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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO ECUATORIANO UTILIZANDO EL SOFTWARE
NEPLAN.
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
GUSTAVO RAFAEL SÁNCHEZ IÑIGUEZ
DANIEL EDUARDO TATES SIMBAÑA
DIRECTOR: DR. HUGO N. ARCOS M.
QUITO, NOVIEMBRE, 2007
II
DECLARACIÓN
Nosotros, GUSTAVO RAFAEL SÁNCHEZ IÑIGUEZ y DANIEL EDUARDO TATES
SIMBAÑA, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra
autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
GUSTAVO R. SÁNCHEZ I. DANIEL E. TATES S.
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por GUSTAVO RAFAEL
SÁNCHEZ IÑIGUEZ y DANIEL EDUARDO TATES SIMBAÑA, bajo mi
supervisión.
Dr. Hugo N. Arcos M.
DIRECTOR DE PROYECTO
IV
DEDICATORIA
El presente proyecto de titulación está dedicado a mi madre, quien ha sido el pilar
fundamental en la formación humana y profesional en mi vida, es la luz de mi
existir y el ejemplo a seguir, con su valentía y optimismo ante la adversidad me ha
enseñado que la esperanza es lo ultimo que se pierde y mas aun las ganas de
vivir, gracias madre mía por todo lo que me has dado. A mi familia, tíos, amigos,
compañeros y docentes que de una u otra manera me supieron guiar y apoyar en
los momentos difíciles de mi carrera finalmente a mi novia quien ha sido la
persona que me supo entender y me brindó toda su confianza para alcanzar mis
objetivos.
Gustavo S.
Este logro lo dedico de manera muy especial a mi madre que con su esfuerzo y
único apoyo me brindó la oportunidad de educarme y salir adelante. También a mi
esposa y a mi padre que en su momento supieron darme su apoyo, a mi hermana
por su paciencia, a mi tía Mercedes por sus sabios y valiosos consejos, a mi hija
Daniela Valentina que es una bendición y motivación para alcanzar esta meta y
continuar con mis otros sueños. Y como no hacerlo a todos mis amigos y
compañeros que supieron extenderme su mano y ayudarme, en especial a Raúl,
Rodrigo y Gustavo.
Daniel T.
V
AGRADECIMIENTOS
A Dios quien con su cuidado y bendición supo guiarnos para cumplir nuestros
objetivos.
Queremos expresar nuestros más sincero agradecimiento al Dr. Hugo N. Arcos M.
por el apoyo, guía y comprensión demostrada en la realización del presente
proyecto de titulación.
Al CONELEC, a la Dirección de Planificación, al Ing. Medardo Cadena y al Ing.
Diego Echeverría, por permitirnos el uso de la herramienta computacional
necesaria para la simulación y análisis del proyecto (NEPLAN) y por la ayuda
brindada.
AL CENACE, Área Post Operativa (DOP) y Dirección de Planificación (DPL) y a
TRANSELECTRIC, departamento de Protección y Control de Operación y
Mantenimiento, por facilitar la información de operación, falla y mantenimiento de
los elementos del SNI, necesaria para la elaboración de la base de datos
estadística.
A la Escuela Politécnica Nacional, a la Carrera de Ingeniería Eléctrica, por los
conocimientos impartidos a lo largo de nuestra formación profesional en esta
valiosa institución.
Gustavo S. y Daniel T.
VI
CONTENIDO
CARÁTULA……………………………………………………………………………….I
DECLARACIÓN………………………………………………………………………….II
CERTIFICACIÓN………………………………………………………………………...III
DEDICATORIA…………………………………………………………………………..IV
AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………….V
CONTENIDO ......................................................................................................... VI
ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XIII
ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................ XV
RESUMEN .......................................................................................................... XVI
PRESENTACIÓN ............................................................................................... XVII
CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1
1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1
1.1 OBJETIVOS ............................................................................................. 3
1.1.1 OBJETIVO GENERAL .................................................................. 3
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................... 3
1.2 ALCANCE ................................................................................................ 4
CAPÍTULO II .......................................................................................................... 6
2 FUNDAMENTO TEÓRICO .............................................................................. 6
2.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 6
2.2 DEFINICIONES........................................................................................ 7
2.3 METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD .................... 9
2.3.1 ANÁLISIS DEL PROBLEMA, DEFINICIÓN Y DELIMITACIÓN
PRECISA DEL PROBLEMA A RESOLVER. ..................................... 9
2.3.2 DETERMINACIÓN DE LA BASE DE DATOS NECESARIA ....... 10
2.3.3 MODELACIÓN MATEMÁTICA .................................................... 11
2.3.4 DESARROLLO Y UTILIZACIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE
CÁLCULO APROPIADOS ............................................................... 11
VII
2.3.5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ................. 12
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA CONFIABILIDAD DE COMPONENTES............. 12
2.4.1 COMPONENTES NO REPARABLES. SALIDA DE SERVICIO POR
FALLA ............................................................................................. 13
2.4.2 COMPONENTES REPARABLES - REPARACIÓN Y
MANTENIMIENTO .......................................................................... 20
2.5 PROCESOS RENOBABLES .................................................................. 24
2.6 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS ........................................................... 30
2.6.1 DEFINICIÓN DE LOS COMPONENTES Y CONDICIONES DE
CONTORNO PARA EL CÁLCULO ................................................. 31
2.6.2 PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO ............................................ 32
2.6.2.1 Procedimientos de cálculo simulativos ........................................ 32
2.6.2.2 Procedimientos analíticos ........................................................... 33
2.7 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE GENERACIÓN ............................ 33
2.7.1 INDICES DE OPERACIÓN ......................................................... 33
2.7.1.1 FOR ( Proporción de salida forzada) ........................................... 33
2.7.1.2 EFOR(Proporción de salida forzada equivalente) ....................... 34
2.7.1.3 Disponibilidad .............................................................................. 34
2.7.1.4 Disponibilidad para generadores ................................................. 35
2.7.1.5 Tasa de fallas para generadores ................................................. 35
2.7.1.6 Tiempo medio de reparación de generadores ............................. 36
2.8 CONFIABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ................................. 36
2.8.1 ÍNDICES DE OPERACIÓN ......................................................... 36
2.8.1.1 Disponibilidad para líneas de transmisión ................................... 36
2.8.1.2 Disponibilidad para transformadores ........................................... 37
2.8.1.3 Disponibilidad para reactores ...................................................... 37
2.8.1.4 Tasa de fallas .............................................................................. 38
2.8.1.5 Tasa de fallas para líneas de transmisión ................................... 38
2.8.1.6 Tasa de fallas para transformadores ........................................... 38
2.8.1.7 Tasa de fallas para reactores ...................................................... 39
2.8.1.8 Tiempo medio de reparación ....................................................... 39
2.8.1.9 Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión ............... 39
2.9 GENERACIÓN COMPUESTA Y CONFIABILIDAD EN
VIII
TRANSMISIÓN ...................................................................................... 40
2.9.1 EL CRITERIO (n-1) ..................................................................... 41
2.9.2 íNDICES DE CONFIABILIDAD ................................................... 42
2.9.3 DATOS NECESARIOS PARA EVALUACIÓN DE
CONFIABILIDAD EN SISTEMAS .................................................... 45
2.10 CÁLCULOS DE CONFIABILIDAD .......................................................... 45
2.10.1 DEFINICIÓN DE LOS ESTADOS REPRESENTATIVOS DE
CARGA A SER CONSIDERADOS .................................................. 46
2.10.2 DESPACHO DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA ................... 46
2.10.3 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA .............................................. 46
2.10.4 SIMULACIÓN DE CONTINGENCIA ............................................ 46
2.10.5 ACCIONES CORRECTIVAS ....................................................... 47
2.10.6 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD ............................ 48
CAPÍTULO III ....................................................................................................... 49
3 METODOLOGÍA ........................................................................................... 49
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES ..................................................... 49
3.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN ............................................... 50
3.2.1 CONSIDERACIONES PARTICULARES ..................................... 51
3.2.2 BASE DE DATOS PARA GENERADORES ................................ 51
3.2.3 BASE DE DATOS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE
TRANSMISIÓN ............................................................................................. 55
3.2.3.1 Transformadores ......................................................................... 55
3.2.3.2 Líneas de transmisión ................................................................. 60
3.2.3.3 Barras del SNI ............................................................................. 66
3.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES
DE CONFIABILIDAD DEL SNI UTILIZANDO EL SOFTWARE NEPLAN .... 74
3.3.1 CONSIDERACIONES GENERALES .......................................... 74
3.3.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES ..................................... 75
3.3.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD EN NEPLAN............................. 76
3.3.3.1 Modelo de Red ............................................................................ 77
3.3.3.2 Modelo para líneas de transmisión y transformadores ................ 77
3.3.3.2.1 Interrupción estocástica independiente larga........................... 78
IX
3.3.3.2.2 Interrupción planeada larga ..................................................... 78
3.3.3.3 Modelo de protección de los elementos ...................................... 78
3.3.3.4 Puesta a tierra del sistema .......................................................... 79
3.3.3.5 Modelo de carga .......................................................................... 79
3.3.3.6 Modelo de generador .................................................................. 79
3.3.4 SECUENCIA DE OPERACIONES EJECUTADAS DURANTE EL
CÁLCULO DE CONFIABILIDAD ..................................................... 80
3.3.4.1 Generación de combinaciones de falla ....................................... 81
3.3.4.2 Análisis de efecto de falla ............................................................ 82
3.3.5 CÁLCULO DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN ......................... 82
3.3.5.1 Asignación de datos de confiabilidad a los elementos de red ..... 84
3.3.5.1.1 Asignación de datos de confiabilidad a Unidades
Generadoras ............................................................................ 85
3.3.5.1.2 Asignación de datos de confiabilidad a Transformadores ....... 86
3.3.5.1.3 Asignación de datos de confiabilidad a Líneas ........................ 87
3.3.5.1.4 Asignación de datos de confiabilidad a Barras ........................ 88
3.3.5.1.5 Asignación de datos de confiabilidad a Interruptores .............. 89
3.3.5.1.6 Asignación de datos de confiabilidad a Cargas ....................... 90
3.3.5.2 Parámetros de cálculo ................................................................. 91
3.3.5.2.1 Opción de menú General ......................................................... 92
3.3.5.2.2 Opción de menú Modelos de falla ........................................... 93
3.3.5.2.3 Opción de menú Límites de cargabilidad ................................. 94
3.3.5.2.4 Opción de menú Características de carga ............................... 94
3.3.5.2.5 Opción de menú Tipos de Datos de Confiabilidad ................... 96
3.3.5.3 Análisis de Confiabilidad ............................................................. 96
CAPÍTULO IV ....................................................................................................... 97
4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL
SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO MEDIANTE SIMULACIÓN
EN EL PROGRAMA NEPLAN .......................................................................... 97
4.1 INTRODUCCION ................................................................................... 97
4.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES ................................................ 98
X
4.3 INGRESO DE LA CURVA DE CARGA DIARIA CARACTERÍSTICA DEL
SISTEMA ................................................................................................... 98
4.4 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN ............... 99
4.4.1 OPCIONES DE FILTRO .............................................................. 99
4.4.2 RESULTADOS EN NEPLAN ..................................................... 103
4.5 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL PROGRAMA NEPLAN PREVIA A LA
OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES DE CONFIABILIDAD. ............................ 104
4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................. 104
4.6.1 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO
2007 PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA ... 105
4.6.1.1 Índices por carga ....................................................................... 106
4.6.1.2 Índices de carga – Elementos en falla ....................................... 107
4.6.1.3 Ubicación de puntos débiles del SNI ......................................... 108
4.6.1.3.1 Caso C_Jivino ....................................................................... 113
4.6.1.3.2 Caso C_ EMELRIOS_BAB ................................................... 115
4.6.1.3.3 Caso C_ EMEPE_POS ......................................................... 117
4.6.1.3.4 Caso C_ CATEG_PAS y C_EMELGUR_PAS ...................... 118
4.6.2 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO
2012 PERÍODO DE MÁXIMO DEMANDA HIDROLOGÍA SECA .. 121
4.6.2.1 Índices por carga ....................................................................... 122
4.6.2.2 Índices de carga elementos en falla .......................................... 123
4.6.2.3 Ubicación de puntos débiles del SNI ......................................... 124
4.7 VALIDACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2012
MEDIANTE LA DETERMINACIÓN DE LOS ÍNDICES DE
CONFIABILIDAD ..................................................................................... 125
4.7.1 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LOS ESCENARIOS 2007
Y 2012. ...................................................................................... 126
4.7.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................... 128
CAPÍTULO V ...................................................................................................... 130
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 130
5.1 CONCLUSIONES ................................................................................ 130
5.2 RECOMENDACIONES ........................................................................ 131
XI
CAPÍTULO VI ..................................................................................................... 133
6 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 133
ANEXOS ............................................................................................................ 136
ANEXO 1 ............................................................................................................ 137
TABLA 1: DATOS GENERADORES ............................................................................................................. 137
TABLA 2: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 230 KV ............................................................................. 140
TABLA 3: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 138 KV ............................................................................. 142
TABLA 4: DATOS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN A 69 KV ............................................................................... 144
TABLA 5: DATOS DE TRANSFORMADORES DE 230 KV 3 DEVANADOS ................................................ 145
TABLA 6: DATOS DE TRANSFORMADORES DE 138 KV 3 DEVANADOS ................................................ 146
TABLA 7: DATOS DE TRANSFORMADORES DE DOS DEVANADOS ....................................................... 147
TABLA 8: DATOS DE BARRAS A 230 KV .................................................................................................... 150
TABLA 9: DATOS DE BARRAS A 138 KV ................................................................................................... 151
TABLA 10: DATOS DE BARRAS A 69 KV .................................................................................................... 153
ANEXO 2: ........................................................................................................... 155
TABLA 1: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – AÑO 2007....................................................................... 155
TABLA 2: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – SISTEMA TOTAL – AÑO 2007 ...................................... 157
FIGURA 1: FRECUENCIA DE FALLA – AÑO 2007 ....................................................................................... 157
FIGURA 2: TIEMPO DE FALLA – AÑO 2007 ................................................................................................ 158
FIGURA 3: ENERGÍA NO SUMINISTRADA – AÑO 2007 ............................................................................. 158
FIGURA 4: COSTOS – AÑO 2007 ................................................................................................................. 159
TABLA 3: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – AÑO 2012....................................................................... 159
TABLA 4: RESULTADOS ÍNDICES DE CARGA – SISTEMA TOTAL – AÑO 2012 ..................................... 161
FIGURA 6:TIEMPO DE FALLA – AÑO 2012 ................................................................................................. 162
FIGURA 7: ENERGÍA NO SUMINISTRADA – AÑO 2012 ............................................................................. 163
FIGURA 8: ENERGÍA NO SUMINISTRADA – AÑO 2012 ............................................................................. 163
ANEXO 3: ........................................................................................................... 164
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2007 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA
SECA ................................................................................................................. 164
XII
ANEXO 4: ........................................................................................................... 165
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2012 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA
SECA ................................................................................................................. 165
XIII
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1 Diagrama de operación de un componte no reparable .................... 13
FIGURA 2.2 Evento aleatorio falla como parte del proceso estocástico X(t) ....... 15
FIGURA 2.3 Curvas R(t), f(t) y λ(t) para componentes no reparables .................. 18
FIGURA 2.4 Diagrama del proceso de reparación de un componente ................ 21
FIGURA 2.5 Efecto del mantenimiento preventivo sobre la tasa de fallas ........... 23
FIGURA 2.6 Proceso renovable con dos estados ............................................... 25
FIGURA 2.7 Determinación de la probabilidad de operación Pr(O,t+∆t) .............. 26
FIGURA 2.8 Funciones Pr(O) y Pr(F) .................................................................. 28
FIGURA 3.1 Secuencia de Operaciones Ejecutadas durante el Cálculo ............. 81
FIGURA 3.2 Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN ............................................ 83
FIGURA 3.3 Proceso Interno de Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN ............. 84
FIGURA 3.4 Asignación Datos Máquina Sincrónica ............................................. 85
FIGURA 3.5 Asignación Datos Transformadores ................................................. 86
FIGURA 3.6 Asignación Datos Líneas ................................................................. 87
FIGURA 3.7 Asignación Datos Nodos (Barras) .................................................... 88
FIGURA 3.8 Asignación Datos Interruptores ........................................................ 89
FIGURA 3.9 Asignación Datos Carga .................................................................. 91
FIGURA 3.10 Parámetros de Confiabilidad .......................................................... 92
FIGURA 3.11 Características de carga y curva de duración de carga ................. 95
FIGURA 3.12 Análisis de Confiabilidad. ............................................................... 96
FIGURA 4.1 Curva de carga diaria característica del sistema ............................. 99
FIGURA 4.2. Resultados de análisis de Confiabilidad – Opciones de Filtro –
Fallas simples. .............................................................................. 100
FIGURA 4.3. Dependencia entre los índices de confiabilidad ............................ 102
FIGURA 4.4 Esquema de presentación de resultados en NEPLAN ................... 104
FIGURA 4.5 Carga con peor frecuencia de falla. ............................................... 109
FIGURA 4.6 C_EMELRIOS_BAB – Elevada frecuencia de falla. ....................... 110
FIGURA 4.7 C_EMEPE_POS – Elevada frecuencia de falla ............................. 111
FIGURA 4.8 C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS – Elevada frecuencia de
falla ............................................................................................... 112
XIV
FIGURA 4.9 C_Jivino – Conexión de línea L_COC_JIV .................................... 114
FIGURA 4.10 C_Jivino – conexión del generador G_JIVINO ............................ 115
FIGURA 4.11 C_EMELRIOS_BAB – Implementación de doble circuito
(L_MIL_BAB) .............................................................................. 116
FIGURA 4.12 C_EMELRIOS_BAB – Implementación doble circuito
(L_MIL_BAB) y transformador adicional ..................................... 117
FIGURA 4.13 C_EMEPE_POS implementación doble circuito L_CHON_POS . 118
FIGURA 4.14. C_CATEG_PAS – Implementación de un transformador
adicional ..................................................................................... 119
FIGURA 4.15. C_CATEG_POL – Mayor nivel de energía no suministrada ....... 120
FIGURA 4.16. C_CATEG_POL – Implementación de un transformador
adicional ..................................................................................... 121
FIGURA 4.17. Predicción del comportamiento del sistema. ............................... 126
FIGURA 4.18 Costos y beneficios asociados a la confiabilidad. ........................ 128
XV
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2.1: Relaciones entre las funciones para describir el comportamiento
de componentes no reparables. ........................................................ 17
TABLA 3.1 Índices Internacionales. ..................................................................... 76
TABLA 3.2 Estados de la Curva de Carga diaria característica del SNI. ............. 95
TABLA 4.1. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN - Sistema ................. 100
TABLA 4.2. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN- Cargas .................... 103
TABLA 4.3. Índices de carga del sistema ........................................................... 106
TABLA 4.4 Comparación de resultados para Índices de carga. ......................... 107
TABLA 4.5 Aportes Índices de carga – elementos en falla. ............................... 107
TABLA 4.6: Índices de carga del sistema ........................................................... 122
TABLA 4.7 Comparación de resultados Índices de carga. ................................. 123
TABLA 4.8 Aportes Índices de carga – elementos en falla. ............................... 123
TABLA 4.9 Comparación de resultados Índices de carga para los dos
escenarios. ...................................................................................... 127
TABLA 4.10 Costos de energía no suministrada ................................................ 129
XVI
RESUMEN
El objetivo del presente proyecto es la determinación de índices de confiabilidad
del Sistema Nacional Interconectado (SNI), mediante la utilización del programa
computacional NEPLAN.
Se presentan los fundamentos teóricos para la evaluación de la confiabilidad en
sistemas eléctricos de potencia, en primer lugar se elabora una base de datos de
los elementos del sistema nacional interconectado que contiene las estadísticas
de la operación, falla y mantenimiento de los elementos.
En segundo lugar se efectúa un tratamiento de la base estadística elaborada para
tomar los datos necesarios que requiere el programa NEPLAN para la modelación
de los elementos del SNI y la simulación respectiva.
Posteriormente se presentan los resultados de la simulación para el período de
máxima demanda e hidrología seca correspondiente al año 2007, con los que se
procede a realizar el análisis para verificar el nivel de confiabilidad que posee el
sistema nacional interconectado SNI.
Finalmente se efectúa una simulación del SNI para el período de máxima
demanda e hidrología seca correspondiente al año 2012 con la finalidad de
proceder a la validación de las alternativas de expansión del SNI a través de los
índices de confiabilidad resultantes.
XVII
PRESENTACIÓN
La función de un sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE) consiste en
producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer
la demanda de los consumidores con los mínimos costos posibles cumpliendo
requisitos de calidad técnica y con un adecuado nivel de confiabilidad.
En los sistemas eléctricos de potencia, la confiabilidad se encuentra íntimamente
relacionada con la continuidad de servicio. Tener una adecuada seguridad,
calidad y suficiencia, supone mantener ciertos niveles de eficiencia, lo cual implica
numerosos aspectos en cuanto a la planificación del sistema, específicamente en
cuanto a las inversiones, en la búsqueda del abastecimiento al mínimo costo con
aceptables niveles de confiabilidad, garantizando el suministro de energía
eléctrica.
El desarrollo de este proyecto de titulación se llevó a cabo en coordinación con la
Dirección de Planificación del CONELEC y el Departamento de Planificación del
CENACE. El software empleado (NEPLAN) fue facilitado por la Dirección de
Planificación del CONELEC.
En el presente trabajo de investigación se realiza un análisis de confiabilidad del
Sistema Nacional Interconectado mediante el uso de una herramienta
computacional, el software NEPLAN, en el que se consideran tanto el sistema de
generación como el de transmisión, se realiza un análisis considerando dos
escenarios, el primero para el año 2007 y el segundo para el año 2012, ambos
considerando condiciones de hidrología seca.
Los resultados obtenidos, contienen la información que posibilita saber en qué
niveles de confiabilidad se encuentra el Sistema Nacional Interconectado, así
como permite realizar un análisis técnico y económico para la validación de
planes de expansión.
1
CAPÍTULO I
1 INTRODUCCIÓN
La función de un sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE) consiste en
producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer
la demanda de los consumidores con los mínimos costos posibles cumpliendo
requisitos de calidad técnica y con un adecuado nivel de confiabilidad. Los
requisitos de calidad técnica están dados por límites admisibles de tensión y
frecuencia, el nivel de confiabilidad se mide a través de la continuidad del servicio.
En general realizar el estudio de sistemas considerándolos como una entidad
completa permite un análisis con mejores resultados de confiabilidad, pero la
complejidad de los SSEE introduce la necesidad de subdividirlos en partes a ser
analizadas en forma separada. Por tal razón en este trabajo se analizará la
confiabilidad de dos de sus subsistemas conjuntamente, el “Sistema de
Generación” y el “Sistema de Transmisión”.
La función de los sistemas de generación eléctrica es el convertir cierto tipo de
energía primaria en energía eléctrica, la cual es aprovechada por el consumidor
según sus requerimientos. De esta manera se establece que es responsabilidad
del sistema de generación el mantener el balance entre generación y demanda,
en cada instante de tiempo.
Las líneas de transmisión se deben diseñar y operar de tal manera que cumplan,
con los estándares internacionales de calidad, confiabilidad y seguridad en la
transferencia de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los
centros de carga.
La función del sistema compuesto es generar la suficiente cantidad de energía
para transportarla y satisfacer a los puntos de carga. El análisis de confiabilidad
incluye entonces la evaluación de la suficiencia y de la seguridad del suministro.
2
El Sistema Nacional de Generación junto con el Sistema Nacional de Transmisión
representados a través del Sistema Nacional Interconectado (SNI), requieren un
análisis de confiabilidad con el objeto de determinar en qué niveles de
confiabilidad se encuentra operando actualmente, qué niveles de energía no
suministrada posee, para de esta manera proceder a la validación de alternativas
de planes de expansión, garantizando la calidad, seguridad y suficiencia en el
suministro de energía eléctrica.
Es por eso que se ha optado por realizar un análisis de confiabilidad que
considere tanto el sistema de Generación como la Red de Transmisión del
Sistema Nacional Interconectado (SNI), mediante el uso de una herramienta
computacional, en este caso el software NEPLAN que permite establecer los
índices de confiabilidad del sistema y los correspondientes niveles de energía no
suministrada, parámetro necesario para el estudio de planes de expansión de
sistemas eléctricos permitiendo mantener niveles de confiabilidad deseados.
3
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar los índices de confiabilidad del sistema eléctrico ecuatoriano en base
a un estudio de confiabilidad que considere tanto el sistema de Generación como
la Red de Transmisión del Sistema Nacional Interconectado (SNI).
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Levantamiento de una base de datos que contenga las estadísticas de
operación, falla y mantenimiento de los principales elementos de la red del
Sistema Nacional Interconectado.
• Modelación de un Sistema Eléctrico de Potencia en el programa Neplan
para la realización de estudios de Confiabilidad en los que se considere
tanto el Sistema de Generación como el de Transmisión.
• Comparación de alternativas de planes de expansión mediante la
determinación de índices de confiabilidad en cada uno de los casos.
4
1.2 ALCANCE
Mediante inferencia estadística se realizará el levantamiento de una base de
datos referida a la operación, falla y mantenimiento de los principales elementos
del Sistema de Generación y Transmisión. La información utilizada para este
efecto provendrá de la Dirección de Operación del Centro Nacional de Control de
Energía “CENACE” y del departamento Protección y Control de Operación y
Mantenimiento de la Empresa Nacional de Transmisión “TRANSELECTRIC S.A.”
para los años 2001-2006.
El análisis de confiabilidad del sistema considera dos escenarios: el primero
correspondiente al año 2007 período de demanda máxima e hidrología seca y el
segundo para el año 2012 período de demanda máxima e hidrología seca, esto
debido a que actualmente el SNI se encuentra operando la mayor parte del año
en condiciones de hidrología seca, además en el período de demanda máxima e
hidrología seca se encuentra operando el parque térmico disponible casi en su
totalidad y también podemos mencionar que al realizar la base estadística de
operación, falla y mantenimiento existen una gran cantidad de fallas relacionadas
con el período mencionado. Para el año 2007 se trató de adaptar el diagrama
unifilar a la realidad existente, para el año 2012 se tomo como referencia el plan
de expansión proporcionado por el CONELEC para este año. En el caso de los
elementos que no poseen información de operación, falla y mantenimiento se los
consideró ideales en algunos casos, o se tomó información de elementos que se
encuentren cercanos o en la misma zona y en el caso de otros se tomó valores
internacionales. Tener conocimiento del comportamiento probabilístico de cada
uno de los elementos del sistema de generación y transmisión, permitirá evaluar
el nivel de confiabilidad del suministro de energía eléctrica para las diferentes
áreas del SNI.
La información resultante de la base de datos creada a partir del tratamiento
histórico de operación, falla y mantenimiento de los elementos del SNI, será
previamente preparada según lo requiera el Programa NEPLAN para estudios de
5
confiabilidad. Con ello se garantiza resultados que reflejen el comportamiento del
SNI.
Los resultados obtenidos del programa permitirán realizar el análisis del valor
esperado de energía no suministrada con lo que se procederá a la validación de
alternativas de planes de expansión.
La evaluación de alternativas de Planes de Expansión, requiere de criterios que
permitan realizar una adecuada comparación técnico-económica. El cálculo de
índices de confiabilidad se constituye como una alternativa válida para realizar
dicha validación permitiendo además diferenciar aquellas áreas del sistema que
requieren un reforzamiento en sus redes de transmisión.
6
CAPÍTULO II
2 FUNDAMENTO TEÓRICO
2.1 INTRODUCCIÓN
Producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica en forma segura para satisfacer
la demanda de los consumidores, es una de las principales funciones de un
sistema de suministro de energía eléctrica (SSEE). Debiendo tener en cuenta
valores admisibles de tensión y frecuencia así como la continuidad del servicio.
El incremento en el tamaño y complejidad de los sistemas ha conducido a un
interés creciente por los modelos y procedimientos de cálculo para evaluaciones
cuantitativas de confiabilidad. En general realizar el estudio de sistemas
considerándolos como una entidad completa permite una evaluación de
confiabilidad de alta fidelidad, pero la complejidad de los SSEE introduce la
necesidad de subdividirlos en partes a ser analizadas en forma separada. En los
SSEE los principales subsistemas son los de generación, los de transmisión, las
subestaciones y los sistemas de distribución.
En este capítulo se hace referencia a los principales conceptos manejados en
confiabilidad de sistemas eléctricos de potencia dando énfasis a los términos de
confiabilidad usados para el sistema de generación y transmisión.
7
2.2 DEFINICIONES[14]
Los términos relacionados con los estudios de confiabilidad de sistemas de
suministro de energía eléctrica son los siguientes:
Confiabilidad: Es la habilidad del sistema para proveer energía eléctrica a los
puntos de utilización en la cantidad requerida y con un nivel aceptable de calidad
y seguridad. La confiabilidad de sistemas de suministro de energía eléctrica
puede ser descrita a través de los siguientes atributos esenciales:
Adecuación: Es el análisis estático del sistema y valora la existencia de
suficientes instalaciones de transmisión y generación para atender la
demanda presente y futura del sistema, respetando los límites técnicos de
los componentes y teniendo en cuenta las salidas de servicio planificadas e
imprevistas de componentes.
Seguridad: La seguridad es la habilidad de un sistema para responder al
impacto de disturbios repentinos y corresponde a un análisis dinámico. Un
aspecto importante de la seguridad se caracteriza a través de la integridad,
definida como la capacidad de preservar la operación interconectada en
caso de ocurrencia de contingencias severas.
Integridad: Es la capacidad de un sistema para preservar la operación
interconectada.
Calidad: La calidad técnica de un sistema está relacionada con valores
dados por límites admisibles de tensión y frecuencia.
Sistema: Es un grupo de componentes vinculados con determinada configuración
para cumplir una función especificada.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
8
Componente: Es un ítem con una función operativa determinada que se
considera como una unidad a los fines del análisis de datos de fallas y de la
modelación desde el punto de vista de la confiabilidad.
Estado: Es la condición en que se encuentra un conjunto de atributos en un
instante determinado.
Disponibilidad: Aplicado a componentes individuales o a sistemas, es el estado
en cual el sistema o componente se encuentra satisfactoriamente en
funcionamiento o en servicio.
Estado de disponibilidad: Es la condición de un componente cuando es capaz
de realizar las funciones de él requeridas.
Estado en servicio: El componente se encuentra disponible, energizado y
conectado al sistema.
Estado fuera de servicio o de indisponibilidad: Es el estado de un componente
caracterizado por su incapacidad para realizar las funciones requeridas.
Estado fuera de servicio parcial: Es el estado de un componente energizado
pero que no realiza algunas de sus funciones en el sistema.
Estado con capacidad disminuida: Es el estado de un componente que puede
ser puesto en servicio y realizar sus funciones pero no es capaz de operar con su
capacidad nominal.
Salida de servicio planificada: Salida de servicio para inspección, pruebas o
mantenimiento.
Salida de servicio no planificada: Toda salida de servicio no programada
previamente.
9
Salida de servicio forzada: Salida de servicio que no puede ser diferida.
Salida de servicio no planificada diferible: Salida de servicio no planificada
que puede ser diferida para realizar maniobras o transferencia de carga.
Salida de servicio de causa común: Salida de servicio de dos o más
componentes causada por un único incidente, no siendo la salida de un
componente causa de la salida de otro componente.
Perturbación: Evento que provoca variaciones en frecuencia, tensiones y/o
corrientes.
Falla: Evento con el que termina la capacidad de un componente para realizar su
función.
Carga no suministrada: Potencia de carga no abastecida debido a salidas de
servicio en el sistema de generación o transmisión.
2.3 METODOLOGÍA DE LOS ESTUDIOS DE CONFIABILIDAD[14]
Las principales consideraciones a tomar en cuenta en cualquier estudio de
confiabilidad de un sistema eléctrico son:
2.3.1 ANÁLISIS DEL PROBLEMA, DEFINICIÓN Y DELIMITACIÓN PRECISA
DEL PROBLEMA A RESOLVER.
El objeto de este análisis es la determinación de qué y por qué se debe investigar.
Comprende el estudio exhaustivo de los procesos, comportamientos e
interdependencias que se presentan en la realidad. Generalmente resulta
necesario descomponer la instalación o sistema a estudiar en componentes con
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
10
determinadas vinculaciones entre sí. El grado necesario de desagregación
depende del problema a resolver. Una vez definidos los componentes deben
precisarse sus límites y condiciones de contorno.
Completada esta etapa puede definirse con exactitud qué problema aparece
como factible de resolver, qué aspectos no podrán ser investigados y qué
hipótesis simplificativas serán necesarias.
2.3.2 DETERMINACIÓN DE LA BASE DE DATOS NECESARIA
La base para cualquier estudio de sistemas técnicos es el conocimiento de los
datos que describen al sistema con sus componentes y condiciones de contorno.
Los datos se obtienen a partir de la observación del comportamiento de
componentes y sistemas en el pasado, resultando parámetros afectados de
incertidumbres debido a la limitación de las muestras disponibles.
En el caso de los sistemas eléctricos y debido a la gran confiabilidad de sus
componentes, es necesario evaluar la mayor cantidad de datos posible en forma
conjunta para asegurar la representatividad de las estadísticas de fallas y
disminuir las incertidumbres. Para incrementar la cantidad de datos se recurre a
una de las siguientes posibilidades:
• Recolección y evaluación en forma conjunta de los datos de la mayor
cantidad posible de componentes que de acuerdo a criterios determinados
pueden considerarse del mismo tipo.
• Incrementar el tiempo de observación del comportamiento del componente
tratado.
11
Ambas posibilidades pueden considerarse como equivalentes (principio ergódico).
En ambos casos debe tenerse en cuenta que los datos a evaluar en forma
conjunta satisfagan los requerimientos de homogeneidad de las muestras.
El problema de la inseguridad de los datos históricos, que se debe a las
cantidades finitas de muestras disponibles para su estimación, merece especial
atención en la evaluación de los datos históricos y en los cálculos posteriores.
2.3.3 MODELACIÓN MATEMÁTICA
Se realiza un proceso de abstracción que tiende a reemplazar el sistema real por
un modelo matemático que describe sus propiedades y comportamiento,
posibilitando el posterior cálculo numérico, se busca garantizar una alta
correlación entre los resultados del estudio (simulación) y el comportamiento real
del sistema. Sin importar que se apliquen las metodologías más poderosas o el
software más sofisticado para estudiar la confiabilidad a nivel de sistema, la
calidad de los resultados y por lo tanto el riesgo de su utilización, depende del
modelamiento de los componentes.
2.3.4 DESARROLLO Y UTILIZACIÓN DE PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO
APROPIADOS
Con el objeto de determinar las magnitudes que describen el comportamiento del
sistema, se recurre en general a herramientas matemáticas conocidas realizando
las modificaciones y desarrollos adicionales que el problema concreto a resolver
requiera.
El criterio para la selección de los procedimientos de cálculo a utilizar es sobre
todo la exactitud de los resultados, sin olvidar que ella está fuertemente
condicionada por la exactitud de los datos disponibles y de los modelos
12
matemáticos. Una restricción adicional está dada por los requerimientos de
tiempo de cálculo vinculados con cada procedimiento.
2.3.5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
La resolución de problemas de ingeniería es el análisis técnico-económico de los
resultados obtenidos en relación con:
• La estimación del comportamiento futuro del sistema.
• La influencia de determinadas variables sobre los resultados.
• La comparación de las variantes propuestas en un proceso de
planificación.
En el caso aquí tratado deben tenerse en cuenta los siguientes objetivos
fundamentales:
• Maximizar la confiabilidad del sistema.
• Determinar puntos débiles del sistema que exigen un refuerzo desde el
punto de vista de la confiabilidad.
• Minimizar los costos del sistema.
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA CONFIABILIDAD DE
COMPONENTES[14]
El desempeño en cuanto a confiabilidad de los componentes de un sistema
eléctrico depende de las características propias del componente (diseño,
fabricación y edad) y de condiciones locales como el medio ambiente y las [14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
13
prácticas operativas y de mantenimiento (O&M), las cuales a su vez dependen de
la infraestructura, logística, tecnología, nivel de entrenamiento etc. Por lo tanto, la
información a ser utilizada para construir los modelos de los componentes del
sistema, debe ser real, es decir, colectada del sistema bajo estudio.
Aunque en la técnica siempre hay entre la ocurrencia de un determinado
fenómeno y sus causas una relación causa-efecto perfectamente definida, debido
a la complejidad de estas relaciones y al conocimiento incompleto de las mismas
no es posible prever con exactitud su comportamiento futuro.
La teoría de probabilidades ofrece la posibilidad de determinar funciones y
parámetros útiles para describir cuantitativa y objetivamente dicho
comportamiento.
2.4.1 COMPONENTES NO REPARABLES. SALIDA DE SERVICIO POR
FALLA
Los componentes de sistemas eléctricos están sujetos a mantenimiento
preventivo y son reparados en casos de defecto, con el objeto de simplificar el
análisis, en una primera aproximación se supondrá que no tiene lugar ningún tipo
de reparación.
Suponiendo que el componente sólo puede encontrarse en uno de los estados
operación O o falla F, se tiene el siguiente diagrama de estados y transiciones
posibles entre estados.
FIGURA 2.1 Diagrama de operación de un componte no reparable
14
Si en el instante t = 0 un componente entra en operación, es de esperar, debido a
su limitada vida útil, que para cierto valor t ≥ 0 saldrá de servicio por falla.
Definiendo la variable aleatoria tiempo de operación To, se puede describir el
comportamiento del componente a través de alguna de las siguientes funciones:
Función de falla Q(t) , da la probabilidad de que como máximo hasta el tiempo t
el componente falle
)Pr()( 0 tTtQ ≤= [2.1]
Función confiabilidad R(t) , también llamada función de supervivencia, que da
la probabilidad de que el componente supere el tiempo de operación t
)Pr()( 0 tTtR >= [2.2]
Tal como se desprende de las Ec. [2.1] y [2.2] estas funciones son
complementarias, es decir
)(1)( tQtR −= [2.3]
Densidad de probabilidad de falla f(t) , es la función densidad de probabilidad
correspondiente a la distribución de probabilidad de falla Q(t) y da la probabilidad
de que la falla del componente se produzca en el intervalo [ t , t+∆t].
dt
dRtf −=)( [2.4]
Inversamente:
1)(
)·()(0
=∞
= ∫
Q
dftQ
t
ττ [2.5]
15
Tasa de fallas λλλλ(t), da la probabilidad de que el componente falle en el intervalo
[t, t+∆t] bajo la condición de que el mismo se encuentre todavía en operación en el
instante t. Para la deducción de la expresión de la función )(tλ se analizará el
proceso estocástico de la Figura 2.2.
t t’ t+∆t
O
F
t
X(t)
tt’ t+∆t
O
F
t
X(t)a) b)
X(t)=O: Operación
X(t)=F: Falla
FIGURA 2.2 Evento aleatorio falla como parte del proceso estocástico X(t)
Para el cálculo de la probabilidad de que el componente se encuentre en el
estado F en el instante [t+∆t]se distinguirán dos casos:
a) el componente falla en el intervalo [t, t+∆t]
b) el componente falla antes de t
Con t' se designa el instante en que se produce la falla. En el caso a) vale:
)|,Pr().,Pr(),Pr( ' tttttOFtOttFa ∆+≤≤=∆+ [2.6]
Pr(OF) es la probabilidad de falla en el intervalo [t, t+∆t] bajo la condición de que
el componente se halle en operación en el instante t.
En el caso b) el estado F en t+∆t es un evento seguro:
16
),Pr(),Pr( tFttFb =∆+ [2.7]
La probabilidad total del estado F para t+∆t es :
),Pr(),Pr(),Pr( ttFttFttF ba ∆++∆+=∆+ [2.8]
),Pr()|,Pr().,Pr(),Pr( ' tFtttttOFtOttF +∆+≤≤=∆+ [2.9]
t
tttttOF
t
tFttF
tO ∆∆+≤≤=
∆−∆+ )|,Pr(),Pr(),Pr(
.),Pr(
1 '
[2.10]
t
tttttOF
t
tFttF
tOtt ∆
∆+≤≤=∆
−∆+→∆→∆
)|,Pr(lim
),Pr(),Pr(lim.
),Pr(
1 '
00 [2.11]
El miembro de la derecha de la ecuación [2.11] se denomina tasa de fallas )(tλ y
tiene la dimensión [ ] 1−t . De la ecuación anterior se obtiene
dt
tFd
tOt
),Pr(
),Pr(
1)( =λ [2.12]
Y considerando que:
)()Pr(),Pr(
)()Pr(),Pr(
0
0
tQtTtF
tRtTtO
=≤==>=
se obtiene
)(
)()(
)(1
1)(
)(
1)(
tR
tf
dt
tQd
tQdt
tQd
tRt =
−==λ [2.13]
17
Las cuatro funciones definidas en lo que precede, R(t), Q(t), f(t) y λ(t) contienen la
información completa sobre la distribución de los tiempos de operación, es decir
que describen completamente la variable aleatoria T0 . La Tabla 2.1 indica las
relaciones existentes entre estas cuatro funciones.
TABLA 2.1: Relaciones entre las funciones para describir el comportamiento de
componentes no reparables.
Q(t) R(t) f(t) λ(t)
Q(t) )(1 tQ− dt
tQd )(
dt
tQd
tQ
)(
)(1
1
−
R(t) )(1 tR− dt
tRd )(− dt
tRd
tR
)(
)(
1−
f(t) ∫t
df0
)( ττ ∫∞
t
df ττ )( ∫t
df
tf
0
)(
)(
ττ
λ(t) ∫−
−t
d
e 0
)(
1ττλ
∫−t
d
e 0
)( ττλ
∫−t
d
et 0
)(
).(ττλ
λ
En muchos casos es posible trabajar en forma más simple con parámetros de
estas distribuciones, siendo el valor esperado del tiempo de operación E(T0) el
más importante de ellos.
∫∞
=0
0 )()( dttftTE [2.14]
∫+−= ∞→
t
t
t dttRttRTE0
00 )(|)([lim)(
∫∞
=0
0 )()( dttRTE [2.15]
18
En el caso tratado hasta ahora, componentes no reparables, E(T0) representa la
vida media.
Para la determinación práctica de las funciones arriba tratadas se somete un
colectivo representativo de componentes a una prueba de duración, registrando la
cantidad nF(t) de unidades que fallan en el instante t. Siendo n la cantidad de
unidades observadas, se tiene:
)Pr()(
)( 0 tTn
tntQ F ≤==
∧ [2.16]
t
tn
tnnt F
F ∆∆
−=
∧ )(.
)(
1)(λ [2.17]
La tasa de fallas λ(t) puede estimarse fácilmente a través de la cantidad ∆nF(t) de
unidades que fallan en el intervalo [t,t+∆t] referida a la cantidad de unidades
todavía en servicio en el instante t y al periodo de tiempo ∆t.
En general para componentes no reparables se tiene una curva característica de
la tasa de fallas λ(t) en función del tiempo como muestra la Figura 2.3.
FIGURA 2.3 Curvas R(t), f(t) y λ(t) para componentes no reparables
19
La duración de los tiempos T1 , T2 , T3 es distinta según los tipos de componentes, pero en general pueden darse los siguientes valores:
Fallas tempranas: 0)( <
dt
tdλ
Causas: defectos de material, construcción, acabado, montaje, etc. añosT 2........5.00 1 <<
Fallas aleatorias: ≅)(tλ cte
Causas: en general influencias exteriores (errores de maniobra, sobrecargas, factores climáticos)
añosTaños 50........52.......5.0 2 ≤≤
Fallas por envejecimiento o desgaste: 0)( >
dt
tdλ
Causas: envejecimiento de materiales, desgaste, fatiga añosT 50.......53 >
Un comportamiento tal como el de la Figura 2.3 puede ser descrito mediante la distribución de Weibull, cuyos parámetros λ y β se determinan de la siguiente
manera:
λ
β
βλ
−−=x
exF 1),,( [2.18]
La función de densidad de probabilidad es:
λ
βλλβ
λβλ
−−=
x
exxf 1),,( [2.19]
Cuando 1=λ la distribución de Weibull devuelve la distribución exponencial con:
βλ 1= [2.20]
Los distintos períodos en la Figura 2.3 pueden ser modelados variando los valores
del parámetro de forma β :
20
• β < 1: fallas tempranas
• β = 1: fallas aleatorias
• β > 1: fallas por envejecimiento
Para modelar la fase de fallas aleatorias se implementa la función exponencial
debido a que su característica principal es precisamente la constancia de la tasa
de fallas.
( ) ctet =λ [2.21]
( ) tetf λλ −= · [2.22]
( ) tetQ λ−−= 1 [2.23]
( )λ
λ 1··
0
== ∫∞
− dtetTE t
O [2.24]
Debido a la simplicidad del tratamiento matemático de esta función, ya que queda
completamente definida a través del valor esperado E(To), la distribución
exponencial tiene gran importancia en la teoría de confiabilidad.
2.4.2 COMPONENTES REPARABLES - REPARACIÓN Y MANTENIMIENTO
La hipótesis realizada en el punto anterior de que los componentes no son
reparables no corresponde en general a la realidad en los sistemas de suministro
de energía eléctrica. Se deben considerar los siguientes tipos de actividad:
REPARACIÓN, comprende las tareas a realizar para restablecer el estado de
disponibilidad de un componente luego de una falla. Si se tiene en cuenta que el
instante en que se produce una falla no es conocido de antemano y que la
21
duración TF de la reparación es dependiente del tipo de falla, de la magnitud de
los daños, de los requerimientos de personal y del material para llevarla a cabo,
etc., se tiene que el estado reparación o falla es también de carácter estocástico.
Es decir que la duración TF debe considerarse como una variable aleatoria.
Para el proceso de reparación se tiene el diagrama de estados de la Figura 2.4.
FIGURA 2.4 Diagrama del proceso de reparación de un componente
La variable aleatoria TF puede describirse en forma totalmente análoga a T0 a
través de:
Función de reparación M(t), representa la probabilidad con la cual el
componente a más tardar luego del tiempo t está reparado.
)(Pr)( tTtM F ≤= [2.25]
Densidad de probabilidad de reparación m(t), representa la probabilidad de
que una reparación sea completada en el intervalo [t, t+∆t]
( ) ( ) ( ) ( )dt
tdM
t
tMttMlímtmt
=∆
−∆+=→∆ 0
[2.26]
1][)]([ −= ttm
( ) ( )∫=t
dmtM0
· ττ [2.27]
22
( ) 1=∞M [2.28]
Tasa de reparación µµµµ(t), es la probabilidad condicional referida al intervalo de
tiempo [t, t+∆t], de que la reparación se complete en dicho intervalo, bajo la
condición de que para t todavía no se había completado. La función µ(t) puede
deducirse en forma completamente análoga a la función λ(t).
( ) ( )( )
dt
tdM
tMt ·
1
1
−=µ [2.29]
1][)]([ −= ttµ
El valor esperado del tiempo de reparación E(T F), que es un valor que se
encuentra distribuido exponencialmente, si se asume que los tiempos se repiten,
como t, se puede calcular el valor esperado E el que está dado por:
( ) ( )∫=t
F dmtTE0
·· ττ [2.30]
Para variable aleatoria con una distribución exponencial TF vale:
( )µ1=FTE [2.31]
MANTENIMIENTO, comprende las tareas necesarias para conservar el estado de
disponibilidad del componente a través de vigilancia (inspección, medición,
pruebas) así como cambio preventivo de partes de la instalación.
Para conservar los componentes en condiciones de cumplir las funciones para las
que están destinados, son necesarias, además de las tareas de reparación,
trabajos de mantenimiento preventivo planificado tales como inspecciones,
pruebas y revisiones. Con lo que se trata de mantener durante un período
23
relativamente largo la tasa de fallas aproximadamente constante y baja, como se
muestra cualitativamente en la Figura 2.5.
FIGURA 2.5 Efecto del mantenimiento preventivo sobre la tasa de fallas
Se considerarán sólo aquellos trabajos de mantenimiento preventivo que
requieren la salida de servicio del componente y dado que, tanto el punto inicial
como la duración aproximada de los trabajos de mantenimiento son conocidos de
antemano, no puede considerarse el mantenimiento como un evento estocástico.
La suma Tp1iN de todos los tiempos de mantenimiento en el intervalo considerado
TN se tiene en cuenta a través del factor de mantenimiento preventivo W.
N
NpN
T
TTW
1−= [2.32]
NT : intervalo de tiempo considerado
Tp1N = ∑i
pliT : tiempo total requerido para el mantenimiento preventivo en el
período TN
24
El factor W no es una probabilidad, ya que los tiempos tpli no son variables
aleatorias. W es un indicador de la indisponibilidad del componente debido a la
necesidad de mantenimiento.
Mientras las tareas de mantenimiento son preventivas y pueden planificarse con
anticipación, las de reparación se llevan a cabo por la necesidad inesperada de
restablecer la capacidad del componente para cumplir las funciones para las que
está destinado.
2.5 PROCESOS RENOVABLES[14]
El proceso estocástico correspondiente a la operación de un componente
reparable que está constituido por una sucesión de estados operación, falla,
operación, etc. es un proceso renovable.
La descripción de tales procesos se lleva a cabo mediante:
• la función de falla Q(t), es decir la distribución de probabilidad del tiempo
de operación TO ; y,
• la función de reparación M(t), es decir la distribución de probabilidad del
tiempo de reparación TF
Para el tratamiento posterior es conveniente reemplazar las funciones Q (t) y M(t)
por las tasas de transición λ(t) y µ(t) respectivamente, que contienen exactamente
la misma información. Así se obtiene el diagrama de estados de la Figura 2.6.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
25
FIGURA 2.6 Proceso renovable con dos estados
Una descripción más fácil de comprender se logra a través de las probabilidades
de los dos estados posibles Pr(O,t) y Pr(F,t) conociendo el estado de la
instalación o componente en el instante t=0 y dado que
Pr(O.t) + Pr(F.t)=1 [2.33]
basta una de las probabilidades para la descripción completa del proceso
renovable.
En el caso en que las tasas de transición son constantes se pueden calcular las
mencionadas probabilidades analíticamente en forma sencilla. Este caso
corresponde a un proceso markoviano.
Si se conoce el estado de la instalación para t = 0 y se supone que en el intervalo
∆t sólo es posible un cambio de estado (lo que para ∆t suficientemente pequeño
siempre se cumple), entonces se puede obtener la probabilidad Pr(O, t+∆∆∆∆t) a
partir de los dos casos que se presentan en la Figura 2.7:
26
FIGURA 2.7 Determinación de la probabilidad de operación Pr(O,t+∆t)
a) la instalación se encuentra en operación en t y permanece en operación
durante ∆t
b) la instalación se encuentra en el estado F en t y pasa ai estado O en el
intervalo ∆t
La probabilidad buscada vale:
( ) ( ) ( ) ( ) ( )tttttFOtFtttttOOtOttO ∆+<≤+∆+<≤=∆+ ',·Pr,Pr',·Pr,Pr,Pr [2.34]
Pr(IJ,t < t'< t +∆t|t) es la probabilidad condicional de que se produzca el cambio
del estado I al J en el intervalo [t,t+∆t] bajo la condición de que la instalación se
encuentra en el estado I en el instante t.
De la Ec. [2.34] se obtiene:
( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )t
tttttFOtF
t
tttttOOtO
t
tOttO
∆∆+<<
+∆
∆+<<−−=
∆−∆+ ',Pr
·,Pr',Pr1
·,Pr,Pr,Pr
Teniendo en cuenta que
27
1 – Pr(OO, t ≤ t’ < t + ∆t|t) = Pr(OF, t < t' < t + ∆t|t)
y tomando el límite para ∆t→0 vale:
( )cte
t
ttttOFlímt
≅=∆
∆+<≤→∆
λ',Pr
0
( )cte
t
ttttFOlímt
≅=∆
∆+<≤→∆
µ',Pr
0
Se obtiene:
),·Pr(),·Pr(),Pr(
tFtOdt
tOd µλ +−= [2.35]
y en forma análoga
),·Pr(),·Pr(),Pr(
tOtFdt
tFd λµ +−= [2.36]
Este sistema de ecuaciones diferenciales de primer orden describe
completamente el proceso markoviano. Dado que las Ecs. [2.35] y [2.36] no son
linealmente independientes, se necesita para su solución una ecuación adicional
dada por la condición de contorno.
Pr(O,t) + Pr(F,t) =1 [2.37]
El estado conocido en t = 0 proporciona las condiciones iniciales. Expresando el
sistema de ecuaciones diferenciales en forma matricial y resumiendo las
condiciones arriba enunciadas se tiene:
28
( ) ( ) 1,Pr,Pr
),Pr(
),Pr(·
),Pr(
),Pr(
=+
−−
=
tFtO
tF
tO
dt
tFddt
tOd
µλµλ
[2.38]
1),Pr(0 ≤≤ tO
1),Pr(0 ≤≤ tF
La solución del sistema de Ecs. [2.38] conduce a:
( ) ( ) ( ) ( )teFO
tO λµ
λµµλ
λµµ +−
+−+
+= ·
0,·Pr0,·Pr,Pr [2.39]
( ) ( ) ( ) ( )teFO
tF λµ
λµµλ
λµλ +−
+−−
+= ·
0,·Pr0,·Pr,Pr [2.40]
La Figura 2.8 muestra las funciones Pr(O,t) y Pr(F,t) para las condiciones iniciales
Pr(O,0) = l y Pr(F.0) = 0.
λµµ+ λµ
λ+
FIGURA 2.8 Funciones Pr(O) y Pr(F)
Los valores estacionarios son independientes de las condiciones iniciales y valen:
29
( ) ( )( ) ( )FO
O
TETE
TEtO
+=
+=
λµµ
,Pr [2.41]
( ) ( )( ) ( )FO
F
TETE
TEtF
+=
+=
λµλ
,Pr [2.42]
Con la teoría de los procesos renovables se puede mostrar que las Ecs. [2.41] y
[2.42] también son válidas para el caso de tiempos de operación y de falla no
exponencialmente distribuidos. Considerando que los valores de Pr(0, ∞ ) y
Pr(F, ∞ ) son independientes de las distribuciones de probabilidad de los tiempos
TO y TF, se puede estimar los valores estacionarios de las probabilidades de
ambos estados a través de un simple cálculo de valores medios.
La probabilidad del estado de operación dada por la ecuación [2.41] suele
llamarse disponibilidad estocástica V del componente. Es un parámetro de gran
importancia para la comparación de la confiabilidad de componentes y su
producto por el factor de mantenimiento W da la disponibilidad total k , que tiene
en cuenta tanto las salidas de servicio aleatorias como aquellas motivadas en la
necesidad de mantenimiento preventivo.
WVk ·= [2.43]
Para muchos componentes de los sistemas de suministro de energía eléctrica
resulta insuficiente un modelo con sólo dos estados. El sistema de ecuaciones
[2.38] se puede generalizar para el caso de n estados posibles, manteniendo la
hipótesis de que las tasas de transición entre estados son constantes. En este
caso se tiene:
( )
( )
( )
( )( )
( )
=
tn
t
t
A
dt
tndP
dt
tdPdt
tdP
,Pr
,2Pr
,1Pr
·
,
,2
,1
MM
[2.44]
30
=
nnnn
n
n
aaa
aaa
aaa
A
L
MOMM
L
L
21
22221
11211
∑≠
−=ik
kiaaii [2.45]
Con la condición de contorno:
( ) 1,Pr =∑i
ti [2.46]
y las condiciones iniciales:
( ) 1,Pr0 ≤≤ ti ; ni ,...3,2,1=
Al resolver el sistema se obtiene las probabilidades de los estados Pr(i,t).
2.6 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS[1]
Un sistema está formado por componentes vinculados de alguna forma entre sí,
debiendo distinguirse entre la vinculación topológica y la vinculación lógica o
funcional de los componentes.
La definición de sistema depende en cada caso del problema que se desea
resolver. En el campo del suministro de energía eléctrica pueden mencionarse los
siguientes sistemas:
• Sistemas de conversión de energía
• Sistemas de transmisión de energía
• Sistemas de distribución de energía
• Sistemas de protección
[1] UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - ARGENTINA. Teoría de Confiabilidad de los Sistemas
Técnicos. Módulo I. Mayo 2000.
31
• Sistemas de automatización
• Sistemas de equipos auxiliares
La confiabilidad de un sistema es determinada por la confiabilidad de sus
componentes y por la vinculación lógica entre ellos. Dado que para cada estado Z
del sistema es posible definir con exactitud si el sistema en ese estado es capaz
de cumplir su función específica o no, debe considerarse como objetivo de los
cálculos de confiabilidad la determinación de parámetros respecto de los estados
en que el sistema puede encontrarse en el futuro, siendo los más importantes los
siguientes:
• Probabilidad Pr(Z)
• Duración media E(Tz)
• Frecuencia media f(z)
Entre estas variables existe la relación:
Pr(Z) = E(TZ) · f(z) [2.47]
2.6.1 DEFINICIÓN DE LOS COMPONENTES Y CONDICIONES DE
CONTORNO PARA EL CÁLCULO[14]
Componente es la unidad elemental que no se subdivide en partes. La definición
de los componentes debe realizarse teniendo en cuenta los siguientes aspectos
fundamentales:
• La vinculación lógica o funcional entre los distintos aparatos e instalaciones
que forman parte del sistema a estudiar.
• Las posibles interdependencias en el comportamiento de operación de los
aparatos e instalaciones que integran el sistema.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
32
• La necesidad en muchos casos de reunir varios aparatos o instalaciones
en un componente con el objeto de disminuir la cantidad total de
componentes a considerar para hacer posible el tratamiento matemático
posterior.
Una vez definidos los componentes del sistema, conociendo los parámetros que
describen su confiabilidad, deben calcularse con la ayuda de procedimientos
adecuados indicadores de confiabilidad del sistema. Las condiciones de contorno
a las que está sometido el mismo y que determinan en qué estados el sistema
deben cumplir la función de él requerida y en cuales no.
2.6.2 PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO[14]
Para el cálculo numérico de parámetros de confiabilidad de sistemas existen en
principio dos posibilidades: la utilización de procedimientos de cálculo analíticos o
de tipo simulativos.
2.6.2.1 Procedimientos de cálculo simulativos
Se simula un gran número de veces la operación del sistema en base del modelo
matemático que lo representa. Cada simulación representa en este caso una
realización posible del proceso estocástico estudiado y a través de una evaluación
estadística de la muestra así obtenida se pueden estimar los valores de los
parámetros buscados. Por un lado los procedimientos simulativos brindan
mayores posibilidades de formular modelos matemáticos cercanos a la realidad,
lo que representa su más importante ventaja. Por otro lado estos procedimientos
requieren una gran cantidad de simulaciones para obtener resultados
suficientemente exactos, lo que en general implica elevados tiempos de cálculo.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
33
2.6.2.2 Procedimientos analíticos
Los procedimientos analíticos requieren expresar los parámetros indicativos de la
confiabilidad del sistema en función de aquellos que describen los componentes
desde el punto de vista de su confiabilidad. Para resolver este problema se
determina todos los estados posibles del sistema y se verifica para cada uno de
ellos si el sistema cumple su función en forma adecuada o no. Este razonamiento
conduce a los denominados métodos del espacio de estados o de enumeración
de los estados. Para responder la cuestión acerca de si en determinado estado el
sistema es capaz o no de cumplir su función es necesario considerar además las
características de los componentes su vinculación lógica o funcional.
La elección del tipo de procedimiento a utilizar debe llevarse a cabo en base al
problema que se desea resolver, no pudiendo darse una regla general al
respecto.
2.7 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS DE GENERACIÓN[3]
El problema de la confiabilidad en los sistemas de generación es evaluar la
habilidad de un sistema para suministrar la demanda de carga, tomando en
cuenta las variaciones de carga y los eventos casuales que afectan la capacidad
de sus componentes.
2.7.1 INDICES DE OPERACIÓN
2.7.1.1 FOR (Tasa de salida forzada)
[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el
Ecuador.
34
serviciodehorasforzadasalidadeHorasforzadasalidadeHoras
FOR+
= [2.48]
Considerando el estado en el cual la unidad no trabaja a plena capacidad, se
define, el índice equivalente EFOR.
2.7.1.2 EFOR (Tasa de salida forzada equivalente)
serviciodehorasforzadasalidadeHorasforzadasalidadeesequivalenthorasforzadasalidadeHoras
EFOR+
+= [2.49]
Las horas de servicio incluyen también los periodos de salidas parciales.
2.7.1.3 Disponibilidad
Indica la probabilidad de que una unidad generadora se encuentra operando
satisfactoriamente o apta para operar.
oestadísticperíododelHorasoestadísticperíododelsdisponibleHoras
DISP = [2.50]
Las horas disponibles del período estadístico de manera general se calculan:
HMHOHPHD −−= [2.51]
Donde:
HD =Horas disponibles del período estadístico de una unidad o elemento
HO =Horas de operación de una unidad o elemento
HM = Horas de mantenimiento de una unidad o elemento
35
2.7.1.4 Disponibilidad para generadores
100)(
)(
1
1 xHPxPe
PexHDDISP
n
ii
n
iii
G
∑
∑
=
== [2.52]
Donde:
DISPG =Disponibilidad para parque generador
Pei =Potencia efectiva del equipamiento (i) en MW
i =Contador de número de equipamiento (n)
HP =Horas del periodo estadístico
HD =Horas disponibles del periodo estadístico de unidades generadoras
2.7.1.5 Tasa de fallas para generadores
Para efectos de cálculo de la tasa de fallas se debe tener en cuenta el número de
horas del período estadístico en el cual se esta realizando el análisis,
regularmente es de 8760 horas dependiendo del número de días del año, esto
con el fin de obtener un valor correcto de horas de disponibilidad HD.
8760
1
1 xHD
NTF
n
ii
n
iG
∑
∑
=
==fallas de úmero
[2.53]
Donde:
TFG = Tasa de fallas para unidades generadoras
HD = Horas disponibles del período estadístico de unidades generadoras
36
2.7.1.6 Tiempo medio de reparación de generadores
i
n
i
n
ii
mrG
fallasdemeroúN
HIRT
∑
∑
=
==
1
1 [2.54]
Donde:
TmrG = Tiempo de reparación para unidades generadoras
HIRi = Número de horas en que una componente, se encuentra indisponible para
operar o se encuentra en mantenimiento debido a un evento i.
2.8 CONFIABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN[3]
Las líneas de transmisión se deben diseñar y operar de tal manera que cumplan,
con los estándares internacionales de calidad, confiabilidad y seguridad en la
transferencia de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los
clientes. Las líneas de transmisión son vulnerables a diversos fenómenos que se
generan dentro y fuera de la red y que pueden dar como resultado la falla en el
suministro de energía.
2.8.1 ÍNDICES DE OPERACIÓN
2.8.1.1 Disponibilidad para líneas de transmisión
100)(
)(
1
1 xHPxLTExt
HDxLTExtDISP
n
ii
n
iii
L
∑
∑
=
== [2.55]
[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el
Ecuador.
37
Donde:
DISPL = Disponibilidad para líneas de transmisión
Ext LT = Longitud de la línea de transmisión
HD = Número de horas disponibles en el período estadístico
HP = Número de horas del período estadístico
i = Contador de número de línea de transmisión
n = Número de líneas de transmisión
2.8.1.2 Disponibilidad para transformadores
1001 xHPxN
HDDISP
eq
n
ii
T
∑== [2.56]
Donde:
DISPT = Disponibilidad para transformadores
Neq = Número total de transformadores que pertenecen a la empresa observada
2.8.1.3 Disponibilidad para reactores
1001 xHPxN
HDDISP
eq
n
ii
R
∑== [2.57]
Donde:
DISPR = Disponibilidad para reactores
Neq = Número total de reactores que pertenecen a la empresa observada
38
2.8.1.4 Tasa de fallas
Se define como la probabilidad del equipamiento o de una línea de transmisión de
presentar una falla en el período estadístico.
tiempodeunidadxsdisponibletosequipamiendeNúmeroperíodoelensverificadafallasdeNúmero=TASA [2.58]
2.8.1.5 Tasa de fallas para líneas de transmisión
∑
∑
=
==n
i
i
n
ii
L LTExt
fallasdeúmeroNTF
1
1
100
[2.59]
Donde:
TFL = Tasa de fallas líneas de transmisión
2.8.1.6 Tasa de fallas para transformadores
8760
1
1 xHD
fallasdeNúmeroTF
n
ii
n
ii
T
∑
∑
=
== [2.60]
Donde:
TFT = Tasa de fallas para transformadores
Número de fallasi = Número de fallas del transformadori
HD = Horas disponibles del período estadístico para el trasformador “i”
39
2.8.1.7 Tasa de fallas para reactores
∑
∑
=
==n
ii
n
iR
HD
NTF
1
1
fallasdeúmero [2.61]
Donde:
TFR = Tasa de fallas para reactores
Número de fallasi = Número de fallas del reactori
HD = Horas disponibles del periodo estadístico para el reactor “i”
2.8.1.8 Tiempo medio de reparación
Se define como el valor medio de los tiempos de reparación.
fallasdeúmeroN
HIRT
n
ii
mr
∑== 1 [2.62]
Donde:
Tmr = Tiempo medio de reparación
HIRi = Número de horas en que una componente, se encuentra indisponible para
operar o se encuentra en mantenimiento debido a un evento i.
2.8.1.9 Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión
∑
∑
=
==n
1ii
n
ii
mrL
fallasdeúmeroN
HIRT 1 [2.63]
40
Donde:
TmrL = Tiempo medio de reparación de líneas de transmisión
El cálculo del tiempo medio de reparación para transformadores y reactores se
realiza de la misma manera que en el caso de una línea de transmisión.
2.9 CONFIABILIDAD EN SISTEMAS DE GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN[24]
Debido a que los sistemas de transmisión no son 100% confiables y tienen
limitada capacidad de transporte, la evaluación de confiabilidad requiere la
consideración tanto de sistemas de generación como de redes de transmisión.
La distribución de los flujos de potencia en las redes de transmisión junto con
impedancias de red, fuentes de generación y cargas en los puntos de suministro,
determinan la cargabilidad de cada línea de transmisión en el sistema y los
correspondientes voltajes de nodo.
La función del sistema compuesto es generar la suficiente cantidad de energía
para satisfacer la demanda y transportarla a los puntos de carga. El análisis de
confiabilidad incluye entonces la evaluación de la suficiencia y de la seguridad del
suministro.
Un estado del sistema será llamado adecuado siempre que posea suficiente
generación disponible para suministrar la carga y tenga la capacidad de
transportar la energía de las plantas de generación a los puntos de suministro.
Coacciones dinámicas a menudo son tenidas en cuenta indirectamente por la
reducción de límites de capacidad de transporte de las líneas de transmisión
sobre la base de consideraciones de estabilidad.
[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN – ARGENTINA. Electric Power:
Transmission and Generation Reliability and Adequacy.
41
2.9.1 EL CRITERIO (N-1)
El medio usado con más frecuencia para evaluar la suficiencia de sistemas de
transmisión y los sistemas compuestos es el llamado criterio (n-1), el cual declara
que un sistema debe ser capaz de soportar cualquier contingencia sin afectar su
funcionalidad.
Usando cálculos de flujo de potencia, todos los estados del sistema, incluyendo
un componente principal (generador, línea o transformador) fuera de servicio, son
examinados. Si la carga del sistema es suministrada totalmente, satisfaciendo
todas las restricciones (incluyendo límites de generación activos y reactivos,
voltajes nodales, límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad), el estado
considerado es adecuado. De otra manera, el estado es considerado inadecuado,
en este caso, se proponen refuerzos hasta q todo estado (n-1) satisfaga el criterio
de suficiencia.
La debilidad del criterio (n-1) en la evaluación de sistemas compuestos, consiste
en que no considera ni la probabilidad de los estados analizados, ni la magnitud
del problema en caso de estados inadecuados. Se menciona que el criterio (n-1)
no toma en cuenta las contingencias múltiples independientemente de cuan
considerables son sus probabilidades. Una extensión del criterio es considerar
múltiples estados de contingencia e introducir un punto de carga – referencial,
componente individual – referencial, considerando índices de confiabilidad que
ayudan a solucionar estos problemas.
En cuanto a la severidad de los problemas, el criterio (n-1) puede ser ampliado de
tal forma de considerar una clasificación más detallada de los estados de un
sistema:
1 Un estado del sistema con la carga suministrada totalmente, que no
posee ninguna violación de: límites de generación activos y reactivos,
voltajes nodales, límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad
es considerado estado normal.
42
2 Cuando la carga es de igual manera suministrada y no posee ninguna
violación de: límites de generación activos y reactivos, voltajes nodales,
límites térmicos o límites de capacidad de estabilidad, pero el criterio (n-
1) no es aplicable se denomina estado de alerta.
3 Si la carga es totalmente suministrada pero existe violación de: límites
de generación activos y reactivos, voltajes nodales, límites térmicos o
límites de capacidad de estabilidad, el estado del sistema es designado
como un estado de emergencia.
4 Cualquier estado sin suministro total de carga es llamado un estado de
emergencia extrema.
Índices de probabilidad pueden ser calculados para cada uno de estos estados.
2.9.2 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD
Los índices básicos más importantes y útiles de confiabilidad para un sistema
son:
- Frecuencia de interrupción
- Duración esperada de interrupción
Los dos índices básicos pueden ser usados para calcular otros índices que son
también útiles:
- Tiempo promedio de interrupción esperado por año u otro período de
tiempo.
- Disponibilidad o indisponibilidad del sistema como medida de un punto de
carga suministrada en cuestión.
43
- Energía no suministrada por año.
Se debe considerar que a menudo el efecto de interrupción de energía no está
linealmente relacionado con la duración de la interrupción. Por esta razón es
necesario no sólo calcular una frecuencia total de falla sino que se debe realizar
una categorización de interrupciones con su duración correspondiente.
El sistema posee diversos índices de confiabilidad que reflejan la suficiencia
media del sistema compuesto, es importante usar una combinación de ambos
sistemas (generación y transmisión) y los índices relacionados con puntos de
entrega para describir la confiabilidad de sistemas compuestos. Una variedad de
índices de confiabilidad han sido propuestos, incluyendo probabilidad, frecuencia
y tiempo de duración de las fallas, la carga no suministrada y la energía no
suministrada, etc.
A continuación se menciona algunos de los indicadores más comunes de
confiabilidad[14]:
LOLP [pu] (Loss of Load Probability) Probabilidad de déficit
LOLE [h/yr] (Loss of Load Expectation) Valor esperado de duración anual de
déficit .
EENS [MWh/yr] (Expected Energy not Supplied) Valor esperado anual de energía
no suministrada
EIR [pu] (Energy Index of Reliability) Fracción esperada de la energía
suministrada referida a la energía demandada
FOI [yr -1] (Frequency of Interruptions) Frecuencia de interrupciones
EDOI [h] (Expected Duration of Interruptions) Duración esperada de interrupciones
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 – Cálculos de Confiabilidad.
Septiembre 2004.
44
EENSI [MWh] (Expected Energy not Supplied per Interruption) Valor esperado
anual de energía no suministrada por interrupción
ELCI [MW] (Expected Load Curtailed per Interruption) Valor esperado de potencia
de déficit por interrupción.
Obtención de indicadores:
][)Pr(1)Pr()Pr( puPPPPPPPLOLP LdispLinstFLdisp >−=−>=<= [2.64]
]/[8760. añohLOLPLOLE = [2.65]
]/[.)(0
0
añoMWhdtPPEEENST
dispL
−= ∫ [2.66]
]0
0
00
00
pu[
dtTP
EENSdtTP
EIRT
L
T
L
∫
∫ −= [2.67]
añosserrupcione
FOI#
int#= [2.68]
][MWhFOI
EENSEENSI = [2.69]
][hFOI
LOLEEDOI = [2.70]
][MWEDOI
EENSIELCI = [2.71]
45
Cualquier cálculo de los índices de confiabilidad requiere la definición y el análisis
de los estados representativos de la carga para el período de interés.
2.9.3 DATOS NECESARIOS PARA EVALUACIÓN DE CONFIABILIDAD EN
SISTEMAS
Los datos necesarios para una evaluación cuantitativa de la confiabilidad en
sistemas, dependerán hasta cierto punto de la naturaleza y detalle del sistema en
estudio. En general, se requiere datos del funcionamiento de sus componentes
individuales junto con los tiempos requeridos para realizar varias operaciones de
apertura o cierre.
Los datos de los componentes del sistema que generalmente se requieren son:
- Tasa de falla (tasas forzadas de falla) asociada con los diferentes modos
de falla.
- Tiempo promedio esperado de reparación o reemplazo de un componente
en falla.
- Mantenimiento programado de un componente.
- Duración promedio esperada por mantenimiento sea este programado o
no.
2.10 CÁLCULOS DE CONFIABILIDAD[24]
Existen seis pasos esenciales en el procedimiento de evaluación de la
confiabilidad en los sistemas de energía compuestos.
[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN – ARGENTINA. Electric Power:
Transmission and Generation Reliability and Adequacy.
46
2.10.1 DEFINICIÓN DE LOS ESTADOS REPRESENTATIVOS DE CARGA A
SER CONSIDERADOS
Los estados de carga a ser considerados dependen del estudio a realizar. Por
ejemplo, la probabilidad de que el sistema no pueda proveer la carga en un
tiempo dado (usualmente demanda máxima) debe ser considerado. Cuando el
valor esperado de energía no suministrada en un período dado se requiere, se
debe tomar en cuenta los estados representativos de las condiciones de carga
posibles para el período en el que se realiza el estudio.
2.10.2 DESPACHO DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA
Una vez definidos los estados de la carga, es necesario programar la operación
del sistema de generación para proveer la carga. Esto se ha hecho en la industria
usando métodos de optimización conocidos y generalmente aceptados.
2.10.3 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA
Dado los estados de carga y la planificación de generación, un análisis de flujo de
carga se realiza para verificar la convergencia de flujo y la conformidad de
apremios técnicos, tales como límites de capacidad de transporte o voltajes en los
nodos.
2.10.4 SIMULACIÓN DE CONTINGENCIA
La simulación de contingencia es una parte fundamental en la evaluación de
confiabilidad en sistemas compuestos, esta simulación se base en un flujo de
potencia y su objetivo es descubrir los estados del sistema en los cuales hay
recortes de carga, violación de factores limitantes o ambos. La selección de los
47
estados del sistema que se analizarán se puede hacer utilizando técnicas
analíticas o simulativas. Las técnicas simulativas, generalmente sustentadas en
métodos de monte carlo, se basan en números aleatorios generados mediante un
computador para determinar el estado de cada componente del sistema.
En la aproximación analítica los estados del sistema se enumeran, generalmente
en orden de incremento de acuerdo al nivel de contingencia, deteniéndose en
determinado nivel de contingencia o cuando la probabilidad del estado de falla
está por debajo de cierto valor dado. Los componentes de los sistemas de
potencia son muy confiables, esto implica que para cada orden de aumento de
contingencia, las probabilidades de estado llegan rápidamente a ser muy
pequeñas. Para cada estado del sistema, seleccionado con la simulación o
enumeración, las medidas probabilísticas con respecto a su ocurrencia se
calculan y mediante un análisis de flujo de carga se analiza si existe violación de
algún límite permitido. En caso de existir violación de límites permitidos, el
operador debe efectuar acciones correctivas encaminadas a remediar el problema
existente. El impacto de dichas acciones correctivas se analiza con un nuevo flujo
de carga. Luego de que todas las acciones correctivas han sido utilizadas para un
determinado estado de contingencia y no se ha logrado recuperar el sistema a un
estado normal, las violaciones restantes de límites permitidos determinan que el
estado analizado es un estado de falla.
2.10.5 ACCIONES CORRECTIVAS
Las acciones correctivas simuladas deben reflejar con exactitud razonable las
posibilidades reales del operador en un sistema verdadero. Las posibilidades del
operador del sistema incluyen la modificación de los niveles de generación de
potencia activa y reactiva y del cambio de la topología de la red a través de la
conexión o desconexión de las instalaciones de transmisión. Las herramientas de
optimización con el objetivo de minimizar los costos de operación incluyen
cambios en el despacho de generación para satisfacer apremios técnicos. La
herramienta más popular usada por los ingenieros eléctricos para obtener un
48
despacho económico que considera apremios de la red es el flujo de potencia
óptimo (FPO). FPO es una extensión del despacho económico (DE). La función
objetivo del DE es minimizar los costos de operación de generación, considerando
que los niveles de generación de las unidades deben estar dentro de límites
técnicos permitidos y que la potencia total generada debe igualar la carga del
sistema incluyendo las pérdidas por transmisión. Los índices de confiabilidad
deben reflejar las violaciones de factores limitantes después de agotar las
posibilidades con respecto a acciones correctivas.
2.10.6 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD
Una vez que se hayan realizado los cinco pasos precedentes, los estados del
sistema seleccionados con la enumeración o la simulación se pueden clasificar en
estados operativos normales, estados de emergencia o de emergencia extrema.
Para cualquier clase de deficiencia específica, generación insuficiente, o
violaciones de la red, las medidas probabilísticas relacionadas tales como
probabilidad, frecuencia, duración de tiempo de falla, etc, pueden ser calculadas.
El análisis de flujo de la carga proporciona los resultados necesarios para ligar
estos parámetros de confiabilidad a la severidad de la deficiencia en la que se
encuentre el sistema.
49
CAPÍTULO III
3 METODOLOGÍA
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES
En el presente capítulo se explica la metodología utilizada para la elaboración de
la base de datos que contiene las estadísticas de operación, falla y mantenimiento
de los elementos del Sistema Nacional Interconectado, así como también las
consideraciones aplicadas para la implementación de dicha metodología.
Se presenta el tratamiento estadístico de la base de datos, que permite calcular
índices de confiabilidad requeridos por el software NEPLAN, y el procedimiento de
modelación del sistema eléctrico de potencia.
En el sistema de generación se han considerado las siguientes hipótesis:
• Se considera falla a todo evento que haya provocado la salida inesperada
de cualquier unidad generadora.
• Para la elaboración de la base de datos se toma en cuenta el tiempo total
de falla, así como el tiempo total de mantenimiento, para así facilitar la
obtención del tiempo de operación de la máquina.
• Las transiciones operación – falla y operación – mantenimiento fueron
tomadas en cuenta para la enumeración de las fallas y mantenimientos que
tuvieron efecto en el período de análisis.
En el sistema de transmisión se han considerado las siguientes hipótesis:
50
• Se considera falla a todo evento que haya provocado la salida inesperada
de cualquier elemento del sistema nacional de transmisión, sean estos;
transformadores, líneas o barras.
• Debido a que no se posee información acerca de la operación, falla y
mantenimiento de los interruptores en el SNT se considera a estos como
elementos ideales o en su defecto se asume datos estadísticos
internacionales. En este estudio en particular se asume datos estadísticos
internacionales.
• En la información obtenida para las barras de 230 kV, 138 kV y 69 kV hay
elementos que no han presentado eventos que hayan implicado su salida.
Para esos elementos se considerará los parámetros de elementos que se
encuentren ubicados en la misma zona y que cuenten con información
estadística. Otra alternativa es considerarlos ideales o tomar datos de
estadísticas internacionales. Para este estudio se toman en cuenta ambas
alternativas.
• Al no contar con datos históricos de la operación falla y mantenimiento de
los transformadores de dos devanados, y compensaciones, se considera a
estos como elementos ideales o en su defecto se asume datos estadísticos
internacionales. En este estudio para transformadores de dos devanados
se toman datos de estadísticas internacionales y los elementos de
compensación se consideran ideales.
3.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN
A continuación se describe la forma en que se realizó la recopilación y tratamiento
de la información en el período estadístico comprendido entre los años 2001 y
2006.
51
3.2.1 CONSIDERACIONES PARTICULARES
Para la determinación de la base de datos se han considerado tres estados en los
que se puede encontrar los componentes tanto del sistema de generación como
del sistema de transmisión:
• Operación
• Falla
• Mantenimiento
Se han elaborado macros en Excel para el manejo estadístico tanto del sistema
de generación como del sistema de transmisión, la idea fundamental para la
elaboración de dichas macros, es la facilidad que presentan para actualizar la
base de datos con nueva información que se obtenga para cada elemento del
SNI. Con la ayuda de estas herramientas la actualización de las estadísticas es
práctica y dinámica.
3.2.2 BASE DE DATOS PARA GENERADORES
Se tomaron los datos proporcionados por la Dirección de Operación (D.O.P) del
CENACE, y contenidos en los documentos “EST-FALLA-GEN-2004, 2005,
2006.xls” para implementar la base de datos del sistema de generación.
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de las unidades generadoras, la hora
de inicio y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones
operación falla, operación mantenimiento para cada unidad generadora, de esta
manera se obtienen los tiempos totales de operación, falla y mantenimientos y el
número total de fallas ocurridas, valores que se ubican en una hoja llamada
52
“resumen” para cada uno de los archivos mencionados al comienzo de este
párrafo.
Una vez tratada la información se procedió a crear el archivo
“RESUMEN_GEN.xls” que contiene las siguientes hojas:
• DISPONIBLE: número de horas que una unidad permanece en operación,
discretizado mensualmente.
• FUERA DE SERVICIO: número de horas que una unidad no opera por
falla, por cada mes.
• MANTENIMIENTO: número de horas que una unidad no opera por
mantenimiento, discretizado en forma mensual
• # FALLAS: número de veces que una unidad ha salido de servicio por falla.
• # MANTENIMIENTOS: número de veces que una unidad ha salido de
servicio por mantenimiento.
En este archivo constan los nombres de las unidades generadoras, y mediante
una macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el período de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes del archivo “RESUMEN_GEN.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada elemento del Sistema de
Generación, se procede a calcular índices de confiabilidad, tales como:
• Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
• Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
• Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento).
A continuación se muestra las expresiones que determinan los índices de
confiabilidad a ser calculados:
53
análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia = [3.1]
fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo = [3.2]
HMHFHTidadDisponibil −−= [3.3]
período deltotales Horas :HT
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
100*HT
idadDisponibillidad%Disponibi = [3.4]
Para detallar la manera de cómo se obtuvieron los índices anteriores se cita como
ejemplo, el cálculo para la unidad generadora PAUTE-AB1 U1, esto es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se la obtiene con
la siguiente expresión:
8 :fallas de #
Período de análisis: 6 años
===año1
1.3333368
análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se la obtiene
con la siguiente expresión:
Fuera de servicio: 6.3 h
54
8 :fallas de #
[ ]hfallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo 787508
6.3.===
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento), se tiene:
HMHFHTidadDisponibil −−=
período deltotales Horas :HT
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
Ejemplo para el año 2001
h 7608:HT
h3.58333 :HF
h 296,597222 :HM
59722.29658333.38760 −−=idadDisponibil
48459,81944idadDisponibil =
100*8760
48459,81944lidad%Disponibi =
96,5732lidad%Disponibi =
55
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
según se define más adelante.
3.2.3 BASE DE DATOS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
Se tomaron los datos proporcionados por TRANSELECTRIC S.A. y por la
Dirección de Operación (D.O.P) del CENACE, en los documentos (“FORMATO
FINAL FALLAS 2003, 2004, 2005, 2006”).XLS y (“SNT-2001, 2002, 2003, 2004,
2005, EST-FALLA-2006-TRANS”).XLS respectivamente.
Cabe mencionar que los elementos pertenecientes al Sistema Nacional de
Transmisión que poseen información respecto a su operación, falla y
mantenimiento son los siguientes:
• Transformadores.
• Líneas de transmisión a 230 kV.
• Líneas de transmisión a 138 kV.
• Barras a 230 kV.
• Barras a 138 kV.
• Barras a 69 kV.
3.2.3.1 Transformadores
El Sistema Nacional de Transmisión posee transformadores, los cuales se
clasifican en transformadores elevadores y transformadores reductores, los cuales
se encuentran ubicados en las centrales de generación y en las subestaciones de
transformación.
56
Para llevar a cabo el levantamiento de la base de datos estadística de los
transformadores se procede de manera similar a lo descrito en la base de datos
para el sistema de generación, esto es:
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de los transformadores, la hora de
inicio y finalización de fallas y mantenimientos, el número de transiciones
operación-falla, operación-mantenimiento para cada transformador. En base a
esta información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y
mantenimientos y el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores
que se ubican en una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos
mencionados al comienzo de este párrafo.
Una vez tratada la información se procedió a crear los archivos:
• “RESUMEN_TRAFOS_230.xls”
• “RESUMEN_TRAFOS_138.xls”
Estos archivos contienen transformadores de tres devanados, cuyas relaciones de
transformación primario/secundario son: 230/138 kV; 230/69 kV y 138/69kV; y que
contienen las siguientes hojas:
• DISPONIBLE: número de horas que el transformador permanece en
operación.
• FUERA DE SERVICIO: número de horas que el transformador no opera
por falla.
• MANTENIMIENTO: número de horas que el transformador no opera por
mantenimiento.
• # FALLAS: número de veces que el transformador ha salido de servicio por
falla.
57
• # MANTENIMIENTOS: número de veces que el transformador ha salido de
servicio por mantenimiento.
En estos archivos constan los nombres de los transformadores, y mediante una
macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el período de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes a los archivos “RESUMEN_TRAFOS_230.xls” y
“RESUMEN_TRAFOS_138.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada transformador, se procede
a calcular índices de confiabilidad, tales como:
• Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
• Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
• Frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año)
• Duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación)
• Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento)
Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se cita como
ejemplo, el cálculo para el transformador MILAGRO ATK 230/69 kV, esto es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
3 :fallas de #
Período de análisis: 6 años
===año1
0.563
análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
58
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
h8.883 :falla por servicio de Fuera
3 :fallas de #
[ ]h3
8.883 fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo 961.2===
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se la obtiene con la siguiente expresión:
análisisdePeríodontosmantenimiede
ntosmantenimiedeFrecuencia#= [3.5]
11 :ntosmantenimie de #
añosanálisisdePeríodo 6:
===añoanálisisdePeríodo
ntosmantenimiedentosmantenimiedeFrecuencia
183333.1
611#
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
h 224.765 :ntomantenimie por servicio de Fuera
11 :ntosmantenimie de #
[ ]h11
224.765fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo 433.20===
59
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
HMHFHTidadDisponibil −−=
período deltotales Horas :HT
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
Ejemplo para el año 2001
h 7608:HT
h 1.95 :HF
h0 :HM
01.95idadDisponibil −−= 8760
8758.05idadDisponibil =
100*8760
8758,05lidad%Disponibi =
99.977lidad%Disponibi =
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
esto se define más adelante.
60
3.2.3.2 Líneas de transmisión
El Sistema Nacional de Transmisión posee líneas de transmisión de 230 kV, 138
kV, 69 kV y 46 kV. Para llevar a cabo el levantamiento de la base de datos
estadística de las líneas de 230 kV y de las líneas de 138 kV, se procede de
manera similar a lo descrito en la base de datos para el sistema de generación,
esto es:
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de las líneas de transmisión, la hora de
inicio y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones
operación falla, operación mantenimiento para cada línea de transmisión. En base
a esta información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y
mantenimientos y el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores
que se ubican en una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos
mencionados al comienzo de este párrafo.
Una vez tratada la información se procedió a crear los archivos:
• “RESUMEN_LT230kV.xls”
• “RESUMEN_LT138kV.xls”
Estos archivos contienen líneas de transmisión de 230 kV y 138 kV
respectivamente y contienen las siguientes hojas:
• DISPONIBLE: número de horas que la línea de transmisión permanece en
operación.
• FUERA DE SERVICIO: número de horas que la línea de transmisión no
opera por falla.
• MANTENIMIENTO: número de horas que la línea de transmisión no opera
por mantenimiento.
61
• # FALLAS: número de veces que la línea de transmisión ha salido de
servicio por falla.
• # MANTENIMIENTOS: número de veces que la línea de transmisión ha
salido de servicio por mantenimiento.
En estos archivos constan los nombres de las líneas de transmisión, y mediante
una macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el periodo de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes a los archivos “RESUMEN_LT230kV.xls” y
“RESUMEN_LT138kV.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada línea de transmisión, se
procede a calcular índices de confiabilidad, tales como:
• Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
• Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km)
• Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
• Frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año)
• Duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación)
• Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento)
Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se cita como
ejemplo, el cálculo para la línea Molino – Totoras (230 kV), esto es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
2 :fallas de #
años6 :análisis de Período
62
===año1
0.333362
análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km), se la obtiene
con la siguiente expresión:
Longitud*análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia = [3.6]
2 :fallas de #
años6 :análisis de Período
[ ]kmLongitud 2.200=
===año.km
10.001665
200.2*62
Longitud*análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
[ ]h0.152
0.3 fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo
2 :fallas de #
h0.3 :falla por servicio de Fuera
===
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
63
===año1
1.833336
11análisis de Período
ntosmantenimie de # ntosmantenimie de Frecuencia
años6 :análisis de Período
11 :ntosmantenimie de #
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
[ ]h15.540911
170.95fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo
11 :ntosmantenimie de #
h 170.95 :ntomantenimie por servicio de Fuera
===
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
HMHFHTidadDisponibil −−=
período deltotales Horas :HT
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
Ejemplo para el año 2004
h 7848:HT
h0 :HF
h57.3666667 :HM
64
8726.63333idadDisponibil =
100*8784
8726.63333lidad%Disponibi =
99.346lidad%Disponibi =
Se cita como ejemplo, el cálculo para la línea Milagro – Babahoyo (138 kV), esto
es:
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
===año1
2.56
15análisis de Período
fallas de # falla de Frecuencia
años6 :análisis de Período
15 :fallas de #
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año.km), se tiene:
15 :fallas de #
años6 :análisis de Período
[ ]kmLongitud 3.47=
===año.km
10.05285412
47.3*615
Longitud*análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
65
h3.4 :falla por servicio de Fuera
15 :fallas de #
[ ]h0.2266666715
3.4 fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo ===
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
8 :ntosmantenimie de #
años6 :análisis de Período
===año1
1.3333368
análisis de Períodontosmantenimie de #
ntosmantenimie de Frecuencia
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
h 49.9333333 :ntomantenimie por servicio de Fuera
8 :ntosmantenimie de #
[ ]h6.241666678
49.9333333fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo ===
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
HMHFHTidadDisponibil −−=
período deltotales Horas :HT
66
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
Ejemplo para el año 2004
h8784 :HT
h 0.73333333 :HF
h 15.6166667 :HM
15.6166667-0.73333333idadDisponibil −= 8784
8767.65idadDisponibil =
100*8784
8767.65lidad%Disponibi =
99.813lidad%Disponibi =
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
según se define más adelante.
3.2.3.3 Barras del SNI
El Sistema Nacional de Transmisión posee barras de 230 kV, 138 kV, 69 kV, 46
kV, 26 kV y 13.8 kV. Para este estudio se lleva a cabo el levantamiento de la base
de datos estadística de barras de 230 kV, barras de 138 kV y de barras de 69 kV,
67
se procede de manera similar a lo descrito en la base de datos para el sistema de
generación, esto es:
En primer lugar se procedió a crear los archivos que llevan el nombre 200101,
200102,…, 200112.xls con la forma (año-mes), para todos los años en estudio
(2001 a 2006), estos archivos poseen una hoja por cada uno de los días de cada
mes; en dichas hojas constan los nombres de las barras del SNI, la hora de inicio
y culminación de fallas y mantenimientos, el número de transiciones operación
falla, operación mantenimiento para cada barra del SNI. En base a esta
información se obtienen los tiempos totales de operación, falla y mantenimientos y
el número total de fallas y mantenimientos ocurridos, valores que se ubican en
una hoja llamada “resumen” para cada uno de los archivos mencionados al
comienzo de este párrafo.
Una vez tratada la información se procedió a crear los archivos:
• “RESUMEN_BARRAS_230kV.xls”
• “RESUMEN_BARRAS_138kV.xls”
• “RESUMEN_BARRAS_69kV.xls”
Estos archivos contienen las barras de SNI de 230 kV, 138 kV y 69 kV
respectivamente y contienen las siguientes hojas:
• DISPONIBLE: número de horas que una barra permanece en operación.
• FUERA DE SERVICIO: número de horas que una barra no opera por falla.
• MANTENIMIENTO: número de horas que una barra no opera por
mantenimiento.
• # FALLAS: número de veces que una barra ha salido de servicio por falla.
• # MANTENIMIENTOS: número de veces que una barra ha salido de
servicio por mantenimiento.
En estos archivos constan los nombres de las barras del SNI, y mediante una
macro se extrae la información de las hojas llamadas “resumen” de todos los
68
archivos (200101.xls,..., 200612.xls) de todo el período de análisis, obteniendo así
los datos correspondientes del tiempo total de falla, operación y mantenimiento,
número total de fallas y mantenimientos y colocándolos en las hojas
correspondientes a los archivos “RESUMEN_BARRAS_230kV.xls”,
“RESUMEN_BARRAS_138kV.xls” y “RESUMEN_BARRAS_69kV.xls”.
Luego de obtener la base de datos estadística de cada barra del SNI, se procede
a calcular índices de confiabilidad, tales como:
• Frecuencia de falla (número de fallas promedio por año)
• Duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación)
• Frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año)
• Duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación)
• Disponibilidad de cada elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento)
Para detallar la manera de cómo se obtuvo los índices anteriores se citan como
ejemplos, para barras a 230 kV se toma la barra MILAGRO; para barras a 138 kV
se toma la barra PASCUALES y finalmente para las barras a 69 kV se toma la
barra RIOBAMBA.
BARRA MILAGRO 230 kV.
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
1 :fallas de #
años6 :análisis de Período
===año1
0.1666661
análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
69
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
h 70.36666666 :falla por servicio de Fuera
1 :fallas de #
[ ]h03666666671
70.36666666fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo ===
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
Para la frecuencia de mantenimiento, así como para la duración promedio del
mantenimiento, no se posee información.
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación del
elemento), se tiene:
HMHFHTidadDisponibil −−=
período deltotales Horas :HT
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
Ejemplo para el año 2006
h 7608:HT
h 70.36666666 :HF
70
h0 :HM
070.36666666idadDisponibil −−= 8760
38759.63333idadDisponibil =
100*8760
38759.63333lidad%Disponibi =
99.995lidad%Disponibi =
BARRA PASCUALES 138 kV.
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
1 :fallas de #
años6 :análisis de Período
===año1
70.1666666661
análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
h 0.75 :falla por servicio de Fuera
1 :fallas de #
[ ]h0.751
0.75fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo ===
71
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
3 :ntosmantenimie de #
años6 :análisis de Período
===añoanálisisdePeríodo
ntosmantenimiedentosmantenimiedeFrecuencia
15.0
63#
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
h40 :ntomantenimie por servicio de Fuera
3 :ntosmantenimie de #
[ ]h313.33333333
40 fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo ===
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento), se tiene:
HMHFHTidadDisponibil −−=
período deltotales Horas :HT
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
Ejemplo para el año 2005
72
h8760 :HT
h0 :HF
h32 :HM
320idadDisponibil −−= 8760
8728idadDisponibil =
100*87608728
lidad%Disponibi =
99.634lidad%Disponibi =
BARRA RIOBAMBA 69 kV.
Para la frecuencia de falla (número de fallas promedio por año), se tiene:
2 :fallas de #
años6 :análisis de Período
===año1
30.3333333362
análisis de Períodofallas de #
falla de Frecuencia
Para la duración promedio de la falla (Tiempo medio de reparación), se tiene:
h2.3 :falla por servicio de Fuera
2 :fallas de #
73
[ ]h2
2.3 fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo 15.1===
Para la frecuencia de mantenimiento (número de mantenimientos promedio por
año), se tiene:
1 :ntosmantenimie de #
años6 :análisis de Período
===año1
70.1666666661
análisis de Períodontosmantenimie de #
ntosmantenimie de Frecuencia
Para la duración promedio del mantenimiento (Tiempo medio de reparación), se
tiene:
h2 :ntomantenimie por servicio de Fuera
1 :ntosmantenimie de #
[ ]h212
fallas de #servicio de Fuera
reparación de medio Tiempo ===
Para la disponibilidad del elemento (horas que se mantuvo en operación el
elemento), se tiene:
HMHFHTidadDisponibil −−=
período deltotales Horas :HT
falla por servicio de fueraHoras :HF
ntomantenimie por servicio de fueraHoras :HM
74
Ejemplo para el año 2006
h8760 :HT
h0 :HF
h2 :HM
20idadDisponibil −−= 8760
8758idadDisponibil =
100*87608758
lidad%Disponibi =
99.977lidad%Disponibi =
De los índices mencionados se tomarán los que requiera el programa NEPLAN,
según se define más adelante.
3.3 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS
ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DEL SNI UTILIZANDO EL
SOFTWARE NEPLAN[25]
3.3.1 CONSIDERACIONES GENERALES
En esta parte se presenta el procedimiento que se debe seguir para la obtención
de los índices de confiabilidad utilizando el software NEPLAN, esto en cuanto a la
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
75
edición de datos de confiabilidad, elaboración de librerías, tipos de datos de
confiabilidad para cada elemento
3.3.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES
Para proceder a ingresar los datos de confiabilidad que requiere el software
NEPLAN, es necesario dar un tratamiento adicional a los índices de confiabilidad
obtenidos en 3.2, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:
• En primer lugar se elige el sistema de potencia a ser simulado, que en
primera instancia corresponde al sistema nacional interconectado en
condiciones de demanda máxima e hidrología seca del año 2007.
• Para la edición de datos de confiabilidad de cada elemento (generador, o
barras del SNI), en el software NEPLAN, se considera que los datos de
frecuencia de falla (1/año) y tiempo medio de reparación (h) que se
obtuvieron en la base de datos previamente elaborada, corresponden a la
frecuencia de falla (1/año) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción
Estocástica Independiente Larga.
• Para la edición de datos de confiabilidad de cada línea de transmisión en
el software NEPLAN, se considera que los datos de frecuencia de falla
(1/año.km) y tiempo medio de reparación (h) que se obtuvieron en la base
de datos previamente elaborada, corresponden a la frecuencia de falla
(1/año.km) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción Estocástica
Independiente Larga.
• Para la edición de datos de confiabilidad de cada elemento (línea de
transmisión, transformador o barras del SNI), en el software NEPLAN, se
considera que los datos de frecuencia de mantenimiento (1/año) y tiempo
medio de reparación (h) que se obtuvieron en la base de datos
previamente elaborada, corresponden a la frecuencia de mantenimiento
(1/año) y tiempo (h) pertenecientes a Interrupción Planeada Larga.
76
• Para los componentes para los que no se han calculado datos de
confiabilidad, tales como: interruptores, transformadores de dos
devanados, barras a 230 kV, 138 kV, y 69 kV, se toman índices
internacionales, esto es:
TABLA 3.1 Índices Internacionales[5].
COMPONENTE FRECUENCIA DE FALLA TIEMPO MEDIO DE REPARA CION[FALLAS/AÑO] [HORAS]
INTERRUPTORES 0,005 8TRANSFORMADORES 0,2 5
BARRAS 0,015 6
• Para las compensaciones serie y paralelo se considera que estos
elementos no poseen fallas es decir son elementos ideales, el programa al
no detectar datos asignados a los elementos los asume como ideales.
3.3.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD EN NEPLAN[25]
Para realizar un análisis de confiabilidad o un cálculo de los índices de
confiabilidad, el programa NEPLAN requiere los siguientes pasos:
• Modelo de red
• Modelo para líneas de transmisión y transformadores
• Modelo de protección de los elementos
• Sistema de puesta a tierra
• Modelo de carga
• Modelo del generador
[5] TORRES CORDERO, Gorki Francisco. Adaptación de modelos para el cálculo de la Confiabilidad del Sistema Nacional de Transmisión para el año 2004, con el programa DIGSILENT. [25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
77
3.3.3.1 Modelo de Red
El análisis de confiabilidad requiere una representación detallada de la red a ser
simulada, basado en el modelo de flujo de carga, se debe añadir la siguiente
información:
• Estadísticas de falla de los elementos de la red, tales como frecuencia de
falla y tiempo medio de reparación.
• Topología de la red.
• Dispositivos de apertura o cierre.
• Duración de las operaciones de apertura o cierre, sean estas por
operaciones manuales, automáticas o controladas remotamente.
• Conceptos de protecciones,
• Sistema de puesta a tierra del sistema.
• Características generación – carga.
• Modelado del costo de interrupción.
En el presente caso se dispone de la mayoría de la información que se menciona
en el párrafo anterior, cada ítem se explicará mas adelante.
3.3.3.2 Modelo para líneas de transmisión y transformadores
La modelación de estos elementos, requiere que se ingresen los siguientes datos:
• Interrupción estocástica independiente corta y larga.
• Interrupción por mantenimiento.
• Desconexión manual.
• Falla a tierra.
De la base de datos estadística previamente elaborada se ingresan datos
correspondientes a:
78
• Interrupción estocástica independiente larga.
• Interrupción planeada larga.
3.3.3.2.1 Interrupción estocástica independiente larga
En el presente caso de estudio se asume como hipótesis que todas las
interrupciones de todos los elementos del sistema son interrupciones estocásticas
independientes largas, ya que los datos estadísticos que se poseen contienen en
su mayoría frecuencias largas de interrupción, además se hicieron estudios
previos en base a ejemplos en los que se pudo verificar en los resultados que no
existe una diferencia sustancial al ingresar los interrupciones como cortas o
largas.
3.3.3.2.2 Interrupción planeada larga
De igual forma que en el caso anterior se asume como hipótesis que todas las
interrupciones de todos los elementos del sistema son interrupciones planeadas
largas, esto se debe a que los mantenimientos programados anuales en general
implican tiempos considerables.
3.3.3.3 Modelo de protección de los elementos
En este caso de estudio no se poseen datos estadísticos de interruptores, por lo
que se asume índices internacionales característicos, que se mencionan en
consideraciones particulares, los cuales poseen datos para interrupción
estocástica independiente larga, con la respectiva duración media de interrupción.
79
3.3.3.4 Puesta a tierra del sistema
El programa requiere información sobre los datos de puesta a tierra de los
elementos del sistema, esto se define en la pestaña Puesta a Tierra de las cajas
de diálogo de los transformadores, por medio del campo Z (0)/Z (1) máx. Si el
valor Z (0)/Z (1) máx se ajusta menor que 10, se asume que el sistema está
sólidamente aterrizado, de lo contrario se asume un sistema sin aterrizar (aislado)
o compensado. Para el presente caso de estudio se tiene que el sistema se
encuentra sólidamente aterrizado.
3.3.3.5 Modelo de carga
Para los análisis de Confiabilidad en redes eléctricas, los diferentes modelos de
carga y generación son muy importantes cuando se analizan escenarios de falla.
Una falla durante la fase de carga pico en una red seguramente tendrá
consecuencias más severas que una falla en los períodos de baja carga. Sin
embargo, el modelamiento de curvas de carga y generación conduce
teóricamente a un número infinito de modelos de carga. Para ahorrar tiempo de
cálculo, es necesario limitar el número de estados examinados. A menudo, la
subdivisión en dos estados de carga característicos es suficiente.
3.3.3.6 Modelo de generador
Para el modelo de este elemento, el programa requiere que se defina los
siguientes datos a ser ingresados:
• Interrupción estocástica independiente larga.
• Duración de la interrupción
• Tiempo de arranque
• Probabilidad de falla en el arranque
80
• Gradiente de potencia
• Tiempo de restauración luego de una falla en el arranque
Para el presente estudio se ingresa todos los datos mencionados a excepción del
gradiente de potencia que en algunas unidades no se posee información.
3.3.4 SECUENCIA DE OPERACIONES EJECUTADAS DURANTE EL
CÁLCULO DE CONFIABILIDAD[25]
En el cálculo de Confiabilidad, los primeros contribuyentes a los problemas son
las combinaciones de fallas. Tales combinaciones de fallas describen los
componentes que están simultáneamente fuera de servicio, debido ya sea al
traslape estocástico (como resultado de una falla) o al traslape planeado (como
resultado de la actividad de mantenimiento). El propósito del cálculo de
Confiabilidad es determinar y cuantificar la contribución hecha por todas las
combinaciones de falla relevantes, a la interrupción del suministro en los nodos de
carga.
Así como en el procedimiento manual utilizado por el proyectista o planificador,
esto implica dos pasos importantes: la generación de las combinaciones de falla y
la investigación de los efectos en el suministro en la red (análisis del efecto de
falla, AEF).
El primer método de generación de combinaciones de falla es la enumeración,
este implica definir todas las posibles combinaciones de elementos por encima de
una probabilidad mínima establecida, o hasta un número máximo de
componentes afectados simultáneamente. La alternativa a la enumeración es la
simulación, en la cual los componentes afectados se determinan aleatoriamente
con base en sus datos característicos.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
81
Procesamiento de datos de red
Generación de combinaciones
de falla mediante enumeración o
simulación
Análisis de efecto de falla
FIGURA 3.1 Secuencia de Operaciones Ejecutadas durante el Cálculo
3.3.4.1 Generación de combinaciones de falla
La parte crucial de estas operaciones secuenciales es generar combinaciones de
falla hasta un cierto orden deseado, es decir, hasta el número deseado de
componentes simultáneamente en falla. Para cada combinación, el programa
determina los diversos “eventos” que conducen a ella.
De esta manera, por ejemplo, una interrupción de orden simple de un interruptor
podría ocurrir debido a una función de sobreprotección o a un disparo manual
falso por parte del personal de operación. Las contingencias de orden doble
podrían ocurrir debido a fallas improbables independientes simultáneas en
componentes durante el trabajo de mantenimiento en otros componentes.
82
3.3.4.2 Análisis de efecto de falla
El análisis de efecto de falla se ejecuta en cada combinación de fallas. El software
determina entonces si en este estado el suministro de las cargas se encuentra
restringido.
En caso de que así sea, se hace un intento para restaurar el suministro de las
cargas aunque sea parcialmente.
El procesamiento de una combinación de fallas entrega al final un valor para la
contribución de esa combinación a las características de confiabilidad, expresado
como probabilidad. Para cada nodo de carga, se generan figuras para la
frecuencia y duración de la interrupción del suministro (no-suministro o bajo
suministro). La contribución de esta combinación de fallas se agrega a los
factores ya identificados, de modo que después del procesamiento de todas las
combinaciones de fallas relevantes se obtenga un panorama detallado de las
interrupciones que ocurren en cada nodo de carga.
3.3.5 CÁLCULO DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN[19],[20]
En la Figura 3.2 se muestra el proceso de cálculo que se lleva a cabo en el
programa.
Los sistemas se deben modelar en detalle para propósitos del cálculo de
confiabilidad. Por ejemplo, las topologías de las bahías de interruptores o tableros
y las duraciones de las operaciones de apertura o cierre manual y remoto juegan
una parte importante durante las contingencias. Basados en el modelo de flujo de
carga, un sistema requiere datos de entrada adicionales para el análisis de
Confiabilidad.
[19] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Basic Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
83
FIGURA 3.2 Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN[20]
Un estudio de Confiabilidad puede incluir típicamente los siguientes pasos:
• Modelar el sistema de estudio para cálculos de flujo de carga.
• Definir topología de tableros y bahías de interruptores (incluyendo duración
de operaciones de apertura o cierre).
• Especificar la configuración de protección de los tableros.
• Especificar la puesta a tierra del sistema
• Entrada y asignación de datos de Confiabilidad
• Características de entrada de carga y generación (ver parámetros de
cálculo); asignar características a los elementos de carga y generación
• Posiblemente definir grupos de fallas
• Ajustar los parámetros de cálculo
• Ejecutar el cálculo
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
84
• Visualizar los resultados en el diagrama de red, por medio de tablas y
gráficos
• Posiblemente hacer evaluaciones adicionales
• Posiblemente repetir los pasos desde la ejecución de cálculo con el fin de
analizar diferentes casos de estudio.
En base a lo expresado se procede a modelar un sistema de potencia que en
primera instancia corresponde al Sistema Nacional Interconectado período de
demanda máxima e hidrología seca, para cálculos de flujo de carga. El diagrama
de la Figura 3.3, muestra el proceso del cálculo de confiabilidad que lleva acabo el
programa, a continuación se hará una descripción de cómo se van ingresando los
datos en el programa, así como los parámetros para la simulación respectiva.
FIGURA 3.3 Proceso Interno de Cálculo de Confiabilidad con NEPLAN
3.3.5.1 Asignación de datos de confiabilidad a los elementos de red
85
Una vez que se han definido las características del sistema y se han editado los
datos de confiabilidad de los elementos del sistema de potencia, se procede a la
asignación de los datos de confiabilidad, se toma ejemplos para cada elemento
del sistema.
3.3.5.1.1 Asignación de datos de confiabilidad a Unidades Generadoras
Para el efecto se procede a dar doble click en la máquina sincrónica, se abre la
ventana Maquina Sincrónica, en el menú se elige Confiabilidad para asignar el
dato se da click en el botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y
se busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son
asignados. En la Figura 3.4 se puede apreciar lo descrito para la unidad 7, cuyo
tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “G_U7_PAUTE”.
FIGURA 3.4 Asignación Datos Máquina Sincrónica
86
3.3.5.1.2 Asignación de datos de confiabilidad a Transformadores
Para el efecto se procede a dar doble click sobre el transformador, se abre la
ventana Transformador, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se
da click en el botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se
busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados.
En la Figura 3.5 se puede apreciar lo descrito para el transformador MOLINO
AT2, cuyo tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “T_AT2_MOL_3U2”.
FIGURA 3.5 Asignación Datos Transformadores
87
3.3.5.1.3 Asignación de datos de confiabilidad a Líneas
Para el efecto se procede a dar doble click sobre las líneas, se abre la ventana
Línea, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se da click en el
botón “…” se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se busca el tipo al que
corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados. En la Figura 3.6 se
puede apreciar lo descrito para la línea Molino – Pascuales C2, cuyo tipo de dato
de confiabilidad lleva el nombre “L_MOL_PAS_2_2”.
FIGURA 3.6 Asignación Datos Líneas
88
3.3.5.1.4 Asignación de datos de confiabilidad a Barras
Para el efecto se procede a dar doble click sobre las líneas, se abre la ventana
Nodo, en el menú se elige Confiabilidad, para asignar el dato se da click en el
botón “…” junto a Tipo nodo, se abre la ventana Tipo de Datos Confiabilidad y se
busca el tipo al que corresponda, se presiona aceptar y los datos son asignados.
En la Figura 3.7 se puede apreciar lo descrito para la barra Molino a 230 kV, cuyo
tipo de dato de confiabilidad lleva el nombre “B_MLN_230”.
FIGURA 3.7 Asignación Datos Nodos (Barras)
89
3.3.5.1.5 Asignación de datos de confiabilidad a Interruptores
Para los datos de confiabilidad a los elementos que no se poseen estadísticas de
su operación, falla y mantenimiento, el programa al no identificar datos asignados
a esos elementos los asume como elementos ideales, es decir sin fallas. En este
caso se ingresaron datos para interruptores tomando en cuenta los índices
internacionales.
FIGURA 3.8 Asignación Datos Interruptores
90
3.3.5.1.6 Asignación de datos de confiabilidad a Cargas
Para asignar los datos de confiabilidad se da click en la pestaña Características
de carga y se elige Tipo 1 que es la característica que se muestra mas adelante
en Parámetros de Confiabilidad – Figura 3.11, para el tipo de datos se da click en
y se elige la carga que corresponda.
Para la opción límite de suministro parcial se ingresa el 25%, esto con el motivo
de permitir el suministro parcial de potencia en las cargas. En la opción de
número de clientes se ingresa el número de clientes de acuerdo a la distribución
en base a la estadística del sector eléctrico ecuatoriano, se hizo la distribución de
clientes para cada una de las cargas, teniendo en cuenta el área de concesión de
cada empresa de distribución.
Para la curva de costo de interrupción se procedió a buscar información acerca
del costo de interrupción (USD/kWh), pero al momento no existe un estudio que
otorgue un costo de energía no suministrada sin embargo se considera el valor de
300 USD/MWh hasta que el CONELEC efectúe el estudio correspondiente para
determinar el Costo de la Energía No Suministrada en el país. Se ingresa el valor
de 300 USD/MWh, es decir 0.3 USD/kWh, que se mantiene durante una hora de
interrupción, luego se considera un incremento si la interrupción se encuentra
entre una y dos hora, luego otro incremento si la interrupción va de dos a tres
horas y finalmente un costo máximo de 0.7 USD/kWh, que se mantendrá si la
interrupción es mayor a 3 horas. Lo expuesto se muestra en la Figura 3.9.
91
FIGURA 3.9 Asignación Datos Carga
3.3.5.2 Parámetros de cálculo
Para modificar los parámetros de cálculo se debe seleccionar la opción del menú
Análisis – Confiabilidad – Parámetros... Aparece la caja de diálogo parámetros.
Este diálogo está compuesto por las pestañas General, Modelos de Falla, Límites
de Cargabilidad, Características de Carga, y Tipos de Datos de Confiabilidad. La
ventana luce de la siguiente manera:
92
FIGURA 3.10 Parámetros de Confiabilidad
3.3.5.2.1 Opción de menú General
En el menú parámetros de confiabilidad se encuentra la opción General, en la que
se elige dentro de la pestaña Análisis estado del sistema, se toma la opción Flujo
de Carga AC: Flujo de Carga complejo. Toma en cuenta las impedancias de rama
complejas y la potencia compleja, habilitando la detección de violaciones del
rango de voltaje permitido durante la implementación de medidas para restaurar el
suministro, por ejemplo. El tipo de cálculo complejo es necesario esencialmente
cuando hay alimentaciones enmalladas en la red de alto voltaje. Además se
asigna la moneda, que es la unidad monetaria para los diagramas y tablas de
salida. Se encuentra la duración de la apertura o cierre remoto, que son la
93
duración de las operaciones de apertura o cierre controladas remotamente, otro
dato que se debe especificar es la duración de la apertura o cierre manual, que es
la duración para operaciones de apertura o cierre manuales. Para protección en
tableros se toma la protección diferencial, que representa el disparo de todos los
interruptores conectados a los nodos en caso de fallas. Por otra parte para
configuración bahía interruptor, se toma la topología por defecto de la bahía de
interruptores para ramas conectadas directamente a nodos. Lo descrito es todo
en cuanto a los parámetros generales.
Previo al análisis se ingresaron los siguientes datos:
Dentro de la opción análisis de estado del sistema se escoge la opción flujo de
carga AC, debido a que el análisis de confiabilidad requiere previamente la
convergencia del flujo de carga AC.
En la opción deslastre de carga, se ingresa el 25%, esto debido a que es
recomendable utilizar deslastres de carga entre el 10% y 25% para evitar una
masiva desconexión de la carga ante la ocurrencia de un evento.
Para la opción ajustes por defecto, se utiliza 60 minutos para la apertura o cierre
manual, tiempo suficiente para realizar una operación bajo un evento dado. Para
protección de tableros se utiliza la protección diferencial que es la común por sus
características. En la opción dispositivos, bahía, interruptores se toma la
configuración barra-seccionador-interruptor que es la utilizado en el diagrama
unifilar.
En opciones para flujo de carga AC, se toma la opción Usar flujo de carga DC en
caso de que el flujo no converja.
3.3.5.2.2 Opción de menú Modelos de falla
94
Modos de Falla a considerar durante el cálculo de análisis de Confiabilidad, aquí
es donde el usuario puede definir los modelos de falla a ser simulados, es decir se
puede personalizar y analizar el efecto al realizar una simulación solo con fallas
simples, o fallas múltiples, en definitiva una gama de combinaciones que se
pueden ir analizando.
3.3.5.2.3 Opción de menú Límites de cargabilidad
El cálculo de Confiabilidad permite entrar diferentes niveles de sobrecargabilidad
térmica para Cables, Líneas aéreas, Transformadores y Acoples. Para un tiempo
relativamente corto es completamente posible sobrecargar los elementos lejos de
sus valores límite. Se distinguen tres rangos de tiempo: corto, plazo, mediano
plazo y largo plazo. Los dos campos de la fila Límites de Tiempo definen las
duraciones de corto y mediano plazo. La duración del largo plazo es infinita
(estado estable).
3.3.5.2.4 Opción de menú Características de carga
Como ya se explicó en el modelo de carga, en esta opción del menú se pude
realizar el modelamiento de curvas de carga y generación pero como se dijo esto
conduce teóricamente a un número infinito de modos de carga. Para ahorrar
tiempo de cálculo, es necesario limitar el número de estados examinados. A
menudo, la subdivisión en dos estados de carga característicos es suficiente. Esta
opción se la puede dejar sin efecto.
En este caso se hace uso de una curva característica de carga, esta característica
se toma de la curva de carga diaria característica del SNI, tomada del Plan de
Electrificación 2006 – 2015 del CONELEC. De dicha curva de carga se establecen
cuatro estados de carga, las 24 horas del día se las ingresa en porcentaje y su
sumatoria debe dar 100%, las características de dichos estados se establecen en
95
pu y son función de las horas que la curva permanece en un intervalo de tiempo
determinado. Lo descrito se muestra en la Tabla 3.2:
TABLA 3.2 Estados de la Curva de Carga diaria característica del SIN[23].
Estados h % Característica 1 5 20,83 0.55 2 5 20,83 0.7 3 10 41,67 0.75 4 4 16,67 1.0
TOTAL 24 100
FIGURA 3.11 Características de carga y curva de duración de carga
[23] CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2006.
96
3.3.5.2.5 Opción de menú Tipos de Datos de Confiabilidad
Los tipos de datos de Confiabilidad se pueden asignar a cada elemento de red.
Para elementos sin tipo de datos asignado, los tipos de datos por defecto se
utilizarán durante el cálculo de Confiabilidad. Estos tipos de datos por defecto se
pueden definir para Nodos, Líneas aéreas, Cables, Transformadores, Cargas,
Unidades de Generación, Interruptores e Interruptores de Desconexión
(Seccionadores). Es permitido dejar vacíos los campos de los tipos de datos por
defecto. En este caso, los elementos que no tienen tipos de datos asignados se
asumen como ideales (sin interrupciones). Mediante los botones „...“se obtiene
una lista de todos los datos de Confiabilidad existentes del tipo correspondiente.
Al hacer click en el botón Lista…, se obtiene una ventana general o de resumen
de todos los tipos de datos existentes en el proyecto actual.
3.3.5.3 Análisis de Confiabilidad
Una vez que se han definido las características del sistema y se han editado los
datos de confiabilidad de los elementos del sistema de potencia, y se han
asignado los tipos de datos a los elementos del sistema se procede a la ejecución
del análisis, antes de proceder a la ejecución se pueden verificar los datos de tipo
de confiabilidad que se han asignado a todos los elementos. Para la ejecución del
cálculo de confiabilidad, luego de un flujo de carga exitoso y de haber asignado
los parámetros de confiabilidad, se procede a dar click en la pestaña del menú
del proyecto, se selecciona confiabilidad, y se presiona calcular .
FIGURA 3.12 Análisis de Confiabilidad.
97
CAPÍTULO IV
4 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE ÍNDICES DE
CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL
INTERCONECTADO MEDIANTE SIMULACIÓN EN EL
PROGRAMA NEPLAN
4.1 INTRODUCCION
En este capítulo se presentan los resultados obtenidos en la aplicación de la
metodología expuesta en el capítulo III tanto para la elaboración de la base de
datos que contiene los índices de confiabilidad de los elementos del sistema como
para el análisis de confiabilidad del sistema nacional interconectado utilizando el
software NEPLAN.
El análisis se realiza para dos escenarios uno que considera la demanda máxima
del período de baja hidrología del año 2007 y el escenario de demanda máxima
del período de baja hidrología para el año 2012.
Con la simulación del análisis de confiabilidad del sistema nacional interconectado
en el software NEPLAN se obtienen los índices de confiabilidad del SNI, en su
conjunto e índices de confiabilidad para cada carga modelada en el sistema.
98
4.2 CONSIDERACIONES PARTICULARES
Para el escenario que considera la demanda máxima del período de baja
hidrología del año 2007, se realizó una evaluación en la que se toma en cuenta el
diagrama unifilar del SNI para el presente año.
Para el escenario que considera la demanda máxima del período de baja
hidrología del año 2012, se realizó una evaluación en la que se considera la
integración de los diferentes proyectos que constan en el Plan de expansión de
TRANSELECTRIC (PET) 2008 – 2017, versión Mayo 2007.
Para las cargas consideradas en los dos escenarios en estudio se ingresó la
curva de demanda de carga diaria característica del SNI.
4.3 INGRESO DE LA CURVA DE CARGA DIARIA
CARACTERÍSTICA DEL SISTEMA
Para obtener un mejor análisis de confiabilidad se hace necesario ingresar la
curva de carga diaria característica del sistema en cada una de las cargas del
SNI. Caso contrario el programa asumirá que la carga permanece en todo
momento en su valor máximo durante el transcurso del día. La curva de carga
característica fue tomada del Plan de Electrificación 2006 – 2015 del CONELEC y
se presenta en la Figura 4.1.
99
FIGURA 4.1 Curva de carga diaria característica del sistema
4.4 CÁLCULO DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD CON NEPLAN
4.4.1 OPCIONES DE FILTRO[25]
El software NEPLAN permite personalizar los resultados arrojados, utilizando
opciones de filtro (Figura 4.2.). Una vez que se ha simulado, el programa otorga
una evaluación por defecto, luego se elige la opción de filtro y se presiona
evaluar. Para los análisis realizados en el presente estudio se ha escogido la
opción de filtro Fallas Simples, debido a que esta opción se ajusta al tipo de datos
ingresados en cada elemento del sistema. Los resultados que se pueden obtener
del sistema se presentan en la Tabla 4.1.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
100
FIGURA 4.2. Resultados de análisis de Confiabilidad – Opciones de Filtro – Fallas
simples.
TABLA 4.1. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN - Sistema
Índice Unidad Descripción
N - Número total de clientes atendidos.
SAIFI 1/año Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
SAIDI min/año Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
CAIDI h Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
ASAI % Índice de disponibilidad de servicio promedio
F 1/año Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema
T h Duración media de interrupción de las cargas del sistema
Q min/año No disponibilidad de servicio del sistema
P MW/año Potencia de carga interrumpida del sistema
W MWh/año Energía de carga no suministrada del sistema
C US$/año Costos totales de interrupción de carga
101
Los índices SAIDI, SAIFI, CAIDI, ASAI se los obtiene de la siguiente manera:
∑
∑
=
==n
i
n
i
Ni
NiFi
1
1
*
SAIFI [4.1]
Donde:
Fi: Frecuencia de interrupción del elemento i. El elemento i hace referencia a las
cargas del sistema
Ni: Es el número de clientes asociados a la carga i.
∑
∑
=
==n
i
n
i
Ni
NiQi
1
1
*
SAIDI [4.2]
Donde:
Qi: Probabilidad de interrupción del elemento i. El elemento i son la cargas del
sistema
Ni: Es el número de clientes asociados a la carga i.
SAIFI
SAIDI=CAIDI [4.3]
Donde:
SAIDI: Índice de duración de la interrupción promedio del sistema.
SAIFI: Índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema.
102
( )( ) 100*608760
608760ASAI
SAIDI−= [4.4]
Donde:
El valor 8760 son las horas de período estadístico anual, están multiplicadas por
60 para expresar el valor en minutos. El resultado está expresado en porcentaje.
Los índices F, T, Q, P y W que se muestran en la Tabla 4.1 se pueden obtener de
la siguiente forma:
FIGURA 4.3. Dependencia entre los índices de confiabilidad
Los índices de confiabilidad que se obtienen para las cargas, son los siguientes:
103
TABLA 4.2. Índices de confiabilidad que otorga NEPLAN- Cargas
Índice Unidad Descripción
F 1/año Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema
T h Duración media de interrupción de las cargas del sistema
Q min/año No disponibilidad de servicio del sistema
P MW/año Potencia de carga interrumpida del sistema
W MWh/año Energía de carga no suministrada del sistema
C US$/año Costos totales de interrupción de carga
F: Frecuencia esperada de la interrupción del suministro por año.
Q: Probabilidad esperada de la interrupción en minutos u horas por año.
T: Duración promedio de las interrupciones de los clientes.
P: Potencia interrumpida
W: Energía interrumpida.
C: Costos de interrupción del suministro de energía.
4.4.2 RESULTADOS EN NEPLAN
Para poder visualizar los resultados en NEPLAN el programa ofrece las siguientes
posibilidades:
� Sobre el diagrama, y con colores de acuerdo a los resultados de los índices
de confiabilidad obtenidos.
� En tablas, con la ayuda del menú dentro del análisis de confiabilidad, se
puede desplegar tablas con los índices mencionados.
� Mediante gráficos en los que se pueden analizar cada índice de acuerdo a
los requerimientos del análisis.
104
FIGURA 4.4 Esquema de presentación de resultados en NEPLAN
4.5 INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL PROGRAMA NEPLAN
PREVIA A LA OBTENCIÓN DE LOS ÍNDICES DE
CONFIABILIDAD.
Los datos utilizados para la simulación, del periodo de demanda máxima para el
estiaje del año 2007 se presentan en el Anexo 1, desde la Tabla 1 hasta la
Tabla10.
4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS[20],[25]
A continuación se presenta el análisis e interpretación de los resultados obtenidos
en la simulación realizada en el software NEPLAN para los dos escenarios de
estudio.
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
105
En el escenario del 2007, se identifican los puntos o zonas débiles en la red de
transmisión y se identifican que elementos del SNI tienen mayor incidencia sobre
el nivel de energía no suministrada. Para el escenario 2012 se realiza su
validación en base a los resultados de índices de confiabilidad tales como: índice
de frecuencia de interrupciones promedio del sistema [SAIFI], índice de duración
de interrupciones promedio del sistema [SAIDI], índice de duración de
interrupciones promedio por cliente [CAIDI], índice de disponibilidad de servicio
promedio [ASAI], Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema [F],
duración media de interrupción de las cargas del sistema [T], no disponibilidad de
la carga del sistema [Q], potencia de carga interrumpida del sistema [P], y energía
de carga no suministrada del sistema [W] y se realiza una comparación con el
escenario 2007.
4.6.1 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO 2007
PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA
Una vez ingresados los datos necesarios para el análisis del año 2007, se
procede a realizar la simulación correspondiente para obtener los índices de
confiabilidad del mencionado período. Se obtuvo los resultados para fallas
simples, debido a que esta opción se ajusta al tipo de datos ingresados en cada
elemento del sistema. El programa arroja resultados, tanto para el sistema en
general, como para las cargas. Los valores obtenidos para los índices de carga
del sistema se aprecian en la Tabla 4.3:
106
TABLA 4.3. Índices de carga del sistema
Índice Unidad Valor Descripción 1 N - 3169569 Número total de clientes atendidos. 2 SAIFI 1/año 1.062 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema 3 SAIDI min/año 126.978 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema 4 CAIDI h 1.992 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente 5 ASAI % 99.976 Índice de disponibilidad de servicio promedio 6 F 1/año 37.085 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema 7 T h 1.622 Duración media de interrupción de la carga total del sistema 8 Q min/año 3608.943 No disponibilidad de la carga total del sistema 9 P MW/año 1758.725 Potencia de carga interrumpida total 10 W MWh/año 3056.142 Energía de carga total no suministrada 11 C US$/año 782564.107 Costos totales de interrupción de carga
El índice SAIFI, representa al valor promedio de 1.062 [1/año], que quiere decir
que el sistema tiene por lo menos una falla al año. El [SAIDI] significa una
duración promedio de 126.978 [min/año] o 2.11 [h/año], es decir que el sistema
tiene en promedio una falla y que la duración de esa falla es aproximadamente
dos horas, el valor de la duración de la falla corresponde al 0.024% del total de
horas al año. Para el índice [CAIDI] que resulta de los dos índices anteriores se
tiene un valor de 1.992 [h] por cliente, quiere decir que cada usuario tendrá en
promedio dos horas de interrupción del servicio al año. Se puede observar que el
índice de disponibilidad de servicio [ASAI] se encuentra en un valor aceptable,
pero existe la posibilidad de mejorarlo. Los resultados completos se aprecian en el
Anexo 2, Tablas 1 y 2.
4.6.1.1 Índices por carga
En la Tabla 4.4, se hace una comparación de los resultados presentados en el
Anexo 2, Tabla 1, se determina que cargas poseen los mejores y peores
resultados correspondientes a frecuencia de falla, probabilidad de falla y energía
no suministrada.
107
TABLA 4.4 Comparación de resultados para Índices de carga.
INDICE UNIDAD TOTAL NOMBRE DEL ELEMENTO
MEJOR VALOR
NOMBRE DEL ELEMENTO
PEOR VALOR
F [1/año] 37.085 C_PUYO 0.143 C_Jivino 6.797 Prob [min/año] 3608.943 C_PUYO 21.558 C_EMEPE_POS 604.526
W [MWh/año] 3056.14 C_CEDEGE_PAS 0.007 C_CATEG_POL 223.363
La frecuencia de falla 37.085 [1/año] corresponde al sumatorio de las Fi [1/año] de
todos los elementos en falla. La probabilidad de falla 3608.943 [min/año],
corresponde al sumatorio del producto entre Fi [1/año] y el tiempo Ti [h] de todos
los elementos en falla, donde Fi es la frecuencia de cada elemento y Ti es el
tiempo de interrupción de cada elemento. La energía no suministrada 3056.14
[MWh/año], corresponde al sumatorio de Wi [MWh/año], donde Wi corresponde a
la energía no suministrada de cada carga.
4.6.1.2 Índices de carga – Elementos en falla
El sistema modelado posee 1457 elementos, divididos entre 133 generadores,
129 transformadores, 119 líneas de transmisión, 245 barras, 700 interruptores, 11
elementos de compensación, 53 cargas y 67 seccionadores. Para el análisis se
procedió a verificar el aporte de cada tipo de elemento para cada índice de
confiabilidad del sistema. De esto se extrae lo siguiente:
TABLA 4.5 Aportes Índices de carga – elementos en falla.
ELEMENTOS # F [1/año] T [h] Prob [min/año] P [MW/año] W [MWh/año]
Transformadores de 3d 60 13,418 57,081 1274,38 691,26 947,196
Transformadores de 2d 69 0,8 13,334 160 15,93 33,008
Líneas de transmisión 119 15,422 4,967 739,048 346,689 217,834
Interruptores 700 1,896 2977,208 819,174 194,325 1242,086
Barras 245 5,557 533,04 616,333 510,51 616,016
TOTAL 37,093 1,62 3608,935 1,758,714 3056,14
De los resultados mostrados en la Tabla 4.5 se aprecia que la mayor frecuencia
de interrupción se debe a las líneas de transmisión, y la menor a los
108
transformadores de dos devanados. El mayor tiempo de interrupción corresponde
a los interruptores. Para la determinación del tiempo total de interrupción T [h] se
aplica la siguiente expresión:
=
añoF
año
hob
TOTAL
1
Pr
TTOTAL
[ ]h62,1093,37
60
935,3608
T ==
Se observa que la mayor probabilidad de falla poseen los transformadores de tres
devanados. Finalmente el mayor nivel de energía no suministrada corresponde a
los interruptores, este valor no se ajusta exactamente a la realidad del sistema
debido a que para los interruptores no se tiene información respecto a su
operación, falla y mantenimiento. Para su modelación se utilizaron valores de
estadísticas internacionales, con el objeto de no considerarlos ideales y evitar
resultados optimistas.
4.6.1.3 Ubicación de puntos débiles del SNI
Como se aprecia en la Tabla 4.4, la carga con la peor frecuencia de falla es
C_Jivino, dicha carga se encuentra ubicada en la zona nororiental, zona que
presenta conflictos, debido a su situación geográfica y débil conexión eléctrica con
el SNI. La configuración eléctrica de esta zona se puede apreciar en la Figura 4.5.
109
FIGURA 4.5 Carga con peor frecuencia de falla.
Para ubicar otros puntos débiles se analizan los resultados presentados en el
Anexo 2, de este análisis se encuentra que las cargas que presentan valores
elevados de frecuencia de falla son los siguientes:
En primer lugar está la carga C_EMELRIOS_BAB posee un valor de 6.035
[1/año], la configuración eléctrica de la zona de conexión de esta carga se
muestra en la Figura 4.6.
110
FIGURA 4.6 C_EMELRIOS_BAB – Elevada frecuencia de falla.
También se puede apreciar que la carga C_EMEPE_POS posee un valor de
frecuencia de falla de 4.824 [1/año], la configuración eléctrica de la zona a la cual
se conecta esta carga se muestra en la Figura 4.7.
111
FIGURA 4.7 C_EMEPE_POS – Elevada frecuencia de falla
Finalmente se encuentran las cargas C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS, las
cuales poseen un valor de frecuencia de falla de 2.976 [1/año]. La configuración
eléctrica de la zona a la cual se encuentran conectadas estas cargas se puede
apreciar en la Figura 4.8.
112
FIGURA 4.8 C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS – Elevada frecuencia de falla
Las cargas mencionadas son las que poseen los valores más significativos de
frecuencia de falla. El resto de cargas poseen valores entre 0 y 2 [1/año]. Cabe
señalar que los resultados que poseen las cargas son consecuencia de la
evaluación realizada por el programa.
Para disminuir los valores elevados de frecuencia de falla se pueden considerar
las siguientes sugerencias:
113
� En primer lugar, realizar una revisión periódica del estado de funcionalidad
de cada componente, realizando mantenimientos programados en
intervalos de tiempo menores a los considerados en la actualidad.
� Tener especial cuidado en el mantenimiento de los interruptores y sistemas
de protecciones en general.
� Dependiendo del diseño de la red se puede implementar:
o Doble circuito, para el caso de líneas.
o Un transformador adicional en las S/E.
o Una conexión adicional con el punto mas cercano
� Implementar un punto de generación en el sitio.
Todas las sugerencias deben tener un análisis técnico y económico, para poder
elegir la opción adecuada que considere el mejoramiento de la confiabilidad del
servicio al menor costo. Cabe señalar que en algunos casos puede ser necesaria
la aplicación de varias de las sugerencias mencionadas.
4.6.1.3.1 Caso C_Jivino
Para el caso de la carga C_Jivino se puede conectar la línea Coca – Jivino de 69
kV. Al conectar la línea se puede observar que la frecuencia de falla disminuye a
2.272 [1/año]. El efecto en el sistema es mínimo, esta implementación contribuye
a mejorar la zona afectada, el resto del sistema se mantiene en similares
características.
114
FIGURA 4.9 C_Jivino – Conexión de línea L_COC_JIV
Si se conecta generación en la barra Jivino 69 kV la frecuencia de falla disminuye
a 0.133 [1/año], esta implementación ayuda a disminuir sustancialmente la
frecuencia de falla, pero se debe considerar los costos operativos que implica.
115
FIGURA 4.10 C_Jivino – conexión del generador G_JIVINO
4.6.1.3.2 Caso C_ EMELRIOS_BAB
Para este caso una primera solución para mejorar el índice de frecuencia de falla
es implementar un doble circuito en la línea Milagro – Babahoyo (L_MIL_BAB). El
índice se reduce a 3.545 [1/año], los resultados se pueden apreciar en la Figura
4.11.
116
FIGURA 4.11 C_EMELRIOS_BAB – Implementación de doble circuito
(L_MIL_BAB)
Existe la posibilidad de reducir la frecuencia de falla para ello se puede
implementar un transformador adicional de similares características al que se
encuentra ubicado entre las barras B_BBH_138 y B_BBH_69, el objetivo se logra,
obteniendo una frecuencia de 1.383 [1/año], pero cabe recalcar que esta
implementación seria más costosa. Los resultados se pueden apreciar en la
Figura 4.12.
117
FIGURA 4.12 C_EMELRIOS_BAB – Implementación doble circuito (L_MIL_BAB)
y transformador adicional
4.6.1.3.3 Caso C_ EMEPE_POS
Para el caso de esta carga, debido a su ubicación, se implementa un doble
circuito en la línea Chongon – Posorja (L_CHON_POS), con esto la frecuencia de
falla disminuye a 1.329 [1/año], mejorando la confiabilidad de la zona. Los
resultados se pueden apreciar en la Figura 4.13
118
FIGURA 4.13 C_EMEPE_POS implementación doble circuito L_CHON_POS
4.6.1.3.4 Caso C_ CATEG_PAS y C_EMELGUR_PAS
En este caso las dos cargas se encuentran en el mismo barraje, por lo que para
reducir la frecuencia de falla se implementa un trasformador adicional de similares
características al que se encuentra ubicado entre las barras B_PSC_138 y
B_PSC_69, la frecuencia de falla toma un valor de 1.314 [1/año], para cada carga.
Los resultados se pueden apreciar en la Figura 4.14.
119
FIGURA 4.14. C_CATEG_PAS – Implementación de un transformador adicional
En relación con los niveles de energía no suministrada se observa que el mayor
valor pertenece a la carga C_CATEG_POL, el cual es de 223.363 [MWh/año].
Este estado se muestra en la Figura 4.15.
120
FIGURA 4.15. C_CATEG_POL – Mayor nivel de energía no suministrada
Una solución para reducir el nivel de energía no suministrada es la
implementación de un transformador adicional de similares características al que
se encuentra ubicado entre las barras B_PLC_138 y B_PLC_69, hecho esto la
energía no suministrada toma un valor de 118.204 [MWh/año]. Los resultados se
pueden apreciar en la figura 4.16.
121
FIGURA 4.16. C_CATEG_POL – Implementación de un transformador adicional
4.6.2 RESULTADOS DE ÍNDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL AÑO 2012
PERÍODO DE MÁXIMA DEMANDA HIDROLOGÍA SECA
Una vez ingresados los datos necesarios para el análisis del año 2012 se procede
a realizar la simulación correspondiente para obtener los índices de confiabilidad
del escenario en estudio. Se obtuvo los resultados para fallas simples, debido a
que esta opción se ajusta al tipo de datos ingresados en cada elemento del
sistema. El programa arroja resultados, tanto para el sistema en general, como
para las cargas en particular. Los valores obtenidos para los índices de carga del
sistema se aprecian en la Tabla 4.6:
122
TABLA 4.6: Índices de carga del sistema
Índice Unidad Valor Descripción 1 N - 3928996 Número total de clientes atendidos.
2 SAIFI 1/año 0.64 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
3 SAIDI min/año 56.311 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
4 CAIDI h 1.465 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
5 ASAI % 99.989 Índice de disponibilidad de servicio promedio
6 F 1/año 27.398 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema
7 T h 1.484 Duración media de interrupción de la carga total del sistema
8 Q min/año 2439.452 No disponibilidad de la carga total del sistema
9 P MW/año 1542.141 Potencia de carga interrumpida total
10 W MWh/año 1986.198 Energía de carga total no suministrada
11 C US$/año 655863.191 Costos totales de interrupción de carga
El índice [SAIFI], representa al valor promedio de 0,64 [1/año], que quiere decir
que el sistema tiene una falla cada año y medio. El [SAIDI] significa una duración
promedio de 56,311 [min/año] o 0,94 [h/año], es decir que el sistema tiene en
promedio una falla cada año y medio y que la duración de esa falla es
aproximadamente una hora, el valor de la duración de la falla corresponde al
0.011% del total de horas al año. Para el índice [CAIDI] que resulta de los dos
índices anteriores se tiene un valor de 1.465 [h] por cliente, quiere decir que cada
usuario tendrá en promedio una hora y media de interrupción del servicio al año.
Se puede observar que el índice de disponibilidad de servicio [ASAI] se encuentra
en un valor aceptable, pero existe la posibilidad de mejorarlo. Los resultados
completos se presentan en el Anexo 2, Tablas 3 y 4.
4.6.2.1 Índices por carga
En la Tabla 4.7, se hace una comparación de los resultados presentados en el
Anexo 2, Tabla 3, se determina que cargas poseen los mejores y peores
resultados correspondientes a frecuencia de falla, probabilidad de falla y energía
no suministrada.
123
TABLA 4.7 Comparación de resultados Índices de carga.
INDICE UNIDAD TOTAL NOMBRE DEL ELEMENTO
MEJOR VALOR
NOMBRE DEL ELEMENTO
PEOR VALOR
F [1/año] 27.398 C_GUALACEO 0.02 C_EMEPE_POS 4.861 Prob [min/año] 2439.452 C_GUALACEO 6.404 C_EMEPE_POS 558,253
W [MWh/año] 1986.198 C_MACAS 0.793 C_CATEG_POL 196.141
La frecuencia de falla 27.398 [1/año] corresponde al sumatorio de las Fi [1/año] de
todos los elementos en falla. La probabilidad de falla 2439.452 [min/año],
corresponde al sumatorio del producto entre Fi [1/año] y el tiempo Ti [h] de todos
los elementos en falla, donde Fi es la frecuencia de cada elemento y Ti es el
tiempo de interrupción de cada elemento. La energía no suministrada 1986.198
[MWh/año], corresponde al sumatorio de Wi [MWh/año], donde Wi corresponde a
la energía no suministrada de cada carga.
4.6.2.2 Índices de carga elementos en falla
El sistema modelado posee 1774 elementos, divididos entre 149 generadores,
160 transformadores, 151 líneas de transmisión, 297 barras, 861 interruptores, 15
elementos de compensación, 61 cargas y 80 seccionadores. Para el análisis se
procedió a verificar el aporte de cada elemento para cada índice de confiabilidad
del sistema. De esto se puede extraer lo siguiente:
TABLA 4.8 Aportes Índices de carga – elementos en falla.
ELEMENTOS # F [1/año] T [h] Prob [min/año] P [MW/año] W [MWh/año]
Transformadores de 3d 75 9,663 57,977 1,034,259 709,629 851,133
Transformadores de 2d 85 0,266 15 80 7,191 25,126
Líneas de transmisión 151 10,686 2,906 410,559 318,931 165,38
Interruptores 861 0,891 1,646,097 234,606 98,779 296,965
Barras 297 5,691 629,455 680,008 407,622 647,605
TOTAL 27,197 1,49 2,439,432 1,542,152 1,986,209
124
De los resultados mostrados en la Tabla 4.8 se aprecia que la mayor frecuencia
de interrupción se debe a las líneas de transmisión, y la menor a los
transformadores de dos devanados. El mayor tiempo de interrupción corresponde
a los interruptores, cabe mencionar que para la determinación de tiempo total de
interrupción T [h] se aplica la siguiente expresión:
=
añoF
año
hob
TOTAL
1
Pr
TTOTAL
[ ]h49,1197.27
60
2439.452
T ==
Se observa que la mayor probabilidad de falla poseen los transformadores de tres
devanados. Finalmente el mayor nivel de energía no suministrada también
corresponde a los transformadores de tres devanados.
4.6.2.3 Ubicación de puntos débiles del SNI
Luego de obtener los resultados para este periodo se observa que en relación al
período 2007 existe una mejoría en los puntos débiles determinados en este
último escenario. Para el caso de C_Jivino se puede observar que en esta zona
no se presentan problemas de elevada frecuencia de falla.
Para el caso de C_EMELRIOS_BAB, se observa una disminución de la frecuencia
de falla, cuyo valor es 3.759 [1/año], esto debido a que el plan de expansión
considera la instalación de un transformador adicional entre las barras
B_BBH_138 y B_BBH_69. Esta sugerencia fue mencionada en 4.6.1.3.2, pero
como se indico si se implementa doble circuito en la línea Milagro – Babahoyo
(L_MIL_BAB) la frecuencia de falla disminuye.
125
Para el caso de C_EMEPE_POS, en este escenario posee la mayor frecuencia de
falla este valor es 4.814 [1/año], como se menciono en 4.6.1.3.3, esta zona tiene
problemas de frecuencia de falla, y se sugirió la implementación de un doble
circuito en la línea Chongon – Posorja (L_CHON_POS).
Finalmente para el caso de C_EMELGUR_PAS y C_CATEG_PAS se puede
observar que la frecuencia de falla es de 2.766 [1/año], para ambas cargas, estos
valores son similares a los del escenario 2007, la frecuencia de falla puede
mejorar si se implementa la sugerencia mencionada en 4.6.1.3.4.
En conclusión para este escenario existen problemas de frecuencia de fallas pero
en comparación con el período 2007 estos valores son menores. Para comparar,
la mayor frecuencia de falla en el período 2007 fue de 6.797 [1/año], mientras que
para el período 2012 es de 4.814 [1/año].
4.7 VALIDACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN PARA EL AÑO 2012
MEDIANTE LA DETERMINACIÓN DE LOS ÍNDICES DE
CONFIABILIDAD
La planificación de la expansión del sistema eléctrico es un factor que resulta
trascendental en cuanto a la confiabilidad del SEP. Tener una adecuada
seguridad, calidad y suficiencia, supone mantener ciertos niveles de eficiencia, lo
cual implica numerosos aspectos en cuanto a la planificación del sistema,
específicamente en cuanto a las inversiones, en la búsqueda del abastecimiento
al mínimo costo con aceptables niveles de confiabilidad.
El tener o mantener ciertos niveles de confiabilidad en el sistema, involucra
aspectos de planificación tanto de corto como largo plazo, tanto a nivel de
generación, transmisión y distribución. En el corto plazo, involucra básicamente la
operación confiable del sistema, junto a la previsión de demanda por un período
126
de tiempo. En el largo plazo, el tema de la expansión se sujeta a ciertos criterios
de seguridad, minimizando costos para el abastecimiento de la demanda.
El estudio estadístico de fallas en todos los componentes es una parte importante
para el análisis de confiabilidad en un sistema de potencia, cuando se trata de
una validación del planeamiento se convierte en una herramienta fundamental.
En la Figura 4.17 se puede apreciar dos escenarios, el escenario pasado, en el
que se observa el comportamiento de los elementos, al tener una estadística de la
operación – falla de los elementos en un cierto tiempo. Con el análisis de
confiabilidad se puede hacer una predicción del comportamiento futuro del
sistema, corresponde al escenario futuro por lo que se puede decir que los datos
históricos son necesarios para calcular la probabilidad de contingencias en el
futuro.
FIGURA 4.17. Predicción del comportamiento del sistema[20].
4.7.1 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE LOS ESCENARIOS 2007 Y 2012.
Con los resultados obtenidos en el análisis de confiabilidad para el escenario
2007 y para el escenario 2012, se procede a realizar una comparación de
resultados, esto se puede apreciar en la siguiente tabla:
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo
127
TABLA 4.9 Comparación de resultados Índices de carga para los dos escenarios.
Índice Unidad
Valor Descripción
2007 2012
1 N - 3169569 3928996 Número total de clientes atendidos.
2 SAIFI 1/año 1,062 0,64 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
3 SAIDI min/año 126,978 56,311 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
4 CAIDI h 1,992 1,465 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
5 ASAI % 99,976 99,989 Índice de disponibilidad de servicio promedio
6 F 1/año 37,085 27,398 Frecuencia de interrupción de las cargas del sistema
7 T h 1,622 1,484 Duración media de interrupción de las cargas del sistema
8 Q min/año 3608,943 2439,452 No disponibilidad de la carga del sistema
9 P MW/año 1758,725 1542,141 Potencia de carga interrumpida del sistema
10 W MWh/año 3056,142 1986,198 Energía de carga no suministrada del sistema
11 C US$/año 782564,107 655863,191 Costos totales de interrupción de carga
Como se observa el SAIFI bajo en un 39.736 %, el SAIDI bajo en un 55.653 %, el
CAIDI disminuye en 26.456 % y el índice ASAI mejoro en un 0.013 %. Para la
frecuencia de falla existe una disminución del 26.121 %, la duración media de la
interrupción baja en un 8.508 % y la probabilidad de falla bajo en un 32.405 %. La
potencia de interrupción disminuye en un 12.315 %, y la energía no suministrada
baja en un 35.010 %.
Con estos resultados se puede concluir que el escenario planteado para el año
2012 período de máxima demanda e hidrología seca, posee una disminución
considerable de los niveles de energía no suministrada. En cuanto a los otros
índices, existe una reducción en sus valores lo que representa una mejor
confiabilidad en el sistema, garantizando la calidad, seguridad y suficiencia en el
suministro de energía eléctrica.
La disminución de energía no suministrada da la pauta para validar el plan de
expansión propuesto, cabe mencionar que los niveles de energía no suministrada
se pueden mejorar reforzando el sistema, ya sea mediante la implementación de
circuitos paralelos, transformadores adicionales en las S/E o en su defecto ubicar
nuevos puntos de generación. Por lo expuesto el plan de expansión propuesto por
TRANSELECTRIC para el año 2012 técnicamente es viable. Estos resultados
tendrán validez si se cumple con el plan de expansión y con los proyectos a
128
ejecutarse dentro del mismo, tanto para el sistema de generación como para la
red de transmisión.
4.7.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA[22]
Dado el nivel de inversiones y la búsqueda de un desarrollo económico y
sustentable, se deben buscar las herramientas que permitan establecer
parámetros de comparación entre los costos y beneficios que acarrea el
establecer ciertos niveles de eficiencia. Desde el punto de vista netamente
teórico, el situarse en el óptimo del mercado involucraría el conocer tanto el costo
que tiene para las empresas eléctricas el entregar el producto o suministro con un
cierto grado de confiabilidad, como el costo que tiene para los clientes el ser
suministrado con cierta falta de esta. Lo anterior se representa en la figura 4.18.
FIGURA 4.18 Costos y beneficios asociados a la confiabilidad[20].
Actualmente en nuestro país no existe un estudio que otorgue un costo de
energía no suministrada sin embargo con la finalidad de establecer valores
monetarios al análisis realizado, se considera un valor entre 300 USD $/MWh y
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS – CONELEC, Mayo 2007. [22] DÍAZ, Juan Pablo. Evaluación de la confiabilidad en el marco reestructurado de los sistemas
eléctricos competitivos. Santiago de Chile, 2000.
129
700 USD $/MWh. Según los niveles de energía no suministrada obtenidos para el
año 2007 y para el año 2012, se pueden obtener los costos que se presentan en
la Tabla 4.10.
TABLA 4.10 Costos de energía no suministrada
PERÍODOS ENERGÍA NO SUMINISTRADA COSTOS $/MWh
año MWh/año 300 700 2007 3056,142 916842,6 2139299,4 2012 1986,198 595859,4 1390338,6
Los resultados presentados reflejan la importancia del cumplimiento riguroso de
los planes de expansión en el objetivo de mejorar el nivel de confiabilidad del
servicio a los clientes del sistema eléctrico ecuatoriano. De aquí la sugerencia del
presente trabajo en el sentido de que los planes de expansión tanto en
generación como en transmisión, se plasmen en obras que signifiquen el
desarrollo de uno de los pilares de la economía del país como es el sector
eléctrico.
130
CAPÍTULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Para la realización del presente proyecto se ha desarrollado una base de datos
estadísticos de operación, falla y mantenimiento de los elementos del SNI
considerando los últimos 6 años de operación. Se utilizó el software NEPLAN que
permite realizar el análisis de confiabilidad del SNI, considerando los escenarios
correspondientes a los años 2007 y 2012 en sus correspondientes períodos de
hidrología seca.
Se determinaron índices de confiabilidad del sistema nacional interconectado para
el año 2007, tales como el índice de frecuencias de interrupciones promedio del
sistema (SAIFI), Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
(SAIDI), Índice de duración de interrupciones promedio por cliente (CAIDI), Índice
de disponibilidad de servicio promedio (ASAI), Frecuencia de interrupción de las
cargas del sistema (F), Duración media de interrupción de las cargas del sistema
(T), Indisponibilidad de servicio del sistema (Q), potencia de carga interrumpida
del sistema P y energía no suministrada del sistema W. De los resultados
obtenidos, el nivel de confiabilidad del SNI se encuentra en 99.976 %.
La confiabilidad que tiene un sistema de potencia se asocia a su capacidad de
respuesta frente a contingencias, garantizando la continuidad de servicio, la
seguridad, calidad y suficiencia del suministro eléctrico. En este estudio la energía
no suministrada del año 2007 es 3.056 GWh/año y la demanda para este año se
estima en 11596 GWh/año, por lo que el nivel de energía no suministrada
representa un 0.02 % del total de la demanda anual del sistema.
131
El estudio plantea alternativas de mejora en los niveles de confiabilidad de los
puntos considerados como débiles en base al reforzamiento de la red de
transmisión o a la implementación de nuevas unidades de generación.
Para el escenario planteado para el año 2012 se realizó el análisis de
confiabilidad y los resultados validan el plan de expansión para este año, en
función de que los niveles de energía no suministrada disminuyeron a 1986.198
MWh/año lo que representa el 0.012 % de 16436 GWh/año de demanda
proyectada para este año, esto significa una reducción del 35 % del nivel de
energía no suministrada obtenida en el año 2007 y una mejora en el nivel de
confiabilidad que alcanza un nivel de disponibilidad de 99.989 %.
Los resultados presentados reflejan la importancia del cumplimiento riguroso de
los planes de expansión en el objetivo de mejorar el nivel de confiabilidad del
servicio a los clientes del sistema eléctrico ecuatoriano. De aquí la sugerencia del
presente trabajo en el sentido de que los planes de expansión tanto en
generación como en transmisión, se plasmen en obras que signifiquen el
desarrollo de uno de los pilares de la economía del país como es el sector
eléctrico.
5.2 RECOMENDACIONES
Se recomienda llevar a cabo una estadística de operación, falla y mantenimiento
de todos los elementos del sistema, esto permitirá en el futuro obtener índices de
confiabilidad mejor ajustados a la realidad del sistema. Tener una estadística
global del sistema es un requisito indispensable para llevar a cabo un correcto
análisis de confiabilidad.
Se recomienda aplicar las sugerencias planteadas en el capítulo IV en los puntos
4.6.1.3.1 al 4.6.1.3.4 para mejorar la confiabilidad en las zonas consideradas
débiles y así disminuir los niveles de energía no suministrada del sistema.
132
Se recomienda analizar los cronogramas establecidos para la realización de
mantenimientos preventivos en base a análisis de sensibilidad de índices de
confiabilidad. En el mismo sentido se recomienda optimizar la ejecución de las
tareas para mantenimientos correctivos ante contingencias, con la finalidad de
reducir los tiempos de indisponibilidad y de esta forma mejorar los índices de
confiabilidad del sistema.
De los resultados obtenidos, para el año 2012, se tiene que el plan de expansión
no considera reforzamiento de los puntos débiles presentados en el año 2007,
tales como C_EMEPE_POS, C_CATEG_PAS Y C_EMELGUR_PAS, por lo que
se sugiere tomar en cuenta los resultados obtenidos en el presente trabajo de
investigación con el objeto de que los futuros planes de expansión consideren
análisis de confiabilidad en su planeamiento.
Se recomienda la realización del estudio que determine el costo de la energía no
suministrada, para usuarios residenciales, comerciales e industriales. De esta
manera se podrá estimar los costos por energía no suministrada y en función de
ellos la realización de planes de expansión que involucren análisis económicos
que evalúen adecuadamente el impacto sobre la economía social que significa el
manejo de índices de confiabilidad en el suministro de energía eléctrica.
133
CAPÍTULO VI
6 BIBLIOGRAFÍA
[1] UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN - ARGENTINA. Teoría de
Confiabilidad de los Sistemas Técnicos. Módulo I. Mayo 2000.
[2] CENACE, Dirección de Operación, Procedimientos de Índices de Confiabilidad.
[3] BARCENES GUEVARA, William Geovanny. Análisis de Confiabilidad del
suministro eléctrico en el Ecuador.
[4] HERNANDEZ JACHO, Eddison Fernando. Análisis de Confiabilidad del
Sistema de Generación Ecuatoriano. 2006.
[5] TORRES CORDERO, Gorki Francisco. Adaptación de modelos para el cálculo
de la Confiabilidad del Sistema Nacional de Transmisión para el año 2004, con el
programa DIGSILENT.
[6] BILLINTONG, Roy. Reliability Evaluation of Power Systems. 1996.
[7] GRECO, Gustavo Daniel. Valoración de Confiabilidad de Suministros de
Energía Eléctrica Interconectados considerando las restricciones más
importantes de la red de transporte. Universidad Nacional de San Juan -
Argentina. Febrero 2000.
[8] CENACE, Dirección de Operación, Procedimientos de Índices de
Confiabilidad.
[9] CENACE, Dirección de Operación, Bitácoras diarias de Operación.
134
[10] TRANSELECTRIC S.A, Protecciones y Control de Operación y
Mantenimiento, Bitácoras diarias de Operación.
[11] SOTO, Manuel Ricardo. Cálculo de Índices Nodales y Funcionales de
Confiabilidad en Sistemas Eléctricos de Potencia. 1997.
[12] ZAPATA, Carlos Julio. Modelamiento de Componentes de sistemas
Compuestos Generación – Transmisión para estudios de Confiabilidad.
Agosto 2004.
[13] ARRIAGADA, Aldo Gary. Evaluación de Confiabilidad en Sistemas Eléctricos
de Distribución. 1994.
[14] IEEE. Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos. Modulo 1 –
Cálculos de Confiabilidad. Septiembre 2004.
[15] OCONNOR, Patrick, Practical Reliability Engineering, 1991.
[16] OSAKI, Shunji, Stochastic System Reliability modeling.
[17] Plan Nacional de Electrificación 2006 – 2015, CONSEJO NACIONAL DE
ELECTRICIDAD (CONELEC).
[18] Plan Expansión de TRANSELECTRIC (PET) 2008 – 2015, versión Mayo
2007.
[19] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Basic Course. GERS –
CONELEC, Mayo 2007.
[20] GALLEGO, Cesar, RELIABILITY ANALYSIS – Advance Course. GERS –
CONELEC, Mayo 2007.
135
[21] GOLD BOOK IEEE. IEEE Recommended Practice for the Design of Reliable
Industrial and Commercial Power Systems - Chapter 8 Basic concepts of
reliability analysis by probability methods. December 1997.
[22] DÍAZ, Juan Pablo. Evaluación de la confiabilidad en el marco reestructurado
de los sistemas eléctricos competitivos. Santiago de Chile, 2000.
[23] CONELEC, Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano 2006.
[24] GARCES, Francisco. UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN JUAN –
ARGENTINA. Electric Power: Transmission and Generation Reliability and
Adequacy.
[25] NEPLAN, Manual del Usuario. Análisis de Confiabilidad.
136
ANEXOS ANEXOS
137
ANEXO 1
Tabla 1: Datos Generadores
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Tipo Unidad Tipo F falla larga
indep T falla larga
indep. T
arranque Prob falla arranque
Gradiente de potencial
1/año h h arranque %/min
1 INTERCONX. COLOMBIA Colombia 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
2 HIDROABANICO G_ABANICO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 3
A.TINAJERO AT1 G_AT1_ATINAJERO 9.00000 2.11481 0.25 0.03 9.0332
4 AT2 G_AT2_ATINAJERO 2.50000 0.93778 0.25 0.03 16.66667 5 G_CALOPE 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 6 G_COCA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 7
CUMBAYA
U1 G_CUMBAYA_VIC_1 0.83333 1.44000 0.14 0.03 50 8 U2 G_CUMBAYA_VIC_2 0.50000 1.67222 0.14 0.03 50 9 U3 G_CUMBAYA_VIC_3 1.00000 3.33056 0.14 0.03 50 10 U4 G_CUMBAYA_VIC_4 1.83333 0.60758 0.14 0.03 50 11
Ideal
G_ECOLUZ_VIC 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 12 G_EQELECAUSTRO_CUE 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 13 G_EQEMELNORTE_TUL 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 14 G_EQV_ESM 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 15 G_EQV_MAN 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 16 TERMO ESMERALDAS U1 G_G1_CTESM 7.00000 2.19087 7.5 0.03 1000000 17 ELECTROGUAYAS GAS PASCUALES G_GAS_PAS 1.66667 12.97656 1 0.03 1.737373 18 GUALBERTO HERNANDEZ (TERMICO) U3 G_GHERNANDEZ_ROS 8.00000 1.21007 2 0.03 0.232558
19 EMPRESA ELECTRICA QUITO GUANGOPOLO HIDRAULICO U4 G_GUANGOP+CHILL_ROS 0.66667 1.25833 0.08 0.03 2.15686
20
TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO
GUANG-U1 G_GUANGOPOLO_1 7.16667 1.72248 1 0.03 2.403846 21 GUANG-U2 G_GUANGOPOLO_2 6.16667 1.48649 1 0.03 2.403846 22 GUANG-U3 G_GUANGOPOLO_3 3.83333 2.60000 1 0.03 2.403846 23 GUANG-U4 G_GUANGOPOLO_4 7.16667 2.78566 1 0.03 2.403846 24 GUANG-U5 G_GUANGOPOLO_5 4.50000 2.25062 1 0.03 2.403846 25 GUANG-U6 G_GUANGOPOLO_6 7.33333 2.44167 1 0.03 2.403846 26
Ideal G_HOLCIN 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
27 G_INGENIOS 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 28 G_LA_ESPERANZA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000 29 EMPRESA ELECTRICA QUITO NAYON U1 G_NAYON_VIC 1.83333 1.22121 0.1 0.03 10.41667
138
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Tipo Unidad Tipo F falla larga indep T falla larga indep. T arranque Prob falla arranque Gradiente de potencial
1/año h h arranque %/min 30
Ideal
G_PAPALLACTA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
31 G_PBARGE_1 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
32 G_PBARGE_2 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
33 G_POZA_HONDA 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
34 G_Salinas 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
35 G_San Carlos 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
36 G_Selva_Alegre 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
37 G_SIBIMBE 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
38 ANIBAL SANTOS TG1 G_TG1_GASAN 2.16667 3.02308 0.05 0.03 20.8594
39 SANTA ROSA U1 G_TG1_ROS 3.83333 0.79638 0.17 0.03 27.7777
40 ANIBAL SANTOS TG2 G_TG2_GASAN 1.33333 1.06667 0.05 0.03 20.8594
41 SANTA ROSA U2 G_TG2_ROS 22.16667 1.08296 0.17 0.03 27.7777
42 ANIBAL SANTOS TG3 G_TG3_GASAN 3.00000 1.99259 0.05 0.03 20.8594
43 SANTA ROSA U3 G_TG3_ROS 12.66667 0.95085 0.33 0.03 27.7777
44
ANIBAL SANTOS
TG3 G_TG4_GZEV 3.00000 1.99259 0.05 0.03 19.49318
45 TG5 G_TG5_GASAN 1.33333 1.57917 0.28 0.03 6.6047
46 TG6 G_TG6_GASAN 2.50000 2.58111 0.28 0.03 4.9924
47 Ideal G_TOPO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
48 ANIBAL SANTOS TV1 G_TV1_VASAN 2.16667 2.15897 11 0.03 0.606
49 GONZALO ZEVALLOS TV2 G_TV2_GZEV 3.16667 1.81404 3 0.03 2.0547
50 GONZALO ZEVALLOS TV3 G_TV3_GZEV 3.83333 5.26883 3 0.03 2.0559
51 HIDROPAUTE U10-PAUTE-C5 G_U10_PAUTE 0.50000 0.29444 0.1667 0.03 43.5047
52 HIDRO AGOYAN HAGOY-U1 G_U1_AGO 1.16667 1.03095 0.1667 0.03 12.51565
53 HIDRO NACION U1-G_U1_DPER G_U1_DPER 7.00000 0.88333 0.1333 0.03 42.0875
54 ELECTROQUIL EQUIL-U1 G_U1_EQUIL 13.83333 2.33494 0.5 0.03 4.4444
55 Ideal G_U1_Keppel 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
56 HIDROPAUTE U1-PAUTE-AB1 G_U1_PAUTE 1.33333 0.78750 0.1667 0.03 43.5047
57 HIDRO PUCARA HPUCA-U1 G_U1_PUC 0.33333 2.35000 0.0867 0.03 64.8055
139
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Tipo Unidad Tipo F falla larga indep T falla larga indep. T arranque Prob falla arranque Gradiente de potencial
1/año h h arranque %/min 58 Ideal G_U1_SFCO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
59 HIDRO AGOYAN HAGOY-U2 G_U2_AGO 1.50000 3.44074 0.1667 0.03 12.51565
60 HIDRO NACION U2-G_U2_DPER G_U2_DPER 3.66667 0.63561 0.1333 0.03 42.0875
61 ELECTROQUIL EQUIL-U2 G_U2_EQUIL 12.00000 2.50903 0.5 0.03 4.3956
62 Ideal G_U2_Keppel 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
63 HIDROPAUTE U2-PAUTE-AB2 G_U2_PAUTE 1.33333 1.14167 0.1667 0.03 43.5047
64 HIDRO PUCARA HPUCA-U2 G_U2_PUC 1.16667 1.66190 0.1067 0.03 61.427
65 Ideal G_U2_SFCO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
66 HIDRO NACION U3-G_U3_DPER G_U3_DPER 2.50000 1.01889 0.1333 0.03 42.0875
67 ELECTROQUIL EQUIL-U4 G_U3_EQUIL 6.66667 2.62750 0.65 0.03 4.4444
68 HIDROPAUTE U3-PAUTE-AB3 G_U3_PAUTE 0.83333 0.49667 0.1667 0.03 43.5047
69 ELECTROQUIL EQUIL-U4 G_U4_EQUIL 9.33333 2.01726 0.65 0.03 4.4444
70 HIDROPAUTE U4-PAUTE-AB4 G_U4_PAUTE 1.00000 1.45833 0.1667 0.03 43.5047
71 HIDROPAUTE U5-PAUTE-AB5 G_U5_PAUTE 1.50000 1.02963 0.1667 0.03 43.5047
72 HIDROPAUTE U6-PAUTE-C1 G_U6_PAUTE 1.00000 0.82500 0.1667 0.03 43.5047
73 HIDROPAUTE U7-PAUTE-C2 G_U7_PAUTE 1.33333 3.14785 0.1667 0.03 43.5047
74 HIDROPAUTE U8-PAUTE-C3 G_U8_PAUTE 0.66667 0.90000 0.1667 0.03 43.5047
75 HIDROPAUTE U9-PAUTE-C4 G_U9_PAUTE 2.00000 1.57639 0.1667 0.03 43.5047
76 Ideal Inter_Peru 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
80 TRINITARIA TRINITAR G_U1_TRI 8.66667 2.70128 3 0.03 0.989346
88 HIDRO REGIONAL DEL SUR HCMRA-U2 G_EQEERSSA_LOJ 11.16667 1.14453 0.17 0.03 1000000
89 EMELORO-EL CAMBIO CMBIO-U3 G_EQEMELORO_MAC 1.50000 4.49441 0.3333 0.03 1000000
90 MACHALA POWER U1 G_UA_MPP 11.16666 1.89850 2 0.03 3.338
91 MACHALA POWER U2 G_UB_MPP 10.33333 0.99866 2 0.03 2.388458
92 VICTORIA II U1 G_VICTORIA_TRI 4.83333 2.58621 0.25 0.03 1000000
93 TERMO STA. ELENA LIBERTAD U9 G_EQEMEPE_SEL 1.83333 5.22879 0.0833 0.03 1000000
94 EMAAP-Q U1 H_EMAAPQ 3.33333 2.18167 0.053 0.03 1000000
140
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Tipo Unidad Tipo
F falla larga indep
T falla larga indep.
T arranque
Prob falla arranque
Gradiente de potencial
1/año h h arranque %/min 95 NAYON U1 NAYON_1 1.83333 1.22121 0.1 0.03 20.20202 96 NAYON U2 NAYON_2 0.66667 1.70417 0.1 0.03 20.20202
97 TERMO BOLIVAR U1-GUARANDA G_GUARANDA 0.83333 2.82333 0.5 0.03 333.3333
98 HIDRO RIOBAMBA U1-RIO BLANCO G_GEQRIO_RIO 10.66667 1.95833 0.25 0.03 1000000 99 TERMO AMBATO LLIGUA-U1 G_EQAMBATO_AMB 1.50000 5.74074 1 0.03 1000000
100 HIDRO COTOPAX U4 G_EQELEPCO_MUL 2.83333 1.14706 0.1667 0.03 1000000
101 HIDRO REGIONAL DEL NORTE PLAYA-U1 G_EQEMELNORTE_IBA 3.33333 2.20333 0.17 0.03 1000000 102 E.E. LOS RIOS U2 G_EMELRIOS 1.16667 9.83810 0 0.03 1000000
103 Ideal G_JIVINO 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
104 Ideal G_U1_Termo Oriente 0.00000 0.00000 0 0.03 1000000
Tabla 2: Datos Líneas de Transmisión a 230 Kv
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Longit. Número F rel falla larga
indep T falla larga
indep. F interrup larga
plan. T abs interrup larga
plan. Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 1 Milagro - Dos Cerritos L_DCE_MIL 42.7 1 0.007806 0.183300 0.500000 7.455560 2 Sto. Domingo - Quevedo C1 L_DOM_QVD_2_1 104 1 0.003205 38.741250 1.000000 83.140833 3 Sto. Domingo - Quevedo C2 L_DOM_QVD_2_2 104 1 0.006410 22.716458 0.008013 148.458389 4 Sta. Rosa - Sto. Domingo C1 L_DOM_ROS_2_1 78.34 1 0.017020 0.360417 1.500000 91.993519 5 Sta. Rosa - Sto. Domingo C2 L_DOM_ROS_2_2 78.34 1 0.017020 1.508333 1.300000 99.176111 6 Pomasqui - JamondinoC1 (Ec). L_Jamondino - Pomasqui 1 220 212.18 1 0.032205 0.956504 1.166600 31.966508 7 Pomasqui - Jamondino C2 (Ec) L_Jamondino - Pomasqui 2 220 212.83 1 0.031419 0.798750 1.666660 124.383722 8 Pomasqui - JamondinoC1 (Ec). L_Jamondino - Pomasqui 3 220 212.83 1 0.032205 0.956504 1.166600 31.966508 9 Pomasqui - Jamondino C2 (Ec) L_Jamondino - Pomasqui 4 220 212.83 1 0.031419 0.798750 1.666660 124.383722 10 Pascuales - Trinitaria C1 L_Keepel_Tri1 6 1 0.138889 0.370000 1.666667 10.040000 11 Pascuales - Trinitaria C1 L_Keepel_Tri2 6 1 0.138889 0.370000 1.666667 10.040000 12 Machala - Zorritos C1 L_MAC_ZOR_2_1 107 1 0.001665 0.150000 1.166667 82.468333 13 Machala - Zorritos C2 L_MAC_ZOR_2_2 55 1 0.001665 0.150000 0.333333 115.999028 14 L_MIL_MAC 133 1 Ideal 15 Milagro - Pascuales C2 L_MIL_PAS_2_2 52.7 1 0.009488 0.277778 1.166667 7.233333
141
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Longit. Número F rel falla larga indep T falla larga indep. F interrup larga plan. T abs interrup larga plan.
Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 16 Pascuales-Molino C1 L_MOL_PAS_2_1 188.43 1 0.003538 0.408333 1.833333 31.136162 17 Pascuales-Molino C2 L_MOL_PAS_2_2 188.43 1 0.004422 0.433333 2.166667 11.743590 18 Molino-Riobamba C1 L_MOL_RIO_2 157.3 1 0.001665 0.150000 2.166667 37.222821 19 Milagro-Molino C1 L_MOL_ZHO_2_1 15 1 0.007369 0.858333 2.333333 19.534464 20 Milagro-Molino C2 L_MOL_ZHO_2_2 15 1 0.007369 0.572222 2.333333 18.341587 21 Dos Cerritos - Pascuales L_PAS_DCE 10 1 0.007806 0.183333 0.500000 7.455556 22 Pascuales - Trinitaria C1 L_PAS_PTRAL_2_2 10.5 1 0.029467 0.370000 1.666667 10.040000 23 Pascuales - Trinitaria C1 L_PAS_TRI_2_1 28.28 1 0.029467 0.370000 1.666667 10.040000 24 Pascuales - Trinitaria C1 L_PRT_TRI_2_2 21.78 1 0.038261 0.370000 1.666667 10.040000 25 Quevedo - Pascuales C1 L_QVD_PAS_2_1 145.25 1 0.009179 0.443750 2.833333 8.283333 26 Quevedo - Pascuales C2 L_QVD_PAS_2_2 145.25 1 0.006884 4.247176 2.833333 86.378513 27 Quevedo - Pascuales C1 L_QVD_SCY 107 1 0.012461 0.443750 2.833333 8.283330 28 Sta. Rosa - Pomasqui C1 L_ROS_POM_1_1 46 1 0.047101 0.492308 1.166667 19.652302 29 Sta. Rosa - Pomasqui C2 L_ROS_POM_1_2 46 1 0.061594 0.862745 1.500000 83.490000 30 Sta. Rosa - Pomasqui C1 L_ROS_POM_2_1 46 1 0.047101 0.492308 1.166667 19.652302 31 Sta. Rosa - Pomasqui C2 L_ROS_POM_2_2 46 1 0.061594 0.862745 1.500000 83.490000 32 Sta. Rosa - Totoras C1 L_ROS_TOT_2_1 110.09 1 0.003028 0.285417 0.666667 14.279167 33 Sta. Rosa - Totoras C2 L_ROS_TOT_2_2 110.09 1 0.004542 0.194444 0.833333 14.496667 34 L_SHO_CUE 52 1 ideal 35 Molino-Totoras L_TOT_MOL_2 200.2 1 0.001665 0.150000 1.833333 15.540909 36 Totoras - Riobamba C1 L_TOT_RIO 42.88 1 0.003887 0.166667 1.333333 9.291667 37 L_TOT_SFCO_1 45 1 ideal 38 L_TOT_SFCO_2 45 1 ideal 39 Milagro-Molino C1 L_ZHO_MIL_2_1 120.74 1 0.008282 0.858333 2.333333 19.534464 40 Milagro-Molino C2 L_ZHO_MIL_2_2 120.74 1 0.008282 0.572222 2.333333 18.341587
142
Tabla 3: Datos Líneas de Transmisión a 138 Kv
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Longit. Número F rel falla larga indep T falla larga indep. F interrup larga plan. T abs interrup larga plan.
Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 1 Ibarra - Ibarra T IBA1IBA 0.01 1 0.003858 0.150000 2 Pucará-Ambato L_AGO_SEC AGO_1 2.8 1 0.059524 0.600000 0.333333 6.325000 3 Pucará-Ambato L_AGO_SEC AGO_1(1) 2.8 1 0.059524 0.600000 0.333333 6.325000 4 Pucará-Ambato L_BÑS_PUY 54.21 1 0.003074 0.600000 0.333333 6.325000 5 Carmen - Papallacta L_CAR_PAP 31 1 0.005376 3.883333 6 Daule Peripa - Chone L_CHO_DPR_1 63.75 1 0.007843 1.572220 1.000000 6.502778 7 Pascuales - Sta Elena L_CHO_SEL(1) 81.4 1 0.018428 0.227778 2.833333 9.702941 8 Pascuales - Sta Elena L_CHO_SEL(2) 81.4 1 0.018428 0.227778 2.833333 9.702941 9 Electroquil - Posorja L_CHON_POS 70.3 1 0.049787 1.595238 2.500000 30.796426 10 Tena - Orellana L_COC_JIV_138 41 1 0.109756 1.641358 11 Conocoto - San Rafael L_CON_SRAF 5.5 1 0.003858 3.883333 12 Paute - Cuenca C2 L_CUE_CUMB 20.8 1 0.024038 0.911111 3.000000 20.734167 13 Cuenca - Loja L_CUE_LOJ_1 134.2 1 0.014903 0.215278 1.000000 21.894306 14 Cuenca - Loja L_CUE_LOJ_2 134.2 1 0.014903 0.215278 1.000000 21.894306 15 Paute - Cuenca C2 L_CUMB_LIMON 66.44 1 0.007454 0.911111 3.000000 20.734167 16 Sto. Domingo - Esmeraldas C1 L_DOM_ESM_1 154.8 1 0.020457 0.696491 1.500000 16.583302 17 Sto. Domingo - Esmeraldas C2 L_DOM_ESM_2 154.8 1 0.016150 1.721111 1.333333 11.352083 18 Daule Peripa - Portoviejo C1 L_DPR_POR_1 91.2 1 0.009137 0.386667 0.666667 5.137500 19 Daule Peripa - Portoviejo C2 L_DPR_POR_2 91.2 1 0.007310 0.591806 0.833333 5.113333 20 Quevedo - Daule Peripa C1 L_DPR_QVD_1 43.2 1 0.007716 2.775000 0.500000 6.577778 21 Quevedo - Daule Peripa C2 L_DPR_QVD_2 43.2 1 0.003858 0.150000 0.666667 5.491667 22 Electroquil - Posorja L_EQUIL_CHON 13.8 1 0.253623 1.595238 2.500000 30.796426 23 Pascuales - policentro C1 L_ESC_CAR_1 5.45 1 0.030581 0.116667 1.833333 19.633283 24 Pascuales - policentro C1 L_ESC_CAR_2 5.45 1 0.030581 0.116667 1.833333 19.633283 25 Eugenio Espejo - Selva Alegre L_ESPJ_SAL 18 1 0.018519 1.575000 26 Vicentina-Guangopolo L_GPL_VIC 7 1 0.071429 0.683333 0.166667 8.333333 27 Ibarra - Tulcán L_IBA_TUL_1 74.48 1 0.011189 0.320000 0.333333 6.275000 28 Pomasqui - JamondinoC1 (Ec). L_Jamondino - Pomasqui 1 220 212.2 1 0.032205 0.956504 1.166600 31.966508 29 Pomasqui - Jamondino C2 (Ec) L_Jamondino - Pomasqui 2 220 212.8 1 0.031419 0.798750 1.666660 124.383722 30 Paute - Cuenca C2 L_LIMON_MACAS 80 1 0.006250 0.911111 3.000000 20.734167 31 Milagro - Babahoyo L_MIL_BAB 47.3 1 0.052854 0.226667 1.333333 6.241667 32 Milagro - San Idelfonso C1 L_MIL_SID_1_1 112.7 1 0.038450 0.316667 3.166667 15.697281 33 Milagro - San Idelfonso C2 L_MIL_SID_1_2 112.7 1 0.032535 0.323485 2.666667 7.261458 34 Paute - Cuenca C1 L_MOL_CUE_1_1 67.08 1 0.009938 2.562500 5.500000 21.914057
143
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Longit. Número F rel falla larga indep T falla larga indep. F interrup larga plan. T abs interrup larga plan.
Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 35 Paute - Cuenca C2 L_MOL_CUE_1_2 67.08 1 0.007454 0.911111 3.000000 20.734167 36 Mulaló-Vicentina L_MUL_VIC_1 74 1 0.006757 2.027778 0.833333 43.139778 37 Pascuales - policentro C1 L_PAS_CEDEGE 10 1 0.011038 0.116667 1.833333 19.633283 38 Pascuales - Sta Elena L_PAS_CHON_1 24.2 1 0.061983 0.227778 2.833333 9.702941 39 Pascuales - Sta Elena L_PAS_CHON_2 24.2 1 0.061983 0.227778 2.833333 9.702941 40 Pascuales - policentro C1 L_PAS_POL_1_1 15.1 1 0.011038 0.116667 1.833333 19.633283 41 Pascuales - policentro C2 L_PAS_POL_1_2 15.1 1 0.044150 0.613542 1.166667 41.718730 42 Pascuales - Salitral C1 L_PAS_SAL_1_1 17.4 1 0.067050 1.676190 3.500000 9.406336 43 Pascuales - Salitral C2 L_PAS_SAL_1_2 17.4 1 0.009579 0.366667 1.166667 7.059524 44 Vicentina-Ibarra C1 L_POM_IBA_1 60.5 1 0.019284 4.614286 3.666667 27.851351 45 Vicentina-Ibarra C2 L_POM_IBA_2 60.5 1 0.008264 0.983333 2.833333 26.789052 46 Pomasqui - Pomasqui EEQ L_POM_PQUITO 3 1 0.222222 2.987500 47 Pomasqui - S/E19 L_POM_SE19 17.5 1 0.057143 1.952778 48 Pomasqui - S/E 18 L_POMq_S/E18 6 1 0.083333 4.288889 49 Menor Valor costa L_PRT_SCY 8 1 0.003858 0.150000 50 Pucará-Ambato L_PUC_AMB 27.74 1 0.006008 0.600000 0.333333 6.325000 51 Pucará-Mulaló L_PUC_MUL 35 1 0.004762 0.350000 0.500000 14.172222 52 Puyo - Tena L_PUY_TEN 66.1 1 0.022727 7.729630 3.500000 53.856878 53 Sta Rosa - El Carmen L_ROS_CARMEN 29.3 1 0.005688 3.883333 0.166660 4.900000 54 Sta Rosa - Eugenio Espejo L_ROS_ESPJ 9.5 1 0.035088 0.283333 0.500000 7.094444 55 Sta Rosa - Selva alegre L_ROS_SALEG 25 1 0.006667 0.066667 0.166667 7.016667 56 SelvaAlegre - Pomasqui EEQ L_SALEG_PQUITO 18 1 0.074074 2.254167 57 Selva Alegre - S/E 19 L_SALEG_S/E19 8.5 1 0.098039 2.716667 58 L_SCY_MNT 34 1 ideal 59 Daule Peripa - Chone L_SEV_CHO 30.25 1 0.016529 1.572222 1.000000 6.502778 60 San Idelfonso - Machala C1 L_SID_MAC_1_1 21 1 0.039683 0.330000 3.000000 77.588210 61 San Idelfonso - Machala C2 L_SID_MAC_1_2 21 1 0.079365 1.431667 2.500000 45.367389 62 San Idelfonso - Machala C1 L_SID_MPP_1 11.2 1 0.074405 0.330000 3.000000 77.588210 63 Vicentina-Guangopolo L_SRAF_VIC 15 1 0.033333 0.683333 0.166667 8.333333 64 Sta Rosa - El Carmen L_SROS_CON 12 1 0.013889 3.883333 0.166667 4.900000 65 Tena - Orellana L_TEN_COC 139 1 0.032374 1.641358 2.166667 152.639765 66 Pucará-Ambato L_TOT_AGO_1 30.6 1 0.005447 0.600000 0.333333 6.325000 67 Pucará-Ambato L_TOT_AGO_2 30.6 1 0.005447 0.600000 0.333333 6.325000 68 Pucará-Ambato L_TOT_AMB 7 1 0.023810 0.600000 0.333333 6.325000 69 Pascuales - policentro C1 L_TRI_SAL_1 11 1 0.015152 0.116667 1.833333 19.633283 70 Pascuales - policentro C1 L_TRI_SAL_2 11 1 0.015152 0.116667 1.833333 19.633283
144
Referencia de la base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Longit. Número F rel falla larga indep T falla larga indep. F interrup larga plan. T abs interrup larga plan.
Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h 71 Vicentina-Ibarra C1 L_VIC_POM_1 20.7 1 0.056361 4.614286 3.666667 27.851351 72 Vicentina-Ibarra C2 L_VIC_POM_2 20.7 1 0.024155 0.983333 2.833333 26.789052
Tabla 4: Datos Líneas de Transmisión a 69 Kv
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Longit. Número F rel falla larga indep T falla larga indep. F interrup larga plan. T abs interrup larga plan.
Nombre Nombre km 1/(año.km) h 1/año h
1 Ideal
L_COC_JIV 41 1 69kv
2 L_CUE_CUEb 1 1 69kv
3 L_EQUIL_HOLCIN 0.001 1 69kv
4 L_MAC_MAC T 0.001 1 69kv
5 L_RIO_GUA 30 1 69kv
6 L_SAL_EQUIL_1 11 1 69kv
7 L_SAL_EQUIL_2 11 1 69kv
8 SAL_EME_0 0.01 3 69kv
145
Tabla 5: Datos de Transformadores de 230 kV 3 devanados
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Niveles de Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.
Voltaje 1/año h 1/año h
1 DOS CERRITOS ATK 230/69 T_ATK_CER_3U 0,2 5 0 0
2 STA. ROSA ATU 2 230/138 T_ATT_ROS_3U 0,2 5 0 0
3 POMASQUI ATU 230/138 T_ATU_POM_1U 0,166666667 0,533333333 0,666666667 4,25
4 STO. DOMINGO ATU 230/138 T_ATU_DOM_3U 0,5 1,811 1,166666667 13,2856746
5 STA. ROSA ATU 230/138 T_ATU_ROS_3U 0,333333333 2,265 1,166666667 31,57111111
6 QUEVEDO ATT 230/138 T_ATT_QVD_3U 0,166666667 3,083333333 1,166666667 9,69047619
7 TOTORAS ATT 230/138 T_ATT_TOT_3U 0,166666667 1,183333333 1 26,66643519
8 RIOBAMBA TRK 230/69 T_TRK_RIO_1U 0,2 5 0,666666667 27,62486111
9 PAUTE AT2 230/138 T_AT2_MOL_3U2 0,333333333 6,675 0 0
10 PAUTE AT1 230/138 T_AT1_MOL_3U1 0,333333333 6,183333333 0 0
11 MILAGRO ATK 230/69 T_ATK_MIL_3U 0,5 2,961 1,833333333 20,43320707
12 MILAGRO ATU 230/138 T_ATU_MIL_1U 0,166666667 3,216333333 1,5 7,833333333
13 PASCUALES 2 230/138 T_ATU_PAS_3U 0,2 5 1,5 13,11111111
14 PASCUALES 230/138 T_ATT_PAS_3U 0,166666667 0,583333333 1,666666667 10,85
15 SININCAY 230/69 T_TRU_SIN_1U 0,2 5 0 0
16 DATO INTERNACIONAL T_ATT_ESC 0,2 5 0 0
17 TRINITARIA ATT 230/138 T_ATT_TRI_1U 0,2 5 1,5 5,194444444
18 MACHALA 230/69 T_TRK_MAC_3U 0,2 5 0 0
146
Tabla 6: Datos de Transformadores de 138 kV 3 devanados
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Niveles de Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan. Voltaje 1/año h 1/año h
1 MACHALA ATQ 138/69 ATQ MACHALA 1,666666667 2,181633333 1,833333333 0,354618056
2 QUEVEDO ATR 138/69 T_ATR_QVD_3U 1,666666667 1,345033333 0 0
3 PORTOVIEJO AA1 138/69 T_ATQ_POR_1U 0,5 0,583555556 2 0,361117863
4 MACHALA ATQ 138/69 T_ATQ_MAC_3U 0,2 5 0 0
5 POLICENTRO ATQ 138/69 T_ATQ_POL_3U 1 1,1555 0 0
6 TRINITARIA ATQ 138/69 T_ATQ_TRI_3U 0,5 1,277777778 0 0
7 SALITRAL ATR 138/69 T_ATR_SAL_3U 0,333333333 0,816666667 0 0
8 SALITRAL ATQ 138/69 T_ATQ_SAL_3U 1,666666667 0,794966667 0 0
9 POSORJA ATQ 138/69 T_ATQ_POS_1U 0,5 5,366555556 0 0
10 MULALO ATQ 138/69 T_ATQ_MUL_1U 0,333333333 0,85 0 0
11 STA. ROSA TRP 138/46 T_TRP_ROS 0,2 5 0 0
12 VICENTINA T2 138/69 T_T2_VIC 0,2 5 0 0
13 SELVA ALEGRE 1 138/69 T_SEAL(1) 0,2 5 0 0
14 IBARRA ATQ 138/69 T_ATR_IBA_1U 0,2 5 0 0
15 TULCAN ATQ 138/69 T_ATQ_TUL_1U 0,166666667 0,483333333 0,666666667 26,24972222
16 IBARRA T1 138/34.5 T_IBARRA 0,5 0,766777778 0,5 28,66666667
17 IBARRA ATQ 138/69 T_ATQ_IBA_1U 0,2 5 0,833333333 12,5
18 SELVA ALEGRE 2 138/46 T_TRQ_ALE_1U 0,2 5 0 0
19 S/E 19 138/46 T_SE19 0,2 5 0 0
20 ESMERALDAS AA1 138/69 T_ATQ_ESM_1U 0,5 0,726666667 1,5 35,27759259
21 CHONE ATQ 138/69 T_ATQ_CHO_1U 0,666666667 0,487666667 0,833333333 11,39994444
22 COCA 138/69 T_ATQ_COC_1U 0,2 5 0 0
23 JIVINO 138/69 T_JIVINO 0,2 5 0 0
24 STA. ROSA TRN 138/46 T_TRN_ROS 0,166666667 0,317 1,666666667 25,84977778
25 AMBATO AT1 138/69 T_ATQ_AMB_1U 0,166666667 0,083333333 0,5 18,83324074
26 TENA 138/69 T_ATQ_TEN_1U 0,2 5 0,666666667 14,99993056
27 TOTORAS ATQ 138/69 T_ATQ_TOT_3U 0,833333333 0,977333333 0,666666667 12,74993056
147
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Niveles de Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan. Voltaje 1/año h 1/año h
28 QUEVEDO ATR 138/69 T_ATR_QVD 1,666666667 1,345033333 0 0
29 PORTOVIEJO AA2 138/69 T_ATR_POR_1U 0,333333333 1,933333333 1 17,08333333
30 BABAHOYO ATQ 138/69 T_ATQ_BAB_1U 2,166666667 0,759025641 0 0
31 STA. ELENA ATQ 1 138/69 T_ATQ_ELE_1U 0,2 5 0 0
32 PASCUALES OHIO 138/69 T_ATQ_PAS_1U 1,666666667 0,983333333 4,5 39,3793107
33 CUENCA ATQ 138/69 T_ATQ_CUE_3U 0,166666667 0,266666667 4,666666667 12,35708333
34 LOJA ATQ 138/69 T_ATQ_LOJ 0,333333333 0,733333333 0,666666667 6,25
35 POLICENTRO ATQ 138/69 T_ATK_PRTAL 0,2 5 0 0
36 DATO INTERNACION. 138/69 T_ATR_BÑS_1U 0,2 5 0 0
37 DATO INTERNACION. 138/69 T_CUMBARATZA 0,2 5 0 0
38 PUYO 138/69 T_ATQ_PUYO 0,2 5 0 0
Tabla 7: Datos de Transformadores de dos devanados
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo Vr1 Vr2 F falla larga indep. T falla larga indep. kV kV 1/año h 1 T C GUANGOPOLO 138 6,6 0,2 5 2 T TG1 Santa Rosa 138 13,8 0,2 5 3 T TG2 Santa Rosa 138 13,8 0,2 5 4 T TG3 Santa Rosa 138 13,8 0,2 5 5 T U1 Agoyan 138 13,8 0,2 5 6 T U1 Pucara 138 13,8 0,2 5 7 T U2 Agoyan 138 13,8 0,2 5 8 T U2 Pucara 138 13,8 0,2 5 9 T_Abanico 138 13,8 0,2 5 10 T_AT1_ATINAJ 69 13,8 0,2 5 11 T_AT2_ATINAJ 69 13,8 0,2 5 12 T_BARCAZA_TRI 138 13,8 0,2 5
148
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo Vr1 Vr2 F falla larga indep. T falla larga indep. kV kV 1/año h
13 T_CALDERON 138 23 0,2 5 14 T_CALDERON(1) 138 23 0,2 5 15 T_CONOCOTO 138 23 0,2 5 16 T_Cotocollao 138 23 0,2 5 17 T_CPBA 69 13,8 0,2 5 18 T_CPBA(1) 69 13,8 0,2 5 19 T_EUGENIO ESPEJO 138 23 0,2 5 20 T_EUGENIO ESPEJO(1) 138 23 0,2 5 21 T_GUAGOP+CHI_ROS 46 13,8 0,2 5 22 T_GUALHDZ_ROS 46 13,8 0,2 5 23 T_HOLCIN 69 13,8 0,2 5 24 T_San Rafael 138 23 0,2 5 25 T_San Rafael_2 138 23 0,2 5 26 T_TG1_GASAN 69 13,8 0,2 5 27 T_TG2_GASAN 69 13,8 0,2 5 28 T_TG3_GASAN 69 13,8 0,2 5 29 T_TG4_GZEV 69 13,8 0,2 5 30 T_TG5_GASAN 69 13,8 0,2 5 31 T_TG6_GASAN 69 13,8 0,2 5 32 T_TV2_GZEV 69 13,8 0,2 5 33 T_TV3_GZEV 230 13,8 0,2 5 34 T_U10_PAUTE 230 13,8 0,2 5 35 T_U1_DPER 138 13,8 0,2 5 36 T_U1_EQUIL 69 13,8 0,2 5 37 T_U1_MPP 138 13,8 0,2 5 38 T_U1_PAS 69 13,8 0,2 5 39 T_U1_PAUTE 138 13,8 0,2 5 40 T_U1_SFCO 230 13,8 0,2 5 41 T_U1_TMO 138 13,8 0,2 5 42 T_U1_TRI 138 13,8 0,2 5 43 T_U1_VASAN 69 13,8 0,2 5 44 T_U2_DPER 138 13,8 0,2 5 45 T_U2_EQUIL 69 13,8 0,2 5
149
Tipo Vr1 Vr2 F falla larga indep. T falla larga indep.
kV kV 1/año h
46 T_U2_MPP 138 13,8 0,2 5
47 T_U2_PAUTE 138 13,8 0,2 5
48 T_U2_SFCO 230 13,8 0,2 5
49 T_U3_DPER 138 13,8 0,2 5
50 T_U3_EQUIL 138 13,8 0,2 5
51 T_U3_PAUTE 138 13,8 0,2 5
52 T_U4_EQUIL 138 13,8 0,2 5
53 T_U4_PAUTE 138 13,8 0,2 5
54 T_U5_PAUTE 138 13,8 0,2 5
55 T_U6_PAUTE 230 13,8 0,2 5
56 T_U7_PAUTE 230 13,8 0,2 5
57 T_U8_PAUTE 230 13,8 0,2 5
58 T_U9_PAUTE 230 13,8 0,2 5
59 T_KEPP_G3 230 13,8 0,2 5
60 T_KEPP_G4 230 13,8 0,2 5
61 T_KEPP_G5 230 13,8 0,2 5
62 T_KEPP_G1 230 13,8 0,2 5
63 T_KEPP_G2 230 13,8 0,2 0
150
Tabla 8: Datos de Barras a 230 kV
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.
1/año h 1/año h
1 DOS CERRITOS B_DCR_230 0,015 6 0 0
2 LAS ESCLUSAS B_ESC_230 0,015 6 0 0
3 JAMONDINO B_JMN_230 0,015 6 0 0
4 MILAGRO B_MLG_230 0,166666667 0,366666667 0 0
5 MOLINO B_MLN_230 0,166666667 3,216388889 0 0
6 PASCUALES B_PSC_230 0,015 6 0,166666667 0,5
7 SANTO DOMINGO B_SDM_230 0,015 6 0,5 0,319444444
8 SANTA ROSA B_SRS_230 0,166666667 0,133333333 0 0
9 TRINITARIA B_TRN_230 0,015 6 0 0
10 POMASQUI B_PMQ_230 0,333333333 0,291666667 0 0
11 QUEVEDO B_QVD_230 0,015 6 0,333333333 8
12 SAN CAYETANO B_SCY_230 0,015 6 0 0
13 SAN FRANCISCO B_SFR_230 0,015 6 0 0
14 TOTORAS B_TTR_230 0,015 6 0,333333333 10,5
15 RIOBAMBA B_RBB_230 0,015 6 0 0
16 ZHORAY B_ZHR_230 0,015 6 0 0
17 PERIMETRAL B_PROS_230 0,015 6 0 0
18 SININCAY B_SNC_230 0,015 6 0 0
19 MACHALA B_MCH_230 0,015 6 0 0
20 ZORRITOS B_ZRR_230 0,015 6 0 0
151
Tabla 9: Datos de Barras a 138 kV
Referencia base de datos Datos ingresados en NEPLAN
Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.
1/año h 1/año h 1 CHONE B_CHN_138 0,015 6 0 0 2 COCA B_CCA_138 0,015 6 0 0 3 CEDEGE B_CDG_138 0,015 6 0 0 4 IBARRA B_IBR_138_1 0,015 6 0 0 5 IBARRA B_IBR_138_2 0,015 6 0 0 6 DATO INTERNAC B_PQT_138 0,015 6 0 0 7 POSORJA B_PSR_138 0,015 6 0 0 8 PUYO B_PYO_138 0,015 6 0 0 9 SANTO DOMINGO B_SDM_138 0,166666667 0,516666667 0 0 10 SANTA ELENA B_SEL_138 0,015 6 0 0 11 VICENTINA B_VCN_138 0,015 6 0 0 12 TULCAN B_TLC_138 0,015 6 0 0 13 POMASQUI B_PMQ_138 0,166666667 0,283333333 0 0 14 S/E 19 B_SE19_138 0,015 6 0 0 15 SELVA ALEGRE B_SAL_138 0,015 6 0,166666667 55,99972222 16 ESMERALDAS B_ESM_138 0,015 6 0 0 17 SEVERINO B_SVR_138 0,015 6 0 0 18 PERIPA B_DPR_138 0,015 6 0 0 19 QUEVEDO B_QVD_138 0,015 6 0 0 20 SANTA ROSA B_SRS_138 0,166666667 1,2 0,333333333 4,5 21 E. ESPEJO B_EES_138 0,015 6 0 0 22 EL CARMEN B_ECM_138 0,015 6 0 0 23 PAPALLACTA B_PPL_138 0,015 6 0 0 24 CONOCOTO B_CNCT_138 0,015 6 0 0 25 SAN RAFAEL B_SRF_138 0,015 6 0 0 26 SHUSHUFINDI B_SHU_138 0,015 6 0 0 27 JIVINO B_JIVI_138 0,015 6 0 0 28 GUANGOPOLO B_GNG_138 0,015 6 0 0 29 PUCARA B_PCR_138 0,015 6 0 0 30 MULALO B_MLL_138 0,015 6 0 0
152
Referencia base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.
1/año h 1/año h
31 AMBATO B_AMB_138 0,015 6 0 0
32 TENA B_TNA_138 0,015 6 0 0
33 TOTORAS B_TTR_138 0,015 6 0,166666667 3
34 PORTOVIEJO B_PRT_138 0,015 6 0,166666667 2
35 SAN CAYETANO B_SCY_138 0,015 6 0 0
36 MANTA B_MNT_138 0,015 6 0 0
37 BAÑOS B_BÑS_138 0,015 6 0 0
38 AGOYAN B_AGY_138 0,015 6 0 0
39 BABAHOYO B_BBH_138 0,015 6 0 0
40 MOLINO B_MLN_138 0,015 6 0 0
41 MILAGRO B_MLG_138 1,166666667 0,795238095 0,166666667 8
42 PASCUALES B_PSC_138 0,166666667 0,75 0,5 13,33333333
43 ELECTROQUIL B_EQL_138 0,015 6 0 0
44 POLICENTRO B_PLC_138 0,015 6 0 0
45 SAN IDELFONSO B_SID_138 0,015 6 0 0
46 MACHALA POWER B_MPW_138 0,015 6 0 0
47 CUENCA B_CNC_138 0,015 6 0 0
48 GUALACEO B_GLC_138 0,015 6 0 0
49 LIMON B_LMN_138 0,015 6 0 0
50 LOJA B_LJA_138 0,015 6 0 0
51 MACAS B_MCS_138 0,015 6 0 0
52 MACHALA B_MCH_138 0,015 6 0,333333333 5
53 LAS ESCLUSAS B_ESC_138 0,015 6 0 0
54 SALITRAL B_SLT_138 0,015 6 0,333333333 8
55 TRINITARIA B_TRN_138 0,015 6 0 0
56 CARAGUAY B_CRG_138 0,015 6 0 0
57 S/E 18 B_SE18_138 0,015 6 0 0
153
Tabla 10: Datos de Barras a 69 kV
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.
1/año h 1/año h
1 AMBATO B_AMB_69 0,015 6 0 0
2 BABAHOYO B_BBH_69 0,015 6 0 0
3 COCA B_CCA_69 0,015 6 0 0
4 CHONE B_CHN_69 0,015 6 0 0
5 CUENCA B_CNC_69 0,015 6 0 0
6 CARAGUAY B_CRG_69 0,015 6 0 0
7 DOS CERRITOS B_DCR_69 0,015 6 0 0
8 ELECTROQUIL B_EQL_69 0,015 6 0 0
9 ELECTROQUIL B B_EQL_69B 0,015 6 0 0
10 ESMERALDAS B_ESM_69 0,015 6 0,166666667 4
11 GUARANDA B_GRN_69 0,015 6 0 0
12 JIVINO B_JVN_69 0,015 6 0 0
13 LOJA B_LJA_69 0,015 6 0,166666667 3
14 MACHALA B_MCH_69_1 0,015 6 0,166666667 8
15 MILAGRO B_MLG_69 0,015 6 0,166666667 8
16 MULALO B_MLL_69 0,015 6 0 0
17 MANTA B_MNT_69 0,015 6 0 0
18 MOVIL B_MVL_69 0,015 6 0 0
19 POLICENTRO B_PLC_69 0,015 6 0 0
20 PERIMETRAL B_PROS_69 0,015 6 0 0
21 PORTOVIEJO B_PRT_69 0,015 6 0 0
22 PASCUALES B_PSC_69 0,833333333 0,396733333 0 0
23 POSORJA B_PSR_69 0,5 0,483333333 0,166666667 10
24 PUYO B_PYO_69 0,015 6 0 0
25 QUEVEDO B_QVD_69 0,015 6 0,166666667 3
26 RIOBAMBA B_RBB_69 0,333333333 1,15 0,166666667 2
27 SANTO DOMINGO B_SDM_69 0,015 6 0 0
154
Referencia de la base de datos
Datos ingresados en NEPLAN
Tipo F falla larga indep. T falla larga indep. F interrup larga plan. T interrup larga plan.
1/año h 1/año h
28 SANTA ELENA B_SEL_69 0,166666667 0,1 0 0
29 SALITRAL B_SLT_69_1 0,015 6 0 0
30 SALITRAL B_SLT_69_2 0,015 6 0 0
31 SAN CAYETANO B_SNC_69 0,015 6 0 0
32 TULCAN B_TLC_69 0,015 6 0 0
33 TENA B_TNA_69 0,015 6 0 0
34 TRINITARIA B_TRN_69 0,015 6 0 0
35 TOTORAS B_TTR_69 0,015 6 0,166666667 26
36 BAÑOS B_BÑS_69 0,015 6 0 0
37 SININCAY B_SCAY_69 0,015 6 0 0
38 LAS ESCLUSAS B_ESC_69 0,015 6 0 0
39 IBARRA B_IBR_69 0,015 6 0 0
155
ANEXO 2:
Tabla 1: Resultados Índices de Carga – Año 2007
Nombre del Elemento F (1/año) T (h) Prob (min/año) P (MW/año) W(MWh/año) W (%) C (US$/año)
1 *** Total *** 37.085 1.622 3608.943 1758.725 3056.14 782564.107 2 C_AMBATO 0.532 1.525 48.658 4.829 7.617 0.005 1940.814 3 C_AMBATO_COTX 0.532 1.525 48.658 2.204 3.477 0.005 885.835 4 C_C.SUR_AZO 0.402 4.194 101.219 2.217 11.365 0.007 1516.865 5 C_C.SUR_CUE 0.402 4.194 101.219 14.681 75.265 0.007 10045.8 6 C_CATEG_CAR 0.517 2.798 86.752 16.511 44.398 0.008 8406.487 7 C_CATEG_NPR 0.499 4.742 142.027 24.138 126.75 0.014 16104.363 8 C_CATEG_PAS 2.976 1.21 216.097 103.079 105.572 0.024 43861.286 9 C_CATEG_POL 2.349 1.328 187.141 203.433 223.363 0.02 84945.165
10 C_CATEG_SAL 0.404 4.718 114.419 37.765 194.37 0.008 20305.171 11 C_CATEG_TRI 0.809 2.578 125.16 51.147 110.598 0.011 26341.111 12 C_CEDEGE_PAS 0.519 3.162 98.552 0.002 0.007 0.008 1.155 13 C_COCA 2.272 0.862 117.452 14.64 12.056 0.015 6072.557 14 C_CONOCOTO 0.989 2.766 164.183 7.118 19.096 0.02 3392.642 15 C_COTOCOLLAO 1.204 2.581 186.466 10.15 24.071 0.021 4595.274 16 C_EE. Riobamba 0.762 3.082 141.016 22.766 70.391 0.016 12919.187 17 C_EEQ. CALDERON 1.427 2.054 175.791 39.125 65.709 0.018 15771.391 18 C_EEQ. EUG ESPEJO 1.001 1.972 118.441 17.99 31.133 0.012 7065.981 19 C_EEQ. S/E 18 1.557 1.818 169.836 50.598 79.866 0.019 20760.658 20 C_EEQ. S/E 19 1.224 2.645 194.266 40.172 98.387 0.022 18373.745 21 C_EEQ. SANTA ROSA 0.602 2.519 91.05 30.905 84.221 0.008 14517.771 22 C_EEQ. SELVA ALEGRE 1.449 2.092 181.866 121.204 207.13 0.019 49062.649 23 C_EEQ. VIICENTINA 0.802 2.453 118.012 63.005 121.398 0.01 24350.712 24 C_EERSSSA_LOJ 0.565 2.098 71.108 8.88 21.81 0.005 4339.627 25 C_EMELESA_ESM 0.192 3.395 39.041 4.195 25.06 0.004 2639.566 26 C_EMELGUR_DCE 0.434 4.553 118.616 16.218 86.42 0.013 11032.332 27 C_EMELGUR_MIL 0.901 2.829 152.913 6.906 12.014 0.011 2747.213 28 C_EMELGUR_PAS 2.976 1.21 216.097 119.103 121.983 0.024 50679.284 29 C_EMELGUR_QVD 1.895 1.597 181.649 77.638 122.181 0.023 39532.928 30 C_EMELNORTE Tulcan 2.092 1.459 183.141 15.12 21.317 0.016 5644.434 31 C_EMELORO_MAC_1 1.413 0.979 83.008 25.192 23.42 0.01 10711.414 32 C_EMELORO_MAC_2 0.458 1.279 35.153 26.599 27.514 0.004 10284.56 33 C_EMELRIOS_BAB 6.035 0.563 203.848 107.343 62.291 0.013 40022.322 34 C_EMELSAD_DOM 0.562 2.331 78.683 20.2 42.002 0.007 9880.959 35 C_EMEPE_POS 4.824 2.089 604.526 65.79 132.427 0.079 35583.476 36 C_EMEPE_SEL 0.511 3.414 104.627 14.379 32.49 0.006 5530.723 37 C_GUALACEO 0.152 2.378 21.641 0.23 1.203 0.002 144.436
156
Nombre del Elemento F (1/año) T (h) Prob (min/año) P (MW/año) W(MWh/año) W (%) C (US$/año)
38 C_GUANGOPOLO 0 0 0 0 0 0 0
39 C_GUARANDA 0.787 3.2 151.216 6.928 22.423 0.017 3967.239
40 C_HOLCIN 0.217 3.466 45.052 1.173 5.302 0.002 626.7
41 C_IBARRA 34.5 1.118 2.314 155.175 8.067 16.537 0.013 3232.197
42 C_IBARRA 69 1.527 1.828 167.482 19.67 28.449 0.015 7817.741
43 C_IBARRA NUEVA 1.257 2.926 220.641 19.807 57 0.024 9494.704
44 C_Jivino 6.797 0.949 386.851 105.487 98.904 0.053 46235.478
45 C_MACAS 0.152 2.378 21.641 0.201 1.051 0.002 126.295
46 C_MANABI_CHO 1.43 1.044 89.522 44.516 43.887 0.011 17264.6
47 C_MANABI_MAN 0.285 4.212 72.129 5.581 34.673 0.006 3717.753
48 C_MANABI_POR 0.228 3.448 47.154 5.568 34.298 0.005 3663.992
49 C_MILAGRO_MIL 0.901 2.829 152.913 56.934 99.046 0.011 22649.543
50 C_MULALO 1.158 2.041 141.866 36.817 65.95 0.015 15445.319
51 C_PUYO 0.143 2.507 21.558 0.223 1.053 0.002 124.719
52 C_San_Rafael 0.817 2.312 113.266 12.925 28.928 0.012 5397.042
53 C_TENA 1.906 1.628 186.094 7.156 11.635 0.025 3464.984
54 C_TOTORAS 1.203 1.372 99.091 42.2 58.635 0.011 19325.906
157
Tabla 2: Resultados Índices de Carga – Sistema Total – Año 2007
Índice Unidad Valor Descripción 1 N - 3169569 Número total de clientes atendidos. 2 SAIFI 1/año 1.062 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema 3 SAIDI min/año 126.978 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema 4 CAIDI h 1.992 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente 5 ASAI % 99.976 Índice de disponibilidad de servicio promedio 6 F 1/año 37.085 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema 7 T h 1.622 Duración media de interrupción de la carga total del sistema 8 Q min/año 3608.943 No disponibilidad de la carga total del sistema 9 P MW/año 1758.725 Potencia de carga interrumpida total 10 W MWh/año 3056.142 Energía de carga total no suministrada 11 C US$/año 782564.107 Costos totales de interrupción de carga
FRECUENCIA DE FALLA
6.797
6.035
4.824
2.976 2.976
2.349 2.272 2.092 1.906 1.8951.557 1.527 1.449 1.43 1.427 1.413 1.257 1.224 1.204 1.203 1.158 1.118 1.001 0.989 0.901 0.901 0.817 0.809 0.802 0.787 0.762 0.602 0.565 0.562 0.532 0.532 0.519 0.517 0.511 0.499 0.458 0.434 0.404 0.402 0.402 0.285 0.228 0.217 0.192 0.152 0.152 0.143 0
0
0.8
1.6
2.4
3.2
4
4.8
5.6
6.4
7.2
C_Jivino
C_EMELRIOS_BAB
C_EMEPE_POS
C_EMELGUR_PAS
C_CATEG _PAS
C_CATEG_POLC_COCA
C_EMELNORTE Tulcan
C_TENA
C_EMELGUR_QVD
C_EEQ. S/E 18
C_IBARRA 69
C_EEQ. SELVA A
LEGRE
C_MANABI_CHO
C_EEQ. CALDERON
C_EMELORO_MAC_1
C_IBARRA NUEVA
C_EEQ. S/E 19
C_COTOCOLLAO
C_TOTORASC_MULA LO
C_IBARRA 34.5
C_EEQ. EUG E
SPEJO
C_CONOCOTO
C_MILAGRO_MIL
C_EMELGUR_MIL
C_San_Rafael
C_CATEG_TRI
C_EEQ. VIIC
ENTINA
C_GUARANDA
C_EE . Rioba
mba
C_EEQ. SANTA R
OSA
C_EERSSSA_LOJ
C_EMELSAD_DOM
C_AMBATO
C_AMBA TO_COTX
C_CEDEGE_PAS
C_CATEG_CAR
C_EMEPE_SEL
C_CATEG_NPR
C_EMELORO_M
AC_2
C_EMELGUR_DCE
C_CATEG_SAL
C_C.SUR_CUE
C_C.SUR_AZO
C_MANABI_MAN
C_MANA BI_PORC_HOLC
IN
C_EMELESA_ESM
C_GUALACEO
C_MACASC_PUYO
C_GUANGOPOLO
CARGA
F[1/año]
Figura 1: Frecuencia de Falla – Año 2007
158
TIEMPO DE FALLA
4.742 4.7184.553
4.212 4.194 4.194
3.466 3.448 3.414 3.3953.2 3.162 3.082
2.926 2.829 2.829 2.798 2.766 2.645 2.581 2.578 2.519 2.507 2.453 2.378 2.378 2.331 2.314 2.3122.098 2.092 2.089 2.054 2.041 1.972
1.828 1.8181.628 1.597 1.525 1.525 1.459 1.372 1.328 1.279 1.21 1.21
1.044 0.979 0.949 0.8620.563
00
0.51
1.52
2.53
3.54
4.55
C_CATEG_N
PR
C_CATEG_S
AL
C_EM
ELGUR_DCE
C_MANABI_
MAN
C_C.S
UR_CUE
C_C.S
UR_AZO
C_HOLC
IN
C_MANABI_
POR
C_EM
EPE_SEL
C_EM
ELESA_ESM
C_GUARANDA
C_CEDEGE_PAS
C_EE. R
iobamba
C_IBARRA N
UEVA
C_MILAG
RO_MIL
C_EM
ELGUR_MIL
C_CATEG_C
AR
C_CONOCOTO
C_EEQ. S
/E 19
C_COTO
COLLAO
C_CATEG_T
RI
C_EEQ. S
ANTA ROSA
C_PUYO
C_EEQ. V
IICENTIN
A
C_GUALACEOC_M
ACAS
C_EM
ELSAD_DOM
C_IBARRA 3
4.5
C_San_
Rafael
C_EERSSSA_LO
J
C_EEQ. S
ELVA ALEGRE
C_EM
EPE_POS
C_EEQ. C
ALDERON
C_MULALO
C_EEQ. E
UG ESPEJO
C_IBARRA 69
C_EEQ. S
/E 18
C_TENA
C_EM
ELGUR_QVD
C_AMBATO
C_AMBATO_COTX
C_EM
ELNORTE Tulca
n
C_TOTORAS
C_CATEG_P
OL
C_EM
ELORO_MAC_2
C_EM
ELGUR_PAS
C_CATEG
_PAS
C_MANABI_
CHO
C_EM
ELORO_MAC_1
C_Jivi
noC_C
OCA
C_EM
ELRIOS_B
AB
C_GUANGOPOLO
CARGA
T[h]
Figura 2: Tiempo de Falla – Año 2007
NIVEL DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA
223.363
207.13194.37
132.427126.75122.181121.983121.398110.598105.572
99.04698.90498.38786.42 84.22179.86675.26570.39165.95 65.70962.29158.635 57
44.39843.88742.00234.67334.29832.49 31.13328.92828.44927.514 25.06 24.07123.42 22.423 21.81 21.317 19.09616.53712.056 12.014 11.635 11.365 7.617 5.302 3.477 1.203 1.053 1.051 0.007 0
0
40
80
120
160
200
240
C_CATEG_P
OL
C_EEQ. S
ELVA ALEGRE
C_CATEG_S
AL
C_EM
EPE_POS
C_CATEG_N
PR
C_EM
ELGUR_QVD
C_EM
ELGUR_PAS
C_EEQ. V
IICENTIN
A
C_CATEG_T
RI
C_CATEG_P
AS
C_MIL
AGRO_M
ILC_J
ivino
C_EEQ. S
/E 19
C_EM
ELGUR_DCE
C_EEQ. S
ANTA ROSA
C_EEQ. S
/E 18
C_C.S
UR_CUE
C_EE. R
ioba
mba
C_MULALO
C_EEQ. C
ALDERON
C_EM
ELRIOS_B
AB
C_TOTORAS
C_IBARRA N
UEVA
C_CATEG_C
AR
C_MANABI_C
HO
C_EM
ELSAD_DOM
C_MANABI_
MAN
C_MANABI_
POR
C_EM
EPE_SEL
C_EEQ. E
UG ESPEJO
C_San_
Rafae
l
C_IBARRA 69
C_EM
ELORO_MAC_2
C_EM
ELESA_ESM
C_COTO
COLLAO
C_EM
ELORO_MAC_1
C_GUARAND
A
C_EERSSSA_L
OJ
C_EM
ELNORTE Tulca
n
C_CONOCOTO
C_IBARRA 34
.5C_C
OCA
C_EM
ELGUR_MIL
C_TENA
C_C.S
UR_AZO
C_AMBATO
C_HOLC
IN
C_AMBATO_COT X
C_GUALACEO
C_PUYO
C_MACAS
C_CEDEGE_PAS
C_GUANGOPOLO
CARGA
W[Mwh/año]
Figura 3: Energía no suministrada – Año 2007
159
COSTOS DE INTERRUPCIÓN
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
C_CATE
G_P
OL
C_EM
ELGUR_P
AS
C_EEQ. S
ELVA
ALE
GRE
C_Jivi
no
C_CATE
G_P
AS
C_EM
ELRIO
S_BAB
C_EM
ELGUR_Q
VD
C_EM
EPE_P
OS
C_CATE
G_T
RI
C_EEQ. V
IICEN
TINA
C_MIL
AGRO_M
IL
C_EEQ. S
/E 1
8
C_CATE
G_S
AL
C_TOTO
RAS
C_EEQ. S
/E 1
9
C_MANABI_
CHO
C_CATE
G_N
PR
C_EEQ. C
ALDER
ON
C_MULA
LO
C_EEQ. S
ANTA R
OSA
C_EE. R
ioba
mba
C_EM
ELGUR_D
CE
C_EM
ELORO
_MAC
_1
C_EM
ELORO
_MAC_2
C_C.S
UR_CUE
C_EM
ELSA
D_DOM
C_IBARRA N
UEVA
C_CATE
G_C
AR
C_IBARRA 6
9
C_EEQ. E
UG ESP
EJOC_C
OCA
C_EM
ELNOR
TE Tu
lcan
C_EM
EPE_S
EL
C_San_
Rafae
l
C_CO
TOCOLL
AO
C_EERSS
SA_LO
J
C_GUARA
NDA
C_MANAB
I_M
AN
C_MANABI_
PORC_T
ENA
C_CO
NOCOTO
C_IBARRA 3
4.5
C_EM
ELGUR_M
IL
C_EM
ELES
A_ESM
C_AM
BATO
C_C.S
UR_AZO
C_AM
BATO_C
OTX
C_HO
LCIN
C_GUALA
CEOC_M
ACASC_P
UYO
C_CED
EGE_PA
S
C_GUANG
OPOLO
CARGA
C[US$/año]
Figura 4: Costos – Año 2007
Tabla 3: Resultados Índices de Carga – Año 2012
Nombre del Elemento F (1/año) T (h) Prob (min/año) P (MW/año) W(MWh/año) W (%) C (US$/año) 1 *** Total *** 27.398 1.484 2439.452 1542.141 1986.2 655863.191 2 C_AEROPUERTO 0.165 4.322 42.709 1.291 6.59 0.004 901.611 3 C_AMBATO 0.408 0.978 23.942 5.011 4.992 0.002 1912.351 4 C_AMBATO_COTX 0.408 0.978 23.942 3.317 3.304 0.002 1265.867 5 C_BAÑOS 0.456 3.058 83.603 2.952 12.275 0.011 1863.121 6 C_C.SUR_AZO 0.19 1.565 17.815 1.89 3.785 0.002 946.712 7 C_C.SUR_CUE 0.19 1.565 17.815 12.993 26.025 0.002 6508.936 8 C_CATEG_CAR 0.357 4.716 101.074 27.018 66.705 0.007 9519.019 9 C_CATEG_ESC 0.097 4.368 25.463 2.681 13.277 0.003 1875.09
10 C_CATEG_NPR 0.12 3.935 28.306 7.709 37.837 0.002 5368.762 11 C_CATEG_PAS 2.813 0.935 157.808 125.046 110.553 0.021 53154.114 12 C_CATEG_POL 1.487 1.372 122.451 156.394 196.141 0.016 72470.886 13 C_CATEG_SAL 0.667 1.566 62.631 145.412 133.437 0.006 44605.012 14 C_CATEG_TRI 0.728 1.727 75.468 51.617 83.22 0.009 25539.28 15 C_CEDEGE_PAS 0.434 1.72 44.735 3.003 4.443 0.005 1350.854 16 C_CHILIBULO 0.317 1.555 29.596 4.233 4.612 0.003 1697.812 17 C_COCA 2.329 0.327 45.756 21.509 6.291 0.005 7279.296 18 C_CONOCOTO 0.259 4.796 74.665 4.632 23.225 0.01 3242.475 19 C_CUMBARATZA 0.216 5.084 65.904 0.417 2.158 0.003 291.999
160
Nombre del Elemento F (1/año) T (h) Prob (min/año) P (MW/año) W(MWh/año) W (%) C (US$/año)
20 C_EE. Riobamba 0.605 2.771 100.663 21.257 52.979 0.011 11739.352 21 C_EEQ. CALDERON 0.391 2.189 51.396 13.156 16.354 0.004 4762.787 22 C_EEQ. EUG ESPEJO 0.307 1.378 25.396 8.951 7.835 0.002 3493.046 23 C_EEQ. S/E 18 0.322 1.593 30.796 10.775 12.281 0.003 4377.209 24 C_EEQ. S/E 19 0.52 2.89 90.124 24.897 67.31 0.011 13066.476 25 C_EEQ. SANTA ROSA 0.289 2.257 39.109 15.137 29.699 0.002 6870.423 26 C_EEQ. SELVA ALEGRE 0.322 1.593 30.796 27.014 30.788 0.003 10974.032 27 C_EEQ. VIICENTINA 0.076 3.758 17.069 2.719 13.038 0.001 1899.623 28 C_EERSSSA_LOJ 0.308 1.368 25.265 2.211 5.577 0.001 1150.114 29 C_EMELESA_ESM 0.122 3.984 29.209 4.241 19.95 0.003 2946.64 30 C_EMELGUR_DCE 0.282 4.836 81.863 20.158 101.775 0.011 14107.618 31 C_EMELGUR_MIL 0.751 0.749 33.779 9.238 5.082 0.003 3296.98 32 C_EMELGUR_PAS 2.813 0.935 157.808 159.606 141.108 0.021 67844.733 33 C_EMELGUR_QVD 1.757 1.505 158.668 96.513 141.574 0.019 49025.051 34 C_EMELNORTE Tulcan 1.274 0.559 42.765 9.926 5.063 0.003 3442.459 35 C_EMELORO_MAC_1 0.057 4.117 14.065 0.915 4.792 0.001 640.254 36 C_EMELORO_MAC_2 0.099 4.547 27.015 4.583 11.869 0.002 1587.731 37 C_EMELRIOS_BAB 3.759 0.38 85.598 79.146 31.775 0.005 27639.153 38 C_EMELSAD_DOM 0.282 1.822 30.773 14.565 20.66 0.003 6590.483 39 C_EMEPE_POS 4.861 1.914 558.253 86.943 166.933 0.076 46650.936 40 C_EMEPE_SEL 0.532 1.564 49.954 21.225 31.832 0.005 8908.667 41 C_GUALACEO 0.02 5.45 6.404 0.139 0.793 0.001 97.258 42 C_GUARANDA 0.625 2.858 107.263 6.107 15.906 0.012 3406.209 43 C_HOLCIN 0.285 1.783 30.512 3.707 7.51 0.003 1647.743 44 C_IBARRA 69 0.785 1.098 51.753 11.876 7.412 0.003 3371.303 45 C_IBARRA NUEVA 0.316 1.364 25.899 4.433 6.016 0.001 1868.586 46 C_KENNEDY 0.322 1.591 30.716 7.389 8.414 0.003 3000.655 47 C_Lago_Agrio 0.16 4.332 41.509 4.976 21.557 0.008 3450.863 48 C_MACAS 0.022 5.286 7.004 0.126 0.693 0.001 88.222 49 C_MANABI_CHO 0.623 1.114 41.626 20.96 20.112 0.005 8174.654 50 C_MANABI_MAN 1.243 0.958 71.448 87.301 59.096 0.007 28146.994 51 C_MANABI_POR 0.09 4.461 24.165 2.616 13.454 0.002 1827.885 52 C_MANABI_S_CAY 1.223 0.883 64.848 53.998 32.859 0.006 17150.112
161
Nombre del Elemento F (1/año) T (h) Prob (min/año) P (MW/año) W(MWh/año) W (%) C (US$/año)
53 C_MILAGRO_MIL 0.751 0.749 33.779 67.067 36.892 0.003 23934.75
54 C_MULALO 0.441 1.05 27.763 4.962 7.878 0.002 2162.496
55 C_Novacero 0.418 0.836 20.988 0.578 0.793 0.001 241.64
56 C_PETROPRODUCCION 0.16 4.332 41.509 4.334 18.827 0.006 3010.658
57 C_PUYO 0.226 1.079 14.603 0.544 0.857 0.001 228.4
58 C_SAN ANTONIO 0 0 0 0 0 0 0
59 C_San_Rafael 0.079 4.461 21.265 0.823 4.35 0.002 576.206
60 C_TENA 1.973 0.949 112.298 8.814 8.446 0.015 3473.89
61 C_TOTORAS 1.086 1.103 71.87 38.495 44.114 0.009 17387.738
62 C_TUMBACO 0.17 4.313 43.909 2.592 13.078 0.004 1809.968
Tabla 4: Resultados Índices de Carga – Sistema Total – Año 2012
Índice Unidad Valor Descripción
1 N - 3928996 Número total de clientes atendidos.
2 SAIFI 1/año 0.64 Índice de frecuencia de interrupciones promedio del sistema
3 SAIDI min/año 56.311 Índice de duración de interrupciones promedio del sistema
4 CAIDI h 1.465 Índice de duración de interrupciones promedio por cliente
5 ASAI % 99.989 Índice de disponibilidad de servicio promedio
6 F 1/año 27.398 Frecuencia de interrupción de la carga total del sistema
7 T h 1.484 Duración media de interrupción de la carga total del sistema
8 Q min/año 2439.452 No disponibilidad de la carga total del sistema
9 P MW/año 1542.141 Potencia de carga interrumpida total
10 W MWh/año 1986.198 Energía de carga total no suministrada
11 C US$/año 655863.191 Costos totales de interrupción de carga
162
FRECUENCIA DE FALLA
4.861
3.759
2.813 2.813
2.329
1.9731.757
1.4871.274 1.243 1.223
1.086
0.785 0.751 0.7510.7280.6670.6250.6230.6050.532 0.52 0.4560.4410.434 0.4180.4080.4080.3910.3570.3220.3220.322 0.3170.3160.3080.3070.2890.2850.2820.282 0.2590.2260.216 0.19 0.19 0.17 0.165 0.16 0.16 0.122 0.12 0.0990.097 0.09 0.079 0.0760.0570.022 0.02 0
00.40.81.21.6
22.42.83.23.6
44.44.85.2
C_EM
EPE_POS
C_CATEG_P
AS
C_COCA
C_EM
ELGU
R_QVD
C_EM
ELNO
RTE Tul
can
C_MAN
ABI_S_C
AYC_I
BARRA 69
C_MIL
AGRO_M
ILC_C
ATEG_S
AL
C_MANAB
I_CHO
C_EM
EPE_SEL
C_BAÑO
S
C_CEDEGE_P
ASC_A
MBATO
C_EEQ
. CALD
ERON
C_EEQ
. S/E
18
C_KEN
NEDY
C_IBA
RRA NUE
VA
C_EEQ
. EUG E
SPEJOC_H
OLCIN
C_EM
ELSAD
_DO
M
C_PUYO
C_C.S
UR_AZO
C_TUM
BACOC_L
ago_
Agr i
o
C_EM
ELESA_ESM
C_EM
ELORO_M
AC_2
C_MANAB
I_POR
C_EEQ
. VIIC
ENTINA
C_MACAS
C_SAN A
NTONIO
CARGA
F[1/año]
Figura 5: Frecuencia de Falla – Año 2012
TIEMPO DE FALLA
5.2865.084
4.8364.7964.7164.5474.4614.4614.3684.3324.3324.3224.313
4.1173.9843.935
3.758
3.0582.89 2.8582.771
2.2572.1891.914 1.822 1.783 1.727 1.72 1.593 1.593 1.5911.566 1.565 1.565 1.564 1.555 1.505 1.484 1.378 1.372 1.368 1.364
1.114 1.103 1.098 1.079 1.05 0.9780.9780.9580.9490.9350.9350.8830.8360.7490.7490.559
0.38 0.3270
00.40.81.21.6
22.42.83.23.6
44.44.85.25.6
C_MACAS
C_EM
ELGUR_D
CEC_C
ATEG
_CAR
C_MANABI_
PORC_C
ATEG_E
SC
C_PETR
OPRO
DUCCION
C_TUM
BACO
C_EM
ELESA
_ESM
C_EEQ. V
IICENTIN
AC_E
EQ. S/E
19
C_EE. R
ioba
mba
C_EEQ. C
ALDERO
N
C_EM
ELSAD_D
OMC_C
ATEG
_TRI
C_EEQ. S
/E 1
8C_K
ENNEDY
C_C.S
UR_AZO
C_EM
EPE_S
EL
C_EM
ELGUR_Q
VD
C_EEQ. E
UG ESPE
JO
C_EERSSS
A_LO
J
C_MANAB
I_CHO
C_IBARRA 6
9C_M
ULALO
C_AM
BATO_COTX
C_TENA
C_EM
ELGU
R_PAS
C_Nov
acer
o
C_MIL
AGRO
_MIL
C_EM
ELRIOS_B
ABC_S
AN ANTO
NIO
CARGA
T[h]
Figura 6:Tiempo de Falla – Año 2012
163
NIVELES DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA
0
400
800
1200
1600
2000
2400
C_CATE
G_P
OL
C_EM
ELGUR_Q
VD
C_CATE
G_SAL
C_EM
ELGUR_DCE
C_EEQ
. S/E
19
C_MANAB
I_M
ANC_T
OTORAS
C_MIL
AGRO_M
IL
C_EM
EPE_SEL
C_EEQ
. SELV
A AL
EGRE
C_C.S
UR_CUE
C_Lag
o_Agrio
C_MANABI_
CHO
C_PETRO
PRODUCCIO
N
C_GUARANDA
C_CATE
G_ESC
C_EEQ
. VIIC
ENTINA
C_BAÑO
SC_T
ENAC_M
ULALO
C_HOLC
IN
C_AEROPUERTO
C_IBARRA N
UEVA
C_EM
ELGUR_M
ILC_A
MBAT
OC_C
HILIBU
LO
C_San
_Raf
ael
C_AM
BATO_CO
TXC_P
UYOC_N
ovac
ero
C_SAN A
NTONIO
CARGA
W[MWh/año]
Figura 7: Energía no suministrada – Año 2012
COSTO DE INTERRUPCIÓN
01000020000300004000050000600007000080000
C_CATEG
_PO
L
C_CATEG
_PAS
C_EM
EPE_PO
S
C_MANABI_
MANC_C
ATEG_T
RIC_T
OTORAS
C_EM
ELGUR_DCE
C_EE. R
iobam
baC_C
ATEG_CAR
C_MANABI_
CHO
C_EEQ. S
ANTA R
OSA
C_C.S
UR_CUE
C_EEQ. C
ALDERO
N
C_EEQ. E
UG ESPEJO
C_Lag
o_Agr
ioC_G
UARANDA
C_EM
ELGUR_MIL
C_PETR
OPRO
DUCCION
C_EM
ELESA_E
SMC_A
MBATO
C_CATEG
_ESC
C_BAÑOS
C_TUM
BACOC_H
OLC
IN
C_CEDEGE_PAS
C_EERSSSA_L
OJ
C_AERO
PUERTOC_S
an_Raf
ael
C_Nova
cero
C_GUALA
CEO
C_SAN A
NTONIO
CARGA
C[US$/año]
Figura 8: Energía no suministrada – Año 2012
164
ANEXO 3:
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2007 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA SECA B_TLC_138
138 kV
B_IBR_138_2138 kV
L_IBA_TUL_1
T_ATQ_TUL_1U
B_TLC_6969 kV
G_EQEMELNORTE_TUL
C_EMELNORTE Tulcan
X_C_TUL_13.8
B_IBR_138_1138 kV
IBA1IBA
T_ATR_IBA_1U
B_IBR_6969 kV
X_C1_IBA
T_T2_IBA
B_IBR_34.534.5 kV
X_C2_IBA
G_Salinas
C_IBARRA 69
G_EQEMELNORTE_IBAC_IBARRA 34.5
G_Selva_Alegre
T_ATQ2_IBA
B_MVL_6969 kV
C_IBARRA NUEVA
B_PMQ_138138 kV
T_ATU_POM_1U
B_PMQ_230230 kV
L_POM_IBA_1
L_POM_IBA_2
B_JMN_230230 kV
L_Ja
mo
ndin
o -
Pom
asqu
i 1 2
20
L_Ja
mo
ndin
o -
Pom
asqu
i 2 2
20
X_RL_POM
Colombia
C_Colombia
B_SE19_138138 kV
B_SAL_138138 kV
B_PQT_138138 kV
L_POM_SE19L_SALEG_S/E19
L_SALEG_PQUITO
B_SAL_4646 kV
B_CTC_2323 kV
B_SE19_4646 kV
T_TRQ_ALE_1U
T_SEAL(1)
T_Cotocollao T_SE19
C_EEQ. SELVA ALEGRE C_COTOCOLLAO C_EEQ. S/E 19
L_POM_PQUITO
B_PQT_2323 kV
T_CALDERON(1)
C_EEQ. CALDERON
B_SE18_138 138 kV
B_SE18_23 kV23 kV
L_POMq_S/E18
T_S/E18_2
C_EEQ. S/E 18
B_VCN_138138 kV
B_MLL_138138 kV
B_SRF_138138 kV
B_PCR_138138 kV
B_CNCT_2323 kV
L_VIC_POM_1
L_VIC_POM_2
B_VCN_4646 kV
G_CUMBAYA_VIC G_NAYON_VIC G_ECOLUZ_VIC
C_EEQ. VIICENTINA
L_MUL_VIC_1
L_SRAF_VIC
L_PUC_MUL
B_GNG_138138 kV
L_GPL_VIC
B_GNG_6.66.6 kV
B_CNCT_138138 kV
L_CON_SRAF
T_CONOCOTO
C_CONOCOTO
B_SRF_2323 kV
T_San Rafael_2
C_San_Rafael
B_MLL_6969 kV
T_ATQ_MUL_1U
G_EQELEPCO_MUL
C_MULALO
B_AMB_138138 kV
B_AMB_6969 kV
B_TTR_138138 kV
L_PUC_AMB
G_U1_PUC G_U2_PUC
T U2 Pucara
T_ATQ_AMB_1U
G_EQAMBATO_AMBC_AMBATO C_AMBATO_COTX
L_TOT_AMB
T_ATQ_TOT_3U
B_TTR_6969 kV
T_ATT_TOT_3U
B_TTR_230230 kV
B_BÑS_138138 kV
X_RCX_TOT
C_TOTORAS
L_TOT_AGO_1
L_TOT_AGO_2
B_AGY_138138 kV
L_AGO_SEC AGO_1
T U2 Agoyan
T U1 Agoyan
G_U2_AGO
G_U1_AGO
B_PYO_138138 kV
B_PYO_6969 kV
B_TNA_138138 kV
B_TNA_6969 kV
L_BÑS_PUY
T_ATQ_PUYO
C_PUYOG_TOPO
X_C_PUYO
L_PUY_TEN
T_ATQ_TEN_1U
C_TENA
B_CCA_138138 kV
B_CCA_6969 kV
L_TEN_COC
T_ATQ_COC_1U
G_COCA
C_COCA
B_JIVI_138138 kV
B_JVN_6969 kV
L_COC_JIV_138
G_JIVINO
L_COC_JIV
B_SHU_138138 kV
L_JIV_SHUB_TORI_13.8_U113.8 kV
C_PETROPRODUCCION
G_U1_Termo Oriente
T_U1_TMO
B_SFR_230230 kV
L_TOT_SFCO_1
L_TOT_SFCO_2
T_U1_SFCO
T_U2_SFCO
G_U1_SFCO
G_U2_SFCO
B_SRS_138138 kV
B_SRS_230230 kV
B_SRS_4646 kV
L_SROS_CON
T_TRP_ROST_TRN_ROS
T_GUALHDZ_ROS T_GUAGOP+CHI_ROS
C_EEQ. SANTA ROSA
G_GHERNANDEZ_ROS G_GUANGOP+CHILL_ROS
B_ECM_138138 kV
L_ROS_CARMEN
H_EMAAPQ
B_PPL_138138 kV
G_PAPALLACTA
L_CAR_PAPX_C_SRS
G_TG1_ROS G_TG2_ROS G_TG3_ROS
L_ROS_TOT_2_1
L_ROS_TOT_2_2
T_ATT_ROS_3U T_ATU_ROS_3U
B_EES_138138 kV
B_EES_2323 kV
L_ROS_ESPJ
T_EUGENIO ESPEJO(1)
C_EEQ. EUG ESPEJO
L_ESPJ_SAL
L_ROS_SALEG
L_ROS_POM_1_1
L_ROS_POM_1_2
L_ROS_POM_2_1
L_ROS_POM_2_2
B_RBB_230230 kV
B_RBB_6969 kV
B_GRN_6969 kV
L_TOT_RIO
X_RCX-W_ROS
C_EE. Riobamba
G_GEQRIO_RIO
L_RIO_GUA
C_GUARANDA
G_GUARANDA
B_MLN_230230 kV
L_TOT_MOL_2
T_U6_PAUTE
G_U10_PAUTE G_U9_PAUTE G_U8_PAUTE G_U7_PAUTE G_U6_PAUTE
G_GUANGOPOLO_T
C_GUANGOPOLO
L_MOL_RIO_2
B_MLN_138138 kV
T_AT1_MOL_3U T_AT2_MOL_3U
G_U5_PAUTE G_U4_PAUTE G_U3_PAUTE G_U2_PAUTE G_U1_PAUTE
B_CNC_138138 kV
L_MOL_CUE_1_1 L_MOL_CUE_1_2
B_GLC_138138 kV
L_CUE_CUMB
B_LMN_138138 kV
B_MCS_138138 kV
L_CUMB_LIMON
X_R1_MOL
X_R2_MOL
C_GUALACEO
L_LIMON_MACAS
T_AbanicoC_MACAS
G_ABANICO
B_CNC_6969 kV
B_SNC_6969 kV
B_SNC_230230 kV
T_ATQ_CUE_3U
G_EQELECAUSTRO_CUE
C_C.SUR_CUE C_C.SUR_AZO
T_TRU_SIN_1U
L_CUE_CUEb
B_ZHOR_230230 kV
L_SHO_CUE
B_LJA_138138 kV
B_LJA_6969 kV
L_CUE_LOJ_1
L_CUE_LOJ_2
G_EQEERSSA_LOJ
C_EERSSSA_LOJ
X_C_LOJA
L_MOL_ZHO_2_1
L_MOL_ZHO_2_2
B_MLG_230230 kV
L_ZHO_MIL_2_1
L_ZHO_MIL_2_2
B_DCR_230230 kV
L_DCE_MILB_PSC_230
230 kV
L_PAS_DCE
L_MIL_PAS_2_2
L_MOL_PAS_2_1
L_MOL_PAS_2_2
B_MLG_6969 kV
B_MLG_138138 kV
T_ATU_MIL_1U
B_SID_138138 kV
B_MPW_138138 kV
L_MIL_SID_1_1
L_MIL_SID_1_2
L_SID_MPP_1
T_U1_MPP
T_U2_MPP
G_UA_MPP G_UB_MPP
B_MCH_138138 kV
L_SID_MAC_1_1
L_SID_MAC_1_2
B_MCH_69_169 kV
B_MCH_69_269 kV
T_ATR_MAC_3UX_C_MAC
C_EMELORO_MAC_1
G_EQEMELORO_MAC
X_C_MAC2
C_EMELORO_MAC_2T_TRK_MAC_3U
B_MCH_230230 kV
L_MAC_MAC T
B_ZRR_230230 kV
L_MAC_ZOR_2_1L_MAC_ZOR_2_2
L_MIL_MAC
B_BBH_138138 kV
B_BBH_6969 kV
T_ATQ_BAB_1U
L_MIL_BAB
C_EMELRIOS_BAB
G_SIBIMBE
G_EMELRIOS
T_ATK_MIL_3U
X_C_MIL
G_INGENIOS
G_San Carlos
C_MILAGRO_MIL
C_EMELGUR_MIL
B_DCR_6969 kV
T_ATK_CER_3U
C_EMELGUR_DCEX_C_DCE
B_PROS_230230 kV
B_PROS_6969 kV
L_PAS_PTRAL_2_2
T_ATK_PRTAL
C_CATEG_NPR
X_C_PER
B_TRN_230230 kV
B_TRN_138138 kV
B_SLT_138138 kV
B_ESC_230230 kV
B_ESC_138138 kV
L_PRT_TRI_2_2
L_PAS_TRI_2_1
L_Keepel_Tri1
T_U2_Keppel
G_U1_Keppel G_U2_Keppel
T_ATT_ESC
G_VICTORIA_TRI
T_BARCAZA_TRI
B_CRG_138138 kV
L_ESC_CAR_1
L_ESC_CAR_2
B_CRG_6969 kV
ATQ CARAGUAY
C_CATEG_CAR
X_C_CAY
B_TRN_6969 kV
T_ATT_TRI_1U
L_TRI_SAL_1
L_TRI_SAL_2
B_PSC_138138 kV
T_ATT_PAS_3U
B_PLC_138138 kV
B_PLC_6969 kV
T_ATQ_POL_3U
X_C_POL
C_CATEG_POL
L_PAS_SAL_1_1
L_PAS_SAL_1_2
B_SLT_69_169 kV
T_ATQ_TRI_3U
C_CATEG_TRI
T_U1_TRI
G_U1_TRI
T_ATQ_SAL_3U
T_ATR_SAL_3U
B_SLT_69_269 kV
SAL_EME_0
C_CATEG_SAL
G_TG1_GASAN G_TG2_GASAN G_TG3_GASAN G_AT2_ATINAJERO
G_TV1_VASAN G_TG5_GASAN G_TG6_GASAN
G_AT1_ATINAJERO
G_TV2_GZEV G_TV3_GZEV G_TG4_GZEV
B_EQL_6969 kV
B_EQL_69B69 kV
L_SAL_EQUIL_1
L_SAL_EQUIL_2
G_U1_EQUIL G_U2_EQUIL
L_EQUIL_HOLCIN
C_HOLCIN
G_HOLCIN
T_HOLCIN
B_EQL_138138 kV
T_TIC_EQUIL
T_U4_EQUIL
T_U3_EQUIL
G_U3_EQUIL G_U4_EQUIL
B_PSC_6969 kV
T_ATQ_PAS_1U
C_EMELGUR_PAS
X_C_PAS
G_GAS_PAS
T_U1_PAS
C_CATEG_PAS
B_LCH_138138 kV
L_PAS_CHON_1
L_PAS_CHON_2
B_PSR_138138 kV
B_PSR_6969 kV
L_CHON_POS
T_ATQ_POS_1U
C_EMEPE_POS
B_CDGE_138138 kV
L_PAS_CEDEGE
C_CEDEGE_PAS
B_QVD_230230 kV
L_QVD_PAS_2_1
L_QVD_PAS_2_2
B_ELE_138138 kV
B_SEL_6969 kV
L_CHO_SEL(1)
L_CHO_SEL(2)
T_ATQ_ELE_1UT_ATQ_SELEN(1)
T_CPBA(1)T_CPBA
G_PBARGE_2G_PBARGE_1
X_C_SEL
C_EMEPE_SEL
G_EQEMEPE_SEL
B_SCY_230230 kV
B_SCY_138138 kV
L_QVD_SCY
TRN PORTOVIEJO
B_MNT_138138 kV
L_SCY_MNT
B_MNT_6969 kV
TRN MANTA
C_MANABI_MAN
G_EQV_MAN
B_QVD_138138 kV
T_ATT_QVD_3U
Compensación/Filtro(1)
B_DPR_138138 kV
L_DPR_QVD_1
L_DPR_QVD_2
B_QVD_6969 kV
T_ATR_QVD
G_CALOPE
C_EMELGUR_QVD
B_PRT_138138 kV
B_PRT_6969 kV
L_DPR_POR_1
L_DPR_POR_2
T_ATQ_POR_1UT_ATR_POR_1U
L_PRT_SCY
G_POZA_HONDA G_LA_ESPERANZA
C_MANABI_PORX_C_MAN_1
B_SDM_230230 kV
L_DOM_ROS_2_2
L_DOM_ROS_2_1
L_DOM_QVD_2_1
L_DOM_QVD_2_2
G_U1_DPERG_U2_DPERG_U3_DPERB_CHN_138
138 kV
L_CHO_DPR_1
B_SVR_138138 kV
L_SEV_CHO
C_CRM_SEVE
B_CHN_6969 kV
T_ATQ_CHO_1U
C_MANABI_CHO
B_SDM_138138 kV
T_ATU_DOM_3U T_ATU_DOM_1
B_SDM_6969 kV
T_ATQ_DOM_3U
C_EMELSAD_DOM
B_ESM_138138 kV
B_ESM_6969 kV
L_DOM_ESM_1
L_DOM_ESM_2
B_ESM_13.813.8 kV
T_G1_CTESM
G_G1_CTESM
T_ATQ_ESM_1U T_AA1_ESM(1)
G_EQV_ESM
C_EMELESA_ESM
X_C_ESM
Inter_Peru
C_Jivino
165
ANEXO 4:
DIAGRAMA UNIFILAR SNI 2012 – DEMANDA MÁXIMA E HIDROLOGÍA SECA
B_TLC_138138 kV
B_IBR_138_2138 kV
L_IBA_TUL_1
T_ATQ_TUL_1U
B_TLC_6969 kV
G_EQEMELNORTE_TULC_EMELNORTE Tulcan
X_C_TUL_13.8
B_IBR_138_1138 kV
IBA1IBAT_ATR_IBA_1U
B_IBR_6969 kV
T_T2_IBA
X_C2_IBA
G_Salinas
C_IBARRA 69
G_EQEMELNORTE_IBA G_Selva_Alegre
C_IBARRA NUEVA
B_PMQ_138138 kV
T_ATU_POM_1U
B_PMQ_230230 kV
L_POM_IBA_1
L_POM_IBA_2
B_JMN_230230 kV
L_Ja
mon
dino
- P
omas
qui 1
220
L_Ja
mon
dino
- P
omas
qui 2
220
Colombia
C_Colombia
B_SE19_138138 kV
B_SAL_138138 kV
B_PQT_138138 kV
L_POM_SE19L_SALEG_S/E19
L_SALEG_PQUITO
B_SAL_4646 kV
B_SE19_4646 kV
T_TRQ_ALE_1U T_SEAL(1)
T_SE19
C_EEQ. SELVA ALEGRE C_EEQ. S/E 19
L_POM_PQUITO
T_CALDERON
B_PQT_2323 kV
T_CALDERON(1)
C_EEQ. CALDERON
B_SE18_138 138 kV
B_SE18_23 kV23 kV
L_POMq_S/E18
T_S/E18_1 T_S/E18_2
C_EEQ. S/E 18
B_VCN_138138 kV
B_MLL_138138 kV
B_SRF_138138 kV
B_PCR_138138 kV
B_CNCT_2323 kV
L_VIC_POM_2
B_VCN_4646 kV
G_CUMBAYA_VIC G_NAYON_VIC G_ECOLUZ_VIC
C_EEQ. VIICENTINA
L_MUL_VIC_1
L_SRAF_VIC
L_PUC_MUL
B_GNG_138138 kV
L_GPL_VIC
B_GNG_6.66.6 kV
B_CNCT_138138 kV
L_CON_SRAF
T_CONOCOTO
C_CONOCOTO
B_SRF_2323 kV
T_San Rafael_2
C_San_Rafael
B_MLL_6969 kV
G_EQELEPCO_MUL
C_MULALO
B_AMB_138138 kV
B_AMB_6969 kV
B_TTR_138138 kV
L_PUC_AMB
G_U1_PUC G_U2_PUC
T U2 Pucara
G_EQAMBATO_AMBC_AMBATOC_AMBATO_COTX
L_TOT_AMB
T_ATQ_TOT_3U
B_TTR_6969 kV
B_TTR_230230 kV
B_BÑS_138138 kV
X_RCX_TOT
C_TOTORAS
L_TOT_AGO_1
B_AGY_138138 kV
L_AGO_SEC AGO_1
G_U2_AGO
G_U1_AGO
B_PYO_138138 kV
B_PYO_6969 kV
B_TNA_138138 kV
B_TNA_6969 kV
L_BÑS_PUY
C_PUYOG_TOPO
X_C_PUYO
L_PUY_TEN
C_TENA
B_CCA_138138 kV
B_CCA_6969 kV
L_TEN_COC
T_ATQ_COC_1U
G_COCA
C_COCA
B_SFR_230230 kV
L_TOT_SFCO_1
L_TOT_SFCO_2
T_U1_SFCO
T_U2_SFCO
G_U1_SFCO
G_U2_SFCO
B_SRS_138138 kV
B_SRS_230230 kV
B_SRS_4646 kV
L_SROS_CON
C_EEQ. SANTA ROSA
G_GHERNANDEZ_ROS G_GUANGOP+CHILL_ROS
B_ECM_138138 kV
L_ROS_CARMEN
H_EMAAPQ
B_PPL_138138 kV
G_PAPALLACTA
L_CAR_PAPX_C_SRS
G_TG1_ROS G_TG2_ROS G_TG3_ROS
L_ROS_TOT_2_1
L_ROS_TOT_2_2
B_EES_138138 kV
B_EES_2323 kV
L_ROS_ESPJ
C_EEQ. EUG ESPEJO
L_ROS_SALEG
L_ROS_POM_1_1
L_ROS_POM_1_2
B_RBB_230230 kV
B_RBB_6969 kV
B_GRN_6969 kV
X_RCX-W_ROS
C_EE. Riobamba
G_GEQRIO_RIO
L_RIO_GUA
C_GUARANDA
G_GUARANDA
B_MLN_230230 kV
L_TOT_MOL_2
G_U10_PAUTE G_U9_PAUTE G_U8_PAUTE G_U7_PAUTE G_U6_PAUTE
G_GUANGOPOLO_T
C_GUANGOPOLO
L_MOL_RIO_2
B_MLN_138138 kV
T_AT1_MOL_3U
G_U5_PAUTE G_U4_PAUTE G_U3_PAUTE G_U2_PAUTE G_U1_PAUTE
B_CNC_138138 kV
L_MOL_CUE_1_1 L_MOL_CUE_1_2
B_GLC_138138 kV
L_CUE_CUMB
B_LMN_138138 kV
B_MCS_138138 kV
L_CUMB_LIMON
X_R1_MOLX_R2_MOL
C_GUALACEO
T_Abanico
C_MACAS
G_ABANICO
B_CNC_6969 kV
B_SNC_6969 kV
B_SNC_230230 kV
T_ATQ_CUE_3U
G_EQELECAUSTRO_CUE
C_C.SUR_CUEC_C.SUR_AZO
L_CUE_CUEb
B_ZHOR_230230 kV
L_SHO_CUE
B_LJA_138138 kV
B_LJA_6969 kV
L_CUE_LOJ_1
L_CUE_LOJ_2
T_ATQ_LOJ_1U
G_EQEERSSA_LOJ
C_EERSSSA_LOJ
X_C_LOJA
L_MOL_ZHO_2_1
L_MOL_ZHO_2_2
B_MLG_230230 kV
L_ZHO_MIL_2_1
L_ZHO_MIL_2_2
B_DCR_230230 kV
B_PSC_230230 kV
L_PAS_DCE
B_MLG_6969 kV
B_MLG_138138 kV
T_ATU_MIL_1U
B_SID_138138 kV
B_MPW_138138 kV
L_MIL_SID_1_1
L_MIL_SID_1_2
L_SID_MPP_1
G_UA_MPP G_UB_MPP
B_MCH_138138 kV
L_SID_MAC_1_1
L_SID_MAC_1_2
B_MCH_69_169 kV
B_MCH_69_269 kV
T_ATR_MAC_3U
T_ATQ_MAC_3U
X_C_MAC
C_EMELORO_MAC_1
G_EQEMELORO_MAC X_C_MAC2
C_EMELORO_MAC_2T_TRK_MAC_3U
B_MCH_230230 kV
L_MAC_MAC T
B_ZRR_230230 kV
L_MAC_ZOR_2_1L_MAC_ZOR_2_2
B_BBH_138138 kV
B_BBH_6969 kV
T_ATQ_BAB_1U
L_MIL_BAB
C_EMELRIOS_BABG_SIBIMBEG_EMELRIOS
T_ATK_MIL_3U
X_C_MIL
G_INGENIOS
G_San CarlosC_MILAGRO_MIL
C_EMELGUR_MIL
B_DCR_6969 kV
C_EMELGUR_DCE X_C_DCE
B_PROS_230230 kV
B_PROS_6969 kV
L_PAS_PTRAL_2_2
T_ATK_PRTAL
C_CATEG_NPR
X_C_PER
B_TRN_230230 kV
B_TRN_138138 kV
B_SLT_138138 kV
B_ESC_230230 kV
B_ESC_138138 kV
L_PRT_TRI_2_2
L_PAS_TRI_2_1
L_Keepel_Tri1
G_U1_Keppel G_U2_Keppel
G_VICTORIA_TRI
B_CRG_138138 kV
L_ESC_CAR_1
L_ESC_CAR_2
B_CRG_6969 kV
ATQ CARAGUAY
C_CATEG_CARX_C_CAY
B_TRN_6969 kV
T_ATT_TRI_1U
L_TRI_SAL_1
L_TRI_SAL_2
B_PSC_138138 kV
T_ATT_PAS_3U
B_PLC_138138 kV
B_PLC_6969 kV
X_C_POL
C_CATEG_POL
B_SLT_69_169 kV
T_ATQ_TRI_3U
C_CATEG_TRI
T_U1_TRI
G_U1_TRI
T_ATQ_SAL_3UT_ATR_SAL_3U
B_SLT_69_269 kV
SAL_EME_0
C_CATEG_SAL
G_TG1_GASAN G_TG2_GASAN G_TG3_GASAN G_AT2_ATINAJERO
G_TV1_VASAN G_TG5_GASAN G_TG6_GASAN G_AT1_ATINAJERO
G_TV2_GZEV G_TV3_GZEV G_TG4_GZEV
B_EQL_6969 kV
B_EQL_69B69 kV
L_SAL_EQUIL_1
L_SAL_EQUIL_2
G_U1_EQUIL G_U2_EQUIL
L_EQUIL_HOLCIN
C_HOLCIN
G_HOLCIN
T_HOLCIN
B_EQL_138138 kV
T_TIC_EQUIL
G_U3_EQUIL G_U4_EQUIL
B_PSC_6969 kV
C_EMELGUR_PAS
X_C_PAS
G_GAS_PAS
T_U1_PAS
C_CATEG_PAS
B_LCH_138138 kV
L_EQUIL_CHON
L_PAS_CHON_1
L_PAS_CHON_2
B_PSR_138138 kV
B_PSR_6969 kV
L_CHON_POS
C_EMEPE_POS
B_CDGE_138138 kV
L_PAS_CEDEGE
C_CEDEGE_PAS
B_QVD_230230 kV
L_QVD_PAS_2_1
L_QVD_PAS_2_2
B_ELE_138138 kV
B_SEL_6969 kV
L_CHO_SEL(1)
L_CHO_SEL(2)
T_ATQ_ELE_1U
T_ATQ_SELEN(1)
T_CPBA(1)
G_PBARGE_2G_PBARGE_1
X_C_SEL
C_EMEPE_SELG_EQEMEPE_SEL
B_SCY_230230 kV
B_SCY_138138 kV
L_QVD_SCY
B_MNT_138138 kV
L_SCY_MNT
B_MNT_6969 kV
TRN MANTA
C_MANABI_MAN
G_EQV_MAN
B_QVD_138138 kV
T_ATT_QVD_3U
Compensación/Filtro(1)
B_DPR_138138 kV
L_DPR_QVD_1
L_DPR_QVD_2
B_QVD_6969 kV
T_ATR_QVD
G_CALOPE
C_EMELGUR_QVD
B_PRT_138138 kV
B_PRT_6969 kV
L_DPR_POR_1
L_DPR_POR_2
T_ATQ_POR_1U
T_ATR_POR_1U
L_PRT_SCY
G_POZA_HONDA
G_LA_ESPERANZA
C_MANABI_PORX_C_MAN_1
B_SDM_230230 kV
L_DOM_ROS_2_2
L_DOM_ROS_2_1
L_DOM_QVD_2_1
L_DOM_QVD_2_2
G_U1_DPERG_U2_DPERG_U3_DPER
B_CHN_138138 kV
L_CHO_DPR_1
B_SVR_138138 kV
L_SEV_CHO
C_CRM_SEVE
B_CHN_6969 kV
T_ATQ_CHO_1U
C_MANABI_CHO
B_SDM_138138 kV
T_ATU_DOM_3U T_ATU_DOM_1
B_SDM_6969 kV
T_ATQ_DOM_3U
C_EMELSAD_DOM
B_ESM_138138 kV
B_ESM_6969 kV
L_DOM_ESM_1
L_DOM_ESM_2
B_ESM_13.813.8 kV
T_G1_CTESM
G_G1_CTESM
T_ATQ_ESM_1U
T_AA1_ESM(1)
G_EQV_ESM
C_EMELESA_ESM
X_C_ESM
Inter_Peru
B_CHL_138138 kV
L_CHILIBULO_S. ALEGRE
L_ESPJ_CLILIBULO(1)
T_CHILIBULO
B_CHL_2323 kV
C_CHILIBULO
B_SANT_138138 kV
T_San Antonio
B_SANT_2323 kV
C_SAN ANTONIO
L_PMQ_SANT
T_POM(1)
X_C_IBA
T_APAQUI
B_APQ_6969 kV
G_U_APAQUI
X_C_POM
B_KND_138138 kV
B_KND_2323 kV
C_KENNEDY
L_KEN_PMQ
L_KEN_SUB18
C_Novacero
B_CCS_230230 kV
B_LAG_230230 kV
L_CCS_LAG
T_ATQ_LAG_3U
B_LAG_6969 kV
G_JIVINO
C_PETROPRODUCCION
C_Lago_Agrio
X_C_TORI
G_SIGCHOS
B_YGC_230230 kV
B_CÑR_230230 kV
L_AZY_YGC
B_SPL_230230 kV
L_MOL_SPL_1
L_MOL_SPL_1(1)
T_U1_SPL
G_U_SPL
Trayecto de Línea(1)
L_MOL_YAG_2_2
L_MOL_YAG_2_1
L_YAG_PAS_2_2
L_YAG_PAS_2_1
L_MIL_YAG_2L_YAG_PAS_2_2(1)
L_MIL_YAG_1L_YAG_DCE_1
L_MIL_ESC_2L_MIL_ESC_1
T POWER BARGE
B_PBR_6969 kV
T_ATK_ESC_3U
B_ESC_6969 kV
C_CATEG_ESC
B_SID_230230 kV
T_SAN IDELFONSO
B_MPW_230230 kV
T_U4_MPP T_U3_MPP
G_UD_MPP G_UC_MPP
L_SID_MPW
L_MIL_SID_1
L_MIL_SID_1(1)
B_MZR_230230 kV
L_ZHO_MZR_2L_ZHO_MZR_1
T_U1_MZR T_U2_MZR
G_U1_MAZAR G_U2_MAZAR
L_SID_MAC_1
L_SID_MAC_1(1)
G_OCAÑA
G_SABANILLA
B_SBN_13.813.8 kV
T_U_SABANILLA
B_SBN_138138 kV
L_LOJ_SBN
B_CUMB_138138 kV
L_SBN_CUMB
G_VILLONACO
T_CUMBARATZA
B_CUMB_6969 kV
G_CHORRILLOS
C_CUMBARATZA
B_MND_138138 kV
L_LIMON_MND
L_MND_MACAS
TRN PORTOVIEJO(3)
B_SCAY_6969 kV
C_MANABI_S_CAY
B_ANG_138138 kV
T_U1_PAUTE(1)
G_U_ANG
L_QVD_ANG
X_C_CHO
X_C_SDO
B_PFO_230230 kV
L_PIFO_POM_1
L_PIFO_POM_2
L_ROS_PIF_2
L_ROS_PIF_1
L_PFO_CCS
Trayecto de Línea(2)
L_TTR_QVD_2_2
L_TTR_QVD_2_2(1)
L_YAG_PIF
Compensación/Filtro(7)
ATT_PIFO
B_PFO_138138 kV
B_TMB_138138 kV
B_ARP_138138 kV
B_TMB_2323 kV
B_ARP_4646 kV
T_TUMBACO_2
C_TUMBACO
T_TUMACO_1(1)
C_AEROPUERTO
G_VICTORIA_QUIJOS
X_C_TRI
T_ATK_MIL(1)
B_BÑS_6969 kV
C_BAÑOS
Trayecto de Línea
Compensación/Filtro(3)
G_S.J. de Tambo
G_PILALO
X_C_MUL
G_U_SPL 2 G_U_SPL 3
T_U1_SPL 2 T_U1_SPL 3
X_C_MAN
X_C_PAS_1
X_C_POL(1)
TRN PORTOVIEJO 2
T_ATQ_DOM_3U 2
T_ATQ_CHO_1U 2
T_ATK_PRTAL 2
ATQ CARAGUAY 2
T_ATQ_BAB(1)
B_IBARRA_6969 kV
L_IBA_APQ