Tesis previa a la obtención de títull o de Ingeniero …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/6801/1/T1441.pdfIII Certifico que present el trabaj he sidao o realizad en s totalidau

Tesis previa a la obtención del título de Ingeniero en la Especialidad deSistema Eléctricos de Potencia.

CHAMORRO CHULDE NABOR FERNANDO

Quilo, Marzo de 1999

Este trabajo esta dedicado a toda mi familia, de manera especial a mis queridospadres, cuyos esfuerzos y sacrificios se ven de alguna manera recompensadoscon la culminación de mi carrera profesional.

II

Para la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional, pordarme la oportunidad de lograr una formación integral., sustentada en elconocimiento técnico y ante todo en una conciencia social, aspectos que seránlas pautas sobre las cuales encausaré mi desarrollo como profesional activo ypropositivo frente a los desafíos del país.

Para todo el personal del CENACE, en especial para el Departamento deSupervisión y Control Operativo y al Equipo de Trabajo al que fui integrado, porfacilitar la recolección y desarrollo de datos decisivos para la elaboración delpresente trabajo.

Para el Ing. Carlos Riofrío, un destacado profesional, quién me ha brindado susconocimientos, experiencia, orientación, y que con su calidad humana y don degente ha sabido motivarme hacia la exitosa culminación de este trabajo.

III

Certifico que el presente trabajo ha sido realizado en su totalidadpor el Sr. Nabor Fernando Chamorro Chulde.

yfng. Carlos Riofrío./ DIRECTOR DE TESIS.

IV

11.1 Objetivo 11.2 Alcance 11.3 Resumen 1

32.1 Introducción 32.2 Modo de Edición del PowerWorld 4

2.2.1 Barra de Edición 42.2.1.1 File 42.2.1.2 Edit Case 42.2.1.3 Inserí 52.2.1.4 Format 102.2.1.5 Options 102.2.1.6 Case Informations 322.2.1.7 Window 122.2.1.8 Help 12

2.2.2 Barra de Comandos 122.3 Modo de Simulación del PowerWorld 14

2.3.1 Simulation Control 142.3.2 Options 142.3.3 Case Informations 16

2.4 Archivos Tipo Script en Powerworld 20

ELÉCTRICO DE POTENCIA 213.1 Introducción 213.2 Creación de un Caso en el PowerWorld 21

3.2.1 Ingreso de los Elementos de un S.E.P en el PowerWorld 233.2.2 Ingreso de Indicadores en el PowerWorld 253.2.3 Simulación de un S.E.P en el PowerWorld 26

3.2.3.1 Lectura de Resultados de la Simulación *273.2.3.2 Facilidades del PowerWorld durante

la Simulación de un S.E.P 283.2.3.3 Simulación utilizando un Archivo Script 31

3.2.4 Curva de Carga de un S.E.P en el PowerWorld 313.3 Equivalentes de Sistemas Eléctricos 383.4 Creación de Reportes en el PowerWorld 41

EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO .... 424.1 Introducción 424.2 El Mercado Eléctrico Mayorista(M.E.M) Ecuatoriano 424.3 Las Transacciones en ei M. E. M Ecuatoriano 43

4.3.1 Mercado Ocasional (Spot) 444.3.2 Mercado a Plazo 44

4.4 Funcionamiento Comercial del M.R.M 444.4.1 Precio de la Energía en el M.E.M 45

V

4.4.2 Precio de la Potencia en el M.E.M 454.4.3 La Remuneración a La Empresa de Transmisión 46

4.5 Metodología para la determinación del Precio de La Energía 474.5.1 Factores de Nodo 49

4.5.1.1 Metodología para el Cálculo de Factores de Nodo 504.5.2 Transacciones Económicas con los Agentes 54

4.5.2.1 Precio de Mercado de La Energía 544.5.2.2 Con las Empresas de Generación 554.5.2.3 Con las Empresas de Distribución

y Grandes Usuarios 554.5.2.4 El Pago a la Empresa de Transmisión 564.5.2.5 Las Transacciones Económicas son Independientes

de La Barra de Mercado 574.6 Estudio Técnico Actual del Sistema Eléctrico Ecuatoriano 59

4.6.1 Líneas de Transmisión y Transformadores 604.6.2 Generación del S.N.I 624.6.3 Demanda de Potencia 634.6.4 Compensadores 644.6.5 Comunicaciones 64

DELS.N.I 665.1 Introducción 665.2 Simulación de La Operación del S.N.I en Condiciones Actuales 66

5.2.1 Período Lluvioso 685.2.2 Período Seco 71

5.3 Simulación de La Operación del S.N.I bajo Condiciones deDespacho Económico 745.3.1 El Significado del Despacho Económico de S.E.P 755.3.2 Despacho Económico del S.N.Í 75

5.3.2.1 Período Lluvioso 765.3.2.2 Período Seco 80

5.4 Simulación de la Operación del S.N.Ibajo condiciones del M.E.M 845.4.1 Centro de Carga del Sistema Eléctrico Ecuatoriano 845.4.2 Período Lluvioso 875.4.3 Período Seco 91

5.5 El Costo de la Energía en el PowerWorld 945.6 El PowerWorld como una Herramienta de Entrenamiento

para la Operación de S.E.P 1025.6.1 El Entrenamiento en el PowerWorld 103

5.7 Recomendaciones para el Manejo de los Archivos de Simulaciónde la Operación del S.N.I 110

INTERCONECTADOS 1146.1 Introducción 1146.2 La Interconexión de Sistemas Eléctricos 1146.3 Sistemas Eléctricos Interconectados en el M.E.M 115

VI

6.3.1 Generalidades sobre el Intercambio de Potencia 1156.4 Características de La Interconexión Eléctrica entre

Ecuador y Colombia 1186.4.1 Condiciones de Voltajes 1186.4.2 Criterios 1196.4.3 Limitaciones de la Red 120

6.4.3.1 Transferencia de Colombia a Ecuador 1206.4.3.2 Transferencia de Ecuador a Colombia 120

6.4.4 Programación y Control de los Intercambiosde Potencia y Energía Activa 1216.4.4.1 Generalidades 1216.4.4.2 Programación de Intercambios 1216.4.4.3 Procedimiento de Control 122

6.4.5 Transferencia de Ecuador a Colombia 1236.4.6 Transferencia de Colombia a Ecuador 1246.4.7 Reposición de la Carga a su Respectivo Sistema 124

6.4.7.1 Procedimiento de Maniobras para la Interconexión 1246.4.7.2 Procedimiento de Maniobras para la Restitución 125

6.5 El Manejo de Áreas en el PowerWorld 125

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 1287.1 Conclusiones 1287.2 Recomendaciones 130

ANEXOS 132Anexo #1 Parámetros Eléctricos de Líneas de Transmisión del S.N.I. 132Anexo #2 Parámetros Eléctricos de Transformadores del S.N.I. 133Anexo #3 Características de las Principales Centrales Hidroeléctricas. 137Anexo #4 Parque Generador de INECEL y Empresas Eléctricas. 140Anexo#5 Demanda en S/E del S.N.I. 152Anexo #6 Curvas de Carga de las Principales Empresas Eléctricas del País. 153Anexo #7 Características Técnicas de Capacitores y Reactores del S.N.I. 160Anexo #8 Datos de la Operación Real del S.N.I. 161Anexo #9 Curvas E - S y Costo de Combustible

de las Principales Centrales de Generación. 174Anexo #10 Archivos de Simulación.

BIBLIOGRAFÍA . 190

El presente trabajo de Tesis tiene el objetivo de llegar a conocer mas

profundamente el programa computacional PowerWorld, por medio de la simulación de

la operación del S.N.l, considerando los dos períodos hidrológicos del país.

De acuerdo a la información recolectada en el Centro Nacional de Control de

Energía(CENACE), se logra utilizar las principales aplicaciones que brinda el

PowerWorld, aplicables al Sistema Eléctrico Ecuatoriano, realizando simulaciones

para días específicos de acuerdo a los periodos hidrológicos.

El nivel de detalle, en lo referente a la estructuración del S.N.l, es exactamente

el mismo con el que trabaja el CENACE, para sus estudios, puesto que PowerWorld

permite trabajar con archivos bajo el formato de la PTI, utilizado por el CENACE, por

tanto los resultados del análisis eléctrico de la operación del S.N.l son confiables.

Se desarrolla también una serie de archivos, en el PowerWorld, los mismos que

pueden servir para una mejor comprensión tanto del programa, como de la operación

del S.N.l, para cada uno de los períodos hidrológicos.

Este trabajo presenta un estudio, de las principales aplicaciones que brinda el

PowerWorld, para la simulación de sistemas eléctricos de potencia, para lo cual,

inicialmente se pone en consideración un breve resumen de como utilizar los diferentes

comandos que presenta este paquete computacional.

Para las personas que desconocen el programa o saben poco de este, se presenta

una explicación de como estructurar un pequeño S.E.P en el PowerWorld, para luego

proceder a su simulación, utilizando todas las alternativas para este fin. También se

presenta un archivo del tipo Script, en el cual se sintetizan las principales ayudas que

brinda el PowerWorld para el análisis de sistemas eléctricos,de potencia.

Para poder realizar, la simulación de un sistema eléctrico, primeramente se

necesita conocer los datos técnicos de sus respectivos elementos, razón por lo cual, para

. . Fernando Chamorra

el caso del S.N.I se presenta un estudio de sus elementos y de las restricciones propias

de este sistema. Por otro lado en vista de la apertura del nuevo mercado eléctrico

mayorista en el Ecuador y lo que esto implica para el funcionamiento del sistema

eléctrico ecuatoriano, se ha realizado un breve estudio de las principales pautas que

regularán la operación del sistema eléctrico, en esta parte es preciso notar que todos los

aspectos que regularán la operación del sistema eléctrico en el Ecuador, aún no están

definidos completamente y se continuarán con los estudios del funcionamiento del

MEM, hasta su posible inicio en Marzo de 1999, luego de lo cual se empezará una etapa

de realimentación, en base de las experiencias vividas, para corregir errores o mejorar

aspectos técnicos ya definidos.

Una vez revisado los aspectos técnicos del S.N.I, se presenta la simulación del

S.N.I, considerando los períodos hidrológicos Lluvioso y Seco, para lograr mejores

resultados se ha incluido las curvas de carga de las principales empresas eléctricas de

distribución del país. La simulación se la realiza primeramente tomando como base los

datos resultantes de una operación real para días específicos, luego se realiza una

simulación teórica, utilizando la opción de despacho económico del PowerWorld y

finalmente se simula la operación bajo las reglas del MEM. Adicionalmente se

desarrollan dos archivos Script, para la comprensión de la operación del S.N.I» esto

basado en la información operativa del CENACE para la operación y control del S.N.Í.

Como última parte de este trabajo se presentan las principales características,

bajo las cuales el sistema eléctrico ecuatoriano exportará o importará energía con el

vecino país de Colombia. Como complemento se presenta un ejemplo de la forma como

maneja el PowerWorld la operación de sistemas eléctricos interconectados.

Fernando Chamorro

El PowerWorld, es un paquete computacional que permite la simulación de

Sistemas Eléctricos de Potencia, para lo cual por medio del entorno gráfico en el modo

de edición del programa se dibuja el sistema y se ingresan los parámetros eléctricos

correspondientes a los diferentes elementos que estén conformando un sistema

eléctrico. Una vez que se estructura totalmente el sistema a estudiar, se puede pasar al

modo de Simulación en el cual se especifican las condiciones de operación del sistema

y luego se corre el programa, pudiéndose generar reportes de generación, cargas, flujos

de potencia por las líneas, voltajes, etc para analizar el estado del sistema en estudio.

El entorno visual que brinda el PowerWorld es muy útil, pues se puede apreciar

fácilmente, líneas sobrecargadas, zonas de voltaje fuera de los límites establecidos,

además de la dirección del flujo de potencia, todo esto sin dejar de lado la precisión de

los resultados de la simulación, lo cual convierte a este paquete computacional en una

herramienta bastante útil en el análisis de sistemas eléctricos de potencia.

El programa también permite estudiar un SEP bajo ciertas condiciones

operativas, esto es el abrir o cerrar líneas, generadores o cargas con un simple Click en

el breaker asociado al elemento a operar, a la vez se puede manipular datos de los

generadores, cargas y correr el flujo directamente en la simulación, permitiendo ver el

comportamiento del sistema ante estos cambios.

El ingreso de la curva de carga de un sistema, es otra opción del simulador, en

cada una de las áreas de las que conste el sistema así como también para las zonas

definidas en el mismo, esto permite simular la operación continua en un día,

considerando costos, esto es realizando un despacho económico de las unidades

generadoras existentes dependiendo de su rendimiento.

En esta parte básicamente se revisan todos los comandos y utilitarios del

PowerWorldfl].

Fernando Chamorro

Este modo permite dibujar los diferentes elementos para estructurar un sistema

eléctrico, ingresando directamente las características eléctricas de c/u de estos para

posteriormente poder realizar la simulación.

Para realizar modificaciones o iniciar un nuevo caso, el PowerWoríd posee dos

barras de comandos principales, desde una de estas se puede iniciar el dibujo e ingreso

de datos, desde la otra se ejecutan comandos, la mayoría de los cuales se activan en el

modo de simulación, este será revisado posteriormente.

pe £dft€ase inserí f$rmat flption© Case Information ^¿hdow

FIGURA* 1

Esta barra corresponde a la primera, que aparece en la figura #1, cuyas

diferentes opciones son explicadas a continuación:

2.2.1.1 FILE.- Desde esta opción se puede realizar acciones tales como :

1. Abrir y guardar documentos de PowerWoríd o bajo formatos de otros programas

para flujos como el PTI, por ejemplo, o generar archivos de texto para revisión de

datos de un sistema ingresado.

2. Abrir o guardar archivos de datos auxiliares del programa, como curvas de cargas

por área o por zonas, curvas de capacidad de generadores, curvas entrada - salida de

máquinas generadoras, e intercambios entre zonas o áreas.

3. Creación de nuevos casos y salida del programa.

4. Validar un caso, esto sirve para determinar la existencia de errores en un sistema

ingresado, esta acción se realiza automáticamente en el momento de cambiar al

modo de simulación.

5. Formación de la matriz Admitancia de Barra del sistema ( Y^™) y el Jacobiano del

Sistema en un determinado instante de tiempo.

CASE.- Esta opción permite cortar, borrar, copiar y pegar elementos

seleccionados previamente, pero también mediante Select by Gritería, se puede

Fernando Chamorro

seleccionar todos los elementos de un sistema de un determinado tipo, para poder

cambiar sus propiedades conjuntamente.

f.- Permite ingresar todos los elementos necesarios para estructurar un

sistema eléctrico de potencia, el valor de los voltajes de las diferentes barras esta en kV,

la resistencia, reactancia y susceptancía de las líneas de transmisión están en p.u

considerando una base de 100MVA y 230kV. Los elementos a ingresar son :

Este elemento esta representado por una línea horizontal o vertical. Los datos de

entrada son el número y el nombre de la barra a ingresar, el programa da un número por

default, pero el usuario puede colocar un valor diferente. También se tiene que ingresar

el nivel de voltaje al que esta la barra, el área y la zona a las que va a pertenecer. Es

importante también especificar el ancho y largo del dibujo de la barra y su orientación.

En el caso de que la barra a insertar, sea a la que se va a asociar el generador oscilante,

esta debe tener activada la opción SLACK BUS.

Este elemento se representa con un circulo, en cuyo interior se encuentra una

doble flecha. Los datos de entrada son el número y el nombre de la barra, en la que va a

estar asociado el generador, conjuntamente con el número o letra de identificación del

generador para el caso de varios generadores en una misma barra. Las dimensiones del

dibujo y su orientación son importantes. Es necesario colocar además los MW y MVAR

de salida del generador si el generador no tiene AGC(Control Automático de

Generación), caso contrario esto no es necesario. El ingreso de por lo menos los límites

máximos y mínimos de potencia activa y reactiva del generador es primordial o sino se

puede ingresar varios puntos de operación de tal manera de formar la Curva de

Capacidad de la máquina. Se debe también especificar el voltaje de generación en pu, la

velocidad con la que el generador toma la carga en MW/min y finalmente los

coeficientes de la curva entrada - salida y costo de combustible para poder considerar a

la máquina en despacho económico (L'.D), esto último es posible activando la opción

AGC, asi mismo es recomendable activar la opción AVR(Regulador Automático de

Voltaje) para controlar los reactivos y mantener ios voltajes de una barra.Fernando Chamorro

En este programa las cargas se representan por una flecha, en el cuadro de

diálogo se debe ingresar el valor de la potencia activa y reactiva en MW y MVAR

respectivamente, en cualquiera de los modelos de carga que ofrece el simulador,

generalmente para un estudio de flujos de potencia el modelo de Potencia Constante es

suficiente, apesar de que también se puede optar por modelos de impedancia, y

corriente constantes. Es también importante colocar el número de la barra a la que esta

asociada y el identificador para el caso de varias cargas en una misma barra, así como

también el tamaño y orientación del dibujo.

Este elemento es representado con dos líneas paralelas. Como datos de entrada

se debe especificar la reactancia en MVAR, de acuerdo al signo será un

capacitor(positivo) o un reactor(negativo). Es importante seleccionar el modo de

operación del compensador, esto es una operación fija, mediante un determinado paso o

continuo de acuerdo a las condiciones del sistema. Es esencial especificar el número de

la barra a la que se va compensar y el número de la barra en la que va a estar asociado

el compensador, para mantener el voltaje en los niveles especificados de acuerdo al

sistema eléctrico de potencia en estudio. Las dimensiones y orientación del elemento

son también importantes.

Las líneas de transmisión son representadas, por líneas finas, en cuyos extremos

se colocan automáticamente los respectivos breackers para su operación. Es necesario

especificar como datos de entrada los valores de resistencia, reactancia, susceptancia

total de la línea y límite térmico; este último parámetro es aconsejable colocarlo en los

tres niveles de capacidad(A,B y C), por razones que se explican mas adelante. Como es

lógico se debe especificar además el número de la barra de origen y llegada de la línea

así como también el número identificador del circuito, para cuando se trata de líneas de

varios circuitos.

Fernando Chamorro

Un transformador es representado por una doble línea quebrada, como datos de

entrada debe especificarse el valor de resistencia, reactancia y susceptancia, así como

los límites de capacidad que pueda soportar el transformador(A, B, C) dependiendo del

tipo de enfriamiento que tenga, de tal manera de ir generando una especie de alarmas de

acuerdo al porcentaje de carga al que se encuentre el transformador en relación a los

límites anteriores, un valor por encima del 100% indicará una inminente sobrecarga; en

la simulación se deberá seleccionar al mayor límite térmico como límite de trabajo para

evitar el disparo de los transformadores por sobrecarga, en esta parte se justifica colocar

el valor del límite térmico de las líneas de transmisión en los tres niveles de capacidad,

para poder observar en la simulación el porcentaje de cargabilidad de la línea de

transmisión independientemente de donde se tenga el límite térmico de los

transformadores del sistema eléctrico en estudio.

Por otro lado el PowerWorld, puede considerar transformadores con LTC, el cual

se lo puede especificar como automático o manual, si se escoge el modo manual el tap

del transformador permanece fijo mientras el usuario no especifique otro valor,

encambio si se selecciona el modo automático, el valor del tap cambia automáticamente

para tratar de mantener el voltaje en el rango establecido en una determinada barra.

Para el caso de transformadores con terciario es necesaria la creación de dos

barras adicionales a los de alto y bajo voltaje normales, una barra intermedia en donde

se unen las reactancias de alta y baja y de donde sale la reactancia a la otra barra del

terciario, en donde generalmente se conectan la carga de los servicios auxiliares de la

S/E o compensadores.

Mediante esta opción es posible insertar una línea de transmisión para corriente

continua (d.c), para lo cual es necesario, determinar las características necesarias del

rectificador en la barra de envío, así como también las características del inversor en la

barra de llegada. Se establecen además el valor de la resistencia, capacidad de la línea

de transmisión, nivel de voltaje, número de la barra de envío y de llegada.

Fernando Chamorro

Estos elementos son representados por cuadrados rojos. Estos elementos

básicamente sirven para abrir o cerrar elementos como líneas de transmisión,

generadores, cargas, etc, cuando un interruptor es abierto este se torna de un color

verde. En la última versión del PowerWorld estos elementos se colocan

automáticamente, al insertar una línea de transmisión, carga, generador o compensador.

Este elemento sirve para construir una especie de mapa de las zonas o áreas

eléctricas existentes en un sistema, se debe dar el número de la zona o área y escoger

una figura que representará a las mismas, las figuras pueden ser o un rectángulo o una

elipse.

Esta opción sirve para desplegar en el display principal del SEP un número cuyo

valor puede ser un parámetro eléctrico de una área a determinarse, estos campos pueden

ser generación, carga, pérdidas, costos, etc.

Esta opción es parecida a la anterior, solo que ahora los elementos mostrados,

se refieren a parámetros de un barra específica, como pueden ser voltaje, ángulo, carga,

generación etc.

Esta opción permite unir ios diferentes dibujos de las zonas o áreas de un

sistema(rmmeral 9), con líneas, para ver la transferencia de potencia entre estas.

IIO (I

Esta opción permite ver en la pantalla un número cuyo valor puede ser la

potencia activa o el límite máximo de transferencia entre áreas o zonas.

Fernando Chamorro

Esta opción permite insertar en una interface círculos que indican el porcentaje de

carga del límite de transferencia entre áreas, cambiando automáticamente de tamaño y

color cuando se esta a punto de sobrepasar el límite o se sobrepasa este.

Esta opción permite insertar un campo para poder visualizar el valor del flujo de

potencia activa que circula por una línea de transmisión básicamente, aunque también

se dan opciones como la de ver los reactivos, corriente, límite de capacidad, etc.

Esta opción permite insertar generalmente en las líneas de transmisión círculos que

indican el porcentaje de carga de una línea de acuerdo a la capacidad de esta»

cambiando automáticamente de color y tamaño cuando se esta a punto de sobrepasar el

límite de capacidad o se sobrecarga una línea de transmisión.

Esta opción permite insertar números en el dibujo principal los mismos que

muestran información sobre los parámetros eléctricos de un determinado transformador.

Esta opción inserta en el dibujo de un sistema, números poder registrar

parámetros como generación, nombre, transacciones con otras zonas, etc, para una

determinada zona.

Cuando se activa la pantalla de las áreas de un sistema, se presentan estas

enlazadas por líneas, a las cuales se les puede insertar un campo para rnonitorear el

costo, flujo de transferencia, etc.

Fernando Chamorro

10

Permite escribir mensajes en el dibujo de un sistema, para lograr una mejor

referencia de un determinado sistema eléctrico de potencia.

Esta opción permite dibujar una línea de acuerdo a la forma que deseemos, para

identificar una determinada parte del dibujo, área o zona.

(I

Esta opción es similar a la anterior, pero se dibuja un rectángulo únicamente.

Esta opción es similar a la anterior, pero se dibuja una elipse únicamente.

Mediante esta opción se puede mostrar un dibujo adicional del SEP, en la misma

pantalla, este nuevo dibujo puede contener detalles que a simple vista no se pueden

observar, cuando se tiene sistemas muy grandes, para lo cual se debe crear otro dibujo

formando únicamente la parte a detallar de un sistema, y con un nombre *.pwd el

mismo que será indicado en el cuadro de diálogo de esta opción, además en este cuadro

se deberá especificar un nombre identifícador; el cual aparecerá en la pantalla

remarcado con un rectángulo; el nuevo dibujo se mostrará al dar un click sobre el

nombre de identificación anterior, pero únicamente en el modo de simulación.

f.- Permite cambiar las características de dibujo de los elementos del

sistema ingresado, esto es tamaño, ancho, color de los dibujos, tipo y tamaño del texto y

de los campos de visualización ingresados, así como también cambia el color de fondo

de las pantallas de presentación y las dimensiones de la malla interna del dibujo.

S-- Permite acceder a las siguientes opciones :

S CASE. - Aquí se definen las opciones para la simulación, como es abrir

líneas por sobrecarga, generadores con límites fuera de rango, especificar niveles deFernando Chamorro

I I

voltaje y colocar el límite de capacidad para los transformadores, velocidad de

simulación, hora de inicio y fin de la simulación entre otras.

*TIONS.- Aquí se definen las condiciones para la

visualización del flujo de potencia, como colores, símbolo de animación, límites

preventivos para sobrecargas, etc.

3. DEFÁÜLT DRÁWING VALÚES.- Sirve para colocar los colores y tamaños de los

diferentes elementos de un SEP a insertarse por defecto.

4. ÁREA DISPLAY.- Sirve para mostrar un dibujo en el cual aparecen todas las área

definidas en un sistema, representadas por cuadros unidos por una línea.

¿,- Permite abrir la base de datos (barras, líneas de transmisión,

generadores, etc) de un caso adicional al presente y colocar estos datos al presente caso.

6. AUTO INSERT LINES.- Permite insertar automáticamente las líneas de

transmisión y transformadores, en las barras existentes en el dibujo, esto implica que

primero se debe insertar las barras de un sistema y luego ejecutar esta opción, esto es

bastante útil cuando se esta construyendo una pantalla para mostrar el detalle de una

parte del sistema.

.~ Opción parecida a la anterior, pero ahora se

insertan automáticamente las interfaces entre áreas, previa la colocación de estas.

.- Sirve para simplificar sistemas muy grandes, por

medio del equivalente de una parte de todo un sistema; la forma de crear estos

equivalentes será revisada con detalle en el capítulo siguiente.

kY OiifETS.- Despliega un listado de todos los

elementos y campos que ya no csíán ligados al sistema en estudio, pues ya se ha

encontrado un equivalente de estos.

Fernando Chamorro

i.- Sirve para leer un archivo de datos de las curvas de

capacidad de las máquinas definidas en el sistema.

IER BUS.- Permite redefinir el número asignado inicialmente a una barra

determinada, el número debe ser diferente a de los ya existentes en el sistema.

12. SCÁLE CASE.- Permite cambiar el factor de multiplicación del valor de la carga,

generación y compensadores del sistema durante todo el tiempo de simulación.

2.2.1.6 CASE INFORMATIONS.- Desde esta opción se puede lograr una revisión de

todos los datos de los elementos ingresados en el sistema escogiendo la opción

adecuadas sea de carga, generación, líneas de transmisión, compensadores,

transformadores, áreas, etc.

2.2.1.7 WINBOW.- Permite el manejo de la pantalla o pantallas del sistema

ingresado, pues se puede colocar todas las pantallas o especificar la pantalla que uno

desee que este activa, además permite visualizar todo el sistema cuando se ha perdido el

control del comando ZOOM.

'.- Desde esta opción se puede acceder a la ayuda del programa y datos

del proveedor del programa.

La segunda barra principal tiene los siguientes comandos que se ejecutan directamente :

1. ABORT.- Sirve para detener un proceso de simulación o en el caso de que el sistema

no converja y la máquina empiece a realizar muchas interacciones., detiene el proceso.

•.- Permite cambiar del modo de simulación al modo de edición.

.- Permite cambiar del modo de edición al modo de simulación.

Fernando Chamorro

13

4. LOG.- Permite ver el resultado de una validación de un caso, mostrando la existencia

o no existencia de errores en el sistema ingresado, además una vez iniciada la

simulación, este comando permite observar las diferentes iteraciones para encontrar los

resultados de un flujo, esto es bastante útil, pues se puede investigar las posibles,

razones por las que un flujo de potencia no converja.

S« DISFLÁY FILTERS.- Despliega una pantalla con toda la información referente a

las áreas o zonas definidas en el sistema ingresado, que el usuario desee revisar.

.- Permite dar los datos de salida del flujo de potencia de un

sistema en un solo punto de la curva de carga, específicamente en el punto que

corresponda a la hora de arranque de la simulación. Al activar esta opción, el sistema

pasa automáticamente del modo de edición al de simulación.

7. Z0GM.~ Permite ampliar una determinada zona del dibujo mostrado en pantalla,

luego de elegir el comando se debe abrir una ventana con la parte a agrandar, es

importante decir también que pulsando las teclas CTRL + UP, todo el dibujo

incrementa de tamaño y con CTRL + DOWN, todo el dibujo disminuye de tamaño, si se

desea ver todo el gráfico de un sistema se debe ir a la opción WINDOW de la primera

barra principal y seleccionar SHOW FULL.

8. SEL£CT.- Permite abrir una ventana para seleccionar una parte o todo el sistema,

para realizar funciones como de copiado o también seleccionar un grupo de elementos,

con la aplicación de la tecla CTRL y dando un click en el elemento a seleccionar, esta

opción se desactiva al pasar al modo de simulación.

Este modo permite la solución de un flujo de potencia. Antes de correr el flujo

de potencia, es recomendable revisar la forma bajo la cual se va a realizar la

simulación, esto es velocidad de simulación, hora de inicio de la simulación y hora de

terminación de la simulación, así como también la tolerancia para la convergencia,

número de iteraciones para la solución de un flujo, y otras.

Fernando Chamorro

14

Existen dos opciones de solución, la primera llamada una Single Solution,

mediante la cual el programa arroja la solución del flujo de potencia, partiendo desde el

tiempo de inicio de la simulación y con las condiciones de carga de ese momento y la

otra que permite una solución del sistema en forma continua, desde la hora de inicio

hasta la hora final, mostrando en los diferentes campos del dibujo los valores

resultantes del flujo.

FIGURM2

AI cambiar al modo de simulación la primera barra principal sufre algunos

cambios, como se muestra en la figura #2; desaparecen las opciones Edit Case e Inserí,

y se crea una nueva:

23.1 SIMULATION CONTROL .- Desde aquí podemos iniciar, pausar o continuar,

con la simulación, así como también resetear los valores de los parámetros eléctricos de

las barras a condiciones iniciales, para iniciar una nueva simulación.

-- Ahora mediante esta opción se puede tener acceso a las siguientes

alternativas en el modo de simulación:

Esta permite visualizar las diferentes área del sistema eléctrico en estudio para

poder visualizar las transacciones y costos entre las áreas.

Visualiza el valor del ACE (MW), ( Frror de Control de Área ), en un gráfico

ACE vs tiempo.

Muestra una gráfica de la forma en la que esta variando la carga y la generación

en el tiempo, generalmente la línea azul representa la carga y la roja la generación.

Fernando Chamorro

15

Muestra la forma como varían las pérdidas en función del tiempo en un sistema

eléctrico de potencia.

5. GRÁFICA DE LA TRANSACCIÓN EN MW DE ÁREAS (Área

El valor de la transacción de potencia de una área a otra es graneada en función

del tiempo.

Muestra una gráfica de la variación del costo promedio en $/Mwh en función del

tiempo.

Las opciones anteriores corresponden a una determinada área, si se desea

cambiar de área, basta dar un click con el botón derecho del mouse en cualquier parte

de este display y escoger la opción CHANCE ÁREA.

7.

Esta opción permite formar una especie de mapa de colores identificando las

zonas dentro de un mismo rango de voltaje, asignados a una determinada gama de

colores, esto es muy útil para identificar barras con voltajes que están fuera del rango

normal de operación, a pesar de que la simulación se vuelve mas lenta.

APIPermite realizar el cálculo del factor -—-- , esto es la derivada de la potencia

d.Pi

de pérdidas respecto de la potencia de inyección en la barra i de cada una de las barras

del sistema en análisis, esto es bastante útil para la determinación de los factores de

penalización del sistema.

9. ESCALAMIENTO (Scallng).

Esta opción permite variar el valor de la carga, compensadores o generación de

una barra determinada o de un grupo de estas, disminuyendo o agrandando su valor

según se desee.

Fernando Chamorro

16

23.3 CASE INFORMATION.- Desde aquí se puede tener acceso a las siguientes

opciones en el modo de simulación:

Se puede introducir texto directamente, con comentarios sobre el sistema en

estudio o alguna aclaración necesaria.

Muestra un resumen del sistema en estudio, indicando el número de barras,

número de líneas de transmisión y transformadores, número de generadores, número de

áreas, número de zonas e islas, la carga total del sistema en ese instante al igual que la

generación total, el valor de los reactivos conectados al sistema, pérdidas activas y

reactivas del sistema, número de la barra oscilante y el nombre del archivo principal.

Despliega una pantalla con toda la información referente a las áreas o zonas

definidas en el sistema ingresado, que el usuario desee revisar.

Se muestra el resultado del flujo de potencia en ese momento, barra por barra,

indicándose todos los parámetros eléctricos en cada una de las barras, líneas de

transmisión, generadores, compensadores y transformadores.

Cuando se tiene sistemas con muchas barras se dificulta la revisión de una barra

determinada en la opción anterior, por lo cual bajo esta opción, basta colocar el número

de la barra a estudiar y aparecen inmediatamente, los parámetros eléctricos resultantes

del flujo de potencia de todos los elementos relacionados con esta barra; si se da un

click sobre un determinado número de una barra aparece inmediatamente los resultados

del flujo de los elementos relacionados a esa barra.

Fernando Chamorro

17

AI seleccionar esta opción se despliega la información de cada una de las áreas

involucradas en un sistema, algunos parámetros como por ejemplo el estado del AGC

(Control Automático de Generación) se puede cambiar directamente desde esta

pantalla.

7.

Mediante esta opción es posible visualizar las características de todas las barras

del sistema, especificándose su número, nombre, área a la que pertenece, nivel de

voltaje en p.u y en kV, la potencia activa y reactiva de carga y generación asociadas a la

d.Plbarra y el valor -—7 para cada una de las barras.

Esta opción, despliega una pantalla en la cual se puede visualizar., la barra

rectificadora (barra de envío), la barra inversora (barra de llegada) de cada una de las

líneas de transmisión D.C definidas en un sistema, conjuntamente con la potencia

activa y reactiva que es rectificada para la transmisión, y la potencia invertida en la

barra de llegada, para satisfacer una determinada demanda.

Despliega las principales características de cada uno de los generadores

ingresados en el sistema, estas son: número y nombre de la barra en la que esta situado

el generador, potencia activa y reactiva, estado de AVR y AGC., voltaje de generación,

limites máximos y mínimos de potencia activa y reactiva, estos valores pueden ser

cambiados desde esta pantalla; cuando están activos AVR y AGC, los valores de las

potencias de generación cambian automáticamente al variar la carga, dependiendo de la

curva entrada salida de cada generador.

Esta opción es similar a la anterior, pero se da prioridad a datos de la curva

entrada salida de cada generador y costos, mostrándose datos como número y nombre

de la barra del generador, potencia activa de generación, constantes A, Bs C y D de la

Fernando Chamorro

18

curva entrada de cada generador, costo de combustible, costo increméntales, el valor de

d.Pi: para la barra asociada a cada uno de los generadores etc.

Esta opción despliega los características de las interfaces definidas en un

sistema.

Se indica el número y nombre de la barra de inicio y de la barra final de la línea

de transmisión, el número del circuito, flujo de potencia activa y reactiva, porcentaje de

carga de la línea de acuerdo al límite de la misma y las pérdidas de potencia en las

mismas.

Se presenta una pantalla con la información de las cargas existentes en el

sistema, esto es número y nombre de la barra enlazada a la carga, identificación, el

valor en MW y MVAR de la carga.

Muestra un cuadro, en el que se puede ver el factor por el que se multiplica la

potencia de carga a un determinado tiempo, desde aquí se puede ver un gráfico de estos

valores en función del tiempo.

Esta opción despliega un listado de las líneas que tienen muí ti secciones

definidas en la misma, indicando el número y nombre de la barra de inicio y fin de la

línea y estado de la sección, esto es bastante útil, cuando se tiene que modelar líneas de

transmisión extremadamente largas.

Fernando Chamorro

19

Esta opción muestra los compensadores, existentes en el sistema, mostrándose el

número, nombre e identificador de la barra a la que esta asignado un compensador, así

como también el modo de control del compensador, capacidad de reactivos, barra de

control y rango de voltajes permitidos.

Esta opción permite ver una lista de todos los transformadores ingresados en un

sistema, mostrándose el nombre y número de las barras de alta y baja, el identifícador,

tipo de transformador, tap actual del transformador, estado del control de taps, barra de

regulación, tap máximo y mínimo, voltaje de la barra de regulación, entre otras.

Muestra los valores de las tablas definidas en el sistema para corregir la

impedancia de un transformador, de acuerdo con las posiciones de los taps en los

mismos.

Esta opción despliega una pantalla para visualizar todas las zonas definidas en el

sistema con todas las características de las mismas, en lo referente a generación, carga e

intercambio con otras zonas.

Esta opción despliega la información de las diferencias netas de las potencias

entre el valor esperado y el valor resultado de una iteración de un flujo de potencia, lo

cual permite establecer los posibles problemas por los que no se logra la convergencia

de un flujo de potencia de un determinado SEP.

Las opciones de WIN DOW y HELP de la primera barra principal no sufren

cambios.

Fernando Chamorro

20

Estos archivos, se los puede definir mediante la escritura de una correcta

sintaxis de comandos, en un archivo de texto, el mismo que debe tener el mismo

nombre del archivo principal tipo PWD debiendo ser grabado bajo la extensión SCP,

para que comience a ejecutarse automáticamente en el momento que se inicia la

simulación de un caso. Este tipo de archivo puede ser escrito directamente desde un

editor de texto respetando los espacios para indicar las órdenes, o también se puede

crear un archivo de estos grabando desde la simulación, los eventos que queremos que

se ejecuten automáticamente para la próxima simulación, para lo cual en la regla de

comandos desde OFTIONS se debe seleccionar la opción STAR RECOR0ING y

comenzar a realizar los eventos que se desee grabar, como por ejemplo abrir una carga,

disminuir la generación de una máquina, etc., cuando se desee finalizar la grabación se

debe seleccionar la opción STOP SCRIFT, si se desea borrar las instrucciones

grabadas se debe seleccionar CLEAR SCMIFT.

Este tipo de archivos es muy útil para mostrar la secuencia de la operación de un

sistema durante todo un día o un determinado periodo de tiempo, se puede usar también

para detener automáticamente la simulación a una determinada hora para la impresión

de los reportes de salida de la simulación a esa hora, o simplemente analizar el estado

del sistema, la incorporación de notas informativas en este tipo de archivos es muy útil.

Fernando Chamorro

21

Este capítulo presenta un tutorial para facilitar a los usuarios del PowerWorld, la

forma de iniciarse en el manejo del programa y a la vez lograr que se familiaricen con

elementos y términos propios de los sistemas eléctricos de potencia, para de esta forma

lograr la comprensión y análisis de los resultados que se puedan tener de la simulación

de un sistema de potencia. Para cumplir con estos puntos se ha seleccionado un sistema

pequeño, el cual contiene los principales elementos que forman a un sistema eléctrico

de potencia, de tal forma de que sea lo mas didáctico posible.

Por otro lado para explicar algunas propiedades adicionales del programa,

específicamente el caso de equivalentes se toma ejemplos adicionales con sistemas mas

pequeños.

Una vez que se ha iniciado la sesión de trabajo en este paquete se debe elegir la

opción NEW CASE desde la opción File de la barra principal, abriéndose una pantalla,

lista para el ingreso de los elementos del sistema.

Es importante antes de comenzar a ingresar un sistema, tener los datos de todos

los elementos del sistema, debidamente tabulados y referenciados, para no tener

problemas en el momento de ingresar los datos y luego en la simulación, además de un

gráfico del esquema de la red eléctrica a estructurar.

El sistema eléctrico a estudiarse consta de 7 barras a un voltaje de 230kV, del

cual a continuación se detallan los parámetros eléctricos de los elementos del sistema

en pu, y el diagrama unifílar. Es preciso aclarar que el PowerWorld usa como bases

predeterminadas los valores de 100MVA y 230kV, por tanto los datos de reactancias,

resistencias, susceptancia a ingresarse en este programa tienen que ser llevados a estas

bases.

Fernando Chamorro

22

BARRASNúmero

1234567

Nombre

BarralBarra2BarraSBarra4BarraSBarra6Barra?

Área

AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1AREA-1

Volt.(Kv)

230.0230.0230.0230.0230,0230.0138.0

MW Carga

120.0650.0

500.0

150.0

MvarCarga

40.0210.0

180.0

50.0

MWGen

360.0

120.0150.0150.0

Mvar Gen

37.7

LINEAS DE TRANSMISIÓN

Desde Barra J A Barra ||Circuiío| Características

# J Nombre j # | Nombre J #

1112345

BarralBarralBarralBarra2BarraSBarra4Barra5

2263456

Barra2Barra2Barra6BarraSBarra4BarraSBarra6

1211111

R I X | C | MVA Límite

0.010250.010250.011500.008050.005850.004350.00590

0.087650.087650.095200.064500.046800.036100.04880

0.705200.705200.369200.539200.390900.282180.37820

442442442442442442442

TRANSFORMADORES

Desde Barraj. iff

3

Nombre

BarraS

A Barra

* 7

Nombre

Barra7

Circío j Tipo

#

1

Control

LTC

Características

Tap ¡Reg Bus

0.9 7

X

0.0237Tap Min | Tap Max

0.9 1.1

GENERADORESBARRA

& 1 Nombre I ID

12456

BarralBarra2Barra4BarraSBarra6

HTTHH

MVA

MW

360120150150

Mvar

37.7

REGULACIÓN

SetVolt1.051.021.051.041.05

AGC

YESNONONONO

AVR

YESYESNOYESYES

LIMITES OPERATIVOSMinMW

00

300

30

MaxMW

700400125160160

Min Mvar

-200-100-65-40-10

Max Mvar

300180607550

CARACTERÍSTICAS DE COSTO DE GENERADORES

BARRA

#

12456

Nombre

BarralBarra2Barra4Barra5Barra6

IDENT.

ID

HTTHH

CONSTANTES CURVA ENTRADA/SALIDA

a(gal./hr)

0.000372.100916.600419300

0.000

b(gal./Mwh)

10.000100.700]48.51574.673

153.000

c(gal./Mwh¿)

0.0000.0000.0000.0000.000

d(gal./Mwh'3)

0.0000.0000.0000.0000.000

COMBUST.

($/ga¡.)1.0000.6400.3500.6400.380

Fernando Chamorro

23

COMPENSADORES

Barra# I Nombre

3JBarra3

Regulación

Barra #

3

Control

Fixed

Características

Nominal¡Vivar

21.40

Volt High

1.05

Volt Low

0.95

SISTEMA. ELÉCTRICO DE POTENCIA

130 MVR500

127 ÍP/R

Figura#l

Una vez que se tienen los datos de los elementos del sistema, se procede

primeramente a ingresar las barras del sistema, comenzando con la barra oscilante, se

puede comenzar con cualquiera, pero es aconsejable empezar con esta barra, para ello

vaya a 1NSERT del menú del PowerWorld y seleccione Bus dando un clíck en esta

opción, en la pantalla aparecerá un cuadro de diálogo, en el cual se tiene que ingresar

los datos del número asignado a la barra, el nivel de voltaje en kV, número y nombre

del área y zona en la que se va a ubicar la barra y orientación de la barra, para la barra

seleccionada como SLACK, se debe activar esta opción en el cuadro de diálogo, de

acuerdo a la tabla de datos preparada inicialmente, en este caso la barra #1 ha sido

escogida para este efecto. Seleccionando un QK, se logrará el dibujo de la barra

representada por una línea negra, a la cual se le puede cambiar su tamaño directamente

con el tiso del ratón; al señalar uno de sus extremos y arrastrar el ratón en una u otra

Fernando Chamorro

24

dirección. Seguidamente se procede a colocar las demás barras, con una ubicación

semejante a la de la flgura#l, respetando el número, nombre y nivel de voltaje de cada

una de estas.

Terminado el ingreso de las barras, se tiene que ingresar las líneas de

transmisión, para lo cual desde la opción INSERT de un click en Line/Transmition,

para seguidamente posesionar el puntero del ratón con un click sobre la barra de salida

de la línea de transmisión a colocar, en este caso la barra #1 y arrastrar el ratón hasta la

barra dos; dando doble click en la barra de llegada aparece el cuadro de diálogo, en el

cual deben ser ingresados los datos de resistencia, reactancia y susceptancia total de la

línea, estos datos tienen que estar en pu: también es necesario el ingreso del límite

térmico de la línea. En lo referente al número de la barra de inicio y fin de la línea,

estos se colocan automáticamente, si se sigue el procedimiento anterior, caso contrario

se tendrá que colocar necesariamente estas referencias. AI dar un OK, aparece el dibujo

de la línea ingresada.

Si se desea que el dibujo de la línea ingresada tenga una forma determinada, es

necesario crear varios puntos sobre el dibujo para poder darle la forma requerida, para

esto basta oprimir la tecla Ctrl + un click sobre el lugar de la línea en donde se desee

colocar el punto, para cambiar la forma del dibujo, se debe colocar el puntero del ratón

sobre el punto recién creado y en el momento que aparece una cruz sobre este, dar un

click y arrastrar el ratón para lograr la forma requerida.

Para cuando se haya terminado de ingresar las líneas de transmisión, es

necesario ingresar el transformador, entre las barras #3 y #7. Seleccionando

Transforiner desde la opción INSERT, se logra ingresar un transformador, al dar un

elick sobre una de las barras entre las que va a estar el transformador y arrastrando el

ratón hasta la otra barra, en donde al dar un doble click se despliega el cuadro de

diálogo, en el cual se deben ingresar los datos del elemento de acuerdo a los datos*

iniciales.

Para ingresar los generadores del sistema, se ingresa primero preferentemente el

generador de la barra oscilante, para lo cual se tiene que seleccionar la barra en la que

se vaya a colocar el generador mediante un click, luego desde la opción INSERT, se

debe seleccionar Generaíor, desplegándose el cuadro de diálogo en el cual se tendrá

que ingresar todas las características del generador, de acuerdo a los datos iniciales.

Fernando Chamorro

25

Finalmente señalando mediante un click, la barra en la que se ubican

compensadores, se procede a insertarlos, en este caso un capacitor, para lo cual desde

INSERÍ, dar un click sobre ShíwÉch Shunt y se despliega automáticamente el cuadro

de diálogo, para el ingreso de los datos correspondientes del capacitor, dando un OK se

logra la colocación del capacitor. El procedimiento para colocar un Reactor es

exactamente el mismo, con la diferencia de que el valor de los MVAR nominales para

el primer caso será positivo y para el otro negativo. Dependiendo del tipo de

compensador debe elegirse el tipo de control de este, la opción FIXEP permite

conectar o desconectar todo el valor de los MVAR del compensador, la opción STEF,

permite colocar los MVAR del compensador en pasos definidos, la última opción

CONTINUING permite el ingreso de los MVAR en valores de acuerdo a las

condiciones del sistema de tal forma de poder regular continuamente la barra

especificada.

Es aconsejable también colocar en el display principal, los campos(indicadores)

necesarios para poder visualizar los parámetros mas importantes del sistema.

Para poder visualizar el voltaje en cada una de las barras, se debe seleccionar BUS

FIELDS, desde la opción INSEMT, en el cuadro de diálogo se tiene que seleccionar

opciones tales como: número de la barra en estudio, el nivel de voltaje, potencia de

carga, generación, etc; una opción únicamente para cada campo.

Para el caso del flujo de las líneas de transmisión, el procedimiento es similar,

solo que el campo a insertar es LINE FIELBS.

Una opción que es muy úti l , es la que se refiere a LINE FLOW PIE CHART,

la cual permite ver el porcentaje de cargabilidad de una línea de transmisión o

transformador, de acuerdo al límite térmico establecido para cada una de las líneas de

transmisión o transformadores, generando una especie de alarmas para el control del

flujo por líneas de transmisión y transformadores. Al seleccionar esta opción, se debe

colocar el número de la barra de envío y de llegada.

Fernando Chamorro

26

Una vez terminado de estructurar el SEP, es necesario grabar el archivo creado

dando el mismo nombre tanto al archivo de datos como al archivo gráfico, además se

debe realizar una validación del caso para asegurarnos de que el sistema ingresado no

tenga errores, esto lo podemos realizar desde ARCHIVO, del menú principal,

seleccionando VALÍDATE CASE, el resultado de esta validación se la puede revisar

desplegando el cuadro de diálogo correspondiente a LOG de la paleta de comandos, si

existe algún error, este debe ser corregido para que el sistema pueda ser simulado.

Para realizar la simulación, es necesario seleccionar Run Mode desde la paleta

de comandos, luego ir a la opción Simulaíion Control, y elegir Starí/Resíart, el

sistema comenzará a ser simulado, siempre y cuando este bien condicionado, esto se lo

puede ver con el movimiento de las flechas por las líneas de transmisión representando

el sentido del flujo de potencia. Es importante antes de comenzar la simulación, revisar

el estado de las banderas para la simulación de un caso; estas banderas habilitan ciertas

funciones que actúan en la simulación, a continuación se presentan cada una de estas,

las mismas que se pueden habilitar desde las opciones de SIMULATION OPTIONS y

1.

Generaíor Ramp Limite).- Forza a que un generador tome carga de acuerdo al

valor especificado para esta.

2. Forjar el Límite de Sobrecarga de una Línea de TransniSsión(Enforee Line

Overloads).- Toma en cuenta el límite térmico de la línea, cuando este es

sobrepasado la línea es abierta.

3. Iniciar desde Valores Iniciales (Initialize From Fíat Síarí Valué).- Obliga a que

el sistema al iniciar la simulación, tome siempre los valores iniciales especificados

en el sistema.

4. Desactivar eS control de Intercambio entre Areas(Disable Área Interchange

Control).- Cuando se tienen varias áreas en un sistema de potencia, el control para el

intercambio entre estas es desactivado.

5. Desactivar el Control de Compcn.sadoros(DisabIe SwSíched Control).- Cualquier

tipo de control por compensadores es desactivado.

Fernando Chamorro

27

6. Desactivar el Control de Transformadores(DisabIe Transformer Control).- Para

transformadores con LTC automático, este control es desactivado.

7. Forzar el Límite de MW de un Geoerador(Enforce Generator MW Limite).-

Forza a que un generador no se sobrepase del límite máximo de potencia activa de

generación.

8. Desactivar eS Cuadro de BIaeko&iís(DisafoIe Showing Blackouís).- Al desactivar

esta bandera, en el momento de producirse un colapso del sistema no se muestra la

pantalla ennegrecida.

También se presentan opciones como la selección del valor de la tolerancia en

MVA, para la convergencia (MVA Convergence Tolerance), el Número Máximo de

Interacciones, para la convergencia de un SEP, entre las principales.

Una vez que el sistema esta corriendo, se puede revisar el flujo de potencia y demás

parámetros del sistema, mediante dos opciones Power FIow Lisí o Quick Power FSow

1. Power FIow List Mediante esta opción se despliegan un display con los resultados

del flujo de potencia mostrando todas las barras del sistema. Cuando se tiene

sistemas grandes se puede encontrar una barra determinada dando un click en

cualquier parte del display con el botón derecho del ratón y seleccionado Find Bus,

en el cuadro que se despliega, en el cual además se pueden seleccionar opciones

como imprimir el flujo, cambiar el tipo de letra, copiar todo el flujo de potencia,

para pegarlo en un procesador de palabras por ejemplo, o actualizar el flujo de

potencia.

2* Quick Power FIow List- Con esta opción se despliega un display en el cual se

puede ingresar directamente el número de la barra o de las barras que se desee

visualizar sus datos y flujo entre estas, a través de las líneas de transmisión. Dando

un click con el botón derecho del ratón sobre cualquier parte de esta pantalla aparece

un display desde el cual se puede cambiar el tipo de letra, copiar el flujo o

imprimirlo directamente.

Fernando Chamorro

28

Una de las ventajas del PowerWorld, consiste en que mientras se esta simulando

un sistema de potencia, se pueden realizar operaciones como cierre o apertura de líneas

de transmisión y/o transformadores, variar sus parámetros, cambiar la generación de

una máquina o sus características, operar compensadores, etc, sin necesidad de volver a

iniciar la simulación desde el principio. Como un ejemplo demostrativo, en el sistema

de potencia de la sección 3.2 se realizan algunos cambios en el sistema original, para

ver como reacciona el mismo, estas se detallan a continuación:

Una vez abierto el archivo DEMOSTRACIÓN.pwb en el PowerWorld,

comience su simulación, desde el RUN MODE, cuando el sistema este funcionando

adecuadamente, entonces dar un click sobre el interruptor de la línea de transmisión 3-

4, el usuario podrá observar que el voltaje en la barra #3 cae desde un valor de 1.02pu

inicial a 0.98pu, algo parecido ocurre con los ángulos, como es lógico de esperarse.

Note que el voltaje en la barra #7 se mantiene, esto debido a que el

transformador asociado a esta barra posee un LTC y regula automáticamente el voltaje

de esta barra, esto es de fácil comprobación si realizamos una lectura del tap del

transformador antes y después de abrir la línea 3 -4 ; efectivamente el valor del tap

antes de la apertura de la línea corresponde a 1.0125 y luego de la apertura corresponde

a 0,975, lo cual es correcto si consideramos el equivalente de un transformador con

LTC, si el transformador no poseyera LTC, el valor del voltaje en la barra #7 caería a

0.96pu y el usuario tendría que colocar manualmente el tap del transformador en el

valor de 0.975, esta última parte se puede realizar dando un click sobre el transformador

y eliminado la bandera de Automatic Control antes de abrir la línea en estudio.

Ahora como se puede ver en la barra #3, existe un capacitor el cual sirve como

compensador de reactivos, de tal manera de controlar el voltaje de una determinada

barra. En estado normal(antes de abrir la línea 3- 4) el voltaje en la barra #3 es de

I.02pu, al abrir la línea el valor del voltaje de la barra #3 toma un valor de 0.98pu, si

ahora cerramos el capacitor con un click en su interruptor, el valor del voltaje en la

barra #3 subirá a l.Opu. Con todo esto vemos claramente el papel que cumplen los

compensadores en un sistema de potencia, en el caso de reactores el comportamiento esFernando Chamorro

29

semejante, considerando sus distintos efectos. Los compensadores también pueden ser

controlados automáticamente, es decir cambian el valor de los MVAR automáticamente

ante un requerimiento del sistema para mantener el voltaje de una determinada barra,

esto se comprueba al revisar el valor de los MVAR que aporta el compensador antes de

abrir la línea (21.185MVAR) y después de abrir la misma(19.895MVAR).

Las opciones anteriores para transformadores y capacitores pueden ser activadas

o desactivadas para el control general, al mostrar la pantalla de la opción Área

Informados! DiaBog, opción a la que se puede accesar dando un click derecho sobre

una parte vacía del dibujo principal, desplegándose un display en el que se muestran

varias opciones además de la anterior.

AI dar un click sobre cualquiera de los circuitos de la línea de transmisión 1-2,

lo primero que observamos es que el porcentaje de carga de la línea de transmisión se

incrementa, pues toda la potencia que antes era transmitida por ambas líneas ahora será

transmitida por solo una de ellas.

Debido a que los generadores conectados en las correspondientes barras del

sistema eléctrico tienen activado la opción de AVR, cuando se presenta un

requerimiento de reactivos, los generadores cambian el valor de generación de

reactivos, para mantener el voltaje dentro de los límites de operación permitidos, es así

como el generador de la barra #1 por ejemplo, ante la apertura de un circuito de la L/T

1-2, cambia el valor de reactivos de -9MVAR a 65MVAR, el generador #2 cambia su

valor de 109MVAR a 180MVAR; si esto no fuese así el voltaje caería a un valor de

0.93pu para el caso de la barra #2 y el faltante de reactivos del sistema sería provisto

por el generador oscilante, que en este caso es el de la barra #1, tomando un valor en

este caso de 186 MVAR, lo que elevaría considerablemente el flujo de potencia por el

único circuito de la L/T 1-2. Ahora como es fácil darse cuenta, los ángulos de las barras

también están cambiando, pues la transferencia de potencia activa entre una barra y otra

esta relacionada con la diferencia angular entre estas, a mayor diferencia angular

mayor, mayor potencia activa transmitida; la potencia reactiva encambío esta

relacionada con los voltajes, generalmente a mayor diferencia de voltajes entre dos

barras, mayor potencia reactiva transmitida desde la una barra hacia la otra.

Fernando Chamorro

30

Cuando se tiene sistemas sumamente grandes hace falta revisar los parámetros

de determinados elementos en forma mas detallada y por tanto es necesario ampliar una

determinada área, esto se lo puede hacer con el comando ZOOM de la paleta de

comandos, pero también se puede encadenar un archivo que muestre la parte deseada en

forma detallada, esto se logra seleccionando ONLINE LINK en la opción INSERT del

modo de edición, al escoger esta opción se presenta un cuadro de diálogo en el que se

tiene que ingresar el nombre del archivo a encadenar y un texto para identificarlo en el

dibujo principal. Es necesario aclarar que este nuevo archivo tiene que ser creado

independientemente del dibujo principal; para el presente caso se ha creado un archivo

para mostrar detalladamente la zona que rodea a las barras #3 y #7, para lo cual una

vez creado el Online Link en el dibujo principal, desde la opción ARCHIVO

escogemos NEW ONLINE y dibujamos la parte a detallar del dibujo principal, pero

con una escala mas grande, para realizar esto último existen dos opciones, la primera es

dibujar uno por uno todos los elementos a mostrar, pero resulta un proceso largo cuando

se tienen varios elementos, ante esto la otra alternativa es solo dibujar las barras y luego

seleccionar AUTO INSERT LINES desde OPTIONS del menú principal con lo cual

las líneas de transmisión y transformadores se colocaran automáticamente, solo queda

por colocar generadores, compensadores y los campos para poder visualizar las

características de los elementos de esa parte del sistema. La última opción consiste en

copiar desde el dibujo principal la parte que se desea detallar y copiarla en el nuevo

dibujo, copiándose directamente todos los elementos a mostrar en el nuevo dibujo, sin

embargo se deben cambiar el tamaño de todos los campos de visualización, pues estos

se copian en un tamaño diferente al original, además se tiene que cambiar el Zoom

característico del nuevo dibujo, para poder verlo claramente. Una vez terminado el

dibujo del detalle se lo debe grabar con el mismo nombre que se colocó en el cuadro de

diálogo del ONLINE LINK del dibujo principal, para poder ver el detalle se tiene que

estar en el modo de simulación y con solo dar un click sobre el ONLINE LINK del

dibujo principal aparece automáticamente el detalle requerido, desde este último dibujo

se puede cambiar cualquier dalo o rcali/ar cualquier cambio del sistema. En la figura #2

se muestra como se vería el dibujo principal y el detalle construido.

Fernando Chamorro

31

Lo- i BispJay Ffltt'rw | Siti í? SÛJÜGII I Ksairi j Soled

FIGURA#2

Todos las variaciones y modificaciones que hemos realizado manualmente en el

sistema anterior, se las puede realizar también automáticamente mediante un archivo

SCRIPT, el cual puede ser creado directamente desde el mismo PowerWorld al realizar

la simulación, iniciando la grabación del SCRIPT seleccionando START

RECORDING desde OPTIONS del menú principal y realizando manualmente todas

las variaciones anteriores, cuando se inicie nuevamente la simulación se observará

automáticamente los cambios realizados anteriormente; en este caso se ha realizado

esta tarea, pero también se ha introducido algunas notas para que los usuarios tengan

una guía de lo que se esta realizando, en las páginas siguientes se presenta la lista de

comandos que permiten realizar el Script, para ver automáticamente algunas acciones

operativas en el sistema eléctrico anterior. El usuario puede revisar todo este trabajo en

el archivo DEMOSTRACIÓN.

El sistema eléctrico de la sección anterior es estudiado de acuerdo a una carga

fija previamente establecida, es decir que se mantienen las mismas condiciones de

Fernando Chamorro

O 00:05:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:10:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:20:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:30:00 SIMULATION ANNOTATK IO 00:40:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 00:50:00 SIMULATION PAUSE -10O 01:00:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 01:10:00 BRANCH 3 4 1 OPENO 01:20:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 01:30:00 SIMULATION ANNOTATE IO 01:40:00 SIMULATION PAUSE -10O 01:45:00 SIMULATION ANNOTATK IO 01:55:00 SIMULATION PAUSE -60O 02:05:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 02:15:00 BRANCH 3 4 1 GLOSEO 02:20:00 SIMULATION PAUSE -10O 02:30:00 SIMULATION ANNOTATK IO 02:40:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 02:50:00 SIMUIATION ANNOTATK IO 03:00:00 BRANCH 3 4 1 OPENO 03:10:00 BRANCH 3 4 1 GLOSEO 03:20:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 03:25:00 SIMULATION PAUSE -10O 03:30:00 BRANCH 3 4 I OPENO 03:40:00 SIMULATION PAUSE -10O 03:50:00 BRANCH 3 4 I GLOSEO 03:50:00 SIMULATION ANNOTATK 1 5.0 24O 04:05:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 04:15:00 SIMULATION ANNOTATE I 5.024O 04:25:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 04:35:00 SIMULATION ANNOTATE I 5.024O 04:45:00 BRANCH I 2 2 OPENO 04:50:00 SIMULATION PAUSE -10O 05:00:00 BRANCH 1 2 2 GLOSEO 05:10:00 SIMULATION ANNOTATE 1O 05:15:00 GEN 2TAVR OO 05:25:00 BRANCH I 2 2 OPENO 05:30:00 S1MULATION PAUSE -60O 05:40:00 BRANCH I 2 2 GLOSEO 05:50:00 GEN 2TAVR 1O 06:00:00 SIMULATION ANNOTATE I 5.0 24O 06:10:00 S1MIJLATION ANNOTATE I 5.0 24O 06:15:00 WINDOW ONELINE barras.pwd OPIÍNO 06:30:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 06:35:00 SIMULATION PAUSE -10O 06:45:00 SIMULATION ANNOTATI- 1O 06:55:00 BRANCH 3 4 I OPENO 07:05:00 SIMULATION ANNOTATE IO 07:10:00 SIMIJLATION PAUSE -6(3O 07:20:00 BRANGII 3 4 1CI.OSKO 07:25:00 WINLX>W ONELINE BARRAS. PWi > Cl.O 07:35:00 SIMUIATION ANNOTATE 1 5.0 24O 07:35:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.024O 07:45:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.0 24O 07:45:00 SIMULATION ANNOTATE 1 5.024

5.0 24 5.0 5.0 'Esta es una demostración Práctica del PowerWorld V4.2'5.0 24 5.0 5.0 'Obsérvennos lo que sucede al realizar algunos cambios en el sistema'5.0 24 5.0 5.0 'Fíjese en el valor de Los Reactivos de los Generadores'5.0 24 5.0 5.0 'Cuando se detenga la simulación, el estado del programa esta en PAUSE,'5.0 24 5.0 5.0 'Para continuar hágalo desde el Simúlate Control,mediante Continué'

5.0 24 5.0 5.0 'Se abre la línea de Transmisión 3-4'

5.U 18 5.0 5.0 'Los Voltajes en cada una de las barras están duníro de los limites permitidos'5.0 24 5.0 5.0 'El valor de los Reactivos de generadores ha variado para mantener los voltajes'

5.0 24 5.0 5.0 'Revisemos el valor del tap en el Trafo con un click derecho sobre este'

5.0 24 5.0 5.0 'Ahora comparemos este valor con el que se presenta al cerrar la línea anterior'

5.0 24 5.0 5.0 'Veamos la influencia del Capacitor déla Barra#3'5.0 24 5.0 5.0 'Fijémonos en el voltaje de la barra #3 cerrando y abriendo la línea 3-4'5.0 24 5.0 5.0'Primeramente con el Capacitor abierto*

5.0 24 5.0 5.0 'Ahora cierre el Capacitor dando un click sobre su breaker'

5.0 5.0 'Por Favor abra el Capacitor con un click en su breaker'5.0 5.0 'El AVR de un generador es muy útil para el control del voltaje'5.0 5.0 'Veamos lo que sucedo con el voltaje de la barra#2 al abrir la'5.0 5.0 'Linea 1-2, activando y desactivando el AVR del generador 2'5.0 5.0 'IVimeramente con el AVR activado en este Generador'

5.0 24 5.0 5.0 'Ahora se desactiva el AVR del Generador déla barra #2*

5.0 5.0 'Ahora veamos lo que sucede oí incremcnfar la carga en la barraff?'5.0 5.0 'Paní esto veamos esta zona en detalle'20.0 20.0 50.0 50.05.0 5.0 'Revisemos el tap del Trafo, dando un click derecho sobre este1

5.0 24 5.0 5.0 'Ahora se abre la Linca 3-4 y la carga comienza a incrementarse'

5.0 24 5.0 5.0 'Revisemos nuevamente el valor del tap del Trafo1

5.0 45.0 'Estas han sido algunas propiedades del PowerWorld'5.0 50.0 T ,os beneficios de este programa, depende de cada usuario'25.CI 45.0 'Realizado por Femando Chamorro1

35.0 50.0 'Gracias1

Femando Chamorro

32

carga del sistema durante todo el tiempo de simulación (a excepción del momento de

incrementar la carga en la barra#7). Si se desea ingresar una curva de carga, para que el

sistema siga automáticamente esta, se deben ingresar para cada hora el coeficiente de

multiplicación por el cual se desea multiplicar la carga de cada una de las barras del

sistema, para lo cual seleccionamos LOAD VARIATION RECORD desde la opción

CASE INFORMATIONflJ, e ingresamos para cada hora un factor a multiplicarse por

la carga de tal forma de tener una curva de carga. Para el presente caso se consideran

los puntos siguientes, los mismos que corresponden a la curva de la fígura#3.

0:00 2:00 3:15 6:30 12:30 18:30 19:15 23:00 23:590,45 0.36 0.47 0.75 0.85 0.95 Í.O 0.57 0.55

1.2

S 11 0.8

§ 0.6

0.4

0.2

OoÓj

-st-

HORA(H)

Figura #3

La curva anterior indica como irán tomando carga los generadores que tengan

AGC, de acuerdo a su curva de entrada - salida y costo de combustible, cuando este

habilitada la opción de Despacho Económico para la simulación del sistema, sin

embargo cuando esto no es así todas las variaciones de carga del sistema serán

absorbidas por la barra oscilante, por lo tanto el generador asociado a esta barra al

llegar al límite de su capacidad se saturará y las condiciones eléctricas del sistema

desmejoraran pudiéndose presentar un colapso de este, esta forma de simulación no es

ni económica ni técnicamente correcfa, pues se debe explotar la capacidad de los demás

generadores del sistema, para lo cual se tendría que ir incrementando manualmente la

Fernando Chamorro

33

generación tanto en activos como en reactivos de los generadores restantes del sistema,

de tal forma de cubrir las variaciones de carga.

Es preciso tener en cuenta que para lograr la curva de carga anterior, la carga

ingresada en cada una de las barras tendrá que ser la que el sistema presenta a demanda

máxima, si la carga es para demanda media o mínima, se tendrá que cambiar los

factores de tal manera de obtener una representación de la curva de carga adecuada.

Para correr el programa mediante la opción de Despacho Económico, se tiene

que seleccionar la opción E.D, desde la opción ÁREA RECORD, en el Modo de

Simulación y proceder como se indicó en secciones anteriores, además se debe revisar

que cada uno de los generadores que van a intervenir en el despacho económico, tengan

habilitada la bandera de AGC, esto se lo puede hacer desplegando el display de

' GENERATOMS RECORDS, desde CASE INFORMATION[1]. Los diferentes

generadores del sistema serán despachados de acuerdo a la función de costo asociada

con cada uno de ellos, de tal forma de ir satisfaciendo la demanda provista por la curva

de carga presentada anteriormente. Como sabemos el criterio del Despacho Económico

de un sistema, se establece al determinar la potencia de los generadores de un sistema,

de tal manera que estos tengan un mismo costo incremental, sin embargo esto no es

posible cuando la curva de entrada - salida de uno o mas generadores participantes es de

tipo lineal, pues su costo incremental será una constante, por lo que dependiendo del

costo de las otras máquinas de un sistema, estas serán despachadas, de tal manera de

lograr el despacho económico ordenando en forma ascendente, es decir el mas

económico se despacha primero hasta que de su potencia máxima, luego entra a ser

despachado el que le sigue en costo al anterior, hasta llegar a su potencia máxima y así

sucesivamente para cubrir una determinada demanda, en estas condiciones el costo

incremental del sistema en un instante determinado esta fijado por el costo de la

máquina que en ese instante este cubriendo una demanda específica, este costo viene a

ser evidentemente el mas caro de las máquinas que hasta ese instante estén en línea.

El usuario puede correr el archivo SIMED, el cual contiene básicamente los

mismos datos del sistema de siete barras en estudio, pero con las modificaciones

necesarias para ser simulado bajo condiciones de despacho económico.

Si se revisa el estado inicial de todos los generadores se observará que todos los

generadores tienen asignado un valor de cero tanto en activos como en reactivos a

excepción del generador de la barra #6 que tiene asignado como valores fijos 150MW yFernando Chamorro

34

50 MVAR, simplemente como una condición operativa, todo esto para permitir que sea

el programa quien realice desde un inicio el despacho económico.

Tomando en cuenta las recomendaciones anteriores, colocando a todos los

generadores activo el AGC y AVR a excepción del generador de la barra #6, el cual

deberá presentar las banderas de AGC y AVR desactivadas, se puede comenzar a

realizar la simulación del sistema bajo condiciones de Despacho Económico.

Durante la simulación el usuario podrá observar directamente como varia la

generación al variar la carga del sistema. A continuación se presenta el resultado de la

simulación para los puntos mas importantes del tiempo de simulación de acuerdo a la

curva de carga, en lo que se refiere a la generación y el costo incrernental de cada uno

de los generadores del sistema.

01:00BarrasNumber

123

4

5

6

7

Ñame

BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRASBARRA6BARRA7

ÁreaÑame


PU Volt

1.0501.0201.0431.0501.0401.0740.994

Volt íkV)

241.5234,6239.9241.5239.2247.0137.2

Angle(Deg)

0-6.91-8.24-7.60-7.59-2.71-9.07

MW Load

48.5262.6

202.0

60.6

¡VivarLoad

16.284.8

72.7

20.2

MWGon

400.90.0

30.00.0

150.0

MvarGen

-58.8-74.0

4.3

-31.450.0

LossSens0.00000

-0.02876-0.03450-0.03190-0.03184-0. 01 060-0.03444

CostosNumber

1245

6

ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRA6

IDHTT

HH

MW400.87

0.0030.00

0.00150.00

IOA0.0

372.1916.6419.3

0.0

IOB10.000

100.70048.51574.673

153.000

IOC00000

lOD0

000

0

FuelCost1.000.640.350.640.38

Cost4008.73238.14830.22268.35

8721.00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0

-0.0288-0.0319-0,0318-0,0106

Lambda10.0062.6516.4646.3257.53

2:00BarrasNumber

12

3

4

5

6

7

Ñame

BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRA5BARRA6BARRA7

ÁreaÑame


PU Volt

1.0501.0201.0441.0501.0411.075

Volt (ítV)

241.5234.6240,1241.52395247 4"

0.995| 1374

AngleÍPeg)

0.00-6.00-7.00-6.28

MW Load

43.4234.8

-620! 180.6

54.2

MvarLoad

14.575.9

65.0

18.1

MWGen

338.7Q.O

30.00.0

150.0

MvarGen

-60.6-92.1

-1.5-40.050.0

LossSens0.00000-0.02496-0.02923-0.02635-0.02637-0.00691-0.02918

Fernando Chamorro

35

CostosNumber

12

45

6

ÑameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRAS

IDH

T

TH

H

MW

338.720.00

30.000.00

150.00

IOA0.0

372.1916.6419.3

0.0

IOB

10.000100,70048.51574.673

153.000

IOC0

000

0

ÍOD0

00

0

0

FuelCost1.000.640.350.640.38

Cost3387.16238.14830.22268.35

8721.00

1C10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.0000

-0.0250-0.0264-0.0264-0.0069

Lambda10.0062.8816.5446.5657.74

05:00

BarrasNumber

1

2

3

4

5

6

7

Ñame

BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRASBARRA6BARRA7

ÁreaÑame


PU Volt

1.0501.0201.0381.0501.0401.0690.992

Volt (kV)

241.5234.6238.8241.5239.2245.9137.0

Angle(Deg)

0.00-11.33-13,93-13.41-13.94-6,88

-15.21

ÍVIW Load

75.0406.0

312.3

93.7

MvarLoad

25.0131.2

112.4

31.2

MWGen

700.10.0

55.20.0

150.0

MvarGen

-39,827.4

12,041,150,0

LossSens0.00000

-0.04802-0.05989-0.05764-0.06003

-0.0288-0.05985

CostosNumber

1

2

45

6


IDHT

T

H

H

MW700.07

0.0055.180.00

150.00

IOA0.0

372.1916.6419.3

0.0

IOB10,000

100.70048.51574.673

153.000

IOC0

0

00

0

ÍOD0

0Q

0

0

FuelCost1.000.640.350.640.38

Cost7000.72238.14

1257.85268.35

8721.00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.000

-0.048-0.057-0.060-0.028

Lambda10.0061.5016.0545.0856.51

06:00

BarrasNumber

12

3

4

5

6

7

Ñame

BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRASBARRA6BARRA7

ÁreaÑame


PU Volt

1.0501.020

1.0361.0501.0401.0710.990

Volt (kV)

241.5234.6238.4241.5239.2246.3136.7

Angle(Deg)

0.00-1 1 .70-12.93-11,14-12.03-5.62

-14.38

MW Load

84.9459.9

353.8

106.1

MvarLoad

28.3148.6

127.4

35.4

MWGen

700.10.0

125.047.3

150.0

MvarGen

-36.855.9

8.3

48.850.0

LossSens0.00000

-0.04971-0.05533-0.04727-0.05124-0.02313-0.05530

CostosNumber

12456

MameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRAS

IDHTTHH

MW700.07

0.00125.0047.34

150.00

IOAo.o

372.1916.6419.3

0.0

IOB10.000

100.70048.51574,673

í 53. 000

IOC00000

ÍOD00

o00

FuelCost1

0.640.350.640.38

Cost7000.68238.14

2443.342530.908721.00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.0000

-0.0497-0.0473-0.0512-0.0231

Lambda10.0061.4016.2145.4656.83

Fernando Chamorro

12:30

36

BarrasNumber

1234567

Mame

BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRA5BARRASBARRA7

ÁreaMame


PU Volt

1.0501.0201.0331.0501.0401.0710.991

Volt (kV)

241.5234.6237.7241.5239.2246.5136.8

Angle. (Deg)

0.00-1 1 .70-12.77-10.37-10.77-4.80

-14.51

MW Load

102.0552.7

425.1

127.5

MvarLoad

34.0178.6

153.1

42.5

MVYGen

700.089.4

125.0160.0150.0

MvarGen

-31.791.3

16.065.250.0

LossSens0.00000-0.04969-0.05473-0.04377-0.04559-0.01948-0.05474

CostosNumber

12456


IDHTTHH

MW699.98

89.37125.00160.00150.00

IOA0.0

372.1916.6419,3

0.0

IOB10,00

100.70048.51574.673153.00

IOC00000

10D00000

FuelCost1.000.640.350.640.38

Cost6999.815997.602443.347914.878721 .00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.000

-0.0497-0.0438-0.0456-0.0195

Lambda10.0061.4016.2745.71

57.03

18:30

BarrasNumber

1234567

Ñame

BARRA1BARRA2BARRASBARRA4BARRA5BARRA6BARRA7

ÁreaÑame


PU Volt

1.0501.0201.0311.0501.0331.0660.993

Volt (kV)

241.5234.6237.1241.5237.8245.2137.2

Angle(Deg)

0.00-10.83-13.42-11.73-12.63

-5.98-15.36

MW Load

114.3618.9

476.1

142.8

MvarLoad

38.1199.9

171.4

47.6

MWGen

699.8233.9

125.0160.0150.0

MvarGen

-25.1100.9

38.375.050.0

LossSens0.00000

-0.04594-0.05824-0.05053-0.05527-0.02512-0.05828

CostosNumber

12456


IDHTTHH

MW699.8233.9125.0160.0150.0

IOA0.0

372.1916.6419.3

0.0

IOB10.000

100.70048.51574.673

153.000

IOC00000

IOD00000

FuelCost1.000.640.350.640.38

Cost6997.96

15312.312443.347914.878721.00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.0000

-0.0460-0.0505-0.0553-0.0251

Lambda10.0061.6216.1645.2956.71

19:15

BarrasNumber

1234567

Ñame


ÁreaÑame


PU Volt

1.0501.0201.0291.0501.0291.0620.992

Volt (kV)

241.5234.6236.9241.5236.8244.4136.9

Angie(Deg)

0.00-10.43-13.74-12.38-13.50-6.53

-15.78

MWLoad

119.9649.3

499.5

149.8

MvarLoad

40.0209.8

179.8

49.9

MWGen

700.0300.3

125.0160.0150,0

MvarGen

-20.6106.2

53.475.050.0

LossSens0.00000

-0.04424-0.05992-0.05372-0.05970-0.02771-0.05999

Fernando Chamorro

37

CostosNumber

12456

MameBARRA1BARRA2BARRA4BARRASBARRA6

IDHTTHH

MW699.99300.29125.00160.00150.00

IOA0.0

372.1916.6419.3

0.0

10B10.000

100.70048.51574.673

153.000

IOC00000

lOD00000

FueiCost1.000.640.350.640.38

Cost6999.85

19591.202443.347914.878721.00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.0000

-0.0442-0.0537-0.0597-0.0277

Lambda10.0061.7216.1145.1056.57

22:00

BarrasNumber

1234567

Ñame

BARRA1BARRA2BARRA3BARRA4BARRA5BARRA6BARRA7

ÁreaÑame


PU Volt

1.0501.0201.0371.0501.0401.0700.997

Volt (kV)

241.5234.6238.5241.5

239.2246.1137.6

Angle(Deg)

0.00-1 1 .55-13.09-11.61-12.73

-6.09-14.48

MW Load

82.1444.7

342.0

102.6

(VivarLoad

27.4143.7

123.1

34.2

MWGen

700.10.0

125.014.1

150.0

[VivarGen

-37.847.1

7.049.850.0

LossSens0.00000

-0.04900-0.05605-0.04941-0.05444-0.02519-0.05602

CostosNumber

12456


IDHTTHH

MW700.10

0.00125.00

14.07150.00

IOA0.0

372.1916.6419.3

0.0

1OB10.000

100.70048.51574.673

153.000

IOC00000

IOD0000

0

FueiCost1.000.640.350.640.38

Cosí7001.02238.14

2443.34941 .00

8721.00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.0000

-0.0490-0.0494-0.0544-0.0252

Lambda10.0061.4416.1845.3256.71

23:30

BarrasNumber

1234567

Mame


ÁreaMame


PU Volt

1.0501.0201.0391.0501.0401.0700.995

Volt (kV)

241.5234.6239.1241.5239.2246.2137.3

Angle(Peg) _

0.00-10.25-12.81-12.49-12.70

-6.06-13.95

MW Load

67.2363.7

279.8

83.9

[VivarLoad

22.4117.5

100.7

28.0

MWGen

629.90.0

30.00.0

150.0

RffvarGen

^6.8-2.0

11.820.950.0

LossSens0.00000

-0.04322-0.05477-0.05347-0.05441-0.02517-0.05472

CostosNumber

12456


IDHTTHH

MW629.91

0.0030.00

0.00150.00

IOA0.0

372.1916.6419.3

0.0

IOB10.000

100.70048.51574.673153.00

IOC000

00

IOD000

00

FueiCost1.000.640.350.640.38

Cost6299.06

238.14830.22268.35

8721 .00

IC10.0064.4516.9847.7958.14

LossSens0.0000

-0.0432-0.0535-0.0544-0.0252

Lambda10.0061.7816.1245.3256.71

De los resultados anteriores se puede ver claramente como los generadores van

cambiando su generación de acuerdo a las variaciones de la curva de carga del sistema.,

las máquinas son despachadas esencialmente de acuerdo a su rendimiento y costo de

Fernando Chamorro

38

combustible, las mas baratas son primeramente despachadas hasta alcanzar su límite

determinado por la curva de capacidad del generador.

Algo que se puede ver es que el voltaje en la barra#7 se mantiene

aproximadamente en el mismo valor, esto es debido a que el voltaje de esta barra esta

siendo regulada por el LTC del transformador entre las barras 3 y 7S el cual tiene activo

el control automático y por tanto el tap del transformador cambia adecuadamente de tal

manera de mantener el valor del voltaje en un valor predeterminado, de tal suerte que

cuando el voltaje tiende a subir en horas de baja carga, el tap del transformador y

cuando en horas pico el voltaje tiende a bajar el tap del transformador sube desde un

valor inicial.

El PowerWorld, tiene la opción de simplificar sistemas eléctricos para facilitar

su estudio, cuando estos son muy grandes, encontrando sistemas mas pequeños que

funcionan de igual manera que todo el sistema inicial. Para comprender mejor esta

opción y ver como obtener estos equivalentes se trae a consideración un ejemplo

sencillo en el cual tenemos un transformador con terciario, siendo justamente a este

elemento del que se procederá a encontrar un equivalente, el sistema en consideración

es el siguiente:

SISTEMA ELÉCTRICO INICIAL

.94 PU

100.0 MW1.02 PüXPC XpC

1.00 Pü3 1.02 PU

5.00 MW1.00 PU 4

105.02 MW

Este sistema presenta el siguiente flujo de potencia:

Fernando Chamorro

39

BUS 1 1 13GENERATOR 2TO

BUSTOTO

SUSTOTOTO

BUSLOADTO

BUSTOTO

BUSLOADTO

2

213

3245

41

3

536

61

5

2

213

3245

4

3

536

6

5

1

138

.8 MW105.IOS.

.01 -105.1

13111

105.

.8-105.

5.100.

13.8

1

23011

230

1

5.-5.

.0-200.100.

.0200.

-100.

0202

MW0202

m?020200

MW0002

m0000

MV0000

MVAR83. 93R83 . 93

MVAR-68. 6768.67

MVAP-69.33

1.9867.35

MVAR2.00

-1.95

MVAR-64.00

64.00

MVAR50.00

-50.00

MVA134.4134.4

MVA125,5125.5

MVA125.8

5.4120.6

MVA5.45.4

AÍVAllg. 7115,7

MVA111.8111.8

£

112

%105105

g10554

100

%

54

%9974

%

70

1.0000 0.

0.9187TA

1.0159 -5.0. 9187NTl.OOOOTA

1.0108 -5.l.OOOONT1 . OOOOTAl.OOOOTA

1.0168 -5.

1 . OOOONT

1.0033 -6.1 . OOOONT

0.9448 -12.

00 1

0.0

45 10.00.0

20 10.00.00.0

49 1

0.0

54 10.0

59 1

1

1

1

1

1

1

La opción para sacar equivalentes funciona desde el modo de edición, y se lo

activa desde la opción CRÉATE EQUIVALENT, desde GPTIQNSflj, presentándose

una pantalla en la que debemos elegir las barras de los elementos a sacar equivalentes,

en este caso las barras 3 y 4, las mismas que se deben cambiar a un estado llamado

EXTERNAL(Sistema Externo), luego nos cambiamos a la pantalla EQUIVALENTS,

grabamos el archivo presente en un archivo temporal como medida de precaución, pues

vamos a eliminar elementos que tal vez no queramos eliminar o para tener un respaldo

del sistema inicial, esto mediante la opción SAVE EXTERNAL SYSTEM, luego

finalmente seleccionamos la opción BUíLD EQUIVALENT SYSTEM para crear el

equivalente deseado, si no se ha seleccionado la opción DELETE EXTERNAL

SYSTEM(borrar sistema Externo) al volver a la pantalla principal del sistema, se puede

ver que aparentemente no ha pasado nada, sin embargo si se revisan los datos del

sistema, se encontrará que han desaparecido varios elementos y que se ha creado una

nueva línea entre las barras 2 y 5, con un número de identificación 99? si seleccionamos

SHOW UNLIKED DISPLAY OBJECTS desde OPTIONS, podremos ver una lista

de todos los elementos que ya no tienen ninguna relación con el nuevo sistema,

teniéndose la opción de borrarlos del dibujo principal, seleccionando DELETE

UNLINKEB OBJETCS, esto es recomendable para ver como quedaría el sistema

luego de encontrar el equivalente cié parte del sistema. Regresando al dibujo principal y

activando la opción AUTOINSEI1T UNES, veremos directamente en el dibujo la

nueva línea con las características que representan el equivalente de los elementos

Femando Chamorro

40

anteriores, en este caso las barras 2 y 5, están a diferente voltaje y por tanto será mejor

ver un transformador en vez de una línea, por tanto activando la opción INSERT

TRANSFGRMER, y trazando el dibujo desde la barra 2 a la 3, aparecerá el cuadro de

datos directamente con las características del transformador que corresponderán al

equivalente del transformador anterior. El programa para considerar la influencia de

cargas o generadores en las barras afectadas al sacar un equivalente, las simula con la

presencia de shunts en paralelo a determinadas barras, estos elementos no se los ve

directamente, pero pueden ser revisados. El diagrama del sistema equivalente, para este

caso se muestra a continuación.

SISTEMA ELÉCTRICO EQUIVALENTE

.94 Pü

100.0

5—Kf"— 1.00 PüNAV

105.02

Ahora los resultados de un flujo de potencia en este nuevo sistema deben ser

iguales al anterior, esto se confirma al correr un flujo de potencia y comparar los

valores del flujo por los diferentes elementos, el flujo de potencia de este nuevo sistema

se presenta a continuación.

BUS 1 1 13.8GENERATOR 1TO

BUSSHUNTTOTO

BUSSHUNTTOTO

BUSLOADTO

2

2

2

2

1

138[GEÍJ - +]15

5

15

5

199

230IGEN = -f)26

61

5

26

6

5

991

230

1

MN105.02105.02

.0 MW-6.07

-10598

.01

-98100

.0100

-100

.02

.94

mr.07.94.00

MW.00.00

MVAR83.83.

93R93

MWU?-2.

-68.66.

466724

MVAR0.

-63.{•'I.

4355CO

MTA % 1.0000 0.00 1134.134.

44 112 0.9187TA 0.0

WA % 1.0159 -5.45 1e.

125.119.

55 105 0.9187NT 0.01 0

MVñ % 1.0033 -6.54 11.

117.US.

26 G7 ?¿

WHR t-J\'A & 0. 9-740 -22.59 1/- <) .

-• 5 0 .:) •") il 1.

111.fí8 70

1

1

1

1

Fernando Chamorro

41

EL PowerWorld, presenta la opción de personalizar el tipo de datos que se desee

mirar en un reporte final de resultados de una simulación, si desde la opción CASE

INFORMATION[1], seleccionamos MAKE REPORT, opción desde la cual podemos

escoger un reporte únicamente de barras, áreas, generadores, líneas de transmisión,

compensadores, etc, o una combinación de estas; una vez seleccionado el tipo de datos

a revisar se tiene que seleccionar Ok, MAKE REPOMT y se abre una nueva pantalla

en la cual se puede revisar los resultados de los elementos seleccionados, desde esta

misma pantalla se dan opciones para cambiar el tipo de letra del texto, copiar el texto o

imprimir el reporte creado. Para salir de esta pantalla de un click sobre la cruz ubicada

en la parte superior derecha de la pantalla general.

Femando Chamorro

El Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano ha sido diseñado para un nivel

de voltaje de 230kV básicamente, para lo que es el anillo de transmisión, enlazando a 8

Subestaciones (S/E) principales, además de una S/E unida al anillo radialmente. Para

abastecer a los centros de carga se ha establecido líneas de transmisión a 138kV en su

mayoría radiales y líneas de subtransmisión a 69 y 34.5kV de acuerdo a datos del

INECEL[3].

Actualmente el organismo que tiene el control de las principales centrales

hidráulicas y térmicas así como también de la transmisión hacia los centros de carga, es

el INECEL (Instituto Ecuatoriano de Electrificación), institución que ha venido

trabajando desde mayo de 1961 y que esta previsto termine sus funciones en marzo de

1999[4], para dar paso a una nueva época en la que se incentivará a la inversión

extranjera en el Ecuador por medio de la inserción de una forma distinta de realizar las

transacciones eléctricas, de acuerdo a un mercado de competencia.

En esta parte, se presenta una breve pero clara explicación del nuevo modelo del

sector eléctrico ecuatoriano, así como también algunas novedades del sistema nacional

interconectado y las características de los diferentes elementos del sistema eléctrico

ecuatoriano.

El Estado Ecuatoriano, expidió el 10 de Octubre de 1996, la llamada LEY DE

RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO[2], la cual establece un nuevo modelo para

este sector, mediante el cual se incentiva la competencia en la generación mediante

capitales extranjeros de tal manera de evitar crisis energéticas como la de los últimos

años, la transmisión nacional será centralizada y la distribución por área en régimen de

monopolio, excepto el caso de grandes consumidores .

De acuerdo a la nueva ley eléctrica ecuatoriana se forman nuevas instituciones

que controlaran el MEM, estas se indican a continuación en orden de jerarquía:

Fernando Chamorro

43

a) CONELEC (Consejo Nacional de Electrificación)

b) GEN AGE (Centro Nacional de Control de Energía)

c) AGENTES DEL MEM.

A. ES CONELEC.- Es un organismo gubernamental responsable de la planeación,

regulación, concesión, tarifación y supervisión del sector eléctrico, bajo los principios

de eficiencia, transparencia y equidad.

B. El CENACE.» Es un organismo independiente que coordina la operación del sistema

en términos de seguridad, calidad y economía. Administra el MEM, estableciendo

precios de mercado para la potencia y energía, además de vigilar el cumplimiento de

contratos.

C. LOS AGENTES.- En definitiva son las empresas que hacen posible el

funcionamiento del mercado eléctrico mayorista, estas son:

1. Empresas de GENERACIÓN, quienes suministran de energía a las empresas de

distribución o a los grandes consumidores a través de contratos o a través del MEM.

2. Empresa de TRANSMISIÓN, empresa monopólica que opera y expande la red de

transmisión y da libre acceso a ios otros agentes del MEM.

3. Empresas de DISTRIBUCIÓN, quienes operan redes localizadas en forma

monopólica, excepto a los grandes consumidores.

4. GRANDES CONSUMIDORES, formado por usuarios con demandas considerables

(inicialmente se prevé usuarios con demandas mayor a 2MW), que pueden comprar

energía a las empresas de generación o al MEM.

Una vez que se establezca el MRM, en el país, el CENACE será el encargado de

realizar las transacciones económicas ertte los diferentes agentes[6], es decir

establecerá los precios de mercado horariamente, en base de los cuales se establecerá

los rubros que deben pagar las empresas distribuidoras y grandes usuarios y lo que se

tendrá que pagar a las empresas de generación y a la de transporte, estos valores

dependerán de las transacciones que se celebren entre generadores, entre generadores y

distribuidores y entre generadores y grandes usuarios, estas transacciones no son mas

que la forma en la cual se establecen responsabilidades para el suministro de energía,

así pues existen dos formas de abastecerse de energía, mediante la compra de energía

Fernando Chamorro

44

establecida por contratos ( Mercado a Plazo ) o mediante la compra de esta en el

Mercado Ocasional (SPOT).

El CENACE establecerá horariamente, el precio de venta de la energía en el

MEM[6], en base al costo marginal instantáneo de corto plazo y el cargo de potencia

que corresponda a los costos fijos de la central de generación marginal que resulte de la

operación en tiempo real del sistema.

El CENACE es el responsable del abastecimiento de energía al MEM al mínimo

costo posible (Despacho Económico), cuidando que se mantengan condiciones

adecuadas de seguridad y de calidad. Para cumplir con esto el CENACE debe cumplir

con ciertas funciones:

• La coordinación de la operación en tiempo real del S.N.Í

® Ordenar el despacho de generación al mínimo costo marginal horario.

® Coordinar los mantenimientos de las instalaciones de generación y transmisión.

© Preparar los programas de operación para los siguientes doce meses.

@ Liquidar las transacciones económicas.

Los contratos de compra - venta de energía son acordados bajo ciertas

reglas(Estab!ecidas en el Manual de Despacho[5]), entre generadores con distribuidores

o con grandes consumidores. Este mercado establece compromisos comerciales pero no

necesariamente de producción o consumo, esto significa que por ejemplo, si un usuario

establece un contrato con un generador para el abastecimiento de energía en un

determinado periodo, el generador debe cumplir con el abastecimiento de energía

independientemente de si este es o no despachado, en el caso de no ser despachado, este

generador deberá comprar la energía en el mercado ocasional para cubrir su contrato.

El CENACE es el encargado de reali/ar las liquidaciones de las transacciones

económicas, para lo cual se tienen que establecer precios de la potencia y energía[6].

Fernando Chamorro

45

En el caso del mercado a plazo, los precios de la energía son pactados

libremente entre Generadores y Distribuidores o entre Generadores y Grandes

Consumidores, de acuerdo a contratos, cuyo cumplimiento será verificado por el

CENACE. Los contratos deben considerar una curva de abastecimiento en términos

horarios para días típicos, estos contratos son comerciales y no afectan la operación

física o en tiempo real del sistema.

En el mercado ocasional, el costo marginal del sistema, tija el precio del

mercado que los compradores deben pagar y el precio que se debe remunerar a los

vendedores del MEM. El precio de la energía en el mercado SPOT corresponde al costo

marginal de corto plazo del generador mas caro para satisfacer la demanda en

determinado instante[6]. Este costo debe incluir el costo marginal de producción del

generador más el costo de transmisión asociado a esa producción. El costo de

producción de un generador térmico queda determinado por su curva de entrada - salida

y el precio del combustible que usa, por otro lado el costo de producción de un

generador hidráulico queda determinado por su curva entrada - salida y el valor del

agua.

De acuerdo a lo anterior para que los generadores sean competitivos en el MEM,

estos deben preocuparse por buscar combustibles mas eficientes y de costo mas bajo,

disminuir el factor de penalización por pérdidas en transmisión, mejorar tecnologías en

los sistemas de control de unidades, reducir mantenimientos, tratamiento adecuado de

embalses, capacitar personal, etc.

Los precios de la energía que se establecen para los agentes del MEMS no son

directamente los que se imponen a los usuarios finales de las empresas de distribución,

para estos se establece un Precio Marginal Refereneial de la Energía[6], este precio

debe calcularse como el promedio de los costos marginales del sistema para un período

suficiente para obtener costos estabilizados. Hl cálculo lo realizará el CENACE.

Se establecen costos de la potencia, considerando no solamente las unidades en

línea, sino también las que de alguna manera intervienen en el MEM, así pues se

establecen los siguientes costos do polenciafó]:

Fernando Chamorro

Se establecerá un cargo de potencia correspondiente a los costos fijos de la

unidad o central marginal, que resulte de la operación en tiempo real.

La ley eléctrica ecuatoriana establece un rubro especial para las máquinas que

no son despachadas, pero que deben estar en buenas condiciones, para poder entrar ante

alguna falla de una máquina del sistema, se consideran dos tipos:

Son aquellas unidades de generación que no han alcanzado su valor máximo por

efecto de la distribución económica y de aquella para el control potencia - frecuencia.

Para aquellas unidades de generación no despachadas pero que se encuentran

disponibles como reserva fría.

Las empresas de generación, acordarán libremente cargos por potencia y

potencia de reserva que requieran los usuarios con los que realicen los contratos.

Las unidades de generación que no son despachadas, pero que estén aportando

reactivos al sistema, para poder mantener condiciones de voltaje adecuadas, serán

recompensadas con un rubro determinado.

Las tarifas que paguen los generadores por el uso del sistema de transmisión

deberán en su conjunto, cubrir los costos de inversión, costos de conexión ,

depreciación, mantenimiento, pérdidas de transmisión y rentabilidad. Las tarifas de

transmisión serán fijadas por el CONELEC con formula anual de reajuste[6].

Fernando Chamorro

47

El CENACE entre sus responsabilidades tiene la de realizar el despacho

económico de las diferentes centrales hidroeléctricas y unidades térmicas del S.N.I,

para lo cual ha recolectado información sobre el consumo específico de las diferentes

unidades térmicas pertenecientes a INECEL y a las Empresas Eléctricas, con el fin de

establecer la curva entrada - salida (galones/hora) de las mismas. En los anexos

respectivos se muestran los datos de consumo específico enviados por las principales

unidades generadoras del país, así como también las curvas resultantes de estos datos.

Para la determinación del costo de combustible($/galón), el CENACE recopiló

información sobre los costos fijos y variables de cada una de las centrales de

generación anteriores de tal manera de representar en el costo de combustible ($/gaIón),

los costos anteriores, sin embargo finalmente se optó por tomar para el costo de

combustible, los costos promedios de las diferentes centrales térmicas del país, esto

facilitado por el Departamento de Estudios Eléctricos del CENACE, en el anexo

correspondiente a los parámetros de costo de cada una de las unidades de generación

térmica se muestran estas características.

En lo que respecta a las centrales hidroeléctricas del país, se debe encontrar un

equivalente térmico de estas, para lo cual en el CENACE, actualmente se esta

trabajando en la determinación de un modelo que permita tomar en cuenta, el nivel del

embalse y los caudales de las principales centrales hidroeléctricas, es el caso de la

Central Paute y Pucará, de las cuales se deben considerar sus características propias,

puesto que la central Paute es una central de "Regulación Semanal", sin embargo

Pucará es una central de "Regulación Periódica", de esta forma se toma en cuenta la

energía que cada una de estas puede aportar al sistema. La idea principal esta basada en

una discretización de los embalses, es decir dividiendo al embalse de la central en un

número determinado de bandas de tal forma de atribuir a cada una de estas un valor del

agua, valor que estará oscilando entre un valor cercano a cero, para cuando se tenga que

regar agua del embalse y el valor de energía no suministrada(sumamente elevado),

cuando se llegue a tener un nivel bajo la cota mínima del embalse. En lo que respecta a

la Central Agoyan, esta por ser una central de paso, no se determina un equivalente,

pues no le afecta su embalse (bastante pequeño) y por tanto se convierte en una central

Fernando Chamorro

de base, la cual tendrá necesariamente que ser despachada, pues su costo de producción

de energía es bastante bajo.

Ahora bien, una vez establecidas las características de costo de las unidades de

generación hidrotérmicas, el siguiente paso es establecer el despacho económico

propiamente dicho, para lo cual existen varios métodos matemáticos. Partiendo de

funciones de entrada - salida cuadráticas de mayor orden, el objetivo del despacho

económico es llegar a establecer una potencia determinada para cada generador, de tal

manera de tener costos increméntales iguales, satisfaciendo una carga determinada; esto

implica que para satisfacer una demanda específica, existirán varios generadores que

tengan el mismo costo incrementa!. Ahora de acuerdo a la Ley Eléctrica Ecuatoriana, se

tiene que establecer una unidad marginal, cuyo costo incremental se establecerá como

el costo marginal del sistema, esta unidad marginal será la que posea el costo

incremental mas alto en un despacho para satisfacer una demanda determinada[6], sin

embargo con costos increméntales iguales» cual unidad debe elegirse para este

propósito?. Para poder terminar con este problema el CENACE, utilizará curvas entrada

- salida lineales, de tal suerte de que para abastecer una carga en un instante dado, no se

tenga este problema, puesto que cuando se tiene curvas de entrada - salida lineales, los

costos increméntales no se pueden llegar a igualar. Para realizar el despacho de acuerdo

a este método[12], se tendrá curvas de entrada salida de este tipo:

de tal manera que al multiplicar la expresión anterior por el costo de combustible

C($/gaI) y derivar para encontrar el costo incremental (X), se obtiene:

df(P)dP

£.($/ MWh)

por lo tanto el valor de la constante B($ MWh\á el costo de cada una de las

unidades de generación, las cuales para ser despachadas, tendrán que competir en base

a este valor, pues de acuerdo a este valor las centrales serán ordenadas en forma

ascendente, de tal manera de que para abastecer una carga determinada, se despachará

siempre primero las mas baratas (valor de B mas bajo), hasta alcanzar su potencia

máxima, luego la unidad con el siguiente valor de #, hasta su valor máximo, y así

sucesivamente hasta que la última unidad o central que entre para abastecer una

demanda, que no necesariamente estará a su capacidad máxima, será la unidad

Fernando Chamorro

49

denominada marginal, cuyo costo incrementa! será adoptado como precio de mercado

de la energía (costo marginal de corto plazo), con este valor se tendrán que realizar las

transacciones económicas para ese instante. En el MEM, este procedimiento se lo

tendrá que realizar horariamente.

Se debe aclarar además que cuando existan máquinas que tengan que entrar a

generar independientemente del despacho económico, debido a alguna restricción de la

red o por falla de alguna unidad despachada, esta no será considerada como unidad

marginal, a pesar de que pueda tener en un instante dado el costo incremental mas caro

del sistema[6]. Ahora bien hasta ahora no se ha tomado en cuenta en ningún momento,

la lejanía o cercanía de una unidad de generación con respecto de los centros de carga,

es decir las pérdidas del sistema, para lo cual se definen los llamados factores de nodo.

En el actual esquema del sector eléctrico ecuatoriano, quien es el que asume las

pérdidas del sistema?, la respuesta a esta pregunta es sencilla, INECEL; bajo el nuevo

esquema del mercado eléctrico mayorista, las empresas de generación, las de

distribución y los grandes usuarios, deberán realizar sus transacciones económicas

tomando en cuenta este hecho, dependiendo del lugar físico en el cual se encuentren

dentro del sistema eléctrico. Anteriormente si por ejemplo un generador estaba

produciendo 90MW, se le debía pagar por esa generación, bajo el nuevo esquema del

sector eléctrico el costo de esa generación será afecta, por las pérdidas que sufre ese

generador para entregar su generación a un determinado centro de carga. Para poder

tomar en cuenta este aspecto se establece el llamado Factor de Nodo, el cual esta

definido de acuerdo a la siguiente expresión[7,8]:

( dpl \ ,FNi = 1 -H —— en donde :\dPdiJ

FNi es el factor de nodo de la barra i.

dPles la derivada de la potencia de pérdidas respecto a la potencia de demanda de

dPdi

la barra i.

Los factores de nodo son un valor que depende de la barra de referencia para la

cual se los calcula, es decir cambian de acuerdo a una determinada barra a la que se la

Fernando Chamorro

50

toma como referencia, para satisfacer una determinada carga en un instante dado, esto

implica además que estos cambian con el cambio de la carga de un sistema eléctrico.

Se puede decir también que el factor de nodo en un punto de la red es la relación

entre el precio de la energía puesta en ese punto y el precio de la energía en el centro de

carga(precio de mercado). El precio de la energía varía a lo largo de la red debido a que

quien la usa en ese lugar esta asumiendo implícitamente el pago de pérdidas y

transporte hasta el centro de carga. El precio de la energía generada por una máquina

fuera del centro dé carga será menor al precio del mercado debido a que esta máquina

esta pagando implícitamente las pérdidas y el transporte hasta el centro de carga.

Análogamente, un consumidor que está trayendo energía desde el centro de

carga hasta un lugar diferente, verá en su área, un precio de energía mayor al de

mercado.

Para el cálculo de estos factores se debe establecer una barra de referencia, la

cual en el MEM se la denomina Barra de Mercado[5], y es la barra en la cual se

realizan todas las transacciones entre los agentes, es una barra en la cual teóricamente

se tendría conectada toda la carga de un sistema eléctrico y toda la generación de un

sistema., para poder hacer esto precisamente los generadores y centros de carga son

afectados por el factor de nodo, como se verá mas adelante. El pago o cobro a un

generador o distribuidor, respectivamente, es independiente de la barra de mercado.

Establecida una barra de referencia, se calculan los factores de nodo de acuerdo

a esta referencia, para realizar este cálculo existen varios métodos, pero como el

objetivo de este trabajo no es ese, se analiza brevemente este tema, además en esta parte

toma un papel importante el paquete compuíacional PoweWorld.

El CENACE para poder afrontar adecuadamente el proceso para la apertura del

MEM, solicitó el asesoramienlo de la empresa argentina CAMESA (Compañía

Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A)[7,8], que cumple funciones

similares a las que cumplirá el CENACE en el MEM; esta empresa establece que para

el cálculo de los factores de nodo se modela la red de transporte mediante un flujo de

cargas, y se simula en cada nodo una variación unitaria de demanda, obteniéndose así la

variación correspondiente de las pérdidas del sistema, tomando a la barra

flotante(oscilante) como la barra de mercado.Fernando Chamorro

dPlEl valor de , será negativo para un nodo exportador y positivo para un

nodo importador, esto implica que el factor de nodo de una barra i será menor a 1 para

una barra exportadora y mayor a 1 para una barra importadora.

Por otro lado si se tiene que (despreciando la potencia reactiva, suponiendo

tensión nominal en todas las barras y operando en p.u), las pérdidas son proporcionales

al cuadrado de la potencia, por lo cual se tendría:

dPl d(P**r) _ _ I2r .Perdidas9

dPd r rósea que el factor de nodo podría expresarse como:

PerdidasFN=l±(2*

El signo ± depende del signo de la derivada, esto va de acuerdo al criterio de

barras exportadoras o importadoras respectivamente).

Esto implica que el factor de nodo valoriza el precio de cada barra en función de

2 veces las pérdidas relativas a la potencia transportada.

Por lo tanto se podría utilizar esta aproximación para determinar los factores de

nodo en un sistema eléctrico; para comprender mejor este método, tomemos corno

ejemplo el siguiente sistema de potencia y calculemos los factores de nodo por este

método[7].

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

1 2

90.0 MW

0.9 PÜ

Figura #1

Tomemos inicialmente a la barra //I como referencia (Barra de Mercado), por

tanto directamente esta barra tiene un FN ¡yual n 1, pues las pérdidas para esta barra son

nulas, luego:

Fernando Chamorro

52

Para la barra #2 es evidentemente que es una barra importadora y por tanto se tiene:

APerd = Pl-P2

= 100-90 =

FN2 = 1.22

Ahora supongamos que colocamos la referencia en la barra#2, por lo cual el

factor de nodo en la barra #2, es uno y para la barra #1 (barra exportadora) se tiene:

FN\ 0.8

Los valores obtenidos anteriormente, pueden ser obtenidos directamente mediante el

empleo del paquete computacional PowerWorld, pues este mediante la opción Loss

dPISens&vities, determina el valor de "1:77, es decir la derivada de la potencia de pérdidas

íftf í

respecto de la potencia inyectada para una barra determinada, por lo cual basta aplicar

la ecuación:

dPI

El signo negativo (contrario a la ecuación inicial de la definición de factor de

nodo), se debe a que el programa tiene un criterio de signos contraría al anteriormente

establecido.

Para establecer una barra como referencia, se tiene que elegir a esa barra como

barra oscilante, de tal manera que para encontrar los factores de nodo en diferentes

barras, se tiene que cambiar de barra oscilante, pero se debe recordar que las

condiciones del flujo de potencia no debe de cambiar, se deben mantener por tanto el

flujo por las líneas de transmisióní pérdidas), y voltajes de las barras. Para el caso de

querer colocar a una barra PQ(únicamente de carga), como barra de referencia, se

tendrá que colocar un generador imaginario en esa barra, el cual en el flujo de potencia

resultante no deberá estar generando ninguna potencia, de tal manera de reproducir

siempre las mismas condiciones del flujo de potencia. El programa ofrece la facilidad

de poder llevar a una hoja electrónica, los resultados de una simulación, para poder

Fernando Chamorro

53

analizarlos o encontrar otros resultados a partir de estos. Cuando se trata de sistemas

pequeños, el cálculo de estos factores no es muy complicado, pero en sistemas como el

S.N.I (mas de 200 barras) o mas grandes, el empleo de PowerWorld es de gran ayuda.

En las tablas siguientes se muestran los resultados dados por el PowerWorld,

para las dos referencias, para el sistema de potencia tomado para el ejemplo anterior.

0.9138.0124.2

0.00-0.01

5090

Load 1 GenO 150.00

Gen0.00

Loss

0.00-0.25

1.001.25

Para encontrar los factores nodales respecto de la barra #2, se tiene el sistema

eléctrico, siguiente:

SISTEMA ELÉCTRICO DE

1 2

90.0 MW150.0 MW

50.0

1-0 PU 0.9 PU o.O MW

Figura #2

El programa determina los resultados siguientes:

REFERENCIA: BARRA #2

#

12

Ñame

12

PUVolt1

0.9

Volt(kV)

138.0124.2

*(Degjj0.010.00

MWLoad5090

MvarLoad

00

MWGen1500

MvarGen

00

LossSens

0.181820

FN

0.818181

Estos resultados pueden ser revisados directamente desde los archivos

FNODOLpwb y FNODO2.pwb(parte de este trabajo) para cada una de las referencias,

respectivamente.

Es evidente que al comparar los últimos resultados con los obtenidos mediante

la aproximación del modelo argentino, estos son similares pero no iguales, debido a que

el primer método de cálculo no deja de ser una buena aproximación, que sin embargo

nos indica rápidamente, en que orden esta el factor de nodo y si se trata de una barra

importadora o exportadora.

Fernando Chamorro

54

Una última indicación sobre los factores de nodo, es que estos son un indicador

directo del lugar en donde los inversionistas recibirán mayores réditos, por ejemplo en

una barra con un factor de nodo mayor a uno implicaría que si una empresa de

generación coloca un generador en esta barra, cobrará, el precio de mercado

multiplicado por un valor mayor a uno, lo cual es atractivo para la inversión en esa

parte, sin embargo se debe realizar un estudio adicional de como cambian los factores

de nodo con la entrada del nuevo generador en esta barra.

Las transacciones económicas se las realiza en la barra de mercado, estas

transacciones son independientes de esta barra, es decir que una empresa de generación

cobrará el mismo rubro por su energía independientemente de donde este localizada la

barra de mercado, esto mismo sucede con el rubro que tienen que pagar las empresas

distribuidoras y los grandes usuarios.

La Barra de Mercado esta localizada generalmente en el centro de carga de un

sistema eléctrico o cerca de este por conveniencias comerciales, puesto que muchas

veces el centro de carga de un sistema no siempre corresponde a una barra de un

sistema eléctrico. En la sección 4.5.2.5 se comprobará que las transacciones

económicas son independientes de la barra de mercado seleccionada, mediante un

ejemplo.

Para una hora determinada una vez establecido el precio de la unidad marginal

para esa hora, el precio de mercado del sistema para las transacciones económicas en

esa hora estará dado por la siguiente expresión[7]:

PM = ~~ ($ / MWh) donde:

PM: es el precio de mercado del sistema, para una hora dada

PUM\s el precio de la energía de la unidad o central marginal, para una hora dada.

FNuhi- es el factor de nodo de la barra en la que se encuentre ubicada la unidad o central

marginal.

Fernando Chamorro

55

Este precio de mercado del sistema PM ($/MWh), será el precio con el cual se

pagarán a los generadores y se cobrará a los distribuidores y grandes usuarios, afectado

por el factor de nodo respectivo para una hora determinada.

Cada unidad o central de generación, deberá cobrar a una hora determinada, un

rubro de acuerdo a la siguiente expresión[7]:

PGi = Pi*FNi*PM donde:

PGi: Pago por la generación del generador i

Pi: Potencia generada por el generador i

FNi: Factor de nodo de la barra en la cual esta asociado el generador i

PM: Precio de Mercado del sistema de la energía en la hora de la transacción.

Tomando como ejemplo, el sistema de potencia de la sección 4.5.1.1,

asumiendo que el generador del sistema tiene un costo de cornbustible(PC) de 1 $/galon

y una función de entrada - salida dada por:

se tendría que la empresa de generación que tiene su unidad en las barras # 1 , tendrá que

cobrar el siguiente valor:

df(P)- " *

PM = — - = — = 8($ / MWh)1.0

= 150* 1.0*8.0=1200(3)

Tanto las empresas de distribución como de los grandes usuarios, verán afectado

el rubro de pago, por su factor de nodo, de tal manera que horariamente, se puedan

realizar la transacción económica, de tal suerte que una determinada empresa o gran

usuario deberá pagar por la potencia consumida en una hora, un rubro establecido por la

siguiente expresión[7]:

PDi = Di * FNi * PM, donde:

Fernando Chamorro

56

PDi: Cobro por la demanda de energía en la barra i

Di: Energía consumida en una hora (MWh)

FNt Factor de Nodo de la barra, en la cual esta ubicada la carga i

PM\o de mercado del sistema de la energía en la hora de la transacción.

Para el ejemplo, del sistema de potencia de la sección 4.5.1.1, con el precio de

mercado establecido en la sección 4.5.2.2 se tendría que los usuarios que tienen su

demanda en las barras #1 y #2 respectivamente, tendrán que pagar los siguientes

valores:

/JZ?1 = 50*1.0*8.0==40Q($)

PD2 = 90 * 1.25 * 8.0 = 900($)

De acuerdo al modelo argentino, la diferente valorización de la energía en los

distintos nodos del sistema, está valorando la actividad de transporte. En efecto, el

transportista está ingresando la energía en un punto de su red (nodo emisor) a un precio

y la está entregando en otro punto (nodo receptor) a otro precio. La diferencia entre

estos valores resultan en la remuneración a la actividad del transporte. Para el ejemplo

de la sección 4.5.1.1, considerando una hora determinada, la remuneración sería[8]:

PT = (FNI * Pl - FN2 * P2) * PM donde:

PT: Pago al transportista

FNI: Factor de nodo de la barra #1

FN2: Factor de nodo de la barra #2

Pl: Potencia transmitida en el nodo receptor

P2: Potencia transmitida en el nodo emisor

PM: Precio de mercado

Si se trabaja sobre esta última ecuación, suponiendo un precio unitario, se tiene:

FN2 * 1 - Í2 * Per J aíí} y RT = ( M; 1 *7> i - 7-ÍV2 * P2)

reemplazando se tiene:

/ . \RT = 1 * (P2 - perdidas] - ( 1 - 2 * ' - ) * I >2 - perdidas

Es decir que la remuneración neta ai transporte se puede asimilar a las propias

pérdidas.(En rigor esta aproximación se cumple alrededor del centro de carga del__ __ __ _^___^_^___________ Fernando Chamorro

57

sistema). Si se hace un balance entre lo que pagan los consumidores y recaudan los

generadores, resulta un saldo positivo que es precisamente la remuneración variable al

transporte por energía transportada. Para el ejemplo en análisis, con un precio

marginal unitario, para una hora determinada, se tendría:

Cobro a consumidores: D\FH\ D2* 7-7/2

Pago a generadores: Gl * 7*7/1 + G2 * FN2

Diferencia: (DI*FNl-Gl*7W1)-(G2* FN2 - D2*FN2) = Pl*7W1 - P2*FN2

Que es precisamente la definición inicial para la remuneración al transporte.

De acuerdo al análisis anterior, a la empresa de transporte se le paga

básicamente por las pérdidas, que sufre el sistema, es decir que a esta empresa no le

conviene realizar inversiones para mejorar el sistema de transmisión, sino realizar los

mantenimientos y operaciones necesarias, para evitar penalizacíones por parte del

organismo de control, de allí la importancia de dar la responsabilidad de la expansión

del sistema de transmisión a los generadores, pues estos para evitar pagar por las

pérdidas hasta la barra de mercado, realizará nuevas inversiones en este campo, para

luego pasar su operación y mantenimiento a la empresa de transporte. El mercado

argentino[13] funciona bajo esta última concepción, sin embargo de esto en el caso del

Ecuador, la responsabilidad de la expansión del sistema de transmisión esta encargada a

la empresa de transmisión, la cual no tendrá transacciones económicas horarias, sino

que mas bien recibirá un rubro fijo, con aportes tanto de los generadores como de los

distribuidores y grandes usuarios, por lo cual se prevé desde ya el problema, de que la

empresa de transmisión no realice las inversiones necesarias para mejorar el sistema de

transmisión del país y simplemente se dedique a realizar inversiones y mantenimientos

básicos, para evitar sanciones por parte del CENACE. Ha existido una gran discusión

para establecer los pagos a la empresa de transporte, sin embargo el CONELEC ha

establecido que la empresa de transporte recibirá un pago fijo.

Las pérdidas de un sistema eléctrico, en el MEM serán asumidas tanto por las

empresas de generación como por las empresas de distribución y grandes usuarios, pues

el pago o cobro por la energía generada o consumida, respectivamente será afectada de

Fernando Chamorro

58

acuerdo a su factor de nodo. Como sabemos el factor de nodo es un término relativo,

depende del lugar en donde se establezca la barra de referencia, sin embargo lo que se

le paga a un generador o lo que se le cobre a un distribuidor o gran usuario, es

independiente del lugar en donde se establezca la barra de referencia[14], estos valores

siempre serán los mismos, al cambiar la barra de referencia se presenta una

redistribución de los factores de nodo y de los precios de mercado, de tal manera que el

resultado de las transacciones económicas no se altera.

Una demostración teórica[14], sería adecuada pero no es el objetivo de este

trabajo, sin embargo, esto se lo ha comprobado experimentalmente, para lo cual con la

ayuda del PowerWorld, a partir del sistema eléctrico del capítulo #3, se ha corrido el

flujo de potencia colocando la barra de referencia en cada una de las 7 barras de este

sistema, de tal suerte de mantener siempre el mismo flujo de potencia, y obtener en

estas condiciones los factores de nodo para luego realizar la transacción económica con

generadores y distribuidores. En las páginas siguientes se presentan los factores de nodo

en las siete referencias, el interesado puede revisar los archivos FNREFERl.pwb,

FNREFER2.pwb, FNREFERS.pwb hasta el FNREFT.pwb para ver directamente los

dPlresultados de los flujos y del valor de -—• en cada barra. También se muestran las

transacciones económicas con los agentes.

De los resultados anteriores vemos que efectivamente, las transacciones

económicas son independientes del lugar en donde se localice la barra de mercado,

puesto que los agentes perciben el mismo beneficio. Los resultados de las transacciones

en los resultados anteriores, no son exactamente iguales, esto se debe principalmente a

problemas de exactitud del cálculo de las diferentes variables que intervienen en todo el

mecanismo para la realización de las transacciones económicas en el MEM. Sin

embargo las diferencias no son considerables como para establecer que las

transacciones no son independientes de la barra de mercado. La barra de mercado

tendrá que ser seleccionada, de acuerdo a criterios comerciales, pero se aconseja que se

la ubique cerca del centro de carga del sistema.

Fernando Chamorro

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327

0.98

566

0.99

385

0.99

911

0.96

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0.99

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0.99

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0.96

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16.9

847

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59

En el gráfico siguiente se puede observar claramente la configuración del Sistema

Eléctrico Ecuatoriano, para 1998.

£7

m'T« JA '*

r/.vsrfíni',',':• MW I

S-TJltfr Potencia Efectiva: 2853MW,;;;;;/ "p|'v5¿r# Hidro: 1466.2 MW (51.39%)

,'?n Termo:1386.8MW (48.61%)

P L H U

Mgura #3 (Coriesia de! TENACE.)

Fernando Chamorro

60

El sistema de transmisión del Ecuador enlaza a 8 S/E principales ubicadas en los

principales centros de carga del país[3], estas son: Molino, Milagro, Pascuales,

Quevedo, Sto Domingo, Sta Rosa y Totoras, formando un anillo a 230W, además de la

S/E Trinitaria que se une radialmente al anillo de transmisión, con una capacidad total

de 7,6GVA a mediados de 1998. Del anillo se desprenden líneas de transmisión a

138kV, en su mayoría radiales, para abastecer a los centros de carga, con una capacidad

de 6,9GVÁ.También existen otras líneas de subtransmisión a 69 y 34.5kV, todas estas

líneas de transmisión atraviesan zonas muy irregulares y de diferentes condiciones

climáticas.

La topología del sistema eléctrico ecuaíoriano[3], mostrado en la fígura#3, en

este ano ha sufrido algunas modificaciones ocasionadas por algunos problemas en las

subestaciones, el caso de la S/E Pascuales en la que el transformador de 138/69 kV,

tuvo un daño total y por tanto hasta reemplazar este elemento se vio la conveniencia de

cambiar la topología de tal manera de contar con una línea de transmisión ( L/T )entre

la barra de 69kV de la S/E Pascuales hasta la barra de 69kV de la S/E Policentro,

además se tubo que abrir un circuito de la L/T Trinitaria - Pascuales a nivel de 230kV,

de tal forma de lograr una L/T a 69kV desde la S/E Trinitaria hasta la S/E Pascuales,

para abastecer la carga alimentada de la S/E Pascuales. Actualmente se esta terminando

el montaje del transformador de esta S/E para volver a la topología original del sistema

de transmisión en el área de Guayas.

Otra modificación que se ha realizado es en el caso de la S/E Milagro[3], en la

cual el transformador principal 230/138kV inicialmente se encontraba sobrecargado,

pues se alimentaba desde este al área de concesión de las empresas eléctricas de

Milagro, Babahoyo y Máchala, ante esta dificultad se vio la conveniencia de abastecer a

la empresa de Máchala mediante una línea de transmisión entre la barra de 69kV de la

S/E Pascuales y una barra independiente a 69kV en la S/E Milagro, cabe recalcar que

anteriormente esta nueva línea era uno de los circuitos de la L/T entre las S/E Pascuales

y Milagro a 230kV.

Para solucionar un futuro problema de sobrecarga del transformador en la S/E

Ibarra[3], 138/69kV, a ingresado al sistema la línea de transmisión íbarra - Tulcán a

nivel de 138kV, además esta línea de transmisión jugará un papel importante en la

Interconexión con el Sistema Eléctrico de! vecino país de Colombia, mediante la cualFernando Chamorro

se podrá importar o exportar hasta 40MVA, actualmente se realizan estudios para una

interconexión a nivel de 230kV.

En la S/E Sto. Domingo[3J, uno de los disyuntores principales ha salido fuera de

operación, no por mal estado sino porque ha sido prestado a la Empresa EcuaPower,

para permitir el ingreso de su parque generador, esto ha ocasionado que uno de los

circuitos de la L/T Quevedo - Sto. Domingo salga de operación quedando esta

energizada en la S/E Quevedo con lo cual se logra una compensación de voltaje, pues la

línea bajo esta operación actúa como capacitor.

AI sistema de transmisión de 138kV se ha integrado una nueva barra, en la parte

de la ciudad de Latacunga para ingresar una nueva S/E, que serviría para abastecer parte

de la carga del área de concesión de la Empresa Eléctrica de Cotopaxi, esto ha

ocasionado la formación de dos nuevas líneas de transmisión la L/T Pucará - Latacunga

y Latacunga - Vicentina a 138kV en reemplazo de la L/T Pucará - Vicentina a 138kV,

sin embargo todavía no se ha colocado carga alguna en la nueva S/E, pues no existe un

transformador principal en esta S/E, de tal manera que la Barra de 138kV en Latacunga

actualmente actúa solo como Barra de Paso, pues la carga de la Empresa de Cotopaxi es

abastecida desde la S/E Ambato a nivel de 69kV [3J. El ingreso de la S/E en Latacunga

a 138kV, aliviaría la carga del transformador de la S/E Ambato que actualmente en las

horas de pico esta casi al máximo de capacidad.

En la S/E Molino por otra parte[3], debido a una falla en la barra a 230kV, la

salida del transformador //I no se conecta a esta barra, sino que se conecta directamente

a la L/T Paute - Milagro.

En el Anexo#l se presenta un cuadro con las principales características de las

L/T a nivel de 230kV, 138kV y 69 kV del sistema nacional interconectado (S.N.Í), cabe

recalcar que el número asignado a cada una de las barras es el mismo que usa INECEL

para sus respectivos estudios del sisterna[3].

En lo referente a las características de los transformadores de las S/E

principales del S.N.I, en las S/E de reducción se tiene relaciones de transformación de

230/138kV, 230/69kV, 138/69kV, 138/46kV con una capacidad total de 2209 MVA, en las

S/E de elevación se tiene relaciones de transformación de 13.8/69kV9 13.8/138kV,

13.8/23GkV, con una capacidad tola! de 2584 MVA .

Todo el equipo de transformación tiene conexión estrella/estrella/delta puestos

sólidamente a tierra. En el lado terciario, se tiene en algunos casos conectados elementosFernando Chamorro

62

para la compensación de reactivos(capacitores o reactores), además de ser una alternativa

para el suministro de energía de las propias instalaciones (servicios auxiliares) [3].

El sistema de barras de subestaciones de 230 kV es un esquema de doble barra con

interruptor de enlace. En las subestaciones de 138 kV se tienen varios sistemas: de doble

barra enlazadas con interruptor, barra principal y transferencia o barra simple. En el Anexo

#2 se presentan las características de los transformadores de las principales S/E del S.N.I

El INECEL tiene el control de las principales centrales hidroeléctricas y

térmicas del país, para fines de 1998, la generación será de 2,024MW en el S.N.I,

INECEL genera aproximadamente el 75% del total, y el resto corresponde a las

diferentes empresas del país. La generación hidráulica corresponde al 65% y el resto lo

constituyen1 plantas térmicas.

Las principales centrales hidroeléctricas del País son Paute(1075MW), Agoyán

(156MW) y Pisayambo(75MW) [3], de las cuales se da a conocer sus principales

características técnicas y operativas en el Anexo #3. En la época de sequía, la central

Paute sufre una disminución de la potencia considerable.

INECEL también maneja las centrales térmicas mas importantes del sistema,

con excepción de algunas que son manejadas por las empresas eléctricas de cada zona,

estas centrales han sido afectadas por una mala revisión y mantenimiento.

En lo que se refiere a la generación hidráulica, la Central Paute aporta con

aproximadamente el 81% del tolal(en época lluviosa), aportando 1,075MW, sin

embargo su capacidad se ve reducida, en el período de sequía entre Noviembre y

Febrero, lo cual se agrava en Diciembre, en donde se presenta la Demanda Máxima del

sistema entre las 7 y 8 de la noche. Por otro lado las centrales Térmicas, también han

sufrido una disminución de capacidad, debido principalmente a un inadecuado

mantenimiento.

INECEL ha realizado estudios de demanda de potencia y energía hasta el año

2010, la Demanda era de l,442MW(7.422GWh) en 1992 y se estima que para el año

2003 la demanda será de 2,595M\Vf !3.654G\Vh) . De acuerdo a esta demanda se ha

trazado un plan para la realización de diferentes proyectos hidráulicos y térmicos, de los

cuales lamentablemente por falta de recursos algunos de ellos no han entrado a operarFernando Chamorro

63

para las fechas previstas, lo cual a originado un déficit de energía en los últimos años,

especialmente en la época de estiaje, esto ha ocasionado que la mayoría de empresas

distribuidoras integren a sus redes sus propias plantas hidráulicas y térmicas para

solventar la demanda del país, sin embargo esto no ha sido suficiente, pues la mayoría

de estas no son de una capacidad considerable. En el Anexo #4 se puede ver las

principales características de las centrales de generación a cargo de INECEL y de las

empresas eléctricas del país[3].

Las mayores demandas de potencia del SNI corresponden a las ciudades de

Guayaquil y Quito con 535 MW (30.5%) y 395 MW (22.5%), respectivamente, para horas

de pico. El resto de la carga equivalente a 824 MW (47.0%) se encuentra distribuido en el

resto del país. Para julio de 1998, la demanda de potencia del sistema tiene un valor de

1880MW.

La demanda del país es analizada, considerando factores económicos y la

población, así como el tipo de usuarios, los cuales se clasifican en Residenciales,

Industriales, Comerciales y alumbrado público y otros, teniéndose un predominio de

carga residencial, lo cual se refleja en el factor de carga del país, 60%. La distribución a

los usuarios esta a cargo de las 19 empresas eléctricas, de las cuales 18 pertenecen a

INECEL y una es privada (EMELEC), en las páginas siguientes se presentan las

principales características de estas empresas, además se muestra un gráfico, Figura #4,

en el cual se puede apreciar el área de concesión de cada una de ellas.

Cada una de las empresas distribuidoras, actualmente realiza el contrato de una

determinada potencia con INECEL, el resto de la demanda de cada una de las empresas

es cubierta con su propia generación, en el anexo correspondiente se puede observar la

curva de carga de cada una de las empresas eléctricas del país para un día típico.

Existe penalizaciones por parte de INECEL, específicamente por el Centro

Nacional de Control de Energía (CENACE), cuando una determinada empresa

sobrepasa su demanda de contrato, o también cuando a requerido una cantidad de

reactivos fuera de lo establecido. En el Anexo #5 se presenta la distribución de los

principales centros de carga en las S;B principales del S.N.I.. En el Anexo #6 se

muestran las curvas de carga de las principales empresas eléctricas del país.

Fernando Chamorro

U S A N H

COLOMBIA

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aTotooua /" _ . í'.EUifnoF»J^ / DOAPeftw /A

PEFÍUEMST1TUTO ECUflTORlANO DE ELECTRIFICA CÍO N

CHHTO - ECUADOR

PROYECTO DE SU0TBANSM1510N KftSE

ATLAS DEL PROYECTO

DlSeHSDO

DIBUJADO

REVISADOFECHA

RKCM€M>WO

APROBADO

B E P -

Figura # 4 (1 ornado de J.I.C.A[11])

Fernando Chamorro

64

EMPRESAS ELÉCTRICAS INTERCONECTADAS DEL ECUADOR

#

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

NOMBRE

EMELNORTE

E.E.QUITO SA (EEQSA)

ESMERALDAS (EMELESA)

EMELMANABl

AMBATO (E.E.ASA)

COTOPAXI (ELEPCOSA)

RIOBAMBA(EERSA)

EMELGUR

EMELEC

Sto DOMINGO

MILAGRO (EEMILAGRO)

CENTRO SUR (EERCS)

LOS RÍOS (EE LOS RÍOS)

EL ORO ( EMELORO)

REGIONAL SUR (EERSSA)

Sta ELENA

AZOGUES ( EEAZOGUES)

BOLÍVAR ( EMELBO)

Año de Interc. Al SIN

1980

1977

1981

1982

1977

1977

1979

1982

1977

1983

1983

1983

1984

1986

1987

1987

1988

1988

% de Demanda total delpaís

3.50

22.91

2.44

6.04

3.72

1.80

1.44

7.93

27.70

2.84

3.28

3.82

2.42

5.13

1.87

2.48

0.30

0.69

El INECEL, con el fin de mantener operando al sistema eléctrico ecuatoriano

dentro de rangos de voltaje adecuados, tiene instalados en las principales S/E del S.N.I,

elementos compensadores de reactivos al sistema, tanto capacitores como reactores, los

cuales son operados de tal manera de lograr voltajes adecuados en el sistema eléctrico

del país. Estos elementos se encuentran conectados en los terciarios de los

transformadores de las principales Subestaciones del S.N.I, en el Anexo #7 se presentan

las principales características de estos elementos.

El sistema de comunicaciones básicamente esta constituido por vía telefónica,

radio y el sistema PLC( Power Line Carrier), por medio del cual se logra el monitoreo

en tiempo real del sistema, pues este sistema enlaza las principales S/E del S.N.I a nivel

de230kVy 138kV.

El CENACE, tiene instaladas en las S/E principales del S.N.I unos equipos llamados

RTU ( Unidad Terminal Remota), los mismos que son los encargados de enviar toda la

información necesaria del sistema desde sus punios de ubicación hasta un procesador de

comunicaciones en el CENACE ubicado en la S/E Sta. Rosa, a través de las líneas de

Fernando Chamorro

65

transmisión. Desde el Procesador se envía la información hasta las consolas de la Sala

de Control, para la supervisión, control y operación del sistema nacional

interconectado, en la fígura#5 siguiente se muestra un esquema de como esta

estructurado este sistema[6].

Con la apertura del MEM, en el Ecuador, el acceso a la información toma un

papel aún mas importante, puesto que el CENACE, tiene que realizar las transacciones

económicas con los agentes, bajo una total transparencia, por lo cual todos los agentes

tienen todo el derecho a saber como se han realizado las transacciones y tener el

conocimiento de los precios de energía y cargos de potencia, para poder realizar sus

inversiones en el MEM, esto hace necesario un sistema informático en donde todos los

agentes puedan tener acceso a la información generada por el CENACE, para lo cual se

deben integrar sistemas informáticos entre los agentes del MEM, tales como teléfono,

fax, Internet, etc, para de esta manera tener un conocimiento adecuado de la

información entre agentes y CENACE.

Actualmente el CENACE, trabaja en un proyecto para desarrollar un nuevo

sistema informático que brinde las mejores condiciones para el intercambio de

información con los agentes, la idea es llegar a establecer en un futuro mediato una red

tipo Intranet, entre el CENACE y los Agentes del MEM; en la figurado se muestra

como se piensa estructurar el sistema informático para facilitar un buen funcionamiento

del MEM[6],

Fernando Chamorro

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66

5.1 INTRODUCCIÓN.

La idea de emplear el PowerWorld, para la simulación de la operación del S.N.I

tiene que ver con tres aspectos, la primera es analizar las formas de realizar el despacho

de las diferentes centrales eléctricas del país, esto es mediante la forma actual basada en

la disponibilidad de las centrales y restricciones de la red de transporte, la otra forma

tiene que ver con la operación de las centrales bajo el nuevo esquema del Mercado

Eléctrico Mayorista (MEM), y la tercera forma es realizando el despacho económico

propiamente dicho de las diferentes centrales hidrotérmicas del país,

El otro aspecto considerado en este capítulo es dar un entorno adecuado en el

PowerWorld, para poder realizar el entrenamiento de futuros operadores de sistemas de

potencia, en este sentido se ha desarrollado una serie de archivos vinculados entre ellos

de tal forma que se logra una presentación muy semejante al provisto por el paquete

computacional SPIDER utilizado en el Centro Nacional de Control de Energía

(CENACE) de INECEL, para la supervisión, control y operación del Sistema Eléctrico

Ecuatoriano[3].

El sistema eléctrico ecuatoriano ha venido siendo controlado, por La Dirección

de Operación del Sistema Nacional Interconectado (DOSNI) específicamente por el

CENACE, parte de la DOSNI, ambos organismos de INECEL. El CENACE como es

sabido tiene a cargo la supervisión, control y operación del S.N.I, así como también la

comercialización de la energía entregada por INECEL a las distintas empresas

eléctricas del país.

Para cumplir con los requerimientos energéticos del país el CENACE, opera las

diferentes centrales del país, las 24 horas del día, los 365 días del año, esto lo hace

considerando dos aspectos muy importantes, primero las condiciones de cada una de las

centrales, en cuanto a su disponibilidad, combustibles, mantenimiento, etc., para lo cual

se ha establecido un calendario de manicniínicnto de las diferentes unidades de

generación con las que cuenta el INTCHL y en segundo lugar en base a las restricciones

Fernamh Chamorro

de la red eléctrica de transmisión, ya sea por líneas de transmisión o por capacidad de

transformadores en las principales S/E del país.

La herramienta con la que cuenta actualmente, el CENACE, para realizar la

operación de la generación del S.N.I es el SPJDHR, paquete computacional que permite

monitorear las condiciones del sistema en tiempo real a la vez de realizar operaciones

de control en cualquier parte del sistema, mediante íelecomandos, previo acuerdo entre

el operador del CENACE y el de la central o S/E en estudio.

Como sabemos la calidad de un sistema eléctrico se basa en frecuencia y voltaje

constantes, para el caso del voltaje se han establecido tolerancias dependiendo del nivel

de voltaje, así para 230kV se permite una tolerancia de +/- 5% y para 138kV +/- 10%,

para poder mantener estas tolerancias, es necesario controlar el flujo de potencia

reactiva del sistema, provista por las unidades generadoras o compensadores ya sean

capacitores o reactores, de tal suerte de proveer o absorber potencia reactiva

dependiendo del caso en análisis.

Considerando los aspectos anteriores, en el PowerWorld, se ha ingresado todo el

sistema eléctrico ecuatoriano, en base a los datos del capítulo anterior[3]. El despacho

de las diferentes centrales eléctricas del país, bajo la forma actual de operar no es

económica, puesto que no considera directamente los rendimientos de cada una de las

máquinas, sino que son operadas de acuerdo a condiciones restrictivas del sistema y en

base a despachos anteriores, por lo cual el costo de operación de todo el sistema no

necesariamente es el menor posible.

Debido a que la simulación en esta parte, no se trata de una operación en

despacho económico, no importan las curvas de entrada - salida de las máquinas

generadoras, por lo tanto la simulación se la realizará tomando en cuenta los resultados

de una operación real para un determinado día, de allí que se han ingresado las

diferentes centrales del país que actualmente están operando y se ha simulado la

operación del sistema en base a las curvas de carga para cada una de las empresas

eléctricas del país, establecidas en el capítulo anterior, estas curvas pueden ser revisadas

en los anexos correspondientes. Para lograr el ingreso de nuevas unidades de generación

o el cambio del valor de la generación de alguna máquina existente en el sistema, se ha

creado un archivo SCRIPT, el mismo que va ingresando los valores de generación o

cambios de los diferentes elementos del sistema de tal manera de abastecer a la carga

Fernando Chamorro

68

del sistema en todo instante sin descuidar los límites permitidos para voltajes, y los de

las máquinas de todo el S.N.I.

La generación de cada una de las centrales tanto de INECEL como de las

empresas eléctricas se la ha fijado de acuerdo a los resultados de la operación en tiempo

real, para cada hora de tal suerte de cumplir la demanda de esa hora.

Para la simulación en esta parte, se ha tomado como referencia el día 19 de

Mayo de 1998 [9], el mismo que de acuerdo a las características hidrológicas,

correspondería a una operación típica de un período lluvioso, estos datos han sido

tomados directamente de la base de datos del CENACE, en donde se registran todos los

datos técnicos del sistema, para cada hora de la operación del S.N.I, así como también

las principales novedades del S.N.I y de las Empresas Eléctricas, toda esta información

es tomada desde el sistema SPIDER para luego ser procesados y archivados, En el

anexo #8 se puede revisar la información del archivo para el día que se ha tomado como

ejemplo.

Los resultados de la simulación se estudian cada hora y en el pico de demanda,

con la ayuda de un archivo SCRIPT, eí cual permite además pausar la simulación

automáticamente cada hora, pausa que es aprovechada para revisar los niveles de

voltaje en cada una de las barras, la sobrecarga por las L/T y transformadores del

sistema.

Para la simulación del sistema en estas condiciones, hay que revisar que la

bandera de E.B(Despacho Económico) no este activada, pues si se lo hace con esta

bandera activada, en la simulación todas las variaciones de carga, serán asimiladas por

la barra oscilante, esto será posible hasta no sobrepasar los límites establecidos por la

curva de capacidad del generador asociada a la barra oscilante, cuando se sobrepasa

este límite se produce un colapso del sistema.

A continuación se presenta el resultado del despacho de las unidades

generadoras, del sistema en estudio solo para la hora pico. El interesado puede revisar

el archivo SNILLUV.pwb para visualizar todos los resultados de la simulación, en

cualquier instante.

Fernando Chamorro

69

Number88

689899082192053

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135.869.1

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Fernando Chamorro

70

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0.9

olt (kV)67.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.50

141.90240.60240.90135.8069.0023.00

133.00120.0068.00

142.1069.00

136.000.000.000.00

135.10219.70

69.2066.6066.40

227.9046.0

133.9136.7221.7226.969.5

143.768.946.1

138.3222.0133.246.2

135.569.045.767.9

137.1226.4133.2218369.0

134.069.014.213.5

nglo (Deg)-24.49

2.742.742.742.740.000.592.092.092.090.59

-2.76-4.38-4.80

-22.54

-24.72-35.50-32.53-37.83-42.23

-18.49-19.47-21 .3790.0090.0090,00

-29.06-25.40-32.59-31.43-20.00

-16.60

-35.7-32.0-27.1-25.4-26.6-28.7-26.5-28.1-37.0-29.3-26.5-32.6-34.8-23.4-26.4-33.9-20.2-1S.O-19.0-20.7-19.8-23.5-33 ?-33.3-23.1-26.4

WLoad44.40

65.5020.50

74.80

7.80

25.3010.7039.10

83.7

42.4

28.161.8

48.9

11.524.243.8

72.2

13.3

var Load13.50

17.808.40

23.90

1.90

7.003.406.50

34.5

11.7

9.720.0

9.9

2.01.6

10.7

28.9

4.4

WGen

100.00100.00100.00100.0050.20

90.00115.00115.00115.0090.00

0.00O.QO

15.00

0.0

0.0

12.9

25.00.0

var Gen

26.7026.7026.7026.7023.10

30.8033.5033.5033.5030.80

0.00

0.00

4.00

0.00

0.00

6.40

13.60

0.00

Fernando Chamorro

71

Number36

632

1657071

765

ÑameV-1NEC-3V-TRIN-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME

PU Volt1.000.961.000.990.981.02

Volt (kV)13.8013.3069.3045.50

135.3014.10

Angle (Deg)-20.67-20.75-25.92-35.07-30.84-19.98

WIW Load

162.20

[Vivar Load

52.30

MWGen72.000.00

25.00

fiflvar Gen21.60

0.00

5.10

Para considerar el período de estiaje se ha tomado el día 10 de Octubre de

1997 [9], en el cual las condiciones hidrológicas son adversas para un despacho óptimo

de las centrales hidroeléctricas, es decir que estas están operando a media o mínima

capacidad. Al igual que en el caso anterior, en base a los resultados operativos para este

día se ha desarrollado un archivo SCRIPT, para lograr la simulación de la operación de

este día. Bajo estas condiciones y las recomendaciones de la sección anterior se ha

simulado el sistema, lográndose los siguientes resultados para la hora pico. En el anexo

#8 se puede revisar la información del archivo para el día que se ha tomado como

ejemplo.

A continuación se presenta el resultado del despacho para la hora pico

únicamente. El interesado puede revisar el archivo SNISECO.pwb para visualizar los

resultados de la simulación, en cada instante.

Number88

689

89

90

82

19

20

53

130

638

73845

670

649

628

131

115

39

729

52

54

MameAGOYA138AGOYANAGOYANAMBAT-BAAMBAT138BABAH138BABAHOYOC.T.ESMECEDEG138CONS-EQLCONS-EQTCUENC138CUENCACUMBA13.ECUAP-SDECUAP-SEEMEL-SALEMELG-DDEQUIL-69EQUIL138ESMER138ESMÉRALO

PUVoft1.071.041.041.061.060.991.00

1.051.040.000.001.031.041.031.051.05

1.010.951.031.051.071.01

Volt (kV)148.30

14.4014.4073.10

145.70136.5068.8014.50

143.000.000.00

142.1071.8047.4014.5014.5069.80656071.30

145.50147.2069.80

Angle (Deg)-10.21

-5.39-5.39

-16.27-13.04-19.38-21 .35

-4.67-16.8990.0090.00-8.57

-10.36-25.69-17.82-12.70-16.8?-27.51-14.99-13.81

-8.93-10.90

MW Load

44.00

35.00

9.10

100,20

339.9050.40

34.50

[Vivar Load

13.80

10.40

3.50

29.60

108.1018.20

12.10

MWGen

61.0061.003.50

118.00

0.000.00

51.3018.0022.0032.00

3.50

[Vivar Gen

14.7014.70-1.00

18.90

0.000.00

45.6010.0043.7031.70

5.00

Fernando Chamorro

72

Number12311331731

831

931

10311131600

700

829

929

37

627

64

764

664

665

970

87072

73

112

77

7879

74

1514

21

22

148

622

118

18

16

1

77

12

2

2

2

60

90

80

70

90

80

70

60

30

4

4

10

10

ame-ALT1-1-ALTI-2-EMEL-1-EMEL-2-EMEL-3-EMEL-5-EMEL-6-EQiL-2-EQIL-2-EQIL-3-EQIL-3-INEC-4-PASCUA-S.ROSA-S.ROSA-S.ROSA

GPVG-EMEUAL-HER

GUAN+CHlGUANG138GUANGOPOGUARA-BABARR-BABARR138BARRABALATAC138OJAOJA-138

MACHA138MACHALA1MANTAMÉXICOMILAG-BYM1LAG138M1LAG230MILAGRONAYON13.PAPA-ALTPASCU138PASCU230PASCUALSPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE138PAUTE230PAUTE230POLIC138POLICENTPOMA-BAPOMAS138

U Volt1.031.001.011.051.011.031.031.051.051.051.050.99

0.000.971.050.971.021.021.051.011.010.980.990.990.931.050.950.991.010.970.981.041.021.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

0.9

1.0

1.01.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

0.9

olt (kV)14.2013.8014.0014.5014.0014.2014.2014.5014.5014.5014.50

13.600.00

13.4014.5013.4014.0047.0048.30

138.906.60

67.8068.60

137.1032.20

145.1065.70

136.70139.9067.067.7014.3

140.2143.5232.670.647.4

141.5143.3229.265.614.514.314.514.314.514.514.514.514.514.5

143.0243.5244.3139.968.9230

136.5

ngle (Deg)-16.05-14.62-16.82-12.49-16.82-14.86-14.86-12.15-12.15

-9.75-7.03

-16.8090.00

-22.81-18.87-22.81-16.09-22.98-23.97-23.62-20.60-18.00-28.57-25.80-28.80-15.92-14.50-13.04-24.39-26.2-34.25-23.52-17.2-19.5-13.2-15.8-25.1-22.9-16.7-15.6-27.5

0.5

-4.6-0.0-4.60.0

-0.1-0.1-1.00.4

0.4

-4.6-5.8-5.4

-19.2C-22.6Í-28. 2f-25.6'

WLoad

13.20

9.6018.20

16.40

31.60

68.0036.50

75.0

1.4

41.3

)

3 61.05 19.11

var Load

-2.40

3.306.40

5.50

9.10

24.6011.40

33.7

-0.8

12.5

16.67.8

WGen10.0020.00

0.0017.000.00

10.0010.0039.0039.0024.0040.00

0.000.000.00

15.000.000.00

21.6012.50

24.20

0.00

8.50

7.9019.5010.0

4.0

20.0

95.00.0

85.00.0

85.490.090.075.0

100.0100.0

var Gen13.10-5.900.009.000.005.305.30

13.3013.30

-0.600.900.000.000.00

17.600.000.00

5.007.80

0.00

0.00

3.00

7.0011.0015.00

-5.009.60

18.100.00

17.200.00

17.3017.2017.2015.9018.2018.20

Fernando Chamorro

73

Nurnber47

48

29

30

80681

81

45

44

46

41

87

86

63

62

50

149

49

51

26

28

59

585755

56343

60

83

84

8

3

3

3

9

9

63

3

3

63

16

7

7

76

ameORTO138ORTOVIEOSOR138OSORJA9UCAR138UCARA

PUCARÁQUEVE138QUEVE23QQUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DGO138S.DGO230S.DG0230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138S.ROS230S/E19-ALS/E19-BASAL1T138SALITR69SROS-MOVTOTOR-BATOTOR138TOTOR230TRIN1138TR1N1230TR1N1T69TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-INEC-2V-lNEC-3V-TRIN-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME

U Volt0.941.001.051.001.071.051.051.020.990.991.011.01

1.031.000.991.001,001.011.021.101.000.991.020.990.991,001.0

1.0

1,021,0

1.01.0

0.9

0.9

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

1.0

0.91.0

1.0

1.01.0

olt(kV)130.2068.70

145.2068.70

147.7014.5014.50

141.20228.50

68.6069.8069.50

236.9046.00

137.30138.10230.60231.6070.40

151.8069.3045.70

141.10227.70136.6045.8

140.069.946.772.4

145.9235.7136.9225.2

70.4138.468.814.213.813.813.770.146.2

138.814.1

ngle (Deg)-29.46-32.67-14.71-15.58-13.00-8.24-8.24

-22.70-19.77-25.70-24.72-16.55-13.37-28.50-25.17-17.88-19.84-19.06-19.22-16.02-15.38-29.62-22.81-20.09-25.72-27.65-16.6-16.8-26.8-14.4-12.7-14.7-18.1

-16.9-21.8-25.9-25.9-13.7-10.8-10.9-18.1-16.0-28.4-23.7-9.0

MW Load

69.60

7.30

23.6010.0036.30

78.00

39.50

26.2057.50

45.60

10.7022.640.7

67.3

12.4

151.1

Ylvar Load

22.20

1.80

6.503.206.00

32.20

10.90

9.0018.60

9.20

1.801.4

10.00

26.9

4.1

48.7

MWGen

35.0035.00

11.00

4.00

6.60

12.623.074.073.0

0.0

30.0

Vivar Gen

14.5014.50

-4.00

1,00

-3.00

7.008.20

12.80

12.700.00

2.80

La simulación de los archivos anteriores, permite comprender como se comporta

el sistema eléctrico ecuatoriano durante todo un día de operación, y como van

ingresando las diferentes unidades generadoras para mantener funcionando al sistema

adecuadamente. Los archivos Script, íaciliían enormemente el funcionamiento de los

archivos principales, para lograr la simulación, puesto que permiten ver el

Fernando Chamorro

funcionamiento de todo el sistema en forma continua. Los comandos de los dos

archivos Script desarrollados en esta parte se muestran en el Anexo #10.

Un aspecto importante que se nota al realizar la simulación del sistema es que a

partir de las 3:00 AM aproximadamente, la variación de la carga de todo el sistema es

mínima, casi nula, por lo cual el sistema, en este período, se comporta como un sistema

de carga fija, esto sucede así hasta las 5:00 AM, hora a partir de la cual el sistema sufre

una variación de carga considerable como es lógico; este mismo comportamiento

también se presenta en el intervalo comprendido entre las 6:OOAM y 7:OOAM, luego de

lo cual el sistema sufre un constante aumento de carga.

A partir de las 6:OOPM el incremento de la carga es bastante acelerado, a partir

de esta hora prácticamente comienza el período de demanda máxima, el cual dura hasta

aproximadamente las 9:00 PM, hora a partir de la cual la carga comienza a sufrir una

disminución acentuada. El pico de demanda aproximadamente se presenta a las

19:30PM.

En operación normal típica, la Línea de Transmisión Sto. Domingo Sta. Rosa es

por la que menos flujo de potencia se transmite, sin embargo cuando no se provee de

los reactivos a las zona de Costa, por la salida de unidades en la misma, el flujo por la

anterior L/T aumenta considerablemente.

La generación en la parte de Guayaquil, es bastante controlada, de tal manera de

no permitir una sobre carga del transformador 138/69kV en la S/E Salitral, puesto que

cuando esto sucede han existido problemas de seccionamiento de las cargas

alimentadas desde este elemento.

El PowerWorld, mediante la opción E.P(Despacho Económico), permite

simular sistemas de potencia realizando automáticamente un despacho económico,

observándose directamente como cada máquina toma una determinada cantidad de

carga del sistema, conforme la carga varía de acuerdo a la curva de carga de c/u de las

barras del sistema. El PowerWorld realiza el despacho económico en función del

rendimiento de cada una de las máquinas, determinado por la curva entrada - salida de

cada unidad generadora para el caso de las máquinas térmicas, para las centrales

Fernando Chanwtro

75

hidroeléctricas, se puede encontrar un equivalente térmico en base al caudal y niveles

del embalse de cada central.

La idea de realizar el despacho económico de un sistema eléctrico de potencia,

consiste básicamente, en igualar los costos increméntales de cada una de las máquinas

de un sistema, para lo cual partiendo de la función de Entrada - Salida [15], de una

máquina, definida como :

F( P )= a + b.P + c.P2 + d.P3 [ MBTU/h ], donde P - potencia de salida de la máquina.

Si multiplicamos esta ecuación por el costo de combustible de la máquina

( $ / MBTU ), se define la función de costo para cada una de las unidades generadoras;

derivando la misma respecto de la potencia, se define el costo incremental, es decir:

- = b + 2c. P + 3c¡. P2 = Á.[$ i MWti]dP

Se entiende por costo incremental, como el costo que implica, a una máquina

incrementar su generación en 1 MW.

Para que una máquina este operando en despacho económico, es necesario que

el costo incremental de cada máquina (A,) sea igual entre sí, esto se cumple para una

determinada potencia de generación de cada una de las máquinas de un sistema, sin

embargo como ya se explicó en el capítulo #2, cuando se tienen funciones entrada -

salida lineales de las máquinas esto no es posible.

La determinación adecuada de la curva de entrada - salida de las máquinas de un

sistema eléctrico, para poder realizar consideraciones de despacho económico, es

primordial, de allí que en esta parte se explica la forma en que se han obtenido estas

curvas, para las diferentes unidades de generación del país, así como también el costos

de combustible de estas.

En lo que se refiere a las curvas de entrada - salida, se solicitó por parte del

CENACE a las diferentes centrales de] país, tanto de ÍNECEL como de las Empresas

Eléctricas los datos de consumo específico de sus unidades para diferentes potencias de

generación, para luego de acuerdo a los datos enviados realizar una extrapolación de

femando Chamorro

76

estos y obtener curvas tanto lineales corno de segundo orden, en el Anexo #9 se

muestran estos datos y las curvas resultantes [9].

Para el caso de las unidades de las que no se tienen datos directos para encontrar

estas curvas, se ha procedido a realizar aproximaciones de su rendimiento, partiendo de

datos de rendimientos puntuales, específicamente para la potencia máxima, registrados

en años anteriores para cada una de las máquinas, en vista de que para trazar una curva

es necesario tener por lo menos dos puntos, este otro punto se lo obtiene sacando el

10% del rendimiento y de la potencia máxima de las diferentes unidades generadoras,

obteniéndose para este caso únicamente curvas lineales, en el Anexo #9 se da a conocer

estos datos y las curvas de entrada - salida resultante [9].

En lo que se refiere al costo de combustible, de las centrales de generación, a

este costo se le ha cargado también, los costos variables, costos fijos, costos de

lubricantes, etc., esto se lo hace considerando un porcentaje adecuado de acuerdo a

datos registrados en años anteriores, estos porcentajes son declarados por las propias

empresas de generación y distribución, en el Anexo #10 se muestra un resumen de las

centrales térmicas con las constantes de las curvas entrada - salida, asi como también el

costo de combustible para cada una de ellas [9],

Para las centrales hidroeléctricas, el problema fundamental de encontrar un

equivalente térmico de estas, esta relacionado con su embalse y el caudal de la central,

como se explicó en la sección 4.4. De todas formas, para este caso se ha tomado un

costo del agua, comparable con una de las unidades térmicas mas económicas, tanto

para la época lluviosa como para la época seca. Para el caso de unidades hidráulicas

pequeñas y centrales de paso, se ha considerado su generación fija para la simulación.

Para el caso de la Central Paute se ha reducido su potencia máxima de entrega a

600MW en la hora pico, para el caso de la época seca.

Para la simulación en esta parte se tomo las curvas entrada - salida de orden dos,

para el caso de las centrales que estas estén definidas y lineales para las demás. Las

unidades de generación consideradas, son las principales existentes en todo el Sistema

Eléctrico Ecuatoriano agrupadas por central de generación o por marca para el caso de

unidades de potencias de salida pequeñas.

Fernando Chamorro

77

En base de las consideraciones anteriores, se ha realizado la simulación, de

acuerdo a las curvas de carga, establecidas en la sección anterior, de tal manera que la

carga del sistema varia instantáneamente, conforme cambia el tiempo de simulación. El

sistema es simulado tomando como referencia el mismo día seleccionado en la sección

anterior. Para la simulación en esta parte, todos los generadores considerados deben

tener activado la opción AGC, también se debe activar la opción AVR, para que el

programa permita mantener los voltajes dentro de los límites establecidos, así mismo es

necesario activar el control automático de los transformadores ( LTC ) y el control de

capacitores o reactores. Bajo este tipo de simulación se puede ver como cada generador

va tomando carga, es decir va variando su generación de acuerdo a como varíe la curva

de carga del sistema y de sus características de consumo específico.

Para permitir que el archivo principal funcionen automáticamente,

sobrellevando las restricciones de la red de transmisión, este tiene asociado un Script

de tal manera de que el usuario no tenga que realizar manualmente ninguna variación a

los sistemas para poderlos mantener funcionando adecuadamente, este archivo Script

además permite pausar a la simulación cada hora de tal manera de poder facilitar la

revisión de las diferentes condiciones de los sistemas; los comandos de este archivo se

muestran a continuación.O 01:00:OOSIMCJLATIONPAUSE-5O 02:00:00 GEN 89 H OPENO 02:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 04:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 05:00:00 GEN 89 H GLOSEO 05:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 06:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 07:00:00 GEN 89 HMW 75O 07:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 08:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 09:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 10:00:00 SÍMULATION PAUSE -5Ü 10:00:06 GEN 600 GMWDELTA 39.00O 10:00:06 GEN 700 GMWDELTA 39.00O 11:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 12:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 13:00:00 SÍMULATION PAUSE-5O 14:00:00 SÍMULATION PAUSE -5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:10:00 GEN 92 H GLOSEO 17:10:00 GEN 92 HMWDELTA 13.00O 18:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 18:00:00 GEN 81 H GLOSEO 18:00:00 GEN 681 H GLOSEO 18:10:00 SIMULATION SPEED 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE-5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 20:00:00 GEN 700 G OPEN

Fernando Chamorro

78

O 21:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 GEN 92 HOPENO 22:00:00 GEN 81IIOPENO 22:00:00 GEN 681 H OPENO 23:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 23:00:00 GEN 600 G OPEN

Seguidamente se presentan los resultados de la simulación para la época

lluviosa, únicamente en la hora pico, en los resultados se puede apreciar ios factores de

nodo que para este caso, se han determinado tomando como referencia la barra # 1. El

interesado puede revisar los archivos DESNILLUV.pwb para revisar los resultados de la

simulación en esta época hidrológica.

Wumber

88

689

89

90

82

19

20

53130

4

5

670

649

628

131

115

39

729

52

54

12311331731

831

931

10311131600

700

829

929

37

627

64

76

66

66

9787

7

7

ÑameGOYA138GOYANGOYANMBAT-BAMBAT138ABAH138ABAHOYO-T.ESMEEDEG138

CUENC138CUENCACUMBA13.ECUAP-SDECUAP-SEEMEL-SALEMELG-DDEQUIL-69EQU1L138ESMER138ESMÉRALOG-ALT1-1G-ALTI-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQIL-2G-EQIL-3G-EQIL-3G-lNEC-4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSAG-S.ROSAGPVG-EMEGUAL-HERGUAN+CHIGUANG138GUANGOPO

PU Volt1.0040.9720.9790.9890.9840.9390.9981.0500.9921.0141.0330.9891.0501.0501.0050.9681.0301.017

1.0541.000

,_ 1.0301.0001.0501.0501.0501.0301.0301.0501.0501.051.050.981.050.951.021.021.000.961.000.940.95

Volt (kV)138.60013.40013.50068.300

135.800129.50068.80014.500

136.900139.90071 .30045.50014.50014.50069.40066.80071 .000

140.300145.40069.00014.20013.80014.50014.50014.50014.20014.20014.50014.50014.5014.5013.5014.5013.1014.1014.1013.9044.5046.00

130.306.30

Angle (Deg)-15.230

-8.440-8.490

-23.190-19.330-27.270-29.630-28.160-28.450-11.370-13,980-32.460-31.100-35.760-33.660-36.620-31 .860-29.270-30.350-32.760-32.670-33.110-32.540-32.380-32.540-32.680-32.680-29.020-29.020-29.27-29.27-33.65-31.54-30.25-30.47-30.47-33.44-37.90-34.18-34.20-31 .38

MW Load

47.300

37.700

9.700

107.700

365.00054.100

37.100

14.20

iflvar Load

14.800

11.200

3.800

31.800

116.10019.500

13.000

-2.60

MWGen

75.00075.0005.000

60.000

38.00040.000

0.0000.000

0.00012.8005.0005.0005.0005.0005.0005.000

39.0039.000.000.000.00

30.0010.0010.0010.000.005.00

12.80

20.00

Rflvar Gen

15.00020.0004.000

34.500

62.00018.00084.80037.400

. 7.00018.400-2.60011.40010.00011.4007.2007.200

16.5016.50010.7010.700.00

29.907.10

24.0024.000.005.009.00

3.00

ctor.Nodo1.0311.012

1.0121.0841.073

1.1311.1371.1291.1191.0691.0701.1901.1641.1821.1431.1751.1171.119

1.1291.1291.1431.1431.1431.1431.1431.1431.1431.1161.1161.1191.1191.1431.1711.1681.1661.1661.1401.2051.1951.1921.189„.

Fernando Chamorro

79

Number11277

78

79

74

15

14

2122

148

118

18

16

17

770

122

25

24

27

601

901

801

701

1

7907

807

707

607

2

303

3

42

4

10

10

4

4

2

38

688

4

4

4

4

88

6

6

5

14

4t

2£i

j

ÑameUARA-BAARR-BAARR138ARRABA

-ATAC138OJA

OJA-138ACHA138ACHALA1ANTAILAG-BYILAG138ILAG230

MILAGROAYON13.APA-ALTASCU138ASCU230ASCUALSAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-AB

PAUTE-CAUTE-C

PAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE138PAUTE230PAUTE230POUC138POLICENTPOMA-BAPOMAS138PORT0138PORTOVIEPOSOR138POSORJA9PUCAR138PUCARÁPUCARÁQUEVE138QUEVE23QQUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DGO138S.DG0230S.DG0230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138

UVott0.9170.9970.9250.9930.9800.9510.9570.9071.0200.9190.9700.9730.9660.9790.9860.9650.994

0.9480.9681.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0501.0241.0411.0410.9730.9960.980.920.820.94

1.010.990.990.980.980.940.930.99

0.930.940.970.980.920.970.940.960.991.050.990.990.96

Volt (kV)63.20068.800

127.70034.300

135.20065.600

132.000125.20070.40063.400

133.900134.300222.30067.60045.300

133.200137.200218.00066.80014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.50014.500

141.300239.400239.40134.3068.7022.70

127.20114.4065.00

139.8068.70

137.9013.6013.60

130.70214.2068.8064.4065.20

224.2045.50

128.20134.40216.20222.1068.30

145.1068.7045.90

132.80

ngle (Deg)-25.260-40.200-36.750-40.490-23.680-20.690-18.390-40.840-44.160-55.260-24.760-32.800-19.940-23.100-33.950-33.510-28.330-24.800-36.620

0.0000.0000.0000.0000.000

-0.880-0.880-0.880-0.880-0.880-5.520-7.410-7.80

-30.59-33.79-40.03-36.78-45.98-51.28

-30.29-31.30-19.77-14.32-14.32-35.32-31.12-39.10-37.86-23.48-19.45-40.34-36.21-31.65-31.19-31.10-33.34-34.22-35.76-41.71-33.33

MW Load10.30019.600

17.600

33.900

73.10039.200

80.500

1.500

44.400

65.5020.50

74.80

7.80

25.3010.7039.10

83.70

42.40

28.1061.80

var Load3.6006.900

5.900

9.800

26.40012.200

36.200

-0.900

13.500

17.80

8.40

23.90

1.90

7.003.406.50

34.50

11.70

9.7020.00

MWGen

0.000

0.000

0.0005.000

0.00029.500

100.000100.000100.000100.000100.000114.700114.700114.700114.700114.700

35.0035.00

10.00

0.00

0.00

Mvar Gen

0.000

5.000

7.00019.000

8.00015.000

31 .00031 .00031.00031.00031.00039.40039.40039.40039.40039.400

15.0015.00

4.00

0.00

5.60

ctor.Nodo1.1301.2431.2331.2441.0981.1701.1681.3081.3231.6791.0871.1521.0781.0841.1941.1741.117

1.1111.1751.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0001.0011.0021.0031.1441.1481.2281.2171.4701.5251.1331.1341.0621.0491.0491.1831.1661.2021.1951.0841.0751.2231.2091.1651.1671.1641.1681.1821.1821.1951.172

Fernando Chamorro

80

•Jumber57

56

34

31

6083

84

85

32

33

38

91

92

631

35

36

632

165

70

71

765

ÑameS.ROS230S/E19-BASALIT138SALITR69SRQS-MQVTOTOR-BATOTOR138TOTOR230TRINI138TRINI230TRIN1T69TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-lNEC-2V-INEC-3V-TR1N-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME

PU Volt0.9360.9950.9801.0050.9540.9750.9850.9660.9500.9350.9860.9340.9991.0301.0001.0000.9501.0080.9450.9431.020

Volt (fcV)215.200

45.800135.30069.40043.90067.300

136.000222.200131.200215.10068.000

128.90068.90014.20013.80013.80013.10069.50043.500

130.10014.100

Angle (Deg)-30.300-39.270-30.730-33.650-38.270-20.990-18.790-21 .720-26.880-25.900-30.920-36.940-36.990-30.310-28.820-28.010-25.570-33.440-39.320-34.270-31 .080

WiW Load

48.900

11.50024.20043.800

72.200

13.300

162.200

fiflvar Load

9.900

2.0001.500

10.700

28.900

4.400

52.300

ñflWGen

13.00025.00060.00070.00030.000

10.000

Mvar Gen

7.00011.30016.50017.500-0.200

3.100

Fctor.Nodo1.161

1.2261.1411.1431.1851.0751.0681.0911.1201.1181.1281.2341.2341.1431.1421.1421.1191.1401.2091.1951.139

Para este caso se ha tomado como referencia los datos tomados en las secciones

anteriores para este período hidrológico. La simulación se la realiza de acuerdo a las

indicaciones de la sección anterior.

Para permitir que el archivo principal funcionen automáticamente,

sobrellevando las restricciones de la res de transmisión, este tiene asociado un Script de

tal manera de que el usuario no tenga que realizar manualmente ninguna variación a los

sistemas para poderlos mantener funcionando adecuadamente, este archivo scrpit

además permite pausar a la simulación cada hora de tal manera de poder facilitar la

revisión de las diferentes condiciones de los sistemas; los comandos de este archivo se

muestran a continuación.O 00:00:00 GEN 8IHOPENO 00:00:00 GEN 68IHOPENO 01:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 02:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 04:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 05:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 06:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 06:00:00 GEN 681HCLOSEO 07:00:00 SIMULATIQN PAUSE -5O 08:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 09:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 10:00:00 SIMULATION PAUSE -5O Il:00:OOSIMULA*nONPAUSE-5O 12:00:00 SIMULATION PAUSE-5

Fernando Chamorro

81

O 13:00:00 SIMULATION PAUSE -5Ü 14:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 18:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 18:00:06 GKN 81 TI CLOREO 18:00:00 (iKN 7 I CLOSÍiO 18:15:00 SIMULATION SPIíKD 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE'. -5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE -5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 21:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:06 GEN 81 H OPENO 22:00:00 GEN 7 1 OPENO 23:00:00 SIMULATION PAUSE -5

El interesado puede revisar el archivo DESNISEC.pwb para revisar la

simulación en cualquier instante, a continuación se presentan los resultados para la hora

pico, los factores de nodo están calculados tomando a la barra # 1 como referencia.

Number88

689

8990

82

19

20

53

130

4

5

670

649

628

131

115

39

729

52

5412311331731

831

93110311131600

700

829

929

37

627

64

764

ÑameAGOYA138AGOYANAGOYANAMBAT-BAAMBAT138BABAH138BABAHOYO

C.T.ESMECEDEG138CUENC138CUENCAGUMBA13.ECUAP-SDECUAP-SEEMEL-SALEMELG-DDEQUIL-69EQUIL138ESMER138ESMÉRALOG-ALTI-1G-ALTl-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQIL-2G-EQlL-3G-EQIL-3G-INEC-4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSA

PU Volt1.0320.9981.0051.0191.0120.9770.9961.0501.0171.0221.0401.0071.0501.0501.0100.9781.0331.0441.0611.0071.0301.0001.0501.0501.0501.0301.0301.0501.0501.0501.0500.9861.0500.9501.04

Volt (kV)142.40013.80013.90070.300

139.600134.80068.70014.500

140.400141.00071 .80046.30014.50014.50069.70067.50071.300

144.100146.40069.50014.20013.80014.50014.50014.50014.20014.20014.50014.50014.50014.50013.60014.50013.10014.400

ftngle (Deg)

-8.580-2.150-2.200

-16.040-12.390-19.310-21 .490-5.550

-15.430-10.710-12.870-23.490-20.170-22.410-16.930-17.570-15.110-1 1 .500-10.090-12.460-14.780-14.370-15.750-15.580-15.750-15.430-15.430-12.270-12.270-4.660-4.660

-16.920-2.330

-18.560-21.250

MW Load

47.300

37.600

9.700

107.500

365.00054.100

37.000

¡Vivar Load

14.800

11.200

3.800

31 .800

116.10019.500

13.000

MWGen

75.00075.0005.000

125.000

49.00040.000

0.0000.000

0,00027.90023,2005,3005.3005.3007.7007.700

39.00039.00040.00040.00

0.00090.0018.0010.00

Mvar Gen

15.00020.0004.000

27.700

60.40018.00067.80037.400

7.00014.900-4.90010.1008.800

10.1005.8005.800

14.10014.1004.3004.3000.000

37.1003.400

24.000

Fctor. Nodo1.0010.9880.9891.0451.0371.0751.0780.9641.0471.0591.0591.1321.0891.1071.0521.0521.0280.9960.9650.9651.0521.0521.0521.0521.0521.0521.0521.0281.0280.9950.9951.0521.0461.1011.102

Femando Chamorro

82

Number664665970870

7273

1127778797415142122

148622118181617

770122252427

601901801701

•

90807060

30

44

101044238

688

1344í.¿

886

Ñame-S.ROSAPVG-EMEUAL-HERUAN+CH!UANG138UANGOPOUARA-BA

BARR-BABARR138BARRABALATAC138OJAOJA-138

MACHA138MACHALA1MANTAMÉXICOMILAG-BYM1LAG138MILAG230MILAGRO

AYON13.APA-ALTASCU138

PASCU230PASCUALSPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE138PAUTE230PAUTE230POLIC138POLICENTPOMA-BAPOMAS138PORTO138PORTOVIEPOSOR138POSORJA9PUCAR138PUCARÁPUCARÁPVG-CONSQUEVE138QUEVE230QUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BA

U Volt1.0441.0140.9871.0190.9610.9600.9450.9960.9290.9981.0050.9690.9660.9131.0200.9871.020

1.0060.9921.000

1.0151.004

0.9871.0190.9800.9781.0501.021.0281.021.051.051.051.051.051.021.021.041.051.000.990.990.940.900.991.040.991.021.011.010.000.990.960.990.970.971.000.99

olt (kV)14.40014.00045.40046.900

132.7006.300

65.20068.700

128.20034.400

138.70066.900

133.300126.00070.40068.10014.100

138.900136.900229.900

70.00046.200

136.200140.600225.40067.50014.5014.2014.2014.2014.5014.5014.5014.5014.5014.20

141.80241 .40241.80138.5068.8023.00

130.40124.3068.90

143.6068.80

141.6013.9013.90

0.00137.00222.4068.9067.5067.10

230.4045.90

ngle (Deg)-21 .250-16.210-28.720-25.140-25.070-21.640-19.150-31 .800-28.390-32.080-15.960-19.870-17.620-26.770-30.000-38.770-30.000-16.990-19.430-12.500-15.450-24.920-24.170-15.320-13.870-17.560

0.000-5.500-5.50-5.50

0.001.231.231.231.23

-5.64-5.50-6.46-5.64

-16.59-18.46-30.37-27.28-31.95-36.04-12.48-13.43-12.55-7.38-7.3890.00

-23.29-19.72-26.72-25.59-17.48-13.68-30.67

MW Load

14.200

10.30019.600

17.600

33.900

73.00039.200

80.500

1.500

44.40

65.5020.50

74.70

7.80

25.3010.7038.90

83.80

var Load

-2.600

3.6006.900

5.900

9.800

26.40012.200

36.200

-0.900

13.500

17.808.40

23.90

1.90

7.003.406.40

34.50

MWGen10.0000.0005.000

12.800

25.000

0.000

0.000

1.80013.5000.000

0.00029,500

100.0000.0000.0000.000

100.00115.00115.00115.00115.00

0.00

35.0035.00

10.00

var Gen24.000

0.0005.0009.000

0.000

0.000

5.000

-1.30019.0000.000

8.00015.000

27.400.000.000.00

27.4029.8029.8029.8029.80

0.00

15.0015.00

4.0

ctor. Nodo1.1021.0431.1471.1371.1341.1251.091

1.1981.1861.199

1.0541.1551.1531.1631.1641.3461.1641.0391.0661.0361.0381.1361.1091.0451.0441.0521.0001.001

1.0011.0011.0000.9990.9990.9990.9991.0011.0011.0021.0011.0601.0611.1561.1471.2551.2741.0071.0081.0251.0151.0150.0001.0911.0841.0981.0961.0501.0441.151

Femando Chamorro

83

Number62

5014949

5126

28

59

58

57

55

56

34

31

60

83

84

85

32

33

38

91

92631

35

36

632

165

70

7

765

ÑameS.ALE138S.DGO138S.DG0230S.DGO230S.DOMINGS.ELE138S.ELENA

S.ROS-BAS.ROS138S.ROS230

S/E19-AL

S/E19-BA

SAL1T138

SAL1TR69SROS-MOVTOTOR-BATOTOR138

TOTOR230

TRÍNI138TRINI230TRINIT69

TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-íNEC-2V-INEC-3

V-TRIN-1VAP-GUAY

VICEN-BA

VICEN138

VPVG-EME

PU Volt

0.9520.9790.9760.9830.9961.075

0.995

0.9940.984

0.9580.947

0.9971.001

1.011

0.9761.003

1.013

0.994

0.971

0.9631.006

0.916

0.9941.030

1.000

1.000

0.9501.014

0.964

0.96

1.02

Volt (kV)

131.400135.100224.500226.000

68.700148.40068.700

45.700135.800220.300

130.700

45.900

138.200

69.70044.90069.200

139.800

228.600

134.000

221.40069.400

126.40068.60014.20013.800

13.80013.10070.00044.300

132.50014.100

Angle (Deg)

-26.740-19.100-19.790-20.170-20.770-20.920-22.410

-31 .970

-23.990-21.040

-27.380

-29.650

-15.920

-16.920-28.710-14.020-11.950-14.980

-12.640-13.140

-15.670-29.920

-32.030-13.590

-12.120-11.310-7.080

-16.210

-30.090-25.220

-9.150

1V1W Load

42.400

28.100

61 .800

49.000

11.500

24.20043.700

72.200

13.300

162.200

Wlvar Load

11.700

9.70020.000

9.900

2.0001.500

10.700

28.900

4.400

52.300

MWGen

0.000

0.000

0.00025.00060.00070.000

130.000

30.000

¡Vivar Gen

0.000

5.200

0.0009.000

12.80013.700

-23.000

3.200

:ctor. Nodo

1.140

1.088

1.084

1.0891.090

1.107

1.107

1.126

1.107

1.098

1.147

1.154

1.051

1.0521.118

1.038

1.033

1.052

1.040

1.040

1.042

1.211

1.2191.052

1.051

1.051

1.038

1.043

1.151

1.137

1.042

Es necesario hacer notar que en la época lluviosa, por ser la energía mas barata

en la Central Paute que la dotada por las centrales de EMELEC, en la zona de Salitral,

estas últimas no son despachadas y por tanto, hay una tendencia a alimentar toda la

carga de esta zona, a través del transformador de la S/E Salitral 138/69kV, el mismo

que opera cerca de su capacidad en un período comprendido desde las 8:OOAm

aproximadamente hasta 10:OOPM, razón por la cual, para vencer esta restricción de la

red se tiene que ingresar las unidades de Gonzalo Zevallos, aportando aproximadamente

100MW para lograr pasar el pico de demanda del sistema sin ningún problema. Un caso

similar se tiene en el transformador de la S/E Ambato, en donde el aporte de las

centrales hidráulicas de esta empresa deben estar en línea en la hora pico para no

sobrecargar al transformador de esta S/E, pero la sobrecarga de este transformador

también se debe a que para esta simulación no se ha tomado en cuenta la generación de

la Empresa Eléctrica Cotopaxi.

Fernando Chamorro

84

En el caso de la época seca, en lo que se refiere a la zona de Salitral, el

problema termina, puesto que debido a la disminución de la potencia de la Central

Paute, se despachan otras centrales mas caras, entre estas las de EMELEC y Gonzalo

Zevallos, por lo cual el transformador esta aliviado y se pasa la hora pico sin problemas.

Es preciso en esta parte mencionar que las curvas de carga de las diferentes empresas

eléctricas, mantienen la misma forma de las curvas tomadas para el período lluvioso,

pero han sido todas multiplicadas por un factor adecuado de tal manera de lograr las

condiciones de carga para el período seco.

Un aspecto importante que se puede ver al revisar las simulaciones de esta

sección, es el hecho de que el PowerWorld, no considera para la simulación, el tiempo

máximo que una unidad de generación puede estar en línea, puesto que en existen

algunas unidades como las de la Central Aníbal Santos, que pueden estar generando

únicamente 4 horas(utilizadas para el período de pico), pero que sin embargo el

PowerWorld no considera este aspecto y despacha las unidades de generación

considerando únicamente su eficiencia en función de su curva entra - salida y costo de

combustible.

De acuerdo a lo explicado en el capítulo anterior, en lo referente a la próxima

apertura del mercado eléctrico mayorista ecuatoriano, es necesario realizar los estudios

necesarios, de tal manera de establecer las condiciones en las que va ha funcionar el

MEM para de acuerdo a estas, realizar una simulación.

Primeramente para realizar la simulación en el PowerWorld, se ha realizado un

estudio del centro de carga del sistema ecuatoriano.

Para la determinación de la centro de carga, se ha aplicado el mismo criterio que

para determinar el centro de masa de un sistema, este procedimiento no puede ser el

mas preciso y correcto, sin embargo nos da una buena aproximación del sitio en el cual

puede encontrarse el centro de carga de un sistema.

Fernando Chamorro

85

De acuerdo al criterio del centro de masa de un sistema, es necesario establecer

una referencia en base de la cual se encuentran las posiciones de cada uno de los puntos

de masa, para luego determinar el centro de masa de acuerdo a la expresión:

Rí = - — — — - — - donde:M1 + M2 +.....»..+ Mn

Rt: Coordenada del centro de masa

Rn: Coordenada del cuerpo n

Mn: Masa del cuerpo n

La expresión anterior es aplicada para la determinación del centro de carga del

sistema eléctrico ecuatoriano, con la diferencia de que se colocarán para el estudio las

S/E de carga del S.N.I .

Primeramente en un mapa a escala del sistema eléctrico ecuatoriano, fijamos un

punto de referencia, para establecer los vectores posición de las S/E principales del

S.N.I, en las cuales está concentrada la carga de las distintas empresas de distribución.

El punto de referencia puede ser cualquiera y se ha tomado las S/E principales

del S.N.I tanto a 69kV como a 34.5kV .

En la figura #1, se muestra un mapa a escala del país con las diferentes S/E

principales del Ecuador, en base al cual se ha establecido el punto de referencia

indicado en este gráfico. En función de este punto de referencia, en la tabla #1, se

muestran las S/E tomadas en cuenta, con su respectiva carga para demanda máxima,

media y mínima, así como también el vector de posición de cada una de estas.

De acuerdo a los datos anteriores, se han establecido los resultados mostrados en

la tabla # 2, para las diferentes demandas.

Los puntos físicos de los resultados, se muestran en el mapa de la figura #1,

como vemos no corresponde a ninguna S/E, como se podría haber esperado, en realidad

el centro de carga difícilmente se encuentra en una S/E, sin embargo es necesario

colocar una barra física de alguna S/E, la barra de mercado, para establecer las

transacciones económicas entre los agentes.

Fernando Chamorro

86

S/ELojaCuencaMilagroBabahoyoMáchalaPascualesGuayaquilTrinitariaPosorjaSta. ElenaQuevedoPortoviejoMantaSto. DomingoEsmeraldasSta. RosaQuitoIbarraTulcánAmbatoTotorasGuarandaRiobambaTotal

Dem.Max(M\V)35.510266.934

74.2253.228571.77.730.534.277

41.641.238.1276154.248.613.551.342.810.536.7

1826.4

Dem.Media(MW)14.159.346

22.551

198.428847.84.118.419.249.426.922.425.6200.6118.128.25.7

28.228.83.216.5

1324.4

Oem.Mín(MW)13.242.339.518.838.1160.115841.64.517.916.342.422.618.823.5112.166.921.23.7

24.315.63.013.3

917,7

Posición (Km)200 Z2260 ¿29260 Z54294 Z56°150 Z34°240 Z64°228 ¿60°208 ¿58°170Z630

192 ¿85°374 ¿66°342 ¿80°344 Z86°464 Z64°566 Z75°492 Z58°504 ^57°578 ¿58°650 Z56°416 Z49°414 Z47°350Z510

376 Z46°

Tabla #1

Demanda MáximaDemanda MediaDemanda Mínima

332.2468 Z58.14

325.5856 Z58.69318.5808 Z59.22

Tabla Wl

Estudios anteriores realizados por INECEL, determinaron el centro de carga del

sistema eléctrico ecuatoriano en la mitad de la línea de transmisión entre las

subestaciones Pascuales y Quevedo, esto hace ver que la mayor carga del país esta

concentrada en esta zona del país, lo que corrobora los resultados encontrados mediante

el método anterior, ahora bien, si se realiza un estudio de como ha ido evolucionando la

carga de la zona de Pascuales con la de Quevedo, se puede ver que la primera ha tenido

Fernando Chamorro

87

un mayor crecimiento de carga, lo cual hace pensar en colocar la barra de mercado en la

parte de Guayaquil, además como ya se explicó en el capítulo anterior, las transacciones

económicas son independientes del lugar en donde se establezca la barra de mercado,

por lo tanto para los estudios siguientes se ha establecido la barra de mercado en la S/E

Pascuales a nivel de 230kV.

Una vez establecida la Barra de Mercado, ahora es necesario establecer los

factores de nodo de cada una de las barras tanto para los generadores como para los

distribuidores y grandes usuarios. En lo referente a los grandes usuarios, debido a que el

mercado eléctrico ecuatoriano esta por abrirse, aún no se tiene información confiable

sobre estos, por lo tanto los factores de nodo se establecen únicamente para las

empresas generadoras y distribuidoras. Para tal efecto es necesario realizar una

simulación continua(horaria), para establecer los factores de nodo tanto en las barras de

generación como en las de carga de todo el sistema de forma de poder realizar las

transacciones económicas cada hora de un día específico.

Es necesario aclarar que el CONELEC aun no establece las llamadas

FRONTERAS, que no es mas que definir hasta que parte de las instalaciones eléctricas

de todo el sistema eléctrico, pertenecerá a los diferentes agentes, inicialmente por

ejemplo se ha definido que para el caso de los generadores, estos pasarán a manejar el

generador propiamente dicho y el transformador elevador, por tanto el factor de nodo

con el cual participará el generador en el MEM, será el de la barra de alta del

transformador elevador, será en este nodo además en donde se tendrán que instalar los

diferentes equipos para medición de la energía entregada por un generador específico.

En lo referente a las empresas de distribución, igualmente se está estudiando las

fronteras, para identificar claramente los elementos que manejará una empresa

distribuidora y la empresa transmisora, en este caso se ha tomado la barra de entrega al

menor voltaje dentro de las S/E, principales del S.N.I. Todo este problema se presenta

básicamente debido a que cuando el sistema eléctrico ecuatoriano fue estructurado, este

fue concebido como un todo, pues el INECEL, era el único organismo que controlaba

todo este sistema.

Por otro lado es importante aclarar que para las últimas simulaciones., todas las

unidades de generación, poseen una curva de entrada - salida lineal [9], para serFernando Chamorro

despachadas, de tal forma de poder encontrar el despacho económico y la unidad

marginal, horariamente, factores esenciales dentro del funcionamiento del MEM

ecuatoriano.

El archivo principal tiene asociado un Script, te tal manera de considerar las

restricciones de la red de transmisión del S.N.I, además permite pausar

automáticamente al sistema cada hora para la revisión de resultados, los comandos de

este Script se muestran a continuación.

O 01:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 01:30:00 GEN 89HOPENO 01:30:00 GEN 36VMW50O 02:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 04:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 05:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 05:30:00 GEN 89 H GLOSEO 06:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 07:00:00 SIMULATTON PAUSE -5O 07:00:00 GEN 89 II MW 75O 08:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 08:00;00 GEN 35 V MW 70O 08:30:00 GEN 36 V MW 70O 09:00:00 SMULATION PAUSE -5O 10:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 10:25:00 GEN 600GAGCOO 10:25:00 GEN 600GMW30O 11:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 12:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 13:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 14:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:10:00 GEN 92 H GLOSEO 17:10:00 GEN 92HMWDELTA 13.00O 18:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 18:00:00 GEN 81 H GLOSEO 18:00:00 GEN 681H GLOSEO 18:10:00 SIMULATION SPEED 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE-5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 21 .-00:00 SIMULATION PAUSE -5O 21:30:00 GEN 8IHOPENO 21:30:OOGEN 681 HOPENO 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:00 GEN 92 HOPENO 22:30:00 GEN 35VMW50O 23:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 23:00:00 GEN 36 V MW 60O 23:30:00 GEN 600GOPEN

A continuación se presenta el resultado de la operación para la época lluviosa,

en la hora pico únicamente, el usuario puede revisar el archivo DESNlMEML.pwb,

para poder analizar la operación durante todo un día en este período hidrológico.

Fernando Chamorro

89

umber88

689

8990

82

1920

53

130

4

5

670

649628

131115

39

729

52

54

12311331731

831931

10311131600

700

829929

37

627

64

764

66

66

9787

77

11

7

7

7

7

1

1

2

2

14

11

1

11

77

12

ÑameGOYA138GOYANGOYANMBAT-BAMBAT138ABAH138ABAHOYO.T.ESMEEDEG138UENC138UENCAUMBA13.CUAP-SDCUAP-SEMEL-SALMELG-DDQUIL-69QU1L138SMER138SMERALD

G-ALTI-1G-ALTI-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQlL-2G-EQlL-3G-EQIL-3G-INEC4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSAG-S.ROSAGPVG-EMEGUAL-HERGUAN+CH1GUANG138GUANGOPOGUARA-BAIBARR-BAIBARR138[BARRABALATAC138LOJALOJA-138MACHA138MACHALA1MANTAMILAG-BYMILAG138MILAG230MILAGRONAYON13.PAPA-ALT

U Volt

1.010.970.980.990.990.931.001.050.991.011.030.991.051.051.000.971.03

1.011.061.001.031.001.051.051.051.031.031.051.051.051.050.981.05

0.9

1.0

1.0

1.00.91.0

0.9

0.9

0.9

1.0

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

1.0

0.9

0.9

0.9

0.90.9

0.90.9

Volt (kV)138.80

13.4013.5068.40

136.00128.8068.9014.50

136.30139.8071.2045.6014.5014.5069.3066.9070.80

140.00145.9069.2014.20

13.8014.5014.5014.5014.2014.2014.5014.5014.5014.50

13.514.513.114.214.213.944.646.1

130.66.3

62.268.9

127.931.8

135.665.5

131.9125.069.164.4

133.2133.9221.367.345.4

133.4

ngle (Deg)

-13.64-6.88-6.93

-21.55-17.70-28.02-30.40-14.66-29.94-11.46-14.06-30.12-28.39-37.34-37.31-38.29-36.82-30.79-19.03-21.43-36.92-36.75-36.18-36.03-36.18-36.32-36.32-34.62-36.82-30.79-30.79-37.2-33.2-27.9-28.2-28.2-36.8-35.5-31.8-31.7-28.2-24.2-37.8-34.3-38.1-21.7-20.7-18.4^2.4-45.7

-54.1-25.4-34.3-20.6-23.8-31.5-31.2

MW Load

47.30

37.60

9.70

107.50

365.0054.10

37.00

14.2

10.319.6

17.6

33.9

73.039.2

80.5

1.5

var Load

14.80

11.20

3.80

31.80

116.1019.50

13.00

-2.6

3.6

6.9

5.9

9.8

26.412.2

36.2

-0.9

MWGen

75.0075.005.00

119.90

38.0040.000.000.00

0.005.005.005.005.005.005.005.00

30.000.000.000.000.0

30.010.010.010.00.0

5.012.8

25.0

0.0

0.0

0.0

5.0

0.0

29.5

Mvar Gen

15.0020.00

4.00

33.30

62.0018.0085.9037.40

7.0018.90-2.2011.6010.2011.607.507.50

19.3018.7011.5011.50

0.0

29.66.8

24.024.0

0.05.09.0

2.4

0.0

5.0

8.0

19.0

8.0

15.0

.Nodo

0.90790.89070.89100.95520.94501.01781.02500.90191.01090.94810.94891.04331,01921.06711 .04561 ,07081 ,03611.00970.90250.90331 .04551 .04551 .04541 .04541.04541.04541.04541.03611 .03611 .00971.00971 .04561 .06561.02561.02311.02311 .03941 .05681.04781.04411 .04041 .00011.09051.08121.09120.96511.03911.03691.19321.20871 .49060.97591.04400.96480.97191.04701.0307

Fernando Chamorro

90

Number25

2427

601901801701

17

907807707607

2303

'.

4243

1031024748293080

681814544464878

665

14452255555336

8

8

8•:

¡

39-i

ÑameASCU138ASCU230ASCUALSAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-CAUTE-CAUTE-CAUTE-CAUTE-CAUTE138AUTE230AUTE230OLIC138OLICENTOMA-BAOMAS138ORTO138ORTOVIEOSOR138OSORJA9

PUCAR138PUCARÁPUCARÁQUEVE138QUEVE230QUEVEDOQUEVEDORlOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DG0138S.DGO230S.DGO230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138S.ROS230S/E19-ALS/E19-BASAUT138SAL1TR69SROS-MOV

TOTOR-BATOTOR138TOTOR230

TRIN1138TRINI230TRINIT69TULCAN13TULCAN69

U Volt0.99

0.940.971.051.051.051.05

1.051.051.051.051.051.051.021.041.040.971.000.990.920.840.961.011.001.000.990.990.960.931.000.940.930.90.90.90.90.90.90.91.01.01.00.90.90.91.00.91.00.9

0.9

0.9

0.9

0.90.90.90.91.0

olí (kV)136.60217.10

66.9014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.5014.50

141.20239.00239.10133.5069.1022.80

127.40116.1066.00

139.4069.00

138.2013.6013.60

131.90215.0068.7065.064.20

224.045.5

128.4133.1216.9221.967.7

145.068.745.9

133.0215.4127.645.8

134.569.343.9

67.4

136.2

222.5130.5214.0

67.8129.168.7

ngle (Deg)-29.82-25.83-38.28-0.09-0.09-0.09-0.090.00

-0.90-0.90-0.90-0.90-0.90-5.61-7.57-7.85

-32.11-35.40-37.74-34.50-45.19-50.32-31.82-32.83-18.02-12.59-12.59-34.77-30.63-38.48-37.2-22.3-18.2-38.0-33.9-27.4-30.6-28.3-29.1-35.7-37.3-39.4-31.0-28.0-34.6-36.9-33.2-37.2-35.9

-19.2

-17.1

-20.2

-28.7-27.3-32.7-34.5-34.6

MW Load

44.40

65.5020.50

74.80

7.80

25.3010.7039.00

83.8

42.4

28,161.8

49.0

11.524.2

43.8

72.2

13.3

var Load

13.50

17.808.40

23.90

1.90

7.003.406.40

34.5

11.7

9.720.0

9.9

2.01.5

10.7

28.9

4.4

MWGen

100.00100.00100.00100.00101.50115.00115.00115.00115.00115.00

35.0035.00

10.00

0.0

0.0

13.0

var Gen

31.9031.9031.9031.9032.1040.5040.5040.5040.5040.50

15.0015.00

.00

1.0

6.8

7.0

Nodo1 .00851.00001 .07080.88580.88580.88580.88580.88580.88620.88620.88620.88620.88620.88730.88850.88881 .03581.04171.07891.06881.30881 .35701.02251.02340.93490.92240.92241 .05631 .03971.07371.06790.95740.94851 .07441.06201.01741.04001.01921 .02051.06711 .06711 .05031.02921.01921.06961 .07681 .04201 .04561 .04080.9470

0.94120.96101.01551.01161.02751.08181.0820

Fernando Chamorro

91

Number631

3536

632165

70

71

765

MameV-EMEL-1V-INEC-2V-INEC-3V-TRIN-1VAP-GUAYVICEN-BAV1CEN138VPVG-EME

PU Volt1.031.001.000.951.010.950.941.02

VoIt(kV)14.2013.8013.8013.1069.6043.60

130.4014.10

Angle (Deg)-33.95-31.65-31.65-28.71-36.84-36.95-31.91-32.11

MW Load

162.20

Mvar Load

52.30

MWGen25.0070.0070.000.00

20.00

Mvar Gen11.7018.1018.100.00

3.70

F.Nodo1.04491 .04451.04451.01551 .03941.06031.04781.0385

De acuerdo a las consideraciones anteriores, se ha realizado la simulación de la

operación del S.N.I, para el período seco, en el cual la Central Paute sufre una notable

disminución de su capacidad.

El archivo principal tiene asociado un ScrSpí, para considerar las restricciones

de la red de transmisión y permitir la revisión de resultados cada hora, los comandos del

Script se muestran a continuación.

O 00:00:00 GEN 81HOPENO 00:00:00 GEN 681 HOPENO 01:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 02:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 03:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 04:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 05:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 06:00:00 S1MULATION PAUSE -5O 06:00:00 GEN 681 H GLOSEO 07:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 08:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 09:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 09:00:00 GEN 35 V ACiC IO 09:30:00 GEN 36 V AGC IO 10:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 11:00:0ü SIMULATION PAUSE -5O 12:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 13:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 14:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 15:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 16:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 17:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 18:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 18:00:00 GEN 7 1 GLOSEO 18:00:06 OKN 81HCLOSBO 18:10:00 SIMULATION SPEED 60O 19:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 19:30:00 SIMULATION PAUSE -5O 20:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 21:00:00 SIMULATION PAUSE-5O 22:00:00 SIMULATION PAUSE -5O 22:00:06 GEN 81II OPENO 22:00:00 GEN 7 1 OPENO 23:00:00 SIMULATION PAUSE -5

Fernando Chamorro

92

A continuación se presentan los resultados de la simulación únicamente para la

hora pico, el interesado puede revisar el archivo DESNIMEMS.pwd para poder analizar

la operación del S.N.I durante todo el día en este período hidrológico.

\lumber

88

689899082

316

192053

1304j

67064962813111530

7295254

12311331731831931

103113607082

923

626

766666978777

117777112

ameGOYA138GOYANGOYANMBAT-BAMBAT138AB-TABAH138ABAHOYOT.ESMEEDEG138UENC138UENCAUMBA13.CUAP-SDCUAP-SEMEL-SALMELG-DDQUIL-69

EQU1L138ESMER138ESMÉRALOG-ALTI-1G-ALTI-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQIL-2G-EQlL-2G-EQIL-3G-EQIL-3G-INEC-4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSAG-S.ROSAGPVG-EMEGUAL-HERGUAN-fCHIGUANG138GUANGOPOGUARA-BAIBARR-BAIBARR138IBARRABALATAC138LOJALOJA-138MACHA138

U Volt

1.051.021.021.041.030.990,981,001.051.031.021.041.031.051.051,010.991.031.051.07

1.011.031.001.051.051.051.031.031.0

1.01.01.00.91.00.91.01.01.0

1.01.00.90.90.91.00.90.9

1.00.90.90.9

olt(kV)145.0014.0014.1071.70

142.2013.70

135.6069.2014.50

142.70141.4071.8047.4014.5014.5070.0068.1071.40

145.50147.0069.7014.2013.8014.5014.5014.514.214.214.5

14.514.514.513.714.513.114.514.514.046.047.9

136.26.5

65.168.7

132.034.3

142.066.4

133.7133.8

ngle (Deg)-7.70

-1.49-1.53

-14.83-11.32-22.46-20.04-22.19

-4.18-15.75-10.60-12.76-18.98-18.78-22.04-12.80-19.49-10.96-11.81

-8.70-11.05-10.11-9.06-8.33-7.71-9.45-9.29-9.2-8.1

-8.1-5.0-5.0

-12.7-4.3

-16.4-16.9

-16.9-12.0-16.8

-20.5-22.1-18.9-18.6-28.5-25.3-28.8-14.2-19.7-17.4-27.0

WLoad

47.30

37.60

9.70

107.60

365.0054.10

37.00

14.2

10.319.6

17.6

33.9

var Load

14.80

11.20

3.80

31.80

116.1019.50

13.00

-2.6

3.66.9

5.9

9.8

WGen

75.0075.005.00

125.00

49.0040.00

0.000.00

0.0035.0034.0020.0020.0015.00

18.0018.0039.039.040.040.0

0.090.018.018.018.00.0

31.8

12.8

25.0

0.0

0.0

var Gen

15.0020.004.00

21.60

56.7017.7050.0037.40

7.0012.60-6.109.908.909.505.205.20

12.512.50.90.90.0

33.8-0.521.721.7

0.05.09.0

0.0

0.0

5.0

Nodo

0.95430.94860.94870.98630.98271.03121.02831 .03090.91251.00201.Q1311.01311.04641 .02221.05240.98501.01590.96230.95310.91290.91330.98470.98450.98450.98440.98460.98460.98460.96220.96220.95140.95140.98491 .00951 .02881.02901.02900.97671.04171.04521.04451.04081.02961.08931.08411.08980.99031.10401.10261.1307

Fernando Chamorro

93

Number22

346

347148118

181617

770122252427

601901801701

17

907807707607

¿303

34243

103102474238

688444488665

144522555tt

j'

6

ÑameACHALA1AN-T1AN-T2ANTAILAG-BYILAG138ILAG230ILAGROAYON13.APA-ALTASCU138ASCU230ASCUALSAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-ABAUTE-CAUTE-CAUTE-C

PAUTE-CPAUTE-CAUTE138

PAUTE230PAUTE230POLIC138PQLICENTPOMA-BAPOMAS138PORTO138PORTOVIEPOSOR138POSORJA9PUCAR138PUCARÁPUCARÁQUEVE138QUEVE230QUEVEDOQUEVEDORIOBA-69RIOBA230S.ALE-BAS.ALE138S.DGO138S.DG0230S.DG0230S.DOMINGS.ELE138S.ELENAS.ROS-BAS.ROS138S.ROS23QS/E19-ALS/E19-BASALIT138SALITR69SROS-MOV

U Volt1.021.021.071.001.011.021.011.021.031.011.041.000.991.031.051.051.031.051.051.031.051.051.031.031.061.061.021.001.000.90.91.01.01.01.01.01.01,0

1,01.01.00.91.01.00.90.91.01.01.01.01.00.91.00.90.91.01.01.01.0

olí (kV)70.2014.0014.8069.20

139.70141.20232.5070.4047.30

139.00143.00229.7068.1014.3014,5014.5014.3014.5014.5014.2014.5014.5014.20

142.60242.90243.10141.1069.0023.00

133.4

134.168.9

145.169.1

144.514.214.2

143.3229.969.170.867.0

233.245.9

134.3137.3232.0230.1

69.9149.268.745.7

138.6224.8133.645.8

140.470.045.8

ngle (Deg)-29.92-24.45-24.79-32.51-17.74-19.73-13.32-16.22-20.34-21.89-15.64-14.93-19.48-5.49-0.02-0.02-5.490.000.29

-6.550.290.29

-6.55-5.49-6.55-6.55

-17.13-19.23-27.8-24.8-28.4-31.3-12.7-13.7-11.2-6.2-6.2

-22.0-19.2-25.2-24.2-16.9-13.2-28.1-24.3-17.7-19.3-18.7-19.3-20.6-22.0-29.3-21.7-19.3

-24.9-27.1-14.1-12.7-26.2

MW Load73.10

39.20

80.50

1.50

44.40

65.5020.50

74.8

7.8

25.310.739.0

83.8

42.4

28,161.8

49.0

11.524.2

var Load26.40

12.20

36.20

-0.90

13.50

17.808.40

23.9

1.9

7.03.46.4

34.5

11.7

9.720.0

9.9

2.01.5

MWGen0.00

30.50

0.0029.50

0.00100.00100.00

0,00100.30115.00

0.00115.00115,00

0.00

35.035.0

10.0

0.0

1.6

¡Vivar Gen8.00

19,00

-5.0015.00

0.0021.7021.700.00

21.7024.60

0.0024.6024.60

0.00

15.015.0

-4.0

1.0

-0.5

.Nodo1.13611.11491.11551.14820.99461.02360.99140.99341.04501.03241.0001

1.00001.01590.95790.95730.95730.95790.95730.9572D.95810.95720.95720.95810.95790.95820.95811.01541.01601 .06621.06201.12291.12900.96390.96430.97050.96660.96661.02651.02391.02981.02870.99250.98951.06181.05671.02161.02401.02221 .02261.05261.05241.03851.03121.02651.06261.06560.98560.98491 .0352

Fernando Chamorro

94

Number83

84

85

32

33

38

91

92

631

35

36

632

165

70

71

765

ÑameTOTOR-BATOTOR138TOTOR230TRINI138TR1N1230TR1NIT69TULCAN13TULCAN69V-EMEL-1V-INEC-2V-INEC-3V-TR1N-1VAP-GUAYVICEN-BAVICEN138VPVG-EME

PUVoK1.021.031.011.000.981.030.941.001.031.001.001.001.02

0.990.991.02

Volt (kV)70.50

142.30232.30138.00226.50

71.30130.2068.7014.2013.8013.8013.8070.2045.40

136.0014.10

Angla (Deg)-12.94-10.94-14.14-16.68-15.84-19.21-26.77-28.76

-9.47-8.00-7.20

-16.68-12.07-25.28-22.31

-5.04

MW Load43.80

72.20

13.30

162.20

ftflvar Load10.70

28.90

4.40

52.30

MWGeri

0.0025.0060.0070.00

0.00

30.00

Mvar Gen

0.007.50

10.2011.100.00

2.40

F.Nodo0.98270.98070.99411.00651.00541.00951.10301.10650.98460.98440.98431.00650.97671.04921.04620.9759

Al revisar las simulaciones anteriores y comparar los resultados de estas con los

datos de los resultados de la operación real, se puede ver que no son exactamente los

mismos valores, debido principalmente a los distintos valores de los reactivos de la

carga del sistema, puesto que esta es distribuida con valores de acuerdo a las curvas de

carga, la cual es construida únicamente a base de la potencia activa que requiere el

sistema, por lo tanto las mismos porcentajes de variación que experimenta la potencia

activa en el PowerWorld serán aplicados a la potencia reactiva, lo cual en la práctica no

necesariamente es así. Sin embargo las tendencias si son las mismas para todas las

horas de simulación, lo cual es un indicativo de que los resultados provistos por el

PowerWorld, son suficientes para indicar el comportamiento del S.N.I, puesto que los

resultados de este programa son bastante semejantes a los de la operación real.

El PowerWorld, como otra de sus aplicaciones, tiene la opción de presentar un

cuadro de diálogo, en el cual muestra directamente, el costo incremental($/MWH) para

cada instante de la simulación, así como también el costo horario($/H) y el costo

total($) de la energía para cada instante de la simulación, además desde este mismo

cuadro de diálogo se puede revisar gráficas tales como la generación vs carga de todo el

sistema, pérdidas vs tiempo, ECA(Error de Control de Área) y Potencia intercambiada

con el área de control, cuando se tienen definidas áreas de interconexión.

El valor de las variables antes mencionadas no consideran las condiciones del

MEM, por lo tanto son valores referenciales del costo de la operación del sistemaFernando Chamorro

95

eléctrico que se esté simulando, sin embargo estos costos, serían una buena referencia

del valor de la operación en la forma actual de operación del S.N.I. Para poder acceder

hasta este display, se debe dar un clik con el botón derecho del mouse, sobre cualquier

parte vacía del display principal y seleccionar la opción Área Information Bialog.

Para considerar las transacciones de acuerdo a las condiciones del MEM, con

ayuda del PowerWorld, se llevan hasta una hoja electrónica toda la información

proveniente de la simulación cada hora, para determinar la unidad marginal y en base a

esto realizar las transacciones para generadores y distribuidores, tal como se explicó en

el capítulo anterior. Es preciso mencionar que para la determinación de la unidad

marginal, se tiene que ordenar el costo incremental de cada una de las unidades

generadoras, de tal manera de seleccionar la mas costosa, para el momento en el que se

desee realizar las transacciones económicas, pero se debe considerar que las unidades

generadoras no despachadas o aquellas que están en paralelo para cubrir restricciones

de la red, control de voltaje o que entran para cubrir la generación de alguna máquina

generadora que sale por alguna falla, no será considerada como unidad marginal. De

acuerdo a las aclaraciones anteriores, a continuación se presenta los resultados de las

transacciones económicas para la hora pico, tomando los resultados obtenidos para la

simulación tanto para el período lluvioso, como para el período seco de las secciones

anteriores.

PERIODO LLUVIOSONumber g Ñame [ MW g ID B IC($/MWH) 1 F.NQDO

54

54

54

17

15

1562851

15

15

15

649649282828

970

22

22

ESMÉRALO

ESMÉRALO

ESMÉRALO

MILAGRO

LOJA

LOJAECUAP-SES.DOMING

LOJA

LOJA

LOJA

ECUAP-SDECUAP-SDS.ELENAS.ELENAS.ELENAGUAL-HER

MACHALA1

MACHALA1

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.000.000.00

0.00

0.00

0.00

0.000.000.000.000.005.00

0.00

0.00

12

3

T

1

4DT

3

2

5

12123D

1

r¿

74.97

74.97

74.97

74.54

73.75

70.8072.5166.91

65.77

65.04

64.16

60.4260.4259.2059.2059.2057.02

64.5664.56

0.9033

0.9033

0.9033

0.97191.0391

1.03911.06711.0205

1.0391

1.0391

1.0391

1.01921.01921 .06711.06711.06711 .0568

1.20871.2087

COSTO de

MERCADO($/MWH)

82.9948

82.9948

82.9948

76.6921

70.9769

68.137867.951965.5627

63.296962.5944

61.7475

59.281659.281655.478655.478655.478653,9565

53.411053.4110

Fernando Chamorro

96

áumber

764

831

731

931

664

1031

1131

5

64

1331

148

148

627

829

1231

700

929

600148

1486313635

53765765

7373

73

7373

•

60

708090

•

60

70

80

90

68

8

9

77

68

8

86787

366

Ñame

-S.ROSA

-EMEL-2

-EMEL-1

-EMEL-3

-S.ROSA

-EMEL-5

-EMEL-6

UENCA

G-S.ROSA

G-ALTl-2

MANTA

MANTA

G-PASCUA

G-EQIL-3

G-ALTI-1

G-EQIL-2

G-EQIL-3

G-EQIL-2MANTA

MANTAV-EMEL-1V-INEC-3V-INEC-2

C.T.ESMEVPVG-EMEVPVG-EME

GUANGOPOGUANGOPO

GUANGOPO

GUANGOPOGUANGOPOPAUTE-AB

PAUTE-AB

PAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-C

PAUTE-C

PAUTE-C

PAUTE-C

PUCARÁ

PUCARÁ

AMBAT-BANAYON13.

AGOYAN

AGOYAN

RIOBA-69CUMBA13.GUAN+CH!CUENCACUENCAG-INEC-4GPVG-EME

[VIVA/

10.00

5.00

5.00

5.00

10.00

5.00

5.00

5.00

10.00

5.00

0.00

5.00

30.00

0.00

5.00

0.00

0.00

30.000.00

0.0025.0070.0070.00

119.890.00

20.00

5.005.00

5.00

5.05.00

101.5

100.0

100.0100.0100.0115.0115.0

115.0

115.0

115.0

35.0

35.0

5.0

29.5

75.0

75.0

10.040.012.810.023.0

0.00.0

ID

G

2

1

3

G

5

6

D

G

2

2

1

G

G

1

G

G

G

3i.

VVV

V•

2

DE

F

GH•

2j

H

IC(5/MWH)

51.43

49.15

49.15

49.15

47.79

46.89

46.89

42.24

43.52

44.28

62.64

59.98

38.53

36.48

37.36

35.85

34.74

34.3448.02

48.0230.8326.3126.24

20,1722.8022.80

19.7719.77

19.77

19.7719.7711.0

11.0

11.011.011.011.011.0

11.0

11.0

11.0

10.0

10.0

1.0

1.0

0.1

0.1

0.10.10.10.00.00.00.0

F.NODO

1.0231

1.0454

1.0454

1.0454

1 .0231

1.0454

1.0454

0.9489

1.0256

1.0455

1.4906

1.4906

1.0656

1.0097

1.0455

1.0361

1.0097

1.03611.4906

1.49061 .04491.04451.0445

0.90191 .03851.0385

1.04041.0404

1.0404

1.04041.04040.885

0.885

0.8850.8850.8850.8860.886

0.886

0.886

0.886

0.922

0.922

0.9551.047

0.890

0.891

0.9571.0431.0470.9480.9481.0451.039

Costo de Mercado(5/MWH)

50.2675

47.0177

47.0165

47.0165

46.7097

44.8535

44.8535

44.5163

42.4356

42.3532

42.0242

40.2396

36.1586

36.1299

35.7331

34.6023

34.4066

33.145132.2158

32.215829.504225.189925.1229

22.365021.953921 .9539

19.003119.0031

19.0031

19.003119.003112.4187

12.4178

12.417812,417812.417812.413112.4131

12.4131

12.4131

12.4131

10.8413

10.8413

1 .04690.9551

0.1123

0.1122

0.10440.09580.09540.06320.06320.00000.0000

Fernando Chamorro

Number

7992

632

Ñame

IBARRABATULCAN69V-TRIN-1

1V1W

0.0013.000.00

ID

HHV

IC($/MWH)

0.000.000.00

F.NODO

1.09121 .08201.0155

Costo de Mercado£$/MWH)

0.00000.00000.0000

Unidad Marginal

C.T ESMERALDAS : 22.3650($/MWH)

97

PERIODO LLUVIOSO

Jumber

#15

7

15

17

20

22

27

28

30

31

35

36

37

38

41

43

46

48

51

53

54

56

59

60

63

64

70

72

73

77

79

8

8

8

8

9

9

10

11

1112

Cosío de Mercado($/MWH): 22.36S j PAGO A ¡ COBRO A

ÑameAUTE-AB

UENCA

AUTE-C

OJA

MILAGRO

ABAHOYO

MACHALA1

ASCUALS

.ELENA

POSORJA9

SALITR69

V-INEC-2

V-INEC-3

G-INEG-4

TRINIT69

QUEVEDO

POLICENT

QUEVEDO

PORTOVIE

S.DOMING

C.T.ESME

ESMÉRALO

S/E19-BA

S.ROS-BA

SROS-MOV

S.ALE-BA

G-S.ROSA

VICEN-BA

GUANG138

GUANGOPO

IBARR-BA

BARRABA

PUCARÁ

TOTOR-BA

RlOBA-69

AGOYAN

AMBAT-BA

TULCAN69

POMA-BA

GUARA-BA

EMELG-DD

PAPA-ALT

MW Load I

107.50

33.90

80.50

37.60

73.00

44.40

28.10

7.80

11.50

72.20

10.70

65.50

25.30

74.80

42.40

37.00

49.00

61.80

24.20

83.80

162.20

14.20

19.60

17.60

43.8

39.0

47.3

13.3

20.5

10.3

54.1

1.5

MWGen101.50

38.00

115.00

0.00

0.00

0.00

0.00

70.00

70.00

0.00

0.00

119.90

0.00

10.00

25.00

0.00

35.0

10.0

75.0

5.0

13.0

Fctor.NodoJ Generadores ($) | Dístribuídores($)

0.8858

0.9489

0.8862

1.0391

0.9719

1 .0250

1.2087

1.0708

1.0671

1.0234

1.0456

1.0445

1 .0445

1.0456

1.0275

. 1 .0679

1.0417

1.0737

1 .3570

1.0205

0.9019

0.9033

1.0768

1.0503

1 .0408

1.0744

1.0256

1.0603

1.0441.0404

1.0905

1.0912

0.9224

0.947

0.957

0.891

0.955

1.082

1.078

1.000

1.070

1.030

2010.72

806.41

2279.18

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

1635.16

1635.16

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

2418.38

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

229.36

0.00

0.00

581.69

0.0

0.0

722.0

0.0

214.1

1494.5

106.8

314.5

0.0

0.0

0.0

0.0

0.00

2281.29

0.00

787.79

1749.86

861.91

1973.44

1063.29

670.61

178.52

268.92

0.00

0.00

0.00

1659.12

255.55

1526.05

607.55

2270.05

967.76

0.00

747.49

1180.01

1451.64

563.31

2013.63

0.00

3846.48

331 .59

0.00

478.00

429.54

0.00

927.64

835.10

0.00

1010.46

321.83

494.65

230.39

1295.59

34.58

Fernando Chamorro

98

# \0131

148

600

601

607

627

628

631

632

649

664

665

670

681

689

700

701

707

731

764

765

770

801

807

829

831

870

90

907

929

93

97

103

113

123

133

ÑameCEDEG138EMEL-SAL

MANTA

G-EQIL-2

PAUTE-AB

PAUTE-C

G-PASCUA

ECUAP-SE

V-EMEL-1

V-TRIN-1ECUAP-SD

G-S.ROSA

GPVG-EME

CUMBA13.

PUCARÁ

AGOYAN

G-EQIL-2

PAUTE-AB

PAUTE-C

G-EMEL-1

G-S.ROSAVPVG-EME

NAYON13.

PAUTE-AB

PAUTE-C

G-EQIL-3

G-EMEL-2

GUAN+CH!

PAUTE-AB

PAUTE-C

G-EQIL-3

G-EMEL-3

GUAL-HER

G-EMEL-5

G-EMEL-6

G-ALTI-1

G-ALTi-2

MW Load9.70

365.00

39.20

MWGen

5.00

30.00

100.00

115.00

30.00

0.00

25.00

0.00

0.00

10.00

0.00

40.00

35.00

75.00

0.00

100.00

115.00

5.00

10.00

20.00

29,50100.00

115.00

0.00

5.00

12.80

100.00

115.00

0.00

5.0

5.0

5.0

5.0

5.0

5.0

Fctor.Nodo

1.0109

1.0456

1.4906

1.0361

0.8858

0.8862

1.06561.0671

1.0449

1.0155

1.0192

1.0231

1.0394

1.0433

0.9224

0.89071.0361

0.8858

0.8862

1.0454

1.0231

1.0385

1.0470

0.8858

0.8862

1.0097

1.0454

1.0478

0.8858

0.8862

1.0097

1.0454

1.0568

1.0454

1.0454

1.0455

1.045S

Generadores($)0.00

0.00

166.68

695.14

1981.14

2279.18

714.95

0.00

584.25

0.00

0.00

228.82

0.00

933.36

722.03

1494.07

0.00

1981.14

2279.18

116.90

228.82

464.54

690.791981.14

2279.18

0.00

116.90

299.95

1981.14

2279.18

0.00

116.90118.1

116.9

116.9

116.9

116.9

D¡stribuidores($)219.29

8535.44

1306.79

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0,00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

TOTAL($)| 39649.321 43375.17,

PERIODO SECOWumber | Ñame j ID | MW ]|IC($/MWH)| Fctor.Nodo

54545417

62815

ESMÉRALOESMÉRALOESMÉRALOMILAGROECUAP-SELOJA

123TD1

0.000.000.000.000.000,00

74.9774.9774.9774.5472.5173.75

0.91330.91330.91330.99341.05241.1040

COSTO de

MERCADO($/MWH)

82,087182.087182,087175.032768.896466.8031

Fernando Chamorro

99

Mumber

511515

649649

15152222282828

970148148764831731931

10311131664

133164

148148

i

829627

1231700929606333

7676577777

70808090

6889

776888

8767

Ñame

DOMINGOJAOJACUAP-SDCUAP-SDOJAOJAACHALA1ACHALA1.ELENA.ELENA.ELENAUAL-HER

MANTAMANTA

-S.ROSA-EMEL-2-EMEL-1

G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-S.ROSAG-ALTi-2G-S.ROSAMANTAMANTACUENCAG-EQlL-3G-PASCUAG-ALTMG-EQIL-2G-EQIL-3G-EQIL-2V-EMEL-1V-INEC-3V-INEC-2VPVG-EMEVPVG-EMEC.T.ESMEGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPUCARÁPUCARÁAMBAT-BANAYON13.AGOYANAGOYANRIOBA-69GUAN+CHICUMBA13.

ID

T43122512i23D21G21356G2G34DGG1GGGVVV12VDEFGH134451HHHHHHHGC

MW

0.000.000.000.000.000.000.000.000.00O.S30.530.53

31.802.00

20.0018.0020.0020.0015.0018.0018.0018.0034.0018.00

3.505.00

16.0040.0090.0035.0039.040.039.025.070.060.010.020.0

125.05.05.05.05.05.0

115.0115.0115.0100.0100.0100.3

35.035.05.0

29.575.075.010.012.840.0

1C($/MWH)

66.9170.8065.7760.4260.4265.0464.1664.5664.5659.2059.2059.2057.0262.6459.9851.4349.1549.1549.1546.8946.8947.7944.2843.5248.0248.0242.2436.4838.5337.3635.834.7434.330.826.326.222.822.820.119.719.719.719.719.711.011.011.011.011.011.010.010.01.01.00.10.10.10.10.1

Fctor.Nodo

1.02261.10401.10401 .02221.02221.10401.10401.13611.13611.05241.05241 .05241.04171.14821.14821.02900.98440.98450.98460.98460.98461.02900.98451 .02881.14821.14821.01310.95141 .00950.98470.96220.95140.9620.9840.9840.9840.9750.9750.9121.0401.0401.0401.0401.0400.0570.9570.9570.9570.9570.9570.9660.9660.9861.0450.9480.9480.9921.0451.046

Costo de Mercado($/MWH)

65.428764.131059.574859.106259.106258.913658.116556.826156.826156.249756.249756.249754.737554.556452.239749.979449.929149.925749.919447.624947.624946.442044.975342.301941.823141 .823141.694038.343238.167937.942237.257436.514335.688131.312626.728626.655223.362923.362922.103318.994518.994518.994518.994518.994511.49221 1 .492211.492211.491211.491211.490810.345010.34501.01390.95700.10540.10540,10080.09570.0956

Fernando Chamorro

100

Number

55

37665

7960170160790792

632

Ñame

CUENCACUENCAG-lNEC-4GPVG-EME[BARRABAPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CTULCAN69V-TR1N-1

ID

MSGGH2325HV

IVfW

10.0023.00

0.000.000.000.000.000.000.000.000.00

fC($/MWH)

0.060.06

0.000.000.000.000.000.000.000.000.00

Fctor.Nodo

1.01311.01310.98490.97671.08980.95790.95790.95810.95811.10651.0065

Costo de Mercado($/MWH)

0.05920.05920.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.00000.0000

Unidad Marginal

C.T Sta ELENA: 56.2497($/MWH)

PERIODO SECO

Numberll

# II15

7

15

17

20

22

27

28

30

31

35

36

37

38

41

43

46

48

51

53

54

56

59

60

63

64

70

72

73

77

7

8

8

Cosío de Mercado{$/MWH): 56.2497 | PAGO A | COBRO A

ÑamePAUTE-AB

CUENCA

PAUTE-C

OJA

MILAGRO

BABAHOYO

MACHALA1

PASCUALS

S.ELENA

POSORJA9

SAUTR69

V-INEC-2

V-lNEC-3

G-INEC-4

TRINIT69

QUEVEDO

POLICENT

QUEVEDO

PORTOVIE

S.DOMING

C.T.ESME

ESMÉRALO

S/E19-BA

S.ROS-BA

SROS-MOV

S.ALE-BA

G-S.ROSA

V1CEN-BA

GUANG138

GUANGOPO

IBARR-BA

IBARRABA

PUCARÁ

TOTOR-BA

MW Load j MW Gen j F.Nodo

107.60

33.90

80.50

37.60

73.10

44.40

28.10

7.80

11.50

72.20

10.70

65.50

25.30

74.80

42.40

37.00

49.00

61.80

24.20

83.80

162.20

14.20

19.60

17.60

43.80

100.30

49.00

115.00

0.00

0.00

0.00

1.60

60.00

70.00

0.00

0.00

125.00

0.00

18.00

25.00

0.00

35.00

0.9573

1.0131

0.9572

1.1040

0.9934

1.0309

1.1361

1.0159

1.0524

0.9643

0.9849

0.9844

0.9843

0.9849

1.0095

1.0287

1.0160

1.0298

1.1290

1.0226

0.9125

0.9133

1.0656

1.0385

1.0352

1.0618

1.0288

1.0492

1.0445

1 .0408

1.0893

1.0898

0.9666

0.982

Generadores($)

5400.86

2792.33

6191.67

0.000.00

0.00

0.00

0.00

94.72

0.00

0.00

3322.42

3875.81

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

6416.21

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

1041.65

0.00

0.00

1463.66

0.00

0.00

1903.08

0.00

D¡stribuidores($)

0.00

6131.73

0.00

2105,16

4498.37

2180.28

4671.47

2537.08

1663.52

423.08

637.13

0.00

0.00

0.00

4099.91

619.14

3743.15

1465.47

4750.22

2438.98

0.00

1900.79

2936.95

3609.97

1409.22

5004.91

0.00

9572.54

834.32

0.00

1200.97

1078.85

0.00

2421.21

Fernando Chamorro

101

* i87

89

90

92

103

112

115

122

130

131

148

600

601

607

627

628

631

632

649

664

665

670

681

689

700

70

70

73

76

76

77

80

80

82

83

87

90

90

92

93

97

103

113

123

133

Mame |OBA-69

GOYAN

MBAT-BA

ULCAN69

QMA-BA

UARA-BA

MELG-DD

APA-ALT

EDEG138

MEL-SAL

MANTA

-EQ1L-2

AUTE-AB

AUTE-C

G-PASCUA

CUAP-SE

V-EMEL-1

V-TRIN-1

ECUAP-SD

G-S.ROSA

GPVG-EME

CUMBA13.

PUCARÁAGOYAN

G-EQlL-2

PAUTE-AB

PAUTE-C

G-EMEL-1

G-S.ROSA

VPVG-EME

NAYON13.

PAUTE-AB

PAUTE-C

G-EQIL-3

G-EMEL-2

GUAN+CHI

PAUTE-AB

PAUTE-C

G-EQ1L-3

G-EMEL-3

GUAL-HER

G-EMEL-5

G-EMEL-6

G-ALTM

G-ALTI-2

MW Load_L39.00

47.30

13.30

20.50

10.30

54.10

1.50

9.70

365.00

39.20

VlWGen |10.00

75.00

5.00

0.00

30.50

39.00

0.00

0.00

90.00

0.00

25.00

0.00

0.00

18.00

0.00

40.00

35.00

75.00

39.00

0.0

115.0

20.0

18.0

30.0

29.5

100.0

115.0

40.0

20.0

12.8

100.0

0.0

40.0

15.0

31.8

18.0

18.0

35.0

34.0

F.Nodo |0.9925

0.9487

0.9863

1.1065

1.0662

1 .0296

1.0159

1 .0324

1 .0020

0.9850

1.1482

0.9622

0.9579

0.9581

1.0095

1.0524

0.9846

1.0065

1.0222

1.0290

0.9767

1.0464

0.9666

0.9486

0.9622

0.9579

0.957

0.984

1.029

0.975

1.045

0.957

0.957

0.951

0.984

1.045

0.957

0.958

0.951

0.984

1.041

0.984

0.984

0.984

0.984

Generadores($) [558.29

4002.26

277.39

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

1969.82

2110.87

0.00

0.00

5110.50

0.00

1384.57

0.00

0.00

1041.88

0.00

2354.39

1903.08

4001.94

2110.87

0.0

6191.6

1107.5

1041.8

1646.8

1733.9

5384.5

6191.6

2140.6

1107.4

752.5

5384.5

0.0

2140.6

830.7

1863.3

996.8

996.8

1938.5

1882.9

Distribu¡dores($)2177.32

0.00

2624.09

827.80

1229.42

596.55

3091.38

87.11

546.73

20222.18

2531.70

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

o.oo0.00o.oo0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

Tolal{$) 102661.47 105868.73|

Los resultados anteriores, apesar de que se calculan en base a las condiciones del

MEM, son referenciales, puesto que no se consideran las demás compensaciones por

Fernando Chamorro

102

potencia activa y reactiva a las empresas generadoras, lo cual implica un costo superior

de la energía.

5.6 EL PowerWorSd COMO UNA HERRAMIENTA DE ENTRENAMIENTO

El CENACE, realiza la supervisión, control y operación del sistema eléctrico

ecuatoriano en tiempo real, para lo cual tiene a su disposición una sala de control desde

donde realizan las operaciones pertinentes para mantener funcionando al sistema dentro

de parámetros adecuados, de acuerdo a las diferentes condiciones restrictivas del

sistema. Para lograr este fin el CENACE [9], tiene a su disposición el SPIDER, una

herramienta computacional con la que se puede precisamente realizar la operación en

tiempo real del sistema, el mismo que provee una alarma auditiva y visual, cuando se

están violando alguno de los límites establecidos en el sistema (niveles de voltaje,

límite térmico de líneas de transmisión y transformadores), para que de esta forma el

operador tome las acciones correspondientes, para que el sistema regrese a estar

operando normalmente, además en la sala de control se provee de un display digital en

donde se puede ver el valor de la frecuencia en Hz del sistema, el cual es revisado

continuamente de tal manera de poder supervisar directamente las desviaciones de la

frecuencia del sistema eléctrico, esto para ordenar el incremento o salida de generación

de acuerdo al caso, de tal manera de mantener al sistema operando normalmente.

AI revisar el monitor de una de las consolas del CENACE [9], se puede apreciar

una serie de displays, los cuales están indicando continuamente, los niveles de voltaje,

flujos por las líneas, en las diferentes barras del sistema, en la figura #2, se muestra el

display principal, en el cual se muestra las barras a 23QkV, y desde donde se puede

acceder a cualquier parte del sistema eléctrico de tal forma de poder ver esa parte en

detalle, además desde el menú principal se puede desplegar la información de los

diferentes elementos del sistema.

Fernando Chamorro

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103

5.6.1 E:Para realizar una simulación de la operación en tiempo real del S.N.I en el

PowerWorld, es necesario primeramente estructurar todo el sistema eléctrico,

colocando cada uno de los elementos con sus respectivas características, este trabajo

requiere de un buen tiempo, sin embargo el simulador tiene la facilidad de trabajar

también con archivos tipo PTI versión24, los cuales son utilizados en el área de

Estudios Eléctricos del CENACE[3], para correr flujos de potencia del sistema, esto

ahorra bastante tiempo pues solamente se deben realizar algunos cambios al archivo

gráfico del sistema abierto desde un archivo PTÍ, y adecuar otros datos para comenzar

la simulación del sistema. Es importante mencionar que cuando se realiza una

simulación en el PowerWorld bajo idénticas condiciones que para la simulación en el

PTI., los resultados de los flujos de potencia del PowerWorld, son básicamente los

mismos que los arrojados por el programa de la PTI.

Como parte de este trabajo se ha desarrollado una serie de display enlazados

entre sí de tal manera de simular la operación en tiempo real del S.N.I como la que se la

realiza en el CENACE, los archivos del PowerWorld desarrollados para este fin son el

SNIOPERL.pwb y el SNIOPERS.pwb para las épocas lluviosa y seca respectivamente,

estos presentas características similares al display principal del SPIDER del CENACE,

y desde los cuales se puede también monitorear áreas específicas del sistema, ya sea

áreas de carga o de las principales centrales del país, en la figura #3 se presenta el

display principal de este archivo, mostrando la simulación correspondiente al día 19 de

Mayo de 1998, para la hora pico(19:30 PM).

Como puede observarse en la figura anterior, desde este display se puede

mostrar tanto las principales centrales de generación, como las distintas zonas de carga

del país, al cual se lo ha dividido, considerando los principales centros de carga, a

continuación se presenta cada uno de estos displays auxiliares, dibujados para poder

monitorear los parámetros de todo el sistema ecuatoriano fácilmente, para el día y hora

antes indicados.

Fernando Chamorro

104

Zona de Quito

A S/E Sto Domingo ft S/E Totoril3

Figura #4

A S/E Vicentina

20 HH7 HVR

Figura #5

Fernando Chamorro

105

'ECUAPOWER'•STA.ELE1JA- I 28 MW O HH

.e, £23 lo tan 3 Kvn

Kona Guayaquil

36S.CI HM

116.13 HVR

Figura #6

59 Mff 59 Mff

A S/E Sto Domingo

A A o Mff-5 Mff-42 MVI ~17 *ffR

22 MVR 22 MVR 44 0.93 PUÉ 0

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MVR

-46 Deg 0.95 PU ¡

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T 1Ü MW ida ""1 i.1* o c ,_,.-3 MVR _, 5 Mff

| _-§§ 1B~íu) ^"^ ^^

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3 MVR W^ *S~^ 0 Mff 1(SJV-o 1 MVR

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, 4p i .nn PTT

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11 m 25 Mff-^MVR 7MVR

/ANTA'

!0.92

4 MVR

Figura #7

Fernando Chamorro

106

O MW1 MVR

1.00 PU-33 Deg

O MW5 MVR

-11 Mtí 1.05 PU-21 MVR -30 Deg

42 MW12 MVR O MW

O MVR

S.99 FU-33 Deg

'STO

1.05 KJ'ECÜAPOWER'~31 De

O MW45 MVR

A S/E Sta RosaO MW

39 MVR A S/E Que vedo

Figura #8

A S/E Vicentina

A S/E Molino

Figura #9

Fernando Chamorro

107

A S/E Molino

54 MKTi-ll MVRl 35 M**1 m 3 MVR

10 Mff ,14 MVR (?3j fpQj 23

24 MtfR

1.01 PU•CUEMCT^ Deer

1.03 PU

nt -14D«g-

Sy NUO MW 108 MffO MVR 32 MVR

34 MR-10 MVR

Figura # 10

A S/E Pascuales

A S/E Molino

£,.98 PU-23 Deg

33 MW16 MVR

'BÁBAHOYO13811 MVR

O7 MVR

0.00 PU90 Deg

O MWO MVR

O MW

Figura # 11

Fernando Chamorro

CENTR&Xi HIDROELÉCTRICA PAUTE 1075A S/E Totoras 115 MW 115 fc&r H5

A 39 MVR 39 MVR 39 MVRRiobamba ' * /*—v >r^ s~~~\ S/E Rí

•&Z.A 3/E Pascua Ifis"

A S/E Milagro"^

1.04 PU

A S/E Cuenca 98 Mff31 MVR 31 MVR "31 MVR 31 MVR

Figura #12

108

ñ S/E Pascuales

93 MW-3 MVR

0.98 PU-31 Degr -34

A S/E ElPCtroquil 2

31

35^

60^4W *?OgdW O MW

17 MVR 17 MVR O MVR

( § ) < § ) (®)

vs'sx v^^/A^sA A/J^v

Generación de EMELEC1.01 PU-34 Deg

Figura #13

A S/E Pascuales

1.01 PU-34 Deg

9 MW

5 HW 7 HVH

10 HVB 11 MVB

'CT A . S A N T O S '

13 HW

1S MVH

'CT A.TINAJERO'

Figura #14

Fernando Chamorro

109

En lo que se refiere a la simulación misma, una vez iniciada esta, es necesario

abrir el gráfico de carga y generación en función del tiempo, para ver el desfase entre

carga y generación para de esta manera tomar acciones que permitan mantener el

sistema., sino se toma ninguna acción para disminuir la diferencia entre carga y

generación, la central que este conectada a la barra oscilante del sistema, tomará la

variación de la carga indefinidamente hasta sobrepasar sus límites y producirse por

tanto un BLACKOUT, es decir un colapso del sistema, por tanto es necesario

monitorear siempre los límites de la unidad de generación de la barra oscilante. En

cuanto a la sobrecarga de L/T o de transformadores, esto se lo puede revisar

directamente en el gráfico, ai fijarse en el color de los PIE CHARACTER colocados

para cada uno estos elementos, un color Tomate implica que se esta cerca de alcanzar el

límite térmico de un determinado elemento y el color Rojo indica una inminente

sobrecarga del mismo. Para la revisión de los voltajes de las diferentes barras es

necesario seleccionar la opción CGNTOURNING, desde OFTIONS [1], el cual

establece áreas de diferentes colores para indicar el nivel de voltaje establecido para la

simulación, por ejemplo un color azul alrededor de una barra indica un voltaje bajo,

encambio que un color rojo indica un voltaje alto establecido para la simulación,

colores intermedios así mismo indican voltajes intermedios entre los límites

establecidos anteriormente, de acuerdo a estas alarmas el usuario debe tomar las

acciones pertinentes para mantener operando al sistema en condiciones adecuadas, sin

embargo el programa tiene la opción AVR(control automático de voltaje), mediante el

cual el programa directamente provee de la potencia reactiva necesaria para mantener

los niveles de voltaje en los límites establecidos.

De lo expresado anteriormente la opción para despacho económico no debe

estar activada, puesto que si así fuese el PowerWorld automáticamente se encargaría de

realizar la operación del sistema automáticamente, pero la idea es mas bien que la

persona que este usando este archivo realice manualmente las acciones de control

necesarias para lograr mantener al sistema. Sin embargo como parte de todo este trabajo

se presentan dos archivos que presentan de forma didáctica las acciones a tomar para

realizar la operación del sistema, estos son el OPERACIÓNL y OPERACIÓNS, para

las épocas lluviosa y seca respectivamente, a los cuales se les a dotado de sendos

archivos script, de tal manera que el usuario pueda revisar las acciones necesarias para

no permitir un BLACKOUT del sistema, es necesario aclarar que estas sugerencias hanFernando Chamarro

110

sido establecidas de acuerdo a la operación real del día 19 de mayo de 1998, para el

período lluvioso y 10 de Octubre de 1997 [9], para el período de estiaje, estos fueron

utilizados para realizar las simulaciones de la sección 5.2. En el Anexo #10 se puede

revisar el contenido de los dos archivos Script desarrollados para simular la operación

en los dos períodos hidrológicos.

Es claro que la operación automática realizada por el PowerWorld no es la

misma que las sugerencias hechas para el archivo Operación, puesto que la operación

automática corresponde a un despacho económico, en cambio que en el otro caso no se

trata precisamente de un despacho económico.

5.7 RECOMENDACIONES PARA EL MANEJO DE LOS ARCHIVOS DE

A continuación se presenta un resumen de los archivos utilizados en este

capítulo para las simulaciones de la operación del S.N.I, indicando su principal función

y las recomendaciones que deben tenerse para permitir su correcto funcionamiento y

por tanto lograr resultados correctos. Todos estos archivos están incluidos en el archivo

SimulacionS.N.I.zip, que forma parte del Anexo #10.

Para su correcto funcionamiento y adecuada visualización de los resultados, el

interesado, una vez que haya abierto el archivo de interés, en el PowerWorld, tendrá que

primeramente maximizar la pantalla principal activa, luego directamente seleccionar

desde la barra de comandos el Modo RUN, seguidamente oprimir las teclas Ctrl +

Down de tal manera de reducir hasta un tamaño adecuado el texto del Display del

Reloj, luego señalando con el puntero del mouse, reducir el cuadro del reloj hasta

ajustarlo al nuevo tamaño del texto y mover todo el cuadro a la parte superior izquierda,

para que el reloj aparezca como se indica en la figura # 3.

>: Permite revisar la operación del S.N.I, en el período Lluvioso,

tomando como referencia, los datos operativos del CENACE para el día Martes

19/05/98. El archivo tiene asociado un archivo Script, para considerar la operación real

del sistema.

Fernando Chamorro

I I I

Adicionalmente a las recomendaciones iniciales, para el funcionamiento del archivo, el

interesado tendrá que ir, en este caso, directamente a la opción Simulation Control del

menú del PowerWorld y comenzar la simulación.

l.pwb: Permite revisar la operación del S.N.I, en el Período Seco, tomando%

como referencia, los datos operativos del CENACE para el día Viernes 10/10/97. El

archivo tiene asociado un archivo Script, para considerar la operación real del sistema.


interesado tendrá que ir, en este caso, directamente a la opción SimuIaíIoM Control del

menú del PowerWorld y comenzar la simulación.

: Permite realizar la simulación de la operación del S.N.I, en

condiciones de Despacho Económico, para el período Lluvioso, tomando como

referencia, los datos de las curvas de carga el día Martes 19/05/98. El archivo tiene

asociado un Script, de tal manera de considerar las restricciones de la red de

transmisión, al realizar el despacho económico del parque generador del S.N.I.


interesado tendrá que mediante un click con el botón derecho del mouse desplegar un

cuadro de opciones en el cual medíante un click con el botón izquierdo del mouse

seleccionar la opción Área Information Dialog, para desplegar un cuadro de diálogo

en la deberá seleccionar la tercera opción ( Economíc Despacht Control) para la

operación del sistema. Finalmente desde la opción Simulation Control del menú del

PowerWorld se deberá iniciar la simulación.

NlSEGpwb : Este archivo básicamente cumple con las mismas funciones del

archivo anterior, con la diferencia de que la simulación es para el período Seco. Al

igual que el archivo anterior, este tiene asociado un Script para considerar los efectos de

las restricciones de la red de transmisión. Para comenzar la simulación, se debe

proceder como en el archivo anterior.

: Este archivo permite realizar la simulación de la operación del

S.N.I considerando las características operativas del MEM ecuatoriano, para el período

Fernando Chamorro

112

lluvioso. Se ha tomado como referencia las curvas de carga para el día Marte 19/05/98.

El archivo tiene asociado un Script de tal forma de tomar en cuenta las restricciones de

la red de transmisión.

Para su funcionamiento adecuado, se tiene que tomar las recomendaciones iniciales,

luego se tendrá que activar la opción de Despacho Económico ( Economic Despatch

Control), conforme se indicó para uno de los archivos anteriores.

: Este archivo básicamente cumple con las mismas funciones del

archivo, DESNIMEML, anterior, con la diferencia de que la simulación es para el

período Seco. Al igual que el archivo anterior, este tiene asociado un Script para

considerar los efectos de las restricciones de la red de transmisión. Para comenzar la

simulación, se debe proceder como en el archivo anterior.

: Este archivo tiene como el fm, el permitir que el interesado,

comience la simulación y sea el mismo quién baya tomando las acciones adecuadas de

tal manera de poder mantener operando al sistema dentro de los límites normales

establecidos. El archivo realiza la simulación a una velocidad adecuada, para permitir

las operaciones necesarias para mantener al sistema. Para comenzar esta simulación, se

tienen que tomar en cuenta las recomendaciones generales y comenzar directamente la

simulación desde la opción Simulation Control, del menú del PowerWorld.

: Este archivo es un complemento del archivo anterior, pues permite

la simulación de la operación del S.N.I en el período Seco. Para comenzar la

simulación, se debe proceder como en el caso anterior.

: Este archivo permite revisar de una forma didáctica, la

simulación de la operación del S.N.I, para el período Lluvioso, para lo cual se toma

como referencia los datos del CENACE, para la operación real del S.N.I, para el día

Martes 19/05/98. Este archivo tiene asociado un Script para desarrollar toda la

operación del S.N.I.

Para su funcionamiento adecuado se tiene que tomar en cuenta las recomendaciones

generales y luego comenzar la simulación desde la opción Simislation Control del

menú del PowerWorld.Fernando Chamorro

113

-pwfo : Como complemento del período Lluvioso, para el caso anterior,

este archivo presenta de forma didáctica la simulación de la operación del S.N.I, para el

período Seco, tomando como referencia los datos operativos del CENACE, del dia

Viernes 10/08/97. El archivo tiene asociado un Script para permitir esta simulación.

Para su funcionamiento adecuado se tiene que tomar en cuenta las

recomendaciones generales y luego comenzar la simulación desde la opción Slmolaíion

Control del Menú del PowerWorld.

Fernando Chamorro

114

La tendencia actual de los sistemas eléctricos de los diferentes países del mundo,

es la interconexión entre estos, para poder cubrir la demanda individual de cada uno de

ellos en condiciones mas económicas o simplemente para superar déficit de energía en

una época determinada. Esto implica la compra o venta de energía bajo un determinado

esquema económico establecido en los diferentes sistemas de potencia. En el caso del

Ecuador inicialmente se recurre a esta opción precisamente para poder cubrir la

demanda en la época de estiaje, sin embargo con la apertura del mercado eléctrico

ecuatoriano, se piensa también en comprar o vender energía a Colombia de acuerdo a

conveniencias económicas.

Esto hace pensar en lo importante de realizar simulaciones que nos puedan hacer

comprender como funcionan dos áreas interconectadas, tomando en cuenta los aspectos

técnico y económico, es importante aclarar que la operación de sistemas eléctricos en

forma interconectada resulta mas económica que si estos operaran aisladamente.

Cuando un sistema eléctrico de potencia opera aisladamente, la satisfacción de

su demanda depende únicamente de su potencia instalada, si este no posee una

adecuada reserva, puede darse el caso que para determinadas horas la falla de alguna

máquina, signifique que el sistema pueda verse abocado a racionamientos de energía, lo

cual produce enormes pérdidas a la empresa que provee la energía y también a las

empresas que no pueden tener energía eléctrica, todo esto se traduce en un precio de la

energía exageradamente alto. Una solución de este mal puede ser la compra de energía

a otro sistema eléctrico.

Las ideas anteriores implican que el funcionamiento de sistemas

interconectados, reducen los costos operativos de los sistemas eléctricos

interconectados, puesto que al existir una interconexión se tiene la posibilidad de poder

comprar energía a un costo menor que el costo establecido para un determinado sistema

para una hora específica. Actualmente se han realizado varios estudios en países comoFernando Chamorro

115

Brasil, Argentina, en los cuales se ha demostrado la conveniencia de tratar de

interconectar áreas aisladas a sus sistemas principales de tal manera de reducir los

costos de la operación económica de estas.

Para el caso del Brasil, por ejemplo, se tiene previsto la interconexión entre los

sistemas Norte/NorEste y Sur/SurEste, a partir de 1999 [16], como una medida para

lograr un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos de ambas áreas. Para la

realización de esta interconexión es necesario realizar una programación para la

operación de las dos áreas de tal forma de poder realizar un despacho adecuado de las

centrales de las dos área considerando la interconexión, para lo cuál CEPEL(Centro de

Pesquisas de Energía Eléctrica) ha desarrollado el modelo NEWAVE [16], en base a

programación dinámica dual estocástica para calcular una estrategia de operación de las

áreas interconectadas, CEPEL ha realizado una serie de simulaciones utilizando este

modelo, encontrando beneficios en cuanto a la energía garantizada en cada uno de los

subsistemas debido a la interconexión entre estos.

Cuando la interconexión entre dos áreas es radial, el problema no es tan

complejo, pues las dos áreas no están interconectadas sino lo es por tan solo un tiempo

relativamente corto, para evitar cortes de energía, luego de lo cual parte de la carga de

un sistema pasa a ser alimentada por el otro sistema.

Se pueden realizar dos tipos de operaciones de importación y exportación, en un

MEM[13]:

1. Intercambios firmes que se acuerdan entre partes, con una obligación de

cumplimiento físico de una potencia a entregar en el nodo frontera con garantía de

suministro. Esta modalidad de intercambio se concreta medíante un contrato de

importación o exportación del Mercado a Término, del tipo Contrato de Potencia

Firme.

2. Intercambios de Oportunidad, mediante transacciones en el Mercado Spot,

interrurnpibles.

Las operaciones de importación y exportación Spot requieren para su

implementación la coordinación de la operatoria entre el OED(Organísmo EncargadoFernando Chamorro

116

del Despacho) y los Organismos Coordinadores de otros países así como compatibilidad

en los plazos para la presentación de ofertas y su aceptación [13].

Las operaciones de importación y exportación Spot corresponden a intercambios

horarios de excedentes de energía, entendiéndose como tal;

1. Para generación hidráulica, energía de vertimiento, o sea energía que resultaría

vertida en el despacho diario si no se concreta la exportación Spot;

2. Para generación térmica, la potencia que no es requerida ni para generar ni como

reserva y es declarada como excedente exportable en el despacho.

En la importación y exportación Spot se compran y venden excedentes de

ocasión. Se limita a una transacción de energía excedente, y no existe transacción de

potencia.

Dentro del MEM, el OED sólo puede autorizar una operación Spot de

importación o exportación si cumple las normas establecidas, en el MEM de un país y

existe la capacidad remanente de Transporte :

1, Como capacidad libre en el Transporte de Interconexión Internacional

correspondiente al nodo frontera;

2. Como capacidad libre en la red de Transporte del MEM sin producir la saturación de

algún vínculo de Transporte.

AI realizar el predespacho diario, el OED debe determinar la capacidad en cada

nodo frontera prevista a utilizar por los contratos de importación y exportación u otro

tipo de compromiso que responda a acuerdos bilaterales entre países y que tengan

prioridad. De resultar capacidad libre, el OED debe habilitar operaciones Spot de

exportación y/o importación según corresponda, utilizando la capacidad remanente en

el nodo frontera. Dentro del SADI(Sistema Argentino de Interconexión), por ejemplo se

considera que existe capacidad remanente para una operación Spot de importación o

exportación si se puede realizar sin producir saturación de ningún vínculo de Transporte

[13].

Una operación de importación Spot no puede producir un desplazamiento del

despacho de máquinas del MEM que lleve a una condición de fallante en el despacho

de reserva para regulación de frecuencia.

La operación de exportación Spot es interrumpible por el OED de surgir una

condición que pueda poner en riesgo el abastecimiento de la demanda en el MEM y que

haga necesario utilizar los excedentes de potencia y energía que se estaban exportando.Fernando Chamorro

117

Las operaciones Spot de importación son intercambios interrumpibles por el

correspondiente Organismo Coordinador (OC) del país vendedor ante una emergencia

que provoque riesgo en el abastecimiento de la demanda propia de dicho país.

Un contrato de importación es considerado como una oferta que se adiciona al

MEM, denominada máquina contrato importación, ubicada en el nodo frontera.

El contrato de importación establece un compromiso de entrega en un nodo frontera, a

ser cubierto con generación que no pertenece al MEM. La potencia contratada aporta al

cubrimiento de la garantía de suministro de demanda contratada ubicada en el MEM.

Un contrato de importación recibe el siguiente tratamiento en el MEM.

a) Durante la vigencia de un contrato de importación, la potencia contratada se

considera el valor tope que podrá requerir como importación la parte compradora.

b) Cada día la curva de carga horaria comprometida en el nodo frontera se considera

como el valor a entregar horariamente por el contrato y es programada en el despacho

como importación con el objeto de cubrir demanda del correspondiente comprador, no

aceptándose en la programación y despacho la condición de sobrecontrato para

importaciones. De resultar para una hora la demanda prevista del comprador menor que

la potencia total prevista entregar por sus contratos de importación, el OED debe limitar

la importación total contratada hasta su demanda prevista, o sea a un valor inferior a las

curvas de carga de importación solicitadas.

Sólo para el caso de déficit en el MEM el comprador podrá incluir además el

nivel de pérdidas correspondientes, evaluadas hasta el nodo frontera, para garantizar

toda la generación requerida para abastecer la demanda contratada.

c) Las restricciones que afectan el despacho del MEM como resultado de

requerimientos operativos de calidad y seguridad y de capacidad de Transporte pueden

limitar el cumplimiento físico de la importación requerida por el contrato.

d) La curva de carga horaria resultante del despacho, o sea la curva de carga horaria

requerida por el comprador menos las limitaciones aplicadas, se denomina curva de

carga horaria despachada para el contrato en el nodo frontera. El OED debe informar al

agente o comercializador involucrado la justificación de las limitaciones realizadas.

e) La curva de carga horaria despachada en el nodo frontera se debe cumplir con

generación detrás de la frontera, dentro de una banda definida por el Porcentaje de

Tolerancia para Intercambios Internacionales. Dicho porcentaje se define en el

CINCO POR CIENTO (5%) horario.Fernando Chamorro

118

Tomando en cuenta todas los beneficios de una interconexión internacional, el

Ecuador y el vecino país de Colombia se han preocupado en los últimos años en

desarrollar toda la infraestructura necesaria, para poder realizar un intercambio de

energía entre los dos país de tal forma de obtener beneficios mutuos [17]. Inicialmente

se tenía una interconexión a un nivel de voltaje de 34.5kV, lo cual permitía transferir

entre los sistemas 10MVA, entre las subestaciones El Rosal en Tulcán y Bavaria en

Colombia, a través de un transformador 34.5/69kV en la S/E El Rosal. Actualmente se

tiene listas las instalaciones para un intercambio de energía a nivel de 138kV, para

futuro se prevé una interconexión a 230kV entre los dos sistemas eléctricos.

Para la interconexión de dos sistemas eléctricos, es necesario a más de la línea

de transmisión y el transformador adecuados, realizar una serie de estudios que

permitan realizar una interconexión de tal manera de no afectar a ninguno de los dos

sistemas tanto en sus niveles de voltaje como en la frecuencia de estos, por lo tanto en

esta parte se presentan los estudios realizados por ISA [10], para la interconexión de los

sistemas eléctricos de Ecuador y Colombia.

Con el fin de.observar las tensiones en las barras y la distribución de flujos de

potencia a través de la red, se simulan flujos de carga bajo condiciones normales de

operación en demanda máxima, para el escenario C de la metodología de cálculo de

cargos de uso de la red de transmisión de Colombia [10], el cual se define como:

Escenario C: Período 2 (mayo - agosto), con las centrales hidroeléctricas de San

Carlos, Jaguas, Playas, Guadalupe y Río Grande despachadas al máximo y las de EPSA

y Betania despachadas a media carga.

Se elige este escenario de generación en Colombia para las simulaciones, debido

a que presenta las condiciones más extremas para exportación desde Colombia, ya que

con máximas transferencias hacia el Valle del Cauca se ha detectado la operación más

crítica de la interconexión Ipiales - Tulcán.

Para el despacho de generación en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano, se

considera básicamente la máxima generación hidroeléctrica y el mantenimiento de

algunas unidades de generación térmica en la zona norte del país. Esta condiciónFernando Chamorro

119

igualmente es considerada, como la más crítica para el sistema Ecuatoriano para efectos

de sincronización de la interconexión Ipiales - Tulcán.

Dado que la planeación de la expansión de los Sistemas de Transmisión de

Colombia y Ecuador deben cumplir con los requerimientos de calidad, confíabilidad y

seguridad definidos en ambos países, se hacen referencia a los criterios aplicables tanto

a los análisis de estado estacionario como transitorio[17].

La tensión en las barras de carga a nivel de 115,138,220 y 230kV no deben ser

inferiores al 90%, ni superior al 110% del valor nominal.

La tensión en las barras de carga a nivel de 500kV, no debe ser inferior al 95%,

ni superior al 105% del valor nominal.

No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores. La

cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y

para las líneas se toma el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores,

límite por regulación y el límite por estabilidad, aplicando los criterios anteriormente

expuestos.

Las oscilaciones de ángulos de rotor, flujos de potencia y tensiones del sistema,

deberán ser amortiguadas (el sistema deberá tener amortiguamiento positivo).

No se permiten valores de frecuencia inferiores a 57.5 Hz durante transitorios.

El cambio en las tensiones al conectar o desconectar bancos de condensadores

y/o reactores, deberá ser inferior al 5% de la tensión nominal de la barra donde se ubica

la compensación.

Con la finalidad de determinar las condiciones óptimas para sincronización los

sistemas ISA ha realizado simulaciones de una serie de casos de flujos de potencia,

observándose que las condiciones mas favorables se obtienen en la subestación Ipiales

(Panamericana), por disponerse allí de elementos de control de voltaje, como

cambiadores de tomas y bancos de capacitores desconectables. El resultado de los flujos

de potencia previstos por ISA ( Interconexión Eléctrica SA) [10]. se muestran en la

Figura #1.Fernando Chamorro

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120

De acuerdo a estudios de estabilidad realizados por ISA se encuentra que las menores

oscilaciones se presentan cuando el sistema Colombiano está adelantado con respecto al

sistema Ecuatoriano, obteniéndose para diferencias de 7 grados se logran oscilaciones

controlables técnicamente, para lograr una sincronización exitosa.

Tomando en cuenta lo expresado en el numeral anteriormente, la posible

transferencia totalizada desde Colombia a Ecuador podría entenderse en 50 MVA. Sin

embargo, las dos alternativas de suministro (138 y 34.5 kV) son atendidas desde la

subestación Jamondino, en la ciudad de Pasto, a través de una línea de transmisión de

115 kV de 70 KM, cuyo límite operativo está en los 60 MVA, valor que no solamente

debe satisfacer las transferencias al Ecuador, sino también toda la carga de la zona de

Ipiales.

En consecuencia, de acuerdo a cargas proyectadas para el mes de Diciembre de

1998, luego de abastecer la carga de la zona de Ipiales., a través de la de 115 kV entre

las subestaciones Jamondino y Panamericana y en las condiciones actuales de la red,

puede transferirse un flujo adicional para Ecuador de 28 MVA, magnitud que también

dependerá de la capacidad de efectuar maniobras a nivel de las subestaciones del

Sistema Nacional Ecuatoriano, en donde el CENACE tiene la jurisdicción de control.

En caso de requerirse otras configuraciones que involucren efectuar maniobras a

nivel del Sistema de Distribución de EMELNORTE, se debe tener en cuenta que dichas

maniobras no son inmediatas, por lo que su aplicación podría ser factible cuando se

establezcan períodos prolongados de intercambio [17].

En la red de transmisión del Sistema Ecuatoriano no existe ninguna restricción.

Sin embargo, conforme se incremente la transmisión hacia Colombia, puede afectar el

control de los niveles de voltaje, situación que no es crítica aún con la transferencia

máxima del autotransformador de 40 MVA, en la subestación Panamericana.

Fernando Chamorro

121

Los valores programados de intercambios de potencia serán en MW y

provendrán de las solicitudes efectuadas. Los Centros Nacionales de ambos países

(CENACE e ISA) serán los encargados de controlar los intercambios programados, de

acuerdo a las condiciones de carga y a los compromisos adquiridos. Estos

compromisos, en todo momento, salvo casos de fuerza mayor o condiciones que

produzcan racionamientos de carga en el sistema del vendedor, deben ser entregados

por la parte vendedora a la parte compradora. Ambos Centros Nacionales deben

supervisar que esta entrega se cumpla [17].

Una parte podrá solicitar de la otra potencia y energía adicional, como

complemento de los compromisos acordados.

Los valores reales de energía activa (MWh), intercambiados a través de la línea

de interconexión, se contabilizarán con los equipos de medición que para tal efecto se

encuentran instalados en los extremos de la línea, utilizándose para el cálculo, el del

extremo ubicado en el país que realiza el envío de la energía, el cual será considerado

como punto de exportación, de esta manera las pérdidas que se originen en la línea las

asume el país conectado al extremo donde se recibe la energía.

La programación horaria de intercambios de energía y potencia para cada día

será el resultado de la suma de los intercambios concertados entre las PARTES en las

diferentes modalidades y horizontes de tiempo:

Para la programación horaria de los intercambios de corto plazo el comprador

presentará al vendedor, a más tardar el viernes de la semana anterior a las 12:00 horas

sus requerimientos en MW para la siguiente semana contabilizada a partir del día

Lunes, para cada hora de los días de dicha semana. Dichos requerimientos deberán estar

dentro de los límites contractuales de potencia máxima y energía mensual contratadas.

La programación horaria para cada día de esta clase de intercambios se hará con

base en los anteriores acuerdos.

Femando Chamorro

122

El día anterior hasta las 11:00 A.M., hora de Colombia, el Centro Nacional del

Sistema comprador podrá enviar al Centro Nacional del Sistema vendedor las

modificaciones al despacho horario de intercambios original. El Sistema vendedor

producirá la confirmación, antes de las 17:00 horas de Colombia, del programa horario

aprobado el cual es de obligatorio cumplimiento por las PARTES.

Dentro del intercambio acordado, se establecerá un valor de energía a ser

suministrado en un período de tiempo determinado, involucrando una potencia máxima

de acuerdo a la disponibilidad del Sistema suministrador y a las restricciones que

pudieran existir en uno o en ambos Sistemas.

Esta potencia será controlada por las partes, entendiendo que en el caso del país

receptor al recibir el suministro de manera radial, la demanda de potencia contratada

podrá variar en un 10% adicional para valores contratados hasta los 30 MW y en 5%

adicional para valores superiores a los 30 MW.

A fin de no afectar a ninguno de los dos Sistemas, no deberá existir en lo posible

transferencia de potencia reactiva en ninguna de las dos direcciones. Sin embargo,

dependiendo de la disponibilidad de los recursos y del horario en el cual se produce el

intercambio, podrá tolerarse una transferencia equivalente de hasta un factor de

potencia del 0.98, en el mismo sentido que fluye la potencia activa.

Este valor podrá ser revisado conforme se produzcan la incorporación de medios

de control de voltaje en los dos Sistemas.

La frecuencia de los dos Sistemas es de 60 Hz, la misma que no deberá presentar

variaciones instantáneas mayores a 0.2 Hz, a no ser que sean ocasionadas por fallas

transitorias, las mismas que deberán ser justificadas en caso de ser necesario por el

Sistema suministrador.

Igualmente la desviación del error de tiempo no deberá superar en ningún

momento los 0.5 seg..Femando Chamorro

123

En caso de que el Sistema suministrador por alguna restricción interna, disponga

la variación de la frecuencia operativa a otro valor que no sea el valor nominal (60 Hz),

esta restricción será notificada en el momento del acuerdo del intercambio, con lo cual

el Sistema receptor tendrá conocimiento de la misma y podrá o no aceptar el

intercambio en esas condiciones. En este caso, se deberá acordar un procedimiento

para la corrección periódica del error del tiempo.

Ninguna de las PARTES estará en obligación de entregar o recibir potencia

reactiva si ello le ocasiona condiciones de operación inadecuadas en su sistema.

Las tensiones en las barras de las subestaciones extremas de la línea de

interconexión se mantendrán entre el 90% y el 110% de su tensión nominal en

condiciones normales de operación tanto para operación en máxima demanda como en

mínima demanda.

Según lo anterior., los rangos de tensión en barra de las subestaciones terminales

(Panamericana y Tulcán) serán los siguientes para condiciones normales de operación:

LímiteMáximo:Mínimo:

Para 138 kV151 KV124 KV

Paral 15 kV126 kV103 kV

Entendiéndose por condiciones normales de operación aquellas que han sido

previstas y programadas por los Centros Nacionales en coordinación con los Centros

Regionales respectivos.

Cada área (país) deberá utilizar y operar los elementos para el control de

tensiones de los cuales disponga de forma tal que las tensiones en las barras de

interconexión se mantengan dentro de los límites máximos y mínimos establecidos.

Una vez interconectados los dos sistemas con una diferencia angular de 7 grados

en adelanto Colombia y transcurridos 15 segundos, se procedió a transferir 30 MW de

demanda del sistema Colombiano al Ecuatoriano, mediante la apertura de la línea

Jamondino - Ipiales 115kV. Las oscilaciones desaparecen y aunque las tensiones y

Fernando Chamorro

124

frecuencia del sistema Ecuatoriano disminuyen, se les puede considerar dentro de los

límites operativos aceptables.

Las simulaciones realizadas por ISA, muestran que los niveles de tensión en las

S/E Ipiales y Tulcán permanecen por debajo de 0.9pu por un lapso de tiempo superior a

10 segundos; se realizó las simulaciones considerando también la compensación

capacitiva prevista en la S/E Ibarra (12MVAR) y parte de la prevista para

EMELNORTE (6MVAR). Observándose que las tensiones en las S/E Ipiales y Tulcán

se mejoran, alcanzando un valor de 0.92pu al cabo de 25 segundos.

Una vez interconectados los dos sistemas eléctricos con una diferencia angular

de 7 grados en adelanto Colombia y transcurridos 15 segundos, se procedió a transferir

30MW de demanda del Sistema Ecuatoriano al Colombiano, mediante la apertura de las

barras de 138kV de la S/E Ibarra. Observándose nuevamente que no se presentan

oscilaciones, que las tensiones temporalmente alcanzan valores inferiores al 0.9pu

recuperándose rápidamente por encima de éste valor. La frecuencia del sistema

ecuatoriano se incrementa llegando a un valor de l.OQópu a los 25 segundos, mientras

que la frecuencia en el sistema Colombiano permanece casi constante.

En las figuras #2 y #3 siguientes se muestran los resultados de los flujos de

potencia previos a la reposición de la carga a su respectivo sistema.

A continuación se presentan las operaciones que se deben llevar a cabo para la

importación o exportación de energía entre los sistemas eléctricos de Ecuador y

Colombia, tomando como referencia la figura # 4.

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A

nnex

__

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-

125

1. Abrir línea de transmisión Catambuco - Riobobo 34.5kV de CEDENÁR.

2. Sincronizar en Ipiales: cerrar C ( Supuesto cerrado D )

3. Abrir línea de transmisión Ipiales - Jamondino 115kV ( Abrir B )

1. Sincronizar en Ipiales: cerrar C ( Supuesto cerrado D)

2. Abrir línea de transmisión Ibarra - Tulcán 138kV (abrir E o F)

1. Sincronizar en Ipiales: cerrar C ( Supuesto cerrado D)

2. Abrir barras a 138kV en la S/E Ibarra (Abrir G)

6.4.7.2 PROCEDIMIENTO DE MANIOBRAS PARA LA RESTITUCIÓN.

1. Sincronizar en Ipiales: cerrar B ( Supuesto cerrado A)

2. Abrir línea Ipiales - Tulcán 138kV ( abrir C y/o D )

3. Cerrar línea de transmisión Catambuco - Riobobo 34.5kV de CEDENÁR.

a) Sincronizar en Tulcán o Ibarra: cerrar E ( Supuesto cerrado F ) o cerrar F ( Supuesto

cerrado E)

b) Abrir línea de transmisión Ipiales - Tulcán 138kV (Abrir C y/o D)

a) Sincronizar en Ibarra: cerrar G

b) Abrir línea Ipiales - Tulcán 138kV (Abrir C y/o D).

Una de las facilidades que presenta el PowerWorld, es el manejo económico de

áreas eléctricas interconectadas. Para el estudio de estos sistemas es preciso tener

definidas claramente las áreas que intervienen en el despacho económico, para lo cual

se debe identificar con un número y nombre a cada área, estos datos tienen que ser

ingresados en el cuadro de diálogo para la creación de las barras de las áreas a

ingresarse.Fernando Chamorro

126

El programa da la facilidad de crear una pantalla adicional en la cual se puede

mostrar un determinado dibujo(L5ne, Recíangíe ó Ellipse BacSigroond), para

identificar a una área específica. Todas las áreas deben estar unidas mediante una

Iníerface, que representará los enlaces entre las áreas consideradas (líneas de

transmisión y/o transformadores). Estos dísplays son muy útiles, pues en estos se puede

insertar los diferentes campos para poder visualizar, características de interés como

generación, carga, potencia intercambiada con otras área, costo($/hr) de la energía, etc.

El PowerWorld, permite también establecer límites para las Transacciones

Económicas entre áreas, es decir definir una determinada potencia a contratarse entre

áreas, además de especificar la hora exacta de comienzo y fin de una determinada

transacción y realizar el despacho económico considerando estas características. Para el

despacho económico, bajo este esquema el PowerWorld lo hace tomando en cuenta la

eficiencia y costo de combustible de las unidades de generación de cada una de las

áreas y el costo de la transacción con las áreas que tienen una interconexión.

Como parte de este trabajo, se presenta un display, enlazado al archivo principal

AREAS.pwd, este archivo es el utilizado en el capítulo #2, dividido en tres áreas de

operación, este nuevo display se diseña de tal manera de poder observar un resumen de

las características de cada una de las áreas, así como también el flujo de potencia entre

las diferentes áreas, el dibujo principal y el de los intercambios entre áreas se muestra

en la página siguiente, los resultados corresponden a la hora pico.

SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA

¿.05 PUO Dcg

f< i n HW

209 HVRfi O 1 HW

- I I I tVR

Figura #6

Fernando Chamorro

127

INTERCAMBIO ENTRE ÁREAS

Carga 498.64 MW

Generación 349.90 MWCosto 12648.27 $/hr

Carga 797.28 MW

Generación 400.00 MW

Costo 30017.34 $/hr

209 .657 MW

Carga 119. 62 MW

Generación S77.69 MWCosto4832,80 $/hr

Figura #7

Debido al desconocimiento de las características del sistema eléctrico

colombiano, no se ha realizado un estudio de la interconexión con el sistema

ecuatoriano, pero se ha explicado rápidamente como funcionan estos sistemas, de tal

manera que se pueda realizar un estudio de interconexión entre varios sistemas.

Fernando Chamarro

128

7.1

1. El empleo del PowerWorld, facilita enormemente, la determinación de los factores

nodades del Sistema Nacional Interconectado, los cuales desempeñan un papel

primordial, dentro del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista, el cual está

próximo a entrar en práctica en Ecuador. En función de esto la realización de

predespachos y transacciones económicas de todos los generadores actuales o de

nuevos generadores será un proceso mas rápido, así mismo se facilitarán los estudios

de posdepachos, de todo el sistema eléctrico ecuatoriano.

2. Los resultados de flujos de potencia que brinda el PowerWorld son bastante

confiables, puesto que estos son prácticamente los mismos que obtiene el programa

computacional de la PTI, utilizado por el CENACE, para sus estudios del Sistema

Nacional Interconectado.

3. Los resultados de Costo que brinda el PowerWorld, son valores referenciales

únicamente, no se recomienda tomar estos datos para realizar otros análisis, puesto

que el costo de la energía real considera costos adicionales a los costos de potencia

de las unidades generadoras del país. Por otro lado para el caso de las centrales

hidráulicas, los datos de eficiencia y costo de agua no corresponden a valores

provenientes de un estudio real, sino que se ha colocado valores teóricos, para

simular un costo bastante inferior al de las centrales térmicas.

4. La simulación del S.N.I, de acuerdo a los datos operativos reales provenientes del

CENACE, para días típicos correspondientes a una determinada hidrología, no arroja

resultados de flujos de potencia, exactamente iguales a los datos de la operación real,

esto debido a que la demanda de reactivos en cada una de los barras de carga no

corresponde al valor de la operación real del sistema en cada instante de tiempo de la

simulación; esto se produce debido a que la variación de los reactivos esta

determinada de acuerdo a la curva de carga de la empresa eléctrica correspondiente,

la misma que es fijada en función de la variación de la demanda de potencia activa.

5. Otra causa para que los resultados de flujos de potencia de la simulación no sean

iguales a los valores reales, es que no se consideró la generación de la empresa

eléctrica Cotopaxi, pues se desconocen las características de los generadores de estaFernando Chamorro

129

empresa. Cabe aclarar que el CENACE, realiza simulaciones del sistema nacional,

sin incorporar esta generación.

6. Una causa adicional de la diferencia de resultados, es que para las simulaciones no

se tomó en cuenta el valor de la resistencia de los transformadores de todo el Sistema

Nacional interconectado, debido a la falta de estos datos. Es preciso aclarar que el

CENACE, no dispone de estos datos y para sus estudios no considera los mismos.

7. El PowerWorld, no considera el período de tiempo de operación máximo de las

diferentes unidades de generación, pues estas son despachadas considerando

únicamente su curva de entrada - salida y costo de combustible, sin considerar que

existen unidades generadoras como por ejemplo las de la central Alvaro Tinajero,

que funcionan únicamente por un período de 4 horas. Sin embargo el empleo de los

archivos Script, es una solución a este problema, pues escribiendo los comandos

adecuados se puede provocar la entrada o salida de las diferentes unidades

generadoras de todo el sistema eléctrico considerado.

8. El empleo de los archivos Script, para simular operaciones reales del sistema

eléctrico ecuatoriano, es esencial, pues desde estos se pueden escribir los comandos

adecuados para provocar todas las operaciones necesarias. Sin embargo en esta

versión la apertura o cierre de los compensadores no ha sido posible, pues el

comando correspondiente no se ejecuta. Sin embargo para el caso del S.N.I, debido a

que los compensadores están colocados en los terciarios de los transformadores de

potencia y al no haber carga alguna asociada a esta barra(en la realidad desde esta

barra se alimentan los servicios auxiliares de la propia S/E), se ha procedido a abrir

la rama del terciario para de esta manera aislar al capacitor o reactor

correspondiente.

9. El estudio presentado en lo referente a la Interconexión de Sistemas Eléctricos de

Potencia, es de bastante ayuda para aclarar, la forma como se va a realizar las

transacciones en un mercado eléctrico mayorista y específicamente como serán las

operaciones para el intercambio de potencia del Ecuador con el vecino país de

Colombia. Por otro lado se dan las pautas para poder realizar estudios del manejo

económico de la interconexión de los dos países en el PowerWorld.

10. Todos los archivos creados como parte de este trabajo, han sido creados bajo el

criterio de facilitar el estudio de los sistemas eléctricos de potencia en general,

Fernando Chamorro

130

permitir un mejor conocimiento del programa y conocer mas profundamente la

operación real del Sistema Nacional Interconectado de nuestro país.

11. La información sobre los parámetros de eficiencia y costo de combustibles de las

diferentes unidades de generación del país, además de toda la información de todos

los datos técnicos del S.N.I, presentados en este trabajo son los mismos que usa el

CENACE para sus estudios, por lo cual este documento será una fuente directa para

futuros trabajos o consultas sobre el sistema eléctrico ecuatoriano.

12. Todo el estudio sobre el Mercado Eléctrico Ecuatoriano, presentado en este trabajo,

permite entender las principales bases del funcionamiento del nuevo mercado

eléctrico en nuestro país, a partir de esto se puede entender los nuevos desarrollos

sobre este tema que esta realizando actualmente el CENACE y que seguirá

realizando continuamente para perfeccionar el modelo del mercado eléctrico

mayorista en nuestro país.

7.2 RE'

3. Para obtener resultados adecuados desde los archivos realizados en este trabajo, es

necesario que se tomen en cuenta todas las recomendaciones mencionadas para cada

uno de los archivos, caso contrario se corre el riesgo de obtener resultados erróneos.

2. Es recomendable, que para nuevas versiones del PowerWorld, se tome en cuenta lo

concerniente a la operación de los compensadores y los períodos de operación de las

unidades generadoras de un sistema eléctrico. Se debe tener la opción de poder

realizar operaciones lógicas y fundamentales como suma o resta, esto por ejemplo

para poder sumar toda la generación de las distintas unidades generadoras de una

misma barra, sin tener que mostrar el valor de cada una de estas o tener que definir

una zona para mostrar este valor, como se tuvo que proceder para mostrar toda la

generación de la Central Paute, Pucará, Alvaro Tinajero, ect. Además se debe dar un

ambiente mas amigable para la creación de los archivos Script.

3. El valor de los factores de Nodo, depende de las centrales que estén en línea, de la

topología del sistema eléctrico y de la barra de referencia, por lo cual se debe tomar

muy en cuenta estos aspectos para poder tener resultados correctos. Es preciso

aclarar que dependiendo del valor de los factores de nodo, se realizarán todas las

transacciones económicas entre los agentes del MEM y por tanto valores erróneos

pueden acarrear pérdidas económicas para los agentes.Fernando Chamorro

131

4. Todos los archivos creados en este trabajo, están dedicados en gran parte a la

comprensión de la operación del PowerWorld, pero por medio de este para el mejor

entendimiento de los sistema eléctricos de potencia y de la operación real de sistema

nacional interconectado, por lo cual se recomienda utilizar estos archivos lo mas

pronto posible, para el estudio y análisis de la operación de sistemas de potencia,

pues todos estos archivos se convierten en un material didáctico bastante útil.

5. Para próximas simulaciones de la Operación del S.N.I, se recomienda ingresar como

datos adicionales, las Curvas de Capacidad, para las principales Centrales del país,

esto permitiría obtener resultados con una mejor aproximación a la operación real

del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.

6. Con la recopilación de la información adecuada sobre el sistema eléctrico

colombiano, y la información que se da en este trabajo, es posible realizar

simulaciones encaminadas a determinar el costo de mercado del sistema ecuatoriano

para cada transacción económica y comparar este costo con el costo de la energía

proveniente de Colombia, definiendo de esta manera el intervalo de tiempo, en el

cual convendría económicamente realizar una exportación de energía, bajo

determinadas condiciones operativas de los dos sistemas eléctricos.

Femando Chamorro

132

LINEAS DE TRANSMISIÓN

Desde Barra

#

22333334

16161818181924242425252525252729313138444445454848494950555555

NombreAUTE138AUTE138

PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230CUENC138MILAG23QM1LAG23QMILAG138MILAG138MILAG138BABAH138PASCU230PASCU230PASCU230PASCU138PASCU138PASCU138PASCU138PASCU138PASCUALSPOSOR138SALITR69SAL1TR69TRIN1T69QUEVE230QUEVE230QUEVE138QUEVE138PORTOVIEPORTOVIES.DGO230S.DG0230S.DGO138S.DGO138S/E19-ALS.ROS230S.ROS230S.ROS138S.ROS138

A Barra#

4

416242485861424

303212125

118334444263442

13072943

7293939

115

491494747

1481485755568866

NombreUENC138UENC138

MILAG23ÜASCU230ASCU230OTOR230

RIOBA230OJA-138

PASCU230PAUTE230MACHA138MACHA138PASCU138MILAG-BYTRINI230QUEVE230QUEVE230S.ELE138SALIT138POLÍC138CEDEG138EQUIL138POLICENTEQU1L138EQUIL-69EQUIL-69EMELG-DDS.DGO230S.DGO230PORTO138PORTO138MANTAMANTAS.ROS230S.ROS230ESMER138ESMER138S.ALE138TOTOR230TOTOR230S.ALE138S.ALE138

irío

#

1211211112121111211211111¿,•'f£-

•

4¿

'

2•

2•

CARACTERÍSTICAS

R

0.059500.059500.015700.021500.021500.023000.018300.114600.004500,015700.113000.113000.012500.039900.002800.016100.016100.090800.012300.011300.009990.033270.045200.075380.031230.031230.031110.011700.011700.090900.090900.171800.181200.00870.00870.13080.13080.00450.01180.01180.01340.0134

X

0.18530.18530.12810.17530.17530.19050.15150.35760.03580.12810.34660.34660.09940.11800.02240.12910.12910.27300.04470.04190.02480.10020.16760.22690.09410.09410.24890.09360.09360.28330.28330.32330.30420.0720.0720.4010.4010.0210.0970.0970.0630.063

C

0.04410.04410.25580.35260.35260.36920.29360.08400.07840.25580.08510.08510.02820.03080.04530.26960.26960.07020.01100.00910.00660.02560.00230.05800.00190.00190.00410.19550.19550.07020.07020.00750.0070.1410.1410.0980.0980.0050.1890.1890.0160.016

MVA Limíí

141

14144244244244244214144244214114126514144244244214116016014114172

1417272

1004424421411415555

442442141141186442442186186

Fernando Chamorro

133

Desde Barra#

58586271717171747880828484858791

131131

NombreS.ROS138S.ROS138S.ALE138VICEN138VICEN138VICEN138VICEN138LATAC138IBARR138PUCAR138AMBAT138TOTOR138TOTOR138TOTOR230RIOBA-69TULCAN13EMEL-SALEMEL-SAL

A Barra#

711221027274787880918284888886

112191165165

NombreVICEN138PAPA-ALTPOMAS138GUANG138LATAC138IBARR138IBARR138PUCAR138TULCAN13AMBAT138TOTOR138AGOYA138AGOYA138RIOBA230GUARA-BA1PIA138VAP-GUAYVAP-GUAY

Cirio#

111111211111211112

CARACTERÍSTICASR || X

0.013100.037000.009610.006400.063900.056800.056800.024900.049500.021200.005900.017600.017600.004700.151000.013400.028000.02800

0.04830.13590.04600.02350.23560,20870,20870.09160.18270.07830.01850.08420.08420.03900.31000.04960.08600.0860

C || MVALimit0.01180.03330.01180.00500.05680.05120.05120,02210.04420.01890.00440,02160.02160.07560.00570.01200.00170.0017

160160186160160160160160160160141186186442

321117272

TRANSFORMADORESDesde BARRA#

2303202202

3204204

222233330w

4234234

1415

244

NombrePAUTE138PAUTE230PAU-F1PAU-F1PAUTE230PAU-F2PAU-F2PAUTE138PAUTE138PAUTE138PAUTE138PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230PAUTE230CUENC138CUE-FCUE-FLOJA-138LOJALOJ-F

ABARRA#

1202

2302204

2304601701801901

7607707807907234

5334244244344

NombrePAUTE-ABPAU-F1PAUTE 138PAU-T1PAU-F2PAUTE138PAU-T2PAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CCUE-FCUENCACUE-TLOJ-FLOJ-FLOJ-T

CARACTERÍSTICA

X ¡0.10340.0237-0.00430.10540.0237

-0.00430.10540.10340.10340.10340.10340.1120.1120.1120.1120.112

0.0774-0.0090.26210.1233

-0.01580.2593

MVA Limií37537537512537537512511411411411413413413413413410010033636321

Fernando Chamorro

134

# I Nombre || # |16

212212118214214

1920

2162122

2182224

2222222628

22627282930

2293131313238

2083233

210210

3423223238334424

234

242444

2444

24

VIILAG230VIIL-F1VÍ1L-F1VIli-AG-BYVIIL-F2MIL-F2ABAH138ABAHOYOAB-F

MACHA138MACHALA1MAOF1MACHALA1PASCU230PAS-F1PAS-F1S.ELE138S.ELENAELE-FPASCUALSS.ELENAPOSOR138POSORJA9POS-FSALITR69SALITR69SAL1TR69TRINI138TRINIT69TRI-F2TRIN1138TRINI230TR1-F1TRÍ-F1SALIT138SAL-FSAL-FTRINIT69EQUIL-69EQUIL-69QUEVE138POL1C138POLICENTPOL-FQUEVE230QUE-F1QUE-F1QUEVE138QUEVEDOQUE-F2PORTO138PORTOVIEMAN-F1

21217

312214

1731421621631621821831862222225

322226226326627628229229329

353637

208208308632210

3231023231

3321386007004

232333244

34242434242434

Nombre || X I MVA UmitVÍ1L-F1MILAGROVIIL-T1V1IL-F2VIILAGROM1L-T2AB-FAB-FAB-T

MAC-F1MAC-F1MAC-T1MÉXICOPAS-F1PASCU138PAS-T1ELE-FELE-FELE-TG-PASCUAECUAP-SEPOS-FPOS-FPOS-TV-ÍNEC-2V-INEC-3G-INEC-4TRI-F2TRI-F2TR1-T2V-TRIN-1TR1-F1TRINI138TRI-T1SAL-FSALITR69SAL-TPVG-CONSG-EQIL-2G-EQIL-2QUEVEDOPOL-FPOL-FPOL-TQUE-F1QUEVE138QUE-T1QUE-F2QUE-F2QUE-T2MAN-F1MAN-F1MAN-T1

0.0498-0.00480.10760.0849

-0.01310.17110.1125

-0.01250.34580.0849

-0.01310.17110.47220.0237

-0.00430.10540.125

-0.01550.259

0.30.15450.2686

-0.03970.51830.13760.1376

0.4260.0649

-0.00880.26690.06880.0237

-0.00430.10540.0649

-0.00880.16870.0000.13760.13760.36

-0.06450.11720.2660.047

-0.0030.1070.268

-0.0390.518

-0.1700.2950.650

15016756

10010033666620

1001003320

375375125666622

11465333311868635

15015050

16037537512515015030

333868633

15015050

16716756303011757525

Fernando Chamorro

135

#4748

24749

248248

4950

250250

525254

2525556

25557

254254

58585859

28858586263

262258

71258259

71259

70707077277

2777

27888

282829

829

Nombre | # | Nombre | X |MVALimiíORTO138ORTOVIEAN-F2.DGO230DO-F1DO-F1.DGO230.DGO138DO-F2DO-F2SMER138SMER138SMERALDSM-F/E19-AL/E19-BA/E19-F

S.ROS230SRO-F1SRO-F1S. ROS 138S.ROS138S.ROS138S.ROS-BASRO-F2S.ROS138S.ROS138S.ALE138S.ALE-BAS.ALE-FVIC-F1VICEN138VIC-F1VIC-F2VICEN138VIC-F2VICEN-BAVICEN-BAVICEN-BAVICEN-BAGUANG138IBARR-BAIBARR138IBA-F1IBARR138IBARRABAIBA-F2PUCAR138PUCAR138AMBAT138AMB-FAMB-FTOT-F2TOTOR138TOT-F2

24724734724850

348649250

5135053

25225235225525535525458

3546064

28828838866476426226236270

258358

7025935967077087977

2727372727378

68289

388

2939

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Fernando Chamorro

136

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NombreTOTOR138TOT-F1TOT-T1RIO-FRIO-FRIO-TAGOYANAGOYANTUL-FTUL-FTUL-TPOMAS 138V-EMEL-1G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-ALTI-1G-ALTI-2CONS-EQLCONS-EQTGPVG-EMEVPVG-EMEIPIA-FIPIA-FIPIA-FG-EQIL-3G-EQlL-3

X-0.01750.10410.30050.1792

-0.01510.10420.14640.14640.2686

-0.03970.51830.22880.24230.41470.47220.41470.35510.3551

0.140.19440.13760.11670.55890.42350.1233

-0.01580.25930.32660.3266

MVA Limií12012033

100100338585333311334030303030

26.76648

66.66016323333115050

Femando Chamorro

137

CARACTERÍSTICAS CENTRAL PAUTE

CATCHMENT ÁREAsrovincia del Azuaylivera del Río PauteCatchment Área : 5218,6 km2

RESERVORIO.Capacidad Total de Almacenamiento: 120.000.000 m3

Capacidad de Almacenamiento Efectivo: 100.000.000 m3

^íivel Máximo de Agua: 1 99 1 niîvel Mínimo de Agua para Operación: 1935 m

PRESA.Ipo: Hormigón (Arco)

Volumen de Hormigón: 1 .200.000 m3

Altura Máxima: 1 70 môngítud de la Cresta: 400 m

CARACTERÍSTICAS

HEADRACETipo:ôngitud:Diámetro:Descarga:

PENSTOCK.ôngitud:Diámetro/Longitud:

CASA DE MAQUINAS.Tipo:Longitud:Altura:Nivel Centro de la Turbina:

TURBINA DE AGUA.Número de Unidades:Tipo:Salida:Caída Neta Media:Descarga:Velocidad:Fabricante:

GENERADOR.Número de Unidades:Tipo:Capacidad:Factor de Potencia:Voltaje:Fabricante:

PAUTE AB

Túnel de Presión6070 m5.0 m100 m3/s

960 m3.75m

Caverna Subterránea123 m42 mWL I323m

5Peltón Vertical (6 nozzle)116 MW650 m20.I6nrVs360 rpmHydro Art (Italia)

5Vertical, 3 fases AC11 1/127.7 MVA0.913.8WSiemens (Sweden)

PAUTE C

Túnel de Presión6140 m7.8-5.1 m105 m3/s

920.46 m4.4/507.3 m4.2/412.2 m4.4/4.2/3 m

Caverna Subterránea78.5 m42.5 mEL 1323m

5Peltón Vertical122 MW657 m20.62 m3/s360 rpmHydro Art (Italia)

5Vertical, 3 fases AC1 27.7 MVA0.913.8WAEG( Alemania)

Fernando Chamorro

138

CARACTERÍSTICAS

LOCALIZACIÓN Y ÁREA DE DRENAJE.ôvíncia:Ubicación:lío, Laguna:

Área de Drenaje:

EMBALSE^livel Máximo(m.s.n.m)Area(Km2):Volumen: Max (Hm3):

Útil (Hm3):

PRESATipo:Altura Máxima:Elevación de la Corona:Longitud de la Corona:Volumen:Capacidad de los Vertederos:Capacidad del Desagüe de Fondo:

TÚNEL DE CARGA.Tipo:

ôngitud:Diámetro Interior:êndiente Total:Capacidad:

CHIMENEA DE EQUILIBRIO.Tipo:

Altura Total:Diámetro:

TUBERÍA DE PRESIÓN.Tipo:

Longitud Total:Longitud Tronco Horizontal superior:Pendiente:Longitud Tronco Inclinado:Pendiente:Longitud Tronco Inferior:Pendiente:Diámetros TS

TITInf

Espesores Tubería:Altura Neta de Caída media .

CENTRAL PUCARÁ(Pisayambo)

~ungurahua60 Km de Quitoisayambo, (Talatag, El

Golpe, Quíllopaccha)05 Km2

565.500.20.2

'ierra1.20569.320 m

250 m3/s

Circular

5475 m2.60 m0.669% (4 tramos)18.6m3/s

Diferencial

H 7 m2.4 - 5 rn

Subterránea

688.51 m1 12.24 m0.669%541. 77 m119.18%34.5 m

2.202.201.903/g'. r-3/8'444 m

CENTRAL AGOYAN

>astaza - Tungurahua80 km al S-E de Quito

Jastaza

237 Km2

651

.76

.76

iormigón Gravedad43

643 msnm00 m

3800 nrVs2000 m3/s

Revestido de HormigónCircular2378 m6m0.60%120 m3/s

Subterráneo, cámaras yorificios restringidos165 m3.6-6m - 12.50 m

Subterránea, vertical,revestido hormigón178.9 m

-_

--

Difürcador 1 9.4 mehorizontal5.504.503.20

160 m (149)

Fernando Chamorro

139

CARACTERÍSTICAS

CASA DE MAQUINAS.Tipo:Longitud:Ancho:Altura:Puente Grúa(ton.):Elevación eje TurbinasElevación piso Principal:

TURBINAS.Número de Unidades:Tipo:

Potencia por Unidad:Caída Neta Medía:Velocidad:

GENERADORES.Número de Unidades:Potencia Nominal de c/unidad:Factor de Potencia:Voltaje de Generación(nominal):Frecuencia:Velocidad Nominal:

CENTRAL PUCARÁ(Pisayambo)

Subterránea47.5012.0025.45

2Peltón, 6 inyectores, eje vertical49,600 CV430.3514rpm

240MVA0.9513.8 kV60c/s5 1 4 rpm

CENTRALAGOYÁN

Subterránea50.4018.0034.101501488m1499 m

2Francis, eje vertical

78 MW149 m225 rpm

285MVA0.9013.8 kV60c/s225 rpm

Fernando Chamorro

140

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Cen

trale

s co

n re

gula

ción

ho

raria

Cen

trale

s co

n re

gula

ción

hor

aria

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

96.9

296

.92

88.9

088

.90

79.4

079

.40J

Fem

ando

Cha

mor

ro

142

ÍTE

M 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Cen

tral d

eG

ener

ació

n

G. H

erná

ndez

G. H

erná

ndez

G. H

erná

ndez

G. H

erná

ndez

G. H

erná

ndez

G. H

erná

ndez

Lulu

ncot

oLu

lunc

oto

Lulu

ncot

o

Tip

o

Térm

icaTé

rmica

Térm

icaTé

rmic

aTé

rmic

aTé

rmica

Térm

icaTé

rmica

Térm

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U1

U2

U3

U4

U5

U6

U11

U12

U13

Pot

encia

Nom

inal

MW 5.

725.

725.

725.

725.

725.

723.

033.

033.

03

Efe

ctiv

aM

W5.

305.

305.

305.

305.

305.

302.

702.

702.

70

Tipo

de

Com

bust

ible

Bunk

er-D

Iase

lBu

nker

-Dle

sel

Bunk

er-D

lese

lBu

nker

-DIs

sel

Bunk

er-D

lese

lBu

nker

-Dle

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Esta

do A

ctua

l

Buen

oBu

eno

Buen

oBu

eno

Buen

oB

ueno

Bue

noB

ueno

Buen

o

Obs

erva

cion

es

Ope

ran

en e

mer

genc

ias

Indi

spon

ible

Indis

ponib

le

Ope

ran

en e

mer

genc

iasO

pera

n en

em

erge

ncia

s

~n re

para

ción.

TOTA

LTo

tal D

ispon

ible

Act

ual

Tota

l Disp

onib

le a

Ocí

/98

si cu

enta

con

repu

esto

s a

parti

r de

Julio

/98

43.4

039

.90

10.9

0

24.1

0

EMPR

ESA

ELÉ

CTRI

CA M

ILA

GRO

S.A

,

ÍTE

M 1 2 3 4 5

Cen

tral d

eG

ener

ació

n

,_

Mila

gro

Mila

gro

Mila

gro

Mila

gro

Mila

gro

6 [

Mila

gro

Tip

o

Térm

ica

Térm

ica

Térm

ica

Térm

ica

Térm

ica

Térm

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

aId

entid

ad

U3

U4

U5

US

U7

U8

Pot

enci

aN

omin

alM

W2.

502.

502.

502.

502.

502.

50

Efe

ctiv

aM

W2.

002.

002.

002.

002.

002.

00

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Esta

do A

ctua

l

Indi

spon

ible

Reg

ular

Indi

spon

ible

Indi

spon

ible

Indi

spon

ible

Reg

ular

Obs

erva

cion

es

Req

uier

en M

TO s

uped

itado

a la

aut

oriz

ació

n po

r pa

rte d

e la

DIS

CO

M

Req

uier

en M

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sup

edita

do a

la a

utor

izac

ión

por p

arte

de

la D

ISC

OM

I

Req

uier

en M

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uped

itado

a la

aut

oriz

ació

n po

r par

te d

e la

DIS

CO

MS

e e

stim

a in

gres

o e

n o

pera

ción

Abr

ll/98

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

Tota

l Disp

onib

le a

par

tirde

l pró

ximo

estia

je, s

i se

cuen

ta co

n re

pues

tos.

15.0

05.

0012

.00

4.00

12.0

0

EMPR

ESA

ELÉ

CTRI

CA S

TO. D

OM

ING

O S.

A.

ÍTE

M 1 2

Cen

tral d

eG

ener

ació

n

Toac

hiTo

achl

Tipo

Térm

ica

Tér

mic

a

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U9

Ull

Pot

enci

aN

omin

alM

W2.

502.

50

Efe

ctiv

aM

W2.

002.

00

Tipo

de

Com

bust

ible

Dies

elDi

esel

Esta

do A

ctua

l

Buen

oBu

eno

Obs

erva

cion

es

TOTA

LT

otal

Dispo

nibl

e A

ctua

l5.

005.

004.

004.

00

Fern

ando

Cha

mor

ro

EM

PR

ES

A E

LÉC

TRIC

A C

EN

TRO

SU

R S

.A.

143

ÍTE

M 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Central d

aG

enera

ción

Say

mlrí

nS

aym

lrfn

Say

mlrí

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aym

lrín

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nS

aym

lrín

Sau

cay

Sau

cay

Sau

cay

Sau

cay

Tip

o

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

Ul

U2

U3

U4

U5

U6

U1

U2

U3

U4

Pote

nci

aN

om

inal

MW

1.25

1.25

1.95

1.95

4.00

4.00

4.00

4.00

8.00

8.00

Efe

ctiv

a W

OIn

viern

o1.

25

1.25

1.95

1.95

4.00

4.00

4.00

4.00

8.00

8.00

Vera

no 1.

25

1.25

1.95

1.95

4.00

4.00

3.00

3.00

8.00

8.00

Est

ado A

ctual

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Obse

rvaci

ones

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

38.4

038

.40

38.4

038

.40

36.4

036

.40

ÍTE

M 1 2 3

Central d

eG

enera

ción

Mon

ayfv

lona

yM

onay

4

I M

onay

5 6 7 8 3 10

Mon

ayM

onay

El D

esca

nso

El D

esca

nso

El D

esca

nso

El D

esca

nso

Tip

o

Tér

mic

aTé

rmic

aT

érm

ica

Tér

mic

aTér

mic

aT

érm

ica

Tér

mic

aTé

rmic

aT

érm

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U1

U2

U3

U4

U5

U6

Ul

U2

U3

Tér

mic

a i

U4

Pote

nci

aN

om

inal

MW

1.50

1.50

1.50

2.38

2.38

2.38

4.80

4.80

4.80

4.80

Efe

ctiv

aM

W1.

00 1.00

1.00

1.30

1.30

1.30

4.00

4.00

4.00

4.00

Tip

o d

eC

om

bust

ible

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

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Est

ado A

ctual

Reg

ular

Reg

ular

Req

ular

Mal

oM

alo

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oB

ueno

Bue

noB

ueno

Bue

no

Obse

rvaci

ones

Por

Res

tricc

ione

s am

bien

tale

s la

cen

tral

fuer

a de

ope

raci

ón d

esde

abr

il/98

Por

Res

tricc

ione

s am

bien

tale

s la

cen

tral f

uera

de o

pera

ción

des

de a

bril/98

I

Por

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tric

cion

es a

mbi

enta

les

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entr

al fu

era

de

oper

ació

n de

sde

abril

/98

Por

Res

tricc

ione

s am

bien

tale

s la

cen

tral f

uera

de

oper

ació

n de

sde

abril

/93

Por

Res

tricc

ione

s am

bien

tale

s la

cen

tral f

uera

de

ope

raci

ón d

esde

abr

il/98

Por

Res

tricc

ione

s am

bien

tale

s la

cen

tral

fuer

a de

ope

raci

ón d

esde

abr

il/98

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

Tot

al D

ispo

nibl

e a

par

tir d

eO

cf/9

8.

30.8

322

.30!

13.5

0

16.0

0

EM

PR

ES

A E

LÉC

TRIC

A E

SM

ER

ALD

AS

S

.A.

ÍTE

M 1 2 3 4

Central d

eG

enera

ción

La P

ropi

cia

La P

ropi

cia

La P

ropi

cia

La P

ropi

cia

Tip

o

Tér

mic

aT

érm

ica

Tér

mic

aT

érm

ica

Gru

pos

y/o C

lave

de

Identid

ad

U1

U2

U3

U4

Pote

nci

aN

om

inal

MW

2.50

1.25

4.00

4.00

Efe

ctiv

aM

W2.

00

1.10

3.50

3.50

Tip

o d

eC

om

bust

ible

Die

sel

Die

sel

Bun

ker

Bun

ker

Est

ado A

ctual

Fuer

a de

ser

vici

oB

ueno

Bue

noB

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Obse

rvaci

ones

Indi

spon

ible

, neg

ocia

ción

con

DIS

CO

M p

ara

entre

ga a

EE

Suc

umbí

asU

bica

da e

n S

an L

oren

zo,

no e

stá

en s

incr

onis

mo,

con

el S

.N.l

Est

ará

oper

ativ

a en

Abr

il/98

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

11.7

55.

2510

.101

4.60

|

Fum

ando

Cha

mor

ro

EM

PR

ES

A E

LÉ

CT

RIC

A E

ME

LN

OR

TE S

.A.

144

ÍTE

M 1 2 3 4 5 e 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Centra

l de

Genera

ción

Am

blA

mbl

San

Mig

uel

de C

.La

Pla

yaLa

Pla

yaLa

Pla

yaE

spej

oE

spej

oS

an G

abrie

lA

tunt

aqui

Atu

ntaq

ulC

otac

achi

Cüí

acac

hlC

láva

lo 1

Ofs

valo

1O

íava

lo 2

Tip

o

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

aId

entid

ad

U1 U2 U1

U1 U2 U3

Ul

U2

Ul

U1

U2

Ul

U2

U1

U2

U1

Pote

nci

aN

om

inal

MW 4.

00

4.00

2.90

0.40

0.40

0.40

0.20

0.20

0.40

0.20

0.20

0.20

0.20

0.20

0.20

0.40

Efe

ctiv

a

[KM

]In

viern

o4.

00

4.00

2.90

0.40

0.40

0.40

0.18

0.00

0.36

0.18

0.18

0.18

0.18

0.00

0.00

0.38

Ver

ano 4.

00

4.00

2.90

0.40

0.40

0.40

0.18

0.00

0.36

0.18

0.18

0.18

0.18

0.00

0.00

0.38

Est

ado A

ctual

Bue

noB

ueno

Bue

noR

egul

arR

egul

arR

egul

arR

egul

arR

egul

arR

egul

arR

egul

arR

egul

arR

equl

arR

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ar

Req

ular

Obse

rvaci

ones

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

14.5

014

.513

.74

13.7

413

.741

13.7

41

ÍTE

M 1

Cen

tral

de

Gen

erac

ión

San

Fra

ncis

co

Tipo

Térm

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U1

Po

ten

cia

No

min

alM

W2.5

0

Efe

ctiv

aM

W1.5

0

Tipo

de

Com

bust

ible

Die

sel

Est

ado

Act

ual

Indi

spon

ible

Ob

serv

acio

nes

Req

uier

e O

verh

aul

!

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

2.50

0.00

1.50

0.00

EM

PR

ES

A E

LÉ

CT

RIC

A A

MB

AT

O S

.A.

ÍTE

M 1 2 3 4

Cen

tral

de

Genera

ción

Pen

ínsu

laP

enín

sula

Pen

ínsu

laP

enín

sula

Tip

o

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U1

U2

U3

U4

Pot

enci

aN

om

inal

MW 0.5

00.5

00.

501.5

0

Efe

ctiv

a W

WIn

viern

o0.

48

0.48

0.48

1.50

Vera

no 0.

40

0.40

0.40

0.00

Est

ado A

ctual

Req

ular

Reg

ular

Reg

ular

Req

ular

Obs

erva

cion

es

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

3.00

3.00

2.94

2.94

1.20 1.20

I

Fern

ando

Cha

morr

o

145

ÍTE

M 1 2 3 4 5

Central d

eG

enera

ción

El B

atán

El B

atán

El B

atán

Lllg

uaLl

lqua

Tip

o

Térm

ica

Tér

mic

aT

érm

ica

Tér

mic

aT

érm

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

aId

entid

ad

U1

U2

U3

Gru

po 1

Gru

po 2

Pote

nci

aN

om

inal

MW

0.75

1.50

2.98

2.50

2.50

Efe

ctiv

aM

W0.

50

1.00

2.20

2.00

2.00

Tip

o d

eC

om

bust

ible

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Est

ado A

ctual

Reg

ular

Reg

ular

Reg

ular

Reg

ular

Reg

ular

Obse

rvaci

ones

Fue

ra d

e s

ervi

cio,

req

uier

e re

habi

litac

ión

Fue

ra d

e s

ervi

cio,

requ

iere

reha

bilitac

ión

Fue

ra d

e s

ervi

do, r

equi

ere

reha

bilit

ació

nR

equi

ere

reha

bilit

ació

n, p

ero

está

en

func

iona

mie

nto

Req

uier

e re

habi

litac

ión,

per

o es

tá e

n fu

ncio

nam

ient

o

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

Tot

al D

ispo

nibl

e fu

turo

si

se d

ispo

ne fl

nanc

lam

ient

opa

ra re

habi

litac

ión.

10.2

35.

00

10.2

3

7.70

4.00

7.70

ÍTE

M 1 2 3 4 5 6

Central d

eG

enera

ción

Ala

oA

lao

Ala

oA

lao

Rio

Bla

nco

Nfz

ag

Tip

o

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Gru

pos

y/o C

lave

de

Identid

ad

Ul

U2

U3

U4

U1

Ul

Pote

nci

aN

om

inal

MW

2.62

2.62

2.62

2.62

3.00

0.31

Efe

ctiv

a Í

MW

]In

viern

o2.

50

2.50

2.50

2.50

2.70

0.30

Vera

no 1.

50

1.50

1.50

1.50

1.50

0.20

Est

ado A

ctual

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Obse

rvaci

ones

En

perio

do d

e ga

rant

ía

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

13.8

113

.81

13.0

013

.00

7.70

7.70

ÍTEM 1 2

Cen

tral

de

Gen

erac

ión

Riob

amba

Aiau

sí

Tipo

Térm

icaTé

rmica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

Ul

U1

Pote

ncia

Nom

inal

MW 2.

500.

58

Efe

ctiv

aM

W 2.00

0.40

Tipo

de

Com

bust

ible

Die

sel

Die

sel

Esta

do A

ctua

l

Buen

oBu

eno

Obs

erva

cion

es

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

3.06

3.06

2.40

2.40

EM

PR

ES

A E

LÉC

TRIC

A B

OL

ÍVA

R S

.A.

ÍTE

M 1 2

Cen

tral

de

Gen

erac

ión

Chim

boC

him

bo

Tip

o

Hid

rául

ica

Hid

rául

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U1

U2

Po

ten

cia

Nom

inal

MW 0.

450.

90

Efe

ctiv

a [

F.1W

]In

vier

no

0.40

0.80

Ver

ano

0.35

0.00

Est

ado A

ctual

Bue

noB

ueno

Ob

serv

acio

nes

TOTA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

1.35

1.35

1.20

1.20

0.35

0.35

Fem

ando

Cha

mor

ro

146

ÍTE

M

1

Cen

tral

de

Gen

erac

ión

Gua

rand

a

Tipo

Térm

ica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U1

Po

ten

cia

Nom

inal

MW

1.58

Efe

ctiv

aM

Wi

0.80

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Est

ado

Act

ual

Req

ular

Ob

serv

acio

nes

Req

uier

e O

verh

aul e

n a

bril/

98, y

su

pot

enci

a ef

ectiv

a se

rá d

e 1

MW

TO

TA

LT

otal

Dispo

nibl

e A

ctua

l1.

581.

580.

800.

80

EM

EL

EC

S

.A.

ÍTE

M 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Central d

eG

enera

ción

Gua

yaqu

ilG

uaya

quil

Gua

yaqu

ilG

uaya

quil

Aní

bal S

anto

sA

níba

l San

ios

Anf

bal S

anto

sA

níba

l San

ios

Aní

bal S

anto

sA

níba

l San

tos

Alv

aro

Tin

ajer

oA

lvar

o T

inaj

ero

Tip

o

Tér

mic

a V

apor

Tér

mic

a V

apor

Tér

mic

a V

apor

Tér

mic

a V

apor

Tér

mic

a V

apor

Tér

mic

a a

Gas

Tér

mic

a a

Gas

Tér

mic

a a

Gas

Tér

mic

a a

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Térm

ica

a G

asT

érm

ica

a G

asT

érm

ica

a G

as

Gru

pos

y/o C

lave

de

Identid

ad

TV1

TV2

TV3

TV4

TV1

TG1

TG2

TG3

TG5

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AT1

AT2

Pote

nci

aN

om

inal

MW

5.00

5.00

10.0

010

.00

33.0

020

.00

20.0

020

.00

18.0

018

.00

40.0

034

.00

Efe

ctiv

aM

W5.

00

5.00

10.0

010

.00

27.0

020

.00

20.0

015

.00

18.0

018

.00

35.0

0

Tip

o d

eC

om

bust

ible

Bun

ker

Bun

ker

Bun

ker

Bun

ker

Bun

ker

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Die

sel

34.0

0)

Die

sel

Est

ado A

ctual

Dis

poni

ble

Dis

poni

ble

Dispo

nibl

eD

ispo

nibl

e

Dis

poni

ble

Dis

poni

ble

Dis

poni

ble

Obse

rvaci

ones

Man

teni

mie

nto

may

or S

ept.

y O

ct/9

8S

olo

para

hor

as o

leo

Sol

o p

ara

hora

s pi

co

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

233.

0023

3.00

217.

0021

7.00

EM

PR

ES

A E

LÉ

CT

RIC

A C

OT

OPA

XI

S.A

.

ÍTE

M 1 2

I 3 4 5 6 7 8 3 10

Central d

eG

enera

ción

Hfu

chl 1

llluch

l 1

Illuc

hl 1

llluch

l 1lllu

chl 2

llluch

l 2E

l Est

ado

El E

stad

oC

ataz

acón

Cal

azac

ón

Tip

o

hidr

áulic

ahi

dráu

lica

hidr

áulic

ahi

dráu

lica

hidr

áulic

ahi

dráu

lica

hidr

áulic

ahi

dráu

lica

hidr

áulic

ahi

dráu

lica

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

U1

U2

U3

U4

U1 U2

U1

U2

U1

U2

Pote

nci

aN

om

inal

MW 0.

85

0.85

1.75

1.75

2.60

2.60

0.85

0.85

0.40

0.40

Efe

ctiv

a [

MW

JIn

viern

o0.

60

0.80

1.70

1.70

2.60

2.60

0.40

0.40

0.30

0.30

Vera

no 0.

50

0.50 1.20

1.20

2.00

2.00

0.30

0.30

0.25

0.25

Est

ado A

ctual

Muy

bue

noM

uy b

ueno

Muy

bue

noM

uy b

ueno

Muy

bue

noM

uy b

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Reg

ular

Reg

ular

Bue

noB

ueno

Obse

rvaci

ones

Uni

dad

ais

lada

, se

pre

vé In

terc

onec

tarla

en lu

lío/3

8U

nida

d a

isla

da, s

e p

revé

inte

rcon

ecta

rla e

n Iu

lIo/9

8

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

12.9

012

.90

11.2

011

.20

8.50

8.50

Fern

ando

Ctia

morr

o

147

CENTRAL PAUTE

ÍTE

M 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tip

o

H H H H H H H H H H

Mar

caT

urb

ina/M

oto

r

Pél

ton

Pel

lón

Pél

ton

Peí

ton

Pél

ton

Pel

ton

Pel

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Peí

ton

Pel

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Gen

erad

or

Mits

ubis

hiM

itsub

ishi

Mits

ubis

hiM

itsub

ishi

Mits

ubishi

Ans

aldo

Ans

aldo

Ans

aldo

Ans

aido

Pel

ton

Ans

aldo

Gru

pos

y/o C

lave

de

Identid

ad

Ul

U2

U3

U4

US

U6

U7

U8 U9

U10

TO

TA

LTo

tal D

ispon

ible

Act

ual

Pot

enci

aN

omin

alM

W 100.

0010

0.00

10Q.

OQ10

0.00

100.

0011

5.00

115.

0011

5.00

115.

0011

5.00

1075

.00

1075

.00

Efe

ctiv

aM

W 100.

0010

0.00

100.

0010

0.00

100.

0011

5.00

115.

0011

5.00

115.

0011

5.00

1075

.00

1075

.00

Máx

ima

MW 100.

0010

0.00

100.

0010

0.00

100.

0011

5.00

116.

0011

5.00

115.

0011

5.00

Mín

ima

MW 30

.00

30.0

030

.00

30.0

030

.00

30.0

030

.00

30.0

030

.00

30.0

0

Est

ado A

ctual

Obs

erva

cion

es

CENTRAL AGOYAN

ÍTE

M 1 2

Tip

o

H H

Mar

caT

urb

ina/M

oto

r

Fra

ncis

Fra

ncis

Gen

erad

orG

rupos y

/o C

lave

de

Identid

ad

U1 U2

TO

TA

LTot

al D

ispo

nibl

e A

ctua

l

Pote

nci

aN

omin

alM

W 78.0

078

.00

156.

0015

6.00

Efe

ctiv

aM

W

_j78

.00

78.0

015

6.00

156.

00

Máx

ima

MW 78

.00

78.0

0

Mín

ima

MW 30

.00

30.0

0

Est

ado A

ctual

Obs

erva

cion

es

CENTRAL PUCARÁ

ÍTE

M 1 2

Tip

o

H H

Mar

caT

urbi

na/M

otor

Pel

tcn

Pel

ton

Gen

erad

orG

rupos y

/o C

lave

de

identid

ad

U1 U2T

OT

AL

Tot

al D

ispo

nibl

e A

ctua

l

Pote

nci

aN

omin

alM

W 35.0

035

.00

70.0

070

.00

Efe

ctiv

aM

W 35.0

035

.00

70.0

070

.00

Máx

ima

MW 35

.00

35.0

0

Mín

ima

MW 10

.00

10.0

0

Est

ado A

ctual

Bue

noFu

era

de S

ervi

cio

Obse

rvaci

ones

CENTRAL GONZALO ZEVALLOS (VAPOR}

ÍTE

M 1 2

Tip

o

TV

TV

Mar

caT

urb

ina/M

oto

r

Mits

ubis

hiM

itsub

ishi

Gen

erad

or

Gen

eral

Ele

ctric

Gen

eral

Ele

ctric

Gru

pos y

/o C

lave

de

identid

ad

TV2

TV3

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

Pote

nci

aN

om

inal

MW 73

.00

73.0

014

6.00

146.

00

Efe

ctiv

aM

W 73.0

073

.00

146.

0014

6.00

Máx

ima

MW 73

.00

73.0

0

Mín

ima

MW 23

.00

23.0

0

Tip

o d

eC

om

bust

ible

Die

sel

Die

sel

Est

ado

Act

ual

En re

para

ción

Bue

no

Obse

rvaci

ones

CE

NTR

AL

GO

NZA

LO Z

EV

ALL

OS

(G

AS

]

ÍTE

M 1

Tip

o

TV

Mar

caTurb

ina/M

oto

r

Pra

t and

Whi

tne

Gen

erad

or

Pra

t and

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tne

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

eId

entid

ad

TG4

TO

TA

LT

otal

Dis

poni

ble

Act

ual

Pot

enci

aN

omin

alM

W 30.9

0

30.9

030

.90

Efe

ctiv

aM

W 20.0

0

20.0

00.

00

Máx

ima

MW 20

.00

Mín

ima

MW

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Est

ado A

ctual

Reg

ular

Obs

erva

cion

es

En

man

teni

mie

nto

Femando Ch

amor

ro

148

CE

NTR

AL E

SM

ER

ALD

AS

ÍTE

M 1

Tip

o

TV

Mar

ca

Turb

ina/M

oto

r

Fran

co T

OSÍ

Gen

erad

or

Mar

elli

Gru

pos y

/o C

lave

de

Identid

ad

U1T

OT

AL

Tota

l Dis

poni

ble

Act

ual

Pot

enci

a

Nom

inal

MW 132.

5013

Z50

132.

50

Efe

ctiv

aM

W 125.

0012

5.00

125.

00

Máx

ima

MW 120.

00

Mín

ima

MW 60

.00

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Bun

ker

Est

ado A

ctual

Bue

no

Obs

erva

cion

es

CE

NT

RA

L T

RIN

ITA

RIA

ÍTE

M 1

Tip

o

TV

Mar

ca

Turb

ina/M

oto

r

AB

B

Gen

erad

or

ABB

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

e

Identid

ad

U1T

OT

AL

Tota

! Dis

poni

ble

Act

ual

Pot

enci

a

Nom

inal

MW 132.

5013

2.50

132.

50

Efe

ctiv

aM

W 125.

0012

5.00

125.

00

Máx

ima

MW 130.

00

Mín

ima

MW 30

.00

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Bun

ker

Est

ado A

ctual

Bue

no

Obs

erva

cion

es

CE

NT

RA

L G

UA

NG

OP

OLQ

ÍTE

M

1 2 3 4 5 e

Tip

o

T T T T T T

Mar

ca

Tur

bina

/Mot

or

Mits

ubis

hiM

itsub

ishi

Mits

ubishi

Mits

ubis

hiM

itsub

ishi

Mns

ubis

hi

Gen

erad

or

Mei

dens

haM

eide

nsha

Mei

dens

haM

eide

nsha

Mei

dens

haM

eide

nsha

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

e

Iden

tidad

U1 U2

U3

U4

U5 U6

TO

TA

LTot

al D

ispo

nibl

e A

ctua

l

Pot

enci

a

Nom

inal

MW 5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

5.2

31.2

031

.20

Efe

ctiv

aM

W 5 5 5 5 5 530

.00

30.0

0

Máx

ima

MW 5.4

9.5

14.3

19.4

24.3

29.4

Mín

ima

MW 4.4

7.5

11.3

15.4

19.3

23.4

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Bun

ker

Bun

ker

Bun

ker

Bun

ker

Bun

ker

Bun

ker

Est

ado

Act

ual

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Bue

noB

ueno

Obs

erva

cion

es

CE

NT

RA

L S

TA

. RO

SA

ÍTE

M

1 2 3

Tip

o

T T T

Mar

ca

Tur

bina

/Mot

or

Aeg

Kan

isA

eg K

anis

Aeq

Kan

is

Gen

erad

or

Aeg

Kan

isA

eg K

anis

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Kan

is

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

e

identid

ad

TG1

TG2

TG3

TO

TA

LTo

tal D

ispo

nibl

e A

ctua

l

Pot

enci

a

Nom

inal

MW 18 18 18

54.0

054

.00

Efe

ctiv

aM

W 18 18 1854

.00

54.0

0

Máx

ima

MW 18 18 18

Mín

ima

MW 10 10 10

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Die

sel

Die

sel

Est

ado

Act

ual

Bue

noB

ueno

Bue

no

Obs

erva

cion

es

CE

NTR

AL P

AS

CU

ALE

S

ÍTE

M 1

Tip

o

TG

Mar

ca

Tur

bina

/Mot

orG

ener

ador

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

e

Iden

tidad

U1T

OT

AL

Tot

al D

ispo

nibl

e A

ctua

l

Pot

enci

a

Nom

inal

MW 102.

0010

2.00

102.

00

Efe

ctiv

aM

W 92.0

092

.00

92.0

0

Máx

ima

MW 90

.00

Mín

ima

MW 30

.00

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Est

ado A

ctual

Bue

no

Obs

erva

cion

es

Fem

ando

Cha

mor

ro

149

ELEC

TRO

Q.U

1L11

ÍTE

M 1 2

Tip

o

T T

Mar

caT

urbi

na/M

otor

Gen

erad

orG

rupo

s y/

o C

lave

de

Iden

tidad

U1 U2

TOTA

LTo

tal D

ispon

ible

Act

ual

Pot

enci

aN

omin

alM

W 42.4

042

.40

84.8

084

.80

Efe

ctiv

aM

W 39.0

039

.00

78.0

078

.00

Máx

ima

MW 39

.00

39.0

0

Mín

ima

MW 20

.00

20.0

0

Tip

p d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Die

sel

Est

ado

Act

ual

Buen

oBu

eno

Obs

erva

cion

es

ELEC

TRO

QU

ILIH

ÍTE

M 1 2

Tip

o

T T

Mar

caTur

bina

/Mot

orG

ener

ador

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

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entid

ad

U3 U4

TOTA

LTo

tal D

ispo

nibl

e A

ctua

l

Pot

enci

aN

omin

alM

W 40.0

040

.00

80.0

080

.00

Efe

ctiv

aM

W 40.0

040

.00

80.0

080

.00

Máx

ima

MW 40

.00

40.0

0

Mín

ima

MW 20

.00

20.0

0

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Die

sel

Est

ado A

ctua

l

Buen

oBu

eno

Obs

erva

cion

es

ECU

APO

WER

STO

. D

OM

ING

O

ÍTE

M 1 2

Tip

o

TG

TG

Mar

caT

urbi

na/M

otor

Gen

erad

orG

rupo

s y/

o C

lave

de

Iden

tidad

TG91

TG92

TOTA

LTo

tal D

ispon

ible

Act

ual

Pot

enci

aN

omin

alM

W 55.0

048

.00

103.

0010

3.00

Efe

ctiv

aM

W 52.0

044

.00

96.0

096

.00

Máx

ima

MW

Mín

ima

MW

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

Die

sel

Est

ado A

ctua

l

Buen

oBu

eno

Obs

erva

cion

es

ECU

APO

WER

STA

. ELE

WA

ÍTE

M 1

Tip

o

TG

Mar

ca

Tur

bina

/Mot

orG

ener

ador

Gru

pos

y/o

Cla

ve d

e

iden

tidad

U1TO

TAL

Tota

! Disp

onib

le A

ctua

l

Pot

enci

a

Nom

inal

MW 40

.00

40.0

040

.00

Efe

ctiv

aM

W 34.0

034

.00

34.0

0

Máx

ima

MW

Mín

ima

MW

Tip

o d

eC

ombu

stib

le

Die

sel

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Act

ual

Buen

o

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M

1 2 3 4

Tip

o

T T T T

Mar

ca

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U1 U2 U3 U4TO

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inal

MW 5 5 5 5

20.0

020

.00

Efe

ctiv

aM

W 5 5 5 520

.00

20.C

O

Máx

ima

MW

Mín

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MW

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ctua

l

Reg

ular

Reg

ular

Reg

ular

Reg

ular

Obs

erva

cion

es

Fern

anda

Cha

mor

ro

150

CARACTERÍSTICAS DE GENERADORESEn Barraní Nombre J| ID [

89689

9053

638738738

555

670649649628545454

12311331731831931

10311131600700829929

37627

646647646659708707373737377111112

GOYANW3OYAN

MBAT-BAC.T.ESMECONS-EQLCONS-EQTCONS-EQTCUENCACUENCACUENCACUMBA13.ECUAP-SDECUAP-SDECUAP-SEESMÉRALOESMÉRALOESMÉRALOG-ALTMG-ALTI-2G-EMEL-1G-EMEL-2G-EMEL-3G-EMEL-5G-EMEL-6G-EQlL-2G-EQiL-2G-EQIL-3G-EQIL-3G-INEC-4G-PASCUAG-S.ROSAG-S.ROSAG-S.ROSAGPVG-EMEGUAL-HERGUAN+CHIGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOGUANGOPOIBARRABALOJALOJALOJALOJALOJAMACHALA1

HHHVG12DMSC12D1231212356GGGGGGGGGGDGDEFGHH123451

Set VoIt||Min MV\flMax MV\4[Min Mvar||Max Mvar]1.041.041.041.051.051.051.051.041.041.041.031.051.051.051.021.021.021.03

11.051.051.051.031.031.051.051.051.051.051.050.951.051.051.051.051.050.950.950.950.90.91.01.01.01.01.01.01.0

0000000000000000000000000000000000000

78786.912545121216

14.424405244342

1.17

353420201518183939404020901818180

31.812.9

..i

11.2.1.2.

-20-15

-1-10-15-5-5-9-9-9

-40-30-30-24-1~1-1

-10-10-10-10-10-10-10-15-ISi •-*-10-10-5

-20-5-5j

-10-20

_¿

00

-------

20154

3540101024142418464040

115

2020202015181825252020206524242465

4¿

Femando Chamorro

151

En Barra *j| Nombre || ID ||Set Volt||Min MV\flMax MW||Min Mvar||Max Mvai¡22

148148148148622

17770

1601701801901

760770780790781

681875128282892

6313536

632765765

MACHALA1MANTAMANTAMANTAMANTAMÉXICOMILAGRONAYON13.PAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-ABPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPAUTE-CPUCARÁPUCARÁRIOBA-69S.DOMINGS.ELENAS.ELENAS.ELENATULCAN69V-EMEL-1V-INEC-2V-INEC-3V-TRIN-1VPVG-EMEVPVG-EME

21234GTH1234512345HHHT123HVVVV12

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0.9950.9950.995

11.03

1•

0.951.021.02

000000000000000000000000000

3530000

9202

3.55

2012

29.7100100100100100115115115115115353510481

6.614.2

277373

1301020

-4-1-1-1-1

-11-5

-10-46-46-46-46-46-55-55~tt<j\j-tt\j\j-55-8-8-4-1-1„*_-

-5-10

_£

_C

-30_c

-5

711134

158

15464646464655555555551515

¿

1t•

57

205050758

12

Fernando Chamorro

152

BARRAS DE CARGAEn Barra # || Nombre JL ID J|_ ^W J| MVAR

515

171720222728303138414346485154565960

637072777983879092

103112115122130131148

CUENCALOJAMILAGROMILAGROBABAHOYOMACHALA1PASCUALSS.ELENAPOSORJA9SALITR69TRINIT69QUEVEDOPOLICENTQUEVEDOPORTOVIES.DQMINGESMÉRALOS/E19-BAS.ROS-BASROS-MOVS.ALE-BAVICEN-BAGUANG138IBARR-BAIBARRABATQTOR-BARlOBA-69AMBAT-BATULCAN69POMA-BAGUARA-BAEMELG-DDPAPA-ALTCEDEG138EMEL-SALMANTA

11

121111111111111111

1111111111111111

107.833.947.832.737.773.144.828.2

7.911.5

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1.59.7

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31.89.8

2016.211.226.413.69.71.9

229.23.4187

23.911.7

139.9

20.11.5

34.752.5-2.66.95.9

10.76.5

14.84.48.53.6

19.5-0.93.8

117.312.2

Fernando Chamorro

19/0

5/10

98

153

HO

RA

00:0

001

:00

03:0

005

:00

06:0

007

:00

08:0

009

:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

015

:00

16:0

017

:00

18:0

019

:00

19:3

020

:00

21:0

022

:00

23:0

000

:00

EE

QU

ITO

MW

160.

000

135.

100

124,

100

137,

000

194.

200

222.

100

236.

700

245.

300

246.

200

254.

000

252.

700

242.

600

242.

400

251.

300

256.

600

254.

900

266.

600

337.

000

342.

800

344.

100

317.

600

268.

000

209.

500

161.

700

MV

AR

43.3

0033

.900

33.0

0029

.200

33.8

0043

,300

62.1

0072

.100

78.1

0090

.400

93.6

0066

.900

81.1

0088

.200

85.6

0081

.800

79.8

0095

.700

98.8

0010

2.40

096

.300

71.2

0053

.700

41000

PW 0.46

50.

393

0.36

10.

398

0.56

40.

645

0.68

80.

713

0.71

50.

738

0.73

40.

705

0.70

40.

730

0.74

60.

741

0.77

50.

979

0.99

61.

000

0.92

30.

779

0.60

90.

470

EM

ELG

UR

MW

84.4

0080

.400

77.9

0077

.600

80.5

0067

.300

72.8

0081

.000

84.1

0084

.700

87.0

0090

.900

92.6

0091

.200

87.8

0087

.500

85.0

0011

6.80

011

9.10

011

8.30

011

3.90

010

6.50

096

.800

90.4

00

MV

AR

34.5

0033

.500

33.4

0032

.400

30.6

0028

.200

32.3

0036

.700

38.8

0039

.200

40.5

0040

.400

41300

40.8

0040

.700

41.0

0038

.000

44.4

0045

.500

45.3

0043

.800

41.9

0039

.600

35.8

00

PW 0.70

90.

675

0.65

40.

652

0.67

60.

565

0.61

10.

680

0.70

60.

711

0.73

00.

763

0.77

70.

766

0.73

70.

735

0.71

40.

981

1000

0.99

30.

956

0.89

40.

813

0.75

9

ST

A E

LEN

AM

W23

.400

22.6

0022

.100

22.0

0022

.600

17.9

0017

.800

20.8

0021000

21.9

0022

.400

21700

21.7

0021700

21700

21500

23.0

0036

.300

37.2

0037

.400

35.5

0032

.800

29.4

0025

.300

MV

AR

9.30

09.

300

9.30

09.

100

9.40

06.

900

6,40

09.

100

8.90

010

.000

9.80

09.

000

9.20

09.

500

8.60

09.

000

9.20

012

.600

1170

012

.100

1130

011

.400

10.0

009.

800

PW 0.62

60.

604

0.59

10.

588

0.60

40.

479

0.47

60.

556

0.56

10.

586

0.59

90.

580

0.58

00.

580

0.58

00.

575

0.61

50.

971

0.99

51000

0.94

90.

877

0.78

60.

676

AM

BA

TO

MW

22.4

0020

.600

19.6

0021

.100

27.2

0030

.200

31.0

0031800

31200

31200

31400

28.8

0031

.500

32.6

0032

.500

32.1

0036

.900

54.4

0055

.900

54.9

0048

.900

39.8

0029

.700

23.3

00

MV

AR

8.40

07.

900

7.50

07.

500

6.80

06.

100

7.60

010

.500

1100

011

600

11.1

009.

400

10.3

0012

.000

11.6

0010

.900

9.70

014

.000

13.7

0013

.500

12.3

009.

500

10.1

007.

900

PW 0.40

10.

369

0.35

10.

377

0.48

70.

540

0.55

50.

569

0.55

80.

558

0.56

20.

515

0.56

40.

583

0.58

10.

574

0.66

00.

973

1000

0.98

20.

875

0.71

20.

531

0.41

7

ER

GS

MW

15.8

0014

.300

11800

13.5

0019

.200

23.2

0023

.700

25.8

0024

.200

25.7

0024

.600

22.0

0024

.300

30.3

0030

.000

30.2

0033

.600

56.8

0057

.400

54.9

0052

.100

40.5

0030

.100

20.7

00

MV

AR

3.00

02.

500

2.70

0-1

100

-1500

0.00

0-0

.600

4.50

044

.900

6.30

05.

700

3.90

04.

100

6.30

06.

900

5.50

04.

900

8.20

08.

200

8.50

06.

500

4.60

03.

800

2.40

0

PW 0.27

50.

249

0.20

60.

235

0.33

40.

404

0.41

30.

449

0.42

20.

448

0.42

90.

383

0.42

30.

528

0.52

30.

526

0.58

50.

990

1000

0.95

60.

908

0.70

60.

524

0.36

1

Fer

nand

o C

ham

orro

154

HO

RA

00:0

001

:00

03:0

005

:00

06:0

007

:00

08:0

009

:00

10:0

011

:00

12:0

013

:00

14:0

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:00

16:0

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:00

18:0

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:00

19:3

020

:00

21:0

022

:00

23:0

000

:00

EM

ELN

QR

TE

MW

25.3

0023

.100

23.3

0025

.100

28.8

0029

.100

29.6

0031

.000

27.8

0027

.200

27.1

0027

.500

28.0

0027

.300

27.1

0025

.900

32.4

0051

.500

52.6

0051

.900

44.7

0035

.100

27.6

0023

.500

MV

AR

12.3

009.

800

10.2

0010

.200

9.30

09.

400

12.0

0014

.300

14.7

0015

.300

14.3

0014

.200

13.1

0014

.000

14.1

0015

.000

12.5

0014

.800

14.6

0014

.500

14.3

0012

.400

11.7

0011

.300

PW 0.48

10.

439

0.44

30.

477

0.54

80.

553

0.56

30.

589

0.52

90.

517

0.51

50.

523

0.53

20.

519

0.51

50.

492

0.61

60.

979

1.00

00.

987

0.85

00.

667

0.52

50.

447

RÍO

BA

MB

AM

W 3.30

02.

100

1.80

03.

100

7.30

08.

100

6.20

05.

900

1700

4.00

04.

500

3.90

04.

400

4.60

04.

600

5.30

08.

200

20.1

0021

.600

20.2

0018

.100

10.9

005.

700

2.70

0

MV

AR

3.80

03.

700

3.80

03.

000

2.20

0-1

.300

-0.1

000.

700

2.80

02.

600

2.00

01.

600

1.10

01.

700

1.70

01.

600

1.30

01.

900

1.40

01.

600

2.20

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HORA

CURVA DE CARGA EMELMANABI

HORA

HORA HORA

DE CARGA EESTDOMÍNGO

HORA HORA

Fernando Chamorro

158

325

HORA HORA

HORA HORA

o o o o o o o o o o o oO O Q O O O O Q O C O O Ooo

CO CD COo o o O CM CO CO 0Í

HORA

t- CO04 CM

Fernando Chamorro

159

oooo

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HORA

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HORA

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ooCNCM

HORA

HORA

Fernando Chamorro

160

ia: [3]

COMPENSADORESBarra $ ||Nombre ||Barra Regul# ||Conírol ]|Acíual Mvar J|VoIt High J|Volí Low

302304312316318322330342348354380384

PAU-T1PAU-T2M1L-T1BAB-TMAC-T1PAS-T1POL-TQUE-T1SDO-T1SRO-T1TOT-T1RIO-T

33

173162124434550578586

DiscreteDiscreteDiscreteFixedDiscreteDiscreteDiscreteDiscreteDiscreteFixedDiscreteDiscrete

0.0-20.018.00.0

12.0-20.012.0

-10.0-10.0-20.0-10.0-10.0

1.11.11.11.11.11.11.11.11.11.11.11.1

0.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.90.9

Fernando Chamorro

161

ANEXO # 8; Batos de la Operación Real del S.NJ.

NOVEDADES DE EMPRESASDIA= HARTES FECHA: 19/05/98

06:10 SE ñBRE 52-062 EN S/E PASCUALES L/T A DAULE A PEDIDO DE IN6.RQNERQ DE EHELBUR POR CORRECCIÓN DE PUNTO CALIENTE06:51 SE CIERRA 52-062 EN S/E PASCUALES TRANSMISIÓN DAULE10s02 UNIDAD 2 DE ALVARO TINARJERO INGRESA AL PARALELO17:00 CENTRAL TÉRMICA LULUKCQTO EES EN PARALELO18:05 GENERACIÓN TERÍ1ICA EHELNANABI SALE DE PARALELO18:08 T66 EEE EN PARALELO18:20 CENTRAL TÉRMICA EL DESCANSO EERCSÜR EN PARALELO18¡25 TG1 EEE EN PARALELO18:32 EEQ CONECTA 52-3TO EN C.T. SUANGOPGLÜ 218:34 CENTRAL TERHICA CATAHAYO EERSUR EN PARALELO18:38 T63 EEE EN PARALELO18:39 EEQ COMUNICA QUE üü DE CENTRAL TERHICA UILUNCQTü HO INGRESARAEN PARALELO POR CUANTO EL MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD CONTINUA18:40 GENERACIÓN TERHICA RIOBAMBA EN PARALELO18:50 CENTRAL TÉRMICA LLIBUA EEAHBATO EN PARALELO19¡07 GENERACIÓN TERHICA EflELORO EN PARALELO19¡4S TG1 EEE SALE DE PARALELO20:17 TB3 EEE SALE DE PARALELO20:30 GENERACIÓN TERHICA RIOBAHBA SALE DE PARALELO20:40 CENTRAL TERHICA LLIGUA EEAHBftTQ SALE DE PARALELO20:58 CENTRAL TÉRMICA CATAHAYO EERSUR SALE DE PARALELO20¡59 CENTRAL TÉRMICA EL DESCANSO EERCSUR SALE BE PARALELO21:10 GENERACIÓN TERHÍCA EHELORO SALE DE PARALELO21:47 TG6 EEE SALE DE PARALELO22:10 EEQ DESCONECTA 52-3TO EN C.T. 6UAN6DPOLO 222:15 GENERACIÓN DE EHELHANBI SALE DEL PARALELO22:19 CENTRAL TERHICA LULUNCOTO EES SALE DE PARALELO22i25 ALVARO TINAJERO Z SALE DEL PARALELO

Fernando Chamorro

162

NOVEDADES DE I MECE!.DÍA* HARTES FECHAi Í9/05/9S

00!22 SE DESCONECTA CAPACITOR 2 EN S/E HÁCHALA00¡30 üi DE ELECTROQUÍL SALE DEL PARALELO00:31 Ü3 C PAUTE SALE DEL PARALELO MANTENIMIENTO03¡02 SE CDNECTA CAPACITOR EN S/E QUEVEDD05:42 SE DESCONECTA REACTOR RCH EN S/E STA, ROSA07;0í BE SOLICITAN LAS UNIDADES I Y 2 DE ELECTROQüíL 2 A HININA GENERACIÓN.07s23 C. GAS PASCUALES INGRESA AL PARALELO, SE SOLICITA MININA CARGA07:24 UNIDAD 2 DE ELECTR08UIL 2 INGRESA AL PARALELO CON HINIHA CAR8A,07¡25 UNIDAD 1 DE ELECTRGQÜIL 2 IN6RESA AL PARALELO CON MÍNIMA CARGA,08:12 SE SOLICITA A ELECTROQÜÍL 3 INBRESfiR AL PARALELO CON UNA UNIDAD A MININA CARGA,08:12 SE SOLICITA A ELECTRÜQUIL 2 SUBIR LA 6ENERACIQN AL MÁXIMO EN UNA üNIMD.08:14 EE DESCONECTA REACTOR EN S/E QUEVEDO,08¡32 SE CONECTA CAPACITOR 2 EN S/E MÁCHALA.OBí4? UNIDAD 3 DE ELECTROQÜÍL 3 INGRESA AL PARALELO.09:23 UNIDAD 3 DE CENTRAL PAUTE INGRESA AL PñRALELQ,09:52 TERMINAN LIMPIEZA DE QUEMADORES EN UNÍDAD TV2 DE CENTRAL GONZALO ZEVALLOS V PROCEDEN A SUBIR LA 6ENEWCION fiL!0;06 SE SOLICITA A ELECTRDGUÍL 3 BAJAR LA GENERACIÓN AL MININO EN LA UNIDAD 3.10:32 SE CONECTA CAPACITOR í EN S/E HÁCHALA,10:42 UNIDAD TG92 DE ECUAPOHER SANTO DOMINGO INGRESA AL PARALELO COMO COMPENSADOR.I7í30 U2 DE PAUTE QUEDA DISPONIBLE DESPUÉS DE MANTENIMIENTO17:46 CENTRAL GUANSOPDLO EN PARALELO CON 4 GRUPOS17:47 U2 DE PAUTE EN PARALELO17:58 SE PIDE A ELECTROQÜÍL 3 ARRANQUE LA U4 CON LA CANTIDAD NECESARIA DE NH PARA COMPLETAR LOS 125 HH18:27 U4 DE ELECTRQQÜIL 3 EN PARALELO13:31 SE CONECTA EL Cí EN LA S/E HILAGRQ18:35 TB3 DE STA. ROSA EN PARALELO18i36 TG2 DE STA. ROSA PASA A OPERAR COMO GENERADOR18:41 T61 STft. ROSft PASA A OPERAR COMO GENERADOR21:14 TGi STA. ROSA PASA A OPERAR COMO COMPENSADOR21:16 SE PIDE SACAR UNA UNIDAD DE ELECTROQÜÍL 321:16 T52 DE STA. ROSA PASA A OPERAR CQI1Ü COMPENSADOR21:23 TG3 DE STA. ROSA SALE DEL PARALELO21¡28 Ü3 DE ELECTRQQÜIL 3 SALE DEL PARALELO21:32 SE PIDE SACAR LA U4 DE ELECTROQÜÍL 321:47 U4 DE ELECTROQÜÍL 3 SALE DEL PARALELO22:25 CENTRAL BííANGOPOLÜ SALE DEL PARALELO22¡44 SE PIDE A ELECTRQQUR 2 BAJE LA GENERACIÓN DE LA ül AL MININO22:50 SE DESCONECTA CAPACITOR 1 EN S/E HILABRO22:58 SE PIDE A ECUAPONER STO, DOMINGO SAQUE UNA UNÍDAD COHO COMPENSO23:14 UNIDAD TG92 DE ECUAFGNER SANTO DOMINGO BALE DEL PARALELO COMO COMPENSADOR.23:21 CENTRAL A GAS PASCUALES SALE DEL PARALELO.23:30 UNIDAD i DE ELECTROQÜÍL 2 SALE DEL PARALELO,

Fernando Chamorro

163

SUPERVISIÓN V CONTROL OPERATIVO

GENERACIÓN DE CENTRALES DE INECELPaoina i

HORA

00 ;00OlsOO

¡03:0005:0006:0007iOü08 i 0009 i 00lOíOO11:0012:0013;0014:00

í 15:0016:0017:00IBíOO19:0019:3020:0021:0022! 0023:00

! 24:00fc.

UNÍ:— — ~ r

9:8!8!8!8!817!8!9!9!9!9:9!9!9í91

10!10!10!10!

10Í10!10 í101

CENTRAL PAUTE ! PUCARÁ ¡ AGOYAN !G

m ÍHVAR 1N.EHBAL! CAUDAL!— -) ( - _ t _

676. 01164. 01198B.44!604.0Í134.0ÍW8B.49!554.0!100.0:i98B,62!656, Oí 85,011988.7516B4.0íl35.0!19B8,80!674.0! 94,0:1988.821666,0! 98.0Ü988.83:734, OÍ14B. 011988. 83!713, 01138. 011988, 83!794, 0I20B. 011988, 821784. 01199. OÜ988.75Í800.0¡W2.0;WB8.71!B03,0¡208, 011988. 67!813,0:220.011988,62!B32.0!224,0!Í988.57;811, OÜ96, 011988. 48!852. 0!206, OÜ988.40!956,01370,011988.31!

1020.01379.011988,2611001.01363.011988,19!935.Oil31.OJW88.OB!957,01319.011987.981808,0:204,011987,88!685, 01167. OÜ987. 81!

i170,1!163.91160,61158.1!154.81152.6!140,81135.9!134.1!136.1!119,31112,3!107.2!111.0!109,5!99.5!94,1!91.B!

0,0!

92,7!94.1:91,2189.0!85,6!

m ¡HVAR i M» ¡F

'0,0!0.0:0,0!0,0:0.0;O.O!0,0:0.0!0,0;O.O:0,0:0.010,01O.O!0,0:o.o:O.O!O.O!O.O!0,0!0.0!O.O!0.0!O.O!

1 i0.01158.0!Q.ÜÍ158.0Í0,0;i5B.0:0,0:153.0:0,01158. 0!0,01156.0!0.0:156,0!0. 0¡156. 0!0.0;i56,0!0.0Ü56.010.01156.0!0.0!129,0!0.01129. OíO.OÜ36.0!O.OÜ22.0:0.01123.0:0.0:111.0;O.OÜ57.0!0,0:i57.0:0.0! 157.0!0,0:156.0!0,0:155.01O.OÜ55.0!0.0:i54,o;

MAR !

i12,0!io.o;7,01ii.0;17.0!14.0!21.0!34.0!33.0!32.0!32.0!19,0!24.0!25.0!24,0!19.0!18,0!51.0!53.0!53,0!41,0!37,0!31,0!

4,0!

. ZEVALLOS ¡ESMERALDAS ¡STA. ROSA ¡GUANBOPDLOíG-PASCüAlS!1,1,r , „_ i _ i i ,

TRINITAP!i i — t """ —————— , — — — — — — — — — ( — — — — — -

Htt ÍHVAR ! m ÍHVAR ! HH ¡HV'AR ! HN ¡NVAR ! HH ¡MVAR ! m í*f

73.0!73,0!52.0!53.0!54.0!51,0!57.0!58.0!68,0!72,0!72.0'72.0!72,0¡72. Oí72.0!72.0!72,0!72.0!72.0!72,0!73.0!73.0!72.0!73.0!

i i i 1 1 < i37.0! 63.0! 7.0! O.Oi-11.0! 0.0! 0.0! 0.0!35.0! 63.0! 5, Oí 0,0! -9.0! 0.0} 0.0! 0,0!23,0! 63.0! 3.0! O.Oí-12.0! 0.0! 0.0! 0.0!17.0! 62,0! 5.0! 0,0! -9.0! 0.0! 0.0! 0,0120.0! 62.0¡ 7,0! 0.0! -5,01 0.0! O.O! 0.0!U. Oí 63,0! 2,0! 0.0! -6. 0! O, Oí O.O! 0.0!22.0! 03,0! 5.01 0.0! 19,0! 0.0! 0.0J30.0!43,0! 64.0! 7.0; 0.0! 29,01 0,0! 0.0130.0!39.01 64,0! 8.0! 0.0! 30.0! 0.0! O.OÍ30.0!44.01 64,0! 10.0! 0,0! 44. O! 0.0! 0,0130,0!41.01 64.0; 10,0; 0.0! 44,0! 0.0! O.OÍ29.0!43,0: 64.0; 9,0! 0,0! 43,0! 0.0! O.OÍ30.0!55.0! 64.0! 8.0! 0.0! 22.0! 0.0! 0.0!30.0!41,01 64.0! 6,0! O.O; 41.0! 0.0! O.OÍ2B.O!40. Oí 64.0! 7,0! O.O! 39,0! 0,0! 0.0;30,0¡34.0! 64.01 7,0! 0.0! 44. O! 0.0! 0.0!30.0!31.0! 64.0Í 8,0; 0.0! 43,0:11.5! 3.3!30,0!34,0! 64.0! 27,0!50.01 7l .O!W.3¡ 10.3¡90.0!28,0! 64.0! 29. 0;51, Oí 74.0119, 3! 10.3¡90.0!26,0! 64.0! 23.0151.0! 75, 0119,3! 10,3190,0!27,0! 64. Oí 23,0¡45.0! 58.0Ü9.3! 3.3¡90.0!33.0! 63.0! 21,0! 0.0! 16.0115.3! 3.3150.6!35.0! 64.0! 13.0! 0.0! -1.0! 0.0! 0.0130.0!23.0! 63,0! 7.0; O.Oi-10.0! 0.0! 0.0! 0.0!

i0.0!O.O!0.0!0.0!o.o;0.0!5.0!

15,0;i?. o;í7. 1!16.6!19.2!19.9!20.4! .20.0!15.0!16. Oí20.0;25.0!25. Oí8.0!

19.9!18. Oí0,0!

i0,0:o.o;o.o:0,0!

0.0!o.o;0.0!0,0;0.0!0.0!O.O!0,0!0.0!0.0!0.0!0,0!0,0!0,0!0.0!0.0!0.0!0,0!0.0!0.0!

VAR 1

0.0!0,0!0.0!O.O!0.0!0.0!0,0!0.0!0.0!0,0!O.O!0,0'0.0!0,0!0.0!O.O1

0.0'0.0!' .0 !

,01.0!

.Oí

.010,0'

FECHñi 19/05/98 DÍA; HARTES

! GENERACI8N(N»H)

! ENER6IA BRUTAní ENERGÍA AUXILIAR

; NIVEL PISAYAMBO

! VERTEDERO PAUTE

PAUTE

18348.0

40.769

3559,43

0,000

PUCARÁ !

o.o:0,000:

ABOYAN !G.

3575,01

3,300!

ZEVflLLQS!

1571.0!

66.610'

ESHERALDA3!

1550,0!

163. 730!

SANTA ROSA!6UANGOPOIO

130. 0001 84.510

2.640! 5,210

!G-PASCÜAL!V.

I 681.2!

; 5.490!

TRIMIT!

O.D;

0,000:

TOTAL :

25939,709!

28?. 749!

Fernando Chamorro

164

SUPERVISIÓN Y CONTROL OPERATIVO

GENERACIÓN BE CENTRALES DE IHECELPacuna 2

HORA

00:0001:0003:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014;0015:0010:0017:0018:0019:0019:3020:0021:0022 i 0023:0024:00

ECÜAPOHR-SEíECüAPOHR-S.DO! 6. HEJICO_ „„__ i- - i i _

m

-2,8-2.8-2.8-2,8-2.8-2.8-¿.8-2,8-2.8-2.8-2,8-2.8-2.8-2.8-2.8-2.8-2.8-2,8-2.8-2,8_o c¿.E

-2.8-2.8-2.8

HVAR ¡ nú ¡ HVAR ! m

17.2! -1.5! 10.1!15. Oí -1.7! -4,8!11,9! -1.7! -4.3!14.3! -1.6! -4. i!16.5! -1.6! "1.3!9.7! -Í.5! 15,1!9,5! -1.5! 15.4!9.3! -1,5! 15.5!10,2! -1.5! 20.5!10,1! -3.2! 30, Oí9,8! -3.1! 25,7!9.5! -3.1! 22.3!10.6! -3.1! 26,5!11.2! -3,1! 26.2!10,7¡ -3.1¡ 26,4!9.9! -3,1! 24,1!10.0! -3.1! 22. 0¡Í9.7Í -3.1! 37,3¡19.6! -3.1! 37,9¡18.2! -3.1! 38,3!16.4! -3.2! 32.9!17.0! -3.1! 27.9¡Í5.9¡ -3.1! 14,0!16,4! -1,5! 3,0!

HVAR

CONSOR/INEC

m HVAR

ELECTRGUIL2!ELECTPQUIL3!i i

m ! HVARí m i HVAR!„_„!_ _,! 1 _ ,. I

1 t t t

20.0! 6.0! 0.0! 0.0!0,0! 0.0! 0,0! 0.0!0,0! 0.0! 0,0! 0.0!0.0! 0.0! 0.0! 0.0¡0.0! 0.0! 0.0! 0,0!0,0! 0,0! 0.0! 0,0!40.0! 8.0! O.OÍ 0,0!74.0Í 10.0! 25.0! 1,0!74.0! 24,0! 39.0! 6.0!74,0! 24.0! 20,0! 5,0!74.0Í 24,0! 20,0! 5.0!74.0! 24,0! 20.0! 5,0!74,0! 24.0! 20.0! 5.0!74,0! 24,0! 20,0! 4,0!74.0! 24. 0¡ 20.0! 4, Oí74.0! 24. Oí 20.0! 4,0!74.0! 24.0! 20.0! 5.0!74.0! 24,0! 50,0! 6.0!74.0! 24. Oí 50.0! 10.0!74.0! 24.0! 50.0! 10.0!74.0! 24.0! 50.0! 6.0!74.0! 24,0! 0,0! 0,0!59,0! 22.0! 0.0! 0,0!20,0! 3,0! 0,0! 0,0!

FECHA: 19/05/98 DÍA: HARTES

! 6ENERAC!DN(flHfí) !ECUAPHR~SE!ECUAP&JR-SD! 6, MÉJICO !CO«S/INECE!ELCTRGUIL2!ELCTRGUIU! TOTAL !1 1 __ ~«. „ _,. < — f. _..«. — H__> — — _ — ...... _- 1 _ _ — —«_ — - — .. 1 __..._».__...._ 1 _„..,.__._...._,....,__..„..__.._

I ENERGÍA BRUTA í 0,0! 0.0! ! ! 1159,2! 374. 2Í 1533,407!

! ENERGÍA AUXILIAR ! 73.300! 0.132! ! ! 0.000! 0.000! 73.432!

Fernando Chamorro

SUPERVISIÓN Y CONTROL CfE&ATÍVD

GENERACIÓN DE EMPRESAS INTEFCONECTftDASPsain? 1

165

HORA

00:0001 i 0003:0005:0006:0007íOO08:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0019:3020:0021:0022:0023:00

, ¿4*00

TOTAL

HIERO !i!

fítf í HVAR íi ii i

48.2! 10. í!48.0! 6.7!48.1! 6.2!48.1! 6,1!48. i! 6.2!48,1! 7.6!53, oí 8.6!63. ó! 13.4!63.6! 13,4!63,6! 13,6!63.6! 13.6!44.2! 9,1¡64.2J 9.1!63.7! 10.4157.9! 11. li55.7! ll.fi!57.9! 10.4!86,9! 27, O!90,9! 27.4!90.9! 27,4!83.0! 18.7!64.0! 9,6!47.0! 9, Oi48.0; 7.3!

1428.0! !

E. E. QUITOTERHICO ÍCON50RCI/EEQ

ii

m ; HVAR ¡ mi it i0.0! 0.00!0.0! 0,00!0.0! 0.00!o.o! o.oo;o.o; o.ooio.o; o,oo¡0.0! 0,00!30,0! O.OOi0.0! 0.00!0,0! 0,00!O.Oi 0.00!0.0! 0.00!0,0! 0.00!O.Oi 0,00!O.Oi 0.00!0,0! 0.00!2.8! 0.40!2,8! 1.36!2.8! 1.36!2.8! 1,19!2,8! 0,40!2,8! 1.02!0.0! 0.00!0.0! O.OOí

44.0! í 0.0

HVAR

E N E LV A P O R !

i ii

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45.5¡ le, Q;45.5! 13,0!45.5! 12. 0;45,5! 10.0!45.5; 12,5!45.5! 12,0!46.0! 12.0;41, 0! 23. OÍ46.0; 25.5!46,0! 24,5!46.0! 25.0!46,0! 25.0!46.0! 25.0!46.0! 25.0!46.0! 26,0!45,0! 27.0!46.0! 22.0!46, O! 22,0!46.0; 19.0!46,0! 18,0!46,0! 17,0!46,0! 19.0!46.0! 18,0!46.1); 18,0!

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1

FECHA: Í9/05/9S DIAí «ARTES

Fernando Chamorro

SUPERVISIÓN V CONTROL üFE

GENERACIÓN PE EHPRE3A9 INTERCONECTfíDASPacir.3 2

166

HORA

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FECHA: 19/05/93 DÍA: HARTES

Fernando Chamorro

168

NOVEDADES DE INECELDIA= VIERNES FECHA: 10/10/97

00:10 SE DESCONECTA EL CAPACITOR DE PASCUALES,00*19 SE CONECTA EL REACTOR DE TOTORAS.00:26 SE CONECTA EL REACTOR DE QUEVEDO00:27 SALE DE PARALELO LA U4 DE PAUTE,00:37 SALE DE PARALELO LA Ü9 DE PAUTE,00í56 SALE DE PARALELO LA U5 DE PAUTE.Oi¡37 SE CONECTA EL REACTOR DE RIOBAMB6.06:10 SE CONECTAN LOS REACTORES DE PASCUALES.Ü7sü0 SE DESCONECTA REACTOR RCX EN S/E STA, ROSAÜ7íW BE ADRE REACTOR EN S/E RIOBAHBA07:14 UNIDAD 2 DE CENTRAL PAUTE EN PARALELO07:21 SE DESCONECTA REACTOR EN S/E TOTORAS08:06 SE DESCONECTA REACTOR RCH EN S/E STA, RDSA.08:48 UNIDAD 2 DE ElECTROQUIL DISPARA POR BAJA FRECUENCIA DISPfiRA BOMBA DE INVECCIÓN DE ASUft,OBs52 UNIDAD 2 DE ELECTROSUIL EN PARALELOOB:5B UNIDAD 3 DE CENTRAL PAUTE EN PARALELO10:33 T83 3TA. ROSA EN PARALELO A PRUEBAS,11:19 UNIDAD 4 DE CENTRAL PAUTE EN PARALELO11:23 UNIDAD 3 DE CENTRAL PAUTE SALE DEL PARALELO A MANTENIMIENTO BAJA RESISTENCIA DEL PQTOP.12:13 SE DESCONECTA REACTORES EN S/E PASCUALES19;30 UNIDAD 2 DE ELECTROQUIL 2 SALE DEL PARALELO DEBIDO A BAJA FRECUENCIA MOMENTÁNEA PRODUCIDA POR EL DISPARE)DE ECUAPQNER SANTA ELENA CON 33 HN19¡48 UNIDAD 2 DE ELECTROflüIL 2 INGRESA AL PARALELO21:23 UNIDAD 2 DE PAUTE SALE DEL PARALELO21:30 UNIDAD 8 DE PAUTE SALE DLE PARALELO22:10 UNIDAD 4 DE PAUTE SALE DEL PARALELO22:15 UNIDAD 2 DE ELECTRQQUIL 2 SALE OLE PARALELO DEBIDO A SUPUESTA BAJAFRECUENCIA INDICAN QUE CON 59,75 til SE BLOQUEA EL SISTEMA DE INVECCIÓN DE AGUA V ES NECESARIO SALIR POP 10 MINUTOS2?¡20 UNIDAD 2 DE ELECTRGQUÍL 2 REINGRESA AL PARALELO22:52 UNIDAD 6 DE PAUTE SALE DEL PARALELO23:35 SE DESCONECTAN LOS CAPACITORES DE PULICENTRO.23:36 SE CONECTAN LOS REACTORES DE PASCUALES,23:37 HE CONECTAN LOS REACTORES DE STA, ROSA,23:56 Ü7 DE PAUTE CON 3 INYECTORES.24:00 COMUNICAN DE C. STñ ROSA QUE NO TIENEN EL DATD DE AUXILIARES POR NO DI3 PONER DE LA LLAVE DEL COMPARTIMENTO.

Fernando Chamorro


6ENERAC10N DE CENTRALES DE 1NECELPagina 1

169

1

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CENTRAL PAUTE

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61.0:65.0!4B,0!67.0!49.2ÍÓ7.0!5i,í!66,0¡50.7Í6B.O!49,9!70,0!55,ó;68.0;53,3¡68,0;53,0169,0;52,6!68.0;50.8¡69,0¡47.7:68.0!51.2:68.0!51.3J68.0:51.3Í67.0!51,2:68.0!51,5;70.0!51, 5!69.0!0.0171, 0!

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14,0!11B,0!20.0U1B.O!24.0:119.0:21,0!119.0!20.0!119,0!25,0:120,0:27,01120,0125.01118.0;22, 01118. 0!17.0UÍ7.0!26.0UÍ7.0I26.0!117.0!20.01116,0!B.OÍ117.0!

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14.01 0,0115.0! 0,0117. 0! 0.0!17,0117.0:16,0118.0114.0U7.0116.0119.0!Í3 .ÜU5.0113,0115.0;Í2.0U5.0114.0U5.0!20,0:15,0:20.0U6.0!Í9.0U5.01Í6.0U5.0!14.0115.0113.OU5.CilÍ4.0Ü5.0!

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16.0:24,2;11, 0123. 7!10,0123.7!11.0123.7!11,0:23.7;ÍO.OÍ23.7 ;11.QÍ23,7:12,0124."!13.0124.2!13.0124,2!11,0124.2!9.0124.2!9, 0123. 2!9 ,0124.219,0124.21

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FECHA: 10/10/97 Dlfi: VIERNES

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7251.0

34.525

3558,78

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1614.0

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108.8501 187.990! 0.000! 16.9201 0,000! 355,155!

Fernando Chamorro


6EHERACION DE CENTRÓLES DE INECELPatjina 2

170

HORA

00; 0001 ¡0003 ¡0005:0006 ¡0007 ¡0008 i 0009:00iOiOOlí:0012:0013:0014:0015¡00ió:0017iOO18:0019:0019:3020sOO21:0022:0023:00

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1

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10,0!10,0!10,0!10,0!10.0!10.5!10.0!10,0!10,0!10.0!10.0!10,0!10,0!10.0!10.0!10.0!10.0!10. Oí10. o;10,0!12,0!10,0!10. 0!10,0!

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1

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2.0! 86.0!2.0! 84.0!2.0! 84, 0!2.0! 84.0!2,0! 84.0!2,0! 81.0!2,0! 87.0!2,0! 85.0!2,0! 86.0!2.0! 85.0!2.0! 78.0!2.0! 82.0!2.0! 81.0!2,0! 81.0!2.0! 86.0!2.0! 86,0!2.0! 83.0!2,0! 90.0!2,0! 39,0!2,0! 86.0!2.0! 84.0!2.0¡ 86.0!2,0! 84.0!2.0! 84.0!

HVARí

8. Oí10.0!10.0!10.0!8,0!9.0!9,0!9,0!9.0!9,0!9.0!9.0!9,0!9,0!10.0!10,0!9,0!10.0!T 0'Í..V i

22,0!7.0!8.0¡22. Oí22.0

ELECTROUÍL3!

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64.0!64,0!63,0¡64.0!64,0!71,0!71.0!69.0!70.0!63.0!64.0!63.0!7*,0¡62.0!64.0!65. OÍ65.0!65, Oí65,0!69.0!65.0!65.0!70.0!71,0!

HVAR!.- _ '4,0!4.0!4,0!3.0!3.0!4,0!4,0!5.0!4.0!4.0!4.0!4,0¡4. Oí4,0!4,0!8,0!8,0!8,0!8.0!12,0!8.0!3,0!10.0!10.0!

FECHA: 10/10/97 DÍA: VIERHES

í GENERACIQN(HNH) ECUAFHR-SEIEClJSPWfi-SD; 6.HEJICO ¡CONS/INECE!ELCTRQUIL2!ELf:TRQUIL3! TOTAL1

í ENERGÍA

! EHER6IA

BRUTA

AUXILIAR

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0,000!

>506, Oí

0.145!

30,0!

O.OOOJ

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0.000!

1908,0!

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1620,0!

O.OOOÍ

5042.

0,

152!

145!

Fernando Chamorro


6ENERACIOH DE EHPfiESAS 1NTE&CONECTADA5Pacins i

171

HORA

00:0001 ¡0003¡0005 1 00Oó:0007:00OS i 0009:0010:0011:0012¡0ü13:0014:0015:0016:00Í7;00IBíOO19 ¡00Í9í3020:0021:0022:00

E, E. G Ü I T O ! E U E L E C ! E. E. R I Ü P A H B A | E, E, R. CENTRO SUR !HIERO ! TERHÍCO ÍCOMSORCI/EEQ

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6,3! l,3i 0.0! 0,00!6.8! 1.7! 0.0! 0,00!8,01 1.9! 0.0! 0.00¡

16,8! 3.0! 0,0! O.OOI34,8! 4.8! 0.0! 0.00!24,3! 7,8! 0.0! 0.00!27.81 7.8! 0.0! 0.00!26,9! 9.2! 0.0! 0,00!33,0! li.2; 4.2! 0.50!33.0! 11,3! 15.0! 0,00!32,6! 11.0! 15.0! 0.00!26.2! 6.8! 15,0! 0.00!26.2! 6.7¡ 15.0! 0.20!24,71 7.2! 15. 0! 0,50!25. 7Í 7.2! 16,5! 0.94!26.2! 4.7! 20,41 1.07!28,2! ¿.8! 21.4! 3.98!60.1! 19.7! 21,4! 12.30!60.7¡ 19.7! 21.6! 12.50!60,7) 19,6! 21.6! U,97¡50.8! 16.4! 21,6! 8.27!36.8! 11.4! 21,6! 6.90!

23:00 ', 23,31 b,9í 21.6! 1.3?;24íOÚ ! 23,7! 6.4! 21.6! 0,77¡

TOTAL ! 681,4! !266.9¡ ¡ 0.0

ÍWAR

V ñ P 0 R í 6 A S ! H I D K G ! T E R H I C O ! H I D R O---, '___ !„—.___> „ ' _ _ _ _ _ ' ' „ _ _ _ 1 _ ' 1 _

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53,0! 10.0! 64,0! 10.0! 8.9! 3.0! 0.0! 0.0! 11. Oí 5,353.0! 10,0! 64,01 10.0! B.9¡ 3,01 0.0! 0.0! 5,51 3.353.0! 10. 0! 64,0! I C . O J 8.9! 3,0! 0.0! 0.0! 4.5! 3.033.0! 10.0! 64,01 3.0! 8,9! 3.0! 0,0! 0.0! 4 . g j 3.053.0! 8.0! 64,0! 8.0! 8.9! 3,0! 0.0! 0.0! 4.5! 3.053.0! B .Oí 64.0! 11,0! 3.9! 3.0! 0.0! 0.0! 6.0! 2.953.0; 12.0! 64.0! 11.0! 9,0! 3.0! 0,0! 0.0! 6.0! 2.952.0! 12,0! 63.0! 20,0! 9.0! 3,0! 0.0! 0.0! 16.0! 9,343,0! 17.0! 63,4! 20.0! 9.0; 3.0! 0,0! 0,0! 19.0! 11. 353,0! 19.01 63,2! 26.0! 9.0! 3.0! 0.0! 0.0! 20.0! Ü.B53,0! 17.0! 62.8! 26.0! 8.9! 3. Oí 0,0! 0.0! 20.0! 11.853.0! 19,0! 62,5! 26.0! 9.0! 3,0! 0.0! 0.0! 13.0! 11,353.0Í 19.0! 62.5! 26.0! 8,?! 3.0! 2,0! 0.0! lt.0¡ 10.153,0! 20.0! 62.0! 26.0! 3,9! 3.0! 2,0! 0.0! 16.0! 10.153.0! 18.0! 64,0! 26.0! 8.7! 3.0! 2.0¡ 0.0! 14.0! 8.953.0! 12,0! 64.0! 20. O í 8.9! 3.0! 2.0! 0.0! 14.0! 3.953.0! 14.0! 62.0! 22.0! 9.0! 3. Oí 2,0! 0.0! 18.0! 10.253.0! 10.0! 64.0! 22,0! 3,3! 3.0! 2.0! 0.0! 36,4! 18.953.0! 10.0! 64.0! 22.0; B .B! 3.0! 2.0! 0.0! 36.4! IB. 953.0! 17.0! 64,0! 24.9! 8.3! 3,0! 2.0! 0,0! 36. 4! 19,953.0! 13. Oí 48.0! 22.0! 8.4! 3.0! 2.0! 0.0! 36,4! 18,953.0! 10, 0! 15. O! 5,0! 3.3; 3,0! 2,0! 0.0! 30,4! 16.253.0! 8.0! 0.0! 0,0! 8.3! 3.0! 0.0! 0.0! 20.0! 12.353,0! 10,0! 0,0! 0.0! 8.3: 3.0! 0.0! 0.0! ?.0! 4.2

1261.0! 11333,4! ;211,2! ¡ 18.0! ! 377,6!

T E R H I C O ¡„„-„_< „ _ _ _ „ *i

HH ! HVAR :-___ i __.,___. '

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16,7! 6.2!14.0! 5,5!15.8! 5.7!15. S! 5.7;15.0' 5,7!10.0! 3.2!10.0! 3.2;

8,5! 2.9!8.4! 2.8!8.9! 3,1!

12.9! 4.4;12.9! 4 .4 !12.9! 4.4!14.2! 5, i ;15.5; 5.8!15.5! 5,8!15.3! 5.?!14.9! 5.6!14.9! 5,6!14.?! 5.6!14.9! 5,6!15.3! ?.?!15,3! 4.9!15.3! 4.9!

328. i! !

FECHA'. 10/10/97 CÍA: VIERNES

Fernando Chamorro

172

SUPERVISIÓN V CONTROL DFEPH

GEHERACIGM DE EHPFE3AS IMTEHONECTfiEftBFsqins -

UflDAHUnH

00:0001:0003:0005:00OóíOO07 ¡0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017; 0018:0019:0019:3020:0021:0022:0023:0024:00

í TDTAL

E,HIDRO

m ; ti

0.00!0,00!0.00!0.00!0.00!0.40!0.40!0,40!0.40!0,40!0,00!o.oo;0.00!0,00!0,00!0.00!o.oo;0,46!0,46!0.46!0.46!0,46!0,00!0.00!

3,84!

E. AKBftTÜ! T É R M I C Oit

VfiR ; HH ! MVAR

0.00! 3.00! 1.440,00! 2.00! 0,960.00! 2.00! 0,960.00! 2.00! 0,960.00! 2.00! 0.960.19! 3.00! 1.440,19! 3,00! 1,440,19! LOO! 0,480,19! 1.00! 0.48o.i9¡ o.oo; o.oo0.00! 0.00! 0.000,00! 0,00! 0,00O.OOÍ 0.00! 0,00o.oo; o.oo; o.oo0,00! 2.00; 0,960.00! 3.00¡ 1,440.00! 3.00! 1.440,22; 3,00! 1.440,22! 3.00; 1.440.22! 3.00; 1,440.22! 1.00! 0,480.22; 1,00! 0,480,00! 0.00! 0,000.00! 2.00! 0,96

! 38.00!

H I D Fi .i

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1.94!1.74!1.7411,74;1,74!l,30í1,30!1.30!2.40!2,11!2,11;2,11!2.11!3.59!4.03!4,01!3,51!

12.61!12.61!12,41!11.04!

4,74!1,54!1,54!

84.30!

EMELHORTE I E. E. R, BEL SUR ILOJA) ! ELEPCDSA ! EHELORO ! EMELMANfiBI :10 ! T É R M I C O I H I D R O ! T É R M I C O ! HIDRO ! T E F M I C O ! T E R f l I C O !

i t i i i ¡ i i i i _ i i i1 I ¡ ) 1 I r 1 1 i 1 ! <

HVfiR ! HH ! MVAR í Hto ! HVAR ¡ tffl ! MVAR ! MU ¡ MVAft ! Htf ! HVAR ! MH HV'AF !1 ¡ t 1 i ! ! i ' * 1 i

1,12! 0.00! 0.00! 2.28! 0.6?; 0.00! 0.00! 2.20! i. 78! 4..0! 0.95! 0.0 0.0!1.00! 0,00! 0,00! 2,16! 0,71! 0.00! 0.001 1.50! 1,32! 0.00! 0.00! 0,0 0,0!1,00! 0.00! 0.00! 2,25! 0,66! 0,00! 0.00! 1.50! 1.34! 0,00! 0,00! 0,0 0,0!1,00! 0,00! 0.00! 2,25! 0,74! 0,001 0,00! 1.50! 1.36! 0,00! 0.00! 0.0 0.0!1,00! O.OO; 0.00! 2.251 0.74! 0.00! 0.00! 1,50! 1.22! 0.00! 0.00! 0.0 0.0!0.76! 0.00! 0,00¡ 2.27! 0,46! 0,00! 0.00! 1.50! 1.32! 0.00! 0,00! 0.0 0.0!0,76! O.OO; 0,00! 2.27! 0,66! 0.00! 0.00! 2,30! 1,75! 0.00! 0.00! 8.0 0.8!0.76! 0.00! 0,00! 2.2?; 0.66! 0.00! 0.00! 2,40! 1,95! 4 ,60! 0,95! 15.5 1.6!1.48! 0.00! 0,00! 2.27! 0.66! 0.00! 0.00! 2,40! 1.95! 4.60! 0.95! 15,5 1,6!1.24! LOO! 0.961 2,27! 0.66! 0.00! 0.00! 4.80! 2.60! 4.60! 0,951 15.5 1,8!1,24! 1.00! 0.96! 2 ,_7 ; 0,?5¡ 0.00! 0.00! 4.60! 2.50! 4.60! 0.95; 15.5 1.4!1,24! 0,00! 0,00! 2.27! 0,66! 0.00! 0,00! 4.40! 2,40! 4.60! 0.95; 15,5 1.4;1,24! 0.00! O.OO; 2.27* 0.46! 7.00! 1.42! 4.30! 2.35! 4.éO¡ 0.95! 17.5 1.6!2.22! 0.00; O.OO; 2.24! 0.561 6.60! 2.17! 4,001 2.62! 4,60! 0.95! 17.5 l . f e i2.49! O . f t o ; o.oo; 2.21! 0,55¡ 6.80! 2,24¡ 4.00¡ 2,47! 4 ,6r t ¡ 1.5rt¡ 17.5 1.6'2.48! 1,00! 0.96¡ 2.211 0.55! 6.80! 2,24! 3,90! 2.62! 4,60! 1.50! 17. 5 í.9!2,1?; 1,00! 0.9é¡ 2.15; 0.¿3! 7,20¡ 1.46! 3. 00! 2,62! 7,?0! 2,50' 19.5 2.0!7,81! 1.00! 0,96¡ 2,111 1.36! 8,50! 4.1Z! 6 .SO! 3,20! 7,30! 2,30! 19.5 10.5!7.81! 1.00! 0,96! 2.22! 1.38! 8.50! 4.12; £.fcO¡ 3..0! 7.90! 2,50! 19,5 10.?!7,32! 0.00! 0,00; 2.22' 1.4.3! 8,50! 4.121 6.60! 3,20! 7.90! 3.20! i?. 5 10.5!6,51! 0.00! 0,00! 2.14! 1.10! 8,50! 4.12! 6.60! 3 ,_0! 7,90! 2.50! 19.5 9.5;2.93! 0.00! 0.00! 2,15! 0.98! 8.50! 2.79! 2.20! 1.78! 7,90! 3,30! 17,5 5.0!0.90! 0.00! 0.00; 2.3?; OJ7; 8.50! 2.79! 2.20! 1.74; 6.10! 0.93; 17.5 4 ,0!0,90! 0,00! O . O O ; 2,33! 0,58! 0.00! 0.00! 2,20! 1.94! 4.60! 0.93! 0,0 0.0!

! 5.50! ! 53.63! ' 76.90! ! 77.70! ! cí ™! ;2¿.9,5 !

FECHA; 10/10/9? DÍA: 'MERMES

Femando Chamorro


6EÍMC1ÜN DE EMPRESAS INTERCONECTfiüASPsoins 3

173

UfiC'Sffl'r.n

00:0001:0003:0005:00OóíOO07:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0019:3020! 0021:0022:0023:0024:00

TOTAL

EHELESATERHICO !T. REFINERÍA

ii

m ; NVAR ; m1 11 1

0.001 0,00!0.00! 0.00!0,00! 0.00!0.00! 9.00!0,00! 0,00!0.00! 0.00!0,00! 0.00!0.00! 0.00!0.00! 0.00!O.OOÍ 0.00!O.OOí 0.00!0.00! 0.00!o.oo; o.ooí3.00! 0.85!3.40! 0.9513.50! 0.93!3,60! 0.92Í3,50! 0.93!3.50! 0.92!3.50! 0,95!3.50! 0.91!3.50! 0,97!3.501 0.96!3.50! 0,96!

34.50! ! 0,00

HVAR

E, E. 5. ELENA! E. E. hILAGRO ! E. E. BOLÍVAR! E.E.S. ÜHSO.! CONSORCIO !TERHICO ! TÉRMICO í TEPHICO

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48,00! ! 242,5! !

FECHA: IO/ÍO'9? DÍA: VIERNES

Fernando Chamorro

174

Tomado de: ReferenciaCENTRAL TÉRMICA ESMERALDAS

RENDIMIENTOUnidad

11111

No deMedición

12345

PotenciaMW

344765

105120.4

Consumo EspecificoRWh/gal

12.9114.0615.1715.6915.88

gal/kWhFunción E/S

gal/h0.08| 2634.40.070.070.060.06

3342.24284.36693.27584.3

CENTRAL OONZALO ZEVALLOSRENDIMIENTO

Unidad

W2TV2TV2TV2TV2

TV3TV3TV3TV3

No deMedición

12345

1234

PotenciaMW

2553626469

26435369

Consumo EspecíficoRWh/gal

12.413.213.413.513.8

12.813.713.713.8

L jaJ/kWh0.0800.0760.0740.0740.073

0.0780.0730.0730.072

Función E/Sga'/h

2011.34006.04617.04725.85015.6

2026.73142.03855.35000.0

RENDIMIENTOUnidad

44444444444

No deMedición

123456789

1011

PotenciaMW

910111213151617181920

Consumo EspecificokWh/gal

6.26.87.27.77.98.58.89.19.39.8

10.1

âi/kWn0.160.150.140.130.130.120.110.110.110.100.10

Función E/S<jal/h

1449.71481.51534.21564.51650.81764.71819.81863.01935.51940.81990.0

Fernando Chamorro

175

CENTRAL SANTA ROSARENDIMIENTO

Unidad

1111

2222

3333

No deMedición

1234

1234

1234

PotenciaMW

29

1315

29

1315

29

1315

Consumo EspecificoL kWh/gal

2.97.19.39.4

3.68.19.39.9

5.18.6

10.010.4

gal/RWh0.340.140.110.11

0.280.120.110.10

0.200.120.100.10

Función E/Sgal/h

680.31270.61405.41595.7

554.01118.01405.41512.1

395.71043.51305.21436.8

CENTRAL GUANGOPOLORENDIMIENTO

Unidad

ll1111111

No deMedición

123456789

PotenciaMW

2.3842.98

3.7254.47

4.8435

5.2155.364

5.96


17.217.818.518.818.818.818.818.718.4

gal/RWh0.0580.0560.0540.0530.0530.0530.0530.0540.054

Función E/Sgal/h

138.6167.4201.9238.1257.1265.8277.8287.0323.9

RENDIMIENTOUnidad

1111

No deMedición

1234

PotenciaMW

45.766.5

99.75133


14.415.516.416.7

gal/kWh0.0690.0650.0610.060

Función E/Sgal/h

3173.64290.36100.97988.0

CENTRAL TÉRMICA EL CAMBIO ( Unidad $3 )RENDIMIENTO

Unidad

11

JL

No deMedición

123

PotenciaMW

13

Consumo EspecificokWh/gal gal/KWh

12.3114.7

4.5 1 12.84246575

Función E/Sgal/h

81.6204.0350.4

Femando Chamo/ro

176

CENTRAL ELECTROQUIL ( U1 )RENDIMIENTO

Unidad

11111111

No deMedición

12345678

PotenciaMW

510152025303539


5.58.5

10.211.512.713.214.314.0

gai/kWhFunción E/S

gal/h906.0

1176.01470.01734.01974.02268.02448.02790.0

CENTRAL ELECTROQUIL ( U2)RENDIMIENTO

Unidad

22222222

No deMedición

12345678

PotenciaMW

510152025303539

Consumo Especifico, kWh/gal

5.88.8

10.611.912.813.313.814.1

_jaI/kWhFunción E/S

Sal/h862.8

1132.81416.01681.81956.02259.02542.8

[_ 2760.0


Unidad

33333333

No deMedición

1234567

l_ 8

PotenciaMW

510152025303539


5.78.8

10,612.113.013.714.2

L 14.1

gal/kWhFunción E/S

gal/h870.0

1140.01410.01650.01920.02190.02460.02760.0


Unidad

44444444

No deMedición

12345678

PotenciaMW

510152025303539

Consumo EspecíficokWh/gal

5.78.5

10.111.512.313.013.613.7

âl/kWhFunción E/S

gal/h880.2

1180.21480.21740.02040.02299.82580.02850.0

Femando Chamorro

177

CENTRAL TÉRMICA GUALBERTO HERNÁNDEZRENDIMIENTO

Unidad

1111

No deMedición

1234

PotenciaÍVIW

2.864.295.725.72

Consumo EspecificokWh/ga[

16.116.617.016.4

gal/RWhFunción E/S

gal/h177.8259.0336.8347.9

CENTRAL TÉRMICA LULUNCOTORENDIMIENTO

Unidad

11lj

No deMedición

123

PotenciaMW

0.51.32.7

Consumo EspecíficokWh&al

8.713.4

L 14.3

jal/kWhFunción E/S

jalfh57.796.7

189.0

ELECTROECUADOR

VAPOR GUAYAQUILUNIDAD 1 Y UNIDAD 2

CENTRAL TÉRMICA GUAYAQUIL

RENDIMIENTOUnidad

111

No deMedición

123

PotenciaMW

44.5

5


7.88.38.8

gal/kWhFunción E/S

gal/h510.0540.0570.0

VAPOR GUAYAQUILUNIDAD 3 Y 4

CENTRAL TÉRMICA GUAYAQUIL

RENDIMIENTOUnidad

333

No deMedición

123

PotenciaMW

89

10

Consumo EspecificoRWh/ga!

8.28.69.1

gaí/kWhFunción E/S

gaj/h980.0

1050.01100.0

ELECTROECUADOR

VAPOR ANÍBAL SANTOSUNIDAD 1

CENTRAL TÉRMICA ANÍBAL SANTOS

RENDIMIENTOUnidad

11

L 1

No deMedición

12

3]

PotenciaMW

1520


11.911.8

26¡ 12.1

L_ gal/kWhFunción E/S

gal/h1260.01692.02154.0

Fernando Chamorro

178

ELECTROECUADORCENTRAL TÉRMICA ANÍBAL SANTOS

GAS ANÍBAL SANTOS (TIPO JET)UNIDAD 1.2 Y 3 RENDIMIENTO

Unidad

111

No deMedición

123

PotenciaMW

101520


7.79.09.7

gal/MWh129.6111.2103.2

Función E/Sgal/h

1296.01668,02064.0]

ELECTROECUADORCENTRAL TÉRMICA ANÍBAL SANTOS

GAS ANÍBAL SANTOS (TIPO INDUSTRIAL)UNIDAD 5 Y 6 RENDIMIENTO

Unidad

555

No deMedición

123

PotenciaMW

51017


4.6i_ 7.0

8.6

_£aI/RWhFunción E/S

gal/h1092.01428.01968.0

ELECTROECUADORCENTRAL TÉRMICA ALVARO TINAJERO

GAS ALVARO TINAJEROUNIDAD 1 RENDIMIENTO

Unidad

111

No deMedición

123

Potencia,_ MW

152535


11.414.314.1

gal/KWhFunción E/S

gal/h1318.91744.52486.3]

ELECTROECUADOR

GAS ALVARO TINAJEROUNIDAD 2 RENDIMIENTO

Unidad

222

No deMedición

123

PotenciaMW

1525

34.5

Consumo EspecificoL kWh/gal

8,510.411.1

gal/kWhFunción E/S

âl/h1764.02400.03114.0

CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA RODRÍGUEZGAS PASCUALES

RENDIMIENTOUnidad

11111111

No deMedición

12345678

PotenciaMW

2030405060708090,


6.47.79.3

10.010.611.412.511.7

L âl/kWhFunción BS

Hal/h3120.03900.04320.04980.05640.06120.06420.0,7680.0

Fernando Chamorro

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/40 20 20 15 18 18

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/29.7 40 40

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5300

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6300

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.00

5300

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5300

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183

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20 40 60 80 100

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10 20 30

y = 58.371x +390.65

R2 = 0.9761

10 20 30 40

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jr 2000

0,1500

1000 -

500

O

y » Q.5927X2 + 39.891x + 1032.3

O 10 P(MW) 20 30 40

U12500

2000

X 1500

$2,1000

500

O

Y " 1.5813X2- 2Q.694X+1273.5

R2 =

10 20 30 40

Fernando Chamorro

184

2000.0 -1800.01600.01400.05Í2QO.Q1000.00.800.0600.0400.0200.00.0-

0 10 15 20

2000.01800.01600.01400.0

X12QO.O^ 1000.0& 800.0

600.0400.0200.0

0.0

INDUSTRIAL (U5 Y U6)

y = 0.8286x¿ + 54.771X + 797.43

10 15 20

JET(U1,U2U3)

5 P(MW) 10

C

2000.0

£-1500.0

S-iooQ o

500.0

0.0c

LJRVA E/S GAS ANÍBAL SANTOSJET(U1, U2U3)

y = 0.48X2 -f 62.4x + 624 jt

R2=1 ^M^^^

^

) 5 P(MW) 10 15 20

PIWi,

ocnn n

onnn n

:=r-iKnn n -n<

*;nn n

O n

C

ÍRVA E/S VAP ANÍBAL SANTOS(U1)

y = 81.132X + 52.319 J&

R2 = 0.9989 ^^J**

^

' 1° PtMW) 2°0

520.0

510.0

Fernando Chamorro

185

200.0180.0

160.0140.0

120.0

WO.O80.0

60.0

40.0

20.0

0.0

Curva E-S Central Luluncoto

0.5 2.5

200.0180.0

160.0

140.0

, 120.0

j 100.0

80.0

60.0

40.0

20.0

0.0

Curva E-S Central Luluncoto

y = 7.8492x¿ + 34.562x + 38.471

0,5 2.5

Curva E/S Central GualterioHernández

^ton n250 0

S3

O -ffin n -100 0

50 0

n n

y = 57.597X + 12.696 ^^R2 = 0.9967 *s"

0 1 2 3 4 5 6P(MW)

Curva E/S Central GualbertoHernández

?*in n

mn n

^n n

• jf.^r

y = 0.5079x2 + 53.172x + 21.572R2 = 0.9967

0 1 2 3 4 5 6

CURVA E-S ELECTROQUiL ( U1

3000.0

2500.0

2000.0 -

1500.0

1000.0

500.0

0.0O 10

= 53.659x + 645.13R2 = 0.9968

20P(fflW)

30 40

CURVA E-S ELECTROQUiL ( U1 )

3000.0

2500.0

2000.0

1500.0

1000.0 -

500.0

0.0

y = 0.0125x¿ + 53.107X + 649.66R2 = 0.9968

O 10 20 30 40

Fernando Chamorro

186

CURVA E-S ELECTROQUIÍ. ( U2 )

O

3000.0

2500.0

2000.0

1500.0

1000.0

500.0

0.010

y = 56.011x +573.15

R2 = 0.9998

20 30 40

CURVA E-S ELECTROQUIL ( U2 )

O

3000.0

2500.0

2000.0

1500.0

1000.0

500.0

0.0

y « 0.0561X2 + 53.527X + 593.51

R2 = 0.9999

10 20P<MW)

30

20P(MW)

O

CURVA E-S ELECTROQUIL ( U3

3000.0

2500.0

2000.0

1500.0

1000.0

500.0

0.0

y = 0.1768x¿ + 46.453X + 649.68

R2 = 0.999

10 20 30 40

CURVA E-S ELECTROQUIL ( U4

3000.0

2500.0

2000.0

3 1500.0O1000.0

500.0

0.020

P(MW)

CURVA E-S ELECTROQUiL ( U4 )3000.0

O

2500.0

2000.0

1500.0

1000.0

500.0

0.0

y = O.OOOSx2 + 56.972x + 606.26

R2 = 0.9995

10 20 30 40

Fernando Chamorro

187

CURVA E/S EL CAMBIO

400.0

350.0

300.0

250.0

200.0

150.0

100.0

50.0

0.0 -

y^75.957x~3.21Q8

CURVA E/S EL CAMBIO

CURVA E/S TRINITARIA

O

8000.0

7000.0

6000.0

5000.0

4000.0

3000.0

2000.0

1000.0

0.0

CURVA E/S TRINITARIA

y = O.Q274X2 + 50.212X + 824.47

R2=1

50 100 150

F

13

mn n -

*sn n -

(

UNCIÓN E/S GUANGOPOLO

á-

jr.s^

^rlT

y = 50.691x + 14.784

R2 = 0.9968

) 1 2 3 4 5 6

P(IVIW)

Fernando Chamorro

188

cnnn n

DI

innn n

n n -C

FUNCIÓN E/S G.ZEV TV3

jf

¿r

y = 69.233x + 200.1

R2 = 0.9994

í 20 40 60P(MW)

80

FUNCIÓN E/S G.ZEV TV3

6000.0

5000.0

4000.0

3000.0í

2000.0

1000.0

0.020

R 2 = 1

40

427,56

60 80

FU

6000.0

5000.0

4000.0

^ 3000.05í

2QOO.O

1000.0

n n

WCION E/S GONZALO ZEVALLOS (TV2)

y = 69.045x + 305.3

R¿ = 0.999 _^^

S^

S'

0 20 40 60 80P(MW)

2500.0

2000.0

g- 1500.0"taO)"1000.0

500.0

0.0

F

0.0 -

0.0

0.0

0.0

0.0

n n -

UNCIÓN E/S GONZALO ZEVALLOS #4

y = 52.282x + 966.3

R2- 0.9915 __^^*^>

0 5 10 15 20P(MW)

onnn n -,

7finn n -

«nnn n

cnnn nJ=s= ¿nnn n -Oí""" ^nnn n

mnn n -

O n -

C

FUNCIÓN E/S ESMERALDAS

jt.$f

^J*

J/*«r

y = 57.636X + 626.49

R2 = 0.9994

) 50 100 1íP(MWí

50

8000.0

7000.0

6000.0

_ 5000.0

f 4QOO.O

w 3000.0

2000.0

1000.0

0.0

y = Q.0585X2 + 48.515x + 916.58

R2 = 0.9998

50 100 150

Fernando Chamorro

189

1600.01400.0

1200.0

FUNCIÓN E/S U3 STA ROSA

Fernando Chamorro

190

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Documents

Tesis previa a la obtención de títull o de Ingeniero …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/6801/1/T1441.pdfIII Certifico que present el trabaj he sidao o realizad en s totalidau