS-MOV
S.ALE-BA
G-S.ROSA
V1CEN-BA
GUANG138
GUANGOPO
IBARR-BA
IBARRABA
PUCARÁ
TOTOR-BA
MW Load j MW Gen j F.Nodo
107.60
33.90
80.50
37.60
73.10
44.40
28.10
7.80
11.50
72.20
10.70
65.50
25.30
74.80
42.40
37.00
49.00
61.80
24.20
83.80
162.20
14.20
19.60
17.60
43.80
100.30
49.00
115.00
0.00
0.00
0.00
1.60
60.00
70.00
0.00
0.00
125.00
0.00
18.00
25.00
0.00
35.00
0.9573
1.0131
0.9572
1.1040
0.9934
1.0309
1.1361
1.0159
1.0524
0.9643
0.9849
0.9844
0.9843
0.9849
1.0095
1.0287
1.0160
1.0298
1.1290
1.0226
0.9125
0.9133
1.0656
1.0385
1.0352
1.0618
1.0288
1.0492
1.0445
1 .0408
1.0893
1.0898
0.9666
0.982
Generadores($)
5400.86
2792.33
6191.67
0.000.00
0.00
0.00
0.00
94.72
0.00
0.00
3322.42
3875.81
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
6416.21
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
1041.65
0.00
0.00
1463.66
0.00
0.00
1903.08
0.00
D¡stribuidores($)
0.00
6131.73
0.00
2105,16
4498.37
2180.28
4671.47
2537.08
1663.52
423.08
637.13
0.00
0.00
0.00
4099.91
619.14
3743.15
1465.47
4750.22
2438.98
0.00
1900.79
2936.95
3609.97
1409.22
5004.91
0.00
9572.54
834.32
0.00
1200.97
1078.85
0.00
2421.21
Fernando Chamorro
101
* i87
89
90
92
103
112
115
122
130
131
148
600
601
607
627
628
631
632
649
664
665
670
681
689
700
70
70
73
76
76
77
80
80
82
83
87
90
90
92
93
97
103
113
123
133
Mame |OBA-69
GOYAN
MBAT-BA
ULCAN69
QMA-BA
UARA-BA
MELG-DD
APA-ALT
EDEG138
MEL-SAL
MANTA
-EQ1L-2
AUTE-AB
AUTE-C
G-PASCUA
CUAP-SE
V-EMEL-1
V-TRIN-1
ECUAP-SD
G-S.ROSA
GPVG-EME
CUMBA13.
PUCARÁAGOYAN
G-EQlL-2
PAUTE-AB
PAUTE-C
G-EMEL-1
G-S.ROSA
VPVG-EME
NAYON13.
PAUTE-AB
PAUTE-C
G-EQIL-3
G-EMEL-2
GUAN+CHI
PAUTE-AB
PAUTE-C
G-EQ1L-3
G-EMEL-3
GUAL-HER
G-EMEL-5
G-EMEL-6
G-ALTM
G-ALTI-2
MW Load_L39.00
47.30
13.30
20.50
10.30
54.10
1.50
9.70
365.00
39.20
VlWGen |10.00
75.00
5.00
0.00
30.50
39.00
0.00
0.00
90.00
0.00
25.00
0.00
0.00
18.00
0.00
40.00
35.00
75.00
39.00
0.0
115.0
20.0
18.0
30.0
29.5
100.0
115.0
40.0
20.0
12.8
100.0
0.0
40.0
15.0
31.8
18.0
18.0
35.0
34.0
F.Nodo |0.9925
0.9487
0.9863
1.1065
1.0662
1 .0296
1.0159
1 .0324
1 .0020
0.9850
1.1482
0.9622
0.9579
0.9581
1.0095
1.0524
0.9846
1.0065
1.0222
1.0290
0.9767
1.0464
0.9666
0.9486
0.9622
0.9579
0.957
0.984
1.029
0.975
1.045
0.957
0.957
0.951
0.984
1.045
0.957
0.958
0.951
0.984
1.041
0.984
0.984
0.984
0.984
Generadores($) [558.29
4002.26
277.39
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
1969.82
2110.87
0.00
0.00
5110.50
0.00
1384.57
0.00
0.00
1041.88
0.00
2354.39
1903.08
4001.94
2110.87
0.0
6191.6
1107.5
1041.8
1646.8
1733.9
5384.5
6191.6
2140.6
1107.4
752.5
5384.5
0.0
2140.6
830.7
1863.3
996.8
996.8
1938.5
1882.9
Distribu¡dores($)2177.32
0.00
2624.09
827.80
1229.42
596.55
3091.38
87.11
546.73
20222.18
2531.70
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
o.oo0.00o.oo0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
Tolal{$) 102661.47 105868.73|
Los resultados anteriores, apesar de que se calculan en base a las condiciones del
MEM, son referenciales, puesto que no se consideran las demás compensaciones por
Fernando Chamorro
102
potencia activa y reactiva a las empresas generadoras, lo cual implica un costo superior
de la energía.
5.6 EL PowerWorSd COMO UNA HERRAMIENTA DE ENTRENAMIENTO
El CENACE, realiza la supervisión, control y operación del sistema eléctrico
ecuatoriano en tiempo real, para lo cual tiene a su disposición una sala de control desde
donde realizan las operaciones pertinentes para mantener funcionando al sistema dentro
de parámetros adecuados, de acuerdo a las diferentes condiciones restrictivas del
sistema. Para lograr este fin el CENACE [9], tiene a su disposición el SPIDER, una
herramienta computacional con la que se puede precisamente realizar la operación en
tiempo real del sistema, el mismo que provee una alarma auditiva y visual, cuando se
están violando alguno de los límites establecidos en el sistema (niveles de voltaje,
límite térmico de líneas de transmisión y transformadores), para que de esta forma el
operador tome las acciones correspondientes, para que el sistema regrese a estar
operando normalmente, además en la sala de control se provee de un display digital en
donde se puede ver el valor de la frecuencia en Hz del sistema, el cual es revisado
continuamente de tal manera de poder supervisar directamente las desviaciones de la
frecuencia del sistema eléctrico, esto para ordenar el incremento o salida de generación
de acuerdo al caso, de tal manera de mantener al sistema operando normalmente.
AI revisar el monitor de una de las consolas del CENACE [9], se puede apreciar
una serie de displays, los cuales están indicando continuamente, los niveles de voltaje,
flujos por las líneas, en las diferentes barras del sistema, en la figura #2, se muestra el
display principal, en el cual se muestra las barras a 23QkV, y desde donde se puede
acceder a cualquier parte del sistema eléctrico de tal forma de poder ver esa parte en
detalle, además desde el menú principal se puede desplegar la información de los
diferentes elementos del sistema.
Fernando Chamorro
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Píc
ture
Ser
ver
Com
man
ds
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103
5.6.1 E:Para realizar una simulación de la operación en tiempo real del S.N.I en el
PowerWorld, es necesario primeramente estructurar todo el sistema eléctrico,
colocando cada uno de los elementos con sus respectivas características, este trabajo
requiere de un buen tiempo, sin embargo el simulador tiene la facilidad de trabajar
también con archivos tipo PTI versión24, los cuales son utilizados en el área de
Estudios Eléctricos del CENACE[3], para correr flujos de potencia del sistema, esto
ahorra bastante tiempo pues solamente se deben realizar algunos cambios al archivo
gráfico del sistema abierto desde un archivo PTÍ, y adecuar otros datos para comenzar
la simulación del sistema. Es importante mencionar que cuando se realiza una
simulación en el PowerWorld bajo idénticas condiciones que para la simulación en el
PTI., los resultados de los flujos de potencia del PowerWorld, son básicamente los
mismos que los arrojados por el programa de la PTI.
Como parte de este trabajo se ha desarrollado una serie de display enlazados
entre sí de tal manera de simular la operación en tiempo real del S.N.I como la que se la
realiza en el CENACE, los archivos del PowerWorld desarrollados para este fin son el
SNIOPERL.pwb y el SNIOPERS.pwb para las épocas lluviosa y seca respectivamente,
estos presentas características similares al display principal del SPIDER del CENACE,
y desde los cuales se puede también monitorear áreas específicas del sistema, ya sea
áreas de carga o de las principales centrales del país, en la figura #3 se presenta el
display principal de este archivo, mostrando la simulación correspondiente al día 19 de
Mayo de 1998, para la hora pico(19:30 PM).
Como puede observarse en la figura anterior, desde este display se puede
mostrar tanto las principales centrales de generación, como las distintas zonas de carga
del país, al cual se lo ha dividido, considerando los principales centros de carga, a
continuación se presenta cada uno de estos displays auxiliares, dibujados para poder
monitorear los parámetros de todo el sistema ecuatoriano fácilmente, para el día y hora
antes indicados.
Fernando Chamorro
104
Zona de Quito
A S/E Sto Domingo ft S/E Totoril3
Figura #4
A S/E Vicentina
20 HH7 HVR
Figura #5
Fernando Chamorro
105
'ECUAPOWER'•STA.ELE1JA- I 28 MW O HH
.e, £23 lo tan 3 Kvn
Kona Guayaquil
36S.CI HM
116.13 HVR
Figura #6
59 Mff 59 Mff
A S/E Sto Domingo
A A o Mff-5 Mff-42 MVI ~17 *ffR
22 MVR 22 MVR 44 0.93 PUÉ 0
V]A
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MVR
-46 Deg 0.95 PU ¡
V 'PORTOVIEJO -35 DegAvx v
0.94 PU 'OSAKA1 Ai ||| -51 Deg
T 1Ü MW ida ""1 i.1* o c ,_,.-3 MVR _, 5 Mff
| _-§§ 1B~íu) ^"^ ^^
^ ^ 39 Mff0 Mff ^p, ^js 12 MVR
3 MVR W^ *S~^ 0 Mff 1(SJV-o 1 MVR
VA y -31 Deg '° »»"
HF®- A/A "5MVRl í i "9MVR 45 y y
v v4\ A S/E PascualessA A^A
, 4p i .nn PTT
i m -39 De51 'QUEVEtJO' T
11 m 25 Mff-^MVR 7MVR
/ANTA'
!0.92
4 MVR
Figura #7
Fernando Chamorro
106
O MW1 MVR
1.00 PU-33 Deg
O MW5 MVR
-11 Mtí 1.05 PU-21 MVR -30 Deg
42 MW12 MVR O MW
O MVR
S.99 FU-33 Deg
'STO
1.05 KJ'ECÜAPOWER'~31 De
O MW45 MVR
A S/E Sta RosaO MW
39 MVR A S/E Que vedo
Figura #8
A S/E Vicentina
A S/E Molino
Figura #9
Fernando Chamorro
107
A S/E Molino
54 MKTi-ll MVRl 35 M**1 m 3 MVR
10 Mff ,14 MVR (?3j fpQj 23
24 MtfR
1.01 PU•CUEMCT^ Deer
1.03 PU
nt -14D«g-
Sy NUO MW 108 MffO MVR 32 MVR
34 MR-10 MVR
Figura # 10
A S/E Pascuales
A S/E Molino
£,.98 PU-23 Deg
33 MW16 MVR
'BÁBAHOYO13811 MVR
O7 MVR
0.00 PU90 Deg
O MWO MVR
O MW
Figura # 11
Fernando Chamorro
CENTR&Xi HIDROELÉCTRICA PAUTE 1075A S/E Totoras 115 MW 115 fc&r H5
A 39 MVR 39 MVR 39 MVRRiobamba ' * /*—v >r^ s~~~\ S/E Rí
•&Z.A 3/E Pascua Ifis"
A S/E Milagro"^
1.04 PU
A S/E Cuenca 98 Mff31 MVR 31 MVR "31 MVR 31 MVR
Figura #12
108
ñ S/E Pascuales
93 MW-3 MVR
0.98 PU-31 Degr -34
A S/E ElPCtroquil 2
31
35^
60^4W *?OgdW O MW
17 MVR 17 MVR O MVR
( § ) < § ) (®)
vs'sx v^^/A^sA A/J^v
Generación de EMELEC1.01 PU-34 Deg
Figura #13
A S/E Pascuales
1.01 PU-34 Deg
9 MW
5 HW 7 HVH
10 HVB 11 MVB
'CT A . S A N T O S '
13 HW
1S MVH
'CT A.TINAJERO'
Figura #14
Fernando Chamorro
109
En lo que se refiere a la simulación misma, una vez iniciada esta, es necesario
abrir el gráfico de carga y generación en función del tiempo, para ver el desfase entre
carga y generación para de esta manera tomar acciones que permitan mantener el
sistema., sino se toma ninguna acción para disminuir la diferencia entre carga y
generación, la central que este conectada a la barra oscilante del sistema, tomará la
variación de la carga indefinidamente hasta sobrepasar sus límites y producirse por
tanto un BLACKOUT, es decir un colapso del sistema, por tanto es necesario
monitorear siempre los límites de la unidad de generación de la barra oscilante. En
cuanto a la sobrecarga de L/T o de transformadores, esto se lo puede revisar
directamente en el gráfico, ai fijarse en el color de los PIE CHARACTER colocados
para cada uno estos elementos, un color Tomate implica que se esta cerca de alcanzar el
límite térmico de un determinado elemento y el color Rojo indica una inminente
sobrecarga del mismo. Para la revisión de los voltajes de las diferentes barras es
necesario seleccionar la opción CGNTOURNING, desde OFTIONS [1], el cual
establece áreas de diferentes colores para indicar el nivel de voltaje establecido para la
simulación, por ejemplo un color azul alrededor de una barra indica un voltaje bajo,
encambio que un color rojo indica un voltaje alto establecido para la simulación,
colores intermedios así mismo indican voltajes intermedios entre los límites
establecidos anteriormente, de acuerdo a estas alarmas el usuario debe tomar las
acciones pertinentes para mantener operando al sistema en condiciones adecuadas, sin
embargo el programa tiene la opción AVR(control automático de voltaje), mediante el
cual el programa directamente provee de la potencia reactiva necesaria para mantener
los niveles de voltaje en los límites establecidos.
De lo expresado anteriormente la opción para despacho económico no debe
estar activada, puesto que si así fuese el PowerWorld automáticamente se encargaría de
realizar la operación del sistema automáticamente, pero la idea es mas bien que la
persona que este usando este archivo realice manualmente las acciones de control
necesarias para lograr mantener al sistema. Sin embargo como parte de todo este trabajo
se presentan dos archivos que presentan de forma didáctica las acciones a tomar para
realizar la operación del sistema, estos son el OPERACIÓNL y OPERACIÓNS, para
las épocas lluviosa y seca respectivamente, a los cuales se les a dotado de sendos
archivos script, de tal manera que el usuario pueda revisar las acciones necesarias para
no permitir un BLACKOUT del sistema, es necesario aclarar que estas sugerencias hanFernando Chamarro
110
sido establecidas de acuerdo a la operación real del día 19 de mayo de 1998, para el
período lluvioso y 10 de Octubre de 1997 [9], para el período de estiaje, estos fueron
utilizados para realizar las simulaciones de la sección 5.2. En el Anexo #10 se puede
revisar el contenido de los dos archivos Script desarrollados para simular la operación
en los dos períodos hidrológicos.
Es claro que la operación automática realizada por el PowerWorld no es la
misma que las sugerencias hechas para el archivo Operación, puesto que la operación
automática corresponde a un despacho económico, en cambio que en el otro caso no se
trata precisamente de un despacho económico.
5.7 RECOMENDACIONES PARA EL MANEJO DE LOS ARCHIVOS DE
A continuación se presenta un resumen de los archivos utilizados en este
capítulo para las simulaciones de la operación del S.N.I, indicando su principal función
y las recomendaciones que deben tenerse para permitir su correcto funcionamiento y
por tanto lograr resultados correctos. Todos estos archivos están incluidos en el archivo
SimulacionS.N.I.zip, que forma parte del Anexo #10.
Para su correcto funcionamiento y adecuada visualización de los resultados, el
interesado, una vez que haya abierto el archivo de interés, en el PowerWorld, tendrá que
primeramente maximizar la pantalla principal activa, luego directamente seleccionar
desde la barra de comandos el Modo RUN, seguidamente oprimir las teclas Ctrl +
Down de tal manera de reducir hasta un tamaño adecuado el texto del Display del
Reloj, luego señalando con el puntero del mouse, reducir el cuadro del reloj hasta
ajustarlo al nuevo tamaño del texto y mover todo el cuadro a la parte superior izquierda,
para que el reloj aparezca como se indica en la figura # 3.
>: Permite revisar la operación del S.N.I, en el período Lluvioso,
tomando como referencia, los datos operativos del CENACE para el día Martes
19/05/98. El archivo tiene asociado un archivo Script, para considerar la operación real
del sistema.
Fernando Chamorro
I I I
Adicionalmente a las recomendaciones iniciales, para el funcionamiento del archivo, el
interesado tendrá que ir, en este caso, directamente a la opción Simulation Control del
menú del PowerWorld y comenzar la simulación.
l.pwb: Permite revisar la operación del S.N.I, en el Período Seco, tomando%
como referencia, los datos operativos del CENACE para el día Viernes 10/10/97. El
archivo tiene asociado un archivo Script, para considerar la operación real del sistema.
Adicionalmente a las recomendaciones iniciales, para el funcionamiento del archivo, el
interesado tendrá que ir, en este caso, directamente a la opción SimuIaíIoM Control del
menú del PowerWorld y comenzar la simulación.
: Permite realizar la simulación de la operación del S.N.I, en
condiciones de Despacho Económico, para el período Lluvioso, tomando como
referencia, los datos de las curvas de carga el día Martes 19/05/98. El archivo tiene
asociado un Script, de tal manera de considerar las restricciones de la red de
transmisión, al realizar el despacho económico del parque generador del S.N.I.
Adicionalmente a las recomendaciones iniciales, para el funcionamiento del archivo, el
interesado tendrá que mediante un click con el botón derecho del mouse desplegar un
cuadro de opciones en el cual medíante un click con el botón izquierdo del mouse
seleccionar la opción Área Information Dialog, para desplegar un cuadro de diálogo
en la deberá seleccionar la tercera opción ( Economíc Despacht Control) para la
operación del sistema. Finalmente desde la opción Simulation Control del menú del
PowerWorld se deberá iniciar la simulación.
NlSEGpwb : Este archivo básicamente cumple con las mismas funciones del
archivo anterior, con la diferencia de que la simulación es para el período Seco. Al
igual que el archivo anterior, este tiene asociado un Script para considerar los efectos de
las restricciones de la red de transmisión. Para comenzar la simulación, se debe
proceder como en el archivo anterior.
: Este archivo permite realizar la simulación de la operación del
S.N.I considerando las características operativas del MEM ecuatoriano, para el período
Fernando Chamorro
112
lluvioso. Se ha tomado como referencia las curvas de carga para el día Marte 19/05/98.
El archivo tiene asociado un Script de tal forma de tomar en cuenta las restricciones de
la red de transmisión.
Para su funcionamiento adecuado, se tiene que tomar las recomendaciones iniciales,
luego se tendrá que activar la opción de Despacho Económico ( Economic Despatch
Control), conforme se indicó para uno de los archivos anteriores.
: Este archivo básicamente cumple con las mismas funciones del
archivo, DESNIMEML, anterior, con la diferencia de que la simulación es para el
período Seco. Al igual que el archivo anterior, este tiene asociado un Script para
considerar los efectos de las restricciones de la red de transmisión. Para comenzar la
simulación, se debe proceder como en el archivo anterior.
: Este archivo tiene como el fm, el permitir que el interesado,
comience la simulación y sea el mismo quién baya tomando las acciones adecuadas de
tal manera de poder mantener operando al sistema dentro de los límites normales
establecidos. El archivo realiza la simulación a una velocidad adecuada, para permitir
las operaciones necesarias para mantener al sistema. Para comenzar esta simulación, se
tienen que tomar en cuenta las recomendaciones generales y comenzar directamente la
simulación desde la opción Simulation Control, del menú del PowerWorld.
: Este archivo es un complemento del archivo anterior, pues permite
la simulación de la operación del S.N.I en el período Seco. Para comenzar la
simulación, se debe proceder como en el caso anterior.
: Este archivo permite revisar de una forma didáctica, la
simulación de la operación del S.N.I, para el período Lluvioso, para lo cual se toma
como referencia los datos del CENACE, para la operación real del S.N.I, para el día
Martes 19/05/98. Este archivo tiene asociado un Script para desarrollar toda la
operación del S.N.I.
Para su funcionamiento adecuado se tiene que tomar en cuenta las recomendaciones
generales y luego comenzar la simulación desde la opción Simislation Control del
menú del PowerWorld.Fernando Chamorro
113
-pwfo : Como complemento del período Lluvioso, para el caso anterior,
este archivo presenta de forma didáctica la simulación de la operación del S.N.I, para el
período Seco, tomando como referencia los datos operativos del CENACE, del dia
Viernes 10/08/97. El archivo tiene asociado un Script para permitir esta simulación.
Para su funcionamiento adecuado se tiene que tomar en cuenta las
recomendaciones generales y luego comenzar la simulación desde la opción Slmolaíion
Control del Menú del PowerWorld.
Fernando Chamorro
114
La tendencia actual de los sistemas eléctricos de los diferentes países del mundo,
es la interconexión entre estos, para poder cubrir la demanda individual de cada uno de
ellos en condiciones mas económicas o simplemente para superar déficit de energía en
una época determinada. Esto implica la compra o venta de energía bajo un determinado
esquema económico establecido en los diferentes sistemas de potencia. En el caso del
Ecuador inicialmente se recurre a esta opción precisamente para poder cubrir la
demanda en la época de estiaje, sin embargo con la apertura del mercado eléctrico
ecuatoriano, se piensa también en comprar o vender energía a Colombia de acuerdo a
conveniencias económicas.
Esto hace pensar en lo importante de realizar simulaciones que nos puedan hacer
comprender como funcionan dos áreas interconectadas, tomando en cuenta los aspectos
técnico y económico, es importante aclarar que la operación de sistemas eléctricos en
forma interconectada resulta mas económica que si estos operaran aisladamente.
Cuando un sistema eléctrico de potencia opera aisladamente, la satisfacción de
su demanda depende únicamente de su potencia instalada, si este no posee una
adecuada reserva, puede darse el caso que para determinadas horas la falla de alguna
máquina, signifique que el sistema pueda verse abocado a racionamientos de energía, lo
cual produce enormes pérdidas a la empresa que provee la energía y también a las
empresas que no pueden tener energía eléctrica, todo esto se traduce en un precio de la
energía exageradamente alto. Una solución de este mal puede ser la compra de energía
a otro sistema eléctrico.
Las ideas anteriores implican que el funcionamiento de sistemas
interconectados, reducen los costos operativos de los sistemas eléctricos
interconectados, puesto que al existir una interconexión se tiene la posibilidad de poder
comprar energía a un costo menor que el costo establecido para un determinado sistema
para una hora específica. Actualmente se han realizado varios estudios en países comoFernando Chamorro
115
Brasil, Argentina, en los cuales se ha demostrado la conveniencia de tratar de
interconectar áreas aisladas a sus sistemas principales de tal manera de reducir los
costos de la operación económica de estas.
Para el caso del Brasil, por ejemplo, se tiene previsto la interconexión entre los
sistemas Norte/NorEste y Sur/SurEste, a partir de 1999 [16], como una medida para
lograr un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos de ambas áreas. Para la
realización de esta interconexión es necesario realizar una programación para la
operación de las dos áreas de tal forma de poder realizar un despacho adecuado de las
centrales de las dos área considerando la interconexión, para lo cuál CEPEL(Centro de
Pesquisas de Energía Eléctrica) ha desarrollado el modelo NEWAVE [16], en base a
programación dinámica dual estocástica para calcular una estrategia de operación de las
áreas interconectadas, CEPEL ha realizado una serie de simulaciones utilizando este
modelo, encontrando beneficios en cuanto a la energía garantizada en cada uno de los
subsistemas debido a la interconexión entre estos.
Cuando la interconexión entre dos áreas es radial, el problema no es tan
complejo, pues las dos áreas no están interconectadas sino lo es por tan solo un tiempo
relativamente corto, para evitar cortes de energía, luego de lo cual parte de la carga de
un sistema pasa a ser alimentada por el otro sistema.
Se pueden realizar dos tipos de operaciones de importación y exportación, en un
MEM[13]:
1. Intercambios firmes que se acuerdan entre partes, con una obligación de
cumplimiento físico de una potencia a entregar en el nodo frontera con garantía de
suministro. Esta modalidad de intercambio se concreta medíante un contrato de
importación o exportación del Mercado a Término, del tipo Contrato de Potencia
Firme.
2. Intercambios de Oportunidad, mediante transacciones en el Mercado Spot,
interrurnpibles.
Las operaciones de importación y exportación Spot requieren para su
implementación la coordinación de la operatoria entre el OED(Organísmo EncargadoFernando Chamorro
116
del Despacho) y los Organismos Coordinadores de otros países así como compatibilidad
en los plazos para la presentación de ofertas y su aceptación [13].
Las operaciones de importación y exportación Spot corresponden a intercambios
horarios de excedentes de energía, entendiéndose como tal;
1. Para generación hidráulica, energía de vertimiento, o sea energía que resultaría
vertida en el despacho diario si no se concreta la exportación Spot;
2. Para generación térmica, la potencia que no es requerida ni para generar ni como
reserva y es declarada como excedente exportable en el despacho.
En la importación y exportación Spot se compran y venden excedentes de
ocasión. Se limita a una transacción de energía excedente, y no existe transacción de
potencia.
Dentro del MEM, el OED sólo puede autorizar una operación Spot de
importación o exportación si cumple las normas establecidas, en el MEM de un país y
existe la capacidad remanente de Transporte :
1, Como capacidad libre en el Transporte de Interconexión Internacional
correspondiente al nodo frontera;
2. Como capacidad libre en la red de Transporte del MEM sin producir la saturación de
algún vínculo de Transporte.
AI realizar el predespacho diario, el OED debe determinar la capacidad en cada
nodo frontera prevista a utilizar por los contratos de importación y exportación u otro
tipo de compromiso que responda a acuerdos bilaterales entre países y que tengan
prioridad. De resultar capacidad libre, el OED debe habilitar operaciones Spot de
exportación y/o importación según corresponda, utilizando la capacidad remanente en
el nodo frontera. Dentro del SADI(Sistema Argentino de Interconexión), por ejemplo se
considera que existe capacidad remanente para una operación Spot de importación o
exportación si se puede realizar sin producir saturación de ningún vínculo de Transporte
[13].
Una operación de importación Spot no puede producir un desplazamiento del
despacho de máquinas del MEM que lleve a una condición de fallante en el despacho
de reserva para regulación de frecuencia.
La operación de exportación Spot es interrumpible por el OED de surgir una
condición que pueda poner en riesgo el abastecimiento de la demanda en el MEM y que
haga necesario utilizar los excedentes de potencia y energía que se estaban exportando.Fernando Chamorro
117
Las operaciones Spot de importación son intercambios interrumpibles por el
correspondiente Organismo Coordinador (OC) del país vendedor ante una emergencia
que provoque riesgo en el abastecimiento de la demanda propia de dicho país.
Un contrato de importación es considerado como una oferta que se adiciona al
MEM, denominada máquina contrato importación, ubicada en el nodo frontera.
El contrato de importación establece un compromiso de entrega en un nodo frontera, a
ser cubierto con generación que no pertenece al MEM. La potencia contratada aporta al
cubrimiento de la garantía de suministro de demanda contratada ubicada en el MEM.
Un contrato de importación recibe el siguiente tratamiento en el MEM.
a) Durante la vigencia de un contrato de importación, la potencia contratada se
considera el valor tope que podrá requerir como importación la parte compradora.
b) Cada día la curva de carga horaria comprometida en el nodo frontera se considera
como el valor a entregar horariamente por el contrato y es programada en el despacho
como importación con el objeto de cubrir demanda del correspondiente comprador, no
aceptándose en la programación y despacho la condición de sobrecontrato para
importaciones. De resultar para una hora la demanda prevista del comprador menor que
la potencia total prevista entregar por sus contratos de importación, el OED debe limitar
la importación total contratada hasta su demanda prevista, o sea a un valor inferior a las
curvas de carga de importación solicitadas.
Sólo para el caso de déficit en el MEM el comprador podrá incluir además el
nivel de pérdidas correspondientes, evaluadas hasta el nodo frontera, para garantizar
toda la generación requerida para abastecer la demanda contratada.
c) Las restricciones que afectan el despacho del MEM como resultado de
requerimientos operativos de calidad y seguridad y de capacidad de Transporte pueden
limitar el cumplimiento físico de la importación requerida por el contrato.
d) La curva de carga horaria resultante del despacho, o sea la curva de carga horaria
requerida por el comprador menos las limitaciones aplicadas, se denomina curva de
carga horaria despachada para el contrato en el nodo frontera. El OED debe informar al
agente o comercializador involucrado la justificación de las limitaciones realizadas.
e) La curva de carga horaria despachada en el nodo frontera se debe cumplir con
generación detrás de la frontera, dentro de una banda definida por el Porcentaje de
Tolerancia para Intercambios Internacionales. Dicho porcentaje se define en el
CINCO POR CIENTO (5%) horario.Fernando Chamorro
118
Tomando en cuenta todas los beneficios de una interconexión internacional, el
Ecuador y el vecino país de Colombia se han preocupado en los últimos años en
desarrollar toda la infraestructura necesaria, para poder realizar un intercambio de
energía entre los dos país de tal forma de obtener beneficios mutuos [17]. Inicialmente
se tenía una interconexión a un nivel de voltaje de 34.5kV, lo cual permitía transferir
entre los sistemas 10MVA, entre las subestaciones El Rosal en Tulcán y Bavaria en
Colombia, a través de un transformador 34.5/69kV en la S/E El Rosal. Actualmente se
tiene listas las instalaciones para un intercambio de energía a nivel de 138kV, para
futuro se prevé una interconexión a 230kV entre los dos sistemas eléctricos.
Para la interconexión de dos sistemas eléctricos, es necesario a más de la línea
de transmisión y el transformador adecuados, realizar una serie de estudios que
permitan realizar una interconexión de tal manera de no afectar a ninguno de los dos
sistemas tanto en sus niveles de voltaje como en la frecuencia de estos, por lo tanto en
esta parte se presentan los estudios realizados por ISA [10], para la interconexión de los
sistemas eléctricos de Ecuador y Colombia.
Con el fin de.observar las tensiones en las barras y la distribución de flujos de
potencia a través de la red, se simulan flujos de carga bajo condiciones normales de
operación en demanda máxima, para el escenario C de la metodología de cálculo de
cargos de uso de la red de transmisión de Colombia [10], el cual se define como:
Escenario C: Período 2 (mayo - agosto), con las centrales hidroeléctricas de San
Carlos, Jaguas, Playas, Guadalupe y Río Grande despachadas al máximo y las de EPSA
y Betania despachadas a media carga.
Se elige este escenario de generación en Colombia para las simulaciones, debido
a que presenta las condiciones más extremas para exportación desde Colombia, ya que
con máximas transferencias hacia el Valle del Cauca se ha detectado la operación más
crítica de la interconexión Ipiales - Tulcán.
Para el despacho de generación en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano, se
considera básicamente la máxima generación hidroeléctrica y el mantenimiento de
algunas unidades de generación térmica en la zona norte del país. Esta condiciónFernando Chamorro
119
igualmente es considerada, como la más crítica para el sistema Ecuatoriano para efectos
de sincronización de la interconexión Ipiales - Tulcán.
Dado que la planeación de la expansión de los Sistemas de Transmisión de
Colombia y Ecuador deben cumplir con los requerimientos de calidad, confíabilidad y
seguridad definidos en ambos países, se hacen referencia a los criterios aplicables tanto
a los análisis de estado estacionario como transitorio[17].
La tensión en las barras de carga a nivel de 115,138,220 y 230kV no deben ser
inferiores al 90%, ni superior al 110% del valor nominal.
La tensión en las barras de carga a nivel de 500kV, no debe ser inferior al 95%,
ni superior al 105% del valor nominal.
No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores. La
cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y
para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores,
límite por regulación y el límite por estabilidad, aplicando los criterios anteriormente
expuestos.
Las oscilaciones de ángulos de rotor, flujos de potencia y tensiones del sistema,
deberán ser amortiguadas (el sistema deberá tener amortiguamiento positivo).
No se permiten valores de frecuencia inferiores a 57.5 Hz durante transitorios.
El cambio en las tensiones al conectar o desconectar bancos de condensadores
y/o reactores, deberá ser inferior al 5% de la tensión nominal de la barra donde se ubica
la compensación.
Con la finalidad de determinar las condiciones óptimas para sincronización los
sistemas ISA ha realizado simulaciones de una serie de casos de flujos de potencia,
observándose que las condiciones mas favorables se obtienen en la subestación Ipiales
(Panamericana), por disponerse allí de elementos de control de voltaje, como
cambiadores de tomas y bancos de capacitores desconectables. El resultado de los flujos
de potencia previstos por ISA ( Interconexión Eléctrica SA) [10]. se muestran en la
Figura #1.Fernando Chamorro
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De acuerdo a estudios de estabilidad realizados por ISA se encuentra que las menores
oscilaciones se presentan cuando el sistema Colombiano está adelantado con respecto al
sistema Ecuatoriano, obteniéndose para diferencias de 7 grados se logran oscilaciones
controlables técnicamente, para lograr una sincronización exitosa.
Tomando en cuenta lo expresado en el numeral anteriormente, la posible
transferencia totalizada desde Colombia a Ecuador podría entenderse en 50 MVA. Sin
embargo, las dos alternativas de suministro (138 y 34.5 kV) son atendidas desde la
subestación Jamondino, en la ciudad de Pasto, a través de una línea de transmisión de
115 kV de 70 KM, cuyo límite operativo está en los 60 MVA, valor que no solamente
debe satisfacer las transferencias al Ecuador, sino también toda la carga de la zona de
Ipiales.
En consecuencia, de acuerdo a cargas proyectadas para el mes de Diciembre de
1998, luego de abastecer la carga de la zona de Ipiales., a través de la de 115 kV entre
las subestaciones Jamondino y Panamericana y en las condiciones actuales de la red,
puede transferirse un flujo adicional para Ecuador de 28 MVA, magnitud que también
dependerá de la capacidad de efectuar maniobras a nivel de las subestaciones del
Sistema Nacional Ecuatoriano, en donde el CENACE tiene la jurisdicción de control.
En caso de requerirse otras configuraciones que involucren efectuar maniobras a
nivel del Sistema de Distribución de EMELNORTE, se debe tener en cuenta que dichas
maniobras no son inmediatas, por lo que su aplicación podría ser factible cuando se
establezcan períodos prolongados de intercambio [17].
En la red de transmisión del Sistema Ecuatoriano no existe ninguna restricción.
Sin embargo, conforme se incremente la transmisión hacia Colombia, puede afectar el
control de los niveles de voltaje, situación que no es crítica aún con la transferencia
máxima del autotransformador de 40 MVA, en la subestación Panamericana.
Fernando Chamorro
121
Los valores programados de intercambios de potencia serán en MW y
provendrán de las solicitudes efectuadas. Los Centros Nacionales de ambos países
(CENACE e ISA) serán los encargados de controlar los intercambios programados, de
acuerdo a las condiciones de carga y a los compromisos adquiridos. Estos
compromisos, en todo momento, salvo casos de fuerza mayor o condiciones que
produzcan racionamientos de carga en el sistema del vendedor, deben ser entregados
por la parte vendedora a la parte compradora. Ambos Centros Nacionales deben
supervisar que esta entrega se cumpla [17].
Una parte podrá solicitar de la otra potencia y energía adicional, como
complemento de los compromisos acordados.
Los valores reales de energía activa (MWh), intercambiados a través de la línea
de interconexión, se contabilizarán con los equipos de medición que para tal efecto se
encuentran instalados en los extremos de la línea, utilizándose para el cálculo, el del
extremo ubicado en el país que realiza el envío de la energía, el cual será considerado
como punto de exportación, de esta manera las pérdidas que se originen en la línea las
asume el país conectado al extremo donde se recibe la energía.
La programación horaria de intercambios de energía y potencia para cada día
será el resultado de la suma de los intercambios concertados entre las PARTES en las
diferentes modalidades y horizontes de tiempo:
Para la programación horaria de los intercambios de corto plazo el comprador
presentará al vendedor, a más tardar el viernes de la semana anterior a las 12:00 horas
sus requerimientos en MW para la siguiente semana contabilizada a partir del día
Lunes, para cada hora de los días de dicha semana. Dichos requerimientos deberán estar
dentro de los límites contractuales de potencia máxima y energía mensual contratadas.
La programación horaria para cada día de esta clase de intercambios se hará con
base en los anteriores acuerdos.
Femando Chamorro
122
El día anterior hasta las 11:00 A.M., hora de Colombia, el Centro Nacional del
Sistema comprador podrá enviar al Centro Nacional del Sistema vendedor las
modificaciones al despacho horario de intercambios original. El Sistema vendedor
producirá la confirmación, antes de las 17:00 horas de Colombia, del programa horario
aprobado el cual es de obligatorio cumplimiento por las PARTES.
Dentro del intercambio acordado, se establecerá un valor de energía a ser
suministrado en un período de tiempo determinado, involucrando una potencia máxima
de acuerdo a la disponibilidad del Sistema suministrador y a las restricciones que
pudieran existir en uno o en ambos Sistemas.
Esta potencia será controlada por las partes, entendiendo que en el caso del país
receptor al recibir el suministro de manera radial, la demanda de potencia contratada
podrá variar en un 10% adicional para valores contratados hasta los 30 MW y en 5%
adicional para valores superiores a los 30 MW.
A fin de no afectar a ninguno de los dos Sistemas, no deberá existir en lo posible
transferencia de potencia reactiva en ninguna de las dos direcciones. Sin embargo,
dependiendo de la disponibilidad de los recursos y del horario en el cual se produce el
intercambio, podrá tolerarse una transferencia equivalente de hasta un factor de
potencia del 0.98, en el mismo sentido que fluye la potencia activa.
Este valor podrá ser revisado conforme se produzcan la incorporación de medios
de control de voltaje en los dos Sistemas.
La frecuencia de los dos Sistemas es de 60 Hz, la misma que no deberá presentar
variaciones instantáneas mayores a 0.2 Hz, a no ser que sean ocasionadas por fallas
transitorias, las mismas que deberán ser justificadas en caso de ser necesario por el
Sistema suministrador.
Igualmente la desviación del error de tiempo no deberá superar en ningún
momento los 0.5 seg..Femando Chamorro
123
En caso de que el Sistema suministrador por alguna restricción interna, disponga
la variación de la frecuencia operativa a otro valor que no sea el valor nominal (60 Hz),
esta restricción será notificada en el momento del acuerdo del intercambio, con lo cual
el Sistema receptor tendrá conocimiento de la misma y podrá o no aceptar el
intercambio en esas condiciones. En este caso, se deberá acordar un procedimiento
para la corrección periódica del error del tiempo.
Ninguna de las PARTES estará en obligación de entregar o recibir potencia
reactiva si ello le ocasiona condiciones de operación inadecuadas en su sistema.
Las tensiones en las barras de las subestaciones extremas de la línea de
interconexión se mantendrán entre el 90% y el 110% de su tensión nominal en
condiciones normales de operación tanto para operación en máxima demanda como en
mínima demanda.
Según lo anterior., los rangos de tensión en barra de las subestaciones terminales
(Panamericana y Tulcán) serán los siguientes para condiciones normales de operación:
LímiteMáximo:Mínimo:
Para 138 kV151 KV124 KV
Paral 15 kV126 kV103 kV
Entendiéndose por condiciones normales de operación aquellas que han sido
previstas y programadas por los Centros Nacionales en coordinación con los Centros
Regionales respectivos.
Cada área (país) deberá utilizar y operar los elementos para el control de
tensiones de los cuales disponga de forma tal que las tensiones en las barras de
interconexión se mantengan dentro de los límites máximos y mínimos establecidos.
Una vez interconectados los dos sistemas con una diferencia angular de 7 grados
en adelanto Colombia y transcurridos 15 segundos, se procedió a transferir 30 MW de
demanda del sistema Colombiano al Ecuatoriano, mediante la apertura de la línea
Jamondino - Ipiales 115kV. Las oscilaciones desaparecen y aunque las tensiones y
Fernando Chamorro
124
frecuencia del sistema Ecuatoriano disminuyen, se les puede considerar dentro de los
límites operativos aceptables.
Las simulaciones realizadas por ISA, muestran que los niveles de tensión en las
S/E Ipiales y Tulcán permanecen por debajo de 0.9pu por un lapso de tiempo superior a
10 segundos; se realizó las simulaciones considerando también la compensación
capacitiva prevista en la S/E Ibarra (12MVAR) y parte de la prevista para
EMELNORTE (6MVAR). Observándose que las tensiones en las S/E Ipiales y Tulcán
se mejoran, alcanzando un valor de 0.92pu al cabo de 25 segundos.
Una vez interconectados los dos sistemas eléctricos con una diferencia angular
de 7 grados en adelanto Colombia y transcurridos 15 segundos, se procedió a transferir
30MW de demanda del Sistema Ecuatoriano al Colombiano, mediante la apertura de las
barras de 138kV de la S/E Ibarra. Observándose nuevamente que no se presentan
oscilaciones, que las tensiones temporalmente alcanzan valores inferiores al 0.9pu
recuperándose rápidamente por encima de éste valor. La frecuencia del sistema
ecuatoriano se incrementa llegando a un valor de l.OQópu a los 25 segundos, mientras
que la frecuencia en el sistema Colombiano permanece casi constante.
En las figuras #2 y #3 siguientes se muestran los resultados de los flujos de
potencia previos a la reposición de la carga a su respectivo sistema.
A continuación se presentan las operaciones que se deben llevar a cabo para la
importación o exportación de energía entre los sistemas eléctricos de Ecuador y
Colombia, tomando como referencia la figura # 4.
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-
125
1. Abrir línea de transmisión Catambuco - Riobobo 34.5kV de CEDENÁR.
2. Sincronizar en Ipiales: cerrar C ( Supuesto cerrado D )
3. Abrir línea de transmisión Ipiales - Jamondino 115kV ( Abrir B )
1. Sincronizar en Ipiales: cerrar C ( Supuesto cerrado D)
2. Abrir línea de transmisión Ibarra - Tulcán 138kV (abrir E o F)
1. Sincronizar en Ipiales: cerrar C ( Supuesto cerrado D)
2. Abrir barras a 138kV en la S/E Ibarra (Abrir G)
6.4.7.2 PROCEDIMIENTO DE MANIOBRAS PARA LA RESTITUCIÓN.
1. Sincronizar en Ipiales: cerrar B ( Supuesto cerrado A)
2. Abrir línea Ipiales - Tulcán 138kV ( abrir C y/o D )
3. Cerrar línea de transmisión Catambuco - Riobobo 34.5kV de CEDENÁR.
a) Sincronizar en Tulcán o Ibarra: cerrar E ( Supuesto cerrado F ) o cerrar F ( Supuesto
cerrado E)
b) Abrir línea de transmisión Ipiales - Tulcán 138kV (Abrir C y/o D)
a) Sincronizar en Ibarra: cerrar G
b) Abrir línea Ipiales - Tulcán 138kV (Abrir C y/o D).
Una de las facilidades que presenta el PowerWorld, es el manejo económico de
áreas eléctricas interconectadas. Para el estudio de estos sistemas es preciso tener
definidas claramente las áreas que intervienen en el despacho económico, para lo cual
se debe identificar con un número y nombre a cada área, estos datos tienen que ser
ingresados en el cuadro de diálogo para la creación de las barras de las áreas a
ingresarse.Fernando Chamorro
126
El programa da la facilidad de crear una pantalla adicional en la cual se puede
mostrar un determinado dibujo(L5ne, Recíangíe ó Ellipse BacSigroond), para
identificar a una área específica. Todas las áreas deben estar unidas mediante una
Iníerface, que representará los enlaces entre las áreas consideradas (líneas de
transmisión y/o transformadores). Estos dísplays son muy útiles, pues en estos se puede
insertar los diferentes campos para poder visualizar, características de interés como
generación, carga, potencia intercambiada con otras área, costo($/hr) de la energía, etc.
El PowerWorld, permite también establecer límites para las Transacciones
Económicas entre áreas, es decir definir una determinada potencia a contratarse entre
áreas, además de especificar la hora exacta de comienzo y fin de una determinada
transacción y realizar el despacho económico considerando estas características. Para el
despacho económico, bajo este esquema el PowerWorld lo hace tomando en cuenta la
eficiencia y costo de combustible de las unidades de generación de cada una de las
áreas y el costo de la transacción con las áreas que tienen una interconexión.
Como parte de este trabajo, se presenta un display, enlazado al archivo principal
AREAS.pwd, este archivo es el utilizado en el capítulo #2, dividido en tres áreas de
operación, este nuevo display se diseña de tal manera de poder observar un resumen de
las características de cada una de las áreas, así como también el flujo de potencia entre
las diferentes áreas, el dibujo principal y el de los intercambios entre áreas se muestra
en la página siguiente, los resultados corresponden a la hora pico.
SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
¿.05 PUO Dcg
f< i n HW
209 HVRfi O 1 HW
- I I I tVR
Figura #6
Fernando Chamorro
127
INTERCAMBIO ENTRE ÁREAS
Carga 498.64 MW
Generación 349.90 MWCosto 12648.27 $/hr
Carga 797.28 MW
Generación 400.00 MW
Costo 30017.34 $/hr
209 .657 MW
Carga 119. 62 MW
Generación S77.69 MWCosto4832,80 $/hr
Figura #7
Debido al desconocimiento de las características del sistema eléctrico
colombiano, no se ha realizado un estudio de la interconexión con el sistema
ecuatoriano, pero se ha explicado rápidamente como funcionan estos sistemas, de tal
manera que se pueda realizar un estudio de interconexión entre varios sistemas.
Fernando Chamarro
128
7.1
1. El empleo del PowerWorld, facilita enormemente, la determinación de los factores
nodades del Sistema Nacional Interconectado, los cuales desempeñan un papel
primordial, dentro del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista, el cual está
próximo a entrar en práctica en Ecuador. En función de esto la realización de
predespachos y transacciones económicas de todos los generadores actuales o de
nuevos generadores será un proceso mas rápido, así mismo se facilitarán los estudios
de posdepachos, de todo el sistema eléctrico ecuatoriano.
2. Los resultados de flujos de potencia que brinda el PowerWorld son bastante
confiables, puesto que estos son prácticamente los mismos que obtiene el programa
computacional de la PTI, utilizado por el CENACE, para sus estudios del Sistema
Nacional Interconectado.
3. Los resultados de Costo que brinda el PowerWorld, son valores referenciales
únicamente, no se recomienda tomar estos datos para realizar otros análisis, puesto
que el costo de la energía real considera costos adicionales a los costos de potencia
de las unidades generadoras del país. Por otro lado para el caso de las centrales
hidráulicas, los datos de eficiencia y costo de agua no corresponden a valores
provenientes de un estudio real, sino que se ha colocado valores teóricos, para
simular un costo bastante inferior al de las centrales térmicas.
4. La simulación del S.N.I, de acuerdo a los datos operativos reales provenientes del
CENACE, para días típicos correspondientes a una determinada hidrología, no arroja
resultados de flujos de potencia, exactamente iguales a los datos de la operación real,
esto debido a que la demanda de reactivos en cada una de los barras de carga no
corresponde al valor de la operación real del sistema en cada instante de tiempo de la
simulación; esto se produce debido a que la variación de los reactivos esta
determinada de acuerdo a la curva de carga de la empresa eléctrica correspondiente,
la misma que es fijada en función de la variación de la demanda de potencia activa.
5. Otra causa para que los resultados de flujos de potencia de la simulación no sean
iguales a los valores reales, es que no se consideró la generación de la empresa
eléctrica Cotopaxi, pues se desconocen las características de los generadores de estaFernando Chamorro
129
empresa. Cabe aclarar que el CENACE, realiza simulaciones del sistema nacional,
sin incorporar esta generación.
6. Una causa adicional de la diferencia de resultados, es que para las simulaciones no
se tomó en cuenta el valor de la resistencia de los transformadores de todo el Sistema
Nacional interconectado, debido a la falta de estos datos. Es preciso aclarar que el
CENACE, no dispone de estos datos y para sus estudios no considera los mismos.
7. El PowerWorld, no considera el período de tiempo de operación máximo de las
diferentes unidades de generación, pues estas son despachadas considerando
únicamente su curva de entrada - salida y costo de combustible, sin considerar que
existen unidades generadoras como por ejemplo las de la central Alvaro Tinajero,
que funcionan únicamente por un período de 4 horas. Sin embargo el empleo de los
archivos Script, es una solución a este problema, pues escribiendo los comandos
adecuados se puede provocar la entrada o salida de las diferentes unidades
generadoras de todo el sistema eléctrico considerado.
8. El empleo de los archivos Script, para simular operaciones reales del sistema
eléctrico ecuatoriano, es esencial, pues desde estos se pueden escribir los comandos
adecuados para provocar todas las operaciones necesarias. Sin embargo en esta
versión la apertura o cierre de los compensadores no ha sido posible, pues el
comando correspondiente no se ejecuta. Sin embargo para el caso del S.N.I, debido a
que los compensadores están colocados en los terciarios de los transformadores de
potencia y al no haber carga alguna asociada a esta barra(en la realidad desde esta
barra se alimentan los servicios auxiliares de la propia S/E), se ha procedido a abrir
la rama del terciario para de esta manera aislar al capacitor o reactor
correspondiente.
9. El estudio presentado en lo referente a la Interconexión de Sistemas Eléctricos de
Potencia, es de bastante ayuda para aclarar, la forma como se va a realizar las
transacciones en un mercado eléctrico mayorista y específicamente como serán las
operaciones para el intercambio de potencia del Ecuador con el vecino país de
Colombia. Por otro lado se dan las pautas para poder realizar estudios del manejo
económico de la interconexión de los dos países en el PowerWorld.
10. Todos los archivos creados como parte de este trabajo, han sido creados bajo el
criterio de facilitar el estudio de los sistemas eléctricos de potencia en general,
Fernando Chamorro
130
permitir un mejor conocimiento del programa y conocer mas profundamente la
operación real del Sistema Nacional Interconectado de nuestro país.
11. La información sobre los parámetros de eficiencia y costo de combustibles de las
diferentes unidades de generación del país, además de toda la información de todos
los datos técnicos del S.N.I, presentados en este trabajo son los mismos que usa el
CENACE para sus estudios, por lo cual este documento será una fuente directa para
futuros trabajos o consultas sobre el sistema eléctrico ecuatoriano.
12. Todo el estudio sobre el Mercado Eléctrico Ecuatoriano, presentado en este trabajo,
permite entender las principales bases del funcionamiento del nuevo mercado
eléctrico en nuestro país, a partir de esto se puede entender los nuevos desarrollos
sobre este tema que esta realizando actualmente el CENACE y que seguirá
realizando continuamente para perfeccionar el modelo del mercado eléctrico
mayorista en nuestro país.
7.2 RE'
3. Para obtener resultados adecuados desde los archivos realizados en este trabajo, es
necesario que se tomen en cuenta todas las recomendaciones mencionadas para cada
uno de los archivos, caso contrario se corre el riesgo de obtener resultados erróneos.
2. Es recomendable, que para nuevas versiones del PowerWorld, se tome en cuenta lo
concerniente a la operación de los compensadores y los períodos de operación de las
unidades generadoras de un sistema eléctrico. Se debe tener la opción de poder
realizar operaciones lógicas y fundamentales como suma o resta, esto por ejemplo
para poder sumar toda la generación de las distintas unidades generadoras de una
misma barra, sin tener que mostrar el valor de cada una de estas o tener que definir
una zona para mostrar este valor, como se tuvo que proceder para mostrar toda la
generación de la Central Paute, Pucará, Alvaro Tinajero, ect. Además se debe dar un
ambiente mas amigable para la creación de los archivos Script.
3. El valor de los factores de Nodo, depende de las centrales que estén en línea, de la
topología del sistema eléctrico y de la barra de referencia, por lo cual se debe tomar
muy en cuenta estos aspectos para poder tener resultados correctos. Es preciso
aclarar que dependiendo del valor de los factores de nodo, se realizarán todas las
transacciones económicas entre los agentes del MEM y por tanto valores erróneos
pueden acarrear pérdidas económicas para los agentes.Fernando Chamorro
131
4. Todos los archivos creados en este trabajo, están dedicados en gran parte a la
comprensión de la operación del PowerWorld, pero por medio de este para el mejor
entendimiento de los sistema eléctricos de potencia y de la operación real de sistema
nacional interconectado, por lo cual se recomienda utilizar estos archivos lo mas
pronto posible, para el estudio y análisis de la operación de sistemas de potencia,
pues todos estos archivos se convierten en un material didáctico bastante útil.
5. Para próximas simulaciones de la Operación del S.N.I, se recomienda ingresar como
datos adicionales, las Curvas de Capacidad, para las principales Centrales del país,
esto permitiría obtener resultados con una mejor aproximación a la operación real
del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.
6. Con la recopilación de la información adecuada sobre el sistema eléctrico
colombiano, y la información que se da en este trabajo, es posible realizar
simulaciones encaminadas a determinar el costo de mercado del sistema ecuatoriano
para cada transacción económica y comparar este costo con el costo de la energía
proveniente de Colombia, definiendo de esta manera el intervalo de tiempo, en el
cual convendría económicamente realizar una exportación de energía, bajo
determinadas condiciones operativas de los dos sistemas eléctricos.
Femando Chamorro
132
LINEAS DE TRANSMISIÓN
Desde Barra
#
22333334
16161818181924242425252525252729313138444445454848494950555555
NombreAUTE138AUTE138
PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230CUENC138MILAG23QM1LAG23QMILAG138MILAG138MILAG138BABAH138PASCU230PASCU230PASCU230PASCU138PASCU138PASCU138PASCU138PASCU138PASCUALSPOSOR138SALITR69SAL1TR69TRIN1T69QUEVE230QUEVE230QUEVE138QUEVE138PORTOVIEPORTOVIES.DGO230S.DG0230S.DGO138S.DGO138S/E19-ALS.ROS230S.ROS230S.ROS138S.ROS138
A Barra#
4
416242485861424
303212125
118334444263442
13072943
7293939
115
491494747
1481485755568866
NombreUENC138UENC138
MILAG23ÜASCU230ASCU230OTOR230
RIOBA230OJA-138
PASCU230PAUTE230MACHA138MACHA138PASCU138MILAG-BYTRINI230QUEVE230QUEVE230S.ELE138SALIT138POLÍC138CEDEG138EQUIL138POLICENTEQU1L138EQUIL-69EQUIL-69EMELG-DDS.DGO230S.DGO230PORTO138PORTO138MANTAMANTAS.ROS230S.ROS230ESMER138ESMER138S.ALE138TOTOR230TOTOR230S.ALE138S.ALE138
irío
#
1211211112121111211211111¿,•'f£-
•
4¿
'
2•
2•
CARACTERÍSTICAS
R
0.059500.059500.015700.021500.021500.023000.018300.114600.004500,015700.113000.113000.012500.039900.002800.016100.016100.090800.012300.011300.009990.033270.045200.075380.031230.031230.031110.011700.011700.090900.090900.171800.181200.00870.00870.13080.13080.00450.01180.01180.01340.0134
X
0.18530.18530.12810.17530.17530.19050.15150.35760.03580.12810.34660.34660.09940.11800.02240.12910.12910.27300.04470.04190.02480.10020.16760.22690.09410.09410.24890.09360.09360.28330.28330.32330.30420.0720.0720.4010.4010.0210.0970.0970.0630.063
C
0.04410.04410.25580.35260.35260.36920.29360.08400.07840.25580.08510.08510.02820.03080.04530.26960.26960.07020.01100.00910.00660.02560.00230.05800.00190.00190.00410.19550.19550.07020.07020.00750.0070.1410.1410.0980.0980.0050.1890.1890.0160.016
MVA Limíí
141
14144244244244244214144244214114126514144244244214116016014114172
1417272
1004424421411415555
442442141141186442442186186
Fernando Chamorro
133
Desde Barra#
58586271717171747880828484858791
131131
NombreS.ROS138S.ROS138S.ALE138VICEN138VICEN138VICEN138VICEN138LATAC138IBARR138PUCAR138AMBAT138TOTOR138TOTOR138TOTOR230RIOBA-69TULCAN13EMEL-SALEMEL-SAL
A Barra#
711221027274787880918284888886
112191165165
NombreVICEN138PAPA-ALTPOMAS138GUANG138LATAC138IBARR138IBARR138PUCAR138TULCAN13AMBAT138TOTOR138AGOYA138AGOYA138RIOBA230GUARA-BA1PIA138VAP-GUAYVAP-GUAY
Cirio#
111111211111211112
CARACTERÍSTICASR || X
0.013100.037000.009610.006400.063900.056800.056800.024900.049500.021200.005900.017600.017600.004700.151000.013400.028000.02800
0.04830.13590.04600.02350.23560,20870,20870.09160.18270.07830.01850.08420.08420.03900.31000.04960.08600.0860
C || MVALimit0.01180.03330.01180.00500.05680.05120.05120,02210.04420.01890.00440,02160.02160.07560.00570.01200.00170.0017
160160186160160160160160160160141186186442
321117272
TRANSFORMADORESDesde BARRA#
2303202202
3204204
222233330w
4234234
1415
244
NombrePAUTE138PAUTE230PAU-F1PAU-F1PAUTE230PAU-F2PAU-F2PAUTE138PAUTE138PAUTE138PAUTE138PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230CUENC138CUE-FCUE-FLOJA-138LOJALOJ-F
ABARRA#
1202
2302204
2304601701801901
7607707807907234
5334244244344
NombrePAUTE-ABPAU-F1PAUTE 138PAU-T1PAU-F2PAUTE138PAU-T2PAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CCUE-FCUENCACUE-TLOJ-FLOJ-FLOJ-T
CARACTERÍSTICA
X ¡0.10340.0237-0.00430.10540.0237
-0.00430.10540.10340.10340.10340.10340.1120.1120.1120.1120.112
0.0774-0.0090.26210.1233
-0.01580.2593
MVA Limií37537537512537537512511411411411413413413413413410010033636321
Fernando Chamorro
134
# I Nombre || # |16
212212118214214
1920
2162122
2182224
2222222628
22627282930
2293131313238
2083233
210210
3423223238334424
234
242444
2444
24
VIILAG230VIIL-F1VÍ1L-F1VIli-AG-BYVIIL-F2MIL-F2ABAH138ABAHOYOAB-F
MACHA138MACHALA1MAOF1MACHALA1PASCU230PAS-F1PAS-F1S.ELE138S.ELENAELE-FPASCUALSS.ELENAPOSOR138POSORJA9POS-FSALITR69SALITR69SAL1TR69TRINI138TRINIT69TRI-F2TRIN1138TRINI230TR1-F1TRÍ-F1SALIT138SAL-FSAL-FTRINIT69EQUIL-69EQUIL-69QUEVE138POL1C138POLICENTPOL-FQUEVE230QUE-F1QUE-F1QUEVE138QUEVEDOQUE-F2PORTO138PORTOVIEMAN-F1
21217
312214
1731421621631621821831862222225
322226226326627628229229329
353637
208208308632210
3231023231
3321386007004
232333244
34242434242434
Nombre || X I MVA UmitVÍ1L-F1MILAGROVIIL-T1V1IL-F2VIILAGROM1L-T2AB-FAB-FAB-T
MAC-F1MAC-F1MAC-T1MÉXICOPAS-F1PASCU138PAS-T1ELE-FELE-FELE-TG-PASCUAECUAP-SEPOS-FPOS-FPOS-TV-ÍNEC-2V-INEC-3G-INEC-4TRI-F2TRI-F2TR1-T2V-TRIN-1TR1-F1TRINI138TRI-T1SAL-FSALITR69SAL-TPVG-CONSG-EQIL-2G-EQIL-2QUEVEDOPOL-FPOL-FPOL-TQUE-F1QUEVE138QUE-T1QUE-F2QUE-F2QUE-T2MAN-F1MAN-F1MAN-T1
0.0498-0.00480.10760.0849
-0.01310.17110.1125
-0.01250.34580.0849
-0.01310.17110.47220.0237
-0.00430.10540.125
-0.01550.259
0.30.15450.2686
-0.03970.51830.13760.1376
0.4260.0649
-0.00880.26690.06880.0237
-0.00430.10540.0649
-0.00880.16870.0000.13760.13760.36
-0.06450.11720.2660.047
-0.0030.1070.268
-0.0390.518
-0.1700.2950.650
15016756
10010033666620
1001003320
375375125666622
11465333311868635
15015050
16037537512515015030
333868633
15015050
16716756303011757525
Fernando Chamorro
135
#4748
24749
248248
4950
250250
525254
2525556
25557
254254
58585859
28858586263
262258
71258259
71259
70707077277
2777
27888
282829
829
Nombre | # | Nombre | X |MVALimiíORTO138ORTOVIEAN-F2.DGO230DO-F1DO-F1.DGO230.DGO138DO-F2DO-F2SMER138SMER138SMERALDSM-F/E19-AL/E19-BA/E19-F
S.ROS230SRO-F1SRO-F1S. ROS 138S.ROS138S.ROS138S.ROS-BASRO-F2S.ROS138S.ROS138S.ALE138S.ALE-BAS.ALE-FVIC-F1VICEN138VIC-F1VIC-F2VICEN138VIC-F2VICEN-BAVICEN-BAVICEN-BAVICEN-BAGUANG138IBARR-BAIBARR138IBA-F1IBARR138IBARRABAIBA-F2PUCAR138PUCAR138AMBAT138AMB-FAMB-FTOT-F2TOTOR138TOT-F2
24724734724850
348649250
5135053
25225235225525535525458
3546064
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Fernando Chamorro
136
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Nombre | #TOT-F1TOTOR230TOT-F1RIOBA230RIOBA-69RIO-FAGOYA138AGOYA138TULCAN13TULCAN69TUL-FPOMA-BAEMEL-SALEMEL-SALEMEL-SALEMEL-SALEMEL-SALEMEL-SALEMEL-SALEMEL-SALPVG-CONSPVG-CONSVAP-GUAYVAP-GUAY1PIA138IPIA115IPIA-FEQUIL138EQUIL138
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NombreTOTOR138TOT-F1TOT-T1RIO-FRIO-FRIO-TAGOYANAGOYANTUL-FTUL-FTUL-TPOMAS 138V-EMEL-1G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-ALTI-1G-ALTI-2CONS-EQLCONS-EQTGPVG-EMEVPVG-EMEIPIA-FIPIA-FIPIA-FG-EQIL-3G-EQlL-3
X-0.01750.10410.30050.1792
-0.01510.10420.14640.14640.2686
-0.03970.51830.22880.24230.41470.47220.41470.35510.3551
0.140.19440.13760.11670.55890.42350.1233
-0.01580.25930.32660.3266
MVA Limií12012033
100100338585333311334030303030
26.76648
66.66016323333115050
Femando Chamorro
137
CARACTERÍSTICAS CENTRAL PAUTE
CATCHMENT ÁREAsrovincia del Azuaylivera del Río PauteCatchment Área : 5218,6 km2
RESERVORIO.Capacidad Total de Almacenamiento: 120.000.000 m3
Capacidad de Almacenamiento Efectivo: 100.000.000 m3
^íivel Máximo de Agua: 1 99 1 ni^ivel Mínimo de Agua para Operación: 1935 m
PRESA.Ipo: Hormigón (Arco)
Volumen de Hormigón: 1 .200.000 m3
Altura Máxima: 1 70 m^ongítud de la Cresta: 400 m
CARACTERÍSTICAS
HEADRACETipo:^ongitud:Diámetro:Descarga:
PENSTOCK.^ongitud:Diámetro/Longitud:
CASA DE MAQUINAS.Tipo:Longitud:Altura:Nivel Centro de la Turbina:
TURBINA DE AGUA.Número de Unidades:Tipo:Salida:Caída Neta Media:Descarga:Velocidad:Fabricante:
GENERADOR.Número de Unidades:Tipo:Capacidad:Factor de Potencia:Voltaje:Fabricante:
PAUTE AB
Túnel de Presión6070 m5.0 m100 m3/s
960 m3.75m
Caverna Subterránea123 m42 mWL I323m
5Peltón Vertical (6 nozzle)116 MW650 m20.I6nrVs360 rpmHydro Art (Italia)
5Vertical, 3 fases AC11 1/127.7 MVA0.913.8WSiemens (Sweden)
PAUTE C
Túnel de Presión6140 m7.8-5.1 m105 m3/s
920.46 m4.4/507.3 m4.2/412.2 m4.4/4.2/3 m
Caverna Subterránea78.5 m42.5 mEL 1323m
5Peltón Vertical122 MW657 m20.62 m3/s360 rpmHydro Art (Italia)
5Vertical, 3 fases AC1 27.7 MVA0.913.8WAEG( Alemania)
Fernando Chamorro
138
CARACTERÍSTICAS
LOCALIZACIÓN Y ÁREA DE DRENAJE.^ovíncia:Ubicación:lío, Laguna:
Área de Drenaje:
EMBALSE^livel Máximo(m.s.n.m)Area(Km2):Volumen: Max (Hm3):
Útil (Hm3):
PRESATipo:Altura Máxima:Elevación de la Corona:Longitud de la Corona:Volumen:Capacidad de los Vertederos:Capacidad del Desagüe de Fondo:
TÚNEL DE CARGA.Tipo:
^ongitud:Diámetro Interior:^endiente Total:Capacidad:
CHIMENEA DE EQUILIBRIO.Tipo:
Altura Total:Diámetro:
TUBERÍA DE PRESIÓN.Tipo:
Longitud Total:Longitud Tronco Horizontal superior:Pendiente:Longitud Tronco Inclinado:Pendiente:Longitud Tronco Inferior:Pendiente:Diámetros TS
TITInf
Espesores Tubería:Altura Neta de Caída media .
CENTRAL PUCARÁ(Pisayambo)
~ungurahua60 Km de Quitoisayambo, (Talatag, El
Golpe, Quíllopaccha)05 Km2
565.500.20.2
'ierra1.20569.320 m
250 m3/s
Circular
5475 m2.60 m0.669% (4 tramos)18.6m3/s
Diferencial
H 7 m2.4 - 5 rn
Subterránea
688.51 m1 12.24 m0.669%541. 77 m119.18%34.5 m
2.202.201.903/g'. r-3/8'444 m
CENTRAL AGOYAN
>astaza - Tungurahua80 km al S-E de Quito
Jastaza
237 Km2
651
.76
.76
iormigón Gravedad43
643 msnm00 m
3800 nrVs2000 m3/s
Revestido de HormigónCircular2378 m6m0.60%120 m3/s
Subterráneo, cámaras yorificios restringidos165 m3.6-6m - 12.50 m
Subterránea, vertical,revestido hormigón178.9 m
-_
--
Difürcador 1 9.4 mehorizontal5.504.503.20
160 m (149)
Fernando Chamorro
139
CARACTERÍSTICAS
CASA DE MAQUINAS.Tipo:Longitud:Ancho:Altura:Puente Grúa(ton.):Elevación eje TurbinasElevación piso Principal:
TURBINAS.Número de Unidades:Tipo:
Potencia por Unidad:Caída Neta Medía:Velocidad:
GENERADORES.Número de Unidades:Potencia Nominal de c/unidad:Factor de Potencia:Voltaje de Generación(nominal):Frecuencia:Velocidad Nominal:
CENTRAL PUCARÁ(Pisayambo)
Subterránea47.5012.0025.45
2Peltón, 6 inyectores, eje vertical49,600 CV430.3514rpm
240MVA0.9513.8 kV60c/s5 1 4 rpm
CENTRALAGOYÁN
Subterránea50.4018.0034.101501488m1499 m
2Francis, eje vertical
78 MW149 m225 rpm
285MVA0.9013.8 kV60c/s225 rpm
Fernando Chamorro
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oo0-1CM
HORA
CURVA DE CARGA EMELMANABI
HORA
HORA HORA
DE CARGA EESTDOMÍNGO
HORA HORA
Fernando Chamorro
158
325
HORA HORA
HORA HORA
o o o o o o o o o o o oO O Q O O O O Q O C O O Ooo
CO CD COo o o O CM CO CO 0Í
HORA
t- CO04 CM
Fernando Chamorro
159
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ooCNCM
HORA
HORA
Fernando Chamorro
160
ia: [3]
COMPENSADORESBarra $ ||Nombre ||Barra Regul# ||Conírol ]|Acíual Mvar J|VoIt High J|Volí Low
302304312316318322330342348354380384
PAU-T1PAU-T2M1L-T1BAB-TMAC-T1PAS-T1POL-TQUE-T1SDO-T1SRO-T1TOT-T1RIO-T
33
173162124434550578586
DiscreteDiscreteDiscreteFixedDiscreteDiscreteDiscreteDiscreteDiscreteFixedDiscreteDiscrete
0.0-20.018.00.0
12.0-20.012.0
-10.0-10.0-20.0-10.0-10.0
1.11.11.11.11.11.11.11.11.11.11.11.1
0.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.9
Fernando Chamorro
161
ANEXO # 8; Batos de la Operación Real del S.NJ.
NOVEDADES DE EMPRESASDIA= HARTES FECHA: 19/05/98
06:10 SE ñBRE 52-062 EN S/E PASCUALES L/T A DAULE A PEDIDO DE IN6.RQNERQ DE EHELBUR POR CORRECCIÓN DE PUNTO CALIENTE06:51 SE CIERRA 52-062 EN S/E PASCUALES TRANSMISIÓN DAULE10s02 UNIDAD 2 DE ALVARO TINARJERO INGRESA AL PARALELO17:00 CENTRAL TÉRMICA LULUKCQTO EES EN PARALELO18:05 GENERACIÓN TERÍ1ICA EHELNANABI SALE DE PARALELO18:08 T66 EEE EN PARALELO18:20 CENTRAL TÉRMICA EL DESCANSO EERCSÜR EN PARALELO18¡25 TG1 EEE EN PARALELO18:32 EEQ CONECTA 52-3TO EN C.T. SUANGOPGLÜ 218:34 CENTRAL TERHICA CATAHAYO EERSUR EN PARALELO18:38 T63 EEE EN PARALELO18:39 EEQ COMUNICA QUE üü DE CENTRAL TERHICA UILUNCQTü HO INGRESARAEN PARALELO POR CUANTO EL MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD CONTINUA18:40 GENERACIÓN TERHICA RIOBAMBA EN PARALELO18:50 CENTRAL TÉRMICA LLIBUA EEAHBATO EN PARALELO19¡07 GENERACIÓN TERHICA EflELORO EN PARALELO19¡4S TG1 EEE SALE DE PARALELO20:17 TB3 EEE SALE DE PARALELO20:30 GENERACIÓN TERHICA RIOBAHBA SALE DE PARALELO20:40 CENTRAL TERHICA LLIGUA EEAHBftTQ SALE DE PARALELO20:58 CENTRAL TÉRMICA CATAHAYO EERSUR SALE DE PARALELO20¡59 CENTRAL TÉRMICA EL DESCANSO EERCSUR SALE BE PARALELO21:10 GENERACIÓN TERHÍCA EHELORO SALE DE PARALELO21:47 TG6 EEE SALE DE PARALELO22:10 EEQ DESCONECTA 52-3TO EN C.T. 6UAN6DPOLO 222:15 GENERACIÓN DE EHELHANBI SALE DEL PARALELO22:19 CENTRAL TERHICA LULUNCOTO EES SALE DE PARALELO22i25 ALVARO TINAJERO Z SALE DEL PARALELO
Fernando Chamorro
162
NOVEDADES DE I MECE!.DÍA* HARTES FECHAi Í9/05/9S
00!22 SE DESCONECTA CAPACITOR 2 EN S/E HÁCHALA00¡30 üi DE ELECTROQUÍL SALE DEL PARALELO00:31 Ü3 C PAUTE SALE DEL PARALELO MANTENIMIENTO03¡02 SE CDNECTA CAPACITOR EN S/E QUEVEDD05:42 SE DESCONECTA REACTOR RCH EN S/E STA, ROSA07;0í BE SOLICITAN LAS UNIDADES I Y 2 DE ELECTROQüíL 2 A HININA GENERACIÓN.07s23 C. GAS PASCUALES INGRESA AL PARALELO, SE SOLICITA MININA CARGA07:24 UNIDAD 2 DE ELECTR08UIL 2 INGRESA AL PARALELO CON HINIHA CAR8A,07¡25 UNIDAD 1 DE ELECTRGQÜIL 2 IN6RESA AL PARALELO CON MÍNIMA CARGA,08:12 SE SOLICITA A ELECTROQÜÍL 3 INBRESfiR AL PARALELO CON UNA UNIDAD A MININA CARGA,08:12 SE SOLICITA A ELECTRÜQUIL 2 SUBIR LA 6ENERACIQN AL MÁXIMO EN UNA üNIMD.08:14 EE DESCONECTA REACTOR EN S/E QUEVEDO,08¡32 SE CONECTA CAPACITOR 2 EN S/E MÁCHALA.OBí4? UNIDAD 3 DE ELECTROQÜÍL 3 INGRESA AL PARALELO.09:23 UNIDAD 3 DE CENTRAL PAUTE INGRESA AL PñRALELQ,09:52 TERMINAN LIMPIEZA DE QUEMADORES EN UNÍDAD TV2 DE CENTRAL GONZALO ZEVALLOS V PROCEDEN A SUBIR LA 6ENEWCION fiL!0;06 SE SOLICITA A ELECTRDGUÍL 3 BAJAR LA GENERACIÓN AL MININO EN LA UNIDAD 3.10:32 SE CONECTA CAPACITOR í EN S/E HÁCHALA,10:42 UNIDAD TG92 DE ECUAPOHER SANTO DOMINGO INGRESA AL PARALELO COMO COMPENSADOR.I7í30 U2 DE PAUTE QUEDA DISPONIBLE DESPUÉS DE MANTENIMIENTO17:46 CENTRAL GUANSOPDLO EN PARALELO CON 4 GRUPOS17:47 U2 DE PAUTE EN PARALELO17:58 SE PIDE A ELECTROQÜÍL 3 ARRANQUE LA U4 CON LA CANTIDAD NECESARIA DE NH PARA COMPLETAR LOS 125 HH18:27 U4 DE ELECTRQQÜIL 3 EN PARALELO13:31 SE CONECTA EL Cí EN LA S/E HILAGRQ18:35 TB3 DE STA. ROSA EN PARALELO18i36 TG2 DE STA. ROSA PASA A OPERAR COMO GENERADOR18:41 T61 STft. ROSft PASA A OPERAR COMO GENERADOR21:14 TGi STA. ROSA PASA A OPERAR COMO COMPENSADOR21:16 SE PIDE SACAR UNA UNIDAD DE ELECTROQÜÍL 321:16 T52 DE STA. ROSA PASA A OPERAR CQI1Ü COMPENSADOR21:23 TG3 DE STA. ROSA SALE DEL PARALELO21¡28 Ü3 DE ELECTRQQÜIL 3 SALE DEL PARALELO21:32 SE PIDE SACAR LA U4 DE ELECTROQÜÍL 321:47 U4 DE ELECTROQÜÍL 3 SALE DEL PARALELO22:25 CENTRAL BííANGOPOLÜ SALE DEL PARALELO22¡44 SE PIDE A ELECTRQQUR 2 BAJE LA GENERACIÓN DE LA ül AL MININO22:50 SE DESCONECTA CAPACITOR 1 EN S/E HILABRO22:58 SE PIDE A ECUAPONER STO, DOMINGO SAQUE UNA UNÍDAD COHO COMPENSO23:14 UNIDAD TG92 DE ECUAFGNER SANTO DOMINGO BALE DEL PARALELO COMO COMPENSADOR.23:21 CENTRAL A GAS PASCUALES SALE DEL PARALELO.23:30 UNIDAD i DE ELECTROQÜÍL 2 SALE DEL PARALELO,
Fernando Chamorro
163
SUPERVISIÓN V CONTROL OPERATIVO
GENERACIÓN DE CENTRALES DE INECELPaoina i
HORA
00 ;00OlsOO
¡03:0005:0006:0007iOü08 i 0009 i 00lOíOO11:0012:0013;0014:00
í 15:0016:0017:00IBíOO19:0019:3020:0021:0022! 0023:00
! 24:00fc.
UNÍ:— — ~ r
9:8!8!8!8!817!8!9!9!9!9:9!9!9í91
10!10!10!10!
10Í10!10 í101
CENTRAL PAUTE ! PUCARÁ ¡ AGOYAN !G
m ÍHVAR 1N.EHBAL! CAUDAL!— -) ( - _ t _
676. 01164. 01198B.44!604.0Í134.0ÍW8B.49!554.0!100.0:i98B,62!656, Oí 85,011988.7516B4.0íl35.0!19B8,80!674.0! 94,0:1988.821666,0! 98.0Ü988.83:734, OÍ14B. 011988. 83!713, 01138. 011988, 83!794, 0I20B. 011988, 821784. 01199. OÜ988.75Í800.0¡W2.0;WB8.71!B03,0¡208, 011988. 67!813,0:220.011988,62!B32.0!224,0!Í988.57;811, OÜ96, 011988. 48!852. 0!206, OÜ988.40!956,01370,011988.31!
1020.01379.011988,2611001.01363.011988,19!935.Oil31.OJW88.OB!957,01319.011987.981808,0:204,011987,88!685, 01167. OÜ987. 81!
i170,1!163.91160,61158.1!154.81152.6!140,81135.9!134.1!136.1!119,31112,3!107.2!111.0!109,5!99.5!94,1!91.B!
0,0!
92,7!94.1:91,2189.0!85,6!
m ¡HVAR i M» ¡F
'0,0!0.0:0,0!0,0:0.0;O.O!0,0:0.0!0,0;O.O:0,0:0.010,01O.O!0,0:o.o:O.O!O.O!O.O!0,0!0.0!O.O!0.0!O.O!
1 i0.01158.0!Q.ÜÍ158.0Í0,0;i5B.0:0,0:153.0:0,01158. 0!0,01156.0!0.0:156,0!0. 0¡156. 0!0.0;i56,0!0.0Ü56.010.01156.0!0.0!129,0!0.01129. OíO.OÜ36.0!O.OÜ22.0:0.01123.0:0.0:111.0;O.OÜ57.0!0,0:i57.0:0.0! 157.0!0,0:156.0!0,0:155.01O.OÜ55.0!0.0:i54,o;
MAR !
i12,0!io.o;7,01ii.0;17.0!14.0!21.0!34.0!33.0!32.0!32.0!19,0!24.0!25.0!24,0!19.0!18,0!51.0!53.0!53,0!41,0!37,0!31,0!
4,0!
. ZEVALLOS ¡ESMERALDAS ¡STA. ROSA ¡GUANBOPDLOíG-PASCüAlS!1,1,r , „_ i _ i i ,
TRINITAP!i i — t """ —————— , — — — — — — — — — ( — — — — — -
Htt ÍHVAR ! m ÍHVAR ! HH ¡HV'AR ! HN ¡NVAR ! HH ¡MVAR ! m í*f
73.0!73,0!52.0!53.0!54.0!51,0!57.0!58.0!68,0!72,0!72.0'72.0!72,0¡72. Oí72.0!72.0!72,0!72.0!72.0!72,0!73.0!73.0!72.0!73.0!
i i i 1 1 < i37.0! 63.0! 7.0! O.Oi-11.0! 0.0! 0.0! 0.0!35.0! 63.0! 5, Oí 0,0! -9.0! 0.0} 0.0! 0,0!23,0! 63.0! 3.0! O.Oí-12.0! 0.0! 0.0! 0.0!17.0! 62,0! 5.0! 0,0! -9.0! 0.0! 0.0! 0,0120.0! 62.0¡ 7,0! 0.0! -5,01 0.0! O.O! 0.0!U. Oí 63,0! 2,0! 0.0! -6. 0! O, Oí O.O! 0.0!22.0! 03,0! 5.01 0.0! 19,0! 0.0! 0.0J30.0!43,0! 64.0! 7.0; 0.0! 29,01 0,0! 0.0130.0!39.01 64,0! 8.0! 0.0! 30.0! 0.0! O.OÍ30.0!44.01 64,0! 10.0! 0,0! 44. O! 0.0! 0,0130,0!41.01 64.0; 10,0; 0.0! 44,0! 0.0! O.OÍ29.0!43,0: 64.0; 9,0! 0,0! 43,0! 0.0! O.OÍ30.0!55.0! 64.0! 8.0! 0.0! 22.0! 0.0! 0.0!30.0!41,01 64.0! 6,0! O.O; 41.0! 0.0! O.OÍ2B.O!40. Oí 64.0! 7,0! O.O! 39,0! 0,0! 0.0;30,0¡34.0! 64.01 7,0! 0.0! 44. O! 0.0! 0.0!30.0!31.0! 64.0Í 8,0; 0.0! 43,0:11.5! 3.3!30,0!34,0! 64.0! 27,0!50.01 7l .O!W.3¡ 10.3¡90.0!28,0! 64.0! 29. 0;51, Oí 74.0119, 3! 10.3¡90.0!26,0! 64.0! 23.0151.0! 75, 0119,3! 10,3190,0!27,0! 64. Oí 23,0¡45.0! 58.0Ü9.3! 3.3¡90.0!33.0! 63.0! 21,0! 0.0! 16.0115.3! 3.3150.6!35.0! 64.0! 13.0! 0.0! -1.0! 0.0! 0.0130.0!23.0! 63,0! 7.0; O.Oi-10.0! 0.0! 0.0! 0.0!
i0.0!O.O!0.0!0.0!o.o;0.0!5.0!
15,0;i?. o;í7. 1!16.6!19.2!19.9!20.4! .20.0!15.0!16. Oí20.0;25.0!25. Oí8.0!
19.9!18. Oí0,0!
i0,0:o.o;o.o:0,0!
0.0!o.o;0.0!0,0;0.0!0.0!O.O!0,0!0.0!0.0!0.0!0,0!0,0!0,0!0.0!0.0!0.0!0,0!0.0!0.0!
VAR 1
0.0!0,0!0.0!O.O!0.0!0.0!0,0!0.0!0.0!0,0!O.O!0,0'0.0!0,0!0.0!O.O1
0.0'0.0!' .0 !
,01.0!
.Oí
.010,0'
FECHñi 19/05/98 DÍA; HARTES
! GENERACI8N(N»H)
! ENER6IA BRUTAní ENERGÍA AUXILIAR
; NIVEL PISAYAMBO
! VERTEDERO PAUTE
PAUTE
18348.0
40.769
3559,43
0,000
PUCARÁ !
o.o:0,000:
ABOYAN !G.
3575,01
3,300!
ZEVflLLQS!
1571.0!
66.610'
ESHERALDA3!
1550,0!
163. 730!
SANTA ROSA!6UANGOPOIO
130. 0001 84.510
2.640! 5,210
!G-PASCÜAL!V.
I 681.2!
; 5.490!
TRIMIT!
O.D;
0,000:
TOTAL :
25939,709!
28?. 749!
Fernando Chamorro
164
SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO
GENERACIÓN BE CENTRALES DE IHECELPacuna 2
HORA
00:0001:0003:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014;0015:0010:0017:0018:0019:0019:3020:0021:0022 i 0023:0024:00
ECÜAPOHR-SEíECüAPOHR-S.DO! 6. HEJICO_ „„__ i- - i i _
m
-2,8-2.8-2.8-2,8-2.8-2.8-¿.8-2,8-2.8-2.8-2,8-2.8-2.8-2.8-2.8-2.8-2.8-2,8-2.8-2,8_o c¿.E
-2.8-2.8-2.8
HVAR ¡ nú ¡ HVAR ! m
17.2! -1.5! 10.1!15. Oí -1.7! -4,8!11,9! -1.7! -4.3!14.3! -1.6! -4. i!16.5! -1.6! "1.3!9.7! -Í.5! 15,1!9,5! -1.5! 15.4!9.3! -1,5! 15.5!10,2! -1.5! 20.5!10,1! -3.2! 30, Oí9,8! -3.1! 25,7!9.5! -3.1! 22.3!10.6! -3.1! 26,5!11.2! -3,1! 26.2!10,7¡ -3.1¡ 26,4!9.9! -3,1! 24,1!10.0! -3.1! 22. 0¡Í9.7Í -3.1! 37,3¡19.6! -3.1! 37,9¡18.2! -3.1! 38,3!16.4! -3.2! 32.9!17.0! -3.1! 27.9¡Í5.9¡ -3.1! 14,0!16,4! -1,5! 3,0!
HVAR
CONSOR/INEC
m HVAR
ELECTRGUIL2!ELECTPQUIL3!i i
m ! HVARí m i HVAR!„_„!_ _,! 1 _ ,. I
1 t t t
20.0! 6.0! 0.0! 0.0!0,0! 0.0! 0,0! 0.0!0,0! 0.0! 0,0! 0.0!0.0! 0.0! 0.0! 0.0¡0.0! 0.0! 0.0! 0,0!0,0! 0,0! 0.0! 0,0!40.0! 8.0! O.OÍ 0,0!74.0Í 10.0! 25.0! 1,0!74.0! 24,0! 39.0! 6.0!74,0! 24.0! 20,0! 5,0!74.0Í 24,0! 20,0! 5.0!74.0! 24,0! 20.0! 5,0!74,0! 24.0! 20.0! 5.0!74,0! 24,0! 20,0! 4,0!74.0! 24. 0¡ 20.0! 4, Oí74.0! 24. Oí 20.0! 4,0!74.0! 24.0! 20.0! 5.0!74.0! 24,0! 50,0! 6.0!74.0! 24. Oí 50.0! 10.0!74.0! 24.0! 50.0! 10.0!74.0! 24.0! 50.0! 6.0!74.0! 24,0! 0,0! 0,0!59,0! 22.0! 0.0! 0,0!20,0! 3,0! 0,0! 0,0!
FECHA: 19/05/98 DÍA: HARTES
! 6ENERAC!DN(flHfí) !ECUAPHR~SE!ECUAP&JR-SD! 6, MÉJICO !CO«S/INECE!ELCTRGUIL2!ELCTRGUIU! TOTAL !1 1 __ ~«. „ _,. < — f. _..«. — H__> — — _ — ...... _- 1 _ _ — —«_ — - — .. 1 __..._».__...._ 1 _„..,.__._...._,....,__..„..__.._
I ENERGÍA BRUTA í 0,0! 0.0! ! ! 1159,2! 374. 2Í 1533,407!
! ENERGÍA AUXILIAR ! 73.300! 0.132! ! ! 0.000! 0.000! 73.432!
Fernando Chamorro
SUPERVISIÓN Y CONTROL CfE&ATÍVD
GENERACIÓN DE EMPRESAS INTEFCONECTftDASPsain? 1
165
HORA
00:0001 i 0003:0005:0006:0007íOO08:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0019:3020:0021:0022:0023:00
, ¿4*00
TOTAL
HIERO !i!
fítf í HVAR íi ii i
48.2! 10. í!48.0! 6.7!48.1! 6.2!48.1! 6,1!48. i! 6.2!48,1! 7.6!53, oí 8.6!63. ó! 13.4!63.6! 13,4!63,6! 13,6!63.6! 13.6!44.2! 9,1¡64.2J 9.1!63.7! 10.4157.9! 11. li55.7! ll.fi!57.9! 10.4!86,9! 27, O!90,9! 27.4!90.9! 27,4!83.0! 18.7!64.0! 9,6!47.0! 9, Oi48.0; 7.3!
1428.0! !
E. E. QUITOTERHICO ÍCON50RCI/EEQ
ii
m ; HVAR ¡ mi it i0.0! 0.00!0.0! 0,00!0.0! 0.00!o.o! o.oo;o.o; o.ooio.o; o,oo¡0.0! 0,00!30,0! O.OOi0.0! 0.00!0,0! 0,00!O.Oi 0.00!0.0! 0.00!0,0! 0.00!O.Oi 0,00!O.Oi 0.00!0,0! 0.00!2.8! 0.40!2,8! 1.36!2.8! 1.36!2.8! 1,19!2,8! 0,40!2,8! 1.02!0.0! 0.00!0.0! O.OOí
44.0! í 0.0
HVAR
E N E LV A P O R !
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FECHA: Í9/05/9S DIAí «ARTES
Fernando Chamorro
SUPERVISIÓN V CONTROL üFE
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166
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FECHA: 19/05/93 DÍA: HARTES
Fernando Chamorro
168
NOVEDADES DE INECELDIA= VIERNES FECHA: 10/10/97
00:10 SE DESCONECTA EL CAPACITOR DE PASCUALES,00*19 SE CONECTA EL REACTOR DE TOTORAS.00:26 SE CONECTA EL REACTOR DE QUEVEDO00:27 SALE DE PARALELO LA U4 DE PAUTE,00:37 SALE DE PARALELO LA Ü9 DE PAUTE,00í56 SALE DE PARALELO LA U5 DE PAUTE.Oi¡37 SE CONECTA EL REACTOR DE RIOBAMB6.06:10 SE CONECTAN LOS REACTORES DE PASCUALES.Ü7sü0 SE DESCONECTA REACTOR RCX EN S/E STA, ROSAÜ7íW BE ADRE REACTOR EN S/E RIOBAHBA07:14 UNIDAD 2 DE CENTRAL PAUTE EN PARALELO07:21 SE DESCONECTA REACTOR EN S/E TOTORAS08:06 SE DESCONECTA REACTOR RCH EN S/E STA, RDSA.08:48 UNIDAD 2 DE ElECTROQUIL DISPARA POR BAJA FRECUENCIA DISPfiRA BOMBA DE INVECCIÓN DE ASUft,OBs52 UNIDAD 2 DE ELECTROSUIL EN PARALELOOB:5B UNIDAD 3 DE CENTRAL PAUTE EN PARALELO10:33 T83 3TA. ROSA EN PARALELO A PRUEBAS,11:19 UNIDAD 4 DE CENTRAL PAUTE EN PARALELO11:23 UNIDAD 3 DE CENTRAL PAUTE SALE DEL PARALELO A MANTENIMIENTO BAJA RESISTENCIA DEL PQTOP.12:13 SE DESCONECTA REACTORES EN S/E PASCUALES19;30 UNIDAD 2 DE ELECTROQUIL 2 SALE DEL PARALELO DEBIDO A BAJA FRECUENCIA MOMENTÁNEA PRODUCIDA POR EL DISPARE)DE ECUAPQNER SANTA ELENA CON 33 HN19¡48 UNIDAD 2 DE ELECTROflüIL 2 INGRESA AL PARALELO21:23 UNIDAD 2 DE PAUTE SALE DEL PARALELO21:30 UNIDAD 8 DE PAUTE SALE DLE PARALELO22:10 UNIDAD 4 DE PAUTE SALE DEL PARALELO22:15 UNIDAD 2 DE ELECTRQQUIL 2 SALE OLE PARALELO DEBIDO A SUPUESTA BAJAFRECUENCIA INDICAN QUE CON 59,75 til SE BLOQUEA EL SISTEMA DE INVECCIÓN DE AGUA V ES NECESARIO SALIR POP 10 MINUTOS2?¡20 UNIDAD 2 DE ELECTRGQUÍL 2 REINGRESA AL PARALELO22:52 UNIDAD 6 DE PAUTE SALE DEL PARALELO23:35 SE DESCONECTAN LOS CAPACITORES DE PULICENTRO.23:36 SE CONECTAN LOS REACTORES DE PASCUALES,23:37 HE CONECTAN LOS REACTORES DE STA, ROSA,23:56 Ü7 DE PAUTE CON 3 INYECTORES.24:00 COMUNICAN DE C. STñ ROSA QUE NO TIENEN EL DATD DE AUXILIARES POR NO DI3 PONER DE LA LLAVE DEL COMPARTIMENTO.
Fernando Chamorro
SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO
6ENERAC10N DE CENTRALES DE 1NECELPagina 1
169
1
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CENTRAL PAUTE
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FECHA: 10/10/97 Dlfi: VIERNES
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7251.0
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3558,78
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Fernando Chamorro
SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO
6EHERACION DE CENTRÓLES DE INECELPatjina 2
170
HORA
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FECHA: 10/10/97 DÍA: VIERHES
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152!
145!
Fernando Chamorro
SUPERVISIÓN V CONTROL OPERATIVO
6ENERACIOH DE EHPfiESAS 1NTE&CONECTADA5Pacins i
171
HORA
00:0001 ¡0003¡0005 1 00Oó:0007:00OS i 0009:0010:0011:0012¡0ü13:0014:0015:0016:00Í7;00IBíOO19 ¡00Í9í3020:0021:0022:00
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16,8! 3.0! 0,0! O.OOI34,8! 4.8! 0.0! 0.00!24,3! 7,8! 0.0! 0.00!27.81 7.8! 0.0! 0.00!26,9! 9.2! 0.0! 0,00!33,0! li.2; 4.2! 0.50!33.0! 11,3! 15.0! 0,00!32,6! 11.0! 15.0! 0.00!26.2! 6.8! 15,0! 0.00!26.2! 6.7¡ 15.0! 0.20!24,71 7.2! 15. 0! 0,50!25. 7Í 7.2! 16,5! 0.94!26.2! 4.7! 20,41 1.07!28,2! ¿.8! 21.4! 3.98!60.1! 19.7! 21,4! 12.30!60.7¡ 19.7! 21.6! 12.50!60,7) 19,6! 21.6! U,97¡50.8! 16.4! 21,6! 8.27!36.8! 11.4! 21,6! 6.90!
23:00 ', 23,31 b,9í 21.6! 1.3?;24íOÚ ! 23,7! 6.4! 21.6! 0,77¡
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1261.0! 11333,4! ;211,2! ¡ 18.0! ! 377,6!
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12.9! 4.4;12.9! 4 .4 !12.9! 4.4!14.2! 5, i ;15.5; 5.8!15.5! 5,8!15.3! 5.?!14.9! 5.6!14.9! 5,6!14.?! 5.6!14.9! 5,6!15.3! ?.?!15,3! 4.9!15.3! 4.9!
328. i! !
FECHA'. 10/10/97 CÍA: VIERNES
Fernando Chamorro
172
SUPERVISIÓN V CONTROL DFEPH
GEHERACIGM DE EHPFE3AS IMTEHONECTfiEftBFsqins -
UflDAHUnH
00:0001:0003:0005:00OóíOO07 ¡0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017; 0018:0019:0019:3020:0021:0022:0023:0024:00
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0.00!0,00!0.00!0.00!0.00!0.40!0.40!0,40!0.40!0,40!0,00!o.oo;0.00!0,00!0,00!0.00!o.oo;0,46!0,46!0.46!0.46!0,46!0,00!0.00!
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! 38.00!
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1.94!1.74!1.7411,74;1,74!l,30í1,30!1.30!2.40!2,11!2,11;2,11!2.11!3.59!4.03!4,01!3,51!
12.61!12.61!12,41!11.04!
4,74!1,54!1,54!
84.30!
EMELHORTE I E. E. R, BEL SUR ILOJA) ! ELEPCDSA ! EHELORO ! EMELMANfiBI :10 ! T É R M I C O I H I D R O ! T É R M I C O ! HIDRO ! T E F M I C O ! T E R f l I C O !
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1,12! 0.00! 0.00! 2.28! 0.6?; 0.00! 0.00! 2.20! i. 78! 4..0! 0.95! 0.0 0.0!1.00! 0,00! 0,00! 2,16! 0,71! 0.00! 0.001 1.50! 1,32! 0.00! 0.00! 0,0 0,0!1,00! 0.00! 0.00! 2,25! 0,66! 0,00! 0.00! 1.50! 1.34! 0,00! 0,00! 0,0 0,0!1,00! 0,00! 0.00! 2,25! 0,74! 0,001 0,00! 1.50! 1.36! 0,00! 0.00! 0.0 0.0!1,00! O.OO; 0.00! 2.251 0.74! 0.00! 0.00! 1,50! 1.22! 0.00! 0.00! 0.0 0.0!0.76! 0.00! 0,00¡ 2.27! 0,46! 0,00! 0.00! 1.50! 1.32! 0.00! 0,00! 0.0 0.0!0,76! O.OO; 0,00! 2.27! 0,66! 0.00! 0.00! 2,30! 1,75! 0.00! 0.00! 8.0 0.8!0.76! 0.00! 0,00! 2.2?; 0.66! 0.00! 0.00! 2,40! 1,95! 4 ,60! 0,95! 15.5 1.6!1.48! 0.00! 0,00! 2.27! 0.66! 0.00! 0.00! 2,40! 1.95! 4.60! 0.95! 15,5 1,6!1.24! LOO! 0.961 2,27! 0.66! 0.00! 0.00! 4.80! 2.60! 4.60! 0,951 15.5 1,8!1,24! 1.00! 0.96! 2 ,_7 ; 0,?5¡ 0.00! 0.00! 4.60! 2.50! 4.60! 0.95; 15.5 1.4!1,24! 0,00! 0,00! 2.27! 0,66! 0.00! 0,00! 4.40! 2,40! 4.60! 0.95; 15,5 1.4;1,24! 0.00! O.OO; 2.27* 0.46! 7.00! 1.42! 4.30! 2.35! 4.éO¡ 0.95! 17.5 1.6!2.22! 0.00; O.OO; 2.24! 0.561 6.60! 2.17! 4,001 2.62! 4,60! 0.95! 17.5 l . f e i2.49! O . f t o ; o.oo; 2.21! 0,55¡ 6.80! 2,24¡ 4.00¡ 2,47! 4 ,6r t ¡ 1.5rt¡ 17.5 1.6'2.48! 1,00! 0.96¡ 2.211 0.55! 6.80! 2,24! 3,90! 2.62! 4,60! 1.50! 17. 5 í.9!2,1?; 1,00! 0.9é¡ 2.15; 0.¿3! 7,20¡ 1.46! 3. 00! 2,62! 7,?0! 2,50' 19.5 2.0!7,81! 1.00! 0,96¡ 2,111 1.36! 8,50! 4.1Z! 6 .SO! 3,20! 7,30! 2,30! 19.5 10.5!7.81! 1.00! 0,96! 2.22! 1.38! 8.50! 4.12; £.fcO¡ 3..0! 7.90! 2,50! 19,5 10.?!7,32! 0.00! 0,00; 2.22' 1.4.3! 8,50! 4.121 6.60! 3,20! 7.90! 3.20! i?. 5 10.5!6,51! 0.00! 0,00! 2.14! 1.10! 8,50! 4.12! 6.60! 3 ,_0! 7,90! 2.50! 19.5 9.5;2.93! 0.00! 0.00! 2,15! 0.98! 8.50! 2.79! 2.20! 1.78! 7,90! 3,30! 17,5 5.0!0.90! 0.00! 0.00; 2.3?; OJ7; 8.50! 2.79! 2.20! 1.74; 6.10! 0.93; 17.5 4 ,0!0,90! 0,00! O . O O ; 2,33! 0,58! 0.00! 0.00! 2,20! 1.94! 4.60! 0.93! 0,0 0.0!
! 5.50! ! 53.63! ' 76.90! ! 77.70! ! cí ™! ;2¿.9,5 !
FECHA; 10/10/9? DÍA: 'MERMES
Femando Chamorro
SUPERVISIÓN V CONTROL OPERATIVO
6EÍMC1ÜN DE EMPRESAS INTERCONECTfiüASPsoins 3
173
UfiC'Sffl'r.n
00:0001:0003:0005:00OóíOO07:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0019:3020! 0021:0022:0023:0024:00
TOTAL
EHELESATERHICO !T. REFINERÍA
ii
m ; NVAR ; m1 11 1
0.001 0,00!0.00! 0.00!0,00! 0.00!0.00! 9.00!0,00! 0,00!0.00! 0.00!0,00! 0.00!0.00! 0.00!0.00! 0.00!O.OOÍ 0.00!O.OOí 0.00!0.00! 0.00!o.oo; o.ooí3.00! 0.85!3.40! 0.9513.50! 0.93!3,60! 0.92Í3,50! 0.93!3.50! 0.92!3.50! 0,95!3.50! 0.91!3.50! 0,97!3.501 0.96!3.50! 0,96!
34.50! ! 0,00
HVAR
E, E. 5. ELENA! E. E. hILAGRO ! E. E. BOLÍVAR! E.E.S. ÜHSO.! CONSORCIO !TERHICO ! TÉRMICO í TEPHICO
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2.65! 1.10Í 0,00! 0.00!2,00! 0,90! 0,00! 0.00!? 00' 0 3iV ft fifi' 0 ñfti
2.00! 0.70Í 0,00! 0,00!2,00! 0.90! 0,00! 0.00!2.00! 0,90! 0,00! 0,00!3.00! 1,40! O.OOí '>.00!4.40! 1.80! 0.00! 0.00!4.40! l.BO! 0,00! O.OOí4,40! 1.80! 0,00! 0,00!4,40! 1-80! 0,00! 0.00!4,40! 1,80; 1,50! 0.99!4,40! 1.30! 1.50! '3,99!4,40! 1.80! 1.50! 0,90!3.60! 1.40! 1.50! 0.95!3,65! 1.40! 1.50! 0.95!4,45! 1.80! 1.50! 0,95!6.75! 2,90! 4.00! 0.8616.75! 2,90! 4,00! 0,86!6,75! 2.90¡ 4.00! 0,86!6.75Í 2.90Í 4,00! 0.90;3.75! 3.90! 4.00! 0.90!8.70! 3,90! 0,00! 0,00!7.90! 3,50! 0,00! 0.00!
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48,00! ! 242,5! !
FECHA: IO/ÍO'9? DÍA: VIERNES
Fernando Chamorro
174
Tomado de: ReferenciaCENTRAL TÉRMICA ESMERALDAS
RENDIMIENTOUnidad
11111
No deMedición
12345
PotenciaMW
344765
105120.4
Consumo EspecificoRWh/gal
12.9114.0615.1715.6915.88
gal/kWhFunción E/S
gal/h0.08| 2634.40.070.070.060.06
3342.24284.36693.27584.3
CENTRAL OONZALO ZEVALLOSRENDIMIENTO
Unidad
W2TV2TV2TV2TV2
TV3TV3TV3TV3
No deMedición
12345
1234
PotenciaMW
2553626469
26435369
Consumo EspecíficoRWh/gal
12.413.213.413.513.8
12.813.713.713.8
L jaJ/kWh0.0800.0760.0740.0740.073
0.0780.0730.0730.072
Función E/Sga'/h
2011.34006.04617.04725.85015.6
2026.73142.03855.35000.0
RENDIMIENTOUnidad
44444444444
No deMedición
123456789
1011
PotenciaMW
910111213151617181920
Consumo EspecificokWh/gal
6.26.87.27.77.98.58.89.19.39.8
10.1
^ai/kWn0.160.150.140.130.130.120.110.110.110.100.10
Función E/S<jal/h
1449.71481.51534.21564.51650.81764.71819.81863.01935.51940.81990.0
Fernando Chamorro
175
CENTRAL SANTA ROSARENDIMIENTO
Unidad
1111
2222
3333
No deMedición
1234
1234
1234
PotenciaMW
29
1315
29
1315
29
1315
Consumo EspecificoL kWh/gal
2.97.19.39.4
3.68.19.39.9
5.18.6
10.010.4
gal/RWh0.340.140.110.11
0.280.120.110.10
0.200.120.100.10
Función E/Sgal/h
680.31270.61405.41595.7
554.01118.01405.41512.1
395.71043.51305.21436.8
CENTRAL GUANGOPOLORENDIMIENTO
Unidad
ll1111111
No deMedición
123456789
PotenciaMW
2.3842.98
3.7254.47
4.8435
5.2155.364
5.96
Consumo EspecificoRWh/gal
17.217.818.518.818.818.818.818.718.4
gal/RWh0.0580.0560.0540.0530.0530.0530.0530.0540.054
Función E/Sgal/h
138.6167.4201.9238.1257.1265.8277.8287.0323.9
RENDIMIENTOUnidad
1111
No deMedición
1234
PotenciaMW
45.766.5
99.75133
Consumo EspecificokWh/gal
14.415.516.416.7
gal/kWh0.0690.0650.0610.060
Función E/Sgal/h
3173.64290.36100.97988.0
CENTRAL TÉRMICA EL CAMBIO ( Unidad $3 )RENDIMIENTO
Unidad
11
JL
No deMedición
123
PotenciaMW
13
Consumo EspecificokWh/gal gal/KWh
12.3114.7
4.5 1 12.84246575
Función E/Sgal/h
81.6204.0350.4
Femando Chamo/ro
176
CENTRAL ELECTROQUIL ( U1 )RENDIMIENTO
Unidad
11111111
No deMedición
12345678
PotenciaMW
510152025303539
Consumo EspecificokWh/gal
5.58.5
10.211.512.713.214.314.0
gai/kWhFunción E/S
gal/h906.0
1176.01470.01734.01974.02268.02448.02790.0
CENTRAL ELECTROQUIL ( U2)RENDIMIENTO
Unidad
22222222
No deMedición
12345678
PotenciaMW
510152025303539
Consumo Especifico, kWh/gal
5.88.8
10.611.912.813.313.814.1
_jaI/kWhFunción E/S
Sal/h862.8
1132.81416.01681.81956.02259.02542.8
[_ 2760.0
CENTRAL ELECTROQUIL ( U3 )RENDIMIENTO
Unidad
33333333
No deMedición
1234567
l_ 8
PotenciaMW
510152025303539
Consumo EspecificokWh/gal
5.78.8
10,612.113.013.714.2
L 14.1
gal/kWhFunción E/S
gal/h870.0
1140.01410.01650.01920.02190.02460.02760.0
CENTRAL ELECTROQUIL ( U4 )RENDIMIENTO
Unidad
44444444
No deMedición
12345678
PotenciaMW
510152025303539
Consumo EspecíficokWh/gal
5.78.5
10.111.512.313.013.613.7
^al/kWhFunción E/S
gal/h880.2
1180.21480.21740.02040.02299.82580.02850.0
Femando Chamorro
177
CENTRAL TÉRMICA GUALBERTO HERNÁNDEZRENDIMIENTO
Unidad
1111
No deMedición
1234
PotenciaÍVIW
2.864.295.725.72
Consumo EspecificokWh/ga[
16.116.617.016.4
gal/RWhFunción E/S
gal/h177.8259.0336.8347.9
CENTRAL TÉRMICA LULUNCOTORENDIMIENTO
Unidad
11lj
No deMedición
123
PotenciaMW
0.51.32.7
Consumo EspecíficokWh&al
8.713.4
L 14.3
jal/kWhFunción E/S
jalfh57.796.7
189.0
ELECTROECUADOR
VAPOR GUAYAQUILUNIDAD 1 Y UNIDAD 2
CENTRAL TÉRMICA GUAYAQUIL
RENDIMIENTOUnidad
111
No deMedición
123
PotenciaMW
44.5
5
Consumo EspecificokWh/gal
7.88.38.8
gal/kWhFunción E/S
gal/h510.0540.0570.0
VAPOR GUAYAQUILUNIDAD 3 Y 4
CENTRAL TÉRMICA GUAYAQUIL
RENDIMIENTOUnidad
333
No deMedición
123
PotenciaMW
89
10
Consumo EspecificoRWh/ga!
8.28.69.1
gaí/kWhFunción E/S
gaj/h980.0
1050.01100.0
ELECTROECUADOR
VAPOR ANÍBAL SANTOSUNIDAD 1
CENTRAL TÉRMICA ANÍBAL SANTOS
RENDIMIENTOUnidad
11
L 1
No deMedición
12
3]
PotenciaMW
1520
Consumo EspecíficokWh/gal
11.911.8
26¡ 12.1
L_ gal/kWhFunción E/S
gal/h1260.01692.02154.0
Fernando Chamorro
178
ELECTROECUADORCENTRAL TÉRMICA ANÍBAL SANTOS
GAS ANÍBAL SANTOS (TIPO JET)UNIDAD 1.2 Y 3 RENDIMIENTO
Unidad
111
No deMedición
123
PotenciaMW
101520
Consumo EspecificoRWh/gal
7.79.09.7
gal/MWh129.6111.2103.2
Función E/Sgal/h
1296.01668,02064.0]
ELECTROECUADORCENTRAL TÉRMICA ANÍBAL SANTOS
GAS ANÍBAL SANTOS (TIPO INDUSTRIAL)UNIDAD 5 Y 6 RENDIMIENTO
Unidad
555
No deMedición
123
PotenciaMW
51017
Consumo EspecificokWh/gal
4.6i_ 7.0
8.6
_£aI/RWhFunción E/S
gal/h1092.01428.01968.0
ELECTROECUADORCENTRAL TÉRMICA ALVARO TINAJERO
GAS ALVARO TINAJEROUNIDAD 1 RENDIMIENTO
Unidad
111
No deMedición
123
Potencia,_ MW
152535
Consumo EspecificokWh/gal
11.414.314.1
gal/KWhFunción E/S
gal/h1318.91744.52486.3]
ELECTROECUADOR
GAS ALVARO TINAJEROUNIDAD 2 RENDIMIENTO
Unidad
222
No deMedición
123
PotenciaMW
1525
34.5
Consumo EspecificoL kWh/gal
8,510.411.1
gal/kWhFunción E/S
^al/h1764.02400.03114.0
CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA RODRÍGUEZGAS PASCUALES
RENDIMIENTOUnidad
11111111
No deMedición
12345678
PotenciaMW
2030405060708090,
Consumo EspecíficokWh/gal
6.47.79.3
10.010.611.412.511.7
L ^al/kWhFunción BS
Hal/h3120.03900.04320.04980.05640.06120.06420.0,7680.0
Fernando Chamorro
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100
100
100
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115
115
115
115
115 16
14
.4/1
4.4
24
/22
1.4
2.2
1.8
2.6 4 12 3 9 8 1
6.6 73 73 20 4
125 2
1.1 7 18 18 18 25 1.5 35 35
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000
576.
440
419.3
20
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90
14.7
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00
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00
69.0
50
69.2
33
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3683.3
00
83.3
00
83.3
0068
.007
74.6
7380
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91
HID
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23.1
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0299150
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.89
1681
.89
3341.0
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816
81.8
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428
79.9
428
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433
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016
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9
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729.6
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79.3
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4486.8
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145
00.3
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79.0
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79.0
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3
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89.7
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54.7
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54.7
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5300
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5300.0
053
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$2)
ID H H H 1 2 3 4 G G G G D V V G G 1 2 H 1 2 3 5 6 H G G D 1 2 H 1 2
Pmáx
(MW
)
78
/74
78
/74
6.9
/5.2
14.2 20 2
3.5 5 39 39 20 90 34 27 130 12 12 52 44
40
/40 20 20 15 18 18
29.7
/29.7 40 40
31.8 35 34
12.9
/4.5 10 20
Pm
ín(M
W¡ 30 30 0 0 0 0 0 0 20 20 0 30 0 0 30 8 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 20 0 0 0 0 0 0
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CA
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ULI
CA
0.00
00.
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0.00
00.
000
649.
660
593.
510
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52.3
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2.05
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0.00
0
83.3
0087
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66.7
0066
.700
53.1
0753
.527
178.
300
50.3
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3.30
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50.2
1281
.059
100.
770
94.4
0094
.400
0.01
30.
056
0.08
9
0.02
7
HID
RÁ
ULI
CA
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624.
000
624.
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797.
430
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62.4
0054
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480
0.48
00.
829
0.82
9H
IDR
ÁU
LIC
A60
6.26
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.570
1273
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56.9
7246
.453
53.1
72-2
0.69
439
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10.
177
0.50
81.
581
0.59
3H
IDR
ÁU
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027
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60.0
00
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3390
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2003
.13
1866
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3408
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3391
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3391
.07
3391
.07
3391
.07
3408
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3408
.44
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.73
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3390
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2000
.61
2000
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.00
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.00
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.00
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.00
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.00
5300
.00
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.00
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5300
.00
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0.72
0.72
0.72
0.72
0.64
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0.64
0.64
0.38
0.35
0.64
0.64
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0.64
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Fern
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ro
183
20 40 60 80 100
= 0.0893*50.393x + 2183.9
20 40 60 80 100
3500.0
3000.0
2500.0
500.0
1000.0
500.0
0.0
2500
2000
£500
9.000
500
O
10 20 30
y = 58.371x +390.65
R2 = 0.9761
10 20 30 40
3500 -
3000
2500
jr 2000
0,1500
1000 -
500
O
y » Q.5927X2 + 39.891x + 1032.3
O 10 P(MW) 20 30 40
U12500
2000
X 1500
$2,1000
500
O
Y " 1.5813X2- 2Q.694X+1273.5
R2 =
10 20 30 40
Fernando Chamorro
184
2000.0 -1800.01600.01400.05Í2QO.Q1000.00.800.0600.0400.0200.00.0-
0 10 15 20
2000.01800.01600.01400.0
X12QO.O^ 1000.0& 800.0
600.0400.0200.0
0.0
INDUSTRIAL (U5 Y U6)
y = 0.8286x¿ + 54.771X + 797.43
10 15 20
JET(U1,U2U3)
5 P(MW) 10
C
2000.0
£-1500.0
S-iooQ o
500.0
0.0c
LJRVA E/S GAS ANÍBAL SANTOSJET(U1, U2U3)
y = 0.48X2 -f 62.4x + 624 jt
R2=1 ^M^^^
^
) 5 P(MW) 10 15 20
PIWi,
ocnn n
onnn n
:=r-iKnn n -n<
*;nn n
O n
C
ÍRVA E/S VAP ANÍBAL SANTOS(U1)
y = 81.132X + 52.319 J&
R2 = 0.9989 ^^J**
^
' 1° PtMW) 2°0
520.0
510.0
Fernando Chamorro
185
200.0180.0
160.0140.0
120.0
WO.O80.0
60.0
40.0
20.0
0.0
Curva E-S Central Luluncoto
0.5 2.5
200.0180.0
160.0
140.0
, 120.0
j 100.0
80.0
60.0
40.0
20.0
0.0
Curva E-S Central Luluncoto
y = 7.8492x¿ + 34.562x + 38.471
0,5 2.5
Curva E/S Central GualterioHernández
^ton n250 0
S3
O -ffin n -100 0
50 0
n n
y = 57.597X + 12.696 ^^R2 = 0.9967 *s"
0 1 2 3 4 5 6P(MW)
Curva E/S Central GualbertoHernández
?*in n
mn n
^n n
• jf.^r
y = 0.5079x2 + 53.172x + 21.572R2 = 0.9967
0 1 2 3 4 5 6
CURVA E-S ELECTROQUiL ( U1
3000.0
2500.0
2000.0 -
1500.0
1000.0
500.0
0.0O 10
= 53.659x + 645.13R2 = 0.9968
20P(fflW)
30 40
CURVA E-S ELECTROQUiL ( U1 )
3000.0
2500.0
2000.0
1500.0
1000.0 -
500.0
0.0
y = 0.0125x¿ + 53.107X + 649.66R2 = 0.9968
O 10 20 30 40
Fernando Chamorro
186
CURVA E-S ELECTROQUIÍ. ( U2 )
O
3000.0
2500.0
2000.0
1500.0
1000.0
500.0
0.010
y = 56.011x +573.15
R2 = 0.9998
20 30 40
CURVA E-S ELECTROQUIL ( U2 )
O
3000.0
2500.0
2000.0
1500.0
1000.0
500.0
0.0
y « 0.0561X2 + 53.527X + 593.51
R2 = 0.9999
10 20P<MW)
30
20P(MW)
O
CURVA E-S ELECTROQUIL ( U3
3000.0
2500.0
2000.0
1500.0
1000.0
500.0
0.0
y = 0.1768x¿ + 46.453X + 649.68
R2 = 0.999
10 20 30 40
CURVA E-S ELECTROQUIL ( U4
3000.0
2500.0
2000.0
3 1500.0O1000.0
500.0
0.020
P(MW)
CURVA E-S ELECTROQUiL ( U4 )3000.0
O
2500.0
2000.0
1500.0
1000.0
500.0
0.0
y = O.OOOSx2 + 56.972x + 606.26
R2 = 0.9995
10 20 30 40
Fernando Chamorro
187
CURVA E/S EL CAMBIO
400.0
350.0
300.0
250.0
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0 -
y^75.957x~3.21Q8
CURVA E/S EL CAMBIO
CURVA E/S TRINITARIA
O
8000.0
7000.0
6000.0
5000.0
4000.0
3000.0
2000.0
1000.0
0.0
CURVA E/S TRINITARIA
y = O.Q274X2 + 50.212X + 824.47
R2=1
50 100 150
F
13
mn n -
*sn n -
(
UNCIÓN E/S GUANGOPOLO
á-
jr.s^
^rlT
y = 50.691x + 14.784
R2 = 0.9968
) 1 2 3 4 5 6
P(IVIW)
Fernando Chamorro
188
cnnn n
DI
innn n
n n -C
FUNCIÓN E/S G.ZEV TV3
jf
¿r
y = 69.233x + 200.1
R2 = 0.9994
í 20 40 60P(MW)
80
FUNCIÓN E/S G.ZEV TV3
6000.0
5000.0
4000.0
3000.0í
2000.0
1000.0
0.020
R 2 = 1
40
427,56
60 80
FU
6000.0
5000.0
4000.0
^ 3000.05í
2QOO.O
1000.0
n n
WCION E/S GONZALO ZEVALLOS (TV2)
y = 69.045x + 305.3
R¿ = 0.999 _^^
S^
S'
0 20 40 60 80P(MW)
2500.0
2000.0
g- 1500.0"taO)"1000.0
500.0
0.0
F
0.0 -
0.0
0.0
0.0
0.0
n n -
UNCIÓN E/S GONZALO ZEVALLOS #4
y = 52.282x + 966.3
R2- 0.9915 __^^*^>
0 5 10 15 20P(MW)
onnn n -,
7finn n -
«nnn n
cnnn nJ=s= ¿nnn n -Oí""" ^nnn n
mnn n -
O n -
C
FUNCIÓN E/S ESMERALDAS
jt.$f
^J*
J/*«r
y = 57.636X + 626.49
R2 = 0.9994
) 50 100 1íP(MWí
50
8000.0
7000.0
6000.0
_ 5000.0
f 4QOO.O
w 3000.0
2000.0
1000.0
0.0
y = Q.0585X2 + 48.515x + 916.58
R2 = 0.9998
50 100 150
Fernando Chamorro
189
1600.01400.0
1200.0
FUNCIÓN E/S U3 STA ROSA
Fernando Chamorro
190
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