plan anual de operacion-julio2014 junio2015
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SISTEMA ELECTRICO DE POTENCIA SNITRANSCRIPT
PLAN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
JULIO 2014 – JUNIO 2015
RESUMEN
1. INTRODUCCIÓN
El Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado –S.N.I, período julio de 2014 a junio de 2015, fue elaborado con la información, actualizada hasta mayo del año en curso, de las siguientes variables del sistema: estadística de demandas, el registro de las centrales hidroeléctricas y unidades termoeléctricas disponibles, los programas de incorporación de nuevos equipamientos de generación y transmisión al S.N.I., las declaraciones de las empresas de generación de sus programas de mantenimiento para el período de estudio, los precios de los combustibles para el sector eléctrico vigentes en el mercado nacional y los precios estimados para la transacciones de energía eléctrica con Colombia. De acuerdo con lo establecido en el artículo 24, literal i de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), se presentan los siguientes resultados:
Valor promedio de la producción energética de los recursos de generación; Operación optimizada de los embalses; Requerimientos de combustibles del sector eléctrico en valor promedio; Precios de la energía eléctrica en el mercado ocasional; Valor del agua de los diferentes embalses; Transferencias de energía eléctrica por la interconexión con Colombia.
Se incluye información relacionada con otras probabilidades de excedencia (10% y 90%) para algunas variables relevantes. Adicionalmente, se presenta el resumen mensual de producción en bornes de generador, por tipo de generación para diferentes probabilidades, los histogramas correspondientes para cada mes del período analizado y la distribución acumulada de generación.
El resumen de resultados para el CASO BASE, se encuentra publicado en el portal del SIMEM (https://simem-ssii.cenace.corp/ssi-interno), en la sección Publicaciones de la Dirección de Planeamiento. Sin embargo, se encuentran disponibles los resultados completos, correspondientes a cincuenta escenarios hidrológicos, los cuales podrían solicitar las empresas de acuerdo a sus requerimientos.
Para complementar los estudios energéticos, se presentan los resultados de los estudios eléctricos con los siguientes análisis e información:
Esquema de Alivio de Carga Por Baja Frecuencia; Reserva de Potencia para Regulación de Frecuencia; Bandas de Variación de Voltaje y Factores de Potencia; Límites de Transferencia y Generación de Seguridad de la Interconexión entre
Ecuador y Colombia;
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Esquema de Separación de Áreas de la Interconexión Ecuador – Colombia; Nuevas Obras para el Sistema Nacional de Transmisión; Análisis del Plan de Expansión de Transmisión a corto plazo; Conformación de islas eléctricas por mantenimientos de elementos del Sistema
Nacional de Transmisión; Protecciones Sistémicas; Seguridad de operación del Sistema Nacional Interconectado.
2. SITUACIÓN ACTUAL DEL S.N.I.
Para el período de análisis se consideran las plantas de producción eléctrica en funcionamiento, el plan de mantenimientos coordinado y la incorporación de nuevas instalaciones de generación y transmisión. Los aspectos relevantes se señalan a continuación:
Parada de la fase AB de la central Paute en diciembre de 2014, para viabilizar la construcción de las obras civiles de interconexión con el proyecto Sopladora.
Rehabilitación del caldero y fase II del overhaul de la turbina de la central Esmeraldas 1, desde el 28 de marzo al 10 de agosto de 2015 (135 días).
Obras civiles y eléctricas para la construcción del ciclo combinado en la central Termogas Machala, en varios períodos del primer semestre del año 2015.
3. NUEVA GENERACIÓN
Los nuevos proyectos de generación informados mediante oficio CONELEC-DE-2014-0843-OF de 30 mayo de 2014, y oficio CONELEC-DE-2014-0248-OF de 11 febrero de 2014, se presentan a continuación.
proyecto tipoPotencia
(MW)
Fechaestimada
de operaciónEsmeraldas II térmica 96 jul-2014Guangopolo II térmica 50 ago-2014Isimanchi hidro 2,25 ago-2014San José de Tambo hidro 8 oct-2014Saymirin V hidro 7 nov-2014Mazar-Dudas-Alazán hidro 6,23 ene-2015Victoria hidro 10 ene-2015Manduriacu hidro 60 ene-2015Termogas Machala I gas natural 77 abr-2015San Bartolo hidro 48.1 abr-2015Mazar-Dudas-San Antonio hidro 7,19 jun-2015Chorrillos hidro 3,96 jun-2015Varias centrales fotovoltaica 25 jul-2015Mazar-Dudas hidro 7,40 dic-2015
4. INTERCONEXIÓN PAUTE - SOPLADORA
Mediante oficio CELEC-EP-HPA-2014-0664-OFI, HIDROPAUTE informó que las condiciones reales encontradas luego de la parada de la fase C de la central Molino, obligan a implementar obras de ingeniería que comprenden la construcción de un túnel de 298 m de longitud que trabajaría como descarga provisional de la fase AB, las cuales requieren la reprogramación de las paradas de la central Paute-Molino.
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Los análisis de CENACE sobre el abastecimiento de potencia y energía al S.N.I., determinan que las paradas de la central Paute-Molino podrían efectuarse en los siguientes períodos:
a. La parada de la fase AB, entre el 20 de diciembre 2014 y el 4 de enero de 2015.b. La última parada, correspondiente a 3 días de la fase C, y 6 días de la fase AB y C,
en fecha posterior al 10 de agosto de 2015, cuando finalizaría el mantenimiento de la central térmica Esmeraldas 1.
Para la próxima parada de la fase AB de Paute, se aplicará la reciente experiencia de la parada de la fase C de Paute, en la cual se evidenció que para preservar las reservas de potencia en o sobre los valores técnicos recomendados, se requiere contar con importaciones de electricidad desde Colombia y Perú, no realizar mantenimientos de las unidades de generación durante esos lapsos, contar con el máximo suministro de gas natural, controlar la tensión en puntos de entrega y otras actividades complementarias orientadas a ese objetivo. Sin embargo, la parada total de la central Paute, podría requerir medidas adicionales en los períodos de demanda máxima, en particular de los día laborables.
5. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA
Las demandas de potencia y energía del S.N.I., en bornes de generador, registrados en los últimos doce meses del período junio 2013 – mayo 2014, respecto al período anterior junio 2012 – mayo 2013, presentan índices de crecimiento promedio anual de 5,0% para potencia y 4,5% para energía.
6. COMPORTAMIENTO DE LA HIDROLOGÍA EN MAZAR - PAUTE
El análisis de los caudales afluentes en la cuenca de las centrales hidroeléctricas Mazar y Paute, durante los últimos diez períodos anuales junio – mayo, indica la presencia equitativa de afluencias inferiores y superiores al promedio histórico, sin prevalencia de una tendencia específica.
Los caudales afluentes naturales promedio a los embalses de la cadena Mazar–Paute, se presentan en la siguiente tabla.
Período hidrológico caudal promediom3/s
porcentaje respecto al promedio histórico (*)
junio 2004 - mayo 2005 127.4 108%junio 2005 - mayo 2006 98.3 83%junio 2006 - mayo 2007 93.9 79%junio 2007 - mayo 2008 145.6 123%junio 2008 - mayo 2009 135.3 114%junio 2009 - mayo 2010 83.4 70%junio 2010 - mayo 2011 101.3 86%junio 2011 - mayo 2012 153.4 130%junio 2012 - mayo 2013 101.4 86%junio 2013 - mayo 2014 110.3 93%
(*) Promedio histórico afluente de 49 años, 118,4 m3/s
En particular, en el período anual inmediato anterior junio 2013 a mayo 2014, presentó un promedio anual inferior al valor medio de 49 años.
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Los caudales naturales medios mensuales registrados en los últimos 10 años (enero 2004 a mayo de 2014), se presentan en el siguiente gráfico:
0
50
100
150
200
250
300
350
400
ene-
04
jul-0
4
ene-
05
jul-0
5
ene-
06
jul-0
6
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07
jul-0
7
ene-
08
jul-0
8
ene-
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jul-0
9
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0
ene-
11
jul-1
1
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2
ene-
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jul-1
3
ene-
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CAUDALES AFLUENTES EN AMALUZA - Río Paute (m3/s)enero 2004 - mayo 2014
Los caudales naturales medios mensuales registrados en los últimos 2 períodos de doce meses, junio a mayo, se presentan en el siguiente gráfico:
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
300,0
350,0
400,0
jun jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene
feb
mar ab
r
may
CAUDALES AFLUENTES EN AMALUZA - Río Paute (m3/s)jun2012-may2013 jun2013-may2014 promedio_49años
7. ESCENARIOS ANALIZADOS
Para evaluar el desempeño del sistema eléctrico, en condiciones normales y ante contingencias, se realizaron los análisis que se detallan a continuación:
CASO BASE
Considera los recursos locales de generación y transmisión actualmente en operación, las interconexiones con Colombia y las nuevas instalaciones que se incorporarán durante el período de estudio. Los recursos de generación disponibles, constituyen las centrales hidroeléctricas y las unidades termoeléctricas de las Empresas de Generación y Autoproducción, así como de las Empresas Eléctricas de Distribución que disponen de generación eléctrica.
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CASO CONTINGENCIA
Considera autónomo al sistema eléctrico de Ecuador, es decir, sin importaciones de electricidad desde Colombia durante todo el período de análisis.
8. MANTENIMIENTOS DE GENERACIÓN
La capacidad indisponible por mantenimientos programados de las unidades térmicas, expresada en MW, para el período julio 2014 a junio 2015, se indica a continuación:
0
50
100
150
200
250
300
350
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450
500
POTE
NCI
A (M
W)
jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15promedio 331 266 258 325 251 87 43 216 308 315 258 231máximo 463 401 327 426 428 260 87 394 396 413 361 249
INDISPONIBILIDAD TÉRMICA POR MANTENIMIENTOS PROGRAMADOS JULIO 2014 - JUNIO 2015
La capacidad total indisponible por mantenimiento programado de las unidades que conforman el parque generador, hidráulico y térmico (en MW), se indica en el siguiente gráfico:
200
300
400
500
600
700
800
900
POTE
NCI
A (M
W)
jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15promedio 494 473 385 403 342 370 325 264 393 329 283 280máximo 812 647 529 578 443 558 602 544 580 518 452 392
INDISPONIBILIDAD TOTAL POR MANTENIMIENTOS PROGRAMADOS JULIO 2014 - JUNIO 2015
Con referencia al plan coordinado de mantenimientos se tiene las siguientes observaciones relevantes:
La parada de la fase AB de la central Paute-Molino tendría que efectuarse en el período de menor demanda de final de año 2014, entre el 20 de diciembre y el 4
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de enero de 2015. Debido a la coincidencia inevitable de los mantenimientos programados de la
central Esmeraldas I (135 días) y de la central Trinitaria (65 días), planificadas para el primer semestre del año, las reservas de potencia en los días laborables son menores al 5% durante el período de concurrencia. Por consiguiente, el mantenimiento de la central térmica Trinitaria tendrá que ser diferido para el segundo semestre del año 2015, de manera coordinada con los mantenimientos de las unidades de la central Gonzalo Zevallos.
El mantenimiento de la central Enrique García deberá efectuarse antes de iniciar el mantenimiento de la central Esmeraldas I.
La última parada de central Paute-Molino tendría que efectuarse en fecha posterior a la finalización del mantenimiento de la central Esmeraldas I.
9. PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES
Los precios nacionales de los combustibles líquidos (diesel, fuel oíl, residuo y nafta) y gas natural, utilizados para el presente estudio, son determinados en los Decretos Ejecutivos 338, 1131, 1136 y 929.
COMBUSTIBLE UNIDADES PRECIO sin tasas e impuestos PRECIO con IVAdiesel oíl US$/gal 0.8203 0.9187fuel oíl 4 US$/gal 0.6324 0.7083fuel oíl 6 US$/gal 0.4896 0.5484Nafta US$/gal 0.6678 0.7479gas natural US$/millón BTU 2.7500 3.0800
10. COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN
El cálculo de los costos variables de producción (CVP), se realiza con los valores declarados por los generadores para junio de 2014, y los precios de los combustibles vigentes en el mercado nacional.
11. PRECIOS DE LA ENERGÍA DE IMPORTACIÓN
Los precios de oferta estimados para la energía eléctrica a ser exportada desde Colombia hacia Ecuador, a nivel de 230 kV, para el período de estudio, son los siguientes:
precios en US$/MWh jul 14 ago 14 sep 14 oct 14 nov 14 dic 14
Colombia 202,4 108,9 101,0 105,4 119,5 113,6
precios en US$/MWh ene 15 feb 15 mar 15 abr 15 may 15 jun 15
Colombia 102,6 103,6 100,6 118,4 105,8 102,0
12. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
La proyección de la demanda realizada para el presente Plan de Operación, estima que se alcanzarían las siguientes tasas promedio de crecimiento para el período julio 2014 a junio 2015: 5,0% para la demanda de potencia, y 5,5% para la demanda de energía. Estos valores están referidos a bornes de generación.
13. RESUMEN DE RESULTADOS
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a. En el Gráfico A, se indica el resumen anual de producción en bornes de generador por tipo de generación y por empresas, para valor promedio.
b. En el Gráfico B, se muestra la composición por tipo de combustible del sistema y por empresa, expresada para valor promedio.
c. Los precios marginales mensuales de la energía generada, para el CASO BASE, para diferentes escenarios hidrológicos, se indican a continuación:
Precios en US$/MWhescenario jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14hidrología favorable 40,1 40,7 45,0 51,4 49,4 58,6hidrología promedio 49,3 55,7 63,6 80,1 74,5 68,5hidrología seca 60,7 76,6 86,3 103,8 88,0 78,3
Precios en US$/MWhescenario ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15hidrología favorable 58.8 51.2 38.5 42.0 40.8 40.8hidrología promedio 66.1 64.9 57.7 56.1 50.4 47.2hidrología seca 74.4 76.6 74.3 80.3 73.4 60.3
d. Los recursos económicos requeridos por los generadores del S.N.I. para la compra de combustibles, incluido el gas natural, para el período julio 2014 a junio 2015, incluido el IVA, para el caso con importaciones desde Colombia, se estima en 310 millones de US$ para valor promedio, 422 millones de US$ para condiciones hidrológicas de sequía, y de 226 millones de US$ para condiciones hidrológicas favorables.
14. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Con la finalidad de verificar las reservas de generación en el SNI, para los escenarios denominados CASO BASE y CASO CONTINGENCIA, se efectuaron balances de potencia y energía a nivel mensual.
Las magnitudes de reserva de potencia y energía mensuales, estimadas para el período de análisis, se indican en los cuadros A.1.1 y A.1.2 para probabilidad 10%, valor promedio y probabilidad 90%, respectivamente.
RESERVAS PARA EL CASO BASE
En el siguiente gráfico, se muestran los valores de las reservas de energía para una eventual condición hidrológica de sequía (probabilidad del 90% de ser superados).
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El análisis del gráfico, comprueba que las reservas de energía presentan valores superiores a los técnicamente recomendados, en todo el lapso de análisis. Por consiguiente, la disponibilidad de energía con importaciones de electricidad es suficiente para atender el consumo de energía eléctrica con holgura. Para esta aseveración, se considera que se contará con los recursos económicos suficientes para la importación de energía eléctrica cuando sea requerida.
En el siguiente gráfico, se muestran los valores de las reservas de potencia del Sistema Nacional Interconectado, los cuales son adicionales a la reserva del 5% de potencia prevista para control secundario de frecuencia (RSF).
Los valores de reserva de potencia en diciembre de 2014 y en enero de 2015, muy cercanos al valor técnicamente recomendado, se deben a la parada de la fase AB de la central Paute, prevista para realizar entre el 20 de diciembre de 2014 y el 4 de enero de 2015.
De los resultados obtenidos en las simulaciones de operación para el caso base, con la producción de las nuevas centrales de generación en las fechas planificadas, se observa que el abastecimiento de energía y potencia eléctricas se realizaría en forma normal, considerando que los valores de reservas son cercanos o superiores a los valores recomendados.
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RESERVAS PARA EL CASO CONTINGENCIACaso sin importaciones desde Colombia (Ecuador autónomo)
a. Los valores de reserva de energía, considerando la indisponibilidad de importaciones de electricidad Colombia, son cercanos o superiores al 10 % para cualquier escenario hidrológico, indicando que el suministro de energía eléctrica estaría asegurado con los recursos locales de generación.
No obstante, las plantas de generación locales no son suficientes para cumplir las magnitudes de reservas de potencia recomendados, las cuales presentan valores inferiores al 10% en todo el lapso de análisis. Esta circunstancia dificultará el cumplimiento de los mantenimientos programados de las unidades de capacidad significativa, que estarían condicionados a las importaciones de electricidad, en particular por insuficiencia de potencia en los períodos de máxima demanda de los días laborables.
Para mitigar esta condición, se deberá mantener la mayor disponibilidad de potencia en los días laborables, mediante la entrega de la máxima capacidad de las centrales con embalse, realizando los mantenimientos preventivos de corta duración en los fines de semana y con importaciones permanentes de electricidad en los períodos de demanda máxima.
ACCIONES DE CORTO PLAZO
b. Coordinación permanente con EP PETROECUADOR para asegurar el suministro oportuno y confiable del volumen de combustibles requerido por el sector eléctrico. Cabe resaltar que el suministro de combustibles está supeditado a las disponibilidades de productos por parte de EP PETROECUADOR, considerando, en particular, que el combustible diesel se debe de importar a precios internacionales; y, que la parada para rehabilitación de la Refinería Estatal de Esmeraldas, planificada desde julio de 2014 hasta agosto de 2015, podría suponer la importación de fuel oíl, particularmente durante los 40 días de paro general de todas las unidades de esta planta (01 de octubre al 09 de noviembre de 2014).
Por lo tanto, se torna esencial mantener una adecuada coordinación con EP PETROECUADOR y prever los recursos económicos suficientes para la compra y consecuente suministro normal de combustibles a las centrales termoeléctricas, para garantizar su producción de electricidad según los requerimientos del sistema eléctrico.
c. Contar con los recursos económicos para las importaciones de energía de
Colombia, que alcanzan una magnitud del orden de 300 GWh que corresponde a requerimientos por seguridad, en cualquier escenario hidrológico. Sin embargo, las importaciones podrían incrementar significativamente si disminuyeren los precios de oferta de Colombia y/o al sustituir a plantas térmicas a fuel oíl y diesel, considerando precios de los combustibles del mercado internacional.
d. El cumplimiento del Plan de Expansión de Transmisión, priorizando aquellas obras que tienen mayor impacto en la calidad, seguridad y confiabilidad del servicio, así como en la economía de la operación.
e. Gestionar el cumplimiento de los factores de potencia establecidos a nivel de los puntos de entrega a los diferentes sistemas de distribución, según lo
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establecido por el CONELEC.
ACCIONES DE MEDIANO PLAZO
f. Gestionar que la ejecución de los nuevas plantas de generación hidroeléctrica y termoeléctrica, se cumpla según lo planificado, esencialmente para robustecer los márgenes recomendados de reserva de potencia y energía que permitan garantizar el normal suministro del servicio eléctrico con parámetros de calidad, confiabilidad y economía, además de atenuar la dependencia de las importaciones de electricidad.
g. Apoyar y fortificar la política energética impulsada por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, para el desarrollo de generación hidroeléctrica y energías renovables en los próximos años.
h. Respaldar de forma permanente, un plan nacional de uso eficiente de la energía eléctrica y la asignación de los recursos económicos requeridos para ese propósito.
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PLAN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONALINTERCONECTADO
JULIO 2014 – JUNIO 2015
I. ANÁLISIS ENERGÉTICO
INDICE
1. OBJETIVO.........................................................................................................................................14
2. ASPECTOS GENERALES.............................................................................................................14
2.1 EMPRESAS PARTICIPANTES EN EL MERCADO ELECTRICO.................................................14
EMPRESAS DE GENERACIÓN.......................................................................................................14
EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN.....................................................................................................14
EMPRESA DE TRANSMISIÓN........................................................................................................14
AUTOGENERADORES.....................................................................................................................15
2.2 INCORPORACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN...................................15
3. INFORMACIÓN ADICIONAL Y CRITERIOS APLICADOS......................................................15
3.1 PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES...............................................................................................15
3.2 PREVISIÓN DE LA DEMANDA......................................................................................................16
3.3 SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES...........................................................................................17
3.4 PLAN DE MANTENIMIENTOS.......................................................................................................17
3.5 DISPONIBILIDAD DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y TERMOELÉCTRICAS.............18
3.6 MODELACIÓN DEL SISTEMA........................................................................................................18
4. RESULTADOS OBTENIDOS.........................................................................................................18
4.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS.......................................................................................................................18
4.2 PRECIOS DE LA ENERGÍA..............................................................................................................18
4.3 TRAYECTORIAS DE LOS EMBALSES Y VALOR DEL AGUA.................................................19
4.4 VERTIMIENTOS DE LOS EMBALSES...........................................................................................19
4.5 REQUERIMIENTOS DE COMBUSTIBLES.....................................................................................19
LISTA DE CUADROS
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A.1 Balances de potencia y energía para el CASO BASE.A.1.1 Balances de potencia y energía: 10% de probabilidad.A.1.2 Balances de potencia y energía: promedioA.1.3 Balances de potencia y energía: 90 % de probabilidad.A.2 Balances de potencia y energía para el CASO CONTINGENCIA.A.2.1 Balances de potencia y energía: 10% de probabilidad.A.2.2 Balances de potencia y energía: promedioA.2.3 Balances de potencia y energía: 90 % de probabilidad
A.3 Resúmenes mensuales de generación para diferentes probabilidadesA.3.1 Hidroeléctrica.A.3.2 TermoeléctricaA.3.3 ImportacionesA.3.4 Déficits
A.4 Resúmenes mensuales de requerimientos de combustiblesA.4.1 Fuel Oíl.A.4.2 Residuo. A.4.3 Diesel.A.4.4 Nafta.A.4.5 Gas natural.
A.5 Resumen de asignaciones para compra de combustible 1. Demanda1.1 Evolución de la demanda de Potencia y Energía del S.N.I. en bornes de
generador.1.2 Previsión de demandas mensuales de Potencia y Energía de las Empresas
Distribuidoras.
2 HidrologíaEstadística de caudales afluentes medios mensuales
2.1 Embalse Pisayambo2.2 Embalse Paute - Amaluza2.3 Embalse Agoyán2.4 Embalse Daule – Peripa2.5 Embalse Mazar
3 Disponibilidad de centrales de generación: potencia y energía.3.1 Potencia disponible de centrales hidroeléctricas3.2 Energía disponible de centrales hidroeléctricas
Unidades Termoeléctricas3.3 Potencia disponible de centrales termoeléctricas 3.4 Energía disponible de centrales termoeléctricas 3.5 Centrales de Generación del S.N.I3.6 Características de los embalses del S.N.I.
4 Generación de centrales eléctricas a nivel bornes de generador: Energía.4.1 Probabilidad 10%4.2 Valor promedio4.3 Probabilidad 90%
5 Precios de energía.
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6. Trayectoria de los embalses
7. Valor del Agua
8. Probabilidad de vertimientos mensuales.
9. Requerimientos de combustibles: 9.1 Probabilidad 10%9.2 Valor promedio9.3 Probabilidad 90%
LISTA DE GRÁFICOSNo.
A. Composición energética del sistema y distribución porcentual por empresa para valor promedio.
B. Composición por tipo de combustible del sistema y distribución porcentual por empresa para valor promedio.
1 Mapa eléctrico del Sistema Nacional Interconectado.
2. Diagrama unifilar del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador.
3 Programas de mantenimiento3.1 Plantas hidroeléctricas y termoeléctricas3.2 Líneas de transmisión y subestaciones3.3 Obras de transmisión programadas
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1. OBJETIVO
El Plan de Operación del Sistema Nacional Interconectado –S.N.I., período julio 2014 a junio 2015, tiene como objetivo principal analizar las condiciones del suministro eléctrico y las reservas energéticas del sistema nacional interconectado, plantear recomendaciones a ser adoptadas para mitigar o eliminar eventuales riesgos para el normal abastecimiento de electricidad al País, y definir políticas operativas para optimizar la producción energética, cumpliendo con lo establecido en el artículo 24, literal i de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, y en el artículo 6 del Reglamento de Despacho y Operación del Sistema Nacional Interconectado, que estipulan que al CENACE le corresponde planificar la operación del sistema a largo, mediano y corto plazos, aplicando las regulaciones vigentes. La configuración esquemática del Sistema Nacional Interconectado y el diagrama unifilar del S.N.I a marzo de 2015, se muestran en los gráficos No. 1 y No. 2.
2. ASPECTOS GENERALES
2.1 EMPRESAS PARTICIPANTES EN EL MERCADO ELECTRICO
Las empresas habilitadas para participar en el Mercado Eléctrico Ecuatoriano (MEE) son las siguientes:
EMPRESAS DE GENERACIÓN
1. CELEC E.P. con sus Unidades de Negocio: 2. ELECTROQUILGENSUR 3. ELECAUSTROHIDROPAUTE 4. EMAAP-QHIDROAGOYÁN 5. INTERVISATRADEELECTROGUAYAS 6. ECOLUZ (HCJB)TERMOESMERALDAS 7 HIDALGO & HIDALGOTERMOPICHINCHA 8. TERMOGUAYAS GENERATIONHIDRONACIÓN 9. HIDROLITORAL EP
TERMOGAS MACHALA
EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN
1. Regional Norte S.A. (*) -Regional Esmeraldas (*) 2. Quito S.A. (*) -Regional Manabí (*) 3. Cotopaxi S.A.(*) - Regional Sucumbíos (*) 4. Ambato S.A. (*) - Regional Bolívar (*) 5. Riobamba S.A. (*) - Regional Milagro 6. Regional Centro Sur S.A. - Regional Península Sta. Elena 7. Regional Sur S.A. (*) - Regional Guayas - Los Rios 8. Azogues C.A. - Regional El Oro (*) 9. Eléctrica de Guayaquil (**) - Regional Sto. Domingo (*)10. Corporación Nacional de Electricidad (CNEL):
EMPRESA DE TRANSMISIÓN
CELEC EP, Unidad de Negocio TRANSELECTRIC.
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AUTOGENERADORES
1. AGIP OIL ECUADOR 14. ENERMAX (Calope) 2. Agua y Gas de Sillunchi 15. HIDROABANICO 3. ECOLUZ (HCJB) Papallacta 16. HIDROIMBABURA 4. Molinos La Unión 17. I.M. Mejía (La Calera) 5. PETROPRODUCCIÓN 18. La Internacional (Vindobona) 6. EMAAP-Q (Recuperadora) 19. MANAGENERACIÓN 7. PERLABÍ (La Esperanza y Poza Honda)(**) 8. OCP 20. Consorcio Bloque 7 - 21 9. LAFARGE (Selva Alegre) 21. Unidad Bloque 1510. REPSOL YPF 22. Electroandina11. Soc. Agric. e Ind. SAN CARLOS 23. Andes Petroleum Company 12. ECUDOS 24. Famiproduct - Lasso13. ECOELECTRIC S. A.
Notas: (*) Empresas y regionales que disponen de generación. (**) Se encuentran fuera de operación por asuntos pendientes con el Ministerio de Medio Ambiente y
Secretaría Nacional del Agua.
2.2 INCORPORACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN
CONELEC ha previsto la incorporación de las siguientes centrales y/o unidades de generación:
proyecto tipoPotencia
(MW)
Fechaestimada
de operaciónEsmeraldas II térmica 96 jul-2014Guangopolo II térmica 50 ago-2014Isimanchi hidro 2,25 ago-2014San José de Tambo hidro 8 oct-2014Saymirin V hidro 7 nov-2014Mazar-Dudas-Alazán hidro 6,23 ene-2015Victoria hidro 10 ene-2015Manduriacu hidro 60 ene-2015Termogas Machala I gas natural 77 abr-2015San Bartolo hidro 48.1 abr-2015Mazar-Dudas-San Antonio hidro 7,19 jun-2015Chorrillos hidro 3,96 jun-2015Varias centrales fotovoltaica 25 jul-2015Mazar-Dudas hidro 7,40 dic-2015
3. INFORMACIÓN ADICIONAL Y CRITERIOS APLICADOS
2.3 PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES
Los precios de los combustibles líquidos (diesel, fuel oíl, residuo y nafta) y gas natural, utilizados para el presente estudio, son determinados en los Decretos Ejecutivos 338, 1131, 1136 y 929; y, las mezclas de combustibles corresponden a las declaraciones de las Empresas Generadores para junio de 2014.
15
COMBUSTIBLE UNIDADESPRECIO sin tasas
e impuestos
PRECIO con IVA
diesel oíl US$/gal 0.8203 0.9187fuel oíl US$/gal 0.6324 0.7083fuel oíl estatales US$/gal 0.4896 0.5484Nafta US$/gal 0.6678 0.7479gas natural US$/millón BTU 2.7500 3.0800gas natural US$/MPC 2.7965 3.1321combustible Esmeraldas 1 US$/gal 0.3855 0.4318combustible Esmeraldas 2 US$/gal 0.4203 0.4707combustible G. Hernández US$/gal 0.4153 0.4651combustible Guangopolo US$/gal 0.3986 0.4464combustible Termoguayas US$/gal 0.3917 0.4387combustible Generoca US$/gal 0.5442 0.6095combustible El Descanso US$/gal 0.3895 0.4362combustible La Propicia US$/gal 0.4942 0.5535Combustible Manta II US$/gal 0.3855 0.4318Combustible Santa Elena II US$/gal 0.5227 0.5854Combustible Santa Elena III US$/gal 0.4962 0.5557Combustible Quevedo II US$/gal 0.4575 0.5124Combustible Jaramijó US$/gal 0.3855 0.4318Combustible Jivino II US$/gal 0.4094 0.4585Combustible Jivino III US$/gal 0.4094 0.4585Miraflores U12 US$/gal 0.5160 0.5779
2.4 PREVISIÓN DE LA DEMANDA
Para el período de análisis, julio 2014 a junio 2015, los resultados de la proyección de demandas, en bornes de generador, indican los siguientes índices de crecimiento promedio anual: 5,0% en potencia (tasa de crecimiento para la demanda máxima del período de análisis); y 5,5% en energía.
PROYECCIÓNVALORES DEL PERÍODO % DE CRECIMIENTO
S/E ENTREGABORNES
GENERADORBORNES
GENERADORDEMANDA MÁXIMA (MW) 3421 3552 5,0
CONSUMO DE ENERGIA EN EL PERÍODO (GWh)
21066 21853 5.5
El resumen de la proyección mensual de la demanda de potencia y energía, en bornes de generador, para el período julio 2014 – junio 2015, se indica en el siguiente cuadro:
año 2014 2015mes jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may junMW* 3252 3256 3336 3356 3420 3475 3469 3471 3516 3544 3552 3498GW
h 1779 1776 1732 1780 1766 1842 1872 1708 1921 1890 1940 1846Notas: * Demanda coincidente en bornes de generador.
El detalle de estos valores, se muestra en los cuadros No. 1.1 y 1.2.
16
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
ene-
11
abr-
11
jul-1
1
oct-
11
ene-
12
abr-
12
jul-1
2
oct-
12
ene-
13
abr-
13
jul-1
3
oct-
13
ene-
14
abr-
14
jul-1
4
oct-
14
ene-
15
DEMANDA DE ENERGÍA (GWh)enero 2011 - marzo 2015
crecimiento
medio anual
proyectado:
5,5%
crecimiento
medio anual
histórico:
4,8%
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
ene-
11
abr-
11
jul-1
1
oct-
11
ene-
12
abr-
12
jul-1
2
oct-
12
ene-
13
abr-
13
jul-1
3
oct-
13
ene-
14
abr-
14
jul-1
4
oct-
14
ene-
15
DEMANDA DE POTENCIA (MW)enero 2011 - marzo 2015
crecimiento
medio anual
proyectado:
5,0%
crecimiento
medio anual
histórico:
4.9%
2.5 SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES
En los últimos 12 meses, junio 2013 – mayo 2014, en la cuenca del río Paute se registraron los siguientes caudales (m3/s) que, comparados con los registros de caudales promedio de los últimos 49 años, presentan el siguiente comportamiento.
MESPROMEDIO MENSUAL
PROMEDIO1964-2013
COMPARACIÓN
junio 2013 193,6 183,1 mayorjulio 2013 210,5 189,7 mayoragosto 2013 141,7 137,8 mayorseptiembre 2013 103,8 110,4 menoroctubre 2013 93,3 92,4 similarnoviembre 2013 46,2 77,5 menordiciembre 2013 39,9 69,0 menorenero 2014 67,3 67,0 similarfebrero 2014 40,0 87,0 menormarzo 2014 106.4 104.0 similarabril 2014 125.7 143.9 menormayo 2014 155.2 156.2 similar
Para el presente plan de operación se consideran los siguientes niveles iniciales de los embalses, registrados el 1 de junio de 2014:
Embalse Nivel inicialm.s.n.m.
Nivel máximom.s.n.m.
Amaluza (Paute) 1985.2 1991Pisayambo 3557.5 3565Daule – Peripa (Hidronación) 84.8 85Mazar 2140.8 2153
Las series históricas de caudales medios mensuales afluentes a las cuencas: Pisayambo, Paute, Pastaza (Agoyán), Daule-Peripa, disponibles en CENACE, se indican en los cuadros Nos. 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 y 2.5.
2.6 PLAN DE MANTENIMIENTOS
Con base en las declaraciones de los planes de mantenimiento efectuadas por los Generadores y CELEC TRANSELECTRIC, CENACE realizó la coordinación de mantenimientos para el período julio 2014 a junio 2015.
El detalle de los cronogramas coordinados de mantenimiento de las unidades de
17
generación y de las subestaciones y líneas de transmisión, luego de los análisis correspondientes, se anexa en los gráficos Nos. 3-1 (generación) y 3-2 (subestaciones y líneas de transmisión).
La parada de la fase AB de la central Paute-Molino tendría que efectuarse en el período de menor demanda al final del año 2014, entre el 20 de diciembre y el 4 de enero de 2015.
Debido a la coincidencia inevitable de los mantenimientos programados de la central Esmeraldas I (135 días) y de la central Trinitaria (65 días), planificadas para el primer semestre del año, las reservas de potencia en los días laborables son menores al 5% durante el período de concurrencia. Por consiguiente, el mantenimiento de la central térmica Trinitaria tendrá que ser diferido para el segundo semestre del año 2015, de manera coordinada con los mantenimientos de las unidades de la central Gonzalo Zevallos.
El mantenimiento de la central Enrique García deberá efectuarse antes de iniciar el mantenimiento de la central Esmeraldas I.
La última parada de central Paute-Molino tendría que efectuarse en fecha posterior a la finalización del mantenimiento de la central Esmeraldas I.
2.7 DISPONIBILIDAD DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y TERMOELÉCTRICAS
Los cuadros 3.1 y 3.2 presentan la disponibilidad de potencia y energía de las centrales de generación hidroeléctrica. La disponibilidad de las unidades de generación termoeléctrica se indican en los cuadros 3.3 (potencia) y 3.4 (energía). La disponibilidad toma en cuenta los programas actualizados de mantenimiento de las unidades de generación.
2.8 MODELACIÓN DEL SISTEMA
Se realiza mediante modelación estocástica de las afluencias a las centrales hidroeléctricas, utilizando el programa SDDP aprobado por el CONELEC. De acuerdo con lo estipulado en la normativa (literal i, del artículo 24 de la LRSE), los resultados se presentan en valores promedio para las variables relevantes del sistema.
Las unidades termoeléctricas se representan por su potencia efectiva en bornes de generador, descontadas las reducciones de potencia debidas a la tasa por salidas forzadas y las indisponibilidades por mantenimiento. Los resultados corresponden a la potencia en bornes de generador, es decir, incluyendo el consumo por servicios auxiliares.
4. RESULTADOS OBTENIDOS
1.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS.
La generación de energía eléctrica en bornes de generador, se indica en los cuadros Nos. 4.1 (Probabilidad 10%), 4.2 (valor promedio) y 4.3 (Probabilidad 90%).
1.2 PRECIOS DE LA ENERGÍA
En el cuadro No. 5, se indican los precios de energía en el mercado eléctrico, considerando los precios de combustibles de junio de 2014, para valores promedio
18
mensual y para probabilidades del 10% y 90%.
1.3 TRAYECTORIAS DE LOS EMBALSES Y VALOR DEL AGUA
Las trayectorias de los embalses Daule-Peripa, Amaluza, Pisayambo y Mazar, para valores de probabilidad 10%, valor promedio y 90%, se indican en el cuadro No. 6. Adicionalmente, en el cuadro No. 7, se muestran los valores del agua obtenidos para los embalses antes referidos.
1.4 VERTIMIENTOS DE LOS EMBALSES
La simulación de la operación del sistema para el CASO BASE, muestra que, en algunos escenarios hidrológicos, en el embalse de Amaluza se presentarían vertimientos en los meses de mayor pluviosidad en su área de influencia. Para el embalse Mazar los vertimientos serán utilizados total o parcialmente en la central Molino – Paute. Estos resultados se presentan en el cuadro No. 8.
1.5 REQUERIMIENTOS DE COMBUSTIBLES
Los requerimientos de combustibles de las unidades termoeléctricas, para probabilidad del 10%, valores promedio y probabilidad del 90%, se indican en los cuadros No. 9.1, 9.2 y 9.3, respectivamente.
19
PLAN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO
JULIO 2014 - JUNIO 2015
ANÁLISIS ELÉCTRICO
INDICE
1. ESQUEMA DE ALIVIO DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA.............................................22
2. RESERVA DE POTENCIA PARA REGULACIÓN DE FRECUENCIA...................................22
3. BANDAS DE VARIACIÓN DE VOLTAJE Y FACTORES DE POTENCIA.............................24
4. LÍMITES DE TRANSFERENCIA Y GENERACIÓN DE SEGURIDAD DE INTERCONEXIÓN ECUADOR – COLOMBIA............................................................................24
5. ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE ÁREAS DE LA INTERCONEXIÓN ECUADOR – COLOMBIA.......................................................................................................................................26
6. NUEVAS OBRAS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN..............................26
7. ANÁLISIS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN A CORTO PLAZO................28
7.1 VOLTAJES..........................................................................................................................................28
7.1.1 ANÁLISIS ESTADÍSTICO................................................................................................................28
7.1.2 ANÁLISIS OPERATIVO...................................................................................................................32
7.2 ANALISIS DE TRANSFORMADORES...........................................................................................33
7.3 ANÁLISIS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN...................................................................................37
7.4 ANÁLISIS DE LAS AREAS OPERATIVAS....................................................................................38
7.4.1 ANILLO TRONCAL 230 KV............................................................................................................38
7.4.2 ZONA NOROCCIDENTAL...............................................................................................................39
7.4.3 ZONA NORTE...................................................................................................................................40
7.4.4 ZONA SUROCCIDENTAL...............................................................................................................42
7.4.5 ZONA SUR.........................................................................................................................................43
7.4.6 ZONA NOR ORIENTAL...................................................................................................................44
7.4.7 REQUERIMIENTOS ADICIONALES.............................................................................................45
8. CONFORMACIÓN DE ISLAS ELÉCTRICAS POR MANTENIMIENTOS DE ELEMENTOS DEL S.N.T.........................................................................................................................................45
9. PROTECCIONES SISTÉMICAS....................................................................................................46
9.1 Nuevo esquema de protección ante la salida intempestiva de la línea de transmisión Santa Rosa – Totoras 230 kV....................................................................................................................................46
9.2 Esquema de pprotección de los autotransformadores ATU y ATT De La S/E Santa Rosa 230/138 kV........................................................................................................................................................50
9.3 Esquema de protección del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Totoras..........................50
9.4 Esquema de protección de la generación de Refinería en S/E Esmeraldas.........................................51
9.5 Esquema de protección ante el disparo del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Quevedo..............................................................................................................................................................51
9.6 Esquema de protección ante el disparo de un circuito de la L/T Esmeraldas – Sto. Domingo 138 kV..............................................................................................................................................................51
20
9.7 Esquema de protección ante el disparo de uno de los autotransformador AA1 o AA2 138/69 kV en la S/E Portoviejo.....................................................................................................................................52
9.8 Esquema de protección ante el disparo de uno de los autotransformador ATQ o ATR 138/69 kV en la S/E Machala....................................................................................................................................52
9.9 Esquema de protección ante el disparo del autotransformador ATU 230/138 kV en la S/E Pomasqui..............................................................................................................................................................52
10. SEGURIDAD DE OPERACIÓN DEL S.N.I..................................................................................53
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura No. 1: Voltajes en barras de 230 kV, Alta hidrología..........................................................28Figura No. 2: Voltajes en barras de 230 kV, Baja hidrología.........................................................29Figura No. 3: Voltajes en barras de 138 kV, Alta hidrología..........................................................29Figura No. 4: Voltajes en barras de 138 kV, Baja hidrología.........................................................30Figura No. 5: Voltajes en barras de 69 kV, Alta hidrología............................................................31Figura No. 6: Voltajes en barras de 69 kV, Baja hidrología...........................................................31Figura No. 7: Cargabilidad de transformadores en Alta Hidrología...............................................33Figura No. 8: Cargabilidad de transformadores en Baja hidrología..............................................34Figura No. 9: Cargabilidad de transformadores en Alta hidrología...............................................35Figura No. 10: Cargabilidad de transformadores en Baja hidrología............................................35Figura No. 11: Cargabilidad (%) de Líneas de transmisión en alta hidrología............................37Figura No. 12: Cargabilidad (%) de Líneas de transmisión en Baja hidrología...........................37Figura No. 13: Zonas operativas del SNT.........................................................................................38
ÍNDICE DE TABLAS.
Tabla No. 1: Esquema de alivio de carga por baja frecuencia diseñado........................................22Tabla No. 2: Porcentajes de Reserva para RPF, período Abril - Septiembre 2014......................23Tabla No. 3: Porcentajes de Reserva para RSF, período Abril 2014 - Septiembre 2014.........................24Tabla No. 4: Bandas de variación de voltaje y factores de potencia...............................................24Tabla No. 5: Límites de transferencia entre Colombia y Ecuador..................................................25Tabla No. 6: Lista de proyectos en ejecución / programación Julio 2014 - Junio 2015.............27Tabla No. 7: Transformadores con cargabilidad superior al 80%...................................................36Tabla No. 8: Acciones en el Sistema Nacional de Transmisión......................................................47Tabla No. 9: Acciones en el Sistema Eléctrico de la E.E. Quito.....................................................49
21
1. ESQUEMA DE ALIVIO DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA
De acuerdo a lo establecido en la Regulación No. CONELEC 006/00 “Procedimientos de Despacho y Operación”, CENACE determinó un nuevo esquema de alivio de carga por baja frecuencia (EAC-BF) para el período estacional Abril 2014 – Septiembre 2014, que tiene vigencia desde el 1 de abril de 2014.
Tiempo de actuación = temporización del relé + tiempo de apertura de interruptorDesconexión de carga (%): porcentaje con relación a la carga total
Tabla No. 1: Esquema de alivio de carga por baja frecuencia diseñado
ESQUEMA DE ALIVIO DE CARGA POR BAJA FRECUENCIA DISEÑADO
Porcentajes de Desconexión de Carga
Paso Frecuencia (Hz)Tiempos de
actuación (ciclos)Desconexión de
carga (%)
Desconexión acumulada de
carga (%)
1 59.4 12 6% 6%
2 59.2 12 6% 12%
3 59.1 12 7% 19%
4 59.0 12 7% 26%
5 58.8 12 7% 33%
6 58.6 12 7% 40%
7 58.5 12 7% 47%
El diseño de los porcentajes de desconexión de carga por baja frecuencia, se lo ha realizado con la finalidad de evitar en lo posible desconexiones innecesarias, y por lo tanto sobrefrecuencias en el sistema eléctrico, y proteger la vida útil de las plantas térmicas del S.N.I.
2. RESERVA DE POTENCIA PARA REGULACIÓN DE FRECUENCIA
La operación confiable de un sistema eléctrico interconectado requiere que la generación despachada disponga de la suficiente capacidad de potencia, que en todo momento permita mantener la frecuencia del sistema en su valor nominal (60,0 Hz), o, en su defecto, variando alrededor de ese valor por medio del balance generación – carga.
La determinación de reserva rodante de generación del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) para la regulación de frecuencia, en condiciones normales de operación, tiene la finalidad de preservar las condiciones de calidad y seguridad del Sistema.
La determinación de los porcentajes de reserva para la Regulación Primaria de Frecuencia –RPF se la realiza con base a la metodología descrita en la Regulación CONELEC No.006/00 Procedimientos de Despacho y Operación vigente; y la determinación de la Reserva de Regulación Secundaria de Potencia – RSF del S.N.I. mediante el método recomendado por Mercados Energéticos y del análisis de los desvíos de demanda programada en relación a la demanda real.
Regulación Primaria de Frecuencia (RPF):
22
La Reserva para RPF se determina como el valor óptimo de regulación primaria de frecuencia, un problema técnico – económico que encuentra el porcentaje de reserva de generación para la regulación que permite alcanzar el mínimo costo correspondiente al sumatorio de:
o Sobrecostos de operación.o Costo de la energía no servida por pérdida de oferta (generación).o Costo de la energía no servida por conexión intempestiva de grandes bloques de
demanda en un minuto.
Para el análisis, se considera el aporte automático a la RPF de las unidades del sistema colombiano a través del enlace de 230 kV, y la respuesta de las unidades de generación del sistema eléctrico ecuatoriano en la regulación primaria de frecuencia.
Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF):
La determinación de la reserva para regulación secundaria de frecuencia -RSF, se realiza tomando como base:
La reserva para la Regulación Secundaria de Frecuencia es aquella que responde a la variación de generación o carga y debe estar disponible a partir de 30 segundos después de ocurrido el evento y hasta 30 minutos después.
La RSF debe permitir absorber variaciones de demanda de corta duración (del orden de los 2 o 3 minutos) en operación normal, cubrir las necesidades no satisfechas por la RPF y posterior a una perturbación, recuperar el valor nominal de la frecuencia del sistema.
La reserva para RSF debe recuperar la reserva de potencia consumida en la regulación primaria de frecuencia, y el valor programado por el enlace de interconexión entre Colombia y Ecuador.
Debido a que lo especificado en la normativa vigente: punto 4.7.2.4 de la Regulación CONELEC No. 006/00, no es lo suficientemente explícita en cuánto al cálculo de la reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia, se procede considerando la metodología propuesta por Mercados Energéticos y el desvío de la demanda real con respecto a la demanda programada.
En resumen, y de acuerdo a los criterios aplicados, los porcentajes de reserva que son recomendados para el Período estacional Abril - Septiembre 2014, se muestran en las tablas siguientes
Tabla No. 2: Porcentajes de Reserva para RPF, período Abril - Septiembre 2014
CondiciónReserva bajo la
potencia efectiva de los generadores
Reserva sobre la potencia efectiva de
los generadores
Reserva para RPF
Ecuador Interconectado 0,0% 2,0% 2,0%
Ecuador Aislado 3,0% 2,0% 5,0%
Tabla No. 3: Porcentajes de Reserva para RSF, período Abril 2014 - Septiembre 2014
23
DEMANDA
Distribución de la Reserva para RSF Reserva Total para RSF
Central PauteReserva operativa en Paute u otras
centrales
[%] [%] [%]
Mínima 5,0 0,39 5,39
Media 5,0 0,86 5,86
Máxima 5,0 0,00 5,00
3. BANDAS DE VARIACIÓN DE VOLTAJE Y FACTORES DE POTENCIA
Con base a lo establecido en la Regulación No. CONELEC 004/02, “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”, mediante oficio No. DE-09-1950 del 30 de diciembre de 2010, el CONELEC fijó las siguientes bandas de variación de voltaje y factores de potencia en puntos de conexión de los Distribuidores y Grandes Consumidores:
Tabla No. 4: Bandas de variación de voltaje y factores de potencia
BANDAS DE VARIACIÓN DE VOLTAJE
Sistema Nacional de Transmisión
Barra de 230 kV
Barras de 138 kV
Puntos de entrega:Barras de:
69 kV, 46 kV y 34,5 kV
+7% (*)/-5% del voltaje nominal +5%/-7% (**) del voltaje nominal +3%/-3% del voltaje nominal
FACTORES DE POTENCIA EN PUNTOS DE ENTREGA
Distribuidores y Grandes Consumidores
Demanda Máxima 0,96 o superior inductivo
Demanda Media 0,96 o superior inductivo
Demanda Mínima Entre 0,96 y 0,99 inductivo
(*) Se considera un 7% en las barras de la central Paute, siempre y cuando no afecten a la operación de los generadores.(**) Se acepta hasta un -7% de variación en las barrar radiales de 138 kV, siempre y cuando no existan más recursos para su control.
Para los casos específicos de barras de generación, los límites máximos de voltajes pueden ser recalculados por CENACE, en función de las características y limitaciones propias de las unidades de generación e instalaciones asociadas.
4. LÍMITES DE TRANSFERENCIA Y GENERACIÓN DE SEGURIDAD DE INTERCONEXIÓN ECUADOR – COLOMBIA
Los estudios de GENERACIÓN DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA DE POTENCIA ENTRE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE COLOMBIA Y ECUADOR, DICIEMBRE 2013 – DICIEMBRE 2014, realizados conjuntamente por XM (Colombia) y CENACE / CELEC EP – TRANSELECTRIC (Ecuador), consideraron las siguientes premisas:
Dos condiciones hidrológicas típicas en Ecuador y escenarios críticos de operación en Colombia.
Análisis de contingencias sencillas, contingencias dobles e indisponibilidades de elementos.
Se consideró un escenario de aportes hidrológicos bajos para las plantas del área Suroccidente de Colombia.
Requerimiento de unidades de seguridad para soportar las máximas transferencias
24
Colombia – Ecuador, con la ocurrencia de las contingencias críticas definidas por ambos países, después de las cuales las condiciones de voltaje, frecuencia y cargabilidad de equipos deben permanecer dentro de límites aceptables para la operación, sin poner en riesgo la estabilidad de los sistemas.
Las máximas transferencias permitidas por las líneas del área suroccidental del sistema colombiano y de la zona norte del sistema eléctrico ecuatoriano.
El requerimiento de unidades de seguridad para soportar las máximas transferencias Colombia – Ecuador y viceversa, con el fin de que ante las contingencias críticas definidas por ambos países, las condiciones de voltaje, frecuencia y cargabilidad de equipos deben permanecer dentro de límites aceptables para la operación, sin poner en riesgo la estabilidad de los sistemas.
Que ante eventos en cascada probables en el sistema eléctrico colombiano, tanto en el Sistema de Transmisión Nacional (STN) como Sistema de Transmisión Regional (STR), no conlleven a la pérdida de demanda o voltajes menores a las permisibles en estado de emergencia.
El máximo desbalance de generación – carga que el sistema eléctrico ecuatoriano es capaz de soportar (estabilidad del sistema).
Las contingencias N-1 de elementos de la red que implican un mayor impacto sobre la operación de ambos sistemas son:
En el sistema colombiano:
Juanchito – Páez 230 kV San Bernardino - Popayán 115 kV, Betania – Altamira 230 kV.
En el sistema ecuatoriano:
Un circuito Santa Rosa –Totoras 230 kV, Pucará – Mulaló 138 kV, Ambato - Totoras 138 kV, Molino – Totoras 230 kV, Autotransformador ATT 230/138 kV Subestación Totoras, Salida intempestiva de una de las unidades grandes del Ecuador.
Las condiciones más críticas para la operación de los sistemas eléctricos colombiano y ecuatoriano, se presentan ante las siguientes dobles contingencias:
Salida simultánea de Yumbo – San Bernardino y Juanchito – Páez 230 kV Salida simultánea de Betania – Jamondino y Betania – Altamira 230 kV Salida simultánea de los dos circuitos Santa Rosa – Totoras 230 kV Salida simultánea de los dos circuitos Santa Rosa – Santo Domingo 230 kV Salida simultánea de Molino - Totoras y Molino - Riobamba 230 kV
Con base a lo indicado, a continuación se presenta un resumen de las máximas transferencias por el enlace Ecuador – Colombia, en ambos sentidos, considerando la topología de red completa y esperada para diciembre 2014 y considerando el cubrimiento de las contingencias N-1.
Tabla No. 5: Límites de transferencia entre Colombia y Ecuador
Despacho de Betania
Col ► Ecu [MW] Ecu ►Col [MW]
Demanda Demanda
Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima
0 - 300 340
0 60 150
60 (U) 190 400 360
120 (2U) 200 410 430
180 (1U) 220 410 430
180 (3U) 220 410 430
360 (2U) 230 420 430
25
540 (3U) 180 340 460
5. ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE ÁREAS DE LA INTERCONEXIÓN ECUADOR – COLOMBIA
Los eventos de falla en un sistema eléctrico de potencia son impredecibles y sus consecuencias pueden ser peligrosas si sus componentes infringen los límites de operación (frecuencia, voltaje, cargabilidad), porque pueden ocasionar eventos en cascada que probablemente lleven al sistema a un punto de inestabilidad. Para proteger a los sistemas eléctricos de la operación insegura ante contingencias se diseñan esquemas de protección mediante dispositivos automáticos de desconexión.
Para la operación segura de los sistemas eléctricos colombiano y ecuatoriano, se ha diseñado un esquema de separación de áreas, que al operar por cualquiera de sus funciones deberá producir la apertura de los cuatro circuitos Jamondino – Pomasqui en ambos extremos, por lo tanto se habilitó el envío y recepción de disparos transferidos en las subestaciones Jamondino y Pomasqui:
Sobrepotencia de envío de Ecuador a Colombia, 300 MW con retardo de 1 segundo, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (285 MW).
Sobrepotencia de envío de Colombia a Ecuador: 600 MW con retardo de 2 segundos, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (570 MW).
Bajo voltaje en Jamondino y Pomasqui: 0,85 p.u. (187 kV en base a 220 kV), con un retardo de 500 ms, en las subestaciones Jamondino y Pomasqui.
• Baja Frecuencia en Jamondino y Pomasqui: 58,2 Hz, con retardo de 500 ms.
• Protección de potencia inversa en Pomasqui: bajo condiciones de importación de Ecuador:
- Para importaciones menores a 100 MW, el ajuste está en 200 MW con un retardo de 1200 ms.
- Para importaciones mayores a 100 MW, el ajuste está en 100 MW con un retardo de 1200 ms.
6. NUEVAS OBRAS PARA EL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
De acuerdo a la lista de proyectos en ejecución / programación Julio 2014 - Junio 2015, remitida por CELEC EP TRANSELECTRIC, las obras que ingresarían en el periodo mencionado son:
Tabla No. 6: Lista de proyectos en ejecución / programación Julio 2014 - Junio 2015
FECHAS PREVISTAS DE ENTRADA EN OPERACIÓN PROYECTOS EN EJECUCIÓN
PROYECTO / SISTEMA No. Obra DESCRIPCIÓN DE LAS OBRASFecha entrada en
operación
AMPLIACIÓN DE SUBESTACIONES
124S/E STO. DOMINGO: Instalación de segundo transformador 230/138 kV, 3X(33.3/44.4/55.5) MVA.
Agosto / 2014
26
134S/E BABAHOYO: Segundo transformador 138/69 kV, 40/53/66 MVA y barras de 138 kV y 69 kV.
Julio / 2014
147 S/E POMASQUI: Segundo transformador 230/138 kV. Noviembre / 2014
AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN SANTO DOMINGO, 138/69 kV
164AMPLIACIÓN S/E STO DOMINGO: SEGUNDO BCO AUTOTRANSFORMADORES 138/69 kV, 166 MVA Y SUS BAHÍAS ASOCIADAS
Junio / 2015
RESERVA DE SUBESTACIONES
123 S/E MÓVIL 138/69 kV, 60 MVA. Agosto / 2014
SISTEMA DE TRANSMISIÓN MILAGRO - MACHALA, 230 kV
2L/T MILAGRO - MACHALA DE 230 kV, 135 km (doble circuito).
Junio / 2015
SISTEMA DE TRANSMISIÓN LAGO DE CHONGÓN - SANTA ELENA, 138 kV
109L/T LAGO DE CHONGÓN-SANTA ELENA DE 230 kV (operación inicial 138 kV), 81 km.
Octubre / 2014
128S/E LAGO DE CHONGÓN: Construcción de subestación de seccionamiento 138 kV.
Octubre / 2014
391AMPLIACIÓN S/E SANTA ELENA 1 POSICIÓN 138 kV Y POSICIÓN DE TRANSFORMADOR
Octubre / 2014
SISTEMA SANTA ROSA - POMASQUI, 230 kV
69 L/T Santa Rosa - Pomasqui II de 230 kV, 65 km. Diciembre / 2014
73S/E SANTA ROSA: Ampliación bahías de 230 kV para L/T Santa Rosa - Pomasqui II.
Diciembre / 2014
359S/E POMASQUI: Ampliación Bahías de 230 kV para L/T Santa Rosa - Pomasqui II.
Diciembre / 2014
SUBESTACIÓN QUININDÉ, 138/69 kV
144S/E QUININDÉ: Construcción de Subestación 138/69 kV, 60 MVA.
Diciembre / 2014
SISTEMA DE TRANSMISIÓN MILAGRO - LAS ESCLUSAS, 230 kV
111 L/T MILAGRO-ESCLUSAS 230 kV, 2 circuitos, 54 km. Mayo / 2015
139AMPLIACIÓN S/E MILAGRO 2 POSICIONES 230 kV, (L/T ESCLUSAS)
Mayo / 2015
SISTEMA DE TRANSMISIÓN MANDURIACU - STO.DOMINGO, 230 kV
339 AMPLIACIÓN S/E STO DOMINGO, 230 kV Junio / 2015
340CONSTRUCCIÓN L/T MANDURIACU - STO DOMINGO, 230 kV, 80 km, doble circuito, 2X750 ACAR
Junio / 2015
AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN CHONE, 138/69 kV
162AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN CHONE, 138/69 kV, 100MVA.
Diciembre / 2014
CONSTRUCCIÓN SUBESTACIÓN BAÑOS 2DA ETAPA
365CONSTRUCCIÓN SUBESTACIÓN BAÑOS (AGOYAN), 138 kV, 33 MVA - Segunda Etapa instalación transformador de potencia de 33 MVA
Noviembre / 2014
COMPENSACIÓN CAPACITIVA
363S/E POSORJA: Compensación capacitiva 2x6 MVAR a 69 kV
Julio/ 2014
INSTALACIÓN DE UN TRANSFORMADOR 33MVA 138/69kV EN CIUDAD DE MANTA Y BAHÍA DE L/T EN S/E CENTRAL JARAMIJÓ
GER 06 AINSTALACIÓN DE UN TRANSFORMADOR 138/69/13.8 kV DE 33 MVA EN LA CIUDAD DE MANTA
Febrero /2015
GER 06 BBAHÍA DE LÍNEA DE 138 kV EN LA SE CENTRAL JARAMIJÓ
Febrero /2015
7. ANÁLISIS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN A CORTO PLAZO
A partir de análisis eléctricos y registros post operativos del sistema, se evidencia la presencia de restricciones operativas asociadas especialmente con la operación del Sistema en demanda máxima, con consecuencias como bajos perfiles de voltaje a nivel de 138 kV y 69 kV y cargabilidad superior al 80% en ciertos transformadores, situación que refleja que el SNT en
27
determinadas zonas se encuentra operando al límite de los indicadores de economía, seguridad, calidad y confiabilidad.
El sostenido incremento de la demanda de potencia no solamente implica desarrollar nuevos proyectos de generación para abastecerla, sino además reforzar el equipamiento de transmisión con el objetivo de brindar a los centros de distribución un servicio con aceptables condiciones de economía, seguridad y calidad.
7.1 VOLTAJES
7.1.1 ANÁLISIS ESTADÍSTICO.
En función de datos estadísticos del “Energy Managment System EMS” de CENACE se obtuvo los voltajes máximos y mínimos de la operación en tiempo real, para las barras de 230, 138, 69 y 46 Kv, para los escenarios de alta y baja hidrología. Cabe resaltar que estos valores incluyen la operación de generación forzada despachada para mantenerlos dentro de los límites para operación normal permitidos por regulación.
7.1.1.1 Análisis de barras de 230 kV
Alta Hidrología:
Figura No. 1: Voltajes en barras de 230 kV, Alta hidrología
Baja Hidrología:
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Figura No. 2: Voltajes en barras de 230 kV, Baja hidrología
Del análisis de voltajes registrados a nivel del anillo troncal de 230 kV, se observa que los valores máximos de voltaje, para los dos escenarios de hidrología, corresponden a las S/Es Molino, Zhoray y Sinincay, mientras que en zonas del área sur occidental se observa los perfiles más bajos de voltaje, en las subestaciones Pascuales, Trinitaria, Milagro, Dos Cerritos y Esclusas, para los dos escenarios hidrológicos, concluyendo que la capacidad de reserva de potencia reactiva de la zona está llegando a su límite. Adicionalmente, se observa que en condiciones de alta hidrología los niveles de voltaje son menores, debido al alto despacho hidroeléctrico de las cadenas Mazar – Paute y Agoyán – San Francisco.
7.1.1.2 Análisis de barras de 138 kV
Alta Hidrología:
Figura No. 3: Voltajes en barras de 138 kV, Alta hidrología
Baja Hidrología:
29
Figura No. 4: Voltajes en barras de 138 kV, Baja hidrología
Para los dos escenarios hidrológicos, los problemas más evidentes de bajos voltajes se observan en las subestaciones Posorja y Francisco de Orellana 138 kV, debido a falta de recursos de control de voltaje en esas zonas; en tiempo real se puede cambiar el tap del LTC correspondiente a los autotransformadores ATQ 138/69 de cada subestación, de tal forma de alcanzar voltajes a nivel de puntos de entrega dentro de las bandas permitidas, pero consecuentemente el voltaje a nivel de 138 kV disminuye, tal y como se aprecia en la figuras precedentes.
A nivel de 138 kV, las barras asociadas a puntos de entrega con voltajes superiores al nominal constituyen las de Esmeraldas y Santa Elena, debido a la cercanía de bloques importantes de generación del sistema eléctrico ecuatoriano. En la S/E Loja también se presenta un voltaje superior, el cual se ha incrementado con el ingreso en operación del segundo circuito Cuenca – Loja 138 kV a finales de 2013.
En la S/E Santa Elena se presentan altos voltajes cuando es despachada toda la generación de la zona, en periodos de demanda mínima.
7.1.1.3 Análisis de barras de 69 kV
Alta Hidrología:
30
Figura No. 5: Voltajes en barras de 69 kV, Alta hidrología
Baja Hidrología:
Figura No. 6: Voltajes en barras de 69 kV, Baja hidrología
Del análisis general de voltajes en las barras de 69 kV, se observa que en condiciones de operación normal, y considerando todos los recursos de control disponibles (LTC,
31
compensación capacitiva, generación forzada, etc.), en la mayoría de barras del SNT se ha registrado en alguna ocasión valores inferiores al valor nominal, no obstante en la mayor parte del tiempo se han ubicado dentro de los límites permitidos, excepto en las subestaciones Tena, Francisco de Orellana, Ambato, Mulaló, Totoras, Dos Cerritos, Milagro, Machala y Esmeraldas.
Para el caso de los bajos voltajes que se presentan en las subestaciones Ambato, Totoras y Mulaló, el problema se origina principalmente por la conexión de la carga de Novacero, y en la subestación Francisco de Orellana el control de voltajes se realiza con la generación forzada de la central Jivino III, pero algunas veces no todas las unidades están disponibles, generalmente por mantenimiento.
En condiciones normales de operación se observan altos voltajes en las barras de Quinindé, Electroquil y Santa Elena 69 kV, que incluso superan el límite superior permitido. En el caso de Quinindé, la carga es servida por un transformador móvil que no dispone la capacidad de control del voltaje a nivel de punto de entrega. Para el caso de las subestaciones Electroquil y Santa Elena, el alto voltaje se presenta porque están asociadas a puntos de generación que operan con su capacidad efectiva.
7.1.2 ANÁLISIS OPERATIVO
A continuación se presenta un análisis global del problema de voltajes en el Sistema Nacional Interconectado; y, el análisis de las zonas operativas, donde se detallará de forma separada los inconvenientes encontrados y sus posibles soluciones:
En condiciones de alto despacho hidroeléctrico de la cadena Paute - Mazar, se requiere el despacho de generación térmica en la zona de Guayaquil, por control de voltaje dentro de las bandas de variación de voltaje establecidas por el CONELEC, en las subestaciones Posorja, Salitral y Pascuales. De acuerdo al estudio” Análisis de Requerimientos de Compensación Capacitiva de la Zona de Guayaquil – Santa Elena”, realizado por CENACE, CELEC EP TRANSELECTRIC ha programado, para mediados de 2014, la entrada en operación de la siguiente compensación capacitiva en la zona: 30 MVAR en la S/E Esclusas, 12 MVAR en la S/E Caraguay y 12 MVAR en el área de Posorja.
Para mantener las condiciones de voltaje dentro de los límites de operación normal en la zona norte del S.N.I, especialmente en las subestaciones Santa Rosa, Vicentina, Ibarra y Esmeraldas, bajo diversas condiciones de despacho o de indisponibilidad de generación o de transmisión, se requiere la importación desde Colombia (entre 80 y 120 MW) por el enlace de 230 kV, por lo cual se requiere, en forma urgente, la instalación de compensación capacitiva en la zona norte del Ecuador, en el orden de 100 MVAR.
Considerando el incremento proyectado de la carga de NOVACERO a 45 MW, el perfil de voltaje en el sistema de transmisión Totoras – Ambato – Pucará – Mulaló de 138 kV, se degradaría aún más, alcanzado valores del orden de 0,94 pu en condiciones normales de operación, sin disponibilidad de recursos para su control.
Existen áreas del Sistema en las que, ante la indisponibilidad de generación localizada, se registran problemas de bajos voltajes, como: subestación Francisco de Orellana ante la indisponibilidad de la Central Jivino III y Machala ante la indisponibilidad de unidades de la central Termogas Machala.
Una situación muy particular en la operación del SNT constituye el escenario de alta hidrología de las cadenas energéticas Mazar- Paute y Agoyán – San Francisco, puesto que para mantener un adecuado perfil de voltaje en las diferentes zonas en
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condiciones normales, y a fin de garantizar la estabilidad permanente del sistema ante contingencias, se requiere el ingreso de generación forzada, principalmente en la zona de Guayaquil.
7.2 ANALISIS DE TRANSFORMADORES
Para la evaluación se considera lo siguiente:
Los límites de operación de los elementos de transmisión están publicados en la página web de CELEC EP TRANSELECTRIC, información considerada como información oficial.
El valor de 80 % del límite operativo, para considerar que la cargabilidad del elemento está proyectándose a su capacidad nominal.
7.2.1 Análisis para transformadores 230/138 kV y 230/ 69 kV.
Figura No. 7: Cargabilidad de transformadores en Alta Hidrología
33
Figura No. 8: Cargabilidad de transformadores en Baja hidrología
En las gráficas precedentes para transformadores 230/138 kV y 230/69 kV, se observan sobrecargas sobre el 100% de su capacidad, en el autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Totoras, y en ciertos periodos de demanda máxima en el autotransformador TRK 230/69 kV de la S/E Riobamba, el primero básicamente debido a la indisponibilidad de la cadena Agoyán – San Francisco, y el segundo por la indisponibilidad de la generación inmersa en el sistema de distribución. Adicionalmente, se presentan cargas sobre 80% de su capacidad en los transformadores de la S/E Santo Domingo (ATU), Dos Cerritos (ATK) y Pomasqui (ATU), tanto para condiciones de alta o baja hidrología en las cadenas Paute – Mazar y Agoyán – San Francisco. Para finales del 2014 se estima la entrada en operación del segundo transformador 230/138 kV en la S/E Santo Domingo y del segundo transformador 230/138 kV de la S/E Pomasqui.
7.2.2 Análisis para transformadores 138/69 y 138/46 kV.
Para la evaluación se considera lo siguiente:
Se realiza un análisis estadístico considerando a aquellos transformadores que presentan una cargabilidad mayor al 80 %.
Cargabilidad de los transformadores del SNI, para el periodo comprendido entre el 01 de abril de 2013 al 31 de marzo de 2014, considerando la información histórica de tiempo real que dispone CENACE.
34
Figura No. 9: Cargabilidad de transformadores en Alta hidrología
Figura No. 10: Cargabilidad de transformadores en Baja hidrología
Tabla No. 7: Transformadores con cargabilidad superior al 80%.
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TRANSFORMADOR
LÍMITES DE OPERACIÓN
VALOR MAX.
MENSUALCARGABILIDAD DEL ELEMENTO
OBSERVACIÓN
CONT. EMER. (MVA)
Ambato AT1 43 48,1 43 100%
Actualmente se encuentra transferida carga de la Subestación Ambato hacia la Subestación
Huachi de Totoras, 12 MVA, ya que sin esta maniobra la cargabilidad del transformador
supera el 100 % Se prevé el ingreso del segundo transformador en junio 2014, con lo que se eliminaría definitivamente esta restricción.
Babahoyo ATQ 66,7 66,7 72 105%
Con la indisponibilidad de la C.H. Sibimbe la cargabilidad del autotransformador supera el
100%. Se prevé que para julio de 2014 ingrese el segundo transformador
Chone ATQ 60 67 58,5 98%Se prevé el cambio de transformador, por uno de
100 MVA, para finales de 2014
Policentro ATQ 150 168 150 100%
EEP de Guayaquil monitorea permanentemente el transformador y realiza transferencias internas en caso de ser necesario, pero se evidencia que
normalmente en horas de demanda media el transformador alcanza cargabilidades superiores
al 80 %. Analizar un nuevo punto de entrega para descargar este elemento.
Vicentina T2 100 120 96 96%
Para el tercer trimestre de 2014, la EEQSA cambiará el transformar T1 por uno de mayor capacidad, que permitirá descargar el T2. La
situación se agrava con la indisponibilidad de la central Gualberto Hernández
Posorja ATQ 33 37 30 87%Se debe considerar para 2015 el ingreso de un segundo elemento de transformación debido al incremento de la demanda de la zona.
Santo Domingo ATR 100 120 96 85%Para junio de 2015 se estima el ingreso del segundo transformador en paralelo, el que
permitirá descargar el ATR.
Trinitaria ATQ 150 168 143 95%
EEP de Guayaquil monitorea permanentemente el transformador y realiza transferencias internas en caso de ser necesario, pero se evidencia que normalmente en horas de demanda máxima el
transformador alcanza cargabilidades superiores al 80 %.
Montecristi ATQ 100 120 95 95%
El control se lo puede realizar con la generación de la central Miraflores; el transformador Móvil
que está instalado en Montecristi presentó problemas en su sistema de control, está en
revisión, lo que implica el despacho de aproximadamente 20 MW de generación forzada para mantener la cargabilidad del ATQ dentro de
sus límites de operación nominal.
Santa Rosa, TRP y TRN
75 90 66 87%Se debe ir considerando esta cargabilidad, con base al incremento de demanda que se prevé
para los próximos años
Loja ATQ, cuando la generación de Catamayo no es despachada de manera económica y/o ante indisponibilidad de la central Carlos Mora, el transformador está en el orden del 85% de su carga.
Para ciertos periodos de demanda, el ATQ de Mulaló está alcanzando el 80% de cargabilidad
7.3 ANÁLISIS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN.
36
A continuación se exponen los casos con cargabilidades mayores al 70%
Figura No. 11: Cargabilidad (%) de Líneas de transmisión en alta hidrología
Figura No. 12: Cargabilidad (%) de Líneas de transmisión en Baja hidrología
Los mayores porcentajes de cargabilidad, se presentan para condiciones de alta hidrología, sobretodo en la zona norte en el anillo de 138 kV, como es el caso de las líneas Santa – Rosa – Conocoto, Pucará – Ambato, Pucará – Mulaló, Totoras – Ambato y Conocoto – Vicentina. Inclusive la generación de la central Pucará ha sido restringida en ciertos periodos por la sobrecarga que se produce en la L/T Pucará – Mulaló 138 kV. A nivel de 230 kV, los circuitos de la L/T Santa Rosa, para los dos escenarios de hidrología, operan en el orden del 75% de su
37
capacidad nominal, con el consecuente riesgo y efectos que implicarían la salida intempestiva de uno de los circuitos.
7.4 ANÁLISIS DE LAS AREAS OPERATIVAS
Para presentar el diagnóstico de las instalaciones del SNT se considera una agrupación de las instalaciones del sistema por zonas operativas, de acuerdo al esquema del Gráfico La descripción del estado del Sistema Nacional de Transmisión, se realiza considerando la topología disponible hasta el mes de junio de 2014.
ZONA NOROCCIDENTAL ZONA NORTES/E ESMERALDAS L/T Santa Rosa - Totoras S/E POMASQUI
S/E STO DOMINGO S/E SANTA ROSAS/E QUEVEDO S/E TULCÁN
S/E PORTOVIEJO S/E IBARRAS/E SAN GREGORIO S/E VICENTINA
S/E CHONE S/E MULALÓS/E MONTECRISTI S/E CONOCOTO
S/E BABA S/E AMBATOS/E D. PERIPA S/E PUCARÁ ZONA NORORIENTALS/E JARAMIJÓ S/E TOTORAS S/E PUYO
S/E RIOBAMBA S/E TENAS/E BAÑOS S/E F. DE ORELLANA
ZONA SUROCCIDENTAL ZONA SURS/E SANTA ELENA L/T Molino - Pascuales S/E MOLINO
S/E POSORJA S/E ZHORAYS/E POLICENTRO S/E BABAHOYO
S/E SALITRAL S/E MILAGROS/E TRINITARIA S/E MACHALA ZONA SURORIENTALS/E CARAGUAY S/E CUENCA S/E GUALACEOS/E ESCLUSAS L/T Molino-Zhoray-Milagro-Dos Cerritos-Pascuales S/E SININCAY S/E LIMÓN
S/E N. PROSPERINA S/E LOJA S/E MÉNDEZS/E PASCUALES S/E SAN IDELFONSO S/E MACAS
S/E DOS CERRITOSS/E ELECTROQUIL
L/T
Pasc
uale
s -Q
ueve
do
L/T
Mol
ino
-Rio
bam
ba -T
otor
as
Figura No. 13: Zonas operativas del SNT
A continuación se detallan los problemas operativos actuales, considerando problemas de bajos voltajes, sobrecargas de elementos y su proyección hacia diciembre de 2014.
7.4.1 ANILLO TRONCAL 230 KV
a) En condiciones de alta hidrología, se programa una alta producción de las centrales hidroeléctricas ubicadas en las cuencas Mazar – Paute y Agoyán – San Francisco, condición que infiere altas transferencias por el corredor de transmisión Molino – Riobamba – Totoras – Santa Rosa 230 kV y por el corredor de transmisión Molino – Zhoray – Milagro – Dos Cerritos – Pascuales de 230 kV, con riesgos de colapsos totales o parciales del SNI ante la ocurrencia de contingencias dobles en estas líneas y, en algunos casos, ante contingencias simples.
b) Para mitigar el problema de altas transferencias por el corredor Molino – Santa Rosa 230 kV, y particularmente por la línea Totoras – Santa Rosa 230 kV, se requiere la
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inclusión de un nuevo elemento de transmisión que permita distribuir el flujo que llega a la subestación Santa Rosa, o el ingreso de generación económica en la zona norte del SNI.
c) El actual esquema de protección sistémica -EPS implementado es funcional para preservar la integridad de la mayor parte del Sistema Nacional Interconectado, ante la doble contingencia de L/T Santa Rosa-Totoras.
Soluciones: Ingreso de una nueva línea de 230 kV entre la subestación Totoras y el área de
Quito. Incremento de la capacidad de generación instalada en la zona de Quito, 60 MW
aproximadamente, tema considerado de urgencia. La implementación del Sistema de Protección Sistémica - SPS ante fallas de las
líneas del anillo troncal de transmisión de 230 kV, cuya entrada en operación está prevista para fines del año 2014.
7.4.2 ZONA NOROCCIDENTAL
Área Esmeraldas
a) Se contempla el ingreso de la Central Térmica Esmeraldas II, fuel oil, con 96 MW, en el segundo semestre de 2014, considerando que en la barra de 138 kV de la subestación Esmeraldas está conectada la central térmica Esmeraldas I con una capacidad de 130 MW; se ha evidenciado, mediante estudios eléctricos, que ante el disparo de uno de los circuitos Esmeraldas – Santo Domingo 138 kV, y dependiendo de las condiciones de demanda y generación, el otro elemento en paralelo sobrepasaría su límite de operación de emergencia, con la posibilidad del colapso en la zona de Esmeraldas.
Soluciones:
Implementar un sistema de disparo automático de generación -DAG en la Central térmica Esmeraldas II, que actúe ante el disparo de uno de los dos circuitos: Circuito Esmeraldas – Santo Domingo 138 kV, o circuito Esmeraldas – Quinindé – Santo Domingo 138 kV.
b) En la S/E Quinindé, el voltaje a nivel de 69 kV, y dependiendo de la demanda, se presentan violaciones de voltajes, que no son controlables puesto que el transformador que permite abastecer a esta zona no dispone de LTC, para un control más eficiente del voltaje.
Solución:
Reemplazo del transformador móvil, y, de acuerdo al programa de expansión de CELEC EP TRANSELECTRIC, el ingreso de un transformador de 60 MVA está programado para diciembre de 2014; se debería confirmar que el nuevo elemento disponga de un sistema de LTC para el control de voltaje y adelantar, en todo lo posible, el ingreso de dicha obra.
Área Manabí
a) S/E Chone: el autotransformador ATQ 138/69 kV está alcanzando sus límites de capacidad.
Solución:
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Reemplazo del transformador actual, cuya entrada en operación está programada por CELEC EP TRANSELECTRIC para el mes de diciembre de 2014.
b) S/E Portoviejo: ante contingencia N-1, disparo de uno de los transformadores AA1 o AA2 138/69 kV, se produce el disparo del transformador restante por sobrecarga, con el consecuente colapso del área de Portoviejo.
Soluciones:
Está implementado un esquema de protección sistémica con disparo de la bahía Jipijapa de 69 kV, ante la salida intempestiva de uno de los elementos de transformación.
Repotenciación de los transformadores o incremento de capacidad de la S/E Portoviejo.
c) Ante la indisponibilidad del autotransformador Móvil 138/69 kV de la S/E Montecristi, toda la carga de la zona está siendo abastecida a través del autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Montecristi, cuya capacidad en demandas media y máxima supera su límite de operación normal, y para su control se requiere el despacho de generación de la central Manta II y Miraflores.
Solución:
Instalación de un nuevo punto de entrega para abastecer parte de la demanda actual de la S/E Montecristi; de acuerdo a CELEC EP TRANSELECTRIC, se ha planificado la instalación de un transformador de 33 MVA para febrero de 2015 en la zona de Manta, por lo que se hace necesario que este punto de entrega esté disponible según lo planificado o inclusive prever el adelanto de su ingreso en operación.
7.4.3 ZONA NORTE
a) De los registros de cargabilidad y voltajes de los elementos de la zona norte del S.N.I. (subestaciones Santa Rosa, Vicentina, Ibarra, Esmeraldas, Pomasqui, Totoras y Riobamba), se evidencia un deterioro del perfil de voltaje en la zona, y la cargabilidad de los elementos de transmisión, operando cerca a sus límites de operación normal, problemas que pueden agravarse si se considera el crecimiento de la demanda proyectada por CONELEC.
b) Con el incremento de la carga de NOVACERO a 45 MW, el perfil de voltaje de la zona se degradaría aún más, presentando voltajes a nivel de 138 y 69 kV fuera de los rangos de operación normal.
c) Ante contingencias sencillas a nivel de 230 kV, de las líneas conectadas a la S/E Santa Rosa, se evidencian problemas de muy bajos voltajes y sobrecarga de elementos a nivel del corredor de 138 kV.
Soluciones:
Ingreso urgente de compensación capacitiva adicional en la zona norte, de preferencia en la S/E Santa Rosa (100 MVAR), de forma complementaria al ingreso de al menos 60 MW de generación efectiva en esta zona.
Importación desde el Sistema Colombiano a través del enlace de 230 kV, para mantener el perfil de voltaje en límites operativos. En el caso de que no se disponga de oferta de energía desde el país vecino, los valores de voltaje en las
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barras mencionadas en el literal a), no cumplirán los valores permitidos para operación normal.
Cumplimiento, en las fechas de ingreso previstas, de los segundos elementos de transformación de las subestaciones Vicentina, Pomasqui y Ambato.
d) Con los despachos de generación para alta hidrología, incluida la generación de la central Pucará, se presenta la sobrecarga de la L/T Pucará – Mulaló 138 kV, debiendo programar la generación de la central Pucará con una potencia menor a su efectiva.
Soluciones:
Repotenciación efectiva de la L/T Pucará – Mulaló 138 kV. CELEC EP TRANSELECTRIC debe terminar los trabajos respectivos en las subestaciones Pucará y Mulaló, respectivamente.
Considerar la repotenciación complementaria de todos los elementos que conforman el corredor Totoras – Ambato – Pucará – Mulaló – Vicentina 138 kV, puesto que ante la indisponibilidad de la central Pucará el problema se vuelve más evidente.
e) Con base en los estudios eléctricos realizados, se ha evidenciado que ante la salida intempestiva del autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Pomasqui, se producen problemas de muy bajos voltajes en la zona norte del Ecuador y sobrecargas en líneas de 138 kV asociadas al sistema de la EEQ.
Solución:
Actualmente está implementado un esquema de protección sistémica local en la S/E Pomasqui, que ante la salida intempestiva del autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Pomasqui dispare carga de la zona de Pomasqui, que permita mantener los voltajes y flujos del sistema de transmisión asociado al norte del Ecuador, en valores dentro de la operación de emergencia.
Ingreso urgente del segundo transformador 230/138 kV de la S/E Pomasqui.
f) Con la indisponibilidad del autotransformador 230/138 kV de la S/E Totoras, se requiere limitar la generación de la central Agoyán, por la presencia de oscilaciones no amortiguadas, principalmente en horas de demanda mínima;
g) Ante la indisponibilidad de la central Agoyán, el flujo por el autotransformador ATT 230/138 KV de la subestación Totoras supera su límite de operación de emergencia, siendo necesario la apertura del sistema de transmisión Totoras – Vicentina 138 kV (apertura de la posición Mulaló en la subestación Vicentina). Este problema se supera, considerando la topología actual, únicamente con la operación de la central hidráulica Pucará, pero con el crecimiento de la demanda de la zona y el incremento de la carga de Novacero, el problema persistiría.
Solución:
El ingreso del segundo transformador 230/138 kV en la S/E Totoras de forma prioritaria.
h) Actualmente existe únicamente un enlace para abastecer a la S/E Ibarra, requiriéndose mejorar la confiabilidad del servicio a esta subestación.
Solución:
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Considerar el ingreso de un nuevo punto de conexión de EMELNORTE al Sistema Nacional Interconectado. Con el ingreso de la S/E Tabacundo 230/138 kV se continuará manteniendo el abastecimiento de la subestación Ibarra a través de un solo punto de interconexión desde el SNI.
7.4.4 ZONA SUROCCIDENTAL
Área Pascuales - Salitral - Posorja
Para despachos de generación de alta hidrología:
a) En el área de Salitral, considerando la disponibilidad de una sola unidad de vapor de la central Gonzalo Zevallos, se requiere el ingreso de generación térmica no económica en horas de demandas media y máxima, para control de voltajes.
b) Para el área de Posorja, en demandas media y máxima, se requiere la generación de la central Generoca, e incluso una o dos unidades de la central Electroquil 3, para control de voltajes de la zona dentro de los límites establecidos para operación normal.
c) Con la indisponibilidad de la central Trinitaria, se requiere la generación de las centrales Termoguayas, Electroquil y Álvaro Tinajero, a fin de mantener los voltajes dentro de los límites de operación normal.
Soluciones:
La instalación de compensación capacitiva de 30 MVAR en la S/E Esclusas, 12 MVAR en la S/E Caraguay y 12 MVAR en la S/E Posorja, la misma que deberá ingresar en operación hasta el tercer trimestre de 2014. Se requiere observar el estricto cumplimiento de la fecha prevista de entrada en operación de este equipamiento.
El ingreso de la S/E Lago de Chongón, programada para octubre de 2014, permitirá un mejor control de voltajes de las subestaciones Posorja y Santa Elena. Se requiere observar el estricto cumplimiento de la fecha prevista de entrada en operación de este equipamiento.
Adicionalmente, considerando el crecimiento de la demanda en esta área, se requiere el adelanto de la instalación de compensación capacitiva en el Área de Guayaquil, prevista en el Plan de Expansión de Transmisión para el año 2015.
Área Posorja:
a) En el año 2014, el transformador ATQ 138/69 kV en la Subestación Posorja, alcanza el límite establecido para operación normal.
Solución:
Adelantar el ingreso del segundo transformador en la Subestación Posorja 138 /69 kV.
El reingreso de los dos circuitos Electroquil – Salitral 69 kV, o la conexión de la subestación Electroquil con el sistema de EEP Guayaquil, lo que permitirá tener una mejor confiabilidad a la zona de Salitral – Electroquil – Pascuales.
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7.4.5 ZONA SUR
Área Los Ríos
a) Con la indisponibilidad de la central Sibimbe, el autotransformador ATQ 138/69 kV de la subestación Babahoyo opera con una cargabilidad superior al 100%, en horas de demanda máxima, incluso se ha reportado la desconexión de carga de CNEL Los Ríos (6 MW) por control de flujo.
Solución:
Adelantar el ingreso del segundo transformador de la S/E Babahoyo, previsto por CELEC EP TRANSELECTRIC para julio de 2014.
b) Desde enero hasta octubre de 2013 se han registrado varias salidas intempestivas de la línea de transmisión Babahoyo – Milagro 138 kV, que han provocado el desabastecimiento de la demanda de CNEL Regional Los Ríos y la salida de servicio de la central hidroeléctrica Sibimbe.
Soluciones:
Reforzamiento de este elemento de transmisión mediante el ingreso de un segundo circuito Milagro – Babahoyo 138 kV. En el plan de expansión julio de 2014 a junio de 2015, de CELEC EP - TRANSELECTRIC, no consta el ingreso del elemento mencionado.
Instalación de generación térmica en la zona de Babahoyo con capacidad para operación aislada,
Área El Oro
a) Con la indisponibilidad de las unidades de la central Termogas Machala, o con la indisponibilidad de la L/T Machala – Frontera 230 kV, y aún con una carga de 3 MW de CNEL Regional El Oro transferida a la subestación Milagro, los voltajes en la barra de 69 kV de la subestación Machala permanecen bajo 0.97 p.u. en horas de demanda media y bajo 0.95 p.u. en horas de demanda máxima, requiriéndose desconexiones parciales de carga para mantener condiciones de calidad en la zona, por lo que se hace necesario la inclusión urgente de compensación capacitiva, a fin de que el voltaje en la zona no dependa exclusivamente de la generación despachada.
b) La L/T San Idelfonso – Central Termogas Machala 138 kV está conformada por dos circuitos independientes, pero los mismos llegan a la S/E San Idelfonso mediante un encuellamiento con un solo interruptor para su conexión. Se requiere urgentemente disponer con el interruptor faltante que permita mantener una mayor confiabilidad en la zona.
Solución:
Entrada en operación de la L/T Milagro – Machala 230 kV, programada para junio de 2015. Se recomienda el ingreso prioritario de la obra, ya que la misma ha sufrido varios retrasos para su puesta en funcionamiento.
c) Con la topología actual, considerando el crecimiento de la demanda, en horas de demanda máxima y ante la salida intempestiva de uno de los autotransformadores de la subestación Machala 138/69 kV, el flujo por el autotransformador en operación, alcanzaría valores superiores al ajuste de sobrepotencia, provocando su salida y dejando desabastecida la demanda total de CNEL Regional El Oro.
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Soluciones:
Entrada en operación de la L/T Milagro – Machala 230 kV, programada para junio de 2015. Al momento existe un esquema de protección sistémica que dispara la posición Emeloro 1 en la S/E Machala, pero es una solución implementada a corto plazo.
d) Las posiciones Emeloro 1 y 2 de la subestación Machala 69 kV, están llegando a su capacidad máxima de entrega al sistema de CNEL Regional El Oro.
e) En el primer semestre de 2014 se ha registrado una alta frecuencia de fallas a nivel de bahías de entrega, Emeloro 1 y Emeloro 2, que han sido causadas por eventos en el sistema de distribución.
Soluciones:
El ingreso de una nueva bahía de 69 kV en la subestación Machala o disponer de otro punto de entrega al sistema regional desde el S.N.I.
Impulsar el ingreso de 20 a 30 MW de generación en el sistema interno de la regional.
Revisión integral del sistema protecciones de la distribuidora que permita el despeje correcto de fallas.
7.4.6 ZONA NOR ORIENTAL
a) En el sistema de transmisión Baños – Puyo – Tena - Francisco de Orellana 138 kV se han registrado varias salidas intempestivas de los elementos que conforman dicho corredor, formándose una isla eléctrica entre la carga y la generación de la central Jivino III, pero en varias ocasiones se ha producido seccionamientos de carga por la actuación del EAC por baja frecuencia.
Solución:
Reforzamiento del corredor Baños - Puyo - Tena – Francisco de Orellana de 138 kV.
Para mejorar la confiabilidad de la zona se plantea adelantar las obras de la subestación El Inga y su conexión hacia el nororiente.
b) Bajo las condiciones topológicas actuales, no se puede despachar toda la generación económicamente disponible de las centrales Jivino I, II y III a través de la L/T Jivino – Sacha – Orellana de 69 kV, por problemas de capacidad de la línea.
Solución:
Reforzamiento de la L/T Orellana – Sacha - Jivino de 69 kV de CNEL Sucumbíos para permitir el uso total de la generación inmersa y el incremento de la confiabilidad del servicio eléctrico en la zona.
c) Presencia de bajos voltajes en las subestaciones Puyo, Tena y Francisco de Orellana cuando se realizan trabajos con apertura de uno de los tramos del corredor Baños- Puyo – Tena – Francisco de Orellana 138 kV y con formación de isla eléctrica.
Solución:
Instalación de compensación capacitiva de al menos 3 MVAr en cada una de las subestaciones Tena y Francisco de Orellana 69 kV.
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7.4.7 REQUERIMIENTOS ADICIONALES
a) Con el incremento de consumo de energía por el ingreso de las cocinas eléctricas impulsadas por el Ministerio de Electricidad, es indispensable considerarlo en los planes de expansión del Sistema Nacional de Transmisión y de los sistemas de la Empresas Distribuidoras.
b) Con el desarrollo de nuevos proyectos de transmisión, se ha detectado el desarrollo de la demanda represada a nivel nacional, que puede causar problemas de sobrecargas en elementos no evidenciados anteriormente, por lo que se debe realizar un seguimiento más estricto del desarrollo y crecimiento de la demanda.
c) A nivel de distribución, en los sistemas internos de las empresas EEQSA y EEPG se están alcanzando sus valores máximos de cargabilidad en algunos elementos, por lo que se requiere realizar un seguimiento conjunto para que se mantenga el servicio eléctrico dentro de los parámetros de calidad y confiablidad.
d) En varios puntos del análisis, se evidencia la dependencia de la importación desde Colombia, por el enlace de 230 kV, para solucionar problemas de voltajes, sobrecargas e incluso de estabilidad del sistema, por lo que se requiere la implementación urgente de las soluciones planteadas para la zona norte del Ecuador, puesto que las ofertas de energía de Colombia carecen de firmeza.
8. CONFORMACIÓN DE ISLAS ELÉCTRICAS POR MANTENIMIENTOS DE ELEMENTOS DEL S.N.T.
Elemento: L/T Pascuales – Santa Elena 138 kVMantenimiento: Lavado de aislación con línea desenergizada PAS1SELFecha: Martes 02 de septiembre de 2014Isla eléctrica: La carga de Santa Elena sería servida mediante la formación de una isla eléctrica
con la generación de las centrales Santa Elena II y III.
Elemento: L/T Pascuales - Electroquil 138 kVMantenimiento: Lavado de aislación con línea desenergizada PAS 1056Fecha: Martes 19 de agosto de 2014Isla eléctrica: La carga de Posorja y Holcim sería servida mediante la formación de una isla
eléctrica con la generación de Electroquil y Generoca.
Elemento: L/T Baños - Puyo 138 kVMantenimiento: Cambio de balizasFecha: Sábado 06 y domingo 07 de septiembre de 2014Isla eléctrica: La carga de CNEL Regional Sucumbíos y Empresa Eléctrica Ambato, formarán una
isla eléctrica con la generación disponible de las centrales Jivino I, Jivino II, Jivino III, Payamino y Celso Castellanos.
Elemento: L/T Baños - Puyo 138 kVMantenimiento: Cambio de balizas en las estructuras del tramo E075 a E103 y arreglo de cuello
canasteado en la E037Fecha: Domingo 25 de enero de 2015Isla eléctrica: La carga de CNEL Regional Sucumbíos y Empresa Eléctrica Ambato, formarán una
isla eléctrica con la generación disponible de las centrales Jivino I, Jivino II, Jivino III, Payamino y Celso Castellanos.
Elemento: L/T Puyo - Tena 138 kVMantenimiento: Arreglo del conductor de la fase superiorFecha: Domingo 22 de marzo de 2015Isla eléctrica: La carga de CNEL Regional Sucumbíos formará una isla eléctrica con la
generación disponible de las centrales Jivino I, Jivino II, Jivino III, Payamino y Celso Castellanos.
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Elemento: ATU 230/138 kV, S/E Santo DomingoMantenimiento: Lavado de aislación, cambio de fases del ATUFecha: Domingo 4 de octubre de 2014Isla eléctrica: Se prevé conformar una isla eléctrica entre la carga de las subestaciones Santo
Domingo (de CNEL Regional Santo Domingo), Esmeraldas (CNEL Esmeraldas) y la generación de la central térmica Esmeraldas I y II.
Elemento: L/T Cuenca – Macas 138 kVMantenimiento: Lavado de aislación con línea desenergizada Fecha: Sábado 08 y domingo 09 de noviembre de 2014Isla eléctrica: Se debe considerar la instalación de generación en la zona de Macas, que permita
conformar una isla eléctrica entre la carga de Centro Sur y la generación de la central Hidroabanico.
9. PROTECCIONES SISTÉMICAS
9.1 Nuevo esquema de protección ante la salida intempestiva de la línea de transmisión Santa Rosa – Totoras 230 kV
El 20 de marzo de 2013, finalizó la instalación de un nuevo relé 32 de potencia inversa trifásica para el Esquema de Protección Sistémica -EPS en la Subestación Santa Rosa, operativo desde el 25 de junio de 2012, y se realizaron exitosamente las pruebas respectivas de verificación de su correcta lógica de actuación.
El esquema actúa ante la salida intempestiva con falla de un circuito de la línea de trasmisión Santa Rosa – Totoras 230 kV y la apertura del otro circuito (contingencia N-2), es decir cuando se cumplan las dos condiciones a continuación detalladas:
1. Apertura de al menos uno de los siguientes disyuntores:o Posición Totoras 1 en la Subestación Santa Rosa 230 kVo Posición Totoras 2 en la Subestación Santa Rosa 203 kV
2. Potencia trifásica igual a cero correspondiente a la suma del flujo por los circuitos 1 y 2 de la línea de transmisión Santa Rosa – Totoras 230 kV.
Nota:
En el caso de que se produzca el disparo de las posiciones Sta. Rosa 1 o Sta. Rosa 2 en la Subestación Totoras 230 kV, actúa el disparo transferido abriendo las posiciones Totoras 1 o Totoras 2 en la Subestación Sta. Rosa 230 kV, lo cual es equivalente a que se cumpla la condición No. 1 para la actuación del EPS.
A continuación se describen los eventos asociados con la protección sistémica:
Se forman dos islas eléctricas en el Sistema Nacional Interconectado, mediante la apertura de elementos del Sistema Nacional de Transmisión, desconexiones de carga seleccionadas de la Empresa Eléctrica Quito S.A. y de la Empresa Eléctrica del Norte (EMELNORTE), y desconexión de generación de la central hidroeléctrica Paute.
A continuación se describen los eventos asociados con la protección sistémica:
Evento inicial:
a) t= 100 ms: se produce un cortocircuito en uno de los circuitos de la línea de transmisión Santa Rosa – Totoras de 230 kV.
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b) t= 200 ms: se produce la apertura de los dos circuitos de la línea de transmisión Santa Rosa – Totoras de 230 kV
c) Un relé ubicado en la Subestación Santa Rosa, activa la protección sistémica en IHM, mediante el envío de una señal, disparo del relé 86, al producirse el disparo de los interruptores 1 o 2 (posiciones Totoras en la Subestación Santa Rosa) más la potencia de transferencia total cercana a cero por la línea de transmisión Santa Rosa – Totoras 230 kV (evento anterior).
Con las señales de disparo generadas por el relé 86 en el patio de 230 kV de la Subestación Santa Rosa de TRANSELECTRIC, se producirán las siguientes acciones de control y aperturas en las instalaciones del Sistema Nacional de Transmisión:
Tabla No. 8: Acciones en el Sistema Nacional de Transmisión
SUBESTACION ELEMENTO CONTROLADO ELEMENTO QUE QUEDA FUERA DE SERVICIO
T= Tevento+Tenvío y
recepción señales+Tapertura de elementos
Santa Rosa
Activación circuito de protección sistémica que observa la L/T Santa Rosa - Totoras 230 kV, C1 y C2.
100 ms
Energización réle de disparo 86, 105 ms
Apertura de las posiciones Santo Domingo 1 y 2 230 kV
L/T Santa Rosa - Santo Domingo 230 kV, C1 y C2 155 ms
Apertura de la barra de 138 kV
Central térmica Santa Rosa
155 ms
Transformadores TRN y TRP 138/46 kV
Capacitores 3 x 27 MVAR
L/T Santa Rosa - Conocoto 138 kV
L/T Santa Rosa - El Carmen 138 kV
L/T Santa Rosa - Eugenio Espejo 138 kV (Adelca)
L/T Santa Rosa - Selva Alegre 138 kV
Envío de la señal hacia Pomasqui (Canal 2) 105 ms
Apertura de la posición Pomasqui 2 230 kV L/T Santa Rosa - Pomasqui 230 kV, C2 1050 ms
Envío de comando de apertura para la posición Santa Rosa 2 de la S/E Pomasqui (canal 3)
1000 ms
Pomasqui Recepción de la señal enviada desde la S/E Santa Rosa y disparo del relé 86 para ejecutar las acciones en la S/E Pomasqui
108 ms
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Apertura de las posiciones Ibarra 1 y 2 138 kV
L/T Ibarra - Pomasqui 138 kV C1 y C2 (toda la carga de EMELNORTE)
210 ms
Envío de la señal de disparo a la S/E Vicentina
110 ms
Envío de la señal de disparo hacia la S/E Pomasqui EE Quito (canal 1)
110 ms
Recepción de la señal enviada de la S/E Santa Rosa y apertura de la posición Santa Rosa 2
1003 ms
Vicentina
Recepción de la señal enviada de la S/E Pomasqui y disparo del relé 86 para acciones en la S/E Pomasqui
113 ms
Apertura de la posición Conocoto L/T Conocoto - Vicentina 138 kV 213 ms
Apertura de la posición Mulaló L/T Mulaló - Vicentina 138 kV 213 ms
Apertura de la posición del transformador T1
Transformador T1 138/46 kV 213 ms
Se encuentra habilitada en la subestación Santa Rosa, la conexión automática de los reactores RCX y RCW, con voltaje de 14,7 kV en barra de 13,8 kV por un tiempo igual o mayor a 500 ms. La reposición se efectúa cuando el voltaje baje a 0,98 pu del valor del ajuste.
Se encuentra habilitada en la subestación Pomasqui, la conexión automática del reactor RCW, con voltaje de 244 kV en barra de 230 kV por un tiempo igual o mayor a 1000 ms. La reposición se efectúa cuando el voltaje baje a 0,98 pu del valor del ajuste.
Con la señal generada en la Subestación Pomasqui de CELEC EP TRANSELECTRIC, se producirán las siguientes acciones de control y aperturas en las instalaciones de la Empresa Eléctrica Quito:
Tabla No. 9: Acciones en el Sistema Eléctrico de la E.E. Quito
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SUBESTACION ELEMENTO CONTROLADO
ELEMENTO QUE QUEDA FUERA DE
SERVICIO
T= Tevento+Tenvío y recepción
señales+Tapertura de elementos
Santa Rosa
L/T Santa Rosa - S/E Eplicachima 1 46 kV 210 ms
L/T Santa Rosa - S/E Eplicachima 2 46 kV 210 ms
L/T Santa Rosa - Machachi - ADELCA 46 kV Carga de Machachi y de ADELCA 46 kV 210 ms
L/T Santa Rosa - Adelca 138 kV Carga de ADELCA 138 kV 210 ms
Alimentación 2 en 23 kV 210 ms
Pomasqui Alimentación 1 en 23 kV
Toda la carga de la S/E Pomasqui E.E. Quito 220 ms
Alimentación 2 en 23 kV
L/T Pomasqui - Cristiania 138 kV
Selva Alegre
L/T Selva Alegre - S/E Miraflores 46 kV Carga S/E 9
815 ms
L/T Selva Alegre - Belisario Quevedo 46 kV Carga de Belisario Quevedo
L/T Selva Alegre - Eugenio Espejo 138 kV Carga de Eugenio Espejo
Sur
L/T Sur - Luluncoto 46 kV
Carga de las S/Es Eplicachima, San Rafael, Sangolqui 815 ms
L/T Sur - Chimbacalle 46 kV
LT Sur - Eplicachima
L/T SUR C.H. Guangopolo
L/T Sur - C.T. G. Hernández
Cotocollao Alimentación 2 en 46 kV Carga de la S/E
Cotocollao 815 ms Alimentación 2 en 23 kV
San Roque L/T San Roque - Barrio Nuevo
Cara de la S/E Barrio Nuevo 815 ms
d) Para algunos escenarios de despacho de generación, se requiere la desconexión automática de 300 o 250 MW de generación de la central Paute.
Con las maniobras descritas anteriormente se ocasiona lo siguiente: Desconexión total de la demanda de EMELNORTE Desconexión parcial de la demanda de la E.E. Quito S.A. Conformación de 2 subsistemas eléctricos a partir del S.N.I.:
Subsistema 1 (ISLA 1): Conformado por el sistema eléctrico Quito interconectado al sistema eléctrico colombiano
Subsistema 2 (ISLA 2): Conformado por las subestaciones Mulaló, Pucará, Ambato, Totoras, Riobamba, Molino, Zhoray, Milagro, Machala, Pascuales, Dos Cerritos, Quevedo, Santo Domingo, Esmeraldas, Chone y Portoviejo, entre otras subestaciones.
Mediante comunicación CENACE 1262, del 31 de mayo de 2013, y con la finalidad de mantener energizada la subestación Santa Rosa ante la salida intempestiva de la línea de transmisión Santa Rosa –Totoras 230 kV, se solicitó ejecutar los siguientes cambios al Esquema de Protección Sistémica.
Deshabilitar la conexión de uno de los dos circuitos de la L/T Santa Rosa – Pomasqui 230 kV; el circuito que queda energizado no deberá contar con la protección de alto voltaje.
Implementar la conexión automática de los reactores RCX y RCW en la subestación Santa Rosa (2x10 Mvar), una vez que el voltaje en la barra de 13.8 kV (barra a la que se conecta el reactor) alcance un valor igual o mayor a 1.065
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p.u. (14.7 kV) y permanezca en esa condición por un tiempo mayor o igual a 500 milisegundos. Esta modificación en el tiempo de la conexión, en relación a la solicitud anterior, se realiza con la finalidad de preservar el equipamiento instalado en la subestación Santa Rosa.
Implementar la conexión automática del reactor RCW en la subestación Pomasqui (25 Mvar), una vez que el voltaje en la barra de 230 kV de la subestación Pomasqui supere los 245 kV por un tiempo mayor o igual a 1000 milisegundos.
El conteo de tiempo para la conexión automática de los reactores de las subestaciones Santa Rosa y Pomasqui, se deberá resetear cuando el voltaje baja a 0.98 p.u. del valor del ajuste.
9.2 Esquema de pprotección de los autotransformadores ATU y ATT De La S/E Santa Rosa 230/138 kV.
Esquema de protección de los autotransformadores ATU y ATT De La S/E Santa Rosa 230/138 kV
OBJETIVO Evitar el colapso de la zona Norte del país.
HABILITACIÓN
CUANDO 1. Cuando se realice el mantenimiento del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Santa Rosa 2. Cuando se realice el mantenimiento del autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Santa Rosa
COMO Activación en la S/E Santa Rosa por parte de Transelectric
CONDICIONES ACTUACIÓN
1. Disparo del autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Santa Rosa.
2. Disparo del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Santa Rosa.DISPARO Disparo de las posiciones TRN y TRP de la S/E Santa Rosa 138 kV.
9.3 Esquema de protección del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Totoras
Esquema de protección del autotransformador ATT de la S/E Totoras 230/138 kV
OBJETIVO Evitar el disparo del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Totoras por sobrecarga sostenida
HABILITACIÓN CUANDO Permanente
COMO Activación en la S/E Totoras por parte de Transelectric
CONDICIONES ACTUACIÓN
Si la transferencia por el autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Totoras es superior a 148 MVA (corriente), por un tiempo mayor a 10 minutos.
DISPARO Disparo del disyuntor 52-132 de la posición Ambato en la S/E Totoras 138 kV.
9.4 Esquema de protección de la generación de Refinería en S/E Esmeraldas
Esquema de protección de la generación de Refinería, S/E Esmeraldas
OBJETIVO Evitar el abastecimiento súbito de la S/E Esmeraldas con la generación de la Refinería, ante el disparo de la L/T Santo Domingo - Esmeraldas 138 kV
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HABILITACIÓN
CUANDO Permanente
COMO Activación en la S/E Esmeraldas por parte de Transelectric
CONDICIONES ACTUACIÓN
Disparo de las posiciones Santo Domingo en la S/E Esmeraldas 138 kV y detectando flujo = 0 MW
DISPARO Disparo del disyuntor 52 - L5 de la posición Refinería en la S/E Esmeraldas 69 kV.
9.5 Esquema de protección ante el disparo del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Quevedo.
Esquema de protección ante el disparo del autotransformador ATT de la S/E Quevedo
OBJETIVO Evitar un colapso por bajo voltaje en la zona de Manabí, ante el disparo del autotransformador ATT de la S/E Quevedo
HABILITACIÓN CUANDO De acuerdo a solicitud del CENACE, generalmente se activa cuando se encuentra indisponible la Central Marcel Laniado.
COMO Mediante perilla de activación en la S/E Quevedo.
CONDICIONES ACTUACIÓN
Disparo de las posiciones de alta y/o baja del autotransformador ATT 230/138 kV de la S/E Quevedo.
DISPARO Disparo automático de la barra de 138 kV de la S/E Quevedo, mediante la actuación del relé diferencial de barra. Esto produce la salida total de la carga de la S/E Quevedo, que permite mantener los voltajes de entrega en la zona sobre 0.96 p.u.
9.6 Esquema de protección ante el disparo de un circuito de la L/T Esmeraldas – Sto. Domingo 138 kV.
Esquema de protección ante el disparo de un circuito de la L/T Esmeraldas – Sto. Domingo 138 kV.
OBJETIVO Evitar un colapso por bajo voltaje en la zona de Esmeraldas, ante el disparo de un circuito de la L/T Esmeraldas – Sto. Domingo 138 kV.
HABILITACIÓN CUANDO De acuerdo a solicitud del CENACE, se lo determina de forma diaria mediante validación eléctrica. (Se activa principalmente ante la indisponibilidad de la Central Térmica Esmeraldas.)
COMO Mediante perilla de activación en la S/E Esmeraldas.
CONDICIONES ACTUACIÓN
Disparo de uno de los circuitos de la L/T Esmeraldas - Sto. Domingo 138 kV.
DISPARO Disparo automático de la posición Esmeraldas 1 (disyuntor 52-L3). Esto produce la salida de parte de la carga de Esmeraldas, permitiendo mantener los voltajes de entrega en la zona sobre 0.97 p.u.
9.7 Esquema de protección ante el disparo de uno de los autotransformador AA1 o AA2 138/69 kV en la S/E Portoviejo.
Esquema de protección ante el disparo de uno de los autotransformador AA1 o AA2 138/69 kV en la S/E Portoviejo.
OBJETIVO Evitar el disparo del segundo transformador por sobrecarga y consecuente colapso de toda la subestación Portoviejo 69 kV.
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HABILITACIÓN CUANDO De acuerdo a solicitud del CENACE, la activación de la protección se la realizará cuando la suma de la potencia aparente de los dos transformadores sea mayor a 112 (+2) MVA (capacidad por 20 minutos de un transformador en condiciones de emergencia).
COMO Mediante perilla de activación en la S/E Portoviejo.CONDICIONES ACTUACIÓN
Disparo de uno de los autotransformador AA1 o AA2 138/69 kV en la S/E Portoviejo.
DISPARO Disparo automático de la posición Jipijapa en la subestación Portoviejo 69 kV. Esto produce la salida de parte de la carga, permitiendo mantener los voltajes de entrega en la zona sobre 0.97 p.u.
9.8 Esquema de protección ante el disparo de uno de los autotransformador ATQ o ATR 138/69 kV en la S/E Machala.
Esquema de protección ante el disparo de uno de los autotransformador ATQ o ATR 138/69 kV en la S/E Machala.
OBJETIVO Evitar el disparo del segundo transformador por sobrecarga y consecuente colapso de toda la subestación Machala 69 kV.
HABILITACIÓN CUANDO De acuerdo a solicitud del CENACE, la activación de la protección se la realizará cuando la suma de la potencia aparente de los dos transformadores sea mayor a 80 (+2) MVA (capacidad por 20 minutos de un transformador en condiciones de emergencia).
COMO Mediante perilla de activación en la S/E Machala.
CONDICIONES ACTUACIÓN
Disparo de uno de los autotransformador ATQ o ATR 138/69 kV en la S/E Machala.
DISPARO Disparo automático de la posición Emeloro 1 en la subestación Machala 69 kV. Esto produce la salida de parte de la carga, permitiendo mantener los voltajes de entrega en la zona sobre 0.97 p.u.
9.9 Esquema de protección ante el disparo del autotransformador ATU 230/138 kV en la S/E Pomasqui.
Esquema de protección ante el disparo del autotransformador ATU 230/138 kV en la S/E Pomasqui.
OBJETIVOEvitar problemas de bajos voltajes en la zona norte del Ecuador, sobrecargas en
el corredor Vicentina - Conocoto - Santa Rosa 138 kV y el posible disparo por sobre carga de la L/ST Santa Rosa - Eugenio Espejo de 138 kV de la EEQSA.
HABILITACIÓN CUANDOEl flujo de potencia activa sumado entre las posiciones Eugenio Espejo + Selva Alegre de la S/E Santa Rosa 138 kV + ATU 230/138 kV de la S/E Pomasqui sea superior a:
Flujos
F menor a 280 MW280 MW < F < 360
MWF mayor a 360 MW
NOSI, una carga SI, dos cargas.
(S/E No 18 Cristianía)
(S/E No 18 Cristianía + S/E No
57 Pomasqui)
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COMO
El esquema se activa en la S/E Pomasqui de TRANSELECTRIC, mediante el uso de la perilla que permita escoger las opciones de: No Operación, disparo de una carga de la EEQSA y disparo de las dos cargas de la EEQSA. Debe solicitarse esta activación al COT.
CONDICIONES ACTUACIÓN
Apertura intempestiva de al menos un disyuntor de las posiciones de baja y/o alta del autotransformador ATU 230/138 kV de la S/E Pomasqui.
DISPARO Disparo de las cargas asignadas, según la activación.
10. SEGURIDAD DE OPERACIÓN DEL S.N.I.
En horas de demandas media y máxima, en condiciones de despachos de alta hidrología, ante la salida intempestiva de un circuito de la L/T Santa Rosa – Totoras 230 kV, se producen bajos voltajes en la zona norte y sobrecargas en el corredor de 138 kV Totoras – Vicentina, y a fin de evitar un colapso de la zona norte por bajo voltaje, se requiere programar la importación de energía entre 80 y 120 MW desde el sistema colombiano.
La salida intempestiva de uno de los circuitos de las líneas de transmisión Molino – Zhoray 230 kV, Milagro – Zhoray 230 kV o Molino – Pascuales 230 kV, en horas de demanda media y máxima, en condiciones de despachos de alta hidrología, origina bajos voltajes en la zona de Guayaquil, Dos Cerritos y Milagro.
Actualmente CENACE se encuentra en proceso de implementación de un sistema de protección especial -SPS para el Sistema Nacional Interconectado del Ecuador, con el objetivo de disponer de un esquema integral de protección sistémica inteligente y de rápida respuesta para mitigar el impacto de las contingencia simples y dobles en las líneas que conforman el anillo troncal de 230 kV.
53