ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ANÁLISIS DE LOS PUNTOS ÓPTIMOS PARA LA CONEXIÓN DE GENERACIÓN TÉRMICA E HIDRÁULICA AL SISTEMA ELÉCTRICO
DE LA EEQ
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO
LUIS ENRIQUE SÁNCHEZ VELARDE
EDGAR ARTURO BONILLA PAUCAR
DIRECTOR: Msc. LUIS ELÍAS TAPIA CAL OPIÑA
Quito, junio 2014
I
DECLARACIÓN
Nosotros, Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis Enrique Sánchez Velarde, declaramos bajo
juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente
presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las
referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por
la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional
vigente.
_________________________ __________________________
Edgar Arturo Bonilla Paucar Luis Enrique Sánchez Velarde
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edgar Arturo Bonilla Paucar y Luis
Enrique Sánchez Velarde, bajo mi supervisión.
_________________________
Msc. Luis Tapia
DIRECTOR DE PROYECTO
III
AGRADECIMIENTOS
Agradecimiento infinito a mis padres por su apoyo incondicional y por ser un
ejemplo en mi vida.
A mi hermana y cuñado, Silvia y Xavier que me apoyaron y acogieron en su hogar.
Al Ing. Luis Tapia por colaborar y guiarnos en el desarrollo de este proyecto de
titulación.
A mi compañero Edgar Bonilla por toda la colaboración y esfuerzo dedicado a este
trabajo.
A los ingenieros Ismael Valdivieso y Medardo Castillo del Departamento de
Planificación de la EEQ por su valiosa colaboración en el proyecto.
Luis
IV
A la Escuela Politécnica Nacional por darme la oportunidad de formarme en ella.
A mi familia por su respaldo y sacrificio gracias a los cuales se concluyó este
trabajo.
De manera especial al ingeniero Luis Tapia Director de este proyecto por
brindarnos su conocimiento, guía y apoyo.
A mi compañero en este proyecto Luis Sánchez.
A la EEQ y su personal, en especial al Ingeniero Medardo Castillo por
proporcionarnos su valiosa ayuda.
Al personal de Transelectric, Termopichicha, CONELEC por su ayuda prestada.
A todos mis amigos y compañeros que conocí en esta gran universidad.
Edgar
V
DEDICATORIA
A mis padres Fidel y Marcia
A mis hermanos Silvia, Mayra, Bladimir
A mis sobrinos, Jhonny, Estefano, Paul y Elizabeth
LUIS
VI
A mi madre, hermana y a la
memoria de mi padre
A todas a aquellas personas que de una
u otra forma han pasado por mi vida
EDGAR
VII
CONTENIDO
DECLARACIÓN............................................................................................................................................I
CERTIFICACIÓN..........................................................................................................................................II
AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................................III
DEDICATORIA........................................................................................................................................... V
CONTENIDO ........................................................................................................................................... VII
RESUMEN .............................................................................................................................................. XII
PRESENTACIÓN ...................................................................................................................................... XV
CAPITULO 1...............................................................................................................................................1
1 INTRODUCCIÓN................................................................................................................................1
1.1 SITUACIÓNACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ ..................................................................... 1
1.2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO VICTORIA [10MW] ................................................................................ 3
1.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 3
1.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ..................................................................................... 4
1.2.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO.............................................................................................. 6
1.2.3.1 Especificaciones técnicas de las turbinas ......................................................................................... 6
1.2.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO .............................................................................................. 7
1.2.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ....................................................................................... 7
1.2.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia............................................................. 7
1.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS [50MW].................................................................................... 8
1.3.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 8
1.3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ..................................................................................... 9
1.3.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO............................................................................................ 11
1.3.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas ............................................................................................ 11
1.3.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO ............................................................................................ 12
1.3.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ..................................................................................... 12
1.3.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia........................................................... 12
1.4 PROYECTO HIDROELÉCTRICO BAEZA [50MW] ................................................................................... 13
1.4.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................. 13
1.4.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ................................................................................... 14
1.4.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO............................................................................................ 16
1.4.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas ............................................................................................ 16
VIII
1.4.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO ............................................................................................ 17
1.4.4.1 Especificaciones técnicas de generadores ..................................................................................... 17
1.4.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia........................................................... 18
1.5 CENTRAL TÉRMICA PERUCHO [40MW].............................................................................................. 19
1.5.1 LOCALIZACIÓN DE LA CENTRAL................................................................................................. 19
1.5.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO MECÁNICO..................................................................................... 19
1.5.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ELÉCTRICO ..................................................................................... 20
1.5.3.1 Especificaciones técnicas de generadores ..................................................................................... 20
1.5.3.2 Especificaciones técnicas de la subestación................................................................................... 21
CAPÍTULO 2.............................................................................................................................................22
2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.......................................................................................................22
2.1 TERMINOLOGÍA UTILIZADA EN LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................................... 23
2.2 METODOLOGÍA APLICADA PARA EL PRONÓSTICO DE LA DEMANDADEL SISTEMADE LA EEQ........... 24
2.2.1 ASPECTOS GENERALES.............................................................................................................. 24
2.2.2 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES................................................................................................. 25
2.3 MÉTODO APLICADO PARA LA PROYECCIÓNDE LA DEMANDA ........................................................... 28
2.3.1 MODELO DE REGRESIÓN EXPONENCIAL................................................................................... 28
2.3.1.1 Método de los Mínimos Cuadrados ............................................................................................... 31
2.3.1.2 Coeficiente de Determinacón ........................................................................................................ 32
2.3.2 ANÁLISIS DE DATOS HISTÓRICOS DE POTENCIA EN EL SEQ ...................................................... 33
2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDADEL SEQ............................................................................................. 35
2.4.1 Recopilación de información técnica ........................................................................................ 35
2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN EL SISTEMA........................................................................ 36
2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR SUBESTACIONES DEL SEQ ............................................... 37
2.4.3.1 Proyección de la demanda en los posibles puntos de conexión de las centrales de generación... 38
2.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS.................................................................................................................. 45
CAPÍTULO 3.............................................................................................................................................47
3 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ..........................................................................47
3.1 MODELACIÓNDE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA .................................................................. 47
3.1.1 MODELO DE ADMITANCIA DE NODO ....................................................................................... 49
3.1.2 MODELO DE IMPEDANCIA DE BARRA....................................................................................... 50
3.2 POWER FACTORY DE DIGSILENT COMO SIMULADORDE SEP ............................................................. 54
3.2.1 MODULO DE FLUJO DE POTENCIA ............................................................................................ 54
3.2.2 MODULO DE CORTOCIRCUITO.................................................................................................. 56
IX
3.2.3 MODULO DE PROTECCIONES.................................................................................................... 57
3.2.4 ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA ........................................................................................... 57
3.2.5 ELEMENTOS QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA.............................. 57
3.2.5.1 Barras o Nodos............................................................................................................................... 57
3.2.5.2 Líneas de Transmisión .................................................................................................................... 58
3.2.5.3 Transformadores............................................................................................................................ 58
3.2.5.4 Generadores................................................................................................................................... 59
3.3 MODELACIÓNDEL SEQ CON POWER FACTORY DE DIGSILENT............................................................ 59
3.3.1 DATOS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN EL SEQ ........................................................... 59
3.3.1.1 Líneas de subtransmisión ............................................................................................................... 60
3.3.1.2 Centrales de generación................................................................................................................. 63
3.3.1.3 Transformadores de potencia ........................................................................................................ 65
3.4 ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA ................................................................................................... 67
3.4.1 EQUIPAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES................................................................................. 68
CAPITULO 4.............................................................................................................................................72
4 ESTUDIO DE LA RUTA PARA LA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN................................................................72
4.1 INTRODUCCIÓN AL DISEÑO ELÉCTRICO DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN................................................ 72
4.1.1 ASPECTOS TÉCNICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN................................ 73
4.1.1.1 Capacidad Máxima de Transmisión de Potencia ............................................................................ 73
4.1.1.2 Pérdidas en Líneas De Transmisión ................................................................................................ 75
4.1.2 ASPECTOS ECONÓMICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN ......................... 78
4.1.2.1 CÁLCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO...................................................................................... 78
4.1.2.2 ESTRUCTURAS DE SOPORTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ........................................................ 79
4.2 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA ..................................................................................................... 80
4.3 UBICACIÓNDE LAS SUBESTACIONES .................................................................................................. 81
4.3.1 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL TÉRMICA PERUCHO..... 81
4.3.2 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS CENTRALES HIDRÁULICAS QUIJOS
BAEZA 83
4.4 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICAS QUIJOS BAEZA ............................................................................................................. 85
4.4.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E EL INGA ..................................... 85
4.4.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................... 85
4.4.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS........................................................................... 86
4.4.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA................................................................................................. 87
4.4.1.4 Análisis de Contingencias ............................................................................................................... 88
4.4.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E TABABELA ................................. 90
X
4.4.2.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................... 90
4.4.2.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS........................................................................... 92
4.4.2.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA................................................................................................. 92
4.4.2.4 Análisis de Contingencia................................................................................................................. 93
4.4.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA ................................ 96
4.4.3.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................... 96
4.4.3.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS........................................................................... 98
4.4.3.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA................................................................................................. 98
4.4.3.4 Análisis de Contingencias ............................................................................................................... 99
4.5 ESTUDIO TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA CONEXIÓN DE LA CENTRAL DE GENERACIÓN
TÉRMICA .................................................................................................................................................... 102
4.5.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E SAN ANTONIO ..................... 102
4.5.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................. 102
4.5.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS......................................................................... 104
4.5.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA............................................................................................... 104
4.5.1.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS...................................................................................................... 105
4.5.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E ZÁMBIZA.............................. 107
4.5.2.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................. 108
4.5.2.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS......................................................................... 109
4.5.2.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA............................................................................................... 109
4.5.2.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS...................................................................................................... 110
4.5.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – NUEVA CUMBAYÁ ..................... 113
4.5.3.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO ................................................................................. 113
4.5.3.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS......................................................................... 114
4.5.3.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA............................................................................................... 115
4.5.3.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS...................................................................................................... 115
4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS................................................................................................................ 118
4.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS ............................................................................................... 118
4.6.2 CENTRAL TÉRMICA.................................................................................................................. 119
CAPITULO 5...........................................................................................................................................121
5 ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVA ................................................................................121
5.1 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA EVALUACIÓNDE PROYECTOS DE INVERSIÓN........................... 121
5.1.1 MÉTODO DEL VALOR ACTUAL NETO VAN ............................................................................ 121
5.1.2 MÉTODO DE LA TASA INTERNA DE RETORNO ........................................................................ 122
5.1.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN..................................................................... 123
5.1.4 ESTRUCTURA DEL FLUJO DE FONDOS..................................................................................... 123
XI
5.1.4.1 Consideraciones para la simulación del flujo de fondos .............................................................. 124
5.2 ESTUDIO FINANCIERODE LA LÍNEA QUIJOS – EL INGA...................................................................... 124
5.2.1 DATOS DEL PROYECTO............................................................................................................ 124
5.2.1.1 Costos de inversión ...................................................................................................................... 125
5.2.1.2 Datos para el Flujo de fondos....................................................................................................... 126
5.2.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS ..................................................................................... 126
5.3 ESTUDIO FINANCIERODE LA LÍNEA PERUCHO – SAN ANTONIO ....................................................... 130
5.3.1 DATOS DEL PROYECTO............................................................................................................ 130
5.3.1.1 Costos de Inversión ...................................................................................................................... 130
5.3.1.2 Datos para el flujo de fondos ....................................................................................................... 131
5.3.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS ..................................................................................... 131
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.........................................................................................135
4.1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 135
4.2 RECOMENDACIONES........................................................................................................................ 137
XII
RESUMEN
El desarrollo del país está relacionado directamente con la matriz energética, esta
constituye una buena aproximación para cuantificar el crecimiento de su
economía. Ecuador cuenta con un gran potencial de recursos energéticos
renovables como el solar y el hídrico, también posee recursos no renovables como
el petróleo que es el principal combustible.
Debido al continuo crecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país y
con el fin de abastecer este servicio es necesario la implementación de nuevas
centrales de generación, por lo que, se realizan estudios para el desarrollo de
proyectos de generación eléctrica a nivel nacional.
En este contexto, la Empresa Eléctrica Quito (EEQ) desarrolla un proyecto de
generación hidroeléctrica, -Central Hidroeléctrica Victoria- y CELEC EP dos
centrales que operarán en cascada Quijos y Baeza, por otra parte, la Unidad de
Negocio Termopichincha estudia la posibilidad de construir una central térmica en
la parroquia Perucho, esto con el fin de proveer a los consumidores un servicio
continuo y de calidad.
Por lo antes mencionado, se requiere de un estudio tanto técnico como financiero
con el fin de establecer el punto de conexión en el sistema de las nuevas centrales
de generación que se mencionaron anteriormente.
Para el efecto, haciendo uso del programa de estudios eléctricos Power Factory
de DigSilent, se realiza el análisis de flujos de potencia el cual permitirá
determinar, de entre las siguientes alternativas: subestaciones El Inga, Vicentina y
Tababela para recibir la generación hidráulica y subestaciones San Antonio,
Nueva Cumbayá y Zámbiza para la generación térmica, cual es la mejor opción.
En este contexto, de manera preliminar se determinó la posible ruta de cada una
de las alternativas de conexión, se calculó el conductor económico y se obtuvieron
los parámetros eléctricos necesarios para realizar los estudios eléctricos.
XIII
Mediante el análisis de flujos de potencia y contingencias en el sistema del área
de influencia de las centrales se definió cuál de las alternativas es la indicada para
recibir la energía producida.
El análisis financiero abarca la valoración de costos para la construcción de la
línea de transmisión hacia la subestación seleccionada en el estudio técnico como
punto de conexión.
Los resultados obtenidos del estudio eléctrico se complementan con el análisis
financiero para determinar los costos de operación e inversión que se generarán
con la puesta en operación del proyecto de transmisión.
De los estudios eléctricos realizados y con la inclusión de las centrales hidráulicas
al sistema se comprobó que las tres alternativas eran aptas para recibir la
generación ya que la capacidad de sus transformadores no se veía afectada por la
potencia adicional, por la falta de espacio físico la subestación Vicentina fue
descartada ya que la implementación de una nueva bahía significaría gastos
adicionales.
Por otra parte, la subestación Tababela, dado que se conecta a un ramal radial del
sistema, ante una contingencia dejaría fuera de servicio a las centrales de
generación por lo que técnicamente no conviene conectar la generación en este
punto.
En este sentido, se determinó que la subestación El Inga al ser el punto central del
sistema de 500 kV y al estar conectada en una configuración en anillo al sistema
de la EEQ presenta una alta confiabilidad y además que físicamente es posible
implementar una bahía para recibir la potencia generada, por esta razón,
técnicamente es factible transmitir la energía producida en las centrales Quijo-
Baeza hacia esta subestación.
Del estudio económico se comprobó que la puesta en operación del sistema de
transmisión Quijos – El Inga es económicamente factible.
XIV
Al simular la inclusión de la central térmica en las diferentes subestaciones que se
tenían como opción se eligió a la subestación San Antonio, si bien todas las
opciones tienen la capacidad de recibir la generación, la cercanía de esta
subestación con la central térmica juega a su favor ya que presenta menores
pérdidas de energía y el monto de inversión para construir el sistema de
transmisión es menor en comparación con las otras opciones.
Cabe mencionar que la subestación San Antonio tiene previsto en un futuro
cercano alimentar al parque industrial Calacalí y a la planta de tratamiento de
aguas servidas San Antonio cargas que se beneficiarían de tener continuidad en el
servicio eléctrico.
XV
PRESENTACIÓN
El capítulo 1 tiene como principal tema la descripción actual del sistema eléctrico
de la Empresa Eléctrica Quito, seguido de lo cual se da a conocer la ubicación,
implantación general del proyecto y las características técnicas de los equipos que
se instalarán en las centrales de generación que son objeto de estudio en el
presente trabajo.
En el capítulo 2 con la utilización de métodos estadísticos se realiza la proyección
de la demanda de todas las subestaciones del sistema eléctrico de la EEQ así
como del sistema en su totalidad.
En el capítulo 3 con el uso del programa Power Factory de DIgSILENT, usando los
datos proporcionados por la EEQ y los resultados obtenidos de la proyección de la
demanda se modela el sistema eléctrico y se realiza estudios de flujos de potencia
para conocer la situación operativa de los elementos que conforman el sistema.
En el capítulo 4 se propone una ruta preliminar de las líneas de transmisión desde
las centrales de generación hacia cada una de las subestaciones consideradas
como puntos de conexión, seguido se realiza estudios de flujos de potencia y
análisis de contingencias con la inclusión de las nuevas centrales de generación.
El capítulo 5 muestra el desarrollo del estudio financiero, de la alternativa
seleccionada en el estudio técnico realizado en el capítulo 4 como idónea para la
conexión de las centrales.
En el capítulo 6 finalmente se dan a conocer las conclusiones y recomendaciones
del trabajo realizado.
1
CAPITULO 1
1 INTRODUCCIÓN
1.1 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ
La Empresa Eléctrica Quito EEQ en calidad de distribuidora de energía se encarga
de proveer a Quito y al área de concesión, otorgada por el Consejo Nacional de
Electricidad -CONELEC-, el servicio de electricidad.
El área concesión de la EEQ alcanza una extensión de 14971 km2 que
corresponde a los siguientes cantones: Quito, Rumiñahui, Mejía, Cayambe, San
Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado y Puerto Quito en la provincia de
Pichincha, Quijos y El Chaco en la Provincia del Napo, García Moreno en la
Provincia de Imbabura y CLIRSEN en la Provincia de Cotopaxi.
Para abastecer la potencia requerida por el Sistema Eléctrico de la EEQ -SEQ-
esta tiene siete centrales de generación propias de las cuales 5 son hidráulicas y 2
térmicas, las que se describen a continuación:
Tabla 1 Generadores propiedad de la EEQ
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
NOMBREP INSTALADA Vn (conexión al SEQ)
[MW] [kV]
Cumbayá 40 46
Nayón 30 46
Guangopolo 20 46
Pasochoa 4.5 46
Chillos 1.8 22.8
CENTRALES TÉRMICAS
Gualberto Hernández 34.2 13.2
Luluncoto 9 46
En el sistema eléctrico de la EEQ existen clientes denominados autogeneradores
que se conectan al sistema, entre estos tenemos:
2
La Calera, con 2.0 MW de capacidad instalada, que se conecta a 22.8 KV en la
subestación Machachi; la central Sillunchi de 0.4 MW se conecta al alimentador
primario B de la subestación Machachi; la central HCJB (ECOLUZ) de 7.8 MW de
capacidad instalada que se conecta a nivel de 22.8 kV con el circuito primario C-
Tumbaco en Pifo y en Papallacta para alimentar al primario: Papallacta-Baeza-
Quijos-El Chaco; la Equinoccial de 3.0 MW se conecta en la S/E Equinoccial
13.8/22.8 KV para alimentar al circuito primario D-Pomasqui; la Perlabi de 2.7 MW
se conecta al circuito primario E-Pomasqui; y la central EMAAPQ-Noroccidente de
0.250 MW, se conecta en 6.3 kV al circuito primario A-15; Uravia de 0.95 MW se
conecta a 22.8kV al circuito primario A-Quinche.
Por otro lado, la EEQ compra energía al Mercado Eléctrico Mayorista, por lo que
dispone de 10 puntos de conexión con el SNT, de los cuales, 4 están en la S/E
Santa Rosa: 3 a 138 kV y una en 46 kV; 2 en la S/E Vicentina: uno a 138 KV y uno
a 46 kV; en la S/E Pomasqui existen 2 puntos en 138 kV, 1 punto a 138 kV en la
S/E 23 Conocoto y en la S/E Guangopolo se dispone de 1 punto adicional a
138/13.2 kV.
Las entregas en Santa Rosa son: dos en las salidas de líneas a 138 kV S/E S.
Rosa S/E E. Espejo S/E S. Alegre de la EEQ, una es en el lado primario del
transformador de 138/46 kV, 45/60/75 MVA de la EEQ y la entrega en 46 kV es en
el lado secundario del transformador de 138/46 kV, 45/60/75 MVA de
Transelectric. En la S/E Vicentina la entrega es una en el lado primario del
transformador de 138/46 kV, 60/80/100 MVA de EEQ y una en el lado de 46 kV del
trafo de 138/46 kV, 12/37/48 MVA, de Transelectric. En la S/E Pomasqui de
TRANSELECTRIC dos en las salidas de la línea a 138 kV S/E Pomasqui_T S/E
Pomasqui_EEQ, en la S/E 23 Conocoto una en el lado primario de su
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV.
Para distribuir la energía entregada por el SNT en su sistema de 138 kV, dispone
de 4 subestaciones a 138/23 kV: S/E 59 E. Espejo, S/E 57 Pomasqui, S/E 18
Cristianía y S/E 23 Conocoto; y en su sistema de 46 kV dispone de la subestación
3
Selva Alegre 138/46 kV, 2 x 60/80/100 MVA y de la subestación No. 19, 138/46
kV, 60/80/100 MVA.
El SEQ, a diciembre 2012, dispone de 32 subestaciones de distribución y 41
transformadores en servicio, de los cuales: 8 transformadores son de 138/22.8 kV,
10 transformadores de 46/22.8 kV, 1 transformador de 46/22/13.2 kV, 1
transformador de 46/22/6.3 kV, 1 de 46/13.2 kV y 21 transformadores de 46/6.3
kV, con una capacidad instalada total de: 606.25 MVA en “OA”, 801.85 MVA en
“FA” y 887.5 MVA en “FOA”.
Estas subestaciones están alimentadas por 221.5 km de líneas a 46 kV y 72.2 km
a 138 kV de subtransmisión; y, para distribuir la energía en las diferentes zonas de
servicio, dispone de 171 circuitos de distribución primaria a 22.8 kV, 6.3 kV y 13.2
kV, de los cuales 10 circuitos son expresos del sistema de transporte TROLEBUS;
la longitud de las redes de MV (Medio Voltaje) alcanza los 7113.3 km.
Se ha instalado 32323 transformadores y 2041.4 MVA en redes de distribución;
así como 6429.4 kilómetros de redes secundarias; 418078 acometidas y 849325
medidores, entre monofásicos, bifásicos y trifásicos, de los cuales, 4536 están
instalados en medio voltaje y 6 en alto voltaje; todo orientado a disponer de un
sistema eléctrico de alta confiabilidad, seguridad y eficiencia, que garantice calidad
del servicio a sus clientes, sin restricciones.
1.2 PROYECTO HIDROELÉCTRICO VICTORIA [10 MW]
1.2.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO
El Proyecto Hidroeléctrico Victoria, actualmente en construcción se desarrolla en
la Provincia de Napo a 90 km al sureste de la ciudad de Quito y a 17 km de
Papallacta, se desarrolla en las coordenadas 831558 E 9954254 N sitio de la toma
y 832606 E 9956592 N lugar de la casa de máquinas, como se muestra en la
Figura 1.
4
1.2.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO
El proyecto utiliza el recurso hídrico de la cuenca del rio Victoria el cual consiste
en captar las aguas del mencionado río a través de un conjunto de obras que
inician a 2790 m.s.n.m. con la toma de fondo para luego mediante un túnel de
conducción, desarenador, tanque de presión y tubería de presión llegar hasta la
casa de máquinas a 2335 m.s.n.m.
A partir de la salida de la toma se despliega el túnel de conducción con una
longitud de 1156 metros y sección tipo baúl de 3 x 3 metros, el cual llega hasta la
entrada del desarenador.
Figura 1 Localización del Proyecto Hidroeléctrico Victoria
El desarenador consta de dos cámaras de 40 metros de longitud, 2.5 metros de
ancho y 4.5 metros de profundidad, éste a su vez, a través de dos vertederos, se
conecta con el túnel de carga.
5
Aguas abajo se encuentra la tubería de presión que parte del túnel de carga hacia
la casa de máquinas, la longitud de esta tubería es de 1508 metros con un
diámetro interno de 1 metro y espesores variables entre 10 y 20 milímetros.
A continuación se presentan los caudales medio y 90 % probable en la toma, para
cada uno de los meses del año, en el período 1965-1997, período seleccionado
para el análisis, por cuanto el año 1964 está incompleto.
Tabla 2 Caudal medio y 90% del rio Victoria
MESCAUDAL
MEDIO (m3/s)
CAUDAL 90%
(m3/s)
Enero 1.72 0.88
Febrero 1.71 0.97
Marzo 2.03 1.11
Abril 2.14 1.31
Mayo 2.44 1.42
Junio 2.98 1.62
Julio 3.15 1.77
Agosto 2.59 1.60
Septiembre 2.15 1.42
Octubre 1.84 1.16
Noviembre 1.79 1.14
Diciembre 1.66 1.00
Los caudales turbinados serán restituidos al rio Papallacta a través de un canal de
hormigón de 2 metros de ancho esto sin afectar el nivel del caudal de este rio ya
que el rio Victoria es afluente del Papallacta, la implantación general del proyecto
se muestra en la Figura 2.
6
Figura 2 Implantación general del Proyecto Victoria
1.2.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO
1.2.3.1 Especificaciones técnicas de las turbinas
La casa de máquinas alojará dos turbinas de tipo Pelton de eje horizontal las
cuales proporcionarán una potencia mínima al eje de 5100 kW cada una y con una
eficiencia que será mayor o igual a 89%. Operando bajo los parámetros
establecidos en el diseño, con un caudal de 2.74 m3/s y una caída bruta de 448.06
metros, la velocidad nominal se encuentra en un rango entre 720 rpm a 900 rpm.
7
1.2.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO
1.2.4.1 Especificaciones técnicas de generadores
En el proyecto se instalarán dos unidades generadoras que serán sincrónicas de
polos salientes de eje horizontal con una potencia nominal de 5.9 MVA, cuyos
parámetros se indican en la Tabla 3.
Tabla 3 Especificaciones Técnicas de Generadores Central Victoria
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 5900 kVA
FACTOR DE POTENCIA 0,85 (AT)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJESINUSOID
AL
Velocidad sincrónica 900 rpm
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia subtransitoria de eje
directo (X"q/X"d)1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
Efecto de volante requerido de las partes rotantes del generador (GD2), 90 ton m2
1.2.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia
El transformador de elevación que se instalará en la central Victoria tendrá los
siguientes parámetros:
Tabla 4 Especificaciones Técnicas de Transformadores Central Victoria
PARÁMETROS
Potencia nominal 12 MVA
Clase de enfriamiento ONAN
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 22,8 [kV]
Voltaje X 13,8 [kV]
Tipo Trifásico
8
Grupo de conexión Dyn
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2 %
Pasos 2,5 %
Impedancia 8 %
Eficiencia mínima 99.5 %
1.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS [50 MW]
1.3.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto Hidroeléctrico Quijos de 50 MW de capacidad instalada, en
construcción desde febrero de 2012, se encuentra ubicado a 80 km al sureste de
la ciudad de Quito y se desarrollará en el tramo comprendido entre la población de
Cuyuja y la confluencia de los ríos Quijos y Papallacta, su entrada en operación
será para el año 2016.
Las obras de captación se encuentran localizadas en las coordenadas 9952065 N
837439 E y 9950130 N 832277 E, correspondientes a los ríos Papallacta y Quijos
respectivamente. La casa de máquinas está ubicada a 9952065 N 831768 E, en la
Figura 3 se muestra la ubicación geográfica de la central.
El principal acceso al proyecto se hace por la carretera Quito – Lago Agrio, de esta
vía principal, en la población de Cuyuja se desprende un camino que cruza el río
Papallacta que finalmente a través de varios ramales llegan a los diferentes puntos
del proyecto.
9
Figura 3 Localización del Proyecto Hidroeléctrico Quijos
1.3.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO
El proyecto consiste en captar las aguas de los ríos Papallacta y Quijos mediante
un conjunto de obras tales como azud de derivación, captación lateral,
desarenadores, etc.
Las obras de captación en el rio Quijos se encuentran localizadas a 8 km de la
confluencia de este río con el Papallacta a 2323 m.s.n.m., éstas consisten en un
azud de derivación de 25 metros de ancho, un desarenador del tipo subterráneo
con una sola cámara de 90 metros de longitud, 6 metros de ancho y una
profundidad de 8 metros.
Por otro lado, la toma del rio Papallacta se encuentra ubicada a 2323 m.s.n.m.,
esta consiste en un azud de derivación de 30 metros de ancho, un desarenador de
dos cámaras cada una con 58,5 metros de longitud, 5,5 metros de ancho y 5
metros de profundidad.
10
La conducción de las aguas captadas desde los dos ríos hasta la casa de
máquinas se lo realizará a través de dos túneles de conducción, uno desde el río
Quijos con una longitud de 2373 metros y otro desde el Papallacta con 2392
metros de longitud, los cuales se unen y forman un túnel común de 4522 metros
hasta llegar a la casa de máquinas, mismo que tendrá un diámetro interno de 3
metros.
La chimenea de equilibrio se conecta al túnel principal a 1194 metros antes del
portal de salida, es del tipo orificio restringido, de 9 metros de diámetro y 39
metros de altura. El tanque, que se conecta al túnel de presión, hasta la casa de
máquinas de tipo superficial ubicada a 2040 m.s.n.m.
De acuerdo con el escenario más probable del desarrollo del suministro de agua a
la ciudad de Quito la transferencia de agua esperada y el flujo promedio anual
variarán en el tiempo como se muestra la Tabla 5.
Tabla 5 Caudales promedio ríos Papallacta y Quijos
PeriodoMáximo flujo transferido
(m3/s)
Flujo promedio anual (m3/s)
Río Papallacta Río Quijos Total
Sin transferencia 21,4 13,2 34,6
2001 2008 3,37 18,0 13,1 31,1
2009 2015 4,67 16,8 13,1 29,9
2016 en adelante 12,69 13,2 10,1 23,3
A la salida de la casa de máquinas se construirá un canal de hormigón rectangular
de 4 metros de ancho, el mismo que servirá para la restitución de las aguas
turbinadas, las cuales serán devueltas al rio Quijos en la confluencia con el río
Papallacta.
11
Figura 4 Implantación general del Proyecto Quijos
1.3.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO
1.3.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas
Con un caudal de 22 m3/s y una caída bruta de 286 metros la casa de máquinas
alojará tres turbinas de tipo Francis, de eje vertical, de 17 MW cada una de las
cuales permitirá producir 50 MW en su máxima capacidad con el distribuidor
abierto al cien por ciento, operando en este punto la eficiencia esperada es del
91,5 %.
La velocidad nominal de rotación de las turbinas será de 720 rpm y la máxima
velocidad de embalamiento esperada es de 1.200 rpm (166,6%). La velocidad
crítica del conjunto total de partes rotantes de la unidad deberá ser como mínimo
un 20% mayor que la máxima velocidad de embalamiento.
12
1.3.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO
1.3.4.1 Especificaciones técnicas de generadores
Los tres generadores que se conectaran con las turbinas serán sincrónicos de eje
vertical y se conectarán a un banco de tres transformadores monofásicos que
elevan el voltaje de 13,8 a 138 kV.
Tabla 6 Especificaciones técnicas de generadores Central Quijos
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 18.600 kVA
FACTOR DE POTENCIA 0,9 (ATRASO)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJE SINUSOIDAL
Velocidad sincrónica 720 min 1
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia
subtransitoria de eje directo (X"q/X"d)1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
Efecto de volante requerido de las partes rotantes del generador (GD2), 90 ton m2
1.3.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia
De acuerdo con los estudios de conexión y la evaluación técnico - económica
realizada para la configuración de la conexión de la central, se seleccionó un
banco de transformadores monofásicos de 3x14.9/18.6 MVA, 13.8-138/ 3 kV,
enfriamiento clase ONAN/ONAF, en aceite, para un total de 55.8 MVA.
El diseño, la fabricación y las pruebas de los transformadores y de sus partes
deberán cumplir con los requisitos y recomendaciones de la última edición de las
normas ANSI e IEC.
13
Tabla 7 Especificaciones técnicas de transformadores Central Quijos
PARÁMETROS
Potencia nominal 18.6 MVA
Clase de enfriamiento ONAF
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 138/ 3 [kV]
Voltaje X 13,8 [kV]
Tipo Trifásico
Grupo de conexión Yd5
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2
Pasos 2,5 %
Impedancia 8,35 %
Eficiencia mínima 99.5 %
1.4 PROYECTO HIDROELÉCTRICO BAEZA [50 MW]
1.4.1 LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO
El proyecto, se encuentra en etapa de planificación y se espera entre en operación
para el año 2016, está ubicado en las derivaciones de la Cordillera Oriental de Los
Andes en la cuenca del río Quijos, la toma se encuentra en las coordenadas
9'951.892 N 837.610,54 E y la casa de máquinas estará localizada en los puntos
georeferenciados 9'950.037,18 N 844.068,39 E.
La principal vía de acceso al proyecto es la carretera Quito – Baeza
aproximadamente en el km 105 de esta vía.
14
Figura 5 Localización de Proyecto Hidroeléctrico Baeza
1.4.2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO
La producción de energía en el Proyecto Baeza se lo hará mediante el
aprovechamiento de los caudales turbinados del Proyecto Hidroeléctrico Quijos,
del que toma las aguas a la salida de la casa de máquinas a 2043 m.s.n.m.
Las obras de captación están constituidas por un dique de derivación, rejillas,
desripiador y sedimentador, prosiguiendo con la construcción, se ha diseñado una
estructura que permitirá que las aguas turbinadas en la central Quijos sean
conducidas al rio Papallacta en el posible caso de que la central Baeza se
encuentre fuera de operación, por lo que, se han previsto los respectivos
vertederos de control y compuertas de lavado.
El pozo de captación de la Central Baeza tiene un diámetro interno de 3 m, un
espesor de 30 cm revestido de hormigón armado y una profundidad de 41 m lo
15
que le da una altura de seguridad suficiente en el cruce bajo el cauce del Río
Papallacta.
El túnel de carga tiene una sección de excavación tipo baúl, de 3.5 m de diámetro
interior, revestido completamente con hormigón de 35 cm de espesor y 7 484 m de
longitud, hasta la base de la chimenea de equilibrio.
Se ha previsto una ventana de acceso mediante un túnel de 215.50 m de longitud,
sección tipo baúl, con un diámetro de 5.60 metros, que servirá para el desalojo de
los materiales provenientes de la excavación del túnel de carga y de la chimenea
de equilibrio.
La chimenea de equilibrio es de 58 m de altura, sección cilíndrica, de 9 m de
diámetro interno, totalmente revestida con hormigón de 90 cm de espesor.
La tubería de presión, que es de sección circular de 3 m de diámetro interior, está
constituida por dos tramos, el uno vertical con una altura de 187.50 m y el otro un
tramo horizontal final de 724 m de longitud hasta la entrada a casa de máquinas.
Antes de la llegada a la casa de máquinas, la tubería de presión se reduce a 2.5 m
y posteriormente a 2.0 y 1.5 m hasta la llegada a las válvulas de guardia tipo
mariposa.
La casa de máquinas tiene 46.70 m de longitud, 21.70 m de ancho y 24.85 m de
altura en la zona del puente grúa. Está parcialmente enterrada desde la cota
1806.80 m.s.n.m hasta el sector más bajo de la cimentación de la casa de
máquinas, en la cota 1793.80 m.s.n.m.
En la figura 6 se puede observar la implantación del proyecto.
16
Figura 6 Implantación general del Proyecto Baeza
1.4.3 DESCRIPCIÓN EQUIPO MECÁNICO
1.4.3.1 Especificaciones técnicas de turbinas
Las tres turbinas hidráulicas serán del tipo Francis, de eje vertical, provistas con
rodetes fundidos en acero inoxidable, con su cámara espiral y su tubo de
aspiración de construcción soldada en acero laminado.
Las características hidráulicas de la conducción se determinaron asumiendo,
como condición de diseño, un caudal nominal de 22 m3/s, el cual podrá ser
aprovechado en la casa de máquinas cuando operen simultáneamente las tres
unidades. Para esta condición de operación se ha determinado un coeficiente total
de pérdidas en la conducción igual a 0.023468, con lo cual se obtiene un valor
total de pérdidas hidráulicas de 11,4 metros y un salto neto de 272,1 metros.
17
Haciendo uso de estos valores de salto neto y de caudal para determinar la
potencia nominal de las unidades y la capacidad total instalada de la central, se
obtendrá una potencia activa total, en bornes de salida de los transformadores, de
52.083 kW, valor superior al que ha sido establecido como criterio básico de
diseño de la central y que corresponde a 50.000 kW.
Por lo tanto, la capacidad instalada de la central se determinó en 50.000 kW,
considerando los respectivos valores nominales de eficiencia adoptados para las
turbinas (91,5%), los generadores (97,5%) y los transformadores de potencia
(99,5%), y un factor de potencia para los generadores de 0,90.
1.4.4 DESCRIPCIÓN EQUIPO ELÉCTRICO
1.4.4.1 Especificaciones técnicas de generadores
Las características nominales, de construcción y pruebas de las tres unidades de
generación están de acuerdo con las normas: "American National Standard
Institute" (ANSI), "International Electro-technical Commission" (IEC), "Institute of
Electrical and Electronic Engineers, Inc."(IEEE), "The National Electrical
Manufacturers Association" (NEMA), y "Verband Deutscher Elektrotechniker"
(VDE).
Cada generador tendrá las siguientes características nominales:
Tabla 8 Especificaciones técnicas de generadores Central Baeza
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 18.600 kVA
FACTOR DE POTENCIA 0,9 (ATRASO)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJE SINUSOIDAL
Velocidad sincrónica 720 min 1
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
18
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia
subtransitoria de eje directo (X"q/X"d)1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
Efecto de volante requerido de las partes rotantes del generador (GD2), 90 ton m2
1.4.4.2 Especificaciones técnicas de transformadores de potencia
De acuerdo con los estudios realizados para la configuración de la conexión de la
central, se seleccionó un banco de transformadores monofásicos de 3x14.9/18.6
MVA, 13.8-138/ 3 kV, enfriamiento clase ONAN/ONAF, en aceite, para un total de
55.8 MVA.
El diseño, la fabricación y las pruebas de los transformadores y de sus partes
deberán cumplir con los requisitos y recomendaciones de la última edición de las
normas ANSI e IEC y tendrán las siguientes características nominales:
Tabla 9 Especificaciones técnicas de transformadores Central Baeza
PARÁMETROS
Potencia nominal 18.6 MVA
Clase de enfriamiento ONAF
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 138/ 3 [kV]
Voltaje X 13.8 [kV]
Tipo Trifásico
Grupo de conexión Yd5
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2
Pasos 2.5 %
Impedancia 8.35 %
Eficiencia mínima 99.5 %
19
1.5 CENTRAL TÉRMICA PERUCHO [40 MW]
1.5.1 LOCALIZACIÓN DE LA CENTRAL
La Central Térmica, actualmente en planificación, se encontrará ubicada a unos 25
km al norte de la ciudad de Quito a una altura de 1900 m.s.n.m., frente a la
población de Perucho en el cantón Quito se espera su entrada para el año 2016.
Figura 7 Localización de la Central Térmica
1.5.2 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO MECÁNICO
Una central termoeléctrica es una instalación empleada para la generación de
energía eléctrica a partir de calor. Este calor puede obtenerse tanto de
combustibles fósiles (petróleo, gas natural o carbón) como de la fisión
nuclear del uranio u otro combustible nuclear o del sol como las solares
termoeléctricas.
Lugar delProyecto Termoeléctrico
20
La Central Térmica a implementarse en la parroquia de Perucho utilizará motores
de combustión interna como fuerza motriz, éstos estarán acoplados a los
generadores para producir energía eléctrica.
La potencia de la central se obtendrá de 5 motores de 8.7 MW cada uno, utilizarán
combustible fuel oil N°6 para operación normal y para el arranque y paradas diesel
oil N° 2, operan a una velocidad de 720 rpm con una eficiencia del 30%.
1.5.3 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO ELÉCTRICO
1.5.3.1 Especificaciones técnicas de generadores
Los 5 generadores eléctricos serán sincrónicos, de polos salientes, de eje
horizontal con una potencia activa de 8119 kW cada uno, dando en total una
potencia instalada de 40.6 MW operando en conjunto todas la máquinas, el
rendimiento será de 192.1 gr/kWh con combustible de valor calórico bajo de 42700
kJ/kg.
Las características técnicas se detallan a continuación:
Tabla 10 Especificaciones técnicas de generadores Central Térmica
PARÁMETROS
POTENCIA NOMINAL 8119 kW
FACTOR DE POTENCIA 0,8 (ATRASO)
FRECUENCIA 60 [Hz]
VOLTAJE NOMINAL 13,8 [kV]
CONEXIÓN DE DEVANADO DEL ESTATOR ESTRELLA
LIMITE INFERIOR DE VOLTAJE ± 5 %
FORMA DE ONDA DE VOLTAJE SINUSOIDAL
Velocidad sincrónica 720 min 1
Reactancia transitoria de eje directo, (X'd), 30%
Reactancia subtransitoria de eje directo, saturada (X"d) 22%
Relación de la reactancia subtransitoria en cuadratura a la reactancia
subtransitoria de eje directo (X"q/X"d)1,3
Nivel básico de aislamiento (BIL) 95 kV
21
1.5.3.2 Especificaciones técnicas de la subestación
La subestación es de tipo aislada en aire, consta de dos transformadores de 33
MVA de 13.8/138 kV, para la medición de protección de este transformador se
utilizará TC con una relación de transformación de 1500/5A en el lado de 13,8 kV y
500/5A en el lado de 46 kV.
Tabla 11 Especificaciones técnicas de transformadores Central Térmica
PARÁMETROS
Potencia nominal 33 MVA
Clase de enfriamiento ONAF
Frecuencia 60 [Hz]
Voltaje H 138 [kV]
Voltaje X 13,8 [kV]
Tipo Trifásico
Grupo de conexión Dyn1
Cambiador de Derivaciones
Bajo voltaje Ninguna
Alto voltaje SI
Tipo Manual
Rango ± 2,5 %
Pasos 5
Impedancia 10 %
Eficiencia mínima 99.5 %
22
CAPÍTULO 2
2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
La proyección de la demanda de potencia y energía es un aspecto fundamental
para la toma de decisiones operativas y estratégicas, que permite realizar una
planificación adecuada del suministro de la energía eléctrica para determinar una
expansión ordenada con base en el sistema presente, que satisfaga futuras
demandas.
El pronóstico de la demanda se realiza para horizontes de corto, mediano y largo
plazo. El corto plazo corresponde al periodo en el cual se desarrolla un plan para
la ejecución de construcciones en el presente y con un horizonte de hasta dos
años, que asegure que el equipo requerido este operativo en el momento previsto.
El mediano plazo corresponde al pronóstico mensual con un horizonte de hasta
cinco años a partir de la demanda histórica de electricidad, y la predicción de
algunas variables explicativas como el crecimiento de la economía.
Finalmente, el largo plazo abarca un horizonte de hasta quince años; la predicción
de la demanda en el largo plazo es usada para la planeación y expansión del
sistema, lo que permite estimar el desarrollo del mismo y el momento en el que se
debe ampliar la cobertura con la instalación de nuevos equipos o la repotenciación
de los ya existentes, con el fin de elaborar un completo plan de inversiones.
Con la finalidad de realizar una proyección óptima de la demanda, es necesario
conocer de manera acertada el comportamiento de la misma en un sistema, un
aspecto importante que se debe conocer es la segmentación del consumo por tipo
de clientes que ayuda a determinar la conducta que cada sector tendrá en el
futuro. En la Figura 8 se detalla la composición del área de concesión de la EEQ.
23
Figura 8 Composición del consumo de energía del SEQ
2.1 TERMINOLOGÍA UTILIZADA EN LA PROYECCIÓN DE LA
DEMANDA
Demanda
Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo
previamente establecido. Los valores instantáneos tienen un interés limitado a
condiciones transitorias en el análisis de un sistema de distribución, lo que
realmente interesa para dimensionarlo, dado el tiempo asociado, es la demanda.
Los intervalos de demanda normalmente utilizados son: 5, 15, 30, 60 minutos,
siendo de 15 el más usual.
Demanda máxima
Es la mayor demanda de potencia ocurrida en el sistema o en la parte que
interesa de él en el periodo considerado, denominada también demanda o carga
pico.
Potencia
Físicamente es la transferencia de energía por unidad de tiempo, es el trabajo
necesario para mover cargas eléctricas a través de un circuito, se mide
Residencial;38,47%
Comercial;23,59%
Industrial;28%
Alumbradopublico;5,50%
Otros;4,44%
24
generalmente en vatios [W], que equivale a la potencia necesaria para realizar 1
julio de trabajo por segundo.
Energía Eléctrica
Se denomina energía eléctrica a la forma de energía que resulta de la existencia
de una diferencia de potencial entre dos puntos, lo que permite establecer una
corriente eléctrica entre ambos, cuando se los pone en contacto por medio de un
conductor eléctrico, y obtener trabajo.
Factor de Potencia
Se define factor de potencia, f.p., de un circuito de corriente alterna, como la
relación entre la potencia activa, P, y la potencia aparente, da una medida de la
capacidad de una carga de absorber potencia activa.
2.2 METODOLOGÍA APLICADA PARA EL PRONÓSTICO DE LA
DEMANDA DEL SISTEMA DE LA EEQ
2.2.1 ASPECTOS GENERALES
La proyección anual de la demanda de energía y potencia máxima del sistema
eléctrico, se la realiza para escenarios optimista, probable y pesimista, toma en
cuenta los siguientes aspectos:
Diagnóstico actual de las condiciones del Sistema Eléctrico de la EEQ, que
incluyen factores como: carga eléctrica existente, análisis y sistematización
de la información técnica de las cargas eléctricas horarias de los circuitos
primarios, de las subestaciones de distribución y sus respectivos factores
de potencia, de la potencia y energía suministradas al SEQ por el Sistema
Nacional Interconectado (SNI), en los puntos de conexión con el Sistema
Nacional de Transmisión (SNT), así como, por las centrales eléctricas de la
EEQ y los generadores privados que están conectados a nivel de las redes
25
de medio voltaje, equipamiento existentes en las subestaciones de
distribución.
Los equipamientos en las subestaciones de distribución que están en
proceso de implementarse.
La incorporación de nuevas cargas eléctricas grandes y las transferencias
de carga eléctrica que se hayan dado o deban darse a futuro.
Análisis de las series históricas correspondientes utilizando modelos
estadísticos estándar, la determinación de las funciones matemáticas
correspondientes y/o las tasas de crecimiento mensual o anual de las
subestaciones de distribución.
2.2.2 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES
La metodología seguida por la EEQ para realizar el pronóstico de la demanda
eléctrica según el instructivo, se enfatizará lo que involucre al pronóstico anual de
la demanda eléctrica del sistema, para lo que se tomará en cuenta el siguiente
procedimiento:
a. Disponer de la información técnica de cargas eléctricas horarias del suministro
del SNT en los puntos de conexión con el SEQ, de la producción de energía y
potencia de las centrales de la EEQ y de la generación privada que se entrega
en las redes de media tensión de la EEQ, del año pasado, para obtener la
potencia máxima anual activa y reactiva del suministro total al sistema eléctrico
de la EEQ, calcular el factor de potencia correspondientes, así como, en cada
punto de conexión con el SNT, obtener las potencias activa y reactiva
correspondientes, también, de las centrales propias y de los generadores
privados que están conectados a las redes de media tensión de la EEQ.
b. Realizar el análisis estadístico del abastecimiento mensual y anual de la
potencia y energía al sistema de potencia de la EEQ correspondiente y obtener
las funciones matemáticas existentes o las tasas de crecimiento anual
correspondientes, luego de lo cual, realizar los pronósticos mensual y anual de
los próximos 10 años para los escenarios: optimista, pesimista y probable.
26
c. Similar al punto b) pero para la energía facturada y el número de consumidores
por tipo de tarifa residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros.
d. A partir de los resultados de b) y c) realizar el balance anual de energía, entre
el pronóstico anual del suministro de energía y energía facturada, para los
escenarios optimista, pesimista y probable, con el fin de obtener las pérdidas
eléctricas e índices correspondientes, así como, obtener la demanda de
potencia reactiva (MVAR) anual del sistema de potencia, para el periodo y
escenarios analizados, así como, el factor de potencia y el factor de carga
respectivos.
e. Simultáneamente con las actividades establecidas en los puntos b) y c), se
debe obtener, las cargas máximas de las subestaciones en corriente eléctrica
(A) y potencia aparente (MVA) y las correspondientes coincidentes de los
primarios, luego, determinar las tasas de crecimiento anual de cada
subestación para los dos últimos años y los periodos de tiempo: 3, 5, 8 y 10
últimos años y para todo el periodo, desde 1986, y por grupos de
subestaciones típicas, mediante factores de ajuste de cada periodo analizado.
En el caso de nuevas subestaciones, que hayan ingresado al sistema en los
últimos 15 años, se utilizará el año de su ingreso como base para los cálculos
correspondientes. En base a dicha información determinará las tasas anuales
a utilizarse en el pronóstico de la demanda de las subestaciones de
distribución, considerando además: las características urbanísticas, el tipo de
consumidores predominantes en la zona de servicio de cada subestación y de
su grupo, el nivel socio económico de dichos consumidores, así como, la
densidad de carga eléctrica de la zona de servicio.
f. Calcular para cada subestación, su demanda en potencia activa y reactiva
(MW y MVAR), luego, sumar dichas cargas y al total obtenido se suma las
pérdidas técnicas de alta tensión y las demandas de grandes consumidores
que estén conectados a este nivel de voltaje, resultado que se compara con la
potencia activa y aparente del sistema de potencia, de haber diferencias
mayores al 1.0% en activa y 5.0% en potencia reactiva, se revisan las
27
demandas obtenidas, en el caso de la demanda en potencia activa, se obtiene
un factor de ajuste (coincidencia) entre los dos valores, que se aplica a la
demanda en potencia activa de cada subestación de distribución, en
proporción a su demanda, con el fin de que su suma más los otros
componentes, sean igual a la demanda en potencia activa del sistema de
potencia, en la condición analizada, en cambio, en el caso de la demanda en
potencia reactiva, se revisa el factor de potencia en las subestaciones con
mayor carga.
g. Para otras condiciones de carga del sistema eléctrico, se procede ídem al
“literal f”.
h. Calcular el pronóstico de la demanda anual a 10 años de las subestaciones, en
potencia activa, reactiva y aparente, en una hoja Excel, tomando como base
las demandas máximas y los factores de potencia correspondientes de cada
subestación del último año transcurrido y aplicando la tasa de crecimiento
anual obtenidas anteriormente para cada subestación, la potencia aparente así
obtenida, en cada año del pronóstico, constituye la potencia aparente
proyectada “sin transferencia”. En el caso de que se prevea “transferencia”, el
resultado será la suma de las potencias aparentes sin transferencia más o
menos el valor de la potencia aparente transferida, o recibida de otras
subestaciones por el ingreso de una nueva subestación, por el aumento de la
capacidad instalada de otra subestación, por la descarga de sus
transformadores o por el ingreso de cargas eléctricas grandes, valor que se
constituye en la base del pronóstico del nuevo año y para definir los nuevos
equipamientos en la capacidad instalada de transformadores en cada
subestación. Los valores así obtenidos de cada año se suman, obteniéndose
un total, al que se suma las pérdidas técnicas de alta tensión y las demandas
de grandes consumidores que estén conectados a este nivel de voltaje,
resultado que se compara con la potencia activa y aparente del sistema de
potencia proyectados, para cada caso analizado y de haber diferencias
28
mayores al 2.0% en potencia activa y/o 5% en potencia reactiva, se revisan las
demandas obtenidas.
i. Con los resultados obtenidos en los puntos b) y h), se procede al cálculo
mensual del indicador: “exactitud del pronóstico de la demanda de energía del
SEQ”, entre la demanda de energía pronosticada sin autoconsumos y grandes
consumidores AC&GC y la demanda real de energía del sistema eléctrico de la
EEQ (total para comercialización sin AC&GC), a partir de la disponibilidad de
los registros en la base de datos del sistema MEM respectiva.
j. Los resultados del pronóstico de la demanda a diferentes niveles se utilizan en
los estudios eléctricos anuales del sistema de potencia.
2.3 MÉTODO APLICADO PARA LA PROYECCIÓN DE LA
DEMANDA
2.3.1 MODELO DE REGRESIÓN EXPONENCIAL
El análisis de regresión es una técnica estadística utilizada para determinar
modelos o expresiones matemáticas que relacionen el comportamiento entre
variables.
La manera para determinar si existe o no dependencia entre las variables es
representando gráficamente los valores observados de las variables tanto
dependiente (Y) como de la independiente (X), a dicho gráfico se le denomina
nube de puntos o diagrama de dispersión, así podrían darse los siguientes casos:
- Ausencia de relación entre variables - Relación lineal positiva - Relación lineal negativa - Existe relación pero no es lineal
En la Figura 9 se puede observar los diferentes tipos de diagramas de dispersión.
Existen varios modelos de regresión tales como: lineal, potencial, polinomial,
logarítmico, exponencial, los cuales pueden ser aplicados dependiendo del grado
de ajuste respecto al comportamiento de las variables analizadas.
29
Figura 9 Ejemplos de Gráficos de Dispersión
Para el presente trabajo se hará el respectivo análisis estadístico utilizando el
modelo de regresión exponencial simple que matemáticamente se representa:
(1)
Dada la complejidad que presenta el resolver la ecuación 1 esta se debe linealizar
para determinar los valores de a y , para lo cual se aplica la función logaritmo
natural a los dos extremos de la ecuación.
(2)
Resolviendo:
Reemplazando ln (y) por Y y ln (a) por resulta:
(3)
30
Con esto el modelo exponencial se ha transformado en lineal, cuyo principal
objetivo es la determinación o estimación de y a partir de la información
contenida en las observaciones que se dispone, en este caso los datos históricos
de consumo de energía y demanda de potencia del sistema.
En el caso de tener n observaciones de la variable Y (Y1, Y2,……Yn) y las
correspondientes observaciones de X (X1, X2,…… Xn) se tendrá la ecuación de la
siguiente forma:
(4)
En el supuesto de que la relación entre las variables X e Y sea exacta, las
observaciones estarían ubicadas a lo largo de una recta, así, las estimaciones de
y , serían, la ordenada en el origen y la pendiente de la recta
respectivamente.
Como contraparte, si la dependencia entre las variables es estocástica, es decir,
las observaciones forman una nube de puntos, se puede contemplar las
estimaciones de y , como la ordenada en el origen y la pendiente de una
recta próxima a los puntos. Por lo que dicha recta se representará como lo indica
la ecuación 1.
El problema que ahora se presenta es el de estimar los valores de , tales
que, la recta que pase por los puntos ( , Xt) se ajuste lo mejor posible a los puntos
(Yt, Xt). La diferencia entre la variable original y la ajustada se denomina error o
residuo, así:
(5)
Con el propósito de obtener estimadores que mas se ajusten a la
tendencia del grupo de observaciones se debe minimizar los valores de los
residuos, para el efecto, existen varios criterios o métodos para realizar el ajuste
siendo el más efectivo y menos complicado de desarrollar el de los Mínimos
Cuadrados.
31
2.3.1.1 Método de los Mínimos Cuadrados
El objetivo de este método es minimizar la suma de los cuadrados de los residuos
(S) para ello se procede como se indica:
Expresar S en función de los residuos
(6)
Para minimizar estos valores se deriva respecto a y se igualan a cero estas ecuaciones
Realizando las operaciones necesarias se obtiene las ecuaciones normales de la recta de regresión
De la solución de este sistema de ecuaciones se obtiene el valor de así:
(7)
Donde:
Una vez calculado se procede a calcular con la siguiente expresión:
(8)
32
Una vez obtenidos los valores de se procede a calcular el valor de a y de
esta forma se obtiene la curva que mas se ajusta a las observaciones dadas.
Para el efecto de afirmar que el modelo escojido es el adecuado se debe
determinar que tan alta es la bondad de ajuste entre los datos observados y los
pronosticados, para lo cual se calcula el coeficiente de determinación.
2.3.1.2 Coeficiente de Determinacón
El coeficiente de determinación al que se denomina como R2, es un indicador el
cual permite medir el nivel de ajuste entre los datos o mediciones y el modelo
obtenido en el numeral anterior.
Este coeficiente se determina a través de la descomposición de la varianza de la
variable endógena u original, a la que se denomina varianza total, para lo cual se
procede como se indica:
Partiendo de la ecuación:
(9)
Restando y luego elevando al cuadrado a ambos miembros se obtiene:
Desarrollando la ecuación anterior se obtiene:
Tomando en cuenta que la suma de los residuos mínimo-cuadráticos es igual a cero:
Se cumple que:
33
Al reducir la ecuación que se obtuvo en el punto anterior y luego dividir para el número de observaciones T se obtiene:
La varianza total de la variable endógena se descompone en dos partes:
Varianza Total = Varianza Explicada + Varianza Residual
A partir de la descomposición anterior, el coeficiente de determinación se define
como la proporción de la varianza total explicada por la regresión. Su expresión es
la siguiente:
(10)
Los valores de este indicador de ajuste de la curva dada por el modelo y la curva
de observaciones están en el rango de 0 a 1 y mientras más se acerque a la
unidad la bondad de ajuste es más alta.
2.3.2 ANÁLISIS DE DATOS HISTÓRICOS DE POTENCIA EN EL SEQ
El crecimiento de la demanda en un sistema eléctrico se debe a dos procesos
simultáneos:
Incremento en el número de consumidores dentro del área de servicio de la empresa
Incremento en el consumo de energía promedio por consumidor
El primero se debe al crecimiento poblacional, causado por la migración dentro de
un área, el incremento del sector comercial e industrial o a la electrificación de
zonas que no lo estaban, en este contexto, se observa que la demanda en el área
de concesión de la EEQ ha tenido un crecimiento sostenido durante los últimos 28
34
años; el segundo implica el aumento del consumo por cliente, esto se debe al
aumento de la carga instalada o al cambio en las costumbres de consumo de cada
abonado.
En base a datos históricos la demanda de potencia en el sistema eléctrico de la
Empresa Eléctrica Quito creció 454 MVA respecto a 1983, la tasa media de
crecimiento en el periodo 1983 – 2011 es de 4,41%, siendo la mayor de 13,5%
registrada en el año 1995 y la menor se registró en el año de 1992 con un 0,45%.
En las Figuras 10 y 11 se observa la evolución de la demanda de potencia en el
SEQ y las tasas de crecimiento anual respectivamente.
Figura 10 Evolución de la Demanda de Potencia en el SEQ
Figura 11 Tasa de crecimiento anual de la demanda de potencia del SEQ
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
MVA
Año
10,00%
5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
198
3
198
4
198
5
198
6
198
7
198
8
198
9
199
0
199
1
199
2
199
3
199
4
199
5
199
6
199
7
199
8
199
9
200
0
200
1
200
2
200
3
200
4
200
5
200
6
200
7
200
8
200
9
201
0
201
1
201
2
%
Año
35
2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DEL SEQ
Partiendo del análisis de los datos históricos de demanda del sistema del período
1983 - 2011 y con la ayuda de las herramientas estadísticas de Microsoft Excel se
encontrará la ecuación o expresión matemática para realizar la proyección de la
demanda de los próximos 10 años.
2.4.1 Recopilación de información técnica
Los datos de las cargas eléctricas en los puntos de conexión con el SNT, la
energía y potencia suministradas por las centrales de la EEQ así como de los
generadores privados, del año 2012, se muestran en las Tablas 12 y Tabla 13
respectivamente.
Tabla 12 Suministro del SNT al SEQ
MW MVAR MVA FP
TRANSFERENCIA SNI : 566,7 143,2 584,5 1,0
VICENTINA T1 46 kV 16,2 0,9 16,2 0,998
VICENTINA T2 138 kV 59,3 18,0 62,0 0,957
SANTA ROSA TRN 46 kV 50,7 14,5 52,7 0,961
SANTA ROSA TRP 138 kV 53,6 16,6 56,1 0,955
S. ROSA E. ESPEJO S. ALEGRE 77,7 13,2 78,8 0,986
S. ROSA SELVA ALEGRE 134,9 40,8 140,9 0,957
3T0 0,0 0,0 0,0 0
POMASQUI QUITO 1 99,7 29,6 104,0 0,959
POMASQUI QUITO 2 38,8 12,1 40,6 0,955
S. ROSA PAPALLACTA 0,0 0,0 0,0 0
23 CONOCOTO 138 kV 19,9 0,0 19,9 1,000
TABABELA 138 kV 15,9 0,7 15,9 0,999
Tabla 13 Potencia suministrada por centrales de la EEQ y generadores privados
DESPACHO DE CARGA: MW MVAR MVA FP
GENERACIÓN PROPIA : 90,1 14,5 91,3 1,0
C.H. CUMBAYÁ 30,0 1,5 30,0 0,999
C.H. NAYON 22,5 2,0 22,6 0,996
C.H. GUANGOPOLO 12,0 2,0 12,2 0,986
C.H. PASOCHOA 3,2 2,0 3,8 0,850
C.H. CHILLOS 1,8 0,3 1,8 0,990
36
C.T. GUALBERTO HERNANDEZ 20,6 6,8 21,7 0,950
C.T. LULUNCOTO 0,0 0,0 0,0
AUTOPRODUCTORES : 6,65 2,81 7,2 0,9
ECOLUZ (HCJB) 3,5 1,0 3,6 0,962
LA CALERA (Machachi) 0,7 0,3 0,8 0,900
SILLUNCHI 0,0 0,0 0,0 0,0
EQUINOCCIAL 0,0 0,0 0,0 0,0
EMAAP (NOROCC) 0,4 0,2 0,900
PERLABI 1,2 0,9 1,5 0,813
URAVIA 0,9 0,4 1,0 0,898
Utilizando la función de regresión exponencial de Microsoft Excel se obtiene la
curva de tendencia con su respectiva ecuación y el coeficiente de determinación,
valores que se indica la Figura 12:
Figura 12 Línea de tendencia de la demanda del SEQ
2.4.2 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN EL SISTEMA
El pronóstico de la demanda se realiza mediante la extrapolación de la línea de
tendencia del modelo de regresión exponencial, utilizando las herramientas
estadísticas disponibles en Microsoft Excel, obteniendo los siguientes resultados
para el período 2012 - 2021.
y = 1,366E 34e4,205E 02x
R² = 9,781E 01
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
MVA
Año
37
Tabla 14 Pronostico de la Demanda del SEQ 2012-2021
PROYECCIÓN 2012 – 2021
Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Potencia MVA 756,42 788,90 822,78 858,12 894,97 933,41 973,50 1015,30 1058,91 1104,38
Todo proceso o modelo para realizar un pronóstico está sujeto a errores, por lo
que es necesario cuantificar dichos equívocos con el propósito de determinar la
bondad de ajuste, para tal fin se utilizará el criterio del error porcentual medio
absoluto, MAPE por sus siglas en inglés (mean absolute percent error), el cual
relaciona el error del pronóstico con el nivel de la demanda; esta medida permite
contrastar diferentes modelos ya que es proporcional e independiente de la escala
por lo que se debe seleccionar el modelo que tenga el menor MAPE asociado.
El MAPE se calcula como el promedio de las diferencias absolutas entre los
valores pronosticados y los reales y se expresa como porcentaje de los valores
reales, como se indica en la ecuación 11.
(11)
Aplicando la ecuación del MAPE con los resultados obtenidos del modelo de
regresión exponencial y los valores reales de datos históricos, resulta un error de
4,3% por lo que se concluye que el modelo presenta un nivel de ajuste adecuado
respecto a los valores reales.
2.4.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA POR SUBESTACIONES DEL SEQ
La metodología a aplicar para realizar la proyección de la demanda para cada
subestación varía respecto al método utilizado para el total del sistema, esto
debido a que los modelos de regresión tienen una baja bondad de ajuste frente a
los datos observados en cada subestación.
La curva de datos (mediciones) en las subestaciones no obedecen a tendencia
alguna ya que bajo determinadas condiciones como: abastecimiento normal de
energía, condiciones operativas, se debe transferir carga entre subestaciones para
38
mantener la continuidad del servicio así como resguardar la integridad de los
equipos.
Con este antecedente, se procede como lo indica la metodología del numeral 2.1,
es decir, mediante el cálculo de tasas de crecimiento se procede a proyectar la
demanda para cada una de las subestaciones.
Por otra parte, más allá de hacer una estimación estadística de la demanda se
tomará en cuenta la operatividad de las subestaciones considerando su capacidad
disponible y años de servicio, por lo que los resultados esperados podrían variar,
puesto que en el futuro la EEQ prevé aplicar un plan de transferencias de carga
entre subestaciones con el fin de no sobrecargar los equipos en las
subestaciones.
Si bien la proyección de la demanda se la realiza para todas y cada una de las
subestaciones pondremos énfasis en el desarrollo de la metodología para aquellas
que son objeto de análisis en el presente trabajo.
2.4.3.1 Proyección de la demanda en los posibles puntos de conexión de las centrales
de generación
Para el período 2012-2021 se prevé que entrarán en operación tres centrales
hidráulicas y una central térmica, mismas que son objeto de estudio en el presente
trabajo.
Para transportar la energía producida en las centrales hidráulicas Quijos, Baeza y
Victoria se han tomado en cuenta como opciones para la conexión las
subestaciones Tababela, EL Inga y Vicentina.
Respecto a las posibles subestaciones consideradas para evacuar la potencia
generada desde la central térmica ubicada en Perucho, estas son: San Antonio,
Zámbiza y Nueva Cumbayá.
39
Subestación El Inga
La Subestación (S/E) El Inga propiedad de CELEC EP - Transelectric, dentro del
cual se ubicarán e instalarán los patios para 138 kV, 230 kV y 500 kV, el patio de
230/138 kV con un transformador de 180/240/300 MVA, el cual servirá para
alimentar subestaciones de la EEQ.
Dicha subestación entrará en operación en 2015 y transferirá desde el SNT al
SEQ una potencia aproximada de 173 MVA de acuerdo a las bases entregadas
por el Departamento de Planificación de la EEQ.
Subestación No 31 Tababela
La subestación No 31 Tababela está en operación desde del 30 de mayo de 2011,
cuenta con un transformador de 138/23 kV y una capacidad 20/27/33 MVA, para
abastecer la carga de los primarios 31-C, 31-D y 31-E con una carga aproximada
de 16.98 MVA para el mencionado año y se prevé una tasa de crecimiento
estimada del 5.5% promedio anual.
Con el objetivo de descargar los transformadores de las subestaciones No 58 El
Quinche y No 36 Tumbaco se transfiere a la subestación Tababela parte de la
carga de los primarios 36-A, 36-C, 36-E, 58-B, 58-C, descargando también los
transformadores de 138/46 kV de la S/E Selva Alegre y Vicentina, en la Tabla 15
se indica la proyección de la demanda para esta subestación.
Tabla 15 Pronóstico de la Demanda Subestación No 31 Tababela
Proyección Subestación Tababela
Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
POTENCIA MVA 17.4 18.4 12.1 12.08 13.5 14.03 15 15.9 16.7 17.7
En el año 2014 está previsto transferir carga de la S/E Tababela hacia la S/E No
58 El Quinche, es por esta razón que en el mencionado año el valor de la
demanda decrece.
40
Subestación Vicentina
La subestación Vicentina es uno de los puntos de transferencia entre el sistema
eléctrico de la EEQ y el Sistema Nacional de Transmisión, tiene instalados dos
transformadores 138/46 kV y con capacidad de 37/48 MVA para el transformador
T1 y 60/80 /100 para el transformador T2, misma que a través del sistema de
subtransmisión a 46 kV abastece a las subestaciones: Diez Vieja, Diez Nueva,
Floresta, Carolina, Olímpico, Iñaquito, Cumbayá, Tumbaco y Nuevo Aeropuerto.
La proyección de la demanda del grupo de subestaciones que se abastecen de
Vicentina se presenta en la Tabla 16.
Tabla 16 Pronóstico de la Demanda de Subestaciones del grupo Vicentina
Proyección de la Demanda Grupo Vicentina MVA
Subestación 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
32 Diez Nueva 12.1 12.6 13.1 13.5 13.9 14.4 14.8 15.3 15.8 16.3
10 Diez Vieja 5.1 5.3 5.4 5.5 5.7 5.8 6 6.1 6.3 6.4
12 Floresta 10 10.4 10.7 11.1 11.7 11.8 12.2 12.6 13 13.4
24 Carolina 14.6 13.8 14.4 15 15.6 16.3 17 17.6 18.3 19.1
1 – Olímpico 15.8 16.5 17.1 17.8 18.4 19.1 19.8 20.5 21.2 21.9
28 Iñaquito 15.1 17.3 18.1 18.9 19.7 20.5 21.3 22.5 23.1 24
29 Cumbayá 46 19.6 21 22.4 11.9 12.7 13.5 0.0
36 Tumbaco 33 T1 ACE 17.8 18.9 20.1 21.4 22.7 24.2 12.8 13.6 0.0
36 Tumbaco 20 T2 BDF 11.1 11.8 12.6 0.0
33 Nuevo Aeropuerto 7.28 7.5 3.9 5.1 5.2 5.4 5.6 5.8 6.1 6.3
El total de la demanda a suministrarse desde la S/E Vicentina se observa en la
Tabla 17.
Tabla 17 Pronóstico de la Demanda Subestación Vicentina
Proyección Subestación Vicentina
Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
POTENCIA MVA 132.3 135 137.9 120.1 125.5 131.1 109.5 113.8 103.8 107.5
41
Subestación No 22 San Antonio
Su puesta en servicio está prevista para el año 2013, con una carga inicial de 5.7
MVA, en su patio de 138/23 kV se instalará un transformador de 20/27/33 MVA; a
partir del año 2014 se transfiere carga desde la S/E 19 Cotocollao por el riesgo de
sobrecarga de sus transformadores y para incrementar la reserva de capacidad
instalada en MVA. Durante el periodo, la tasa de crecimiento promedio anual se
estima en un 6%, para el 2021 se espera instalar un segundo transformador de
20/27/33 MVA, 138/23 kV, para cubrir el crecimiento de demanda en la Tabla 18
se observa la proyección de la demanda de esta subestación.
Tabla 18 Pronóstico de la Demanda Subestación No 22 San Antonio
PROYECCIÓN 2014 – 2021
Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
POTENCIA MVA 5.7 20.3 21.3 22.4 23.5 24.6 25.8 27 28.3
Subestación No 14 Zámbiza
Zámbiza, está previsto su puesta en servicio para el año 2014 con un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, con una carga inicial de 22.4 MVA
provenientes de la transferencia desde los alimentadores 18-R y 18-Q de la S/E 18
Cristianía, de igual manera, desde la S/E 57 Pomasqui se transferirá parte de la
carga de los alimentadores 57-B, 57-C y 57-G, por el riesgo de sobrecarga de los
transformadores de las subestaciones mencionadas, para el año 2018 se instalará
un segundo transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV para cubrir la demanda
prevista . Durante el periodo la tasa de crecimiento variaría entre 4.75% y 5.75 %,
en la tabla 19 se muestra la proyección de la demanda para esta subestación
Tabla 19 Pronostico de la Demanda Subestación No 14 Zámbiza
PROYECCION 2013 – 2021
Año 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
POTENCIA MVA 22.4 23.5 24.7 25.9 21.7 22.7 23.8 24.9
42
Subestación No 35 Nueva Cumbayá
En el terreno junto a la tribuna del estadio de fútbol del Complejo Deportivo de
EEQ en Cumbayá, al Sur, para 2015 iniciará a operar la S/E No 35 Nueva
Cumbayá con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, y una carga inicial
de 25.3 MVA, esto debido a que toma parte de la carga de S/E No 29 Cumbayá 46
y un 50 % la S/E No 36 Nueva Tumbaco.
Debido al incremento de la demanda cuya proyección se muestra en la Tabla 20
para el año 2017 es necesario incrementar la capacidad instalada con un nuevo
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, de esta manera la S/E Nueva
Cumbayá tomara toda la carga de la S/E Cumbayá 46 hasta 2018. Al 2021 su
demanda sería 53.7 MVA y 66.0 MVA de capacidad instalada, durante el periodo
su tasa de crecimiento promedio anual es de 5.75 %.
Tabla 20 Pronóstico de la Demanda Subestación No 35 Cumbayá
PROYECCIÓN 2012 – 2021
Año 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
POTENCIA MVA 25.3 27 28.7 44.9 47.7 50.7 53.7
El total de subestaciones del SEQ se encuentran divididas en 5 grupos
dependiendo del nivel de voltaje y del punto de transferencia, entre el SNT y el
SEQ, del cual se abastecen.
El Grupo No 1 está conformado por las subestaciones que alimenta la S/E Santa
Rosa a 46 kV cuya proyección de la demanda se indica en la Tabla 21.
Tabla 21 Proyección de la demanda Grupo No 1, S/E Santa Rosa
PROYECCIÓN Grupo No 1 2012 – 2021 MVA
AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
SUBTOTAL Grupo No 1 140.60 147.01 145.26 133.58 137.25 143.21 149.13 151.67 134.40 139.80
2 Luluncoto 6.3 B 6.61 6.81 7.01 7.22 7.44 7.66 7.89 8.13 8.37 8.62
4 – Chimbacalle 13.00 13.46 13.93 14.42 14.92 15.44 15.95 16.46 17.00 17.55
6 Escuela Sucre 3.94 4.03 4.12 4.21 4.31 4.41 4.50 4.61 4.71 4.82
8 La Marín 6.96 7.11 7.27 7.44 7.60 7.77 7.95 8.13 8.31 8.50
43
21 Epiclachima ADF Tr 22.11 23.16 24.26 25.35 24.37 27.92 29.11 26.70 27.84 29.02
21 Epiclachima BCE 24.50 25.66 26.88 28.09 29.35 28.22 29.42 26.99 28.14 29.33
37 Santa Rosa 19.22 20.23 21.29 22.35 23.47 24.65 25.82 30.72 32.18 33.71
27 San Rafael 33 7.43 7.93
55 – Sangolquí 20.92 22.07 23.28 24.50 25.79 27.14 28.50 29.92 7.86 8.25
34 – Machachi 15.92 16.56 17.22
El Grupo No 2 está conformado por las subestaciones que se derivan desde la S/E
Selva Alegre a 46 kV, la Tabla 22 muestra la proyección de la demanda para este
grupo.
Tabla 22 Proyección de la Demanda Grupo No 2, S/E Selva Alegre
PROYECCIÓN Grupo No 2 2012 – 2021 MVA
AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
SUBTOTAL Grupo No 2 108.06 111.88 115.90 113.49 119.96 123.93 129.69 134.01 138.47 143.09
3 Barrio Nuevo 6.3 17.83 10.28 10.61 10.85 11.10 11.35 11.60 11.86 12.13 12.40
3 Barrio Nuevo 23 8.12
7 San Roque 12.83 12.35 12.66 12.97 13.30 13.63 13.97 14.32 14.68 15.04
9 – Miraflores 5.03 5.18 5.33 5.44 5.55 5.66 5.77 5.89 6.01 6.13
53 Perez Guerrero 15.04 13.29 13.82 14.38 14.95 15.55 16.17 16.82 17.49 18.19
11 Belizario Quevedo 8.78 11.39 11.73 12.05 12.38 12.72 13.07 13.43 13.80 14.18
13 Granda Centeno 12.05 12.47 12.91 13.33 13.76 14.21 14.67 15.15 15.64 16.15
16 Rio Coca 28.38 29.51 30.70 25.60 26.56 27.56 28.59 29.66 30.77 31.93
15 El Bosque 17.40 18.14 18.87 22.36 23.25 25.84 26.87 27.95 29.07
El Grupo No 3 lo conforman las subestaciones que se abastecen desde la S/E
Nº19 a 46KV, la Tabla 23 indica la respectiva proyección de la demanda
Tabla 23 Proyección de la Demanda Grupo No 3, S/E Nº19
PROYECCIÓN Grupo No 3 2012 – 2021 MVA
AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
SUBTOTAL Grupo No 3 58.30 43.64 46.35 48.50 48.01 50.28 50.93 44.11 46.08 48.09
19 Cotocollao 33 ABCEG 20.17 21.38 23.25 24.58 26.00 27.49 29.00 21.42 22.60 23.78
15 El Bosque 16.69
17 Andalucia 15.80 16.39 17.01 17.61 15.49 16.03 14.93 15.45 16.00 16.56
49 Los Bancos
50 Los Bancos 5.63 5.86 6.09 6.31 6.53 6.76 6.99 7.24 7.49 7.75
El Grupo No 4 está conformado por las subestaciones que se alimentan desde la
S/E Vicentina, proyección que se indica en la Tabla 24
44
Tabla 24 Proyección de la Demanda Grupo No 4, S/E Vicentina
PROYECCIÓN Grupo No 4 2012 – 2021 MVA
AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
SUBTOTAL Grupo No 4 132.31 135.01 137.89 120.14 125.47 131.06 109.54 113.77 103.79 107.51
32 Diez Nueva 12.13 12.58 13.06 13.48 13.92 14.37 14.84 15.32 15.82 16.33
10 Diez Vieja 5.12 5.26 5.40 5.54 5.67 5.82 5.96 6.11 6.26 6.42
12 – Floresta 10.03 10.39 10.75 11.10 11.46 11.83 12.22 12.61 13.02 13.45
24 – Carolina 14.65 13.78 14.40 15.01 15.65 16.31 16.96 17.64 18.35 19.08
1 – Olimpico 15.83 16.46 17.12 17.76 18.43 19.12 19.79 20.48 21.20 21.94
28 – Iñaquito 15.12 17.33 18.11 18.88 19.69 20.52 21.34 22.20 23.09 24.01
HCJB Baeza. Termas, Petroc. 3.70
29 Cumbayá 46 19.63 20.96 22.37 11.91 12.69 13.51
36 Tumbaco 33 T1 ACE 17.76 18.91 20.14 21.40 22.74 24.16 12.80 13.57
36 Tumbaco 20 T2 BDF 11.07 11.82 12.61
58 El Quinche
33 Nuevo Aeropuerto 7.28 7.53 3.92 5.06 5.24 5.42 5.63 5.84 6.06 6.28
El Grupo No 5 lo conforman las subestaciones que se alimentan del sistema de
138 kV, la demanda proyectada de indica en la Tabla 25.
Tabla 25 Proyección de la Demanda Grupo No 5
PROYECCIÓN Grupo No 5 2012 – 2021 MVA
AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
SUBTOTAL Grupo No 5 227.80 262.50 309.41 369.19 481.27 502.66 552.98 587.53 651.05 681.90
14 – Zambiza 22.37 23.49 24.67 25.90 21.70 22.73 23.81 24.89
18 Cristiania ACEF R 27.31 29.02 23.28 24.68 26.16 27.73 20.53 21.71 22.96 24.22
18 Cristiania BDG Q 30.06 31.94 25.57 27.10 28.73 30.45 22.54 23.84 25.21 26.60
51 Mariscal Sucre 25.54 27.01 28.57 30.21
19 Cotocollao DF 23.74 25.17 26.68 28.21 29.83 31.55 33.28 44.30 46.73 49.18
22 S. Antonio (Móvil) 5.75 20.31 21.32 22.39 23.51 24.62 25.79 27.02 28.30
57 Pomasqui ADEF 26.99 23.00 24.49 26.02 27.65 29.38 23.36 24.76 26.24 27.75
57 Pomasqui BCG 28.44 30.29 25.81 27.42 29.13 30.95 24.61 26.08 27.65 29.24
57 Pomasqui HIJ 15.99 16.91 17.88 18.91
35 Nueva Cumbayá 25.35 27.00 28.75 44.90 47.71 50.69 53.73
36 Nueva Tumbaco 12.80 13.57 28.77 30.42
58 – Quinche 11.65 12.29 12.97 13.68 14.40 15.16 15.95 16.79
31 – Tababela 17.45 18.41 12.14 12.81 13.51 14.25 15.04 15.86 16.74 17.66
23 – Conocoto 23.96 25.34 26.79 28.27 31.94 33.70 35.47 37.33 39.29 41.35
26 – Alangasí 14.87 15.68 25.02 26.33 27.71 29.17 30.63 32.16 33.76 35.45
55 – Sangolqui 23.57 24.74
5 – Chilibulo 17.35 17.95 18.54 19.14 19.76 20.36 20.97 21.60 22.24
5 Chilibulo (Metro Q) 17.60 17.44 17.52 18.18 17.29 17.59
59 E. Espejo ABE 16.41 17.27 18.18 19.08 20.04 22.22 23.27 24.38 25.54 26.75
59 E. Espejo CDF 18.56 19.49 20.47 21.44 22.46 22.35 23.41 24.52 25.68 26.90
42 Baeza (Móvil) 19.24 19.81 20.41 21.02 21.65 22.30
C.H.Ecoluz y C.H.Victoria (23kV) 3.80 8.71 8.97
45
25 Vicentina (Metro Q) 23.12 23.48 23.03 23.05 23.30 23.82
34 – Machachi 17.87 18.54 19.23 19.95 20.70 21.48 22.28
44 Selva Alegre (Metro Q) 16.63 16.52 16.32 16.29 16.26 16.53
48 Mirador Alto (Metro Q) 22.82 22.83 23.30 23.51 23.43 24.03
En la Tabla 26 se presenta el total de la proyección de la demanda del SEQ
incluyendo los grandes consumidores que tienen alimentador expreso como son
Adelca y Enkador.
Tabla 26 Proyección total de la demanda por subestación
TOTAL PROYECCIÓN POR SUBESTACIONES 2012 – 2021 MVA
AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
SUBTOTAL Grupo No 1 140.60 147.01 145.26 133.58 137.25 143.21 149.13 151.67 134.40 139.80
SUBTOTAL Grupo No 2 108.06 111.88 115.90 113.49 119.96 123.93 129.69 134.01 138.47 143.09
SUBTOTAL Grupo No 3 58.30 43.64 46.35 48.50 48.01 50.28 50.93 44.11 46.08 48.09
SUBTOTAL Grupo No 4 132.31 135.01 137.89 120.14 125.47 131.06 109.54 113.77 103.79 107.51
SUBTOTAL Grupo No 5 227.80 262.50 309.41 369.19 481.27 502.66 552.98 587.53 651.05 681.90
ADELCA 138 kV 27.93 28.91 29.92 30.96 32.05 33.17 34.33 35.53 36.78 38.06
ADELCA 46 kV 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78 2.78
ENKADOR 46 kV 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36 3.36
TOTAL 701.15 735.09 790.88 822.01 950.16 990.46 1.032.75 1.072.76 1.116.73 1.164.60
Una vez obtenidos los valores de demanda proyectada, tanto con el modelo
estadístico como por grupo de subestaciones, estos se comparan con el fin de
verificar un rango de diferencia aceptable entre los dos métodos, resultados que
se muestran en la tabla 27.
Tabla 27 Diferencia porcentual entre resultados obtenidos
Diferencia Porcentual entre los métodos utilizados
AÑO 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Método por Subestaciones 701.15 735.09 790.88 822.01 950.16 990.46 1032.75 1072.76 1116.73 1164.60
Método Estadístico 756.42 788.90 822.78 858.12 894.97 933.41 973.50 1015.30 1058.91 1104.38
Diferencia % 7% 7% 4% 4% 6% 6% 6% 6% 5% 5%
2.5 ANÁLISIS DE RESULTADOS
Como se observó en numerales anteriores, el análisis de la proyección de la
demanda eléctrica del SEQ se lo realiza utilizando dos metodologías, esto con la
finalidad de validar los resultados obtenidos en cada una de ellas.
46
En este contexto, la primera metodología, aplicada al total de la demanda del
SEQ, es netamente estadística basada en el comportamiento que la demanda ha
tenido en el periodo 1983 - 2011 con lo que se obtuvo una curva con un alto grado
de ajuste, por lo que se concluye que los resultados obtenidos mediante
extrapolación de tendencia, tiene un alto grado de certeza.
Por otra parte, la segunda metodología, aplicada a cada subestación, si bien se
basa en un análisis estadístico con tasas de crecimiento, esta toma en cuenta
factores como el crecimiento demográfico y económico de cada zona a la que
sirve cada subestación, así como las condiciones operativas del sistema tales
como transferencia de carga entre subestaciones.
Los resultados obtenidos con los dos métodos son equiparables debido a que
tienen un margen de diferencia aceptable entre sí, por lo que se concluye que las
proyecciones obtenidas tienen una alta probabilidad de ocurrencia.
Con el fin de realizar la modelación del sistema y los respectivos estudios
posteriores, se utilizará los valores obtenidos mediante la proyección por grupos
de subestaciones, debido a que se cuenta con los datos de demanda de cada
subestación para simular el SEQ en escenarios futuros.
47
CAPÍTULO 3
3 MODELACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA EEQ
Con el objetivo de determinar la situación técnica en la que operarán las diferentes
subestaciones consideradas como posibles puntos de conexión tanto de las
centrales hidráulicas como de la térmica, se realizará la modelación y simulación
del SEQ con la ayuda del software Power Factory de DigSILENT.
3.1 MODELACIÓN DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA
Un sistema eléctrico de potencia -SEP- está formado por un gran número de
elementos interconectados que dan lugar a redes eléctricas que se extienden
desde las centrales de generación hasta los consumidores finales.
Un SEP a lo largo de su extensión se divide en los siguientes subsistemas:
Generación: lugar donde se produce la potencia o energía a niveles de voltaje de
hasta 22 kV.
Transmisión: Este subsistema se encarga de transportar la energía producida
hacia lugares cercanos a los centros de consumo mediante un sistema de
transmisión de alto voltaje (superior a 69 kV).
La etapa de subtransmisión comprende redes de alimentadores entre 46 kV y 69
kV para luego llegar a la etapa de distribución, la que con sistemas de
alimentación primaria de 6.3 kV, 13.8 kV, 23 kV y redes secundarias de 220/110 V
provee de energía a los consumidores finales; en la Figura 13 se aprecia el
esquema de un SEP.
Las subestaciones eléctricas sirven para enlazar los subsistemas antes
mencionados, las hay del tipo elevadoras ubicadas a la salida de la central de
generación, tipo reductoras que conectan los sistemas de transmisión,
subtransmisión y distribución.
48
Figura 13 Esquema de un Sistema Eléctrico de Potencia
Dichos sistemas eléctricos deben ser analizados con la finalidad de conocer su
comportamiento, la mayoría del tiempo, estos operan en condiciones normales o
estado estable y en ocasiones en estado de contingencia cuando ocurren fallas,
perturbaciones, etc. que afectan la condición normal del SEP, para efecto de
realizar dicho análisis la modelación de un SEP es esencial.
La modelación de sistemas eléctricos a gran escala toma la forma de una matriz
de red cuyos elementos dependen tanto de los parámetros característicos del
sistema como del sistema de referencia utilizado, siendo el sistema nodal el más
utilizado para realizar el análisis de un SEP.
En este contexto, existen dos parámetros, la admitancia y la impedancia
característica de cada elemento, mediante los cuales se pueden relacionar la
corriente que fluye a través de un elemento de la red con la caída de voltaje en la
misma, modelos que se describen a continuación.
49
3.1.1 MODELO DE ADMITANCIA DE NODO
Una red eléctrica puede ser representada mediante admitancias que describen las
características eléctricas de la misma, esto sin que sea necesario saber la forma
en que se interconectan los componentes que conforman dicha red; la matriz de
admitancias de nodo denominada también Ybarra describe el comportamiento en
estado estable del sistema eléctrico en conjunto, basada en el análisis nodal de
ecuaciones de la red.
Existen diferentes maneras para determinar la matriz de admitancias Ybarra, entre
las cuales se tiene las siguientes:
Aplicación de la ley de corrientes de Kirchhoff
Por inspección de la red
Aplicación de matrices de transformaciones singulares
Aplicación de un algoritmo de formación de la matriz de admitancias
De los métodos antes mencionados se describe a continuación como obtener la
matriz Ybarra por inspección de la red del sistema que se muestra en Figura 14.
Figura 14 Sistema Eléctrico de Potencia de tres barras.
La matriz de admitancias del sistema eléctrico de potencia de la Figura 14 tiene la
forma:
50
(12)
Para obtener los elementos de la matriz se procede de la siguiente manera:
La admitancia propia del nodo uno será la suma de las admitancias que
terminen en ese nodo así:
(13)
Para los nodos 2 y 3 se procede de igual forma, estos son los elementos
que formarán la diagonal de la matriz.
Las admitancias mutuas o elementos fuera de la diagonal son iguales al
negativo de la admitancia total conectada entre los nodos i y j así:
(14)
Se realiza el mismo proceso para obtener los demás elementos.
De manera general se tiene:
Elementos de la diagonal:
(15)
Elementos fuera de la diagonal:
(16)
3.1.2 MODELO DE IMPEDANCIA DE BARRA
La matriz de impedancia de barra denominada Zbarra, se usa ampliamente en el
análisis de fallas en sistemas de potencia, para lo cual conceptualmente se la
puede obtener invirtiendo la matriz Ybarra, pero debido a que rara vez se requiere
51
en forma explícita la matriz Zbarra se obtienen los elementos que sean necesarios
para el estudio a través de los factores triangulares de Ybarra.
Una manera práctica de obtener Zbarra es construyendo la red paso a paso, es
decir, agregando un elemento de esta a la vez y reflejando este hecho a través de
la modificación correspondiente a la matriz Zbarra de la red antes de agregar dicho
elemento, la Ecuación 17 representa la ecuación original.
(17)
Tomando como base la ecuación anterior se toman en cuenta los siguientes casos
para los cuales se modificará la matriz Zbarra:
Caso 1: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre una barra nueva
y el nodo de referencia.
Si se inyecta una corriente Ip en la nueva barra k a través de Zb, sin que exista
conexión con las demás barras de la red, esto no modifica los voltajes originales
de la red entonces el Vk será Ik* Zb de lo que se resume que la Zbarra modificada
es:
Dado que:
(18)
Los demás elementos de la matriz están dados por:
Para i k y Vi = 0 (19)
Entonces los elementos Zik y Zki son cero.
52
Caso 2: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre una barra nueva
y una barra existente.
En este caso al inyectar una corriente a través de la nueva impedancia, esto
generara que se modifiquen los voltajes como lo indica la figura siguiente:
Debido a que la corriente inyectada al bus j ha cambiado, de Ija (Ij+Ik), como efecto
de la adición de zb, entonces las ecuaciones de los voltajes nodales deben
modificarse en correspondencia, por lo que la matriz se modifica como se indica:
Caso 3: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre una barra
existente y el nodo de referencia.
En este caso se analiza asumiendo que el nodo k será el que está conectado al
nodo de referencia como se indica en la figura:
53
Se debe analizar la variación de voltaje que el ingreso de esta nueva impedancia
producirá en la red original, tomando en cuenta dicho cambio la matriz modificada
será:
Caso 4: Agregar un elemento de impedancia Zb conectado entre dos barras
existentes.
En este caso la introducción de Zb se realizará entre dos barras existentes como
se indica:
El efecto de la adición de Zb será modificar las inyecciones a los buses i y j,
reflejando este cambio en la matriz y escribiendo las n+1 ecuaciones nodales se
tiene:
54
3.2 POWER FACTORY DE DIGSILENT COMO SIMULADOR DE
SEP
Hoy en día debido a la extensión de los Sistemas Eléctricos de Potencia hace que
su análisis sea complejo y realizar los estudios de forma manual no es factible.
Para efecto de facilitar el análisis de sistemas eléctricos existen varias
herramientas computacionales, que ayudan a solucionar gran parte de estos
problemas, entre los desarrollos más sobresalientes tenemos a Power Factory de
DIgSILENT.
El programa DIgSILENT ha crecido hasta incorporar a su metodología de análisis
características que son requeridas para planificar y operar aspectos del Sistema
Eléctrico de Potencia.
Los principales módulos para estudios de Sistemas de Potencia con los que
cuenta DIgSILENT son:
• Modulo de Flujo de Potencia
• Modulo de Cortocircuitos
• Modulo de Estabilidad
• Modulo de arranque de Motores
• Modulo de Armónicos
Dado que en el presente trabajo solo se hará uso de flujos de potencia, es en este
punto donde se enfocará la reseña.
3.2.1 MODULO DE FLUJO DE POTENCIA
La solución del flujo de potencia es esencial para realizar evaluaciones de los
sistemas de potencia durante los períodos de planeación y operación. Las
alternativas y escenarios son analizados usando numerosos flujos de carga en
condiciones normales y de contingencia. Toda la interacción de los elementos del
sistema de potencia (tales como límites de capacidad de los generadores, límites
55
en los cambiadores de taps de los transformadores, límites térmicos en las líneas
de transmisión, etc.) puede ser usada en cada caso.
DIgSILENT utiliza un método propio combinado con el método de Newton
Raphson para garantizar que el flujo de cargas siempre converja. Esta adaptación
es hecha usando los modelos de niveles predefinidos:
• Nivel 1 y 2: todas las cargas se hacen dependientes de la tensión.
• Nivel Lineal: todas las cargas son impedancias constantes y todas las máquinas
son fuentes de tensión (es decir, se linealizan todos los modelos).
Opciones Básicas
• Representación de la Red
Puede ser usada una representación monofásica de la red, válida para redes
simétricas balanceadas o una representación trifásica completa de un sistema no
balanceado.
• Ajuste Automático de Taps de Transformadores
Con esta opción deshabilitada, el ajuste de los Taps de los transformadores no
será alterado.
• Considerar Límites de Potencia Reactiva
Los límites de potencia reactiva no son considerados deshabilitando esta opción,
la función del Flujo de Carga del DIgSILENT siempre trata primero de encontrar
una solución con los modelos matemáticos no lineales del sistema de potencia. Si
tal solución no puede ser encontrada y esta opción es habilitada, un algoritmo
adaptativo cambiará estos modelos haciéndolos lineales, hasta encontrar una
solución. La adaptación de los modelos es reportada en la ventana de salida.
56
• Considerar las Cargas Dependientes de la Tensión
Deshabilitando esta opción hará que todas las cargas sean independientes de la
tensión sin importar el ajuste individual de las cargas.
Control de Iteraciones
La función del Flujo de Carga utiliza el método iterativo de Newton Raphson, para
el cual el número de iteraciones puede ser ajustado. El máximo error aceptable en
el Flujo de Carga para cada barra es de 1 kVA y para los modelos de ecuación es
de 0.1%.
3.2.2 MODULO DE CORTOCIRCUITO
Un cálculo de corto circuito puede ser necesitado durante el diseño de un sistema
de potencia, para dimensionar subestaciones, elegir topologías, equipos de la red,
etc. Estos deben ser elegidos para funcionar correctamente en condiciones
normales de operación y además ser capaces de soportar condiciones de falla en
el sistema (corto circuitos por ejemplo). Algunas aplicaciones típicas en Sistemas
Eléctricos de Potencia son:
• Chequeo de la capacidad de resistencia térmica de los componentes del
Sistema,
• Selección y ajuste de dispositivos de protección,
• Determinación de la resistencia mecánica de los elementos del sistema,
• Cálculo de fallas que deben ser comparadas con los rangos de interrupción de
los disyuntores,
• Dimensionamiento de dispositivos de puesta a tierra para subestaciones.
El DIgSILENT ofrece los métodos de cálculo de corto circuito de acuerdo a las
siguientes normas:
• Según VDE,
• Según IEC,
57
• Según ANSI,
• Completo (Para cálculo de fallas múltiples).
3.2.3 MODULO DE PROTECCIONES
Los modelos de protección del DIgSILENT han sido implementados con la
siguiente filosofía:
• El modelo podrá ser lo más real que sea posible,
• El usuario puede crear protecciones complejas o alterar las existentes,
• Todos los modelos de protección actuarán sobre los interruptores,
• Un fusible es modelado como un relé de sobrecorriente actuando sobre un
interruptor. Los dispositivos de protección son almacenados en el objeto sobre el
cual van a actuar.
3.2.4 ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA
El análisis de flujos de potencia tiene por objetivo calcular el flujo de potencia
activa y reactiva a través de una red, así como también determinar la magnitud de
voltaje de todas las barras del sistema para una condición de operación
específica, además es posible obtener información adicional como por ejemplo el
porcentaje de carga de los transformadores la cual es importante para tomar
decisiones de planificación a futuro.
3.2.5 ELEMENTOS QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS DE FLUJOS DE
POTENCIA
3.2.5.1 Barras o Nodos
Las barras representan elementos de conexión de generadores, líneas,
compensación etc. por este motivo se toman como referencia para examinar el
comportamiento de variables eléctricas como: potencia activa, potencia reactiva,
magnitud y ángulo de voltaje. En un SEP se pueden determinar los siguientes
tipos de barras.
58
Barra de voltaje controlado PV.- Este tipo de barras están asociadas a
generadores, condensadores sincrónicos y compensación estática capacitiva, por
tanto es posible declarar la potencia activa que se va a despachar y la magnitud
de voltaje, además de los límites de potencia reactiva dentro de los cuales puede
trabajar.
Barra de carga PQ.- Este tipo de barras está asociado a cargas que generalmente
se las considera de potencia constante, por ende se especifica la potencia activa y
reactiva a ser absorbida del sistema.
Barra de dispositivos.- En esta barra se especifican los límites relacionados con
los dispositivos conectados, los mismos que pueden ser convertidores HVDC, u
otros dispositivos de control de potencia.
Barra oscilante (Slack).- Esta barra tiene la cualidad de entregar la potencia activa
y reactiva necesaria para poder balancear el sistema. En esta barra se debe
especificar el voltaje en magnitud y ángulo ya que es la referencia para todos los
cálculos. En la vida real esta barra no existe ya que todos los generadores tienen
sus limitaciones.
3.2.5.2 Líneas de Transmisión
Las líneas son representadas por el equivalente , con parámetros concentrados,
si existen condensadores o inductores con conexión shunt, estos se representan
como una admitancia conectada entre los terminales de la línea y tierra. Mientras
que si existe una compensación serie el valor de admitancia correspondiente debe
ser restado de la admitancia de la línea.
3.2.5.3 Transformadores
En la mayoría de los casos se usa el equivalente , si el tap está en posición
nominal o no existe tap el equivalente no tiene ramas paralelas, en otras
palabras se representa como una reactancia en serie.
59
3.2.5.4 Generadores
Es posible representar al generador de rotor cilíndrico con el voltaje interno de la
máquina, la reactancia Xd, y el voltaje terminal. Mientras que el rotor de polos
salientes al no tener una representación gráfica, las ecuaciones correspondientes
provienen del diagrama fasorial.
3.3 MODELACIÓN DEL SEQ CON POWER FACTORY DE
DIGSILENT
Con la base de datos, con información técnica de generadores, líneas de
transmisión, transformadores y el diagrama unifilar proporcionados por el
Departamento de Planificación de la Empresa Eléctrica Quito se modeló el sistema
eléctrico de subtransmisión en POWER FACTORY de DIGSILENT para los dos
niveles de voltaje 138 kV y 46 kV, mismos que se muestran en los Anexos 3.1 y
3.2 respectivamente.
Para realizar las simulaciones y estudios de flujo de carga hay que tomar en
cuenta que el sistema eléctrico de potencia de la EEQ no es un sistema aislado
sino que como ya se mencionó en el Capítulo 1 este tiene puntos de transferencia
con el Sistema Nacional Interconectado -SNI- para comprar energía, por lo que
necesariamente interactúa con el mismo, es por eso que el sistema modelado de
la EEQ se ha incorporado al sistema modelado del SNI presentado en el Anexo
3.3 el cual fue igualmente proporcionado por el Departamento de Planificación de
la EEQ.
A continuación se presenta los elementos que conforman el SEQ y que han sido
modelados para su posterior simulación:
3.3.1 DATOS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMAN EL SEQ
A continuación se presenta los elementos que conforman el SEQ y que han sido
modelados:
60
3.3.1.1 Líneas de subtransmisión
Línea a 230 kV
Tabla 28 Línea de transmisión 230 kV que pertenece al SEQ
Desde Hasta Longitud (km) MCM TIPO
Santa Rosa Pomasqui 45.9 1200 ACAR
Líneas a 138kV
La Empresa Eléctrica Quito ha previsto la construcción de un nuevo sistema de
subtransmisión a nivel de 138 kV con la finalidad de abastecer la creciente
demanda de energía así como de aumentar la confiabilidad, continuidad y calidad
del servicio eléctrico, forman parte de este nuevo proyecto un total de 20 líneas las
que se detallan en la tabla siguiente:
Tabla 29 Líneas de subtransmisión del anillo de 138 kV
Desde Hasta Longitud (km) MCM TIPO
Santa Rosa El Carmen 30.00 397.5 ACSR 26/7
El Carmen Recuperadora 31.00 397.5 ACSR 26/7
Tababela Recuperadora 12.00 750 ACAR 18/19
Recuperadora Booster 1 19.00 397.5 ACSR 26/7
Booster 1 Booster 2 5.00 397.5 ACSR 26/7
Santa Rosa Derv Adelca 0.35 636 ACSR 26/7
Derv Adelca Derv Adelca 15.75 350 ACAR 12/7
Santa Rosa Conocoto 12.50 500 ACAR 30/7
Conocoto Vicentina 10.00 500 ACAR 30/7
Termopichincha Vicentina 7.20 477 ACSR 26/7
Selva Alegre Eugenio Espejo 16.26 636 ACSR 26/7
Selva Alegre Santa Rosa 24.17 636 ACSR 26/7
Selva Alegre Cotocollao 8.48 636 ACSR 26/7
Selva Alegre Pomasqui 17.13 636 ACSR 26/7
Cotocollao Pomasqui 17.73 636 ACSR 26/7
Pomasqui (q) Pomasqui (t) 3.17 636 ACSR 26/7
Pomasqui (q) Cristiania 6.51 477 ACSR 26/7
61
Vicentina Pomasqui (t) 20.51 477 ACSR 26/7
Mulaló Vicentina 30.00 636 ACSR 26/7
Eugenio Espejo Derv Adelca 9.00 636 ACSR 26/7
Líneas a 46 kV
En total 57 líneas conforman la red de subtransmisión a nivel de 46 kV cuyas
características se detallan en la siguiente tabla:
Tabla 30 Líneas de subtransmisión de la red de 46 kV
Desde HastaLongitud
(km)MCM TIPO
SANTA ROSA MACHACHI 11.50 500 ACAR 30/7
MACHACHI ADELCA 4.30 477 ACSR 26/7
SANTA ROSA SAN RAFAEL 14.06 477 ACSR 26/7
SAN RAFAEL SANGOLQUI 7.85 3/0 ACSR 6/1
ENKADOR SANGOLQUI 5.60 266 ACSR 26/7
SANGOLQUI PASOCHOA 8.83 3/0 ACSR 6/1
SAN RAFAEL S/E GUANGOPOLO TÉRMICA 3.30 477 ACSR 26/7
S/E GUANGOPOLO TÉRMICA S/E GUANGOPOLO HIDRA 1.14 477 ACSR 26/7
S/E GUANGOPOLO TÉRMICA S/E SUR 7.83 477 ACSR 26/7
S/E GUANGOPOLO HIDRA S/E SUR 6.87 477 ACSR 26/7
CH PAPALLACTA S/E PIFO 22.60 3/0 ACSR 6/1
TUMBACO CUMBAYÁ 2.11 477 ACSR 26/7
CUMBAYÁ NAYON 2.97 477 ACSR 26/7
NAYON AEROPUERTO 12.40 477 ACSR 26/7
NAYON QUINCHE 10.00 477 ACSR 26/7
CUMBAYA 1 NORTE 1 6.30 750 ACSR 26/7
CUMBAYA 2 NORTE 2 6.30 750 ACSR 26/7
NORTE RIO COCA 2.45 477 ACSR 26/7
NORTE VICENTINA 5.09 477 ACSR 26/7
NORTE DERV CAROLINA 1.42 477 ACSR 26/7
NORTE DERV IÑAQUITO 1.65 477 ACSR 26/7
DERV IÑAQUITO IÑAQUITO 0.23 750 ACAR 18/19
DERV CAROLINA CAROLINA 1.94 477 ACSR 26/7
DERV CAROLINA DERV LA FLORESTA 2.32 397.5 ACSR 26/7
DERV LA FLORESTA LA FLORESTA 0.22 397.5 ACSR 26/7
62
DERV LA FLORESTA VICENTINA 0.59 477 ACSR 26/7
DERV IÑAQUITO DERV GRANDA CENTENO 1.89 750 ACAR 18/19
DERV GRANDA CENTENO GRANDAS CENTENO 0.10 750 ACAR 18/19
DERV GRANDA CENTENO SELVA ALEGRE 2.11 750 ACAR 18/19
SELVA ALEGRE BELISARIO QUEVEDO 2.62 266.8 ACSR 26/7
SELVA ALEGRE DERV MIRAFLORES 3.75 477 ACSR 26/7
DERV MIRAFLORES MIRAFLORES 0.10 477 ACSR 26/7
DERV MIRAFLORES PEREZ GUERRERO 0.68 477 ACSR 26/7
PEREZ GUERRERO DERV P. GUERRERO 1.39 477 ACSR 26/7
DERV P. GUERRERO DIEZ VIEJA 0.31 266.8 ACSR 26/7
DERV DIEZ NUEVA DERV P. GUERRERO 1.50 477 ACSR 26/7
DERV DIEZ NUEVA VICENTINA 1.50 477 ACSR 26/7
DERV DIEZ NUEVA DIEZ NUEVA 1.50 477 ACSR 26/7
VICENTINA SUR 3.75 750 ACAR 18/19
SUR LULUNCOTO 0.18 266.8 ACSR 26/7
SUR EPICLACHIMA 5.67 477 ACSR 26/7
SUR CHIMBACALLE 1.63 266.8 ACSR 26/7
SUR DERV SUCRE Y MARÍN 1.22 477 ACSR 26/7
DERV MARIN Y SUCRE LA MARÍN 0.57 397.5 ACSR 26/7
DERV MARIN Y SUCRE ESCUELA SUCRE 0.62 397.5 ACSR 26/7
SELVA ALEGRE SAN ROQUE 4.90 750 ACAR 18/19
SELVA ALEGRE DERV EL BOSQUE 3.05 477 ACSR 26/7
DERV EL BOSQUE EL BOSQUE 0.40 477 ACSR 26/7
RIO COCA DERV EL BOSQUE 3.35 477 ACSR 26/7
EL BOSQUE DERV ANDALUCÍA 2.99 477 ACSR 26/7
DERV ANDALUCÍA ANDALUCÍA 0.90 477 ACSR 26/7
DERV ANDALUCÍA COTOCOLLAO 3.65 477 ACSR 26/7
COTOCOLLAO LOS BANCOS 48.55 4/0 ACSR 6/1
SAN ROQUE DERV BARRIONUEVO 5.38 477 ACSR 26/7
EPICLACHIMA DERV BARRIONUEVO 3.76 477 ACSR 26/7
DERV BARRIONUEVO BARRIONUEVO 0.39 477 ACSR 26/7
EPICLACHIMA SANTA ROSA 6.93 477 ACSR 26/8
63
Líneas a 23 kV
Las líneas a 23 kV forman parte del sistema de distribución pero las que se
describen en la tabla 31 se las considera del de subtransmisión ya que son
alimentadores expresos o permitan la conexión entre centrales.
Tabla 31 Líneas de subtransmisión a nivel de 23 kV
Desde Hasta Longitud (km) MCM TIPO
LOS CHILLOS SAN RAFAEL 12.90 2/0 ACSR 6/1
C.H. LORETO C.H. PAPALLACTA 5.50 2/0 ACSR 6/1
S/E PIFO NOVOPAN 6.00 2/0 ACSR 6/1
S/E PIFO TUMBACO 11.40 2/0 ACSR 6/1
POMASQUI (Q) URAVIA 3.70 2/0 ACSR 6/1
POMASQUI (Q) PERLABI 3.70 2/0 ACSR 6/1
POMASQUI (Q) S/E EQUINOCCIAL 3.70 2/0 ACSR 6/1
3.3.1.2 Centrales de generación
Tabla 32 Parámetros de la Central Hidráulica Cumbayá
UNIDADP nominal
MW
Voltaje nominal
(kV)
Factor de
PotenciaMVA Conexión
UNIDAD 1 10 4.16 0.9 11.11 Y
UNIDAD 2 10 4.16 0.9 11.11 Y
UNIDAD 3 10 4.16 0.9 11.11 Y
UNIDAD 4 10 4.16 0.9 11.11 Y
Tabla 33 Parámetros de la Central Hidráulica Nayón
UNIDADP nominal
MW
Voltaje nominal
(kV)
Factor de
PotenciaMVA Conexión
UNIDAD 1 15 6.9 0.9 16.67 Yn
UNIDAD 2 15 6.9 0.9 16.67 Yn
64
Tabla 34 Parámetros de la Central Hidráulica Guangopolo
UNIDADP Nominal
MW
Voltaje Nominal
(kV)
Factor de
PotenciaMVA Conexión
UNIDAD 1 2 2.3 0.8 2.5 Y
UNIDAD 2 2 2.3 0.8 2.5 Y
UNIDAD 3 1.7 2.3 0.85 2 Y
UNIDAD 4 1.7 2.3 0.85 2 Y
UNIDAD 5 2 2.3 0.8 2.5 Y
UNIDAD 6 11.8 6.3 0.9 13.11 Y
Tabla 35 Parámetros de la Central Hidráulica Pasochoa
UNIDADP Nominal
MW
Voltaje Nominal
(kV)
Factor de
PotenciaMVA Conexión
UNIDAD 1 2.25 4.16 0.8 2.81 Y
UNIDAD 2 2.25 4.16 0.8 2.81 Y
Tabla 36 Parámetros de la Central Hidráulica Los Chillos
UNIDADP Nominal
MW
Voltaje Nominal
(kV)
Factor de
PotenciaMVA Conexión
UNIDAD 1 0.89 2.3 0.8 1.11 D
UNIDAD 2 0.89 2.3 0.8 1.11 D
Tabla 37 Parámetros de la Central Térmica Gualberto Hernández
UNIDADP Nominal
MW
Voltaje Nominal
(kV)
Factor de
PotenciaMVA Conexión
UNIDAD 1 5.7 13.8 0.9 6.33 D
UNIDAD 2 5.7 13.8 0.9 6.33 D
65
3.3.1.3 Transformadores de potencia
Tabla 38 Parámetros de transformadores de potencia de dos devanados
TRANSFORMADORNIVEL DE VOLTAJE kV POTENCIA
PRIMARIO SECUNDARIO MVA
10 VIEJA 2 43.8 6.3 8/10.
10 VIEJA 1 (ANTIGUO) 43.8/21.9 6.3 5/6.25.
ANDALUCÍA 46 6.3 15/20.
BARRIO NUEVO 2 46 6.3 15/20.
BELISARIO QUEVEDO 43.8 6.3 8/10.
LA CAROLINA 46 6.3 15/20.
CHIMBACALLE 46 6.3/3.637 12/16/20.
COTOCOLLAO 19 23 46 23 20/27/33.
DIEZ NUEVA 46 6.3 15/20.
EL BOSQUE T1 46 6.3/3.637 15/20.
EL QUINCHE 46 23 15/20.
EPICLACHIMA 1 46 23 15/20.
EPICLACHIMA 2 46 23 20/27/33.
ESCUELA SUCRE 43.8/21.9 6.3 5/6.25.
GRANDA CENTENO 46 6.3 15/20.
IÑAQUITO 46 63 15/20.
LA FLORESTA 43.8 6.3 8/10.
LA MARÍN 43.8 6.3 8/10.
LOS BANCOS 43.8 13.2 8/10.
LULUNCOTO 1 43.8 6.3 5/6.25.
LULUNCOTO 2 43.8 6.3 6.25
MACHACHI 46 23 15/20.
MIRAFLORES 43.8 6.3 8/10.
OLÍMPICO NUEVO 46 6.3/3.637 15/20.
PÉREZ GUERRERO 46 6.3 15/20.
RIO COCA 1 46 6.3 15/20.
RIO COCA 2 46 6.3 15/20.
SAN RAFAEL 46 23 20/27/33.
SANGOLQUI 46 23 15/20.
SAN ROQUE 46 6.3 15/20.
66
SANTA ROSA 37 23 46 23 15/20.
TUMBACO 1 46 23/13.279 20/27/33.
TUMBACO 2 46 23 15/20.
ADELCA 2 (MACHACHI) 46 6.3 10/12.
ENKADOR (ACTUAL) 43.8 21.9 5/6.25.
GUANGOPOLO TÉRMICA (G.T. T1) 46 13.8 35/46.5/52.5.
Tabla 39 Parámetros de transformadores de las centrales de generación
TRANSFORMADORNIVEL DE VOLTAJE kV POTENCIA
PRIMARIO SECUNDARIO MVA
CENTRAL LULUNCOTO 46 6.3 9/11.25
CENTRAL NAYÓN 1 46 6.9 12.5/16.5
CENTRAL NAYÓN 2 46 6.9 12.5/16.5
CENTRAL PASOCHOA 43.8 25.288 10/12.5
CUMBAYÁ 1 46 4.16 10/12.5
CUMBAYÁ 2 46 4.16 10/12.5
CUMBAYÁ 3 46 4.16 10/12.5
CUMBAYÁ 4 46 4.16 10/12.5
EL BOSQUE T2 46 6.3 15/20
LOS BANCOS FUERA DE SERVICIO 43.8 6.3 3
LOS CHILLOS 1 22 2.3 1.667/2.33
LOS CHILLOS 2 22 2.3 1.667/2.33
LOS CHILLOS 3 22 2.3 1.667/2.33
ADELCA 1 (SANTA ROSA 2) 138 23 10.5
ADELCA 1 (MACHACHI) 46 6.3 7.5/9.375
ADELCA 2 (SANTA ROSA 2) 138 23 45
EMAAPQ BOOSTER 1 132 6.9 12.6/18
EMAAPQ BOOSTER 2 132 6.9 12.6/18
EMAAPQ EL CARMEN 138 6.6 12.5
EMAAPQ RECUPERADORA 132 6.9 12.6/18
EQUINOCCIAL 43.8 13.2 3
TABABELA 138 23 20/27/33
67
Tabla 40 Parámetros de transformadores de potencia de tres devanados
TRANSFORMADOR
NIVEL DE VOLTAJE kV
POTENCIA MVAPRIMARIO SECUNDARIO TERCIARIO
SAN RAFAEL 46 22 6.3 2.5/7.5
BARRIO NUEVO 46 23 6.3 15/20
SUR 46 22 6.3 2.5/7.5
SELVA ALEGRE T1 138 46 6.3 60/80/100.
SELVA ALEGRE T2 138 46 6.3 60/80/100.
VICENTINA T2 138 46 6.3 37/48
VICENTINA T1 138 46 6.3 60/80/100.
COTOCOLLAO 138 46 138 46 23 60/80/100.
COTOCOLLAO 46 23 46 23 13.8 15/20
LULUNCOTO 46 22 6.3 2.5/7.5
SANTA ROSA TRN 138 46 13.8 45/60/75
SANTA ROSA TRP 138 46 13.8 45/60/75
SANTA ROSA ATU 230 138 13.8 99/375
SANTA ROSA ATT 230 138 13.8 225/300/375
POMASQUI ATU 230 138 13.8 180/240/300
3.4 ESTUDIOS DE FLUJOS DE POTENCIA
Los valores obtenidos del estudio de flujos de potencia para las principales
subestaciones y líneas del área de influencia de los proyectos de generación se
exponen en las Tablas 41 y 42.
De la simulación realizada se observa que los perfiles de voltaje del sistema se
encuentran dentro de los límites permitidos, establecidos en la Regulación No.
CONELEC – 004/02, estos valores están en el orden de 1 y 1.03 pu en las barras
de 138 kV para el año de entrada de las nuevas centrales de generación.
Con respecto a las líneas de subtransmisión, en los resultados que arrojó la
simulación muestra que estas estarán operando dentro de su rango normal de
cargabilidad y capacidad de transmisión, es decir, no sobrepasan el límite del 80%
de nivel de carga, mismas que se encuentran entre el 6.97% y el 27.6% de
cargabilidad para las líneas a 138 kV.
68
Tabla 41 Niveles de voltaje en barras de 138 kV para 2016
VOLTAJE EN BARRAS DEL ANILLO DE 138 kV
BARRA kV pu
B_INGA 139.56 1.01
B1_BOOSTER 138.58 1.00
B2_BOOSTER 138.45 1.00
B1_RECUPERADORA 139.43 1.01
B1_VICENTINA 139.81 1.01
B1_N. CUMBAYÁ 139.9 1.01
B1_ZÁMBIZA 140.04 1.01
B1_EL QUINCHE 140.04 1.01
B1_TABABELA 139.73 1.01
B1_POMASQUI 142.01 1.03
B1_SAN ANTONIO 141.38 1.02
Tabla 42 Flujos de potencia en líneas de 138 kV
FLUJOS DE POTENCIA EN LÍNEAS DE 138 kV
LÍNEAP
(MW)
Q
(Mvar)
%
CARGABILIDAD
L_INGA_RECUPERADORA 9.68 1.64 6.97
L_RECUPERADORA_BOOSTE 1 22.64 5.61 16.62
L_BOOSTER 1_BOOSTE 2 12.54 3.73 9.32
L_INGA_VICENTINA_1 Y 2 52.93 12.67 27.26
L_VICENTINA_N CUMBAYÁ 14.1 27.43 19.26
L_N CUMBAYA_ZAMBIZA 11.86 37 24.27
L_POMASQUI_SAN ANTONIO 19.02 0.51 11.8
L_ZAMBIZA_EL QUINCHE 31.66 5.07 16.11
3.4.1 EQUIPAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES
A continuación se describe la situación en la que estarán operando las
subestaciones consideradas en este estudio para recibir la generación térmica e
69
hidráulica, esto basado en información obtenida de los planes de expansión 2011-
2021 de la EEQ y de CELEC EP-TRANSELECTRIC.
Subestación El Inga
La subestación El Inga es de propiedad de CELEC EP-TRANSELECTRIC misma
que entrará en operación en 2014 con la puesta en servicio de un patio de
230/138 kV y 300 MVA de potencia instalada destinado a abastecer los
requerimientos de demanda de las subestaciones de la EEQ ubicadas en el
nororiente de la ciudad de Quito, para lo cual se realizará un seccionamiento en la
línea Santa Rosa – Pomasqui II.
La subestación contará con:
Un Transformador trifásico de 180/240/300 MVA.
Cuatro bahías de línea de 230 kV.
Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
Una bahía de transformador de 230 kV.
Cuatro bahías de línea de 138 kV.
Una bahía de transferencia de 138 kV.
Una bahía de transformador de 138 kV. Tramo L/T 2 x 3 Km, 230 kV, doble circuito
Subestación No 31 Tababela
Esta subestación entró en servicio desde el 30 mayo 2011, con un transformador
de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, tiene un esquema en anillo para tener mayor
confiabilidad para lo cual se dispone de:
Dos disyuntores en 138 kV con los respectivos seccionadores de línea para
línea EMAAP-Q
Disyuntor en 138 kV con seccionadores de barra que completa el anillo
En 23 kV cuanta con cuatro bahías para los alimentadores A, B, C, D.
Una bahía para un banco de capacitores de 4.5 MVA a 23 kV
La capacidad de la barra es de 102 MVA ya que cuenta con un conductor de
calibre 750 MCM con una capacidad de corriente de 741 A.
70
Subestación Vicentina
En la actualidad la subestación Vicentina cuenta con dos transformadores, TR1 de
propiedad de CELEC EP-TRANSELECTRIC de 48 MVA 138/46 kV mismo que
para 2016 será reemplazado por uno de 100 MVA de capacidad debido al
aumento de la carga que abastecerá, adicional la EEQ instalará un transformador
de 33 MVA, 138/23 kV que abastecerá directamente al metro de la cuidad.
El conductor de barra es de cobre de 1000 MCM de calibre el mismo que tiene
una capacidad de corriente de 1300 A, o 179 MVA para el nivel de voltaje de la
barra.
Subestación No 22 San Antonio
Va a contar al 2014 con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV y al 2021
se espera instalar un segundo transformador de 20/27/33MVA, 138/23 kV al 2015,
se concluye por los trasformadores a instalarse que la capacidad de la barra será
de mínimo 66 MVA.
Subestación No 14 Zámbiza
Entra en servicio el 2013 con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 KV, por
adquirirse, al 2018 deberá instalarse un segundo transformador de 20/27/33 MVA,
138/23 kV para satisfacer la demanda, se concluye por los trasformadores a
instalarse que la capacidad de la barra será de mínimo 66MVA.
Subestación No 35 Cumbayá
Entra en el 2015, está previsto la puesta en servicio de un transformador de
20/27/33 MVA, 138/23 kV, y al 2017 se instalará un nuevo transformador de
20/27/33 MVA, 138/23 kV, se concluye por los trasformadores a instalarse que la
capacidad de la barra será de mínimo 66MVA.
El conductor de barra que se planea instalar en estas subestaciones es de
aluminio de 750 MCM de calibre el mismo que tiene una capacidad de corriente de
741 A, o 102 MVA para el nivel de voltaje de la barra.
71
En la tabla 43 se muestra los valores de potencia activa y reactiva con que estarán
trabajando las subestaciones que tentativamente podrían recibir la generación
térmica e hidráulica, indicando la cargabilidad del trasformador en MVA y
porcentaje resultado de la simulación.
Tabla 43 Parámetros de operación de las subestaciones posibles puntos de conexión
S/E Año Nombre Vn kVSn
MVA
Sop
MVA
Pop
MW
Qop
MVAr
CARGABILID
AD
GEN
ERACIÓNHIDRÁULICA
VICENTINA
2012TR1 138/46 48 38.74 37.24 10.69 80.13%
TR2 138/46 100 51.01 48.2 16.7 50.65%
2016
TR1 138/46 100 57.84 52.06 25.2 57.09%
TR2 138/46 100 57.27 51.45 25.15 56.53%
TR3 138/23 33 23.70 22.38 7.8 70.88%
TABABELA2012 TR1 138/23 33 17.29 16.72 4.41 52.32%
2016 TR1 138/23 33 13.21 12.91 2.8 39.53%
EL INGA 2016TR1 230/138 225 86.73 76.02 41.75 43.78%
TR2 230/138 225 86.73 76.02 41.75 43.78%
C.TÉR
MICA ZÁMBIZA 2016 TR1 138/23 33 24.7 23.5 7.6 74.8%
CUMBAYÁ 2016 TR1 138/23 33 26.9 25.9 7.6 81%
S.
ANTONIO2016 TR1 138/23 33 29.8 28.7 8.1 90%
Una vez que se conoce las características técnicas y la condición de operación de
las subestaciones, se concluye que tienen la capacidad de recibir la generación
tanto térmica como hidráulica.
72
CAPITULO 4
4 ESTUDIO DE LA RUTA PARA LA LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN
En este capítulo, se realiza el estudio técnico para cada una de las alternativas
consideradas para la conexión de las centrales de generación, se inicia
presentando una ruta preliminar, las mismas que se han determinado en base a
líneas existentes del SNT aprovechado su franja de servidumbre, con la única
finalidad de obtener una longitud aproximada para luego realizar estudios de flujos
de potencia y determinar técnicamente cuál de las alternativas es mejor
comparando los parámetros obtenidos..
4.1 INTRODUCCIÓN AL DISEÑO ELÉCTRICO DE LÍNEAS DE
TRANSMISIÓN
En sistemas eléctricos de potencia las líneas de transmisión son las encargadas
de transportar la energía producida desde las centrales de generación hasta los
centros de consumo, por lo que, para diseñar una línea de transmisión se toman
en cuenta aspectos técnicos y económicos.
En este sentido, aspectos técnicos como el voltaje de transmisión, la selección
adecuada del tipo y calibre del conductor hará posible transmitir potencia de
manera eficiente, además que, de esto dependerá del costo de la infraestructura
necesaria para la implementación del sistema de transmisión.
Las líneas de transmisión transportan energía, asegurando la calidad del producto,
con niveles de pérdidas bajos y a un precio conveniente.
73
4.1.1 ASPECTOS TÉCNICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN
4.1.1.1 Capacidad Máxima de Transmisión de Potencia
Se refiere a la máxima cantidad de potencia que puede ser transportada a través
de la línea de transmisión en estado de operación normal. La capacidad está
limitada por los siguientes factores:
Límite térmico
Limite por caída de voltaje
Límite de estabilidad en estado estable
4.1.1.1.1 Por Límite Térmico
Relacionado directamente con la máxima corriente que soporta el conductor, esto
es un limitante para la transferencia de potencia activa, ya que al tener el
conductor resistencia al paso de la corriente produce el incremento de la
temperatura del mismo, y al sobrepasar este límite el conductor pierde sus
características eléctricas y mecánicas.
La temperatura de un conductor aumenta principalmente por la radiación solar, el
efecto joule y la pérdida por convección y radiación del conductor, este límite
puede ser determinado con el método descrito en la norma IEEE Std - 738 de 2006:
“Standard for Calculating the Current - Temperature of Bare Overhead Conductors”.
La ecuación utilizada para determinar la máxima potencia en MW que el conductor
puede transportar, según la norma antes mencionada, es la siguiente:
(20)
Dónde:
Vn: Voltaje nominal (kV)
IMA: Corriente máxima admisible (A)
cos ( : Factor de potencia
74
4.1.1.1.2 Por Caída de Voltaje
La caída de voltaje, está directamente relacionada con la entrega de potencia
reactiva en el extremo receptor de la línea, es decir la potencia transferida que
produce variaciones de voltaje superior a los límites establecidos en las
regulaciones vigentes.
Este factor afecta principalmente a líneas de mediana y larga longitud, debido a
que estas tendrán que transportar grandes cantidades de potencia, en Ecuador los
límites permitidos de caída de voltaje en líneas de 230 kV y 138 kV son +7%/-5% y
+5%/-7% respectivamente, para las líneas de subtransmisión de 69 kV, 46 kV, y
34.5 kV es de +/-3%.
La caída de voltaje se calcula mediante la fórmula:
(21)
Donde:
CV (%): Caída de voltaje en porcentaje
Vs: Voltaje en el extremo de envío
VR: Voltaje en el extremo receptor
4.1.1.1.3 Límite por estabilidad en estado estacionario
Se refiere a la máxima potencia que puede ser transmitida sin provocar un colapso
de voltaje, esta máxima transferencia se da cuando el ángulo de potencia (delta)
es igual a 90º.
En este sentido, el tratar de sobrepasar el límite de estabilidad daría lugar a que
las máquinas sincrónicas en el sistema pierdan sincronismo provocando
inestabilidad en el sistema por lo que existe un margen de estabilidad para la
transferencia de potencia que está definido en función de la máxima potencia
admisible y se calcula con la siguiente ecuación:
(22)
75
Donde:
PMAX: Es el límite de la estabilidad en el estado estacionario del generador, es la
máxima potencia que se puede transmitir sin perder el sincronismo.
P0: Es la potencia de salida con que se está operando.
4.1.1.2 Pérdidas en Líneas De Transmisión
Al transportar energía desde las centrales de generación hasta los centros de
consumo uno de los principales problemas que se presenta es la pérdida de
potencia y energía, lo cual influye directamente en el costo de operación de una
línea de transmisión.
Las pérdidas de potencia y energía se producen por el efecto Joule y el efecto
Corona los cuales esta relacionados directamente con la corriente en la líneas y el
nivel de voltaje respectivamente.
4.1.1.2.1 Pérdidas por efecto Joule
Los materiales utilizados para la transmisión de potencia presentan una
resistencia al paso de la corriente lo que aumenta la temperatura del conductor,
esta energía se disipa en forma de calor a esto se le denomina pérdidas de
potencia y energía por efecto Joule.
Las pérdidas de potencia por efecto Joule se calculan así:
(23)
cos3NV
PI máx
MÁX (24)
Donde:
Imáx = corriente debida a la potencia máxima a transmitirse, [A]
R = resistencia del conductor a la temperatura máxima admisible,[ ]
N = número de circuitos
76
Esta energía consumida por la línea de transmisión incide directamente en la
economía de operación ya que un sistema de transmisión con altos niveles de
pérdidas aumentará el costo de la energía y en el desempeño técnico de la línea,
ya que al tener una alta temperatura el conductor pierde sus características
eléctricas y mecánicas lo cual repercute en una ineficiente operación del sistema.
4.1.1.2.2 Pérdidas por efecto Corona
El efecto corona es producido por la ionización del aire que rodea al conductor,
debido al alto nivel de voltaje en la línea, los principales efectos causados por este
efecto son el ruido audible, la radio interferencia y las pérdidas de potencia y
energía.
El efecto corona se produce cuando el voltaje crítico disruptivo es menor al voltaje
de las líneas, este voltaje crítico se calcula como se indica a continuación:
(25)
(26)
(27)
(28)
Donde:
Uc = Voltaje crítico disruptivo
mc = Coeficiente de rugosidad del conductor
mt = Coeficiente meteorológico
= Factor de corrección de la densidad del aire
h = Presión barométrica
= Temperatura media del ambiente a la latitud el punto considerado (°C)
77
y = Altura promedio sobre el nivel del mar
= Rigidez dieléctrica del aire 21.1 kV/cm
r = Radio del conductor en cm
= Factor para la disposición en haces de conductores. =1 si hay un conductor
por fase.
n = Número de conductores por fase
R = Radio de los subconductores agrupados por fase en cm.
El efecto corona produce descargas alrededor del conductor, este fenómeno es la
causa de las pérdidas de potencia y energía, para determinar el valor de esta
potencia que se disipa al medio ambiente se utiliza la fórmula de PEEK:
(39)
Donde:
Pc = Pérdidas de potencia por efecto corona en kW/km
Uc = Voltaje crítico disruptivo en kV
Umax = Voltaje compuesto más elevado en kV
f = Frecuencia en Hertz
Los valores del Voltaje compuesto más elevado Umax se obtiene incrementando el
voltaje nominal en un 10% a 15%, Los coeficientes de rugosidad y meteorológico
se describen en la tabla 44 y 45:
Tabla 44 Valores de mc
mc
1 Para hilos de superficie lisa
0.93 a 0.98 Para hilos oxidados o rugosos
0.83 a 0.87 Para cables
78
Tabla 45 Valore de mt
mt
1 Para periodo seco
0.8 Para periodo lluvioso
4.1.2 ASPECTOS ECONÓMICOS PARA EL DISEÑO DE UNA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN
4.1.2.1 CÁLCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
El cálculo del conductor económico es un proceso mediante el cual se determina
la sección con la cual se puede transmitir potencia, garantizando que se tenga
bajos niveles de pérdidas y que la caída de voltaje se encuentre en límites
admisibles, para de esta manera reducir costos tanto de operación como de
inversión.
Para el efecto, se debe realizar un estudio técnico económico a conductores de
diferentes calibres y tipo, tomando en cuenta los costos de pérdidas tanto de
potencia y energía así como la inversión que se deberá realizar para la puesta en
operación de la línea (costo del conductor), para lo cual se sigue el siguiente
procedimiento:
1. Determinar el costo del conductor en USD/km
2. Determinar el costo de pérdidas de potencia en USD/kW
3. Determinar el costo de pérdidas de energía en USD/kWh
4. Determinar el costo total es decir costo de conductor más el costo total por
pérdidas de potencia y energía.
Los precios referenciales para el cálculo de pérdidas de potencia y energía se
obtuvieron del Plan Maestro de Electrificación 2012-2021, siendo, el precio
referencial de generación de 0.0464 USD/kWh y el costo medio de potencia es de
1.77 USD/kW-mes, en lo referente al costo del conductor este ha sido
proporcionado por la empresa JR ELECTRIC SUPLY.
79
Para el presente estudio se han considerado los conductores tipo ACAR y
tomando en cuenta la corriente que se va a transmitir se parte tomando como
base el conductor que tenga la capacidad de al menos transmitir dicha corriente.
Debido a que no se cuenta con una programación de despacho para las centrales
de generación, los cálculos se realizan considerando el factor de planta de éstas,
dato que se encuentra publicado en la página web de CELEC EP, en el caso de
las centrales hidráulicas y para la central térmica fue proporcionado por la EEQ.
Con lo antes mencionado, se calculan las pérdidas de potencia y de energía
producidas en la línea de transmisión para un periodo de diez años, luego de lo
cual se determinan los costos que dichas pérdidas representan.
Para determinar el valor presente del costo total de pérdidas para los años futuros
se utiliza el método del valor actual neto -VAN-, utilizado para la evaluación de
proyectos de inversión, este método consiste en determinar la equivalencia en el
tiempo 0 de los flujos de fondos futuros que genera un proyecto y comparar esta
equivalencia con el desembolso inicial. Cuando dicha equivalencia es mayor que
el desembolso inicial, entonces, es recomendable que el proyecto sea aceptado.
Determinado el VAN, se determina el costo total que generaría la operación de la
línea de transmisión y la inversión para su implementación.
4.1.2.2 ESTRUCTURAS DE SOPORTE PARA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Del conductor económico determinado de acuerdo al proceso indicado en el
numeral anterior y del perfil del terreno por el que la línea atraviesa depende el
diseño de las torres de transmisión cuya función es la de soportar la carga vertical
debido al peso de los conductores, los herrajes y elementos de aislamiento, de
igual forma proporciona el aislamiento necesario, distancias de seguridad, entre
conductores de fase y entre conductores de fase y tierra además de mantener una
altura adecuada sobre el nivel del suelo.
Por su función las torres de transmisión se clasifican en:
80
1.- Estructuras de suspensión: Diseñadas para soportar esfuerzos verticales de
los conductores que están sujetos en la cadena de aisladores, también soportan
cargas transversales por efecto del viento.
2.- Estructuras de retención terminal: Estas son las estructuras que mayor
resistencia mecánica y peso tienen ya que soportan el esfuerzo mecánico de los
conductores de un solo lado.
3.- Estructuras de retención angular: Diseñadas para soportar el esfuerzo
angular de los conductores cuando la línea de transmisión cambia de dirección, es
decir esta estructura se ubica en los vértices de la líneas de transmisión.
4.- Estructuras de retención rompetramos: Utilizada en tramos rectilíneos muy
largos con la finalidad de facilitar el tendido de la línea y en caso de que exista
caída en cascada en las estructuras de suspensión.
El diseño de las torres se lo hace de acuerdo al peso y tensiones que van a
soportar a lo largo de la ruta por la que atraviesa la línea, por lo que los costos que
generaría la construcción de estas estructuras junto con la inversión para el
conductor serían los rubros de mayor importancia a tomar en cuenta para la
implementación de la línea.
4.2 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
Con el fin de analizar el comportamiento y condiciones de operación de un sistema
de potencia es necesario realizar estudios de flujos de potencia los cuales nos
permitirá conocer si el SEP opera con los parámetros adecuados como voltajes en
barras y cargabilidad de equipos, esto para escenarios tanto en el presente como
futuros.
Los parámetros eléctricos de las líneas se los ha determinado con la ayuda del
programa DIgSILENT Power Factory el cual tiene entre sus utilidades la función
para calcularlos.
81
Con la finalidad de analizar la incidencia del ingreso de las centrales en el sistema,
se modela cada una de las opciones de conexión y se realiza corridas de flujo de
carga en la base de datos del Sistema Eléctrico de la EEQ.
Para el estudio de flujos de potencia se considera el diagrama unifilar para el año
2016 en máxima demanda y periodo lluvioso con las modificaciones y
ampliaciones que tienen previstas realizarse en el sistema de acuerdo con la
planificación de la EEQ y de CELEC EP.
4.3 UBICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES
En el Capítulo 1 se describió la ubicación de las centrales de generación, de igual
manera, ahora se describe la ubicación geográfica de cada una de las
subestaciones consideradas en este estudio.
4.3.1 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LA
CENTRAL TÉRMICA PERUCHO
SUBESTACIÓN SAN ANTONIO
Esta subestación es parte del sistema de subtransmisión de la EEQ, se encuentra
ubicada en la provincia de Pichincha en las coordenadas 785190 E y 10001413 N.
Esta recorre aproximadamente 10 km desde la subestación hasta la central,
necesitaría de aproximadamente 30 torres de suspensión y 7 de retención
considerando un vano promedio estimado de 300 metros. (Figura 15)
Figura 15 Ruta Central Térmica – S/E San Antonio
82
SUBESTACIÓN ZÁMBIZA
Situada en la parroquia del mismo nombre, al noreste de la ciudad de Quito, en las
coordenadas: 784725 E y 9983944 N.
Con un recorrido aproximado de 34 km, esta ruta necesitaría de aproximadamente
100 torres de suspensión y 18 de retención considerando un vano promedio
estimado de 300 metros.
Figura 16 Ruta Central Térmica – S/E Zámbiza
SUBESTACIÓN NUEVA CUMBAYÁ
La subestación Nueva Cumbayá está localizada en las coordenadas 787383 E y
9979845 N, esta ruta recorrería aproximadamente 33 km hasta la central, para lo
que se necesitaría aproximadamente 87 torres de suspensión y 23 de retención
considerando un vano promedio estimado de 300 metros
Figura 17 Ruta Central Térmica – S/E Nueva Cumbayá
83
4.3.2 ALTERNATIVAS CONSIDERADAS PARA LA CONEXIÓN DE LAS
CENTRALES HIDRÁULICAS QUIJOS-BAEZA
SUBESTACIÓN EL INGA
La subestación EL Inga es propiedad de EP Transelectric, está ubicada en la
parroquia rural de Pifo en las coordenadas: 795961 E y 9966291 N, basados en la
longitud de la ruta de 52 km y un vano promedio de 300 m se ha determinado que
se requeriría 145 torres de suspensión y 18 torres de retención en la presente ruta.
(Figura 18)
Figura 18 Ruta Central Hidroeléctrica Quijos – S/E El Inga
SUBESTACIÓN TABABELA
Se encuentra localizada en la parroquia de Yaruquí del Distrito Metropolitano de
Quito con un área aproximada de 5000 m2 en las coordenadas: 797359.083 E y
9980642.623 N, con un recorrido aproximado de 57 km desde la central serían
necesarias, para la implementación de esta línea de transmisión, 166 torres de
suspensión y 19 torres de retención. (Figura 19)
84
Figura 19 Ruta Central Hidroeléctrica Quijos – S/E Tababela
SUBESTACIÓN VICENTINA
La subestación Vicentina se ubica en Quito, provincia de Pichincha, en las
coordenadas 780345 E y 9976160.00 S.
Para el recorrido de esta línea que es de 67 km requeriría un total de 216 torres,
siendo de estas 194 de suspensión y 22 de retención. (Figura 20)
Figura 20 Ruta Central Hidroeléctrica Quijos – S/E Vicentina
85
4.4 ANÁLISIS TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA
CONEXIÓN DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICAS QUIJOS - BAEZA
Es importante mencionar que el estudio de flujos de potencia se realizó poniendo
especial enfoque en el ingreso de las centrales Quijos y Baeza y las
consecuencias que esto ocasionaría, tomando en cuenta que la generación [80
MW] será evacuada desde la subestación Quijos a nivel de 138 kV; respecto a la
central Victoria esta se conecta a nivel de 23 kV con la línea Papallacta - Baeza y
la energía producida por esta servirá para abastecer la demanda de potencia en la
zona.
4.4.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E EL
INGA
4.4.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
Los datos técnicos necesarios para la determinación del conductor económico
son:
Tabla 46 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
RUTA: C.H. QUIJOS S/E EL INGA
LONGITUD: 52 km
VOLTAJE: 138 kV
Nº DE CIRCUITOS 2
DATOS DE LAS CENTRALES QUIJOS Y BAEZA
CAPACIDAD INSTALADA: 111.11 MVA
FACTOR DE POTENCIA: 0.9
FACTOR DE PLANTA: 0.8
POTENCIA A GENERAR: 80 MW
FRECUENCIA 60 Hz
CORRIENTE DE OPERACIÓN 395 A
En la siguiente gráfica se observa como varía los costos de pérdidas totales así
como el costo para cada calibre del conductor ACAR y de los resultados obtenidos
86
se determina que la sección económica es la que corresponde al ACAR 850 MCM
como se puede ver en la figura.
Figura 21 Costos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA
Figura 22 Costo total de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA
4.4.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS
Los parámetros del conductor 850 MCM, por circuito para esta línea se indican en
la tabla 47.
$0
$1.000.000
$2.000.000
$3.000.000
$4.000.000
$5.000.000
$6.000.000
$7.000.000
$8.000.000
300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
COSTO DE PÉRDIDAS COSTO DEL CONDUCTOR
$8.219.913
$7.328.438
$6.698.334
$6.235.886
$5.832.602
$5.616.069
$5.416.726
$5.303.455
$5.221.505
$5.163.226
$5.136.158
$5.124.432
$5.144.288
300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
COSTO TOTAL
87
Tabla 47 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E EL INGA
R1[Ohm/km]
X1[Ohm/km]
R0[Ohm/km]
X0[Ohm/km]
0.0748 0.4906 0.4038 1.4109
4.4.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
Las centrales Quijos y Baeza producirán 80 MW en conjunto, con esta potencia
producida se realiza los flujos de carga para el periodo lluvioso y demanda
máxima del SNI.
Con la puesta en operación de las centrales Quijos y Baeza se abastecerá parte
de la carga de Baeza mediante un transformador 138/23 kV con lo cual se mejora
los niveles de voltaje en la barra de 23 kV.
En este sentido, al abastecer parte de la carga de Baeza reduce la cargabilidad de
la línea Papallacta – Baeza, mediante la cual se abastece actualmente la carga
antes mencionada y que para el año 2016 sobrepasará los límites permitidos de
cargabilidad.
Por otro lado, al transferir la potencia generada hacia la S/E El Inga el aporte de
energía para abastecer la demanda del SEQ será importante ya que a esta
subestación se conectarán subestaciones como Vicentina, Alangasí, Santa Rosa a
nivel de 138 kV.
Respecto a los niveles de voltaje en las barras y los niveles de cargabilidad de los
elementos del sistema estos se mantienen dentro de los límites establecidos en la
regulación.
Los resultados de las simulaciones se presentan a continuación:
Tabla 48 Flujos de potencia en los elementos Alternativa 1
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 90.22 36.74 43.78 73.21 41.97 37.85 17.01
88
TRANSFORMADOR EL INGA_2 90.22 36.74 43.78 73.21 41.97 37.85 17.01
TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62
L_BAEZA PAPALLACTA 20.05 7.0 179.3 17.65 5.25 137.13 2.40
L_INGA QUIJOS 78.12 9.20 19.65
Tabla 49 Voltajes en las barras Alternativa 1
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 238.83 1.04 239.34 1.04 0.5 0.21
B_INGA_138 138.95 1.01 139.54 1.01 0.6 0.42
B_VICENTINA_138 139.27 1.01 139.69 1.01 0.4 0.30
B_BAEZA_23 19.68 0.86 23.15 1.01 3.5 17.63
4.4.1.4 Análisis de Contingencias
Desde el punto de vista operativo del sistema de la zona, en lo que tiene que ver
con la cargabilidad de los elementos del mismo, se analiza la salida de uno de los
circuitos de la línea Quijos - El Inga con la finalidad de determinar si este evento
produciría efectos negativos en el sistema.
Un segundo evento de contingencia se analiza para la situación en la que la línea
Baeza – Quijos queda inoperativa, esto permitirá saber si se puede evacuar y que
cantidad de la potencia producida por la central Baeza.
Un circuito de la Línea Quijos – El Inga fuera de servicio
La salida de servicio de uno de los circuitos de la línea Quijos – El Inga no produce
afectación a la normal operación del sistema, la cargabilidad de los equipos no se
incrementa y estos operan por debajo de sus límites permitidos.
En cuanto a los voltajes en las barras la variación es prácticamente imperceptible
para el sistema de acuerdo con los resultados obtenidos que se detallan en las
tablas 50 y 51.
89
Tabla 50 Flujos de potencia, salida de un circuito de línea Quijos – El Inga
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 73.21 41.94 37.85 73.20 40.23 37.51 0.01
TRANSFORMADOR EL INGA_2 73.21 41.94 37.85 73.20 40.23 37.51 0.01
TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.74 1.34 6.49 0.02
L_BAEZA PAPALLACTA 17.65 5.25 137.13 17.65 5.25 137.13 0.00
L_INGA QUIJOS (un circuito) 78.12 9.20 19.65 78.13 9.32 38.67 0.01
Tabla 51 Perfiles de voltaje, salida de un circuito de línea Quijos – El Inga
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.34 1.04 239.18 1.04 0.2 0.07
B_INGA_138 139.54 1.01 139.34 1.01 0.2 0.14
B_VICENTINA_138 139.69 1.01 139.55 1.01 0.1 0.10
B_BAEZA_23 23.15 1.01 23.34 1.01 0.2 0.82
Salida de la línea Baeza – Quijos
De las simulaciones realizadas se observa que, debido a la salida de la línea
Baeza – Quijos, prácticamente se debe dejar de generar en la central Baeza lo
que significa una reducción en la transferencia a través de la línea Quijos - El Inga
lo que repercute en el aumento de la cargabilidad de los trasformadores de la S/E
El Inga.
Los perfiles de voltaje se mantienen dentro de los límites de operación permitida,
la única variación significativa es en la barra de 23 kV de la S/E Baeza que
desciende a 0.98 pu, los resultados se muestran a continuación:
90
Tabla 52 Flujos de potencia, salida de línea Quijos - Baeza
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 73.21 41.94 37.85 81.53 40.01 40.76 8.32
TRANSFORMADOR EL INGA_2 73.21 41.94 37.85 81.53 40.01 40.76 8.32
TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.81 1.44 7.15 0.05
L_BAEZA PAPALLACTA 17.65 5.25 137.13 17.65 5.25 140.95 0.00
L_INGA QUIJOS (un circuito) 78.12 9.20 19.65 39.96 2.51 10.19 38.16
Tabla 53 Perfiles de voltaje, salida de salida de línea Quijos - Baeza
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS EL INGA Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.34 1.04 239.16 1.04 0.2 0.08
B_INGA_138 139.54 1.01 139.33 1.01 0.2 0.15
B_VICENTINA_138 139.69 1.01 139.56 1.01 0.1 0.09
B_BAEZA_23 23.15 1.01 22.43 0.98 0.7 3.11
4.4.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E
TABABELA
4.4.2.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
Con una longitud de 57 km, y con las características técnicas descritas en la tabla
52 se determinó que la sección económica es 850 MCM.
Tabla 54 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
RUTA: C.H. QUIJOS S/E TABABELA
LONGITUD: 57 km
VOLTAJE: 138 kV
Nº DE CIRCUITOS 2
DATOS DE LAS CENTRALES QUIJOS Y BAEZA
CAPACIDAD INSTALADA: 111.6 MVA
FACTOR DE POTENCIA: 0.9
FACTOR DE PLANTA: 0.8
91
POTENCIA A GENERAR: 80 MW
FRECUENCIA 60 Hz
CORRIENTE DE OPERACIÓN 394 A
Los costos totales por pérdidas, el costo del conductor y el costo total se muestran
en las figuras 23 y 24.
Figura 23 Costos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA
Figura 24 Costo total de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA
De los resultados obtenidos se determina que el conductor económico para la
presente alternativa es el 850 MCM
$0
$2.000.000
$4.000.000
$6.000.000
$8.000.000
$10.000.000
300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
COSTO DEL CONDUCTOR COSTO DE PÉRDIDAS
$10.591.041
$9.442.411
$8.630.546
$8.034.700
$7.515.084
$7.236.089
$6.979.244
$6.833.297
$6.727.708
$6.652.618
$6.617.742
$6.602.634
$6.628.217
300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
COSTO TOTAL
92
4.4.2.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS
En la Tabla 6 se indican los parámetros eléctricos por circuito de la línea de
trasmisión C.H. QUIJOS – S/E TABABELA.
Tabla 55 Parámetros eléctricos de la Alternativa 2
R1[Ohm/km]
X1[Ohm/km]
R0[Ohm/km]
X0[Ohm/km]
0.0748 0.4906 0.4038 1.4109
4.4.2.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
El estudio de flujos de carga para la segunda alternativa se lo realiza para el
periodo lluvioso y en demanda máxima, con la conexión de las centrales de
generación a la S/E Tababela.
Esta alternativa permite abastecer la demanda de las subestaciones Tababela, El
Quinche, Zámbiza y parte de la carga de la S/E Nueva Cumbayá, por lo que, el
aporte de energía se lo realiza de forma directa al SEQ, disminuyendo la
transferencia de potencia desde la S/E Pomasqui 138 kV.
De acuerdo con la planificación la EEQ tiene previsto construir una línea de
transmisión desde la S/E El Inga hasta la S/E Tababela, mediante la cual de
acuerdo a las simulaciones realizadas transmitiría 31.15 MW.
En este sentido, al transmitir la potencia generada en Quijos y Baeza el flujo de
potencia en la línea anteriormente mencionada es de 14.14 MW hacia la S/E El
Inga, así mismo, se reduce la transferencia desde la S/E Pomasqui hacia la S/E
Zámbiza de 19 MW a 2.65 MW.
Los elementos del sistema en el área de influencia operan dentro de sus límites
operativos permitidos llegando a ser la línea Quijos – Tababela la más cargada
con 46%, así como, los voltajes en las barras no violan los niveles máximos
admisibles.
Los resultados obtenidos se detallan a continuación:
93
Tabla 56 Flujos de potencia en los elementos Alternativa 2
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 90.22 36.74 43.78 78.37 39.14 39.29 11.85
TRANSFORMADOR EL INGA_2 90.22 36.74 43.78 78.37 39.14 39.29 11.85
TR_BAEZA 1.72 1.28 6.29
L_BAEZA PAPALLACTA 20.05 7.53 179.3 17.65 5.26 134.60 2.40
L_QUINCHE ZAMBIZA 5.70 8.60 5.2 51.88 7.76 26.05 46.18
L_POMASQUI ZAMBIZA 19.26 46.74 31.6 0.28 43.97 37.38 18.98
L_TABABELA QUIJOS 78.16 9.50 19.31
Tabla 57 Voltajes en las barras Alternativa 2
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 238.83 1.04 239.39 1.04 0.6 0.23
B_INGA_138 138.95 1.01 139.54 1.01 0.6 0.42
B_TABABELA_138 139.27 1.01 140.63 1.02 1.4 0.98
B_EL QUINCHE_138 139.04 1.01 140.25 1.02 1.2 0.87
B_ZAMBIZA_138 19.68 0.86 23.15 1.01 3.5 17.63
4.4.2.4 Análisis de Contingencia
Los casos de contingencia analizados son:
1.- Salida de un circuito de las líneas Quijos – Tababela
2.- Salida de la línea Tababela – El Quinche
3.- Salida de la línea Quinche – Zámbiza
Salida de un circuito de la línea Quijos – Tababela
Bajo esta condición de operación el sistema funciona sin ninguna afectación
grave, todos los elementos se encuentran trabajando dentro de sus límites
operativos incluso el circuito de la línea Quijos – Tababela que transmite toda la
potencia desde las centrales Quijos y Baeza.
94
Tabla 58 Flujos de potencia, salida de un circuito de la línea Quijos – Tababela
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS TABABELA
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 78.37 39.14 39.29 78.39 35.09 39.12 0.02
TRANSFORMADOR EL INGA_2 78.37 39.14 39.29 78.39 35.09 39.12 0.02
L_QUINCHE ZAMBIZA 51.88 7.76 26.05 51.21 0.15 25.48 0.67
L_POMASQUI ZAMBIZA 0.28 43.97 37.38 0.07 46.13 28.79 0.21
L_TABABELA QUIJOS 78.16 9.50 19.31 78.16 9.54 38.12 0.00
Los perfiles de voltaje tampoco se ven afectados por la salida del circuito, como se
observa en la siguiente tabla:
Tabla 59 Perfiles de voltaje, salida de la línea Quijos – Baeza
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS TABABELA Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.39 1.04 239.14 1.04 0.3 0.10
B_INGA_138 139.54 1.01 139.19 1.01 0.3 0.25
B_TABABELA_138 140.63 1.02 141.18 1.02 0.6 0.39
B_EL QUINCHE_138 140.25 1.02 140.49 1.02 0.2 0.17
B_ZAMBIZA_138 140.26 1.02 139.95 1.01 0.3 0.22
Salida de la línea Tababela – El Quinche
Al estar las subestaciones Tababela, El Quinche y Zámbiza conectadas de
manera radial hace que esta sea la única dirección en la que se pueda evacuar la
potencia generada; al salir de operación la línea Tababela – El Quinche se
interrumpe este flujo, lo que da lugar a que la central Quijos deje de generar y
Baeza disminuya su producción a 13 MW que es la demanda que se debe
abastecer en la S/E Tababela.
Por lo antes mencionado, el flujo de potencia en la línea El Quinche – Zámbiza se
invierte y la cargabilidad de la línea Pomasqui – Zámbiza aumenta a 31.65%.
95
Tabla 60 Flujos de potencia, salida de la línea Tababela – El Quinche
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_TABABELA EL QUINCHE
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANS. EL INGA_1 78.37 39.14 39.29 84.84 36.83 41.56 6.47
TRANS. EL INGA_2 78.37 39.14 39.29 84.84 36.83 41.56 6.47
L_QUINCHE ZAMBIZA 51.88 7.76 26.05 12.41 2.68 6.37 39.47
L_POMASQUI ZAMBIZA 0.28 43.97 37.38 21.94 45.85 31.65 21.66
L_TABABELA QUIJOS 78.16 9.50 19.31 12.93 5.58 3.38 58.23
Los niveles de voltaje disminuyen en las barras involucradas pero sin
comprometer la operación del sistema, los resultados se indican a continuación:
Tabla 61 Perfiles de voltaje, salida de la línea Tababela – El Quinche
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_TABABELA EL QUINCHE Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.39 1.04 238.87 1.04 0.5 0.22
B_INGA_138 139.54 1.01 138.97 1.01 0.6 0.41
B_TABABELA_138 140.63 1.02 145.70 1.06 5.1 3.61
B_EL QUINCHE_138 140.25 1.02 139.26 1.01 1.0 0.71
B_ZAMBIZA_138 140.26 1.02 139.52 1.01 0.7 0.53
Salida de la línea Quinche – Zámbiza
Como se puede ver en los resultados obtenidos de la simulación de este evento
de contingencia se deja de transmitir aproximadamente 55 MW desde las
centrales Quijos y Baeza lo que hace que se aumente la transferencia de potencia
desde el SNT - S/E Pomasqui – hacia la S/E Zámbiza.
El sistema de área de influencia del proyecto opera en condiciones aceptables y
estables en esta contingencia.
96
Tabla 62 Flujos de potencia, salida de la línea El Quinche - Zámbiza
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL QUINCHE ZÁMBIZA
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANS. EL INGA_1 78.37 39.14 39.29 83.58 37.28 41.11 5.21
TRANS. EL INGA_2 78.37 39.14 39.29 83.58 37.28 41.11 5.21
L_QUINCHE ZAMBIZA 51.88 7.76 26.05 F/S F/S F/S
L_POMASQUI ZAMBIZA 0.28 43.97 37.38 17.29 45.45 30.43 17.57
L_TABABELA QUIJOS 78.16 9.50 19.31 25.40 3.71 6.19 52.76
Tabla 63 Perfiles de voltaje, salida de la línea El Quinche - Zámbiza
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL QUINCHE ZÁMBIZA Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.39 1.04 238.96 1.04 0.4 0.18
B_INGA_138 139.54 1.01 139.05 1.01 0.5 0.35
B_TABABELA_138 140.63 1.02 144.99 1.05 4.4 3.10
B_EL QUINCHE_138 140.25 1.02 144.79 1.05 4.5 3.24
B_ZAMBIZA_138 140.26 1.02 139.67 1.01 0.6 0.42
4.4.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.H. QUIJOS – S/E
VICENTINA
4.4.3.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
La Alternativa 3 que comprende una línea de transmisión desde la C.H. Quijos
hasta la S/E Vicentina tiene una longitud de 67 km, los datos son:
Tabla 64 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
RUTA: C.H. QUIJOS S/E VICENTINA
LONGITUD: 67 km
VOLTAJE: 138 kV
Nº DE CIRCUITOS 2
DATOS DE LAS CENTRALES QUIJOS Y BAEZA
CAPACIDAD INSTALADA: 111.6 MVA
FACTOR DE POTENCIA: 0.9
97
FACTOR DE PLANTA: 0.8
POTENCIA A GENERAR: 80 MW
FRECUENCIA 60 Hz
CORRIENTE DE OPERACIÓN 394 A
En el Anexo 4.3 se indican los cálculos realizados para determinar el conductor
económico para esta alternativa, de lo que se determina que la sección económica
es la del 850 MCM.
Los costos de pérdidas y del conductor se representan a continuación:
Figura 25 Costos de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA
El costo total para los diferentes calibres de conductores tipo ACAR es:
Figura 26 Costo total de la línea de trasmisión C.H. QUIJOS – S/E VICENTINA
$0
$1.000.000
$2.000.000
$3.000.000
$4.000.000
$5.000.000
$6.000.000
$7.000.000
$8.000.000
300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
COSTO DE PÉRDIDAS COSTO DEL CONDUCTOR
$9.010.289
$8.033.096
$7.342.405
$6.835.491
$6.393.429
$6.156.076
$5.937.566
$5.813.402
$5.723.573
$5.659.690
$5.630.019
$5.617.166
$5.638.931
300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
COSTO TOTAL
98
4.4.3.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS
Ídem a las alternativas descritas anteriormente los parámetros eléctricos del
conductor determinado son:
Tabla 65 Parámetros eléctricos (Alternativa 3)
R1
[Ohm/km]
X1
[Ohm/km]
R0
[Ohm/km]
X0
[Ohm/km]
0.0748 0.4906 0.4038 1.4109
4.4.3.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
Para el año 2016 se prevé que en la subestación Vicentina será necesario
aproximadamente 170 MW para abastecer la demanda de subestaciones como
Nueva Cumbayá, Zámbiza, Cristianía que se encuentran conectadas a la barra de
138 kV y las que se encuentran aguas abajo en el sistema de subtransmisión a 46
kV, potencia que en su mayoría sería transmitida desde la subestación El Inga, y
la otra parte desde la subestación Santa Rosa.
Con la conexión de las centrales en la subestación Vicentina a nivel de 138 kV,
estas aportarían con un 46% aproximadamente de la potencia necesaria en esta
subestación, lo que significa dejar de transferir esta potencia desde el SNT.
Las pérdidas para esta alternativa aumentan respecto a las dos anteriores debido
a que la longitud de esta es mayor llegando a 0.84 MW que representa el 1.07%
del total de la potencia transmitida.
En cuanto a los niveles de carga de los elementos del sistema, esta alternativa
permite reducir la cargabilidad de las líneas Inga – Vicentina y Santa Rosa –
Vicentina y todos los elementos trabajan dentro de sus límites operativos.
Los resultados obtenidos se detallan a continuación:
99
Tabla 66 Flujos de potencia en los elementos Alternativa 3
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 90.22 36.74 43.78 81.44 40.16 40.71 8.78
TRANSFORMADOR EL INGA_2 90.22 36.74 43.78 81.44 40.16 40.71 8.78
L_CONOCOTO VICENTINA 12.12 10.53 10.43 2.16 8.94 6.20 9.96
L_M. ALTO VICENTINA 26.25 13.93 18.76 14.66 11.98 12.07 11.59
TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62
L_BAEZA PAPALLACTA 20.05 7.0 179.30 17.65 5.25 137.13 2.40
L_INGA VICENTINA 48.86 13.08 25.44 39.88 15.61 21.46 8.98
L_INGA VICENTINA 78.13 9.32 19.58
Tabla 67 Voltajes en las barras Alternativa 3
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 238.83 1.04 239.44 1.04 0.6 0.26
B_INGA_138 138.95 1.01 139.50 1.01 0.6 0.40
B_VICENTINA_138 139.27 1.01 140.10 1.02 0.8 0.60
B_BAEZA_23 19.68 0.86 23.28 1.01 3.6 18.29
4.4.3.4 Análisis de Contingencias
Los casos de contingencia analizados para esta alternativa son:
1.- Salida de un circuito de la línea Quijos – Vicentina
2.- Salida de un circuito de la línea El Inga – Vicentina
3.- Salida de la central Quijos
Salida de un circuito de la línea Quijos – Vicentina
Para el presente caso estudiado se realizaron corridas de flujos de carga del
sistema con unos de los circuitos de la línea Quijos – Vicentina, los resultados se
muestran en las tablas:
100
Tabla 68 Flujos de potencia, salida de un circuito de línea Quijos – Vicentina
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS VICENTINA
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 81.44 40.16 40.71 81.47 38.94 40.52 0.03
TRANSFORMADOR EL INGA_2 81.44 40.16 40.71 81.47 38.94 40.52 0.03
L_CONOCOTO VICENTINA 2.16 8.94 6.20 2.31 10.19 6.99 0.15
L_M. ALTO VICENTINA 14.66 11.98 12.07 14.83 13.44 12.78 0.17
TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.72 1.28 6.33 0.04
L_INGA VICENTINA 39.88 15.61 21.46 39.92 14.40 21.30 0.04
L_QUIJOS VICENTINA 78.13 9.33 19.57 78.15 9.47 38.32 0.02
Tabla 69 Perfiles de voltaje, salida de un circuito de línea Quijos – Vicentina
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_QUIJOS VICENTINA Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.44 1.04 239.23 1.04 0.2 0.09
B_INGA_138 139.50 1.01 139.30 1.01 0.2 0.14
B_VICENTINA_138 140.10 1.02 139.82 1.01 0.3 0.20
B_BAEZA_23 23.28 1.01 23.60 1.03 0.3 1.37
Los resultados obtenidos muestran que el sistema ante el caso de contingencia
opera en condiciones normales y responde satisfactoriamente frente a la salida de
uno de los circuitos de la línea.
Salida de un circuito de la línea El Inga – Vicentina
Las subestaciones El Inga y Vicentina estarán conectadas a través de una línea
doble circuito de 138 kV, para este caso se analiza la salida de uno de estos
circuitos.
Bajos esta condición de anormalidad del sistema, los parámetros eléctricos como
la cargabilidad de elementos y niveles de voltaje no sobrepasan los niveles
establecidos en las respectivas regulaciones, los resultados se indican a
continuación:
101
Tabla 70 Flujos de potencia, salida de un circuito de línea El Inga – Vicentina
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL INGA VICENTINA
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 81.44 40.16 40.71 75.50 38.52 38.00 5.94
TRANSFORMADOR EL INGA_2 81.44 40.16 40.71 75.50 38.52 38.00 5.94
L_CONOCOTO VICENTINA 2.16 8.94 6.20 7.60 6.61 6.62 5.44
L_M. ALTO VICENTINA 14.66 11.98 12.07 20.98 9.32 14.45 6.32
TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.74 1.31 6.48 0.02
L_INGA VICENTINA 39.88 15.61 21.46 52.35 20.28 28.16 12.47
L_QUIJOS VICENTINA 78.13 9.33 19.57 78.13 9.33 19.57 0.02
Tabla 71 Perfiles de voltaje, salida de un circuito de línea El Inga – Vicentina
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL INGA VICENTINA Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.44 1.04 239.39 1.04 0.1 0.02
B_INGA_138 139.50 1.01 139.35 1.01 0.2 0.11
B_VICENTINA_138 140.10 1.02 140.16 1.02 0.1 0.04
B_BAEZA_23 23.28 1.01 23.36 1.02 0.1 0.34
Salida de la central Quijos
Al aportar con 40 MW de generación, la salida de la central Quijos podría significar
un evento que puede afectar la normal operación del sistema, por lo que se ha
realizado el estudio de este caso de contingencia.
Al reducir el aporte de potencia desde Quijos los niveles de transferencia en la S/E
El Inga aumentan, esto para abastecer la demanda de la subestación Vicentina,
así como se incrementa la potencia transmitida desde las subestaciones Conocoto
y Mirador Alto, manteniéndose dentro de los limites operativos.
Los resultados se indican en las tablas:
102
Tabla 72 Flujos de potencia, salida de central Quijos
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CENTRAL QUIJOS
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
TRANSFORMADOR EL INGA_1 81.44 40.16 40.71 85.97 39.61 42.45 4.53
TRANSFORMADOR EL INGA_2 81.44 40.16 40.71 85.97 39.61 42.45 4.53
L_CONOCOTO VICENTINA 2.16 8.94 6.20 7.22 8.65 7.42 5.06
L_M. ALTO VICENTINA 14.66 11.98 12.07 20.55 11.68 14.93 5.89
TR_BAEZA 1.76 1.34 6.62 1.75 1.33 6.60 0.01
L_INGA VICENTINA 39.88 15.61 21.46 44.52 15.44 23.63 4.64
L_QUIJOS VICENTINA 78.13 9.33 19.57 38.16 6.65 10.15 39.97
Tabla 73 Perfiles de voltaje, salida de central Quijos
DEMANDA MÁXIMA
RAMACON PROYECTO SALIDA CIRCUITO L_EL INGA VICENTINA Variación
kV pu kV pu kV %
B_INGA_230 239.44 1.04 239.34 1.04 0.1 0.04
B_INGA_138 139.50 1.01 139.42 1.01 0.1 0.06
B_VICENTINA_138 140.10 1.02 139.96 1.01 0.1 0.10
B_BAEZA_23 23.28 1.01 23.18 1.01 0.1 0.43
4.5 ESTUDIO TÉCNICO DE LAS ALTERNATIVAS PARA LA
CONEXIÓN DE LA CENTRAL DE GENERACIÓN TÉRMICA
4.5.1 ALTERNATIVA 1: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E SAN
ANTONIO
4.5.1.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
Los datos que se utilizan para la determinación del conductor económico se
describen en la siguiente tabla.
103
Tabla 74 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
RUTA: C.T. PERUCHO S/E SAN ANTONIO
LONGITUD: 10 km
VOLTAJE: 138 kV
Nº DE CIRCUITOS 1
DATOS DE LAS CENTRAL TÉRMICA
CAPACIDAD INSTALADA: 50.7 MVA
FACTOR DE POTENCIA: 0.8
FACTOR DE PLANTA: 0.6
POTENCIA A GENERAR: 24 MW
FRECUENCIA 60 Hz
CORRIENTE DE OPERACIÓN 117 A
En la Grafica 27 se representa los costos tanto de pérdidas como los del
conductor, los cuales se analizan para determinar la sección económica para la
presente alternativa.
El siguiente gráfico permite comparar pérdidas económicas por energía y potencia
de diferentes secciones de conductor con el costo del mismo, para obtener las
menores perdidas al menor costo posible se debe elegir el calibre más cercano a
la intersección de los mismos, el calibre seleccionado es el 500 MCM, el cual se
elegirá como conductor para la opción de la ruta hasta la subestación San Antonio.
Figura 27 Costos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO
$0
$1.000.000
$2.000.000
$3.000.000
$4.000.000
$5.000.000
2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650
COSTO CONDUCTOR COSTO PÉRDIDAS
104
Figura 28 Costo total de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO
4.5.1.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS
Tabla 75 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – SAN ANTONIO
R1[Ohm/km]
X1[Ohm/km]
R0[Ohm/km]
X0[Ohm/km]
0.1164 0.4966 0.4732 1.4251
4.5.1.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
El escenario escogido para simular la conexión de la central térmica con las
subestaciones es el año 2016, en época lluviosa y máxima demanda, usando la
base de datos que ha sido proporcionada por la EEQ
La subestación San Antonio para el 2014 recibe 8 MVA desde la subestación
Pomasqui con el fin de descargar sus transformadores, igualmente recibe carga
desde las subestación Cotocollao con el mismo fin, además se planea que
alimente cargas importantes como es el parque industrial de Calacalí y la planta
de depuración de aguas servidas San Antonio.
En los resultados de la simulación tabulados más abajo se puede apreciar que la
cargabilidad de las líneas de transmisión no presenta problemas, y no existe
violación en los límites de voltaje, en su área de influencia como es los
transformadores de la S/E Pomasqui, se aprecia que descarga sus dos
transformadores en un total de 9.14 MW y además con el ingreso de la central la
$3.881.311
$2.499.808
$2.030.563
$1.667.645
$1.394.830
$1.215.929
$1.099.608
$1.030.289
$989.689
$967.416
$952.605
$957.963
$965.343
$983.298
2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650
COSTO TOTAL
105
subestación San Antonio deja de recibir potencia por parte de la subestación
Pomasqui por un total de 14.13 MW la cual es suplida por la generación de la
central.
Tabla 76 Flujos de potencia en los elementos Alternativa 1
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_SAN ANTONIO_POMASQUI 15.42 2.62 9.69 1.29 6.37 5.23 14.13
L_SAN ANTONIO_TBC 6.10 3.34 6.07 3.70 2.03 5.20 9.80
TRAFO_POMASQUI_1 111.31 70.62 44.03 106.74 68.33 42.19 4.57
TRAFO_POMASQUI_2 111.31 70.62 44.03 106.74 68.33 42.19 4.57
L_ZAMBIZA_CT 23.94 14.27 19.66
Tabla 77 Voltajes en las barras Alternativa 1
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO Variación
kV pu kV Pu kV %
B_SAN ANTONIO_138 141.04 1.02 142.85 1.04 1.8 1.28
B_SAN ANTONIO_23 23.59 1.03 23.90 1.04 0.3 1.31
B_POMASQUI_138 141.62 1.03 142.10 1.03 0.5 0.34
B_TBC_138 141.56 1.03 142.24 1.03 0.7 0.48
Los valores negativos de potencia del transformador Pomasqui 1 y 2 se debe a
que el flujo de potencia está entrando en la barra de 138 kV (si la potencia sale de
un nodo se considera flujo positivo, de lo contrario se considera el flujo negativo)
4.5.1.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
Evento 1: línea San Antonio – Pomasqui fuera de servicio
En este evento no se observan cambios importantes en el área de influencia de
la subestación San Antonio, debido a que al perderse la conexión con
Pomasqui, solo deja de recibir 1.29 MW los mismos que aproximadamente
deja de aportar a la subestación TBC, los resultados de este evento se
muestran tabulados a continuación.
106
Tabla 78 Flujos de potencia, salida línea San Antonio – Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_SAN ANTONIO_POMASQUI 1.29 6.37 5.23
L_SAN ANTONIO_TBC 3.70 2.03 5.20 2.42 8.47 9.83 1.28
TRAFO_POMASQUI_1 106.74 68.33 42.19 106.22 69.86 42.36 0.52
TRAFO_POMASQUI_2 106.74 68.33 42.19 106.22 69.86 42.36 0.52
L_SAN_ANTONIO_CT 23.94 14.27 19.66 23.94 14.30 19.52 0.00
Tabla 79 Perfiles de voltaje, salida San Antonio – Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_SAN ANTONIO_138 142.85 1.04 143.97 1.04 1.1 0.78
B_SAN ANTONIO_23 23.90 1.04 24.10 1.05 0.2 0.84
B_POMASQUI_138 142.10 1.03 141.98 1.03 0.1 0.08
B_TBC_138 142.24 1.03 142.52 1.03 0.3 0.20
Evento 2: Línea San Antonio – TBC fuera de servicio
Al salir fuera de servicio la línea San Antonio – TBC cambia el flujo de potencia de la
línea que San Antonio - Pomasqui, esto porque ahora la subestación San Antonio no
aporta potencia directamente hacia la subestación TBC sino que lo haría a través de la
subestación Pomasqui
Tabla 80 Flujos de potencia, salida línea San Antonio - TBC
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_SAN ANTONIO_POMASQUI 1.29 6.37 5.23 2.41 8.41 6.58 3.70
L_SAN ANTONIO_TBC 3.70 2.03 5.20
TRAFO_POMASQUI_1 106.74 68.33 42.19 106.06 67.69 41.95 0.68
TRAFO_POMASQUI_2 106.74 68.33 42.19 106.06 67.69 41.95 0.68
L_SAN_ANTONIO_CT 23.94 14.27 19.66 23.94 14.28 19.62 0.00
107
Tabla 81 Perfiles de voltaje, salida San Antonio – TBC
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_SAN ANTONIO_138 142.85 1.04 143.14 1.04 0.3 0.20
B_SAN ANTONIO_23 23.90 1.04 23.95 1.04 0.1 0.21
B_POMASQUI_138 142.10 1.03 142.08 1.03 0.0 0.01
B_TBC_138 142.24 1.03 141.92 1.03 0.3 0.22
Evento 3 : Transformador Pomasqui fuera de servicio
En esta situación como es de esperar el segundo transformador de la
subestación toma la carga del que salió de servicio.
Tabla 82 Flujos de potencia, salida transformador Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_SAN ANTONIO_POMASQUI 1.29 6.37 5.23 4.46 9.44 7.60 5.75
L_SAN ANTONIO_TBC 3.70 2.03 5.20 2.05 1.13 2.24 5.75
TRAFO_POMASQUI_1 106.74 68.33 42.19
TRAFO_POMASQUI_2 106.74 68.33 42.19 147.94 97.89 59.72 41.20
L_SAN_ANTONIO_CT 23.94 14.27 19.66 23.94 14.94 19.81 0.00
Tabla 83 Perfiles de voltaje, salida transformador Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_SAN ANTONIO_138 142.85 1.04 141.65 1.03 1.2 0.84
B_SAN ANTONIO_23 23.90 1.04 23.69 1.03 0.2 0.88
B_POMASQUI_138 142.10 1.03 140.42 1.02 1.7 1.18
B_TBC_138 142.24 1.03 141.69 1.03 0.6 0.39
4.5.2 ALTERNATIVA 2: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – S/E
ZÁMBIZA
108
4.5.2.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
Se han considerado conductores tipo ACAR (Conductor de Aluminio con Refuerzo
de Aleación por sus siglas en ingles), los datos técnicos necesarios para la
determinación del conductor económico se describen en la siguiente tabla.
Tabla 84 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
RUTA: C.T. PERUCHO S/E ZÁMBIZA
LONGITUD: 34 km
VOLTAJE: 138 kV
Nº DE CIRCUITOS 1
DATOS DE LAS CENTRAL TÉRMICA
CAPACIDAD INSTALADA: 50.7 MVA
FACTOR DE POTENCIA: 0.8
FACTOR DE PLANTA: 0.6
POTENCIA A GENERAR: 24 MW
FRECUENCIA 60 Hz
CORRIENTE DE OPERACIÓN 138 A
En el Anexo 4.5 se detallan los resultados obtenidos para el cálculo del conductor
económico de esta alternativa, a continuación se representan gráficamente los
resultados obtenidos.
Figura 29 Costos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA
$0
$500.000
$1.000.000
$1.500.000
$2.000.000
$2.500.000
$3.000.000
$3.500.000
$4.000.000
$4.500.000
2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650
COSTO CONDUCTOR COSTO PÉRDIDAS
109
El calibre seleccionado es el 500 MCM, basados en el análisis del gráfico anterior
Figura 30 Costo total de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA
4.5.2.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS
Los parámetros eléctricos calculados para la línea de transmisión C.T. PERUCHO
– ZÁMBIZA son:
Tabla 85 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – ZÁMBIZA
R1[Ohm/km]
X1[Ohm/km]
R0[Ohm/km]
X0[Ohm/km]
0.1164 0.4966 0.4732 1.4251
4.5.2.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
Construida principalmente para descargar la Subestación Cristianía y para que
atienda cargas en su área de influencia, al 2014 la subestación Zámbiza recibe
carga de la subestación Rio Coca de la zona de servicio entre la Av. El Inca hacia
el Norte y la zona conocida como Monteserrin y para el 2018 recibe 3.80 MW de la
subestación Pomasqui para evitar sobrecargar sus transformadores.
En la simulación para el 2016 no se observa problemas tales como violaciones de
límite de voltaje ni sobrecarga de elementos ni en la subestación ni en su área de
influencia, lo más notorio con esta alternativa es que al ingresar la central térmica
se produce un incremento de 14.7 MW del aporte de carga hacia la subestación
$3.881.311
$2.499.808
$2.030.563
$1.667.645
$1.394.830
$1.215.929
$1.099.608
$1.030.289
$989.689
$967.416
$952.605
$957.963
$965.343
$983.298
2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650
COSTO TOTAL
110
Nueva Cumbayá desde Zámbiza, así mismo esta última deja de recibir 7.71 MW
desde la subestación Pomasqui descargando con ello la línea de transmisión en
7.71 MW
Tabla 86 Flujos de potencia en los elementos Alternativa 2
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_ZAMBIZA_CUMBAYA 1.26 34.75 21.82 15.96 45.43 30.04 14.70
L_ZAMBIZA_EL QUICHE 5.71 7.51 5.22 4.30 8.67 5.37 1.41
L_ZAMBIZA_POMASQUI 19.08 46.8 31.6 11.37 43.17 27.82 7.71
L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38
Tabla 87 Tabla 20 Voltajes en las barras Alternativa 2
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 139.34 1.01 139.99 1.01 0.7 0.47
B_CUMBAYA_23 23.07 1.00 23.18 1.01 0.1 0.48
B_ZAMBIZA_138 139.47 1.01 140.17 1.02 0.7 0.50
B_ZAMBIZA_23 23.42 1.02 23.54 1.02 0.1 0.51
B_POMASQUI_138 141.62 1.03 142.08 1.03 0.5 0.32
B_QUINCHE_138 139.04 1.01 139.66 1.01 0.6 0.45
4.5.2.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
Evento 1: Línea Zámbiza – Cumbayá fuera de servicio
Al salir la línea Zámbiza – Cumbayá los 15.96 MW que deja de recibir la
subestación Cumbayá son cubiertos por la subestación Vicentina, en las demás
líneas se observan variaciones en los flujos de potencia pero nada que pueda
afectar a el sistema.
111
Tabla 88 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – Cumbayá
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_ZAMBIZA_CUMBAYA 15.96 45.43 30.04
L_ZAMBIZA_EL QUICHE 4.30 8.67 5.37 0.87 19.84 10.38 3.43
L_ZAMBIZA_POMASQUI 11.37 43.17 27.82 1.17 8.61 5.34 12.54
L_CUMBAYA_VICENTINA 9.99 35.79 23.23 25.94 9.67 17.38 15.95
L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38 23.83 15.48 0.99 0.00
Tabla 89 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – Cumbayá
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 139.99 1.01 139.15 1.01 0.8 0.60
B_CUMBAYA_23 23.18 1.01 23.03 1.00 0.1 0.65
B_ZAMBIZA_138 140.17 1.02 142.19 1.03 2.0 1.44
B_ZAMBIZA_23 23.54 1.02 23.90 1.04 0.4 1.53
B_POMASQUI_138 142.08 1.03 142.52 1.03 0.4 0.31
B_QUINCHE_138 139.66 1.01 140.99 1.02 1.3 0.95
Evento 2 : línea Zámbiza – El Quinche fuera de servicio
La salida de la línea Zámbiza – El Quinche no provoca cambios significativos
cuando se compara con la operación normal del sistema, la potencia que se deja
de recibir desde la subestación el Quinche es compensada con un incremento en
al aporte de potencia desde la subestación Pomasqui, y a la vez disminuyendo el
flujo de potencia a la subestación Cumbayá.
Tabla 90 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – El Quinche
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_ZAMBIZA_CUMBAYA 15.96 45.43 30.04 12.66 52.46 33.65 3.30
L_ZAMBIZA_EL QUICHE 4.30 8.67 5.37
L_ZAMBIZA_POMASQUI 11.37 43.17 27.82 12.37 41.52 26.98 1.00
112
L_CUMBAYA_VICENTINA 9.99 35.79 23.23 13.29 42.81 27.99 3.30
L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38 23.83 15.37 20.37 0.00
Tabla 91 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – El Quinche
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 139.99 1.01 140.06 1.01 0.1 0.05
B_CUMBAYA_23 23.18 1.01 23.19 1.01 0.0 0.04
B_ZAMBIZA_138 140.17 1.02 140.25 1.02 0.1 0.06
B_ZAMBIZA_23 23.54 1.02 23.56 1.02 0.0 0.08
B_POMASQUI_138 142.08 1.03 142.10 1.03 0.0 0.01
B_QUINCHE_138 139.66 1.01 138.40 1.00 1.3 0.90
Evento 3: línea Zámbiza - Pomasqui fuera de servicio
Al salir la línea Zámbiza – Pomasqui la generación que se deja de recibir es
sustituida dejando de aportar potencia hacia la subestación Cumbayá, la cual a su
vez la suple con más aporte desde vicentina, no se aprecian variaciones
significativas en el área de influencia de la subestación.
Tabla 92 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_ZAMBIZA_CUMBAYA 15.96 45.43 30.04 5.13 5.36 4.68 10.83
L_ZAMBIZA_EL QUICHE 4.30 8.67 5.37 4.84 5.42 4.12 0.54
L_ZAMBIZA_POMASQUI 11.37 43.17 27.82
L_CUMBAYA_VICENTINA 9.99 35.79 23.23 20.81 4.25 13.32 10.82
L_ZAMBIZA_CT 23.83 15.37 20.38 23.82 15.32 20.50 0.01
Tabla 93 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 139.99 1.01 139.22 1.01 0.8 0.55
B_CUMBAYA_23 23.18 1.01 23.05 1.00 0.1 0.56
113
B_ZAMBIZA_138 140.17 1.02 139.24 1.01 0.9 0.66
B_ZAMBIZA_23 23.54 1.02 23.38 1.02 0.2 0.68
B_POMASQUI_138 142.08 1.03 142.65 1.03 0.6 0.40
B_QUINCHE_138 139.66 1.01 138.93 1.01 0.7 0.52
4.5.3 ALTERNATIVA 3: LÍNEA DE TRANSMISIÓN C.T. PERUCHO – NUEVA
CUMBAYÁ
4.5.3.1 SELECCIÓN DEL CONDUCTOR ECONÓMICO
Esta alternativa tiene una longitud aproximada de 34.3 km, se realiza el análisis
basada en la potencia a transportar tal como se indica en la tabla 94.
Tabla 94 Datos técnicos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. Cumbayá
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
RUTA: C.T. PERUCHO S/E N. CUMBAYÁ
LONGITUD: 33 km
VOLTAJE: 138 kV
Nº DE CIRCUITOS 1
DATOS DE LAS CENTRAL TÉRMICA
CAPACIDAD INSTALADA: 50.7 MVA
FACTOR DE POTENCIA: 0.8
FACTOR DE PLANTA: 0.6
POTENCIA A GENERAR: 24 MW
FRECUENCIA 60 Hz
CORRIENTE DE OPERACIÓN 138 A
En los Anexos del Capítulo 4 se detallan los resultados obtenidos para el cálculo
del conductor económico de esta alternativa, a continuación se representan
gráficamente los resultados obtenidos.
114
Figura 31 Costos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. Cumbayá
El calibre seleccionado es el 500 MCM, basados en el análisis del gráfico anterior
Figura 32 Costo total de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. CUMBAYÁ
4.5.3.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS
Los parámetros eléctricos calculados para la línea de transmisión C.T. PERUCHO
– N. Cumbayá son:
Tabla 95 Parámetros eléctricos de la línea de trasmisión C.T. PERUCHO – N. Cumbayá
R1[Ohm/km]
X1[Ohm/km]
R0[Ohm/km]
X0[Ohm/km]
0.1164 0.4966 0.4732 1.4251
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
3000000
3500000
4000000
4500000
2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650
COSTO CONDUCTOR COSTO PÉRDIDAS
$3.904.834
$2.514.959
$2.042.870
$1.677.752
$1.403.283
$1.223.298
$1.106.272
$1.036.533
$995.687
$973.279
$958.379
$963.768
$971.194
$989.257
2 1/0 2/0 3/0 4/0 250 300 350 400 450 500 550 600 650
COSTO TOTAL
115
4.5.3.3 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA
La Subestación Nueva Cumbayá entra en servicio en el 2015 con el fin de evitar el
riesgo de colapso de los puntos de transferencia de carga del sistema de 138 kV a
46 kV, en la S/E Selva Alegre y la S/E Vicentina.
En la simulación realizada para el 2016 se observa como lo más notable que con
el ingreso de la central térmica esta subestación deja de recibir un aporte de 16.03
MW provenientes de la subestación Vicentina, en los demás elementos del
sistema no se observan violaciones de límites de voltaje o problemas con
cargabilidad.
Tabla 96 Flujos de potencia en los elementos Alternativa 3
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_CUMBAYÁ_VICENTINA 24.69 24.12 22.11 8.66 36.66 23.54 16.03
L_CUMBAYÁ_ZAMBIZA 1.25 34.79 21.82 6.55 31.00 19.77 7.80
L_CT_CUMBAYÁ 23.83 15.31 20.38
Tabla 97 Voltajes en las barras Alternativa 3
DEMANDA MÁXIMA
RAMASIN PROYECTO CON PROYECTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 139.34 1.01 140.01 1.01 0.7 0.48
B_CUMBAYA_23 23.07 1.00 23.19 1.01 0.1 0.52
B_ZAMBIZA_138 139.47 1.01 140.11 1.02 0.6 0.46
B_ZAMBIZA_23 23.42 1.02 23.53 1.02 0.1 0.47
B_VICENTINA_138 139.27 1.01 139.89 1.01 0.6 0.45
4.5.3.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
Evento 1: Línea Cumbayá – Vicentina fuera de servicio
116
Al salir la línea Cumbayá – Vicentina no se aprecian cambios muy significativos en
los flujos de potencia debido a que de vicentina solo llegan 1.25 MW, lo más
notorio en este caso en el cambio de sentido del flujo de potencia de la línea
Cumbayá – Zámbiza.
Tabla 98 Flujos de potencia, salida línea Cumbayá – Vicentina
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_CUMBAYA_VICENTINA 1.25 34.79 21.82
L_CUMBAYA_ZAMBIZA 6.55 31.00 19.77 2.10 5.80 3.84 8.65
L_ZAMBIZA_POMASQUI 12.39 43.85 28.4 18.76 15.79 31.64 6.37
L_ZAMBIZA_QUINCHE 4.60 8.44 5.33 6.87 17.35 9.78 2.27
L_CT_CUMBAYA 23.83 15.31 20.38 23.83 15.39 20.19 0.00
Tabla 99 Perfiles de voltaje, salida línea Cumbayá – Vicentina
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 140.01 1.01 141.58 1.03 1.6 1.12
B_CUMBAYA_23 23.19 1.01 23.46 1.02 0.3 1.16
B_ZAMBIZA_138 140.11 1.02 141.56 1.03 1.4 1.03
B_ZAMBIZA_23 23.53 1.02 23.79 1.03 0.3 1.10
B_VICENTINA_138 139.89 1.01 139.40 1.01 0.5 0.35
Evento 2 : Línea Cumbayá – Zámbiza fuera de servicio
Con la línea Cumbayá - Zámbiza fuera de servicio, no se producen mayores
cambios en la zona de influencia de la subestación Nueva Cumbayá, la potencia
que esta aporta para la subestación Vicentina es sustituida con el incremento de
flujo desde las subestaciones Pomasqui y El Quinche.
117
Tabla 100 Flujos de potencia, salida línea Cumbayá – Zámbiza
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_CUMBAYA_VICENTINA 8.66 36.66 23.54 2.11 5.62 3.80 6.55
L_CUMBAYA_ZAMBIZA 6.55 31.00 19.77
L_ZAMBIZA_POMASQUI 12.39 43.85 28.4 17.19 20.27 16.42 4.80
L_ZAMBIZA_QUINCHE 4.60 8.44 5.33 6.34 15.93 9.05 1.74
L_CT_CUMBAYA 23.83 15.31 20.38 23.83 15.28 20.45 0.00
Tabla 101 Perfiles de voltaje, salida línea Cumbayá – Zambiza
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 140.01 1.01 139.49 1.01 0.5 0.37
B_CUMBAYA_23 23.19 1.01 23.09 1.00 0.1 0.43
B_ZAMBIZA_138 140.11 1.02 141.34 1.02 1.2 0.88
B_ZAMBIZA_23 23.53 1.02 23.75 1.03 0.2 0.93
B_VICENTINA_138 139.89 1.01 139.47 1.01 0.4 0.30
Evento 3: línea Zámbiza – Pomasqui fuera de servicio
Al salir la línea Zámbiza – Pomasqui la generación que la subestación Zámbiza
deja de recibir la sustituye con un incremento en el flujo de potencia que le llega
desde Vicentina a través de la subestación Cumbayá.
Tabla 102 Flujos de potencia, salida línea Zámbiza – Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO
Variación MWMW Mvar Carg (%) MW Mvar Carg (%)
L_CUMBAYA_VICENTINA 8.66 36.66 23.54 20.43 4.03 13.07 11.77
L_CUMBAYA_ZAMBIZA 6.55 31.00 19.77 18.32 9.63 13.00 11.77
L_ZAMBIZA_POMASQUI 12.39 43.85 28.4
L_ZAMBIZA_QUINCHE 4.60 8.44 5.33 5.21 5.14 4.12 0.61
L_CT_CUMBAYA 23.83 15.31 20.38 23.83 15.26 20.48 0.00
118
Tabla 103 Perfiles de voltaje, salida línea Zámbiza – Pomasqui
DEMANDA MÁXIMA
RAMAOPERACIÓN NORMAL EVENTO Variación
kV pu kV pu kV %
B_CUMBAYA_138 140.01 1.01 139.22 1.01 0.8 0.56
B_CUMBAYA_23 23.19 1.01 23.05 1.00 0.1 0.60
B_ZAMBIZA_138 140.11 1.02 139.17 1.01 0.9 0.67
B_ZAMBIZA_23 23.53 1.02 23.36 1.02 0.2 0.72
B_VICENTINA_138 139.89 1.01 139.25 1.01 0.6 0.46
4.6 ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para determinar cuál de las alternativas de conexión es la adecuada, concerniente
al aspecto técnico, de los resultados obtenidos en las simulaciones se evalúa
parámetros eléctricos como voltaje, potencia transferida, pérdidas de potencia,
además de los beneficios que conlleva la conexión de las centrales en cada
subestación.
4.6.1 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
En lo que respecta a los parámetros eléctricos como voltajes en barras y
cargabilidad de los elementos involucrados, en ninguna de las tres subestaciones
se viola límites establecidos, es decir el sistema opera con normalidad para
cualquiera de las tres alternativas.
Al ocurrir un evento de contingencia para las subestaciones Vicentina y El Inga, el
sistema en el área de influencia responde satisfactoriamente y opera con
parámetros dentro de los límites operativos.
Por otra parte al ocurrir una contingencia quedando fuera de servicio la línea
Tababela – El Quinche, esto es con las centrales conectadas a la subestación
Tababela, las centrales quedarían desconectadas del sistema de la EEQ ya que
se dejaría de transmitir a través de la mencionada línea y esto ocasionaría que
una de las centrales deje de operar y la otra reduzca su producción.
119
La longitud de las líneas está relacionada con las pérdidas de potencia en las
mismas, por lo tanto de las tres alternativas la que produce mayores pérdidas es la
de Quijos – Vicentina llegando esta 0.85 MW que representa el 1.05% del potencia
total transmitida.
Tabla 104 Cuadro comparativo de pérdidas de potencia de las 3 alternativas
Pérdidas de Potencia en las diferentes rutas MW
Ruta Barra del Generador Barra de la S/E Pérdidas MW % Pérdidas
Quijos – El Inga 78.12 77.48 0.64 0.82
Quijos – Vicentina 78.13 77.30 0.85 1.05
Quijos – Tababela 78.16 77.45 0.70 0.9
Técnicamente la subestación El Inga es una de las más importantes para el
Sistema Nacional de Transmisión ya que a esta subestación llegara la potencia
generada en Coca Codo Sinclair, por este motivo al conectar las centrales a esta
subestación el SNT se vería beneficiado ya que se abastecerá demanda no solo
de la EEQ sino también permitirá transmitir potencia hacia otras empresas
distribuidoras.
En lo que tiene que ver con los costos que la puesta en operación de una línea de
transmisión implica, la conexión de las centrales a la subestación Vicentina es la
que más costos conllevaría ya que es la de mayor longitud con 67 km
aproximadamente.
Por todo lo expuesto anteriormente se concluye que por el aporte que tiene
al SNT, menores pérdidas de potencia, parámetros de operación aceptables
tanto en operación normal como en contingencia, la subestación El Inga es
técnicamente la adecuada para la evacuación de la potencia generada en las
centrales Quijos y Baeza.
4.6.2 CENTRAL TÉRMICA
En el caso de la central térmica al analizar las simulaciones y los resultados del
cálculo del conductor económico, se puede recomendar que la subestación San
Antonio es la ideal para recibir a la generación proveniente de la central Perucho,
120
su cercanía con la central resultaría en una menor inversión en estructuras y
ciertamente en menores pérdidas de potencia, cuya comparación se presenta en
la tabla de abajo.
Tabla 105 Cuadro comparativo de Pérdidas de Potencia de las 3 alternativas
Potencia MW
Ruta Barra del Generador Barra de la S/E Pérdidas MW % Pérdidas
Zámbiza Perucho 23.98 23.83 0.15 0.63
Cumbayá Perucho 23.98 23.83 0.15 0.63
San Antonio Perucho 23.98 23.94 0.04 0.17
En la simulación de contingencias no se encontró ningún evento que hiciera
descartar a San Antonio como una opción viable en favor de las otras dos,
además como ya se mencionó anteriormente dicha subestación abastecerá
la demanda del parque industrial de Calacalí y la planta de depuración de
aguas servidas San Antonio cargas importantes que se proyectan en un
futuro. Las subestaciones restantes son descartadas debido a su lejanía en
comparación con San Antonio.
121
CAPITULO 5
5 ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS ALTERNATIVA
El capítulo 5 comprende el estudio financiero de la alternativa seleccionada como
factible en el estudio técnico para la conexión de las centrales de generación
consideradas en el presente trabajo.
Se realiza un estudio de simulación de Ingresos y Egresos, tomando en cuenta
elementos tales como la inversión realizada para la construcción de la línea de
transmisión, ingresos por venta de energía, costos causados por la operación y
mantenimiento, costos por energía anuales, para determinar el flujo de fondos y
verificar si el proyecto es o no viable para su construcción.
5.1 METODOLOGÍA APLICADA PARA LA EVALUACIÓN DE
PROYECTOS DE INVERSIÓN
Los proyectos de inversión pueden ser evaluados de acuerdo a dos criterios:
Evaluación financiera, la cual analiza si el proyecto es financieramente
rentable, es decir si el proyecto en estudio será capaz de recuperar la
inversión realizada para su implementación y de producir utilidades.
Evaluación social, este criterio analiza los beneficios sociales obtenidos
como resultado de la ejecución de un proyecto.
Para el presente trabajo se realiza una evaluación financiera aplicando dos
métodos que toman en cuenta el valor del dinero con el transcurso del tiempo
como son el del Valor Actual Neto -VAN- y la Tasa Interna de Retorno -TIR-, que
en conjunto con el flujo de fondos del proyecto se determinará si el proyecto es
viable o no.
5.1.1 MÉTODO DEL VALOR ACTUAL NETO -VAN-
El método del VAN consiste en transformar el dinero futuro a valor presente, es
decir se conocerá si con los ingresos y egresos que se espera tener durante la
vida del proyecto justifica la inversión para la implementación de este, es así que:
122
Si VAN > 0 existe una utilidad a una cierta tasa de interés
Si VAN = 0 el proyecto es indiferente, no existe ni ganancia ni pérdida
Si VAN < 0 existe una pérdida a cierta tasa de interés
De los resultados que se obtenga con el cálculo del VAN y de los criterios antes
mencionados depende la decisión que los inversionistas tomen para realizar o no
el proyecto.
El valor presente neto se calcula con la siguiente ecuación:
(30)
Donde:
FFN: flujo de fondos neto para determinado periodo t
n: número de periodos considerado para el análisis
i: tasa de interés
t: periodo en el que se desarrolla el flujo de fondo
5.1.2 MÉTODO DE LA TASA INTERNA DE RETORNO
Para la evaluación de proyectos la tasa interna de retorno o también denominada
de rendimiento se utiliza para cuantificar la rentabilidad de proyectos de
inversiones.
La TIR es la tasa anual de las inversiones que hace que el valor presente neto sea
cero, por lo que cuanta más alta sea esta tasa el proyecto es más viable de
realizar.
Analíticamente se calcula despejando el tipo de descuento (i) que iguala el VAN a
cero.
123
Donde:
FFN: flujo de fondos neto para determinado periodo t
n: número de periodos considerado para el análisis
i: tasa de interés
t: periodo en el que se desarrolla el flujo de fondo
5.1.3 PERIODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
El periodo de recuperación de la inversión (PRI), es un indicador financiero que al
igual que la TIR y el VAN permiten tomar decisiones acerca de un proyecto, en
este caso el PRI mide el periodo que toma el flujo de fondos en recuperar la
inversión inicial.
En este sentido, los proyectos que presenten menor tiempo de recuperación de la
inversión inicial son aquellos en los que se obtendrá mayores beneficios
financieros.
Uno de los inconvenientes de este método es que no considera el valor del dinero
en el tiempo, es decir no permite actualizar el flujo de fondos lo que podría incurrir
en una toma de decisión equivocada
5.1.4 ESTRUCTURA DEL FLUJO DE FONDOS
Para la realización del análisis del flujo de fondos se tomarán en cuenta los
siguientes criterios:
PERIODO DE ESTUDIO: Para el periodo de estudio se ha considerado la
vida operativa del proyecto la cual es 30 años, se considera este periodo
124
porque este es el tiempo estimado en el que el proyecto estará en la
capacidad de operar.
INGRESOS: Los ingresos se determinan en base a la energía anual
transmitida -kWh-, el peaje por transmisión de energía -USD/kWh-, las
pérdidas de energía calculadas en el Capítulo 4.
EGRESOS: Los egresos se determina considerando el costo de operación
y mantenimiento anual que para el presente trabajo se consideró el 5%; la
cuota de depreciación de la línea que se asume es constante para durante
todo el periodo de análisis.
5.1.4.1 Consideraciones para la simulación del flujo de fondos
Para el presente estudio no se considera ningún tipo de financiamiento privado ya
que de acuerdo al Mandato Constituyente N. 15 la inversión para este tipo de
proyectos será cubierta a través del Presupuesto General del Estado.
De acuerdo a la “LA LEY DE RÉGIMEN TRIBUTARIO INTERNO” proyectos que
realicen empresas publicas estarán exentas de impuesto a la renta, como lo
estipula el Articulo 9, Literal 2 de la mencionada ley.
La cuota de depreciación del proyecto se calcula tomando en cuenta la vida útil del
proyecto -30 años- considerando una tasa constante durante todo el periodo.
5.2 ESTUDIO FINANCIERO DE LA LÍNEA QUIJOS – EL INGA
5.2.1 DATOS DEL PROYECTO
Para transportar la energía generada en las centrales hidroeléctricas Quijos y
Baeza se ha determinado que la subestación El Inga es la más adecuada, lo que
implica la construcción de las siguientes obras eléctricas:
1. Posición de salida de 138 kV en la subestación en la central Quijos
2. Una línea de transmisión a 138 kV doble circuito de 52 km de longitud
3. Posición de llegada de 138 kV en la subestación El Inga
4. Posición de transferencia de 138 kV en la subestación El Inga.
125
5.2.1.1 Costos de inversión
La inversión que se debe realizar para la construcción de las obras detalladas en
el ítem anterior abarca los costos generados por conductores, aisladores y
herrajes, torres de transmisión, obras civiles, montaje y desmontaje de equipos y
similares, mano de obra, etc.
La inversión a realizarse para la línea Quijos – El Inga se la determina con el uso
de costos unitarios publicados en el Plan Maestro de Electrificación 2013-2022
aprobado por CONELEC para líneas de similares características cuyo valor es de
203 mil dólares por kilómetro de línea, así como el costo de las posiciones de línea
en las subestaciones.
Los valores antes mencionados son tomados como referencia para realizar el
presente estudio, para un análisis más detallado se debe tomar en cuenta el perfil
y relieve que tiene la zona por donde cruzará la línea de transmisión ya que esto
influiría en los costos de las estructuras y la inversión final variaría.
La inversión a realizarse se detalla a continuación:
Tabla 106 Monto de inversión para la línea Quijos – El Inga
MONTO DE INVERSIONES
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
LONGITUD 52 km
N. DE CIRCUITOS 2
VOLTAJE DE OPERACIÓN 138 kV
INVERSIÓN
COSTO UNITARIO (USD/km de línea) 203,000.00 USD
COSTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN 10,556,000.00 USD
COSTO BAHÍAS DE POSICIÓN 1,854,000.00 USD
COSTO DE BAHÍA DE TRANSFERENCIA 855,000.00 USD
COSTO TOTAL 13,265,000.00 USD
DEPRECIACIÓN /AÑO 442,166.67 USD
126
5.2.1.2 Datos para el Flujo de fondos
Con una potencia instalada total de 100 MW y con un factor de planta de 0.8 las
centrales hidroeléctricas Quijos y Baeza tendrán la capacidad de generar 80 MW
en conjunto, se parte de este valor para determinar la energía anual.
Otro dato importante son las pérdidas de energía cuyo valor se determinó en el
Capítulo cuatro es el cálculo del conductor económico, este valor y el de la energía
anual servirán para la simulación de los flujos de fondos del proyecto, estos
valores se detallan a continuación:
Tabla 107 Datos para la simulación del flujo de fondos
DATOS FLUJO DE FONDOS
Energía Total Transmitida anual (kWh/año) 700,800,000.0
Pérdidas de Energía anual (kWh/año) 9,627,089.0
Energía Anual (kWh/año) 691,172,911.0
Costo por peaje de transmisión (USD/kWh) 0.00504
Ingreso por transmisión de energía (USD/año) 3,483,511.5
Inversión del proyecto (USD) 13,265,000.0
Tasa de interés % 12%
Periodo de análisis (años) 30.0
Gastos anuales (USD) 663,250.0
5.2.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS
En la ejecución de este tipo de proyectos que traen consigo beneficios sociales, el
estudio económico y financiero no es determinante, ya que este no toma en
cuenta aspectos como el mejoramiento del servicio en las zonas de influencia del
proyecto, el impulso de actividades industriales y comerciales por la existencia de
energía disponible que a su vez beneficiará al desarrollo del país.
Desde el punto de vista financiero el proyecto es rentable, el VAN es positivo y la
TIR es mayor a la tasa de oportunidad establecida para este estudio -12%-, por lo
que bajo las condiciones en que se realiza el estudio financiero el proyecto es
viable para su ejecución, cuyos resultados se indican a continuación:
12
7
Tabla
108
Sim
ula
ción d
el f
lujo
de fondos
línea Q
uijo
s –
El I
ng
a
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
sign
oDESCRIPCIÓN
01
23
45
+ingresodeoperación
0.00
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
costosdeoperaciónyman
tenim
iento
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
utilid
adneta
0.00
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
+dep
reciación
0.00
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
costosdeinversión
13,265,000.00
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
13,265,000.00
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
FLUJO
DEFO
NDOACUMULADO
13,265,000.00
10,444,738.53
7,624,477.06
4,804,215.59
1,983,954.11
836,307.36
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
sign
oDESCRIPCIÓN
67
89
10
11
+ingresodeoperación
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
costosdeoperaciónyman
tenim
iento
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
utilid
adneta
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
+dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
FLUJO
DEFO
NDOACUMULADO
3,656,568.83
6,476,830.30
9,297,091.77
12,117,353.24
14,937,614.71
17,757,876.19
12
8
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
sign
oDESCRIPCIÓN
12
13
14
15
16
17
+ingresodeoperación
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
costosdeoperaciónyman
tenim
iento
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
utilid
adneta
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
+dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
FLUJO
DEFO
NDOACUMULADO
20,578,137.66
23,398,399.13
26,218,660.60
29,038,922.07
31,859,183.54
34,679,445.01
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
sign
oDESCRIPCIÓN
18
19
20
21
22
23
+ingresodeoperación
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
costosdeoperaciónyman
tenim
iento
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
utilid
adneta
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
+dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
FLUJO
DEFO
NDOACUMULADO
37,499,706.49
40,319,967.96
43,140,229.43
45,960,490.90
48,780,752.37
51,601,013.84
12
9
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
sign
oDESCRIPCIÓN
24
25
26
27
28
29
30
+ingresodeoperación
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
3,483,511.47
costosdeoperaciónyman
tenim
iento
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
663,250.00
dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
utilid
adneta
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
2,378,094.80
+dep
reciación
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
442,166.67
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
2,820,261.47
FLUJO
DEFO
NDOACUMULA
DO
54,421,275.31
57,241,536.79
60,061,798.26
62,882,059.73
65,702,321.20
68,522,582.67
71,342,844.14
Tabla
109
VA
N y
TIR
obte
nid
os d
e la
sim
ula
ción d
el f
lujo
de f
on
dos
RESULTADOSVANYTIR
TIR
21.19%
TOP
12.00%
VAN
9,452,724.99
PER
IODOREC
UPER
ACIÓNDELA
INVER
SIÓN
5.7AÑOS
130
5.3 ESTUDIO FINANCIERO DE LA LÍNEA PERUCHO – SAN
ANTONIO
5.3.1 DATOS DEL PROYECTO
En el Capítulo anterior se determinó que la Subestación San Antonio es la más
adecuada para recibir la generación de la central Térmica Perucho, para lo cual se
debe implementar la siguiente infraestructura:
1. Posición de salida de 138 kV en la subestación en la central Perucho
2. Una línea de transmisión a 138 kV doble circuito de 10 km de longitud
3. Posición de llegada de 138 kV en la subestación S. Antonio
4. Posición de transferencia de 138 kV en la subestación S. Antonio
5.3.1.1 Costos de Inversión
La inversión para la construcción de la línea Perucho – San Antonio se realizó
usando el costo unitario de la línea de transmisión, el cual incluye el precio del
conductor, estructuras de soporte, elementos de protección, aisladores, puesta a
tierra, mano de obra, etc. dato que fue proporcionado por Transelectric tomando
como base los costos promedio de construcción de una línea de transmisión
simple circuito en la región sierra, además se ha añadido al monto de la inversión
el costo de las respectivas bahías tanto de salida como de llegada para la línea de
transmisión basado en costos unitarios tomados de el Plan Maestro de
Electrificación 2013-2022 aprobado por CONELEC para líneas de similares
características.
Tabla 110 Monto de inversión para la línea Perucho – San Antonio
MONTO DE INVERSIONES
DATOS DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
LONGITUD 10 km
N. DE CIRCUITOS 1
VOLTAJE DE OPERACIÓN 138 kV
INVERSIÓN
COSTO UNITARIO (USD/km de línea) 120,000.00 USD
COSTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN 1,224,000.00 USD
131
COSTO BAHÍAS DE TRANSFERENCIA 855,000.00
COSTO BAHÍAS DE POSICIÓN 1,854,000.00 USD
COSTO TOTAL 3,933,000.00 USD
DEPRECIACIÓN /AÑO 131100.00 USD
5.3.1.2 Datos para el flujo de fondos
La central Térmica Perucho con un factor de planta de 0.6 está en capacidad de
generar 24 MW efectivos de energía, valor con el cual se obtiene la energía anual,
mientras que el valor de las pérdidas de energía presentadas son las que se
obtuvieron en el capítulo 4 en la selección del conductor económico.
Tabla 111 Datos para la simulación del flujo de fondos línea Perucho – San Antonio
DATOS FLUJO DE FONDOS
Energía Total Transmitida anual (kWh/año) 210,240,000.00
Pérdidas de Energía anual (kWh/año) 522,670.00
Energía Anual (kWh/año) 209,717,330.00
Costo por peaje de transmisión (USD) 0.00504
Ingreso por transmisión de energía (USD/año) 1,056,975.34
Inversión del proyecto (USD) 3,933,000.00
Tasa de oportunidad 0.12
Periodo de análisis (años) 30.00
Gastos anuales (mantenimiento) (USD) 196,650.00
5.3.2 RESULTADOS DEL FLUJO DE FONDOS
El proyecto es viable, se obtuvo un TIR mayor a la tasa de oportunidad y el VAN
es positivo, lo que nos indica que el proyecto genera utilidades en el tiempo de
vida de la línea.
Si bien desde un punto de vista técnico ya se eligió la alternativa más adecuada,
es necesario hacer el análisis económico de la alternativa seleccionada para
comprobar que esta no vaya a reportar pérdidas económicas a lo largo de su vida
útil, en las siguientes tablas se presenta el flujo de fondos respectivo.
13
2
Tabla
112
Sim
ula
ción d
el f
lujo
de fondos
línea P
eru
cho -
Sa
n A
nto
nio
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
SIGNO
DESCRIPCIÓN
01
23
45
+ingresodeoperación
0.00
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
costosdeoperación
0.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
dep
reciación
0.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
utilid
adneta
0.00
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
+dep
reciación
0.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
costosdeinversión
3933000.00
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
3933000.00
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
SIGNO
DESCRIPCIÓN
67
89
10
11
+ingresodeoperación
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
costosdeoperación
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
utilid
adneta
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
+dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
13
3
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
SIGNO
DESCRIPCIÓN
12
13
14
15
16
17
+ingresodeoperación
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
costosdeoperación
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
utilid
adneta
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
+dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
SIGNO
DESCRIPCIÓN
18
19
20
21
22
23
+ingresodeoperación
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
costosdeoperación
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
utilid
adneta
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
+dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
13
4
FLUJO
DEFO
NDOS
AÑO
SIGNO
DESCRIPCIÓN
24
25
26
27
28
29
30
+ingresodeoperación
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
1056975.34
costosdeoperación
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
196650.00
dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
utilid
adneta
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
729225.34
+dep
reciación
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
131100.00
costosdeinversión
FLUJO
DEFO
NDOPARAEL
INVER
SIONISTA
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
860325.34
Tabla
113
VA
N y
TIR
obte
nid
os d
e la
sim
ula
ción d
el f
lujo
de f
on
dos
RESULTADOSVANYTIR
TIR
21.82%
TOP
12.00%
VAN
2,997,078.91
PER
IODOREC
UPER
ACIÓNDELA
INVER
SIÓN
5.57
135
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
- Mediante el programa de simulación de flujos de potencia DIgSILENT
Power Factory se modeló el sistema de potencia de la EEQ para el año
2016, logrando de esta manera ver el comportamiento del sistema con la
inclusión de la generación térmica e hidráulica transmitida a cada una de
las subestaciones que se consideraban como opciones, llegando a la
conclusión de que técnicamente las seis subestaciones eran aptas para
recibir dicha generación, lo que no implica que todas las alternativas
sean igualmente viables.
- Se concluye que la distancia es un factor de mucho peso para la
construcción de líneas de transmisión, sobre todo a la hora de elegir
entre varias alternativas, porque a mayor longitud los montos de
inversión serán más altos y las pérdidas durante la operación igualmente
serán mayores en comparación con otra línea más corta.
- De acuerdo con la planificación realizada por EP TRANSELECTRIC
para la expansión del sistema de transmisión, por los cambios en la
topología del sistema, la subestación El Inga será el punto central para
el sistema de 500 kV, esto permitirá que desde esta subestación se
abastezca la demanda a subestaciones de la EEQ y de otras empresas
distribuidoras del país.
- Considerando la potencia a ser producida en las centrales Quijos y
Baeza -80 MW-, y una vez realizado el análisis para el conductor
económico se determinó que el conductor tipo ACAR 850 MCM es el
adecuado para transmitir dicha potencia hacia el punto de conexión.
- Por la longitud de la línea Quijos – El Inga -52 km- y comparado con las
otras dos alternativas se concluye que las pérdidas de potencia serán
menores y estas alcanzan un 0.8% respecto del total de potencia
transmitida.
- Por lo antes mencionado y de los resultados obtenidos en la corrida de
flujos de potencia, técnicamente se concluye que será mucho más
factible conectar las centrales de generación Quijos – Baeza a la
subestación El Inga ya que aportará de manera directa una potencia de
136
80 MW al SNT, e incluso contribuye con potencia reactiva que ayuda a
mejorar los voltajes en las barras especialmente en la de Baeza cuyo
valor asciende de 0.86 pu a 1.01 pu.
- Se concluye que la conexión de las centrales hidráulicas a la
subestación El Inga brindaría más confiabilidad a la operación del
sistema, contrario a lo que ocurriría si se conectarían estas centrales a la
subestación Tababela ya que la topología del sistema en esa zona es
radial y al ocurrir un evento de contingencia en la líneas Tababela –
Quinche o Quinche - Zámbiza las centrales tendrían que reducir su
producción o incluso salir de operación.
- Se concluye que la cercanía de la subestación San Antonio con la
central térmica -10.2 km- proporciona una ventaja técnica ya que
presenta menores pérdidas en comparación con las otras dos opciones,
siendo este valor de 0.04 MW que representan el 0.17% de los 24 MW
generados.
- De igual forma se concluye que la distancia -10.2 km- de la subestación
San Antonio con la central térmica proporciona una ventaja económica
ya que el costo de inversión de las otras alternativas triplicarían el monto
de esta ruta al ser tres veces más distantes.
- Por lo antes expuesto, se concluye que la subestación San Antonio es la
mejor opción para recibir la generación de la central térmica, luego de
comprobarse mediante simulaciones que no presenta desventajas frente
a las subestaciones Zámbiza y Nueva Cumbayá, su relativamente corta
distancia hacia la central hace que los montos de inversión y pérdidas
sean menores, además esta subestación alimentará cargas importantes,
como el Parque industrial Calacalí y la planta de depuración de aguas
servidas San Antonio.
- El conductor económico para llevar la generación eléctrica desde la
central térmica hasta la subestación San Antonio fue el ACAR 500 MCM,
el mismo que presento el mejor equilibro entre pérdidas eléctricas y
monto de inversión en el mismo, promediadas durante un año de
operación.
137
4.2 RECOMENDACIONES
- De acuerdo a los resultados obtenidos del análisis del conductor
económico se recomienda utilizar el conductor tipo ACAR 850 MCM para
transportar la energía producida en la centrales Quijos y Baeza.
- Debido a que las rutas establecidas en este estudio son referenciales, se
recomienda que para su implementación se realicen nuevos estudios
basándose en rutas definidas a través de análisis más detallados.
- Al ser la subestación El Inga un punto importante en la topología del
SNI, en especial con la puesta en operación del sistema de 500 kV, se
recomienda transmitir la potencia generada por las centrales Quijos y
Baeza hasta este punto ya que se tendría mayor confiabilidad y menores
costos de inversión.
- Por confiabilidad del sistema se recomienda conectar las centrales hacia
una subestación que tenga una configuración en anillo con otras
subestaciones, el caso de El Inga, ya que si se conecta a un sistema
radial, el caso de la S/E Tababela, éstas pueden quedar fuera de
servicio en eventos de contingencia.
- Se recomienda que la energía producida por la central térmica ubicada
en Perucho sea transmitida hacia la subestación San Antonio misma que
luego de los análisis técnico y económico ha demostrado ser la mejor
opción en comparación con las subestaciones Zámbiza y Nueva
Cumbayá.
- Se recomienda que para la potencial implementación de la línea
Perucho – San Antonio se utilice el conductor ACAR 500 MCM el mismo
que en el análisis del conductor económico resulto la mejor opción
- Se recomienda que la potencia que recibirá la subestación San Antonio
por parte de la central térmica sea proyectada para abastecer al Parque
Industrial Calacalí el cual tendrá un importante crecimiento debido al
proyecto de reordenamiento industrial del Municipio de Quito donde se
busca que zonas industriales se reubiquen y nuevas se creen en un
sector en específico.
138
- Se recomienda que para la determinación de la ruta de una línea de
transmisión, se tome en cuenta líneas existentes a fin de poder
determinar si es factible utilizar su franja de servidumbre.
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