UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA SEDE CUENCA

UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA

SEDE CUENCA

FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA ELECTRICA

“ANÁLISIS DE LOS IMPACTOS TÉCNICOS

ECONÓMICOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

OCAÑA AL INYECTAR POTENCIA EN EL ANILLO

DE 69 KV DE LA EMPRESA ELECTRICA REGIONAL

CENTRO SUR.”

Tesis previa a la obtención del título de Ingeniero Eléctrico

AUTOR:

Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas

DIRECTOR:

Ing. Freddy Campoverde

Cuenca – Ecuador 2011

2

Los conceptos desarrollados, analizados, realizados y las conclusiones del presente trabajo, son de exclusiva responsabilidad del autor.

(f)_______________________________ Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas

3

Certifico que bajo mi dirección la tesis fue realizada por el Tnlg

Marcelo Leonardo Gomezcoello Salinas

(f)_______________________________

4

AGRADECIMIENTOS.

Quiero agradecer a Dios, quien ha sido mi guía durante toda la etapa que estoy culminado, a mi Director de tesis Ing. Freddy Campoverde quien fue mi guía para la culminación del proyecto, a mis padres quienes fueron los que me dieron la confianza y el ánimo para luchar hasta llegar a culminar este proyecto, y finalmente a mi esposa e hijos que siempre están conmigo y son la razón de mi vida.

5 La presente tesis está encaminada a realizar un estudio del ingreso en operación comercial de la central hidroeléctrica Ocaña al anillo de 69 KV, este estudio plantea los impactos tanto técnicos como económicos que se dan por el aporte de energía activa como reactiva.

Para esto se realiza una evaluación del estado actual del anillo de 69 KV de la EERCS, antes de ingresar la central Ocaña, recopilando información sobre las líneas de transmisión, transformadores , cargas que se tienen en cada una de las subestaciones de la EERCS y la potencia de en cada uno de los grupos de generación de Elecaustro, esto según sea la época que se plantea teniendo escenarios distintos en función de hora de mayor y menor demanda, época del año como lluviosa y estiaje y escenarios que se manejan en Elecaustro propiamente como son salida de operación Saymirín por exceso de sedimentación, o cambio de línea de transmisión en la subestación de Saucay.

Se corren flujos de potencia en el programa DIgSILENT y se determina los parámetros que se maneja actualmente el anillo de 69 KV, estos parámetros son de voltaje, pérdidas en las líneas, pérdidas en transformadores, flujos de carga, sobrecarga en transformadores y líneas de transmisión. Estos análisis se realizan con una proyección de carga en las subestaciones hasta el año 2014.

Se ingresan los parámetros de la central hidroeléctrica Ocaña al programa de simulación DIgSILENT con la potencia prevista a trabajar (26 MW carga máxima y 13 MW mínima carga), se corre flujos de potencia con los escenarios planteados en el capítulo III, adjuntando 2 escenarios más que son la evacuación de la energía por la línea S/E Cañar_ S/E Sinincay con mínima y máxima carga, esto en temporada lluviosa y temporada de estiaje respectivamente.

Finalmente se realiza recomendaciones y conclusiones de la evaluación de la inclusión del proyecto Ocaña principalmente encaminado a dar recomendaciones de tensión para la operación de central hidroeléctrica Ocaña, para evitar sobretensiones y minimizar las pérdidas en las líneas de transmisión.

6

ÍNDICE GENERAL RESUMEN. 5

ÍNDICE GENERAL 6

ÍNDICE FIGURAS ¡Error! Marcador no definido.

INDICE DE TABLAS ¡Error! Marcador no definido.

MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA 18

1.1 INTRODUCCIÓN. ... 18

1.2 IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP ... 19

1.2.1 Representación de las líneas ... 19

1.2.1.1 Línea de transmisión corta. ... 19

1.2.1.2 Línea de transmisión media. ... 19

1.2.1.3 Líneas de transmisión largas. ... 20

1.2.2 Obtención de la resistencia en las líneas de transmisión. ... 20

1.2.2.1 Calibre. ... 21

1.2.2.2 Longitud. ... 21

1.2.2.3 Tipo de conductor. ... 21

1.2.3 Calculo de la resistencia de los conductores ... 23

1.2.3.1 Resistencia de corriente continua ... 24

1.2.3.2 Resistencia de Corriente Alterna ... 24

1.2.4 Inductancia. ... 26

1.2.5 Capacitancia ... 30

1.2.6 Conductancia ... 31

1.3 IMPEDANCIA EN TRANSFORMADORES. 32 1.3.1 Transformadores ... 32

1.3.2 Datos de placa de los transformadores. ... 32

1.3.2.1 Transformadores pertenecientes a Elecaustro. ... 32

1.3.2.2 Transformadores pertenecientes a la EERCS ... 33

1.3.3 Obtención de la impedancia de los transformadores ... 35

1.3.3.1 Prueba de cortocircuito ... 35

1.4 MODELO DE ADMITANCIA Y CÁLCULO DE REDES. ... 36

1.4.1 Reglas para planteamiento de ecuaciones de nodo. ... 36

1.5 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. ... 37

1.6 DETERMINACIÓN DE VALORES EN POR UNIDAD DEL SISTEMA ... 39

1.6.1 Sistemas por unidad ... 39

1.6.2 Valores base de las impedancias ... 40

1.6.3 Ventajas de los cálculos por unidad ... 41

CAPITULO II 43

7

2.1.1 Los flujos de potencia ... 43

2.2 MÉTODOS DE RESOLUCIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA 47 2.2.1 Método Gauss-Seidel ... 47

2.2.2 Método Newton Raphson ... 49

2.3 SOFTWARE A UTILIZARSE ... 56

2.3.1 Introducción. ... 56

2.3.2 Manejo de datos ... 57

2.4 APLICACIÓN DETALLADA DEL PROGRAMA DE SIMULACIÓN 58 2.4.1 Editor Grafico... 58

2.4.2 Como cargar una base de datos en DIgSILENT ... 60

2.4.3 Flujos de carga ... 64

2.4.4 Espacio de trabajo ... 68

2.5 DATOS DE ENTRADA Y SALIDA ... 70

2.5.1 Datos de entrada en DIgSILENT ... 70

2.5.1.1 Ingreso de datos de generación ... 70

2.5.1.2 Ingreso del datos de carga ... 72

2.5.1.3 Ingreso de escenarios de operación. ... 74

2.5.2 Datos de salida en DIgSILENT ... 75

2.6 COMENTARIOS DEL PROGRAMA. ... 80

CAPITULO III 83 FLUJOS DE CARGA EN EL SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA ACTUAL. 83 3.1 DATOS DE CARGA Y GENERACIÓN DEL SEP ... 83

3.1.1 Cargas máximas de los alimentadores de la EERCS ... 83

3.1.2 Cargas mínimas de los alimentadores de la EERCS ... 84

3.1.3 Cargas de los generadores. ... 85

3.1.3.1 Saymirín fases 1 y 2 ... 86

3.1.3.2 Saymirín fases 3 y 4 ... 87

3.1.3.3 Central hidroeléctrica Saucay ... 88

3.1.3.4 Central térmica El Descanso ... 90

3.1.3.5 Central hidroeléctrica Hidroabanico ... 91

3.1.3.6 Central térmica de Monay ... 92

3.1.3.7 Central hidroeléctrica Ocaña ... 93

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS BARRAS ... 94

3.3 Matriz de admitancias del SEP ... 97

3.4 Escenarios para la evaluación de los flujos de carga ... 98

3.4.1 Temporada lluviosa ... 99

3.4.1.1 Escenario A ... 100

3.4.1.2 Escenario B ... 101

3.4.1.3 Escenario C ... 102

8

3.4.2 Flujo de carga en temporada de estiaje... 105

3.4.2.1 Escenario E ... 105

3.4.2.2 Escenario F ... 106

3.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE POTENCIA ... 108

3.5.1 Escenario A ... 108

3.5.1.1 Voltajes ... 108

3.5.1.2 Perdidas en las líneas ... 109

3.5.1.3 Carga en las líneas de transmisión ... 111

3.5.2 Escenario B ... 111

3.5.2.1 Voltajes ... 111

3.5.2.2 Perdidas en las líneas ... 113

3.5.2.3 Carga de líneas ... 114

3.5.3 Escenario C ... 114

3.5.3.1 Voltajes ... 114

3.5.3.2 Perdidas en las líneas ... 116

3.5.3.3 Carga en líneas de transmisión. ... 117

3.5.4 Escenario D ... 117

3.5.4.1 Voltajes ... 117

3.5.4.2 Perdidas en las líneas ... 119

3.5.4.3 Carga en las líneas de transmisión ... 120

3.5.5 Escenario E ... 120

3.5.5.1 Voltajes ... 120

3.5.5.2 Perdidas en las líneas ... 122

3.5.5.3 Carga en las líneas de transmisión ... 122

3.5.6 Escenario F ... 123

3.5.6.1 Voltajes ... 123

3.5.6.2 Perdidas en las líneas ... 125

3.5.6.3 Carga en las líneas de transmisión ... 126

3.6 CONCLUSIONES ... 127

CAPITULO IV 134 EVALUACIÓN DEL SEP LUEGO DEL INGRESO DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA 134 4.1 DATOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA OCAÑA ... 134

4.1.1 Ubicación. ... 134

4.1.2 Datos de generación. ... 134

4.1.3 Transformador ... 135

4.1.4 Línea de transmisión ... 136

4.2 DIAGRAMA UNIFILAR SEP A EVALUAR FLUJOS DE CARGA. 138 4.2.1 Carga de barras, generadores y transformadores en el DIgSILENT 138 4.2.2 Configuración ... 141

4.2.2.1 Configuración de generadores. ... 141

4.2.2.2 Configuración de transformadores ... 144

9

4.3 ESCENARIOS PROPUESTO PARA LA EVALUACIÓN DE LOS

FLUJOS DE CARGA ... 147

4.3.1 Escenario en temporada lluviosa ... 148

4.3.1.1 Escenario A ... 148

4.3.2.1 Escenario B ... 148

4.3.1.2 Escenario C ... 149

4.3.1.3 Escenario D ... 149

4.3.2 Escenario en temporada de estiaje ... 150

4.3.2.1 Escenario E ... 150

4.3.2.2 Escenario F ... 150

4.3.2.3 Escenario G ... 151

4.3.2.4 Escenario H ... 152

4.4 EVALUACIÓN DE LOS FLUJOS DE CARGA A TRAVÉS DE DIGSILENT ... 152

4.4.1 Escenario A ... 152

4.4.1.1 Voltaje ... 152

4.4.1.2 Perdidas en las líneas ... 154

4.4.1.3 Carga en las líneas de transmisión ... 155

4.4.2 Escenario B ... 155

4.4.2.1 Voltaje ... 155

4.4.2.2 Perdidas en las líneas ... 157

4.4.2.3 Carga en las líneas de transmisión ... 158

4.4.3 Escenario C ... 159

4.4.3.1 Voltaje ... 159

4.4.3.2 Perdidas en las líneas ... 160

4.4.3.3 Carga en las líneas de transmisión ... 161

4.4.4 Escenario D ... 162

4.4.4.1 Voltaje ... 162

4.4.4.2 Perdidas en las líneas ... 164

4.4.4.3 Carga en las líneas de transmisión ... 165

4.4.5 Escenario E ... 165

4.4.5.1 Voltaje ... 165

4.4.5.2 Perdidas en las líneas ... 167

4.4.5.3 Carga en las líneas de transmisión ... 168

4.4.6 Escenario F ... 169

4.4.6.1 Voltaje ... 169

4.4.6.2 Perdidas en las líneas ... 170

4.4.6.3 Carga en las líneas de transmisión ... 172

4.4.7 Escenario G ... 172

4.4.7.1 Voltaje ... 172

4.4.7.2 Perdidas en las líneas ... 174

4.4.7.3 Carga en las líneas de transmisión ... 175

4.4.8 Escenario H ... 175

4.4.8.1 Voltaje ... 175

4.4.8.2 Perdidas en las líneas ... 177

10

4.5 RESULTADOS E INTERPRETACIÓN DE LOS FLUJOS DE

POTENCIA ... 179

4.5.1 Máxima tensión ... 179

4.5.2 Mínima tensión ... 179

4.5.3 Perdidas en los transformadores. ... 180

4.5.4 Máximas perdidas en las líneas de transmisión. ... 181

4.5.5 Inyección de potencia al sistema ... 182

4.6 Impactos económicos y técnicos ... 184

4.6.1 Impactos Técnicos ... 184

4.6.1.1 Variación de los niveles de tensión en la zona de la S/E Cañar 184 4.6.1.2 Análisis de voltajes en la barra de Ocaña ... 186

4.6.1.3 Mayor potencia energético en la región ... 187

4.6.1.4 Flujos de potencia ... 188

4.6.1.5 Aumento de perdidas ... 190

4.6.2 Impactos económicos ... 193

4.6.2.1 Costos por perdidas ... 193

4.6.2.2 Reducción de costos en generación térmica ... 196

4.6.3 Impactos Sociales ... 196

4.6.3.1 Construcción de carreteros. ... 196

4.6.3.2 Inyección económica a la región. ... 197

4.6.3.3 capacitación a la personas de la zona. ... 198

4.6.3.4 Disminución del caudal del rio Cañar ... 199

4.6.3.5 Reproducción de especies marítimas ... 199

CAPITULO V 200

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 200

BIBLIOGRAFIA 205

11

CAPITULO I ………18

Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta………19

Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media ………..20

Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga ………..20

Figura. 1.4 Resistencia en C.C………24

Figura 1.5 Efecto piel en conductores………25

Figura 1.6 Estructura ERH-2G……….28

Figura.1.7 Conexión para prueba de cortocircuito……….36

Figura. 1.8 planteamiento de ecuaciones de nodo……….37

CAPITULO II………...43

Figura. 2.1 Ventana grafica del DIgSILENT………60

Figura. 2.2 Cargar usuario y contraseña en el DIgSILENT………60

Figura 2.3 Administrador de datos del Digisilent ………..61

Figura. 2.4 Pantalla de opciones de modelado del DIgSILENT………62

Figura 2.5 Importación de datos en el DIgSILENT………63

Figura 2.6 Exportación de datos en el DIgSILENT………64

Figura. 2.7 Pantalla de escenarios planteados para el análisis en DIgSILENT65 Figura. 2.8 Ventana de simulación de flujos de potencia en DIgSILENT….…67 Figura. 2.9 Modo de presentación grafica de resultados de una simulación…68 Figura. 2.10 Utilidad de cada uno de los iconos de la barra de herramientas del DIgSILENT……….…..69

Figura. 2.11 Acceso a un generado en la ventana grafica del DIgSILENT……70

Figura. 2.12 Configuración de datos básicos en un generador en el DIgSILEN...………...71

Figura. 2.13 Configuración de dato de carga en un generador en el DIgSILENT………...72

Figura. 2.14 Acceso directo a la configuración de una carga en el DIgSILENT………...73

Figura. 2.15 Configuración de carga en el DAIGISILENT………74

Figura. 2.16 Ingreso de un nuevo Escenario en DIgSILENT………74

Figura. 2.17 Base de datos de los escenarios cargados en el DIgSILENT……75

12

Figura. 2.19 Resumen de datos de carga subidos al DIgSILENT………76

Figura. 2.20 Datos de generación de las maquinas síncronas en el DIgSILENT………...77

Figura. 2.21 Resultado en las barras de generación externa (subestaciones Sinincay y Cuenca) ………...77

Figura. 2.22 Resultados en las líneas de transmisión en el DIgSILENT………78

Figura. 2.23 Resultados de los transformadores de tres devanados en el DIgSILENT………...79

Figura. 2.24 Resultado de los transformadores de dos devanados en el DIgSILENT………...80

CAPITULO III………83

Figura. 3.1-Generador de Saymirín #4 fase 1-2………87

Figura. 3.2-Generadores Francis de Saymirín fases 3-4………88

Figura. 3.3-Generadores de Saucay………89

Figura. 3.4 Central térmica del Descanso………..90

Figura. 3.5 central Hidroabanico………..91

Figura. 3.6-Central térmica de Monay……….93

Figura. 3.7-Central hidroeléctrica Ocaña en su etapa de construcción………93

Figura. 3.8-Tipos de barras descritos en el DIgSILENT. ……… 94

Figura. 3.9-Simbolo del bus de referencia en el DIgSILENT………96

Figura. 3.10-Simbolo del bus de carga en el DIgSILENT………96

Figura. 3.11 Bus P-V en el DIgSILENT………97

Figura. 3.12- Mapa hídrico del complejo hidroeléctrico Machangara………103

Figura. 3.13 curva de voltajes mínimos en el escenario A………108

Figura. 3.14 curva de voltajes máximos en el escenario A……….109

Figura. 3.15 Curva de pérdidas totales en el anillo de 69 KV, escenario A .110 Figura. 3.16 Curva de voltajes máximos del escenario B………112

Figura. 3.17 Curva de voltajes mínimos en el escenario B………..112

Figura. 3.18 Curva de pérdidas totales escenario B………...113

Figura. 3.19 Curva de voltajes mínimos escenario C……….115

Figura. 3.20 Curva de voltajes máximos escenario C………...115

Figura. 3.21 Curva de pérdidas totales escenario C………...116

13

Figura. 3.25 Curva de voltajes máximos escenario E………....121

Figura. 3.26 Curva de voltajes mínimos escenario E………...121

Figura. 3.27 Curva de pérdidas totales escenario E………...122

Figura. 3.28 Curva de escenarios máximos escenario F……….124

Figura. 3.29 Curva de voltajes mínimos escenario F………...124

Figura. 3.30 Curva de pérdidas totales escenario F………...125

Figura. 3.31-Curva de demanda de carga estimada por la EERCS…………...133

CAPITULO IV………...………...……..134

Figura. 4.1 Localización del Proyecto hidroeléctrico Ocaña………134

Figura. 4.2 Conductor tipo ACAR 750……….137

Figura. 4.3 Conexión de la Línea de transmisión de Ocaña………137

Figura. 4.4 Barra de símbolos del DIgSILENT………...138

Figura. 4.5 Conexión de Barras en el DIgSILENT………...139

Figura. 4.6 Puntos para Conexionado de elementos en el DIgSILENT……….139

Figura. 4.7 Conexión del transformador de Ocaña en DIgSILENT………...140

Figura. 4.8 Conexión de un generador en DIGISILENT………140

Figura. 4.9 Colocación de la línea de transmisión en DIgSILENT………141

Figura. 4.10 Configuración del generador en DIGISILENT……….142

Figura. 4.11Carga desde la librería los generadores de Ocaña………142

Figura. 4.12 Configuración de carga del generador Ocaña en DIgSILENT….143 Figura. 4.13 Configuración de los transformadores de Ocaña………144

Figura. 4.14 Ingreso de parámetros de la línea de transmisión de Ocaña……145

Figura. 4.15 Configuración de barras de Ocaña en el DIGISILENT ….……146

Figura. 4.16 Tanque de presión de Ocaña………150

Figura. 4.17 curva de voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña. ……..153

Figura. 4.18 curva de voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña. . ……153

Figura. 4.19 Curva de pérdidas totales en el escenario A, con Ocaña . ……...154

Figura. 4.20 curva de voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña. . ……...156

Figura. 4.21 curva de voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña. . ……...157

Figura. 4.22 Curva de pérdidas totales en el escenario B, con Ocaña . ……...158

Figura. 4.23 curva de voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña. . ……...159

14

Figura. 4.25 Curva de pérdidas totales en el escenario C, con Ocaña . ……...161 Figura. 4.26 curva de voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163 Figura. 4.27 curva de voltajes máximos en el escenario D, con Ocaña. . ……...163 Figura. 4.28 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...164 Figura. 4.29 curva de voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña. . ……..166 Figura. 4.30 curva de voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña. . ……...167 Figura. 4.31 Curva de pérdidas totales en el escenario D, con Ocaña . ……...168 Figura. 4.32 curva de voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña. . ……...169 Figura. 4.33 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña. . ……...170 Figura. 4.34 Curva de pérdidas totales en el escenario F, con Ocaña . ……...171 Figura. 4.35 curva de voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña………173 Figura. 4.36 curva de voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña………173 Figura. 4.37 Curva de pérdidas totales en el escenario G, con Ocaña .………174 Figura. 4.38 curva de voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña. .………176 Figura. 4.39 curva de voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña .………177 Figura. 4.40 Curva de pérdidas totales en el escenario H, con Ocaña .………178 Figura. 4.41 Grafico de barras comparativas de los diferentes escenarios con las pérdidas debido al ingreso de la central hidroeléctrica Ocaña…....……..192 Figura. 4.42 Flujo de potencia a recorrer la energía generada en Ocaña. . …193 Figura. 4.43 Carretero de ingreso a la central hidroeléctrica Ocaña. …….…197 Figura. 4.44 Capacitación a niños de escuelas de la zona donde se ubica la central Ocaña………...………….……….……….………198 Figura. 4.45 Escalera de peces central hidroeléctrica Ocaña.…………..……..199

15

Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores……….….23

Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor………….26

Tabla 1.3 Reactancia según la configuración………29

Tabla. 1.4 Reactancias inductivas de las líneas de transmisión………30

Tabla 1.5 Transformadores de potencia perteneciente a Elecaustro…………33

Tabla 1.6 Transformadores de dos devanados perteneciente a EERCS………34

Tabla 1.7 Transformadores de tres devanados pertenecientes a la EERCS…..35

Tabla 1.8 Subestaciones y alimentadores pertenecientes a la EERCS…………38

Tabla 1.9 Subestaciones de Elecaustro con sus generadores correspondientes..38

Tabla 2.1 Tipos de barra indicando el numero de ecuaciones..………..47

Tabla 3.1-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS.84 Tabla 3.2-Proyeccion de demanda máxima de las subestaciones de la EERCS..85

Tabla 3.3-Carga máxima de los generadores de Elecaustro………86

Tabla 3.4 Tipos de barras en el anillo de 69 KV. ………..95

Tabla 3.5-Generacion para el escenario A…….………101

Tabla 3.6-Generacion para el escenario B ….………...…102

Tabla 3.7-Generacion para el escenario C….………..…104

Tabla 3.8-Generacion para el escenario E ….………...…106

Tabla 3.9-Generacion para el escenario F ….………...…107

Tabla 3.10-Voltajes mínimos en el escenario A ….………...…108

Tabla 3.11-Voltajes mínimos en el escenario A ….………...…109

Tabla 3.12-Pérdidas en el escenario A ….………...110

Tabla 3.13-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario A…….111

Tabla 3.14-Voltajes máximos en el escenario B ….………...…111

Tabla 3.15-Voltajes mínimos en el escenario B ….………...112

Tabla 3.16-Pérdidas en el escenario B ….………...113

Tabla 3.17-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario B….…114 Tabla 3.18-Voltajes mínimos en el escenario C….………114

Tabla 3.19-Voltajes máximos en el escenario C……….………115

Tabla 3.20-Pérdidas en el escenario C….………116

Tabla 3.21-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario C…..117

16

Tabla 3.24-Pérdidas en el escenario……….………119

Tabla 3.25-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario D……120

Tabla 3.27-Voltajes mínimos en el escenario E……….121

Tabla 3.28-Pérdidas en el escenario E……….122

Tabla 3.29-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario E…….123

Tabla 3.30-Voltajes máximos en el escenario F………….………123

Tabla 3.31-Voltajes mínimos en el escenario F….………124

Tabla 3.32-Pérdidas en el escenario F….………125

Tabla 3.33-Porcentaje de carga en las líneas de transmisión escenario F……126

Tabla 3.34-Resumen de voltajes máximos en los distintos escenarios……….127

Tabla 3.35-Resumen de voltajes mínimos en los distintos escenarios……….127

Tabla 3.36- Resumen de perdidas en las líneas en los diferentes escenarios….128 Tabla 3.38-Comparacion de perdidas en los escenarios B y F………129

Tabla 3.39 Potencia activa absorbida desde el S.N.I……….130

Tabla 3.41- Carga máxima de las líneas en los distintos escenarios…………...131

Tabla 3.42 Porcentaje de carga en los diferentes transformadores…………132

Tabla 4.2 Generación de Ocaña escenario A……….148

Tabla 4.3 Generación de Ocaña escenario B……….149

Tabla 4.4 Generación de Ocaña escenario C……….149

Tabla 4.5 Generación de Ocaña escenario F………151

Tabla 4.6 Voltajes mínimos en el escenario A, con Ocaña………152

Tabla 4.7 Voltajes máximos en el escenario A, con Ocaña………153

Tabla 4.8 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario A, ……….154

Tabla 4.9 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario A,……155

Tabla 4.10 Voltajes mínimos en el escenario B, con Ocaña……….156

Tabla 4.11 Voltajes máximos en el escenario B, con Ocaña………156

Tabla 4.12 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario B…………157

Tabla 4.13 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario B,…158 Tabla 4.14 Voltajes mínimos en el escenario C, con Ocaña………159

Tabla 4.15 Voltajes máximos en el escenario C, con Ocaña………..160

Tabla 4.16 Perdidas en cada línea de transmisión, en el escenario C,……….161

Tabla 4.17 Porcentaje de carga en las líneas de transmisión, escenario C,…162 Tabla 4.18 Voltajes mínimos en el escenario D, con Ocaña………162

17

Tabla 4.22 Voltajes mínimos en el escenario E, con Ocaña………166

Tabla 4.23 Voltajes máximos en el escenario E, con Ocaña………166

Tabla 4.25 Porcentaje de carga en las líneas escenario E, con Ocaña………168

Tabla 4.26 Voltajes mínimos en el escenario F, con Ocaña………….………169

Tabla 4.27 Voltajes máximos en el escenario F, con Ocaña……….………….170

Tabla 4.28 Perdidas en cada línea, en el escenario F, con Ocaña……….171

Tabla 4.29 Porcentaje de carga en las líneas, escenario F, con Ocaña……….172

Tabla 4.30 Voltajes mínimos en el escenario G, con Ocaña………172

Tabla 4.31 Voltajes máximos en el escenario G, con Ocaña……….173

Tabla 4.32 Perdidas en cada línea en el escenario G, con Ocaña………174

Tabla 4.33 Porcentaje de carga en las líneas escenario G, con Ocaña ………175

Tabla 4.34 Voltajes mínimos en el escenario H, con Ocaña………176

Tabla 4.35 Voltajes máximos en el escenario H, con Ocaña. ……….176

Tabla 4.36 Perdidas en cada línea , en el escenario H, con Ocaña………….…177

Tabla 4.37 Porcentaje de carga en las líneas , escenario H, con Ocaña ……...178

Tabla 4.38 Resumen de voltajes máximos con Ocaña……….179

Tabla 4.39 resumen de voltajes mínimos con OCAÑA………179

Tabla 4.40 Perdidas en los transformadores de potencia……….180

Tabla 4.41 Resumen de perdidas con Ocaña………181

Tabla 4.42 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario A………….182

Tabla 4.43 Líneas con máximas perdidas con Ocaña, escenario G…………..182

Tabla 4.44 Inyección de potencia activa desde el S.N.I, con Ocaña…….……..183

Tabla 4.45 Inyección de potencia reactiva desde el S.N.I, con Ocaña……..…..184

Tabla4.46 Comparación de niveles de voltaje……….….185

Tabla 4.47 Tabla comparativa de voltaje por unidad de Ocaña…………..186

Tabla 4.48 Potencia instalada de generación en Elecaustro……….188

Tabla 4.49 Tabla comparativa de flujos, antes y después de Ocaña………...189

Tabla 4.50 Variación de flujos de potencia con el ingreso de Ocaña………190

Tabla 4.5Comparativa de pérdidas antes de Ocaña y luego de Ocaña ……….191

Tabla 4.52 Comparación de costos por perdidas………195

18

CAPITULO I

MODELADO DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

1.1INTRODUCCIÓN.

El flujo de potencia es la denominación que se da a la solución de estado estacionario de un sistema de potencia bajo ciertas condiciones preestablecidas de generación, carga y topología de la red.

Los análisis de flujos de potencia consisten en obtener las condiciones de operación en régimen permanente de un sistema de energía eléctrica, más concretamente dados los consumos en cada nodo, y la potencia generada por los alternadores, se trata de encontrar los voltajes en los nodos y los flujos de potencia por las líneas y los transformadores.

En la operación diaria, constituye la base del análisis de seguridad del sistema, los análisis de flujos de carga, se ejecutan periódicamente para identificar posibles problemas de sobrecargas o voltajes inaceptables, como consecuencia del crecimiento de la carga o cuando ocurre algún cambio brusco en la topología de la red. En la planificación permite simular el estado en que se encontrarían los distintos escenarios que se estén analizando ante una demanda estimada.

Los análisis de los flujos de potencia son de gran importancia en la planificación y diseño de los futuros proyectos de expansión del sistema de potencia como también en la determinación de las de las mejores condiciones de operación de los sistemas ya existentes.

En el estudio de los flujos de potencia se tiene en cuenta la magnitud y el ángulo de fase del voltaje en cada barra, la potencia activa y reactiva que fluyen en cada línea. El estudio se va a dedicar a los flujos de potencia en los escenarios demanda mínima 02:00 AM y demanda máxima 19:00 PM, según la proyección de demanda entregada por la EERCS hasta el año 2014

19 mínima, y máxima para distintos escenarios que se plantearan.

1.2 IMPEDANCIA DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEP

1.2.1 Representación de las líneas

Al realizar un estudio de flujos de carga, tenemos uno de los más importantes parámetros como son el medio por el cual va a fluir la distribución de potencia dentro del alimentador de 69 KV, este medio que es una línea de transmisión trifásico y con diferentes valores tanto de calibre como tipo de conductor, se la va a representar como una línea monofásica con su equivalente que según la distancia que tenga se la va a catalogar como sigue en la siguiente descripción.

1.2.1.1 Línea de transmisión corta.

En la línea de transmisión corta podernos decir que la capacitancia en derivación es tan pequeña que puede omitirse por completo con una pérdida de exactitud pequeña por lo que solo se requiere considerar la resistencia R y la inductancia L que está en serie con la longitud total de la línea.

Para hacer referencia como líneas cortas tenemos las que de longitud tienen menos de 80 KM de longitud. El circuito equivalente de una línea de transmisión corta se muestra en la Figura 1.1

Figura. 1.1 Modelo de línea de transmisión corta

20 La línea de transmisión de longitud media, se le incluye la admitancia en paralelo (Capacitancia pura), dividiéndola en dos partes iguales la admitancia paralelo total de la línea y se coloca en los extremos dando el circuito nominal llamado π (PI)

La Figura. 1.2 muestra el circuito equivalente de una línea de transmisión de longitud media, la cual para considerarse como tales van desde una distancia de 80 km hasta 240 km.

Figura. 1.2 Modelo de línea de trasmisión media

1.2.1.3 Líneas de transmisión largas.

Este tipo de líneas de transmisión se requiere un alto grado de exactitud para ser calculadas debido a que los parámetros de la línea están distribuidos uniformemente a lo largo y estas están sobre los 240 km de longitud, por lo cual dentro de nuestro estudio no las tomamos en cuenta por no estar involucradas las mismas.

Figura.1.3 Modelo de línea de transmisión larga

21

1.2.2.1 Calibre.

Para especificar el trenzado multifilar, se suele utilizar su calibre como punto de partida, se entiende por calibre, el área de la sección transversal o cualquier parámetro que lo defina, puede ser el diámetro o el radio.

El calibre de los conductores que conforman el SEP a analizar donde se realizara el flujo de carga tenemos.

• Conductores aéreos de 477 MCM • Conductores aéreos de 268.8 MCM • Conductores aéreos de 3/0 ACSR

• Conductores subterráneos de 250 XLPE Cu • Conductores subterráneos de 50 mm2 Cu

1.2.2.2 Longitud.

La longitud que se tiene dentro de las líneas de transmisión no son mayores a 50 Km por lo que se la puede modelar como una línea corta anteriormente descrita, pero para nuestro caso el análisis la vamos a tomar como una línea de longitud media para una mayor precisión en los resultados tomando en cuenta que el análisis se lo va a realizar en un software de computadora, los parámetros a obtener de la línea de transmisión van a ser de resistencia, inductancia y suceptancia

1.2.2.3 Tipo de conductor.

Los conductores en las líneas de transmisión son del tipo multifilar y constan de una serie de alambres conductores trenzados en forma helicoidal, este hecho que sea trenzado y no conductor solido, es para agregar flexibilidad mecánica al conductor, proveyendo propiedades de resistencia mecánica.

22 En general un conductor de n capas de alambres que posea un centro de conductor único, puede ser determinado el número de alambres por medio de la siguiente ecuación:

No alambres = 3n2-3n+1 Ec_1.5

Para un conductor multifilar, de conductor central único, posee una relación de alambres según el número de capas será, 7, 19, 37, 61, 91,127….etc.

Los tipos de conductores utilizados en línea de tensión son:

AAC: Conductor de aluminio (All Aluminium Conductor).- Estos son

conductores de aluminio estándar 1350, son clasificados en:

Clase AA. Para conductores usados en líneas

Clase A. como conductores a ser recubiertos por materiales resistentes a la humedad, o para líneas de muy alta flexibilidad.

Clase B: para conductores ha de ser aislados con varios materiales y para conductores indicados bajo la clase a donde la flexibilidad es requerida

Clase C: son empleados para aplicaciones donde una gran flexibilidad es requerida.

ACSR: Conductor de aluminio con aleación de acero (Aluminium Conductor Steel Reinforced)

Este conductor es empleado en líneas de transmisión y sistemas de distribución primaria, El ACSR ofrece el óptimo esfuerzo para el diseño de líneas.

El núcleo de acero es variable de acuerdo a los diseños de esfuerzo, sacrificando la capacidad de corriente del conductor.

23 Es usado como conductor para sistemas de distribución primaria y secundaria, poseen una buena relación de esfuerzo peso, y lo hace aplicable en aplicaciones donde capacidad de corriente y esfuerzos son las consideraciones primarias en el diseño de la línea.

El tipo de conductor que entrelaza todo el SEP es el tipo PARTRIDGE para conductor de 266.8 MCM y el HAWK para el conductor de 477 MCM, los cuales para realizar el cálculo tiene los siguientes parámetros técnicos.

Palabra clave área del aluminio tensado diámetro (m) Resistencia RMG, Ds pies CA,60 Hz 20 C 50 C Ω/km Ω/km PARTRIDGE 266,8 26/7 0,016307 0,2145 0,2356 0,0088 HAWK 477 26/7 0,021793 0,12 0,1317 0,0086

Tabla 1.1 Parámetros técnicos de los conductores Fuente: Libro Análisis de sistema de Potencia, pág. 707

1.2.3 Calculo de la resistencia de los conductores

La resistencia es el efecto más importante en las perdidas de las líneas de transmisión, es originado por la resistencia de los materiales conductores que conforman la línea de transmisión. La resistencia eléctrica en los conductores desencadena disipación térmica sobre los mismos como consecuencia del efecto Joule, además de una caída de tensión.

En los sistemas de transmisión eléctrica, la resistencia se transforma en un factor a erradicar y eliminar, debido a que la resistencia eléctrica se transforma en la causa principal de pérdidas de la energía transmitida.

Para tratar de disminuir las perdidas por efecto Joule en la resistencia de los conductores, se han elevado los niveles de tensión de transmisión, con el objetivo de

24 reducir apreciablemente la corriente que circula por la línea para un mismo valor de potencia a transmitir.

La resistencia eléctrica se ve afectada por una serie de fenómenos que provocan la distribución no uniforme de la corriente en el conductor. Existen dos tipos de resistencias eléctricas

1.2.3.1 Resistencia de corriente continua

En el caso de la corriente continua se logra una distribución uniforme de la corriente en la sección transversal de conductor, lo que permite la máxima conducción a través del material.

La resistencia en corriente continua (Rdc) de un cuerpo puede ser estimada por la ecuación:

= Ec.1.1 L: Longitud

A: área de la sección transversal

Figura. 1.4 Resistencia en C.C

1.2.3.2 Resistencia de Corriente Alterna

La resistencia de corriente alterna(Rca) se diferencia de la resistencia de corriente continua (Rdc), en el hecho de que la primera considera la distribución no uniforme de la corriente a lo largo de la sección transversal del conductor como consecuencia de los fenómenos que se hacen presentes al trabajar con corriente alterna.

25 conductores de radio suficiente grande, se puede presentar densidades de corriente oscilantes a lo largo del radio.

Figura 1.5 Efecto piel en conductores

Aunque existen métodos para calcular los valores de resistencia en Corriente Alterna para los distintos tipos de conductores y materiales y su posible variación con la temperatura, la mayoría de los fabricantes suministran junto a su producto una cantidad de tablas donde se incluyen los posibles valores de resistencia en corriente alterna para ciertas temperaturas.

En la tabla 1.3 se observa la resistencia de cada una de las líneas de transmisión que conforman el SEP (Sistema Eléctrico de Potencia) a analizar.

26 CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN SUBESTACIÓN Tensión

Calibre de conductor

MCM [km]

PARAMETROS

salida llegada KV _{R pu Ω/km} Ω

S/E 03 S/E 02 22 3/0 ACSR 3,149 0,276 0,424 1,334

S/E 03- S/E 02 22 250 XLPE Cu 3,07 0,126 0,198 0,608

S/E 04 S/E 01 22 266,8 ACSR - 3/0 AWG -250 XLPE Cu 3,577 0,164 0,221 0,792 S/E 06 S/E 01 22 266,8 ACSR - 250 XLPE Cu 2,214 0,098 0,215 0,476 S/E 04 S/E 06 22 266,8 ACSR - 3/0 AWG XLPE Cu 3,024 0,15 0,24 0,727

S/E 10 S/E 06 22 3/0 ACSR - 50 mm2 Cu 8,917 0,648 0,352 3,137

S/E 03 S/E 05 69 477 ACSR 8,934 0,026 0,132 1,246

S/E 04 S/E 05 69 266,8 MCM 10,276 0,055 0,257 2,636 S/E 04-P S/E 27 69 266,8 MCM 2,085 0,011 0,249 0,52 S/E 05 S/E 14 69 266,8 MCM 46,926 0,246 0,249 11,701 S/E 04 S/E 07 69 266,8 MCM 3,634 0,019 0,249 0,905 S/E 09 S/E 18 69 266,8 MCM 24,061 0,127 0,25 6,024 S/E 11 S/E 19 69 477 MCM 1,325 0,004 0,146 0,194 S/E 07 S/E 12 69 266,8 MCM 10,051 0,053 0,25 2,515 S/E 07 S/E 19 69 477 MCM 9,823 0,029 0,139 1,369 S/E 04 S/E 20 69 477 MCM 14,078 0,041 0,14 1,971 S/E 19 S/E 20 69 477 MCM 4,901 0,014 0,14 0,685

S/E Cuen S/E 03 69 477 MCM 3,428 0,009 0,126 0,434

S/E Cuen S/E 03 69 477 MCM 3,016 0,009 0,14 0,421

S/E Cuen S/E 07 69 477 MCM 5,288 0,016 0,141 0,746

S/E Cuen S/E 15 69 266,8 MCM 21,022 0,092 0,209 4,389

S/E 15 S/E 23 69 266,8 MCM 45,452 0,193 0,202 9,177

S/E 23 S/E 22 69 266,8 MCM 33,017 0,121 0,175 5,785

S/E 22 S/E 21 69 266,8 MCM 51,669 0,23 0,212 10,929

S/E 12 S/E 09 69 477 MCM 11,504 0,034 0,139 1,602

Tabla 1.2 Resistencia de los conductores según el tipo de conductor. Fuente: EERCS

1.2.4 Inductancia.

La inductancia permite relacionar al campo magnético originado por la corriente que transporta la línea de transmisión mediante un modelo eléctrico sencillo que se lo denomina inductancia

27 Además la inductancia se da debido al flujo externo de un conductor

Para determinar la inductancia de una línea simple de dos conductores cilíndricos sólidos se suman la inductancia debido a los enlaces del flujo interno más la inductancia debido a los enlaces de flujo externo.

Las tablas generalmente enlistan los valores de RMG para los conductores estándares están disponibles y dan información necesaria para el cálculo de la reactancia inductiva como también de la capacitancia en paralelo y de la resistencia

En general es más deseables la reactancia inductiva que la inductancia de un conductor, Para el cálculo de una línea trifásico se debe tomar en cuenta el RMG (radio medio geométrico) de las 3 líneas

En caso de una línea trifásico que sus distancia entre conductores no son con un espaciamiento equilátero, para restablecer el balance en las tres fases intercambiando la posición de los conductores en intervalos regulares a lo largo de la línea, de forma tal que cada conductor ocupe la posición que tenia originalmente los otros a igual distancia. A este intercambio se le denomina transposición.

Para obtener la impedancia de una línea trifásica aplicamos la siguiente expresión

= 2 2 10 !"#_$!"% Ω/( Ec. 1.1 Donde

f frecuencia

GMD Distancia media geométrica de las líneas RMG Radio medio geométrico

Para determinar el GMD se toma las estructuras que encontramos dentro del anillo de 69 KV, la siguiente que analizaremos es la más común dentro del alimentador por lo

28 que vamos a calcular y tomar como referencia para el cálculo de la impedancia de la línea de transmisión.

• ERH-2G

Figura 1.6 Estructura ERH-2G

LA DMG (distancia media geométrica) de un grupo de conductores se determina de la siguiente manera • _{)*+ = ,)}/ _-.)_- )_{. Ec. 1.2} )*+ = √4,609 ∗ 4,609 ∗ 6/ _{= 5,033} • _{= 4 ∗ ∗ ∗ 10 ∗} #"!_$!"%98 • = 0,4786_<98 Conductor 477 MCM • = 0,5002_<98 Conductor 266,8 MCM

Con estos valores podemos determinar los valores de reactancia que según la distancia de la estructura que se encuentra de cada una de las líneas del SEP como se muestra la tabla 1.4:

29 Estructura XL Omhs/km ERH-2G 0,4786 ESH-2G 0,441 SIG 0,4189 ERH-G 0,441 SU1G 0,3835 AU130G 0,4103 SIG 0,4103 RU1G 0,4103 AU1-90G 0,4103 AU1-60G 0,4103 A10-R 0,4189 ESH-G 0,441 A60-R 0,4189 TU1G 0,4103 RIG 0,4189 ARR 0,4103

Tabla 1.3 Reactancia según la configuración de la estructura de la línea de transmisión. Fuente: Autor.

Los fabricantes de conductores además especifican los datos técnicos de los constructores, para el caso del RMG, como se especifico anteriormente en la tabla.1.2

La EERCS además facilito los valores ya calculados en por unidad como en Ω/km de las impedancias de la líneas de transmisión que se encuentran dentro del SEP. En la tabla 1.5 se puede observar la informnacion.

30

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN SUBESTACIÓN Tensió n Calibre de conductor MCM Long. [km] Parámetros

Salida llegada KV _{Xpu Ω/km} Ω

S/E 03 S/E 02 22 3/0 ACSR 3,149 0,311 0,479 1,507

S/E 03- S/E 02 22 250 XLPE Cu 3,07 0,172 0,272 0,836

S/E 04 S/E 01 22 266,8 ACSR - 3/0 AWG - Cu 3,577 0,29 0,393 1,404 S/E 06 S/E 01 22 266,8 ACSR - 250 XLPE Cu 2,214 0,168 0,367 0,813 S/E 04 S/E 06 22 266,8m ACSR - 3/0 mCu 3,024 0,292 0,468 1,414 S/E 10 S/E 06 22 3/0 ACSR - 50 mm2 Cu 8,917 0,826 0,449 4,006

S/E 03 S/E 05 69 477 ACSR 8,934 0,083 0,434 3,879

S/E 04 S/E 05 69 266,8 MCM 10,276 0,1 0,454 4,663 S/E 04-P S/E 27 69 266,8 MCM 2,085 0,019 0,423 0,882 S/E 05 S/E 14 69 266,8 MCM 46,926 0,468 0,465 21,81 S/E 04 S/E 07 69 266,8 MCM 3,634 0,035 0,446 1,62 S/E 09 S/E 18 69 266,8 MCM 24,061 0,243 0,47 11,30 S/E 11 S/E 19 69 477 MCM 1,325 0,013 0,45 0,596 S/E 07 S/E 12 69 266,8 MCM 10,051 0,1 0,463 4,654 S/E 07 S/E 19 69 477 MCM 9,823 0,092 0,437 4,292 S/E 04 S/E 20 69 477 MCM 14,078 0,131 0,435 6,117 S/E 19 S/E 20 69 477 MCM 4,901 0,046 0,434 2,127

S/E Cuen. S/E 03 69 477 MCM 3,428 0,03 0,406 1,391

S/E Cuen. S/E 03 69 477 MCM 3,016 0,029 0,448 1,352

S/E Cuen. S/E 07 69 477 MCM 5,288 0,047 0,411 2,176

S/E Cuen. S/E 15 69 266,8 MCM 21,022 0,244 0,541 11,37

S/E 15 S/E 23 69 266,8 MCM 45,452 0,48 0,493 22,38

S/E 23 S/E 22 69 266,8 MCM 33,017 0,285 0,403 13,29

S/E 22 S/E 21 69 266,8 MCM 51,669 0,532 0,48 24,79

S/E 12 S/E 09 69 477 MCM 11,504 0,106 0,431 4,957

Figura. 1.4 Reactancias inductivas de las líneas de transmisión Fuente: EERCS

1.2.5 Capacitancia

La capacitancia se define como la carga sobre los conductores por unidad de diferencia de potencial entre los mismos, la capacitancia es una propiedad eléctrica que surge cuando cargas eléctricas de signos opuestos se encuentran separadas por una distancia y poseen entre sí diferencial de potencial.

31 • Distancia entre conductores

• Dimensiones del conductor • Dieléctrico entre los conductores

Además es importante conocer que el cable de guarda y la tierra influyen en forma apreciable en la capacitancia de la línea de transmisión.

La capacitación de una línea de transmisión es el resultado de la diferencia de potencial entre los conductores y origina que ellos se carguen de la misma forma que las placas de un capacitor cuando hay una diferencia de potencial entre ella. La capacitancia entre conductores paralelos es una constante que depende del tamaño y el espaciamiento entre ellos. El efecto de la capacitancia puede ser pequeño y muchas veces se desprecian en líneas de potencia que tienen memos de 80 km de largo

Para determinar la capacitancia determinamos a partir de la siguiente fórmula:

= = >?∈A

BCDEF_DEG H/( Ec. 1.3

Para el cálculo de la reactancia capacitiva aplicamos la siguiente fórmula: = _>?JI Ec. 1.4

DONDE:

f frecuencia

GMD Distancia media geométrica de las líneas RMG Radio medio geométrico del conductor

32 La conductancia es el parámetro eléctrico de la línea de transmisión que toma en cuenta la corriente de fuga a través de los aislantes y cables debido a la posible ionización de los medios.

Las corrientes de fuga en la línea de transmisión aérea son muy pequeñas, por lo general se desprecian, por ello se suele admitir que la conductancia es nula (G=0)

1.3 IMPEDANCIA EN TRANSFORMADORES.

1.3.1 Transformadores

Los transformadores son los enlaces entre las líneas de transmisión y los generadores del sistema de potencia. Las líneas de transmisión del presente análisis operan a una tensión de 69 KV de línea a línea, los generadores que se conectan al SEP tenemos en un rango de 2,4 KV, 4,160 y 6,3 KV, Los generadores de la central hidroeléctrica Ocaña operaran a una tensión de 13,0 KV. Además los transformadores en las subestaciones sirven para bajar a tensiones que se usan los transformadores de distribución que son a niveles de 22000 V y 6300 V.

Todos los transformadores de potencia que se encuentran conectados a al SEP, producen pérdidas debido a la impedancia propia que tiene el transformados por lo que es necesario determinar la misma para el modelado de los flujos de potencia.

1.3.2 Datos de placa de los transformadores.

Los datos de placa del transformador son de suma importancia, debido a que con estos podemos determinar los valores de impedancia y las características de tensión, voltaje para el análisis del SEP.

En el trabajo de campo se pudo obtener los parámetros de los transformadores, donde se ha hecho distinción entre los transformadores pertenecientes a la empresa Elecaustro de generación, y la empresa Eléctrica regional Centro Sur.

33 tenemos las siguientes:

• Ninguno de ellos es de tres devanados

• No están conectados en paralelo pero las características son las mismas en el caso de la central de Saymirín unidades 1y2, 3y4, en la central Saucay unidades 1 y 2, unidad 3 y unidad 4

• Solamente los transformadores de Saucay unidades 3 y 4 se conectan al entrar en línea la unidad a la que está conectado, esto debido a que la sincronización se hace con interruptores SF6 a 69 KV.

En la tabla 1.6 se detallan las características de los transformadores de las diferentes centrales de ElecAustro.

TRANSFORMADORES DE LAS CENTRALES DE GENERACION PERTENECIENTES A ELECAUSTRO S.A.

CENTRAL

P(MW) Corri. Corri. V. V.

Conexión %

Nom. Pri. Sec. Pri. Sec. Cto cto

Sau 1-2 10 _{83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y} 8,84 Sau-3 10 _{83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y} 8,86 Sau-4 10 _{83,67 1387,86 69 4,16 ∆ - Y} 8,86 Say- 1 1,6 41,99 _{384,9 22 2,4 ∆ - Y} 5,5 Say- 2 1,6 41,99 _{384,9 22 2,4 ∆ - Y} 5,5 Say- 3 2,45 _{64,3 589,38 22 2,4 ∆ - Y} 6,64 Say- 4 2,45 _{64,3 589,38 22 2,4 ∆ - Y} 6,64 Say 5-6 10 _{83,67 2405,63 69 2,4 ∆ - Y} 9 Descanso _{20 167,35 1832,86 69 6,3 ∆ - Y} 8 Tabla 1.5 Transformadores de potencia perteneciente a Elecaustro

Fuente: Elecaustro

1.3.2.2 Transformadores pertenecientes a la EERCS

1.3.2.2.1 Transformadores de dos devanados

Este tipo de transformadores de potencia normalmente la EERCS los tiene en la parte del de los cantones Orientales de la región, y tiene 2 transformadores en la Subestación #1

34 En la tabla 1.7 se puede observar las características de los transformadores de dos devanados pertenecientes a la EERCS.

Ubicación

TENSION (KV) Rs Xs Zs CAPACIDAD

CONEXIÓN Primario Secundario % % % (MVA)

S/E #01 22 6,3 0,4 5,9 5,923 5 Dyn11

S/E #01 22 6,3 0,4 5,8 5,843 5 Dyn11

S/E #23 69 13,8 0,51 7 6,998 2,5 Dyn11

S/E #22 69 13,8 0,51 6,8 6,859 2,5 Dyn11

S/E #21 69 13,8 0,1 6,5 6,5 5 Dyn11

Tabla 1.6 Transformadores de dos devanados perteneciente a EERCS Fuente: EERCS

1.3.2.2.2 Transformadores de tres devanados

Los transformadores de 3 devanados pueden tener diferentes capacidades, la impedancia de este tipo de transformadores se puede dar en por ciento o por unidad sobre sus capacidades por lo que se debe expresar los valores en por unidad sobre una misma base.

Algunas de las aplicaciones de los transformadores de 3 devanados tenemos los siguientes.

• Los terceros armónicos nocivos que se presentan en los voltajes respecto al neutro en un transformador trifásico conectado en Y-Y se elimina introduciendo un tercer devanado en cada fase y conectándolo en ∆, los cuales podría suministrar energía a una carga local, tal como condensadores síncronos utilizados para regular el factor de potencia y por tanto, la magnitud del voltaje.

• Cuando se subdivide la carga de un sistema de distribución grande en dos partes, cada una es alimentada por un grupo independiente de devanados, se puede reducir la corrientes de cortocircuito diseñando cada devanado como una reactancia de fuga mayor, lo cual disminuye el tamaño y por tanto el costo de los interruptores de potencia.

35 Ubicación (kV) IMPEDANCIAS Conexión TAP Potencia. (MVA) P S t P-S % Ω P-T %Ω S-T

%Ω PRIM SEC TERC

S/E #02 23 6,3 2,87 5,90% 17,52% 4,14% YN0yn0d1 0,95 6 6 2 S/E #02 23 6,3 2,87 5,90% 17,52% 4,14% YN0yn0d1 0,95 6 6 2 S/E #03 69 22 4,2 9,00% 8,84% 3,52% YN0yn0d1 0,975 16 16 5,3 S/E #03 69 22 4,2 8,69% 4,84% 1,62% YN0yn0d1 0,975 10 10 3,3 S/E #04 69 22 6,3 8,10% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 0,975 24 24 8 S/E #04 69 22 6,3 9,45% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 0,975 12,5 12,5 4 S/E #05 69 22 2,39 8,20% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 0,975 24 24 8 S/E #05 69 22 2,39 8,91% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 0,975 10 10 3,3 S/E #07 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 1 10 10 3,3 S/E #09 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d1 1 10 10 3,3 S/E #12 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 1 10 10 3,3 S/E #12 69 22 2,39 9,00% 4,45% 1,05% YN0yn0d5 1 10 10 3,3 S/E #14 69 22 4,28 9,00% 3,94% 1,44% YN0yn0d5 1 10 10 3,3 S/E #15 69 22 2,39 8,90% 3,75% 1,44% YN0yn0d5 0,975 12,5 12,5 3,3 S/E #18 69 22 2,4 9,00% 3,94% 1,44% YN0yn0d5 1 10 10 3,3

Tabla 1.7 Transformadores de tres devanados pertenecientes a la EERCS Fuente: EERCS

1.3.3 Obtención de la impedancia de los transformadores

La impedancia del transformador se va a determinar a partir de los datos de placa del mismo, en donde se especifica los valores por ciento de la tensión de cortocircuito

1.3.3.1 Prueba de cortocircuito

La prueba de cortocircuito que se le realiza a los transformadores en la fábrica y es el valor que viene marcado en su placa consiste cortocircuitar el lado de baja tensión, y en el lado de alta tensión suministrarle una tensión variable que comienza en cero para subirla gradualmente hasta llegar a la corriente nominal en el lado donde esta cortocircuitado la línea, entonces ese nivel de tensión que se obtiene se lo pone en por ciento respecto a la tensión nominal del transformador.

36 Figura.1.7 Conexión para prueba de cortocircuito

1.4 MODELO DE ADMITANCIA Y CÁLCULO DE REDES.

1.4.1 Reglas para planteamiento de ecuaciones de nodo.

Se llaman nodos a las uniones formadas cuando uno a mas elementos de un circuito se conectan a sus terminales, la formulación sistemática de ecuaciones, determinada en los nodos de un circuito al aplicar la ley de corrientes de Kirchoff, es la base de algunos sistemas computacionales de los problemas de flujos de potencia.

Para poder observar la realización de la formación de las ecuaciones de nodo se va emplear la Figura. 1.8 donde se notan los nodos encerrados dentro de un circulo y las fuentes de corrientes están conectados a los nodos 3 y 4 y los demás elementos se representan como admitancias Y = 1/Z.

La notación de un subíndice es estilizada para designar el voltaje de cada nodo con respecto al nodo de referencia (0)

37 Ahora vamos a determinar la ecuación de nodos con la ley de corrientes de kirchoff KLI− LNOPQ+ KLI − L>OP + KLI− LSO = 0 Ec_ 1.6

Arreglamos La ecuación de la siguiente manera: LITP + P + PJU − L>P − LNP − LSPJ = 0 Ec_ 1.7

Observando detenidamente la Ec_ 1.6 observamos una manera rápida de plantear donde las admitancias denominadas propias llegan al nodo planteado (1) todas con el signo positivo, y las admitancias impropias son la resta de los diferentes nodos, de tal manera que podemos plantear una matriz de ecuaciones que nos queda como el de la figura 1.14

V

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

Y

X V

V

V

V

V

X = V

I

I

I

I

X

Ec. 1.8 Planteamiento de la Matriz de ecuaciones

1.5 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SEP A EVALUAR FLUJOS DE

CARGA.

La base de datos de DIgSILENT tiene representadas a cada una de las barras y líneas del sistema eléctrico donde tiene jurisdicción la EERCS, la cual involucra

38 tres provincias, Azuay, parte de Cañar y Morona Santiago, además el Sistema se encuentra dividido por Subestaciones y cada subestación contiene diferente cantidad de alimentadores o en su defecto Alternadores,

En el anexo 1, se puede observar el diagrama unifilar del anillo de 69 KV de la EERCS, incluido los generadores de Elecaustro.

En la tabla 1.9 podemos ver cada Subestación con sus alimentadores, que pertenecen a la EERCS y la tabla 1.10 las subestaciones de Elecaustro con sus respectivos generadores.

SUBESTACION Alimentador SUBESTACION Alimentador

S/E 05 ARENAL Alim 0521 S/E 04 P.INDUSTRIAL Alim 0421 Alim 0522 Alim 0422 Alim 0523 Alim 0423 Alim 0524 Alim 0424 Alim 0525 Alim 0425 Alim 0526 Alim 0426 S/E2 CENTENARIO Alim 0201 S/E 3 MONAY Alim 0321 Alim 0202 Alim 0322 Alim 0203 Alim 0323 Alim 0204 Alim 0324 Alim 0205 Alim 0325 S/E 1 L.CORDERO Alim 0101 S/E 18 CAÑAR Alim 1821 Alim 0102 Alim 1822 Alim 0103 Alim 1823 Alim 0104 Alim 1824 S/E7 RICAURTE Alim 0721 S/E TURI Alim 0821 Alim 0722 Alim 0822 Alim 0723 Alim 0823 S/E 12 EL DESCANSO Alim 1221 S/E 14 LENTAG Alim 1421 Alim 1222 Alim 1422 Alim 1223 Alim 1423 S/E 9 HUABLICAY Alim 0921 Tabla 1.8 Subestaciones y alimentadores pertenecientes a la EERCS. Fuente: EERCS

39 SUBESTACION Generador SUBESTACION Generador

S/E 10 Say-U1 S/E OCAÑA Ocaña_1 Say-U2 Ocaña_2 Say-U3 Say-U4 Say-U5 Say-U6 S/E 12 Desc-U1 S/E 20 Sau-U1 Desc-U2 Sau-U2 Desc-U3 Sau-U3 Desc-U4 Sau-U4

Tabla 1.9 Subestaciones de Elecaustro con sus generadores correspondientes. Fuente: Elecaustro.

1.6 DETERMINACIÓN DE VALORES EN POR UNIDAD DEL

SISTEMA

1.6.1 Sistemas por unidad

Para realizar el estudio de los flujos de potencia se lo va a realizar para mayor comodidad y por ser más simples y mas informativos en valores por unidad, A nivel de transmisión de energía se utiliza los niveles de kilovoltios y Megavars debido a que se transmite una gran cantidad de potencia, sin embargo estas cantidades al igual que los Amperios y los ohms se expresan frecuentemente en valores por unidad desde un valor base o de referencia especificado para cada uno.

El valor en por unidad de cualquier cantidad se define como la relación de la cantidad a su base y se expresa como un decimal. Los métodos de cálculo en por unidad son más simples y mas informativos que los voltios, los amperios y los ohm reales.

El voltaje, la corriente, los kilovoltoampers y la impedancia esta relacionados de tal manera que la selección de los valores base para cualquiera dos de ellos determinan la base de las dos restantes, la impedancia base es aquella que tiene una caída de voltaje igual a la del voltaje base, cuando la corriente fluye a través de ella

40 es igual a la del valor base de corriente. Para sistemas monofásicos o trifásicos la corriente se refiere a la corriente de línea, el voltaje se refiere al neutro y los kilovoltoampers se refieren a los kilovoltoampers por fase.

Las siguientes formulas relacionan las diferentes cantidades

[ = <\ ]^.-_`

abcd-e` .-_`,<\fg Ec_ 1.9

h(i [ , Ω =\bcd-e` .-_` \fg

Qbjjk`ld` .-_`, Ec_ 1.10

h(i [ , Ω =\bcd-e` .-_`<\fgmnIooo

<\ ]^p-_` Ec_ 1.11

h(i i ( =_{k9q` -l k- .-_`,Ω}k9q` -l k- j`-c,Ω Ec_ 1.12

Los circuitos trifásicos equilibrados se los resuelve como si fuera una línea con un neutro de regreso, las bases para las diferentes cantidades en los diagramas de impedancias son los kilovoltoamper por fase y los kilovolts de línea a neutro.

1.6.2 Valores base de las impedancias

1.6.2.1 Potencia

Los valores de potencia de los generadores que inyecta potencia al sistema, como la potencia de consumo de los alimentadores vamos a poner en por unidad utilizando la base de 100 MVA

1.6.2.2 Impedancia

Determinación de los valores por unidad del sep a analizar. Para el sistema que estamos analizando en nuestro proyecto, ponemos como valores base los siguientes valores:

41 *Lup st=100 De donde obtenemos vp st = wx m Ioo= 47,61 Ω

Para obtener el valor por unidad de la impedancia se lo realizara con la siguiente fórmula:

vqy = z_z{|}~•_€••~ Ec_ 1.13

Para el caso de los transformadores debemos tener en cuenta que los valores de cortocircuito que vienen en la placa del transformador son valores que se tienen pero como base la potencia y voltaje de placa del generador por lo que se debería cambiar de base a los valores planteados anteriormente para todo el SEP

1.6.3 Ventajas de los cálculos por unidad

Las ventajas del cálculo por unidad se pueden resumir en:

1. Los fabricantes especifican, normalmente la impedancia de un elemento de un aparato en por ciento o por unidad de los valores nominales que figuran en su placa de características.

2. Las impedancias por unidad de máquinas del mismo tipo, con valores nominales dentro de un amplio margen, están contenidas en un estrecho intervalo, aunque los valores óhmicos difieran materialmente para máquinas de distintos valores nominales.

3. La impedancia por unidad, una vez expresada en la base adecuada, es la misma referida a los dos lados del transformador.

42 4. La forma en que los transformadores se conectan en los sistemas trifásicos no afecta a las impedancias por unidad del circuito equivalente, aunque la conexión determina la relación entre las tensiones base de los dos lados del transformador.

43 SIMULACIÓN DE FLUJOS DE POTENCIA A TRAVÉS DE DIGISILENT

2.1 PLANTEAMIENTO DE LAS ECUACIONES DE FLUJO DE

POTENCIA

2.1.1 Los flujos de potencia

Para resolver el problema de los flujos de potencia se puede usar las admitancias propias y mutuas que componen la matriz de admitancias de barra Y barra el punto de partida de la obtención de los datos que deberán ser introducidos en la computadora es el diagrama unifilar del sistema. Las líneas de transmisión se representan por su equivalente monofásico π como el que se mostro en la Figura. 2 Los términos de impedancia y suceptancia de la línea, son necesarios para que la computadora pueda plantear el modelo de matriz de de barra NxN admitancias de la que un típico elemento Yij tiene la siguiente forma

Pke = ‚Pke‚∡„ke = ‚Pke‚ cos „ke + ˆ ‚Pke‚ „ke=+_ke+ ˆ‰_ke Ec_2.1

Otra información esencial incluye los valores nominales de los transformadores y sus impedancias, la capacidad de los capacitores en derivación y la toma de los transformadores que pueden ser usadas, además se deben dar un voltaje de barra que va a ser el punto de partida para relacionar los restantes voltajes que generalmente es 1 ∡0 p.u

El voltaje de una barra típica i del sistema está dado por:

Lk = |Lk|∡‹k = LkKcos ‹k + ˆ ‹kO Ec_ 2.2

44 La corriente total que se inyecta en la red a través de la barra i en términos de las admitancias Ybarra esta dado por la sumatoria siguiente:

hk = PkILI+ Pk>L>+ … … . PkŽLŽ = ∑Žl•l IPkŽLŽ Ec_ 2.3

Las potencias real y reactiva totales que ingresan en la red a través de la barra i, el complejo conjugado de la potencia que se inyecta a la barra es:

‘k − ˆ’k = L“∗∑Žl•IPkŽLŽ Ec_ 2.4

Sustituyendo las ecuaciones y tomar la parte real y la parte imaginaria obtenemos:

‘_k = ∑ |PŽ _klL_kL_l|

l•I K„kl+ ‹l− ‹kO Ec_2.5

’k = − ∑ |Pl•IŽ klLkLl| K„kl+ ‹l− ‹kO Ec_2.6

Las potencias Pi y Qi constituyen la forma polar de las ecuaciones de flujo de potencia, son las potencias que entran a la red a través de una barra i. Siendo Pgi la potencia programada que está generando la barra i y Pdi la potencia programada que demanda esta carga en esta barra.

Por lo que Pi,prog.= Pgi – Pdi dará la potencia programa total que está siendo inyectada en la red a través de la barra i, se determina el valor calculado de Pi como Picalc y se llega a la definición de error que esta dado por:

∆‘k = ‘k,qjb•.− ‘k, -c = T‘•k− ‘ kU − ‘k, -c Ec_2.7