Estudio técnico económico de la interconexión del Sistema Eléctrico Interconectado de Ep Petroecuador al SIN

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE LA INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE EP-PETROECUADOR AL SNI. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. ORNA LORA PATRICIO XAVIER [email protected]. DIRECTOR: ING. FRANCISCO GARCÍA JARRÍN [email protected]. QUITO, JULIO 2011.

(2) i. DECLARACIÓN Yo, Patricio Xavier Orna Lora, declaro bajo juramento que el trabajo aquí escrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.. ______________________ Patricio Xavier Orna Lora.

(3) ii. CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Patricio Xavier Orna Lora bajo mi supervisión.. Ing. Francisco García DIRECTOR DEL PROYECTO.

(4) iii. AGRADECIMIENTOS Mis más sinceros agradecimientos al director de mi tesis, el Ing. Francisco García que supo compartir su conocimiento para la obtención de mi título de Ingeniero Eléctrico y por haberme permito realizar el proyecto de titulación junto a su persona.. A mi codirector de tesis el Ing. Iván Granja que tuvo toda la buena voluntad de ayudarme a realizar y finalizar con éxito mi tesis en EP-Petroecuador.. A mis padres que con apoyo incondicional supieron darme fuerzas para siempre seguir adelante.. A mis abuelitos Calos Lora y Enriqueta Robles quienes estuvieron pendientes día tras día de mi superación profesional.. A la Escuela Politécnica Nacional la cual me brindo una excelente formación académica.. A todos mis amigos con los que compartí muchos años de universidad y me brindaron su amistad sin esperar nada a cambio.. A todas las personas que de alguna manera apoyaron con un granito de arena para que obtenga mi título en la Escuela Politécnica Nacional..

(5) iv. DEDICATORIA Para mi madre querida Gladys Lora, que supo darme todo su amor y apoyo todos los días de mi vida y que con su claro ejemplo fue un gran motivo de inspiración para que yo culminara mi proyecto de titulación.. A mi padre Jaime Orna que con sus consejos supo guiarme por un buen camino y que estuvo pendiente de mis logros profesionales.. A mi único hermano con el que compartí años de estudios en la universidad que pudo enseñarme a perseverar en la vida para culminar un objetivo.. A mi segunda madre Martha Lora que supo ayudarme en el camino de la vida y que me brindo su fuerza para salir adelante..

(6) v. ÍNDICE DEL CONTENIDO. DECLARACIÓN ....................................................................................................... i CERTIFICACIÓN .................................................................................................... ii AGRADECIMIENTOS ............................................................................................ iii DEDICATORIA ....................................................................................................... iv ÍNDICE DEL CONTENIDO ...................................................................................... v ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. xi ÍNDICE DE FIGURAS .......................................................................................... xvi RESUMEN ........................................................................................................... xix PRESENTACIÓN .................................................................................................. xx CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 1. 1.1 OBJETIVOS ..................................................................................................... 1 1.1.1. OBJETIVO GENERAL .............................................................................. 1. 1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ..................................................................... 1. 1.2 ALCANCE ........................................................................................................ 2 1.3 JUSTIFICACIÓN .............................................................................................. 2 CAPÍTULO II .......................................................................................................... 4 2. SISTEMA ACTUAL DEL SEIP (SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE EP-PETROECUADOR).............................................................................. 4. 2.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................. 6 2.1.1. CENTRALES DE GENERACIÓN .............................................................. 7. 2.1.2. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN ................................ 7. 2.1.3. TRANSFORMADORES .......................................................................... 10. 2.1.4. DEMANDA .............................................................................................. 10.

(7) vi. 2.1.5. DEMANDA PROYECTADA ..................................................................... 10. 2.1.6. CONSUMO DE COMBUSTIBLE ............................................................. 15. 2.1.7. IMPACTO AMBIENTAL........................................................................... 17. 2.2 DESCRIPCIÓN ACTUAL DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI)............................................................................................................... 21 2.3 PROYECTO COCA CODO SINCLAIR .......................................................... 22 2.3.1. DESCRIPCIÓN ....................................................................................... 22. 2.3.2. BENEFICIOS .......................................................................................... 24. CAPÍTULO III ....................................................................................................... 28 3. ALTERNATIVAS DE LA INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI..................... 28. 3.1 DESCRIPCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI............................................................................................................ 28 3.1.1. ALTERNATIVA 1: CAMBIO DEL CALIBRE DE CONDUCTOR DE LA LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL PASANDO POR LA S/E PARAHUACU Y LA S/E ATACAPI .......................................................... 31. 3.1.1.1. Ventajas .............................................................................................. 34. 3.1.1.2. Inconvenientes .................................................................................... 34. 3.1.1.3. Recomendaciones ............................................................................... 34. 3.1.2. ALTERNATIVA 2: CAMBIO DE LAS ESTRUCTURAS DE CIRCUITO SIMPLE A DOBLE CIRCUITO EN LA LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL. PASANDO. POR. LA. S/E. PARAHUACU. Y. LA. S/E. ATACAIPI ................................................................................................ 35 3.1.2.1. Ventajas .............................................................................................. 37. 3.1.2.2. Inconvenientes .................................................................................... 37. 3.1.2.3. Recomendaciones ............................................................................... 37.

(8) vii. 3.1.3. ALTERNATIVA 3: CONSTRUIR UNA NUEVA LÍNEA DE 69 KV QUE SALDRÍA DE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL ............................................................................................... 38. 3.1.3.1. Impacto Ambiental ............................................................................... 40. 3.1.3.1.1 Líneas se subtransmisión .................................................................... 40 3.1.3.1.2 Subestaciones ..................................................................................... 40 3.1.3.1.3 Riesgos para la salud y la seguridad ................................................... 40 3.1.3.2. Criterios generales para el diseño de una línea de Subtransmisión de 69 kV ........................................................................................... 43. 3.1.3.2.1 Selección de la trayectoria. ................................................................. 45 3.1.3.2.2 Derecho de vía. ................................................................................... 45 3.1.3.2.3 Localización de las estructuras............................................................ 45 3.1.3.2.4 Condiciones meteorológicas. .............................................................. 45 3.1.3.3. Sistemas de soporte. ........................................................................... 45. 3.1.3.3.1 Tipos de estructura de soporte. ........................................................... 45 3.1.3.3.2 Disposición y espaciamiento de los conductores. ............................... 45 3.1.3.4. Efecto corona ...................................................................................... 46. 3.1.3.5. Características generales para la línea en estudio .............................. 47. 3.1.3.6. Ventajas .............................................................................................. 47. 3.1.3.7. Inconvenientes .................................................................................... 48. CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 49 4. ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE LAS ALTERNATIVAS DE INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI .......................................................................................... 49. 4.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 49 4.2 CONDICIONES PARA LA REALIZACIÓN DE LOS ESTUDIOS ................... 49 4.3 SIMULACIONES PARA LOS AÑOS 2010 Y 2016 DEL SEIP Y DEL SNI ..... 52 4.3.1. CORRIDA DE FLUJOS DE POTENCIA DEL SNI ACTUAL 2010 ........... 52.

(9) viii. 4.3.2. CORRIDA DE FLUJOS DE POTENCIA DEL SNI PARA EL AÑO 2016 . 53. 4.3.3. CORRIDA DE FLUJOS DE POTENCIA DEL SEIP ACTUAL 2010 ......... 54. 4.3.4. ALTERNATIVA 1: CAMBIO DEL CALIBRE DE CONDUCTOR DE LA LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL PASANDO POR LA S/E PARAHUACU Y LA S/E ATACAPI .......................................................... 56. 4.3.5. ALTERNATIVA 2: CAMBIO DE LAS ESTRUCTURAS DE CIRCUITO SIMPLE A DOBLE CIRCUITO EN LA LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL PASANDO POR LA S/E PARAHUACU Y LA S/E. ATACAIPI. ................................................................................................................ 67 4.3.6. ALTERNATIVA 3: CONSTRUIR UNA NUEVA LÍNEA DE 69 KV QUE SALDRÍA DE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL ............................................................................................... 76. 4.3.7. ANÁLISIS. ELÉCTRICO. DE. LAS. TRES. ALTERNATIVAS. DE. INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI ..................................................... 85 CAPÍTULO V ...................................................................................................... 105 5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS DE INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI ........................................................................................ 105 5.1 CONSIDERACIONES GENERALES ........................................................... 105 5.2 EL PETRÓLEO EN EL ECUADOR .............................................................. 105 5.2.1. PRECIOS DEL PETRÓLEO A NIVEL MUNDIAL .................................. 105. 5.2.1.1. WTI .................................................................................................... 107. 5.2.2.1. Brent .................................................................................................. 107. 5.3 DEPRECIACIÓN.......................................................................................... 108 5.3.1. COSTO INICIAL O BASE NO AJUSTADA............................................ 109. 5.3.2. PERÍODO DE RECUPERACIÓN .......................................................... 109. 5.3.3. VALOR DE SALVAMENTO O RECUPERACIÓN ................................. 109. 5.3.4. TASA DE DEPRECIACIÓN O TASA DE RECUPERACIÓN ................. 110.

(10) ix. 5.4 MÉTODO DEL VALOR ACUTAL NETO (VAN) ........................................... 110 5.5 CÁLCULO DE LA TASA DE INTERÉS PARA LA PROYECCIÓN DE COSTOS E INVERSIÓN .............................................................................................. 111 5.6 CÁLCULO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS DE INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI ........................................................................................ 112 5.6.1. ALTERNATIVA 1: CAMBIO DEL CALIBRE DE CONDUCTOR DE LA LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL PASANDO POR LA S/E PARAHUACU Y LA S/E ATACAPI ........................................................ 112. 5.6.2. ALTERNATIVA 2: CAMBIO DE LAS ESTRUCTURAS DE CIRCUITO SIMPLE A DOBLE CIRCUITO EN LA LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL. PASANDO. POR. LA. S/E. PARAHUACU. Y. LA. S/E. ATACAIPI .............................................................................................. 120 5.6.3. ALTERNATIVA 3: CONSTRUIR UNA NUEVA LÍNEA DE 69 KV QUE SALDRÍA DE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL ............................................................................................. 120. 5.7 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS ....................................... 120 CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 124 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................... 124. 6.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 124 6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 124 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 126 ANEXOS ................................................................................................................. I ANEXO 1 ................................................................................................................ II SISTEMA ELÉCTICO INTERCONECTADO DE EP-PETROECUADOR ACTUAL II ANEXO 2 ................................................................................................................ V CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTICO INTERCONECTADO DE EPPETROECUADOR ................................................................................................. V.

(11) x. ANEXO 3 .............................................................................................................. XII ESTRUCTURAS DEL SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN DEL SEIP .................. XII ANEXO 4 ............................................................................................................. XVI CÁLCULO DEL LÍMITE TÉRMICO ..................................................................... XVI ANEXO 5 ......................................................................................................... XXXII CORRIDAS DE FLUJOS DE POTENCIA DE LAS DIFERENTES ALTERNATIVAS DE INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE EPPETROECUADOR (SEIP) AL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI) Y RESULTADOS DE LAS MISMAS ................................................................... XXXII ANEXO 6 .............................................................................................................. XL ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVAS DE INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE EP-PETROECUADOR (SEIP) AL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO (SNI) ......................................... XL.

(12) xi. ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1 Características de las Turbinas Tabla 2.2 Sistema de Subtransmisión (líneas A 69 kV) – Octubre 2010 Tabla 2.3 Sistema de Distribución (13,8 kV) – Octubre 2011 Tabla 2.4 Características de los Conductores de los Sistema de Subtransmisión y Distribución Tabla 2.5 Características de los Transformadores Tabla 2.6 Demanda del SEIP 29-10-2010 Tabla 2.7 Incremento de Producción y Reinyección al 2016 Tabla 2.8 Demanda del SEIP 2016 Tabla 2.9 Resumen de Operación y Costos de las Centrales del SEIP (junio 2010) Tabla 2.10 Consumo de Combustible Diario y Anual del SEIP (2009). Tabla 3.1 Distancia de la Línea de 69 kV que se plantea modificar Tabla 3.2 Condiciones Meteorológicas del Distrito Amazónico Tabla 4.1 Niveles de Voltaje en las Barras de Transmisión, Subtransmisión y Distribución Tabla 4.2 Equipos del SNI para el Año 2010 Tabla 4.3 Resultados del Flujo de Potencia del SNI para el Año 2010 Tabla 4.4 Equipos del SNI para el Año 2016 Tabla 4.5 Resultados del Flujo de Potencia del SNI para el Año 2016 Tabla 4.6 Equipos del SEIP para el año 2010 Tabla 4.7 Resultados del Flujo de Potencia del SEIP para el año 2010 Tabla 4.8 Niveles de Voltaje en el Sistema de Subtransmisión Actual Tabla 4.9 Niveles de Voltaje en el Sistema de Distribución Actual Tabla 4.10 Tabla de Conductores ACAR Tabla 4.11 Turbinas del SEIP que salen de funcionamiento (Alternativa 1) Tabla 4.12 Niveles de Voltaje en las Barras del Sistema de Subtransmisión (Alternativa 1) Tabla 4.13 Niveles de Voltajes en las Barras del Sistema de Distribución (Alternativa 1) Tabla 4.14 Equipos del SNI y SEIP para el Año 2016 (Alternativa 1).

(13) xii. Tabla 4.15 Resultados del Flujo de Potencia del SNI y del SEIP para el Año 2016 (Alternativa 1) Tabla 4.16 Equipos del SEIP para el Año 2016 (Alternativa 1) TABLA 4.17 Transferencia de Potencias, Pérdidas y Cargabilidad en las Líneas de Subtransmisión (Alternativa 1) Tabla 4.18 Transferencia de Potencias, Pérdidas y Cargabilidad en las Líneas de Distribución (Alternativa 1) Tabla 4.19 Cargabilidad de Generadores (Alternativa 1) Tabla 4.20 Cargabilidad de Transformadores (Alternativa 1) Tabla 4.21 Turbinas del SEIP que salen de funcionamiento (Alternativa 2) Tabla 4.22 Niveles de voltaje en el Sistema de Subtransmisión (Alternativa 2) Tabla 4.23 Niveles de Voltaje en el Sistema de Distribución (Alternativa 2) Tabla 4.24 Equipos del SNI y SEIP para el año 2016 (Alternativa 2) Tabla 4.25 Resultados del Flujo de Potencia del SNI y del SEIP para el Año 2016 (Alternativa 2) Tabla 4.26 Equipos del SEIP para el Año 2016 (Alternativa 2) Tabla 4.27 Transferencia de Potencias, Pérdidas y Cargabilidad en las Líneas de Subtransmisión (Alternativa 2) Tabla 4.28 Transferencia de Potencias, Pérdidas y Cargabilidad en las Líneas de Distribución (Alternativa 2) Tabla 4.29 Cargabilidad de Generadores (Alternativa 2) Tabla 4.30 Cargabilidad de Transformadores (Alternativa 2) Tabla 4.31 Turbinas del SEIP que salen de funcionamiento (Alternativa 3) Tabla 4.32 Niveles de Voltaje en el Sistema de Subtransmisión (Alternativa 3) Tabla 4.33 Niveles de Voltaje en el Sistema de Distribución (Alternativa 3) Tabla 4.34 Equipos del SNI y SEIP para el año 2016 (Alternativa 3) Tabla 4.35 Resultados del Flujo de Potencia del SNI y del SEIP para el Año 2016 (Alternativa 3) Tabla 4.36 Equipos del SEIP para el año 2016 (Alternativa 3) Tabla 4.37 Transferencia de Potencias, Pérdidas y Cargabilidad en las Líneas de Subtransmisión (Alternativa 3) Tabla 4.38 Transferencia de Potencias, Pérdidas y Cargabilidad en las Líneas de Distribución (Alternativa 3).

(14) xiii. Tabla 4.39 Cargabilidad de Generadores (Alternativa 3) Tabla 4.40 Cargabilidad de Transformadores (Alternativa 3) TABLA 5.1 Cálculo del Promedio de la Inflación Acumulada Tabla 5.2 Modificaciones que se deben realizar para el Cambio del Calibre de Conductor de la Línea de 69 kV del SEIP que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central pasando por la S/E Parahuacu y la S/E Atacapi Tabla 5.3 Costo Total para el Trabajo de Cambio de Calibre de Conductor a la Línea de Subtransmisión de 69 kV desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central realizando un Préstamo en el Banco Central del Ecuador Tabla 5.4 Modificaciones que se deben realizar para el Cambio de Estructuras de Circuito Simple a Doble Circuito de la Línea de 69 kV del SEIP que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central pasando por la S/E Parahuacu y la S/E Atacapi Tabla 5.5 Costo Total para el Trabajo de Cambio de Estructuras de Circuito Simple a Doble Circuito de la Línea de Subtransmisión de 69 kV desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central realizando un Préstamo en el Banco Central del Ecuador Tabla 5.6 Modificaciones que se deben realizar para el Construcción de una Nueva Línea de 69 kV del SEIP que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central Tabla 5.7 Costo Total para el Trabajo de la Construcción de una Nueva Línea de Subtransmisión de 69 kV desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central realizando un Préstamo en el Banco Central del Ecuador Tabla 5.8 Consumo Promedio Anual de Combustible Tabla 5.9 Costo Promedio Anual de Combustible para el Año 2010 Tabla 5.10 Pérdidas, Costo de Energía del Proyecto Coca Codo Sinclair y Ahorro de cada una de las Alternativas de Interconexión del SEIP al SNI Tabla 5.11 VAN y TIR de las tres Alternativas de interconexión del SEIP al SNI Tabla A.1 Condiciones Iniciales Tabla A.2 Resistencia del Conductor Tabla A.3 Viscosidad, Densidad y Conductividad Térmica del Aire Tabla A.4 Altitud HC y Azimut,. ZC en grados para varias latitudes del sol y. declinación de 23.0°C (Hemisferio Norte y Sur, 10 de Junio).

(15) xiv. Tabla A.5 Calor Total recibido por una Superficie sobre el Nivel del Mar, debido a los rayos del sol Tabla A.6 Factores para Altitudes de Calor Sobre el Nivel del Mar Tabla A.7 Resistencia del Conductor ACAR 300 kcmil Tabla B.1 Costos de los Materiales para la Construcción de las Líneas Tabla B.2 Costo por Reubicación de Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.3 Costo de Equipo Pesado para Reubicación de Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.4 Costo por Grupo para la Reubicación de Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.5 Costo por Grupo para la Limpieza de Reubicación de Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.6 Costo Total por Reubicación de Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.7 Costo por Reubicación de Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.8 Costo de Equipo Pesado para Reubicación de Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.9 Costo por Grupo para la Reubicación de Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.10 Costo por Grupo para la Limpieza de Reubicación de Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.11 Costo Total por Reubicación de Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.12 Costo por Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.13 Costo de Equipo Pesado para Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.14 Costo por Grupo para la Construcción de Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.15 Costo por Grupo para la Limpieza de Estructura de Suspensión de 69 kV Tabla B.16 Costo Total por 1 km de Línea con Estructuras de Suspensión de 69 kV Tabla B.17 Costo por Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.18 Costo de Equipo Pesado para Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.19 Costo por Grupo para la Construcción de Estructura de Retención de 69 kV.

(16) xv. Tabla B.20 Costo por Grupo para la Limpieza de Estructura de Retención de 69 kV Tabla B.21 Costo Total por 1 km de Línea con Estructuras de Retención de 69 kV Tabla B.22 Costo por Estructura de Retención de 69 kV de Doble Circuito Tabla B.23 Costo de Equipo Pesado para Estructura de Retención de 69 kV de Doble Circuito Tabla B.24 Costo por Grupo para la Construcción de Estructura de Retención de 69 kV de Doble Circuito Tabla B.25 Costo por Grupo para la Limpieza de Estructura de Retención de 69 kV de Doble Circuito Tabla B.26 Costo total por 1 km de línea con Estructuras de Suspensión de 69 kV de Doble Circuito Tabla B.27 Resumen de Costos de Construcción y Reubicación de líneas de 69 kV.

(17) xvi. ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1 Generación Eléctrica con Gas (S/E Lago Central) Figura 2.2 Generación Eléctrica con Diesel (S/E Lago Central) Figura 2.3 Diagrama Unifilar Actual del SEIP Figura 2.4 Estructuras tipo H para Línea Trifásica de 69 kV Figura 2.5 Proyección de la Demanda 2009 – 2025 Figura 2.6 Motores Diesel MTU de la Compañía Justice (S/E Shushufindi Central) Figura 2.7 Ventiladores que enfrían el Combustible que no se consume en las Turbinas (S/E Lago Central) Figura 2.8 Tanque Principal de Combustible y Tanque de Reserva (S/E Lago Central) Figura 2.9 Emisión de CO2 al Medio Ambiente por quema de Diesel (S/E Shushufindi Central) Figura 2.10 Quema de los gases al extraer el Petróleo Figura 2.11 Oxidación de los Elementos de las Subestaciones (S/E Lago Agrio) Figura 2.12 Proliferación de Hongos en los Elementos de las Subestaciones (S/E Atacapi) Figura 2.13 Unión de los Ríos Quijos y Salado, fuente principal de abastecimiento de agua para el Proyecto Coca Codo Sinclair Figura 2.14 Cascada de San Rafael para el Proyecto Coca Codo Sinclair Figura 2.15 Tanques Principal y de Reserva de Diesel (S/E Lago Agrio) Figura 2.16 Interconexión de Ecuador con Colombia Figura 2.17 Interconexión de Ecuador con Perú Figura 2.18 Ubicación del Proyecto Coca Coda Sinclair. Foto obtenida por medio del uso del programa Google Earth Figura 2.19 Emisión de CO2 (S/E Sacha) Figura 3.1 Barra de 230 kV del Proyecto Coca Codo Sinclair Figura 3.2 Barra de 230 kV de Lago Agrio del SNI Figura 3.3 Transformador Trifásico de 165.5 MVA Figura 3.4 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SNI (actualmente Barra de 69 kV de la Empresa CNEL Regional Sucumbíos) Figura 3.5 Barra de 69 kV Lago Agrio del SEIP.

(18) xvii. Figura 3.6 Interconexión del SEIP al SNI Figura 3.7 Barra de 69 kV de Shushufindi Central del SEIP Figura 3.8 Barra de 69 kV de Parahuacu del SEIP Figura 3.9 Barra de 69 kV de Atacapi del SEIP Figura 3.10 Alternativa 1: Cambio del calibre de Conductor desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central Figura 3.11 Alternativa 2: Cambio de las Estructuras de 69 kV de Circuito Simple a Doble Circuito desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central Figura 3.12 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SEIP Figura 3.13 Barra de 69 kV de Shushufindi Central del SEIP Figura 3.14 Alternativa 3: Construcción de una Nueva Línea desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central Figura 4.1 Representación de Colores de la Gráfica considerando los Niveles de Voltaje en las Barras del SNI y del SEIP Figura 4.2 Variación de Voltaje en las Barras de Subtransmisión Figura 4.3 Variación de Voltaje en las Barras de Distribución Figura 4.4 Potencia Activa Transmitida por las Líneas de Subtransmisión Figura 4.5 Potencia Reactiva Transmitida por las Líneas de Subtransmisión Figura 4.6 Potencia Activa Transmitida por las líneas de Distribución Figura 4.7 Potencia Reactiva Transmitida por las líneas de Distribución Figura 4.8 Pérdidas Activas Producidas en las Líneas de Subtransmisión Figura 4.9 Pérdidas Reactivas Producidas en las Líneas de Subtransmisión Figura 4.10 Pérdidas Activas Producidas en las Líneas de Distribución Figura 4.11 Pérdidas Reactivas Producidas en las Líneas de Distribución Figura 4.12 Pérdidas Reactivas de los Transformadores Figura 4.13 Cargabilidad de líneas de Subtransmisión Figura 4.14 Cargabilidad de líneas de Distribución Figura 4.15 Cargabilidad de transformadores Figura 4.16 Cargabilidad de generadores Figura 4.17 Primera Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 1) Figura 4.18 Primera Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 2).

(19) xviii. Figura 4.19 Primera Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 3) Figura 4.20 Perfiles de Voltaje de la Primera Ruta Figura 4.21 Perfiles de Ángulos de la Primera Ruta Figura 4.22 Segunda Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 1) Figura 4.23 Segunda Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 2) Figura 4.24 Segunda Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 3) Figura 4.25 Perfiles de Voltaje de la Segunda Ruta Figura 4.26 Perfiles de Ángulos de la Segunda Ruta Figura 4.27 Tercera Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 1) Figura 4.28 Tercera Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 2) Figura 4.29 Tercera Ruta para Análisis de Perfiles de Voltaje y Perfiles de Ángulos (Alternativa 1) Figura 4.30 Perfiles de Voltaje de la Tercera Ruta Figura 4.31 Perfiles de Ángulos de la Tercera Tura Figura 5.1 Evolución del Precio del Petróleo Figura 5.2 Evolución del Precio del Petróleo WTI y Brent Figura 5.3 Variación de la Inflación Acumulada en el Ecuador para el Período Enero 2009 y Marzo 2010.

(20) xix. RESUMEN En el presente proyecto se detalla el estado actual del SEIP, así como las características de las centrales de generación, líneas de subtransmisión y distribución,. transformadores,. demanda. y. consumo. de. combustible.. Adicionalmente se realiza una breve descripción actual del SNI y de lo que va a ser el Proyecto Coco Codo Sinclair.. La potencia demandada por el SEIP (Sistema Eléctrico Interconectado de EPPetroecuador) se encuentra en constante crecimiento debido a los nuevos pozos que se va explotando, por lo cual se hace necesario pensar en un abastecimiento más económico y confiable para el SEIP como sería realizar la interconexión al SNI (Sistema Nacional Interconectado).. En este estudio se presentan tres alternativas de interconexión del SEIP al SNI, la interconexión esta prevista oficialmente para el año 2016.. Para lo cual se. presentan las corridas de flujos de potencia de cada una de las alternativas y los cambios a realizarse en cada una de ellas.. Se realiza un estudio del impacto ambiental que se produciría al construir una nueva línea de subtransmisión de 69 kV.. Complementariamente, se hace un análisis económico de cada una de las alternativas de interconexión del SEIP al SNI..

(21) xx. PRESENTACIÓN En el capítulo 1 se indican los objetivos, alcance y justificación del presente estudio.. En el capítulo 2 se presenta la situación actual del SEIP (Sistema Eléctrico Interconectado de EP-Petroecuador). Una descripción del SNI (Sistema Nacional Interconectado) y del Proyecto Coca Codo Sinclair.. En el capítulo 3 se describen las tres alternativas de la interconexión del SEIP al SNI.. En el capítulo 4 se muestran los estudios eléctricos de las alternativas de interconexión del SEIP al SNI. El cálculo de la ampacidad y las corridas de flujo de potencia con el programa computacional DigSILENT de Power Factory.. En el capítulo 5 se realiza el análisis económico de cada una de las alternativas de la interconexión del SEIP al SNI.. En el capítulo 6 se exponen las conclusiones y las recomendaciones en base al estudio realizado..

(22) 1. CAPÍTULO I. 1 INTRODUCCIÓN El presente proyecto de titulación se orienta a realizar la interconexión del SEIP (Sistema Eléctrico Interconectado de EP-Petroecuador) al SNI (Sistema Nacional Interconectado), la cual está proyectada a realizarse en el año 2016. Además encontrar una modelación que mantenga al SEIP dentro de un comportamiento normal de operación.. 1.1 OBJETIVOS 1.1.1. OBJETIVO GENERAL. Determinar el sistema eléctrico necesario para la interconexión del Sistema Eléctrico Interconectado de EP-Petroecuador (SEIP) al Sistema Nacional Interconectado (SNI) y evaluar las ventajas y desventajas Técnico Económicas con respecto al Sistema Actual del SEIP.. 1.1.2 •. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. Analizar la máxima capacidad de transmisión de potencia de la línea de transmisión de 69 kV que va desde la S/E Lago Agrio a la S/E Shushufindi. Fortalecer la capacidad instalada del sistema.. •. Realizar las simulaciones de flujos de potencia con las diferentes alternativas propuestas para la interconexión del SEIP al SNI.. •. Buscar la mejor alternativa para que la Interconexión del SEIP con el SNI tenga beneficios para ambos sistemas..

(23) 2. •. Eliminar a las empresas generadoras extranjeras debido a que el costo del kilovatio por hora es demasiado costoso con lo que se gastaría mucho menos al sustituir energía obtenida por el proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair.. •. Reducir la emisión de CO2 (Dióxido de carbono) al medio ambiente disminuyendo el consumo de derivados del petróleo en las centrales térmicas.. •. Hacer un estudio económico de las alternativas que se plantean en el estudio para la interconexión del SEIP al SNI.. •. Asegurar la confiabilidad y calidad del servicio del sistema.1. 1.2 ALCANCE •. Determinar el sistema eléctrico necesario para la interconexión del SEIP con el SNI y evaluarlo técnica y económicamente con el Sistema Actual del SEIP, para lo cual se recolectará información del SEIP al SNI.. •. Encontrar mediante estudios de flujos de potencia utilizando el programa computacional DigSILENT de Power Factory, la mejor modelación del SEIP luego que se realice la interconexión con el SNI.. •. La repotenciación se realizará tomando en consideración la capacidad máxima de transmisión de potencia de la línea de Subtransmisión de 69 kV que va desde la S/E Lago Agrio a la S/E Shushufindi.. •. Mejorar los parámetros eléctricos como: voltaje, frecuencia y potencia.. 1.3 JUSTIFICACIÓN En la actualidad el SEIP (Sistema Eléctrico Interconectado de EP-Petroecuador) funciona solamente con generación térmica y debido al incremento de la demanda en el SEIP, se presentó la necesidad de interconectar el SEIP al SNI. Por este motivo se planteó alternativas con las cuales el SEIP funcionaría adecuadamente. 1. ESTUDIO TOTAL V0 02-06-09.doc.

(24) 3. mediante la disminución de la generación térmica, lo cual traerá beneficios ecológicos y económicos al país.. Dentro de las alternativas se encuentra la repotenciación de la línea que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Parahuacu, desde la S/E Parahuacu hasta la S/E Atacapi y desde la S/E Atacapi hasta la S/E Shushufindi Central y la creación de una nueva línea desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central con lo cual se tendría la capacidad de cubrir los nuevos crecimientos anuales de la demanda del SEIP..

(25) 4. CAPÍTULO II. 2 SISTEMA ACTUAL DEL SEIP (SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE EP-PETROECUADOR) En el Distrito Amazónico se encuentra el Sistema Eléctrico Interconectado de EPPetroecuador (SEIP), que involucra campos como: Lago Agrio, Parahuacu, Atacapi, Shushufindi, Secoya, Culebra y Yuca.. En la actualidad el SEIP se encuentra interconectado por una red de 69 kV, la cual atraviesa por todos los campos antes mencionados, excepto los campos: Frontera, V.H.R., Cuyabeno, los cuales se encuentran trabajando sin conexión al SEIP. En éstos campos el suministro de energía se efectúa en el mismo sitio en el que se encuentran los pozos petroleros y demás equipos.. Todo el SEIP trabaja a base de generación térmica como: crudo, diesel y gas, por lo que sería necesario realizar la interconexión al SNI, con el fin de obtener ventajas económicas al trabajar con energía primaria hidráulica. Este cambio ayudaría mucho al medio ambiente porque se reduciría notablemente el consumo de combustibles que contaminan el ecosistema (Ver Figura 2.1 generación eléctrica con gas y Figura 2.2 generación eléctrica con diesel).. La energía hidráulica con la cual trabajaría el SEIP provendría del proyecto Coca Codo Sinclair, el proyecto hidroeléctrico más grande del Ecuador. El fin de este gran proyecto es entregar energía más limpia al SNI.. El objetivo de este proyecto de titulación es determinar el sistema eléctrico adecuado para la interconexión del SEIP al SNI, con lo cual se observaría beneficios ecológicos y económicos..

(26) 5. Figura 2.1 Generación Eléctrica con Gas (S/E Lago Central). Figura 2.2 Generación Eléctrica con Diesel (S/E Lago Central). Con estos estudios de interconexión se espera mejorar la calidad del servicio eléctrico, la confiabilidad, obtener una disminución de costos en la generación de energía eléctrica y disminuir la contaminación al medio ambiente. Para esto se analizarán las alternativas posibles de interconexión a fin de determinar la mejor desde el punto de vista técnico económico..

(27) 6. 2.1 INTRODUCCIÓN El SEIP cuenta con una red de 69 kV y sistemas de 13.8, 4.16 y 0.48 kV. Todo el SEIP se encuentra conectado de forma radial, abasteciendo los pozos y bombas en donde se extrae el petróleo, y a los diferentes campamentos y talleres.. Figura 2.3 Sistema Unifilar Actual del SEIP FUENTE: EP-PETROECUADOR. En el Anexo 1.1 se presenta Diagrama Unifilar del SEIP Actual y en el Anexo 2.2 Los Sistemas de Subtransmisión y Distribución.. En los pozos petroleros se trabaja a un voltaje fluctuante dependiendo de la profundidad del yacimiento que varía entre 4160 y 1150 V, voltaje con el cual funcionan las bombas eléctricas sumergibles. Cerca de los pozos se encuentran transformadores que realizan el cambio de voltaje necesario tanto para la extracción del petróleo como para las instalaciones cercanas de EPPetroecuador..

(28) 7. 2.1.1. CENTRALES DE GENERACIÓN. En el SEIP se encuentran instaladas 11 turbinas térmicas a gas, 2 motores Wartsila dual combustible y el resto de motores ciclo diesel, dentro de estas se encuentran las de generación propia de EP-Petroecuador más las rentadas a la empresa de Justice y CELEC-EP. La energía rentada alcanza precios muy altos, con la empresa Justice alrededor de 21 centavos de dólar por kilowatio hora (considerando el precio internacional del diesel de 2,55 dólares por galón) y con CELEC-EP se tiene firmado un contrato de 14 MW a 8,4 centavos de dólar el kilowatio hora (considerando que son motores Hyundai que trabajan a crudo reducido).. Las turbinas del SEIP reciben mantenimientos programados cada. 5000 horas.. En Secoya (Wartsila) se encuentran los generadores con mayor potencia de generación del SEIP, 5.5 MW cada uno y entregan 11 MW al sistema.. La generación del SEIP se da a niveles de voltaje: 480 V (EP-Petroecuador y Justice); 4.16 k V y 13.8 kV (EP-Petroecuador). En el Anexo 2 se muestra la Tabla 2.1 Características de las Turbinas.. 2.1.2. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN. Las líneas que forman la red de subtransmisión del SEIP son radiales, trifásicas y de un solo circuito. El tipo de estructuras de esta red son postes de hormigón tipo "H" realizados por EP-PETROECUADOR con característica 339,48 Kg c.r. (carga de rotura). El concreto empleado deberá tener una resistencia mínima a la compresión fc = 210Kg/cm2..

(29) 8. Figura 2.4 Estructuras Tipo H para Línea Trifásica de 69 kV. Tabla 2.2 Sistema de Subtransmisión (Líneas a 69 kV) – Octubre 2010 S/E SALIDA. S/E LLEGADA. LONGITUD (km). Lago Agrio. Parahuacu. Parahuacu. Atacapi. 6. Atacapi. Secoya. 17. Atacapi. Shushufindi Central. 27. Shushufindi Central Sacha Central Shushufindi Central Shushufindi Sur. 20. 41 8. Sacha. Culebra. 20. Culebra. Yuca. 16. TOTAL FUENTE: EP-PETROECUADOR.. 155.

(30) 9. Tabla 2.3 Sistema de Distribución (13,8 kV) – Octubre 2010 CAMPO. Lago agrio. ALIMENTADOR Lago Este. 6,7. Lago Sur. 8,1. Lago Norte. 17,5. Parahuacu 1 (Norte). 7,75. Parahuacu 2 (Sur) Atacapi 1 (Norte) Atacapi 2 (Sur) Libertador. Yuca. 1,1 11,7 5,0. Shuara. 29,5. Pichincha. 26,2. Secoya. 11,1. Shushufindi Norte. 14,0. Shushufindi Aguarico. 26,4. Shushufindi Shushufindi Central. Culebra. DISTANCIA (km). 10,0. Shushufindi Sur central. 22,5. Shushufindi Sur oeste. 12,7. Culebra 1. 2,4. Culebra 2. 5,0. Yuca 1. 4,4. Yuca 2. 12,8. TOTAL. 222,6. FUENTE: EP-PETROECUADOR.. El tipo y calibre del conductor de la red de 69 kV es ACSR 4/0 con una capacidad de conducción de 275 A y cable de guardia ACSR 1/0 con una capacidad de conducción de 175 A.. Las redes de distribución también forman redes radiales. Estas redes dan el servicio eléctrico a todas las instalaciones de EP-Petroecuador como son: pozos, bombas, talleres y campamentos..

(31) 10. El tipo y calibre del conductor de la red de 13.8 kV es ACSR 1/0 con una capacidad de conducción de 175 A. En el Anexo 2 se muestra la Tabla 2.4 Características de los Conductores de los Sistemas de Subtransmisión y Distribución.. 2.1.3. TRANSFORMADORES. El SEIP tiene de 34 transformadores. En los transformadores de SEIP el tap se encuentra en el lado primario y el control de éste se lo realiza en el lado secundario. No todos los transformadores tienen tap.. En el Anexo 2 se muestra la Tabla 2.5 Características de los Transformadores.. 2.1.4. DEMANDA. La demanda de EP-PETROECUADOR consta de una parte que es aislada y otra que corresponde al SEIP que es alrededor de 40 MW. El factor de potencia considerado para la carga del SEIP es de 0,87 asumido como promedio, debido a que varía entre 0,85 y 0,9.. La demanda del día 29 de octubre de 2010 se muestra en la Tabla 2.6, mencionando los campos y las cargas de cada uno de éstos.. 2.1.5. DEMANDA PROYECTADA. La proyección de la demanda ha sido realizada en base a las predicciones de producción remitidas por la Subgerencia de Exploración y Desarrollo (Ver Figura 2.5 Proyección de la demanda 2009 – 2020)..

(32) 11. Tabla 2.6 Demanda del SEIP 29-10-2010 CAMPO. Lago Agrio. Campo Libertador. Shushufindi. Culebra. Yuca. Sacha. CARGA. POTENCIA (MW). Campamento Estación. 0,908. Este. 0,208. Sur. 0,415. Norte. 1,869. Parahuacu 1. 0,810. Parahuacu 2. 0,104. Atacapi 1. 0,789. Atacapi 2. 1,039. Shuara. 1,869. Pichincha. 2,099. Secoya. 1,205. Central. 0,000. Norte. 1,890. Aguarico. 2,908. Sur oeste. 3,323. Sur central. 2,181. Local 0,48. 0,000. Local 4,16. 1,765. Local 13,8. 0,000. Culebra 1. 0,623. Culebra 2. 1,205. Yuca 1. 1,703. Yuca 2. 0,561. Estación. 0,700. Sacha. 10,800. TOTAL. 38,974. FUENTE: EP-PETROECUADOR Con el ingreso de la central de Secoya (Wartsila) en el mes de junio de 2010 se pudo cumplir con la demanda del SEIP.. En el mes de abril del 2011 está. proyectado que entre en funcionamiento la planta CELEC con una potencia de.

(33) 12. generación de 14 MW.. Al ingresar CELEC se terminará el contrato con la. empresa Justice por los altos precios por la energía que entregan al SEIP.. Figura 2.5 Proyección de la Demanda 2009 – 2020 FUENTE: EP-Petroecuador. Figura 2.6 Motores diesel MTU de la Compañía Justice (S/E Shushufindi Central).

(34) 13. Para el año 2012 está previsto concluir con la construcción de la Central de Generación Auca Sur con 3 MW, con lo cual se espera cumplir con toda la demanda. En el mismo año saldrán de funcionamiento las turbinas TA1 y TA2 de Shushufindi, debido a que su índice de rendimiento ya es muy bajo.. En el año 2015 las turbinas TB1 y TB2 de Shushufindi y la TB de Lago Agrio saldrán de operación pos obsolescencia y la finalización del contrato con CELEC EP, quedando con una potencia de 30 MW aproximadamente.. Por medio del estudio de incremento de producción y reinyección realizada en EP-Petroecuador se llegaría a tener:. Tabla 2.7 Incremento de Producción y Reinyección al 2016 DEMANDA CAMPO. ACTUAL 2010 (MW). Lago Agrio Libertador. Lago Agrio. 4,314. Oleoducto Libertador SSFD. Sacha. REINYECCIÓN. (MW). 2016 (MW) 1,035. 7,000. 0,837. 12,068. 2,777 2,000. Drago Auca Central. PRODUCCIÓN Y TOTAL. 1,000. Shushufindi Pin. Auca. INCREMENTO DE. 6,349 7,837. 20,845. 4,000 4,792. Auca Sur. 2,198 5,600. 12,590. Sacha. 10,800. 12,200. 23,000. TOTAL. 38,974. 31,647. 70,621. FUENTE: EP-PETROECUADOR.. Para el año 2016 se realizará la interconexión del SEIP con el SNI y se podrá continuar eliminando centrales de generación térmicas que tengan más años de funcionamiento, consiguiendo un sistema hidrotérmico en el SEIP con mayor confiabilidad y calidad del servicio eléctrico..

(35) 14. Tabla 2.8 Demanda del SEIP 2016 CAMPO. CARGA. POTENCIA (MW). Campamento Estación. 1,126. Este. 0,258. Sur. 0,515. Lago Agrio Norte. 2,318. Parahuacu 1. 1,004. Parahuacu 2. 0,129. Oleoducto. 1,000. Atacapi 1. 0,883. Atacapi 2. 1,163. Shuara. 2,092. Pichincha. 2,350. Secoya. 1,349. Central. 0,000. Norte. 2,325. Aguarico. 3,577. Sur oeste. 4,088. Sur central. 2,683. Local 0,48. 0,000. Local 4,16. 2,171. Local 13,8. 0,000. Pin. 2,000. Drago. 4,000. Culebra 1. 0,909. Culebra 2. 1,758. Yuca 1. 2,484. Yuca 2. 0,818. Estación. 1,021. Auca. Auca Sur. 5,600. Sacha. Sacha. 23,000. TOTAL. 70,621. Libertador. Shushufindi. Culebra. Yuca. FUENTE: EP-PETROECUADOR.

(36) 15. 2.1.6. CONSUMO DE COMBUSTIBLE. En el SEIP al tener generación térmica únicamente se consume una gran cantidad de combustible, el cuales es usado en los centros generadores y el residuo que existe es pasado por un proceso enfriador y nuevamente transportado a los tanques de combustible.. Figura 2.7 Ventiladores que enfrían el Combustible que no se consume en las Turbinas (S/E Lago Central). En cada una de las centrales de generación existen tanques de diesel de uso diario y de reserva para que el funcionamiento de las turbinas sea continuo, y el sistema pueda tener un servicio continuo. Según la capacidad de generación de la central, diariamente se transporta combustible a cada una de las centrales para tener llenos todos los tanques de combustible (Ver Figura 2.8).. Para la producción de 5 MW se utiliza 8.000 gal/diesel diarios (por módulo de Compañía Justice), los mismos que pueden ser reemplazados utilizando parte del gas que actualmente se quema. Existe un proyecto por EP-PETROECUADOR de 30 MW que utilizará gas, el mismo que reduciría en la quema de diesel de 48000 galones de diesel diarios.. El costo del combustible varía entre $ 0,96 por galón de diesel mercado local, el gas es mucho más económico, ya que este se produce en la extracción del.

(37) 16. petróleo y es conducido hacia las centrales de generación cercanas, su costo es de $ 0,40 por cada mil de pies cúbicos de gas y de producción del barril de crudo a $ 7,5. El costo de mantenimiento de las tuberías de gas es mucho más alto que las tuberías de diesel.. Figura 2.8 Tanque Principal de Combustible y Tanque de Reserva (S/E Lago Central). Para obtener cada uno de los costos de operación en cada central de generación es necesario tomar en cuenta:. -. Costo del combustible.. -. Costo de transporte del combustible.. -. Costo de los auxiliares.. -. Costo de los insumos de operación.. -. Costo por mantenimientos (estimado).. Por lo que en cada una de las centrales su costo varía. Aquí se muestra el resumen de los costos promedios de las centrales del SEIP.. Se puede observar en el Anexo 2 la Tabla 2.10 Consumo de combustible diario y anual en las unidades del SEIP (2009)..

(38) 17. Tabla 2.9 Resumen de Operación y Costos de las Centrales del SEIP (Junio 2010) RESUMEN DE OPERACIÓN Y COSTOS DE LAS CENTRALES INTERCONECTADAS EN EL DISTRITO AMAZÓNICO – JUNIO 2010 Energía bruta: Carga promedio: Consumo gas:. 14.249.290,7 kWh 23.355,3 kW 58.125.455,7 pie3. Consumo diesel:. 1.054.053,0 Gal. Consumo crudo:. 56.794,5 Gal. Costos fijos:. $ 882.746,25. Costos variables:. $ 1.169.273,34. Costo kWh PPR:. 0,1513 $/kWh. Costo kWh JUSTICE:. 0,1382 $/kWh. COSTO TOTAL SEIP:. 0,1440 $/kWh. FUENTE: EP-Petroecuador (considerando Precio de Mercado Local). 2.1.7. IMPACTO AMBIENTAL. La falta de estudios ambientales para las subestaciones, líneas y centrales de generación hace imposible saber específicamente los problemas que pueden llegar a producirse a la flora y fauna de la provincia de Sucumbíos, a excepción de Secoya (Wartsila).. En el momento de extraer el petróleo existe emisiones de gas, el cual es transportado para el funcionamiento de las turbinas a gas (Ver Figura 2.9). El resto del gas es quemado en el mismo lugar en el cual se extrae el petróleo (Ver Figura 2.10).. La quema que se hace a estos gases es parte del calentamiento global y es un desperdicio de una fuente de energía limpia con el cual podrían generar energía eléctrica..

(39) 18. Figura 2.9 Emisión de CO2 al Medio Ambiente por quema de Diesel (S/E Shushufindi Central). Figura 2.10 Quema de los gases producidos al Extraer el Petróleo (S/E Sacha).

(40) 19. Debido a las condiciones climáticas el mantenimiento que se realiza a todos los equipos de las subestaciones, líneas y centrales no es suficiente, esto hace que estos equipos y elementos produzcan muchas impurezas que podrían afectar la flora y fauna cerca de éstos. Las principales impurezas que se presentan en el SEIP es la Proliferación de Hongos y Oxidación de los Elementos y Equipos (Ver Figuras 2.11 y 2.12).. Los aceites lubricantes usados, que se cambian a los equipos de las Centrales de Generación, son llevados a través de los canales a trampas de grasa, de donde son succionados por el vacuum, para ser llevados al sistema de inyección de agua.. A las trampas de grasa, que recogen los líqueos o derrames de. combustible, de los equipos de la Central de Generación, también llegan efluentes generados en otras áreas de las Estaciones de Producción.. Algunas de las. Centrales de Generación, están ubicadas junto a los Sistemas de Bombeo de Crudo, compartiendo canales perimetrales y trampas de grasa.. Existiendo. derrames de crudo debido al bombeo y no a la generación de energía.2. Figura 2.11 Oxidación de los Elementos y Equipos de las Subestaciones (S/E Lago Agrio) 2. Auditoría Ambiental Interna - SEIP Junio 2009.pdf.

(41) 20. Figura 2.12 Proliferación de Hongos en los Elementos de las Subestaciones (S/E Atacapi). Dentro de las centrales de generación es donde el ruido afecta directamente a las personas que trabajan dentro de éstas, los ruidos superan los 85 dB. Al no tener un sistema de insonorización El daño auditivo que existe por no tener sistema de insonorización, afecta directamente a las personas que trabajan en las Centrales de Generación, llegando a ruidos que superan los 85 dB. El ruido producido por los motores de generación eléctrica, contribuyen a una gran perturbación para algunas especies.. La contaminación del suelo en las Centrales de Generación es tratada por bases de grava de 0,50 a 1 metro de profundidad..

(42) 21. 2.2 DESCRIPCIÓN. ACTUAL. DEL. SISTEMA. NACIONAL. INTERCONECTADO (SNI) Es el sistema eléctrico interconectado del Ecuador el cual permite la producción, transferencia y distribución de la energía eléctrica desde los centros generadores hasta los centros de consumo, el mismo que está dirigido a brindar el suministro de electricidad a todos los habitantes del país.. El SNI está conformado por 18 agentes generadores, 1 transmisor de energía (Sistema Nacional de Transmisión – SNT), 20 autogeneradoras, 19 distribuidoras y 121 grandes consumidores.. En el país la generación es producida por centrales de tipo hidroeléctrico, térmicas turbogas, térmicas con motor de combustión interna (MCI), térmicas turbovapor, solar, eólicas y las interconexiones con Colombia y Perú. En el 2009 existieron 211 centrales, 88 en el SNI (43 Hidroeléctricas, 42 térmicas y 3 interconexiones) y 123 en Sistemas No Incorporados (7 Hidroeléctricas, 114 térmicas, 1 fotovoltaica y 1 Eólica).. La empresa que es dedicada a la trasmisión es CELECT TRANSELECTRIC S.A. la cual está encargada de planificar, operar y mantener el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) desde las fuentes de producción hasta los centros de consumo. El SNT tiene como objetivo atender la demanda en el SNI con calidad, seguridad y confiabilidad conforme a la normativa vigente.. La empresa. transmisora en el 2009 dispuso de 34 subestaciones, de las cuales 32 subestaciones son fijas y 2 son móviles. Para el transporte de la energía dentro del SNT se utilizó 3431,69 km de líneas de transmisión funcionando a 230 kV (1667,75 km) y a 138 kV (1763,87 km).. La distribución es realizada a través de subestaciones y líneas de transmisión de CELEC TRANSELECTRIC S.A. y por medio de los 20 de sistemas de distribución administrados por sus respectivas empresas distribuidoras, de las cuales 19 están incorporadas al SNI. La Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A., cuya área.

(43) 22. de concesión comprende la provincia insular de Galápagos, se mantendrá como no incorporada al SNI.. En el 2009 la demanda máxima producida a nivel de la generación alcanzó 2752 MW y la energía 16200 MWh teniendo un decrecimiento del 0,7 % con respecto al año anterior debido al estiaje que mantuvo el país durante este año.. En el 2010 la potencia máxima a nivel de las barras se espera que llegue a 2911 MW y una energía de 17453 GWh esperando un crecimiento del 5,7% en potencia y 7,73 en energía respecto al 2009.. Para el año 2016 se espera realizar la interconexión con el SEIP, logrando previamente que el proyecto Coca Codo Sinclair se encuentre dentro de los centros de generación del SNI.. 2.3 PROYECTO COCA CODO SINCLAIR 2.3.1. DESCRIPCIÓN. El Proyecto Hidroeléctrico Coca Codo Sinclair de 1,500 megavatios (MW) está ubicado en la República del Ecuador, Provincias de Napo (Cantón El Chaco) y Sucumbíos (Cantón Gonzalo Pizarro).. El área del proyecto está constituida por la cuenca del río Coca hasta el sitio Salado (sitio de presa), que cubre una superficie de 3 600 km2. La cuenca está bordeada por la Cordillera Central con elevaciones como el Cayambe, el Antisana y otras elevaciones menores.3. 3. http://www.conelec.gov.ec/contenidos2.php?id=338&tipo=5&idiom=1.

(44) 23. Figura 2.13 Unión de los ríos Quijos y Salado, Fuente Principal de Abastecimiento de Agua para el Proyecto Coca Codo Sinclair FUENTE: http://womblog.de/wp-content/uploads/2010/06/28.06.png El caudal promedio del Río Coca es de 292 m3/s, lo que corresponde a una contribución específica superior a 80 l/s/km2. El caudal diario con una garantía del 90% del tiempo es de 127 m3/s (Ver Figura 2.14). 4. EL proyecto Coca Codo Sinclair que llegaría a producir 1500 MW, es un proyecto ecológicamente limpio, con muy pocos efectos negativos sobre el ambiente; entre éstos se mencionan únicamente la posible penetración de colonos debido a la apertura de caminos de acceso a un área poco poblada y la reducción de caudales en la cascada de San Rafael.. 4. http://www.conelec.gov.ec/contenidos2.php?id=338&tipo=5&idiom=1.

(45) 24. Figura 2.14 Cascada de San Rafael para el Proyecto Coca Codo Sinclair FUENTE: http://www.conelec.gov.ec/images/documentos/Informacion Temprana.pdf. La construcción que se realizará hacia Pifo consta de dos líneas de transmisión de 500 kV (inicialmente se conectará a 230 kV), por dos diferentes rutas para tener una gran confiabilidad del SNI y la que llegará a Lago Agrio consta de una línea de 230 kV a doble circuito (será usada a 138 kV).. 2.3.2 •. BENEFICIOS. Reduce significativamente la utilización de combustibles, y por tanto el subsidio del estado para los generadores, así como las importaciones de diesel y nafta para producción de electricidad.5. 5. http://www.conelec.gov.ec/contenidos2.php?id=338&tipo=5&idiom=1.

(46) 25. Figura 2.15 Tanques Principal y de Reserva de Diesel (S/E Lago Agrio) •. Para el año 2016, cuando entre en funcionamiento el Coca Codo Sinclair, se estima que incrementará la generación hidroeléctrica del Ecuador, lo que reduciría la posibilidad de desabastecimiento eléctrico, con la posibilidad de exportar energía eléctrica a Colombia y Perú.6. Figura 2.16 Interconexión de Ecuador con Colombia. 6. http://www.conelec.gov.ec/contenidos2.php?id=338&tipo=5&idiom=1.

(47) 26. Figura 2.17 Interconexión de Ecuador con Perú •. El Coca Codo Sinclair generará 8.600 GW- hora por año. Además permitirá un ahorro de 2,5 millones de dólares por día, al suplir esta energía por la que actualmente generan las térmicas, así como por la eliminación de la importación de energía que realizamos de Perú y Colombia.. Figura 2.18 Ubicación del Proyecto Coca Coda Sinclair. Foto obtenida por medio del programa Google Earth.

(48) 27. •. Se disminuye notablemente las emisiones de carbono, por lo que existiría mucho más combustible para usos como domésticos y comerciales, que actualmente utilizan combustibles derivados del petróleo.. El Coca Codo. Sinclair evitará que se envíe al ambiente 94,5 millones de toneladas de CO2, en 21 años.. Figura 2.19 Emisión de CO2 (S/E Sacha).

(49) 28. CAPÍTULO III. 3 ALTERNATIVAS DE LA INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI Se plantean tres alternativas para la interconexión del SEIP al SNI. Se realizará el análisis técnico-económico de cada una de ellas para determinar la más conveniente.. La empresa EP-Petroecuador con ésta interconexión tendría. beneficios económicos y nuestro medio ambiente tendría menos contaminación por la emisión de CO2 que es producida por la quema de combustibles en la generación térmica.. Las alternativas que se plantean dependen del más grande proyecto hidroeléctrico de nuestro país, el Coca Codo Sinclair, con una capacidad de generación de 1500 MW aproximadamente, lograría reducir el consumo de combustible en la generación de energía eléctrica. Parte de esa potencia será enviada a través de la línea de 230 kV que va desde la barra del Proyecto Coca Codo Sinclair hasta la barra de Lago Agrio con una longitud aproximada de 70 km, con lo cual se cubrirá la demanda de la provincia de Sucumbíos.. El desarrollo del Proyecto Coca Codo Sinclair implica a la vez el desarrollo del Sistema de Transmisión asociado, lo cual está definido oficialmente por los Entes responsables del Sector Eléctrico ecuatoriano. Las alternativas de interconexión del SEIP al SNI parten de esa programación.. 3.1 DESCRIPCIÓN. DE. LAS. ALTERNATIVAS. DE. INTERCONEXIÓN DEL SEIP AL SNI Partiendo desde la línea antes mencionada que saldría de la barra B_CCS_230 del Proyecto Coca Codo Sinclair a 230 kV (Ver Figura 3.1 Barra de 230 kV del.

(50) 29. Proyecto Coca Codo Sinclair) y que llegaría a la Provincia de Sucumbíos a Lago Agrio a la barra B_LAG_230 (Ver Figura 3.2 Barra de 230 kV de Lago Agrio del SNI), éste nivel de voltaje será reducido por un transformador trifásico de 165,5 MVA (Ver Figura 3.3 Transformador Trifásico de 165.5 MVA) a la barra existente de Lago Agrio de 69 kV B_LAG_69 (Ver Figura 3.4 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SNI), en la que se realizaría la interconexión a la barra de 69 kV de Lago Agrio perteneciente al SEIP Lago 69 (Ver Figura 3.5 Barra de 69 kV del SEIP).. Figura 3.1 Barra de 230 kV del Proyecto Coca Codo Sinclair. Figura 3.2 Barra de 230 kV de Lago Agrio del SNI.

(51) 30. Figura 3.3 Transformador Trifásico de 165.5 MVA. Figura 3.4 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SNI (actualmente Barra de 69 kV de la Empresa CNEL Regional Sucumbíos). Figura 3.5 Barra de Lago Agrio de 69 kV del SEIP. Figura 3.6 Interconexión del SEIP al SNI.

(52) 31. En la Figura 3.6 se muestra la interconexión del SEIP al SNI desde la barra de 69 kV del SNI de Lago Agrio a la barra de 69 kV del SEIP.. Realizada ésta interconexión del SEIP al SNI las alternativas de modelación del SEIP para que tenga un funcionamiento óptimo se mencionan a continuación: •. Realizar el cambio del calibre del conductor de la Línea de 69 kV del SEIP que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central pasando por la S/E Parahuacu y la S/E Atacapi.. •. Hacer el cambio de las estructuras de circuito simple a doble circuito en la Línea de 69 kV del SEIP que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central pasando por la S/E Parahuacu y la S/E Atacapi.. •. Construir una nueva Línea de 69 kV que saldría de la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central.. 3.1.1. ALTERNATIVA 1: CAMBIO DEL CALIBRE DE CONDUCTOR DE LA. LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL PASANDO POR LA S/E PARAHUACU Y LA S/E ATACAPI. La interconexión del SEIP al SNI se realizará con una línea de 230 kV que saldrá desde la barra del Proyecto Coca Codo Sinclair hasta una barra de 230 kV en Lago Agrio, la misma que será reducida a 69 kV a la barra existente de 69 kV en Lago Agrio y se realizará la interconexión al SEIP a la barra del 69 kV de Lago Agrio.. Con la realización de la interconexión del SEIP al SNI, se debería realizar el cambio del calibre del conductor desde la barra de 69 kV de la S/E Lago Agrio Lago 69 (Ver Figura 3.5 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SEIP) hasta la barra de 69 kV de la S/E Shushufindi Central SSFD1 69 (Ver Figura 3.7 Barra de 69 kV de Shushufindi Central del SEIP) pasando por la barra de 69 kV de la S/E Parahuacu Parahuacu 69 (Ver Figura 3.8 Barra de 69 kV de Parahuacu del SEIP) y la barra.

(53) 32. de 69 kV de la S/E Atacapi Atacapi 69 (Ver Figura 3.9 Barra de 69 kV de Atacapi del SEIP).. Figura 3.7 Barra de 69 kV de Shushufindi Central del SEIP. Figura 3.8 Barra de 69 kV de Parahuacu del SEIP. Figura 3.9 Barra de 69 kV de Atacapi del SEIP. En la Figura 3.10 se muestra la línea de 69 kV a la cual se realizaría el cambio del calibre de conductor que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central pasando por la S/E Parahuacu y la S/E Atacapi..

(54) Figura 3.10 Alternativa 1: Cambio del Calibre de Conductor desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central. 33.

(55) 34. Para el análisis de esta alternativa se debe tomar en cuenta la distancia total de la Línea, que considerando la Tabla 3.1.. Tabla 3.1 Distancia de la línea de 69 kV que se plantea modificar DESDE S/E. HASTA S/E. LONGITUD (km). Lago Agrio. Parahuacu. 20. Parahuacu. Atacapi. Atacapi. Shushufindi Central. 27. TOTAL. 53. 6. La longitud total de la línea de 69 kV es de 53 km desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central.. 3.1.1.1 Ventajas •. Transportar mayor potencia por la línea de subtransmisión.. •. Mejor eficiencia de transmisión.. 3.1.1.2 Inconvenientes •. Estudio para comprobar si las estructuras tipo H del SEIP son capaces de soportar un conductor más pesado.. •. Más compensaciones a lo largo del sistema.. •. Cambio en los elementos que conforman la línea de subtransmisión.. 3.1.1.3 Recomendaciones •. El voltaje nominal de transmisión no debe superar el ±3% para la línea de subtransmisión..

(56) 35. •. La transmisión de potencia de la línea debe cumplir con un margen adecuado de estabilidad con el fin de proteger el sistema de eventuales contingentes. Esto es conservar un margen del 30 al 35% lo que significa que el máximo ángulo entre generador y la carga se encuentre en un rango de 30 a 40 grados.. •. La línea no debe operar a más del 100% de su capacidad con la finalidad de mantener la vida útil de los conductores y elementos que conforman la línea de subtransmisión.. •. Producir el mínimo impacto ambiental, debido a que las zonas están pobladas por zonas en las que existe gran cantidad de vegetación.. 3.1.2. ALTERNATIVA 2: CAMBIO DE LAS ESTRUCTURAS DE CIRCUITO. SIMPLE A DOBLE CIRCUITO EN LA LÍNEA DE 69 KV DEL SEIP QUE VA DESDE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL PASANDO POR LA S/E PARAHUACU Y LA S/E ATACAPI. La interconexión del SEIP al SNI se realizará con una línea de 230 kV que saldrá desde la barra del Proyecto Coca Codo Sinclair hasta una barra de 230 kV en Lago Agrio, la misma que será reducida a 69 kV a la barra existente de 69 kV en Lago Agrio y se realizará la interconexión al SEIP a la barra del 69 kV de Lago Agrio.. Con la realización de la interconexión del SEIP al SNI, se debería realizar el cambio de estructuras de circuito simple a doble circuito desde la barra de 69 kV de la S/E Lago Agrio Lago 69 (Ver Figura 3.5 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SEIP) hasta la barra de 69 kV de la S/E Shushufindi Central SSFD1 69 (Ver Figura 3.7 Barra de 69 kV de Shushufindi Central del SEIP) pasando por la barra de 69 kV de la S/E Parahuacu Parahuacu 69 (Ver Figura 3.8 Barra de 69 kV de Parahuacu del SEIP) y la barra de 69 kV de la S/E Atacapi Atacapi 69 (Ver Figura 3.9 Barra de 69 kV de Atacapi del SEIP)..

(57) desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central. Figura 3.11 Alternativa 2: Cambio de las Estructuras de 69 kV de Circuito Simple a Doble Circuito 36.

(58) 37. En la FIGURA 3.12 se muestra la línea de 69 kV a la cual se realizaría el Cambio de Estructuras de Circuito Simple a Doble Circuito que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central pasando por la S/E Parahuacu y la S/E Atacapi.. Tomando en cuenta la TABLA 3.1 se puede determinar que la longitud total de la Línea de 69 kV es de 53 km que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central.. 3.1.2.1 Ventajas •. Mayor confiabilidad del sistema eléctrico.. •. Calidad del servicio eléctrico muy alta.. •. Fácil mantenimiento.. 3.1.2.2 Inconvenientes •. Alta inversión inicial para la modificación de las estructuras.. •. Mayor costo de mantenimiento.. 3.1.2.3 Recomendaciones •. Realizar el menor efecto al medio ambiente debido a que se debe transportar estructuras y equipos para la creación de las nuevas estructuras. Evitar los caminos por zonas con vegetación.. •. Mantener una variación de voltaje nominal de transmisión en ±3% para la línea.. •. La transmisión de potencia de la línea debe cumplir con un margen adecuado de estabilidad con el fin de proteger el sistema de eventuales contingentes. Esto es conservar un margen del 30 al 35% lo que significa que el máximo.

(59) 38. ángulo entre generador y la carga se encuentre en un rango de 30 a 40 grados. •. No superar el 100% de la capacidad de transmisión en la línea con la finalidad de mantener la vida útil de los conductores y elementos que conforman la línea de subtransmisión.. 3.1.3. ALTERNATIVA 3: CONSTRUIR UNA NUEVA LÍNEA DE 69 KV QUE. SALDRÍA DE LA S/E LAGO AGRIO HASTA LA S/E SHUSHUFINDI CENTRAL. La interconexión del SEIP al SNI se realizará con una línea de 230 kV que saldrá desde la barra del Proyecto Coca Codo Sinclair hasta una barra de 230 kV en Lago Agrio, la misma que será reducida a 69 kV a la barra existente de 69 kV en Lago Agrio y se realizará la interconexión al SEIP a la barra del 69 kV de Lago Agrio.. Figura 3.12 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SEIP. Figura 3.13 Barra de 69 kV de Shushufindi Central del SEIP. En la Figura 3.14 se muestra la Nueva Línea de 69 kV que va desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central..

(60) Figura 3.14 Alternativa 3: Construcción de una Nueva Línea desde la S/E Lago Agrio hasta la S/E Shushufindi Central. 39.

(61) 40. Con la realización de la interconexión del SEIP al SNI, se debería realizar la construcción de una nueva línea a 69 kV desde la barra de 69 kV de la S/E Lago Agrio Lago 69 (Ver Figura 3.12 Barra de 69 kV de Lago Agrio del SEIP) hasta la barra de 69 kV de la S/E Shushufindi Central SSFD1 69 (Ver Figura 3.13 Barra de 69 kV de Shushufindi Central del SEIP).. En la actualidad, todo proyecto tiene que tener previamente un estudio del impacto ambiental para evitar graves cambios a las comunidades, fauna y flora; y este es un punto muy importante a tomarse en cuenta para la selección de la alternativa, por lo cual se plantea a continuación los aspectos básicos que se deben tomar en cuenta en este estudio. Además se detallan criterios generales para el diseño de una nueva línea de Subtransmisión de 69 kV.. 3.1.3.1 Impacto Ambiental. Es necesario realizar este estudio considerando todos los elementos que implica el. sistema. eléctrico. de. potencia. (unidades. de. generación,. líneas. de. subtransmisión, subestaciones), para evaluar todos los efectos que produce en el medio ambiente de la región, esto es en la flora, la fauna y la población.. 3.1.3.1.1. Líneas de Subtransmisión. Las líneas de subtransmisión son, principalmente, sistemas terrestres y pueden pasar sobre los humedales, arroyos, ríos y cerca de las orillas de los lagos, bahías, etc. Son técnicamente factibles, pero muy costosas, las líneas de subtransmisión subterráneas.. Los efectos que llegan a causar las líneas cortas pueden ser locales, en cambio las más largas pueden tener efectos regionales; la instalación de éstas afectan los recursos naturales y socioculturales. En general, mientras más larga sea la línea,.