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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

"ADAPTACIÓN DE MODELOS PARA EL CALCULO DE LACONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

PARA EL AÑO 2004, CON EL PROGRAMA DIGSILENT,APLICADO A LOS AGENTES: EMELESA,

TERMOESMERALDAS Y^EEQ S.A."

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO

GORKI FRANCISCO TORRES CORDERO

DIRECTOR: ING. PATRICIO GUERRERO

QUITO, NOVIEMBRE, 2003

DECLARACIÓN

Yo GORKI FRANCISCO TORRES CORDERO, declaro bajojuramento que ei trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sidopreviamente presentado para ningún grado o calificación profesional;y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen eneste documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedadintelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela PolitécnicaNacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, porsu Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

G. FRANCISCO TORRES C.

AGRADECIMIENTO

A mis padres Hernán y Margoth y a mis

hermanas Tanya y Catya por. el apoyo

constante--e incondicional a lo Sargo de mi

carrera.

Al Ing. Patricio Guerrero, Ing. Luis Garrido y

a todo el Departamento de Operación de

TRANSELECTRIC S.A. que hicieron posible

la realización de este proyecto.

Finalmente quiero agradecer a Dios y a

todas esas personas que día a día me,

brindan su amistad y cariño.

Francisco Torres Cordero'.

CONTENIDO

Resumen

CAPÍTULO I

I. INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES 1

1.2 OBJETIVO 2

1.3 ALCANCE 3

CAPÍTULO II

II. TEORÍA BÁSICA DE CONFIABILIDAD 4

2.1 DEFINICIONES DE LA TEORÍA DE CONFIABILIDAD,

2.2 FUNCIÓN DE CONFIABILIDAD R(t)

2.3 FRECUENCIA DE FALLA X (Q

2.4 TIEMPO MEDIO ANTES DE LA FALLA (Mean Tune To Fault) 12

2.5 CONFIABILIDAD DE SISTEMAS 13

2.5.1 PROCEDIMIENTOS ANALÍTICOS 15

2.5.1.1 Método del espacio de estados 15

2.5.1.2 Estructuras lógicas 23

2.6 ÍNDICES DE CONFIABILIDAD DE SISTEMAS 27

CAPITULO III

III. DlgSILENT Power Factory 31

3.1 INTRODUCCIÓN AL DlgSILENT 31

3.1.1 CARACTERÍSTICAS . 34

3.2 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD 35

3.2.1 MODELOS DE FALLAS 36

3.2.1.1 Modelo de fallas en barras y terminales 38

3.2.1.2 Modelo de fallas en líneas 39

3.2.1.3 Modelo de fallas en transformadores 41

3.2.1.3 Modelo en máquinas sincrónicas 42

3.2.1.4 Modelo de cargas para el cálculo de confiabilidad 44

3.2.1.5 Definiendo un modelo de Weibull - Markov 52

3.3 CALCULO DE CONTABILIDAD DE LA RED 56

3.3.1 OPCIONES 58

3.3.2 REPORTE DE RESULTADOS 60

CAPITULO IV

IV. MODELOS PARA EL CÁLCULO DE LA

CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL DE

TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2004, APLICADO A LOS

AGENTES: EMELESA, TERMOESMERALDAS Y EEQ S.A.

63

4.1 MODELOS DE CADENAS DE CONEXIÓN 63

4.1.1 CADENA DE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EMELESA 64

4.1.2 CADENA DE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EEQ S.A. 66

4.2 ÍUECUENCIA DE FALLA (1) Y EL TIEMPO MEDIO DE REPARACIÓN ( r)

DE LOS COMPONENTES DE LA RED 67

4.2.1 ANÁLISIS DE FALLAS EN LAS LINEAS DE TRANSMISIONDE SNI 68

4.3 MODELOS ESTOCASTICOS DE GENERADORES 71

4.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 72

4.5 ANÁLISIS DE CONFÍABELIDAD DE LAS REDES TMPLEMENTADAS 74

4.5.1 ANÁLISIS DE CONFIABJLIDAD DEL AGENTE EMELESA 75

4.5.2 ANÁLISIS DE CONTABILIDAD DEL AGENTE EMELESA INCLUIDO EL AGENTE

TERMOESMERALDAS 78

4.5.3 ANÁLISIS DE CONFIABILID AD DEL AGENTE EEQ S. A. 80

4.5.4 ANÁLISIS DE CONFIABILID AD DEL AGENTE EEQ S. A. CON LA

IMPLEMENTACION DEL TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV. 84

4.5.5 ANÁLISIS DE CONFIABILID AD DEL AGENTE EEQ S.A. CONSIDERANDO UNA RED

DE CONEXIÓN 86

4.5.3.1 Análisis de con Habilidad del agente EEQ SA con la implementación del

transformador en paralelo 230/138 kV. 87

4.5.3.2 Análisis de confiabílidad del agente EEQ SA con la implementación de la línea de

transmisión Vicentina —Pomasqui a 138 kV. 88

4.5.3.3 Análisis de confíabilidad del agente EEQ SA con la ímplemenlación del

transformador en paralelo al ATU 230/138 kV y la líaea de transmisión Vicentina — Pomasqui

a 138 kV. 89

CAPITULO V

V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 91

ANEXOS

RESUMEN

El continuo incremento en el tamaño y complejidad de las redes de energía

eléctrica y la necesidad de satisfacer la demanda de energía, cumpliendo

siempre con los requerimientos mínimos de calidad de servicio técnico y

confiabilidad obligan a la Compañía Nacional de Transmisión de Energía

Eléctrica TRANSELECTRIC S.A. analizar continuamente las redes que

conforma su Sistema Nacional de Transmisión.

En el presente proyecto se realiza un análisis de confiabiiidad de algunas de

las redes que conforman el sistema de transmisión, de donde se obtienen

algunos índices de confiabilidad como son la disponibilidad, ¡ndisponibilidad,

frecuencia de fallas, tiempo medios fuera de servicio, energía no suministrada,

entre otros.

Una vez analizados los resultados, se determina alternativas topológicas con

las cuales se incremente la confiabilidad y mejorar así la calidad de servicio de

energía eléctrica para los usuarios de dichas redes.

Todos los análisis de confiabilidad se los realizan con el programa DIGS1LENT

Power Factory, el mismo que basa sus cálculos en índices de confiabilidad de

cada uno de sus elementos y en modelos estocásticos de Weibull - Markov.

CAPITULO I

I INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES

Un sistema de suministro de energía eléctrica tiene como objetivo satisfacer la

demanda de los consumidores cumpliendo siempre con los requisitos mínimos de

calidad técnica y confiabilidad a los menores costos posibles. Los requisitos de

calidad técnica están dados por valores límites admisibles de voltaje y frecuencia

y la confiabilidad se mide generalmente a través de la continuidad de servicio.

Las empresas encargadas de producir, transmitir y distribuir la energía eléctrica,

buscan continuamente incrementar la confiabilidad de sus sistemas mediante

inversiones adicionales ya sean estas en la expansión o en la operación de los

componentes, sin embargo, no es posible realizar muchas inversiones ya que

esto provocaría un incremento en los costos de producción de la energía, por lo

que es necesario determinar soluciones óptimas entre economía y confiabilidad.

Los indicadores estocásticos que permiten cuantificar la confiabilidad del

suministro de energía eléctrica son calculados modelando el comportamiento

estocástico-determinístíco de los componentes del sistema de generación y

transmisión (barras, líneas, transformadores e interruptores) y del pronóstico de

la demanda.

El continuo incremento en el tamaño del "Sistema Nacional de Transmisión" ha

conducido a que el área de Explotación de la Compañía Nacional de Transmisión

TRANSELECTR1C S.A. busque continuamente la manera de evaluar

cuantitativamente la confiabilidad del sistema determinando la disponibilidad de

los equipos que conforman las cadenas de conexión que van desde el anillo de

230 kV. hasta los puntos de conexión de los distintos usuarios.

2

Mediante los estudios de confiabilidad se analizan las posibilidades de disminuir al

máximo los tiempos de interrupción del servicio determinando los componentes

más vulnerables de! sistema y de esta manera buscar alternativas topológicas que

incrementen su confiabilidad.

1.2 OBJETIVO

General:

• Crear modelos estocásticos de los distintos componentes del sistema y

procedimientos de cálculo para evaluar cuantitativamente la confiabiüdad, con

la ayuda del programa DlgSILENT, de las redes de transmisión de energía

eléctrica pertenecientes a la Compañía Nacional de Transmisión

TRANSELECTRIC S.A. que servirán a los agentes TERMOESMERALDAS,

EMELESAYEEQS.A.

Específicos:

• Determinar cantidades estocásticas de los componentes tales como frecuencia

de falla y tiempo medio fuera de servicio; con los cuales se definirán los

modelos estocásticos a ser implementados en el programa.

• Analizar las distintas maneras de definir un modelo estocástico para

determinar cual de ellos se ajusta más a la realidad y requerimientos de!

sistema con el que se obtendrán resultados más reales.

• Con los modelos aplicados se determinarán índices de confiabilidad como son

la disponibilidad, frecuencia de interrupción y tiempo medio de interrupción de

servicio de las redes planteadas para los agentes antes mencionados.

1.3 ALCANCE

• Mediante el presente proyecto se determinarán los índices de disponibilidad de

las redes de transmisión para el año 2004 con los modelos de cálculo

escogidos y aplicadas a tos agentes:

o EMELESA

o TERMOESMERALDAS

o EEQS.A.

• Se analizarán cadenas de conexión partiendo desde el anillo de 230 kV. hasta

llegar a los puntos de conexión de los agentes antes mencionados. Todo este

análisis se lo realizará con la ayuda del programa DlgSILENT.

• De acuerdo a los requerimientos del programa se definirán modelos

estocásticos para cada uno de los componentes que conforman las redes

analizadas, esto es: generadores, barras, interruptores, líneas de transmisión,

transformadores y cargas.

• De todo este estudio se obtendrán índices de duración promedio de las

interrupciones tanto para cada uno de los sistemas planteados como para los

clientes.

CAPITULO II

II. TEORÍA BÁSICA DE CONFIABILIDAD

En el presente capítulo se presentan algunas de los conceptos de la teoría de

confiabilidad aplicados en el análisis de las cadenas de conexión implementadas.

En un inicio se darán las definiciones de algunos de los términos utilizados

comúnmente en los estudios de confiabilidad para luego determinar las

expresiones matemáticas de algunos conceptos como son: confiabilidad,

frecuencia de fallas, tiempo medio antes de la falla, entre otros.

A continuación se definirán los procedimientos analíticos de cálculo de la

confiabilidad para lo cual es indispensable determinar los métodos de

enumeración de los estados donde se definirán los modelos de Weíbull-Markov

para dos y tres estados.

Finalmente se determinan las expresiones para el cálculo de algunos de los

índices de confiabilidad que determinarán la frecuencia y los tiempos medios de

interrupción de los sistemas.

2.1 DEFJMCIONES DE LA TEORÍA DE CONFIABILJDAD

Para los estudios de confiabilidad de los sistemas de suministro de energía

eléctrica se utilizan los siguientes conceptos:

Componente.- Este término se utiliza para denominar a cualquier parte de un

todo, dependiendo del nivel en el cual se esté trabajando.

Sistema.- Es el conjunto de componentes que interactúan entre si para cumplir

una función determinada.

Confiabilidad (fiabilidad).- Es la capacidad de que un componente o sistema

desempeñe una función determinada, conservando sus características de uso,

sobre condiciones preestablecidas por un periodo de tiempo determinado

pudiendo ser expresada como una probabilidad.

Adecuación.- Es la capacidad de satisfacer los requerimientos de potencia y

energía de los consumidores, respetando los límites técnicos de los componentes

y teniendo en cuenta las salidas de servicio planificadas e imprevistas de los

componentes. [1]»

Seguridad.- Capacidad de soportar perturbaciones imprevistas tales como

cortocircuitos o salida de componentes sin violar restricciones operativas. [1]

Es la propiedad que tienen los componentes de no permitir situaciones de riesgo

o peligrosas tanto para las personas que operan dichos componentes como para

el medio que los rodea.

Un aspecto importante de la seguridad es la integridad, la cual se define como la

capacidad de preservar interconectado el sistema en caso de ocurrir alguna

contingencia. [1]

La confiabilidad de los componentes de los sistemas de suministro de energía

eléctrica se caracterizan por los estados de: capacidad, trabajo, reserva,

mantenimiento preventivo, paros, régimen normal, contingencia, post-falla.

[4]

Los estados de capacidad y de trabajo pueden ser parciales cuando el

componente no está en condiciones de realizar todas las funciones exigidas de é!.

El estado de reserva puede separarse en los casos cuando opera (reserva en

caliente) y cuando no opera (reserva en frío). [4]

El estado de mantenimiento preventivo se da cuando se llevan a cabo los

trabajos de detección, conocimiento y reparación de los defectos que puedan

ocasionar que un componente determinado falle.

Se llama estado de defecto a aquel en el que el objeto no responde a las

exigencias establecidas en los documentos normativos. Es una imperfección en el

estado del componente que puede provocar que este falle o que fallen otros

componentes del sistema.

La diferencia entre un estado de paro por falla y un estado de reparación por falla

consiste en que en e! primer caso no se realizan trabajos de reposición de la

capacidad de trabajo del objeto interrumpida a consecuencia de la falla, en tanto

que en el segundo si. [4]

Si al considerarlo como un componente se analiza un sistema eléctrico o una

parte de este, para determinar el estado de sus componentes normalmente se

asume los conceptos de régimen normal, de falla y de post-falla.

La contabilidad la caracterizan las ocurrencias de paro (total o parcial), falla,

localización del paro y reposición.

Falla.- Se considera como el paso del componente de un estado de capacidad de

trabajo o de un nivel de funcionamiento relativo a otro, relativamente más bajo,

con una grave interrupción del régimen de trabajo.

Paro.- Consiste en la destrucción parcial o total de un componente, es decir, es el

paso del componente de un nivel de capacidad de trabajo o de funcionamiento a

otro más bajo o a un nivel de inutilidad total.

Salida.- Es el hecho de que un componente no se encuentre disponible para la

operación, pudiendo ser causado por una falla u otra causa cualquiera. No toda

salida es provocada por una falla, sin embargo, toda falla ocasiona que un

determinado componente salga de servicio.

La localización del paro de funcionamiento Consiste en delimitar las

consecuencias del paro del componente, io cual se produce gracias a equipos de

conmutación accionados manualmente o automáticamente mediante los relés.

El reestabiecimiento o reposición.- Consiste en levantar el índice de capacidad

de trabajo de! objeto, lo cual se consigue mediante las reparaciones o cambios de¡

régimen de trabajo.

Componentes reparables y no reparables.- Algunos componentes pueden y de

hecho son reparables después de que ha ocurrido una falla, consiguiendo que los

componentes del sistema regresen a sus condiciones iniciales de funcionamiento.

Los componentes no reparables son los que cumplen su tiempo de vida luego de

la primera falla, a la cual se la denomina falla catastrófica.

Reparación.- Consiste de todas las tareas que se realizarán en un componente

para restablecer su estado de disponibilidad luego de la falla.

Mantenimiento.- Son todas las tareas necesarias para conservar el estado de

disponibilidad del componente a través de una supervisión constante. [1]

Disponibilidad de un componente reparable.- Es la proporción de tiempo

(dentro de un proceso estacionario), en la cual el elemento está en servicio o listo

para el servicio. [2]

Frecuencia.- Es el número de eventos por unidad de tiempo (fallas por año) [2]

Tiempo medio antes de la falla (MTTF).- Es el promedio de vida antes de ocurrir

la primera falla en componentes no reparables.

Tiempo medio entre fallas (MTBF),- Es el promedio del tiempo de

funcionamiento de una componente reparable más el tiempo de reparación de la

misma, es decir el promedio de los tiempos entre dos fallas consecutivas.

2.2 FUNCIÓN DE CONFIABELIDAD R(t)

La función de confiabilidad o función de supervivencia R(t), se define como la

probabilidad de que un componente supere su tiempo de vida t.

R(t)-Pr(T>t) (2.2.1)

Si se conoce que la función de probabilidad acumulada está definida por:

F(x) = P(X < x) O < F(x) < 1 (2.2.2)

donde x es una variable aleatoria continua cualquiera.

La función densidad de probabilidad f (x) se define a partir de la función de

probabilidad acumulada como:

(2.2.3)

cuando la variable aleatoria x representa tiempos definidos en el intervalo de O a

ro, entonces la función de probabilidad acumulada se define como:

t <a

F(t) - P(T < t) = |f(t)dt Jf(t># - 1 (2.2.4)o o

Relacionando la función de confiabilidad R(t) de la expresión (2.2.1) con la función

de probabilidad acumulada F (t) de la expresión (2.2.4) se tiene:

iR(t) = i - F(t) = 1 - |f(t)dt (2.2.5)

2.3 FRECUENCIA DE FALLA X (t)

Se define como la probabilidad de que un componente que se encuentra todavía

operando en el instante t, falle en el intervalo At es decir:

(2.3.1)

donde P(t<T<t-fAt/T>t)es una probabilidad condicionada la cual se define

como:

(2.3.2)P(T>t) P(T>t) R(t)

Si se reemplaza esta ecuación en la (2.3.1) se tiene que la nueva expresión para

la frecuencia de fallas es:

(2.3.3)v !R(t)

Reemplazando la función densidad de probabilidad de la expresión (2.2.3) y la

función de distribución acumulada de la expresión (2.2.5) en la ecuación anterior,

se tiene que:

(2.3.4)v 'R(t)

integrando ambos lados de la expresión entre O y t, y despejando la función de

contabilidad R(t) se tiene que:

R(t) = e ° (2.3.5)

10

Las relaciones existentes entre las funciones F(t), f(t), R(t) y A(t) se indican en la

Tabla 2.3.1

F(t)

Pff\W

RfHrm;

A/HAW

F(t)

dF(t)

dt

1-Fftt' r(l)

dF(t)

at]-F(t)

f(t)

}f(t)dt0

03

f f ( f tJ J V J1

f(0coÍÍÍOdlt

R(t)

1-R(t)

dR(t)dt

d(lnR(t))

dt

A(t)

t .-|?-(t)dt

1-e °

-JWX(t)*e °

t-fot)*

e °

Tabla 2.3.1 Relación entre Fft), fft), R(t) y A (t).

Las funciones de frecuencia de falla usualmente se clasifican de acuerdo a sus

tendencias a incrementarse, decrecer o mantenerse constantes en el tiempo.

Durante el periodo inicial, conocido como periodo de mortalidad infantil, la

frecuencia de falla tiene un valor muy alto y además es decreciente. Este modelo

obedece a fallas ocasionadas por defectos de fabricación o a daños producidos

en el transporte y montaje. Luego tiende a estabilizarse en un valor constante o

periodo de operación, en el cual las fallas son de carácter aleatorio e impredecíble

(efectos climáticos, vibración). Finalmente una función de frecuencia de fallas

creciente o también denominada envejecimiento, donde las fallas obedecen al

deterioro de los componentes por el uso.

Un modelo muy conocido para la función de frecuencia de fallas es la denominada

curva de la bañera, ta! como se muestra en la Figura 2.3.1.

11

X(t)

Infancia vida útil vejez

Figura 2.3.1 Curva de la bañera

La función de distribución que más se ajusta a los distintos periodos de frecuencia

de esta curva es la función de Weibull definida de la siguiente manera:

(Z.3J

En la tabla 2.3.1 se determinó que la función de confiabilidad se define como:

ií_>R(t) = |f(t)dt

entonces, para la función de distribución de Weibull dada en la expresión 2.3.6, la

función de confiabilidad es:

R(t) (2.3.7)

De la misma manera que se determinó la función de confiabilidad se determina la

frecuencia de fallas para una función de distribución de Weibull, cuya expresión

está dada en \ siguiente ecuación:

12

(2.3.8)

Si bien es cierto que se pueden modelar los distintos periodos de frecuencia

variable, con la distribución de Weibull, pero en la práctica interesa solamente el

periodo medio, donde la función A(t) es constante, es decir cuando li = 1,

quedando la expresión (2.3.6) de esta forma:

f(t) = Q~u (2.3.9)

la cual corresponde a función de densidad exponencial cuya frecuencia de falla va

ha ser constante e igual a A.

A(t) = A = constante. (2.3.10)

2.4 TIEMPO MEDIO ANTES DE LA FALLA (Mean Time To Fault)

Es el tiempo anterior a la primera falla en un sistema que no puede ser reparado,

a la cual se la denomina falla catastrófica. Esto no ocurre en la mayoría de

sistemas donde las fallas son reparables y el sistema regresa a su condición

inicial de funcionamiento.

Si la contabilidad de un sistema está dada por la función dada en la expresión

(2.2.5)

R(t) = 1 - F(t)

Donde F(t) es la distribución del tiempo de falla y f(t) = —— la función de

densidad del tiempo de falla .

Entonces el MTTF viene dado por la siguiente expresión:

13

tu

MTTF = Jtf(t)dt (2.4.2)

El cual en términos probabilísticas está dado por la esperanza matemática de la

variable aleatoria t, es decir, que la ecuación anterior se la puede también

expresar de la siguiente manera:

UU

E(t) = Jtf(t)dt (2.4.3)

De las relaciones obtenidas en la Tabla 2.3.1, se tiene que el tiempo medio antes

de una falla también se lo puede expresar como:

MTTF - J t - . d t - JR(t)dt. (2.4.4)

Si además se considera que R(t) es el caso típico de una distribución exponencial,

dada en la expresión 2.3.9, 22el tiempo medio antes de la falla vendrá expresado

mediante la siguiente ecuación:

03 1MTTF = f e-*dt - — (2.4.5)

n A

2.5 COKFIABELIDADDE SISTEMAS

Cada instalación técnica puede considerarse como un sistema formado por varios

componentes vinculados entre si de una u otra forma. Por ejemplo la tubería de

presión, las turbinas, los transformadores, etc. Pueden ser considerados como

componentes individuales en un sistema de generación o como un solo

componente de generación dentro de un sistema eléctrico de potencia.

14

En consecuencia, la contabilidad de un sistema se determina por la confiabilidad

de sus componentes y por la vinculación lógica entre ellos. En la actualidad

existen dos procedimientos de cálculo de la confiabilidad que son: analíticos y

simulativos.

Con los procedimientos analíticos se determina la confiabilidad del sistema

mediante funciones matemáticas con datos iniciales que corresponden a su vez la

confiabilidad de cada componente. Para deducir estas funciones es necesario

realizar hipótesis simplificativas en la formulación de ios modelos matemáticos.

En los procedimientos simulativos se simula un gran número de veces la

operación del sistema en un modelo matemático del mismo. Cada simulación

representa en este caso una realización del proceso estocástico estudiado. Estos

modelos estocásticos presentan la facilidad de formular modelos estocásticos

más apegados a la realidad, lo que representa una gran ayuda en el cálculo de la

confiabilidad. [1]

La elección del procedimiento con el cual se desee realizar el cálculo de la

confiabilidad depende del problema a resolver, sin embargo, no es posible

establecer una regla general al respecto. Por ejemplo, en un sistema eléctrico de

potencia se puede realizar el cálculo de la confiabilidad con cualquiera de los dos

métodos, la diferencia es que los procedimientos simulativos requieren realizar

una gran cantidad de simulaciones para obtener resultados exactos lo que implica

un elevado tiempo de cálculo, en cambio, con los procedimientos analíticos se

pueden obtener resultados exactos sin emplear mucho tiempo en el cálculo.

Tomando en cuenta estas consideraciones se puede afirmar que los

procedimientos simulativos se aplicarán para sistemas de potencia pequeños

como es el caso de un sistema de generación y los procedimientos analíticos en

sistemas de potencia más grandes como son el caso de los sistemas nacionales

de transmisión.

15

A pesar de que con los procedimientos simulativos se obtienen resultados más

exactos necesitan de un mayor número de simulaciones para obtener dichos

resultados, por lo tanto, mayor tiempo para realizar los cálculos. Es por este

motivo que en la mayoría de los casos se aplican los procedimientos analíticos

para determinar la confiabilidad de un determinado sistema.

2.5.1 PROCEDIMIENTOS ANALÍTICOS

Como ya se mencionó anteriormente los procedimientos analíticos son los que

necesitan expresar los indicativos de confiabilidad en función de aquellos que

describen a sus componentes. Es por esta razón necesario definir primero los

posibles estados de cada uno de los componentes. Este análisis se denomina

métodos del espacio de estados o enumeración de los estados.

Además de este análisis es necesario considerar las características de los

componentes y su vinculación lógica o funcional.

2.5.1.1 Método del espacio de estados

2.5.1.1. J Modelos Esíocásücos

Un modelo estocástico describe cómo y con que frecuencia ocurren cambios en ef

componente. Por ejemplo, una línea puede sufrir una salida de servicio debido a

un corto-circuito. Después de que la falla ha sido despejada y reparada, la línea

está nuevamente en servicio. Si nosotros definimos los dos estados para la línea

como "en servicio" y "en reparación", un seguimiento de la línea podría producir

un gráfico como se muestra en la Figura 2.5.1.

16

En servicio

En reparación

R, R2 R3

s, $2 S3 s,

-P T T T T T

Tiempo

Figura 2.5.1 Ejemplo de un seguimiento del componente en el tiempo.

La línea de este ejemplo falla al tiempo T-i después del cual se repara y se vuelve

a poner en el servicio al tiempo T2. Falla nuevamente en T3, se repara otra vez,

etc. Las duraciones de las reparaciones son RI = T2- T1t R2 = T4- T3l etc.

Las duraciones de las reparaciones también se llaman el "Tiempo para reparar" o

"Time To Repair". Las duraciones del servicio S-i = T-i, S2= T3- T2, etc. se llaman

"El tiempo de vida ", "Tiempo a una falla" o "Time To Fault".

El TTR y los TTF son cantidades estocásticas. SÍ se recoge la información

estadística relacionada con el TTR y TTF de un grupo grande de aparatos

similares en el sistema de potencia, el valor medio y la desviación normal pueden

ser calculados. Entonces la información estadística se usa para definir un modelo

estocástico.

2.5.1.1.2 Modelo homogéneo de Markov

Hay muchas maneras para definir a un modelo estocástico. El llamado "Modelo

homogéneo de Markov " es muy simplificado, pero es el que se usa

generalmente. El modelo homogéneo que Markov de la Figura 2.5.2 se plantea

con dos estados definidos por:

Una frecuencia de falla constante A que da la probabilidad de que un sistema falle

en un intervalo [t, t + At ] y

17

Una tasa de reparación constante u que es la probabilidad condicionada de que

la reparación se complete en intervalo [t, t + At].

Operación E12 Reparación

99

Figura 2.5.2 Modelo homogéneo de Markov de 2 estados

estos dos parámetros pueden usarse para calcular:

Tiempo medio a una falla, MTTF = 1/ A

Tiempo medio de reparación, MTTR = 1/u

Disponibilidad, D = MTTF/(MTTF+MTTR)

Indisponibilidad, D = MTTR/(MTTF+MTTR)

(2.5.1)

(2.5.2)

(2.5.3)

(2.5.4)

La disponibilidad da la fracción de tiempo durante el cual el componente está en

servicio y la indisponibilidad es la fracción de tiempo durante el cual está en

reparación y D+D =1.0.

Por supuesto, también es posible definir un modelo homogéneo de Markov con

más de dos estados. Cosas así pueden necesitarse para distinguir entre fallas

que pueden repararse bastante rápido, y fallas que requerirán más tiempo.

Entonces se necesitan dos estados de reparación, cada uno con un tiempo medio

de reparación diferente.

Una peculiaridad del modelo homogéneo de Markov es que es completamente

memoria-menos. Esto significa que, si nosotros realizáramos mantenimiento

preventivo para mejorar la confiabilidad de un componente, no hace ningún

cambio si el último mantenimiento se ha realizado hace una semana o hace 5

18

años, o cuando fue realizado un mantenimiento total. [5] La probabilidad de falla

del componente para el próximo periodo de tiempo será igual en todos los casos.

Efectos de cambio por el mantenimiento preventivo no pueden ser por

consiguiente calculados al usar el modelo homogéneo de Markov.

Existen otros modelos estocásticos con los cuales se pueden definir los diferentes

estados de un componente, este es el caso del modelo de "Weibull", en el cual la

función de frecuencia de fallas no es una constante y se define de la siguiente

manera:

-1 (2.5.5)

Esta distribución usa un factor de forma "beta" y un tiempo característico. Si se

considera que el parámetro de forma es igual a 1.0, se tienen una función de

frecuencia de fallas constante X(t) = y por lo tanto un modelo homogéneo de

Markov.

Por consiguiente el modelo de Weibull es 100% compatible con el modelo

homogéneo de Markov y los datos existentes en el homogéneo de Markov

pueden ser utilizados directamente sin necesidad de una conversión.

Además el modelo de Markov permite determinar los efectos de mantenimiento y

deterioro del equipo y un rápido y correcto cálculo de costos de la interrupción en

todos los casos.

Un modelo de Markov con tres estados se muestra en la Figura 2.5.3.

19

Operación

Mantenimiento

Reparación

-99

33

Figura 2.5.3 Modelo estocástico de Markov con 3 estados

La ventaja de los modelos del espacio de estados es que en la mayoría de los

casos se los puede resolver aplicando modelos markovianos en el cual se va a

considerar que la función de frecuencia de fallas es constante e igual a A.

Entonces, para definir el modelo de Markov de 3 estados de la Figura 2.5.3 se

procede primero definiendo las probabilidades estacionarias así:

Pi(t) = probabilidad de que el componente esté en el estado 1

P2(t) = probabilidad de que el componente esté en el estado 2

P3(t) = probabilidad de que el componente esté en el estado 3

Ahora se desea saber la probabilidad de que el componente esté en e! mismo

estado para un tiempo t + At, entonces:

Pi(t + At)

p3(t +

P2(t) P3(t )

+ p2(tr P32+ p3(t rp33

(2.5.6)

(2.5.7)

(2.5.8)

Expresando las ecuaciones anteriores en forma de matrices:

21

[P(t)]T* A = O (2.5.14)

Para el modelo de ¡a Figura (2.5.3) la matriz de probabilidad de transición se la

determina de la siguiente manera:

Pn =

P12 -

|JAt . O

O 1-a At

Adonde la matriz'Cie transición será:

U —' (A O

-

A partir de esta ecuación se calculan las probabilidades estacionarias así;

P2 =

22

Si la disponibilidad se define como la probabilidad de que el equipo esté

funcionando entonces:

• P-, = Disponibilidad (D) y

• P2 + Ps= Indisponibilidad (D)

Si bien es cierto se puede definir distintos estados para cada uno de los

componentes del sistema, pero en realidad lo que interesa es conocer cuando el

componente va estar en servicio y cuando va ha estar fuera de servicio, es por

esta razón que usualmente se definen a los componentes solo en dos estados.

Siguiendo el mismo proceso que se realizó para un componente en 3 estados se

puede definir las probabilidades estacionarias de para un componente en 2

estados, de la siguiente manera:

donde la disponibilidad corresponde a ía probabilidad estacionaria es P-i y P2 es la

indisponibilidad del componente.

P1 = D y P2 = D

P1 y P2 definen las curvas de probabilidades de servicio (Disponibilidad) y fuera

de servicio (Indisponibilidad) tal como se muestra en la Figura 2.5.4

23

PROBABILIDADESTACIONARIA

Figura 2.5.4 Probabilidades estacionarías

2.5.1.2 Estructuras lógicas

Las estructuras lógicas dependen de ia función que cumplan los componentes

dentro del sistema. Existen principalmente dos tipos de estructuras lógicas,

estructuras en serie y en paralelo.

2,5.1.2.1 Sistemas en serie

Se dice que tos componentes de un sistema están en serie si al ocurrir una falla

en uno de ellos, falla todo el sistema (sistemas radiales). En la Figura 2.5.5 se

representa mediante diagrama de bloques un sistema en serie de n componentes

C11 CL2 0,3 cn

Figura 2.5.5 Componentes en serie

Si los componentes del sistema son independientes la probabilidad de que el

sistema opere se calcula con la siguiente expresión:

24

y la probabilidad de que el sistema falle se determina así:

Pr(s) = 1 - ~PrpG)= >t*0 - Pr( OPr(7) + ...... (2.5. 1 6)

Si la probabilidad de falla de los componentes es muy pequeña, Pr(X¡) <« 1,

entonces, la probabilidad de que el sistema falle se determina mediante la

siguiente ecuación:

(2.5.17)

Por lo tanto, cuando las probabilidades de fallas de los componentes son muy

pequeñas la frecuencia de falla de un sistema es igual a la suma de las

frecuencias de fallas individuales.

SÍ se considera que la función de confiabilidad R(t) de un componente se define

como su probabilidad de operación, la expresión (2.5.15) puede escribirse de la

siguiente manera:

considerando además las siguientes relaciones de la Tabla 2.3.1

R(t) dt

atL V ' J at R(t) R(t)

de donde se obtiene que la frecuencia de fallas de un sistema en serie es:

25

(2.5.19)

además si se considera que los componentes tienen una alta contabilidad, el

tiempo medio de reparación de un sistema en serie se define como:

Ts- (2.5.20)

2.5.1,2.2 Sistemas enparalelo

Los componentes de un sistema están en paralelo si para la operación del

sistema es suficiente que solo uno de ellos esté en funcionamiento. En el

diagrama de bloques de la Figura 2.5.6 se muestra un sistema de n componentes

en paralelo.

Figura 2.5.6 Componentes en paralelo

26

La probabilidad de que un sistema de componentes en paralelo no opere se

determina con la siguiente expresión:

(2.5.21)

y la probabilidad de que el sistema esté operando es:

(2.5.22)

El tiempo medio de reparación de una falla de un sistema en paralelo se define

así:

(2.5.23)

Si se considera que el sistema en paralelo está conformado por componentes con

altos índices de confiabilidad, la frecuencia de falla del sistema se la puede

determinar con la siguiente expresión aproximada:

(2.5.24)

De la misma manera que para un componente, se puede definir las

probabilidades de que el sistema esté operando en función de la confiabilidad, lo

cual se resume en la Tabla 2.5.1 , para cada una de las estructuras lógicas (serie

y paralelo).

27

Disponibilidad

(1 componente "i")

Disponibilidad

(sistema V)

Indisponibilidad

(sistema V)

Sistema serie

D: -

Sistema paralelo

D: =

1=1

7a6/a 2.5.7 Disponibilidad para componentes en serie y paralelo

2.6 ÍNDICES BE CONFIABILIDAD DE SISTEMAS

Anteriormente ya se mencionó algunos índices de contabilidad como son la

disponibilidad y la indisponibilidad, pero a más de estos índices, se han definido

índices que controlan la frecuencia y duración de las interrupciones e índices que

determinan el costo de las interrupciones.

En el cálculo de la contabilidad de sistemas eléctricos de potencia, existen dos

categorías básicas de índices de confiabilidad:

• Los índices de los puntos de carga

• Los índices del sistema.

Los índices de los puntos de carga dan la frecuencia y duración de las

interrupciones para cada punto de carga individual. [5] Los índices del sistema

generalmente se determinan en base a los índices del los puntos de carga y

muestran la frecuencia y duración de las interrupciones de toda ta red analizada.

Existen muchos índices de confiabilidad para cada una de estas categorías, como

son: SAIFl, CAÍ DI, CAIF!, SAID!, ASA!, ASU1, ENS, ACCI, LPiT, LPIF, etc.

De todos estos índices los que se usan frecuentemente son:

28

System Average Interruption Frecuency Index (SA1F1); índice de frecuencia de

interrupción promedio del sistema, en [1/C/a], es la frecuencia de interrupción

promedio encontrada dividida para la cantidad total de clientes en el sistema

analizado.

SAIFI- f (2.6.1)

Customer Average Interruption Frecuency Index (CAIFi); índice de Frecuencia

de Interrupción promedio del cliente, en [1/A/a], es la frecuencia de la interrupción

promedio encontrada dividida para la cantidad total de clientes afectados, es

decir, clientes que sufrirán interrupciones, en el sistema analizado.

CA1F1 = -^ - (2.6.2)

System Average Interruption Duration Index (SAIDI): índice de Duración de la

interrupción promedio del sistema, en [h/C/a], es el tiempo medio por año que se

interrumpen los clientes, dividido para todos los clientes.

SAIDI = ; - (2.6.3)

Customer Average Herruption Duration Index (CAIDI): índice de Duración de

interrupción promedio del cliente, en [h], es la duración media por interrupción.

CAIDI = -L= = (2.6.4)*N SAJFI

29

Average Service Availability Index: índice de Disponibilidad promedio del

Servicio, es la probabilidad de tener una o más cargas interrumpidas.

ASA1=\-ASIM (2.6.5)

Este es el índice más utilizado en el análisis de confiabilidad, puede ser usado en

la distribución, transmisión e incluso en aplicaciones de la generación.

Average Service Unavailability Index (ASUI): índice de Indisponibilidad

promedio del Servicio, es la probabilidad de tener todas las cargas servidas

8760(2.6.6)

Energy Non Supplied (ENS): La energía no suministrada, en [MWh/a], es la

cantidad total de energía que se espera que no sea entregada a las cargas.

(2.6.7)

Average Energy Non Supplied (AENS): Energía promedio no suministrada, en

[MWh/C/a], es la cantidad promedio de energía no suministrada, para todos los

clientes.

(2.6.8)

donde: Ai es la frecuencia de falla del cliente i

ri es el tiempo medio de interrupción del cliente

Ni cliente i

NAÍ cliente i afectado por la interrupción

Li potencia de la carga i

30

Load Point Energy Non Supplied (LPENS): Energía no suministrada en el punto

de carga, en [MWh/C/a],

Average Interruption Duration (AID): Duración de la interrupción promedio, en

[h].

Yarly Interruption Frecuency (LPIF): Frecuencia de interrupción anual [1/a]

Yearly Interruption Time (LPIT): Tiempo de interrupción al año [h/a]

Average Customer Interruption Frecuency (ACIF): Frecuencia de interrupción

promedio del cliente. [1/a]

|e Customer Interruption Time (ACIT):Tiempo de interrupción promedio

del cliente, [h/a]

31

CAPITULO III

III DIgSILENT Power Factory

A continuación se dará una breve introducción del programa con sus respectivas

funciones y características de cada una de ellas, luego de lo cual, se indicará

como procede el programa para realizar el análisis de confiabilidad en los

sistemas de potencia.

Una vez comprendido el proceso se indicara la manera de definir los modelos

estocástícos de cada uno de ios componentes del sistema, (barras, generadores,

líneas, transformadores, cargas), para finalmente indicar los pasos que se deben

seguir para que el programa realice correctamente el análisis de confiabilidad y

emita sus reportes.

3.1 INTRODUCCIÓN AL DIgSILENT

El programa de cálculo DIgSILENT PowepjFactory, es una herramienta de ayuda

computacional, para el análisis industrial, comercial y de auxiliares de los

sistemas eléctricos de potencia.

Este programa basado en el sistema operativo Windows, es una herramienta para

simulación de sistemas dé potencia avanzada, integrada y totalmente interactiva,

dedicada al análisis de sistemas eléctricos de potencia, facilitando su estudio por

medio de las siguientes funciones:[3]

32

Flujo de carga AC/DC

o Flujos de carga en transmisión

• Algoritmo de flujo de carga rápido y exacto (Newton

Raphson)

• Redes AC y DC

• Control secundario de potencia - Frecuencia

• Control primario

• Control secundario de potencia reactiva voltaje

• Perfiles de carga

• Curvas, de potencia voltaje

• Análisis de sensibilidad de todas las variables (dv/dQ,

dphí/dP, sensibilidad de la rama)

• Análisis modal dv/dQ

o Flujos de carga en transmisión

• Cualquier tipo de tecnología de la red: Trifásico, trifásico a

cuatro conductores, bifásico, bifásico un solo conductor

con retorno de tierra, redes de corriente continua

• Todo tipo de topología de redes (en malla y radial)

• Preparado para redes de medio voltaje extremadamente

extensas (> 20000 barras)

• Diagramas de perfil de voltaje

• Modelos estocásticos de carga

• Perfiles de carga uni y btdimensionales

Análisis de corto circuito ÍEC, VDE y ANSÍ

o Análisis de cortocircuitos según la norma ÍEC 60909, ANSÍ C37 y

un método de superposición completo.

o Análisis de fallas múltiples

o Fallas tipo:

• Trifásicas

• Bifásicas

• Bifásicas a tierra

• Monofásicas a tierra

33

• Circuito abierto

o Fallas corridas a lo largo de la línea

• Análisis de fallas y eventos

• Reducciones de red de estado estacionario

• Transitorios electromagnéticos

o Modelos detallados de redes

o Saturación de transformadores

o Modelos de parámetros de líneas de distribución

o Definición interactiva de eventos

• Análisis de valores propios y reducción de modelos de red

• Simulación dinámica de sistemas

o Estabilidad transitoria y dinámica

o Modelos de generador y de carga

o Modelos definidos por el usuario

o Definición interactiva de eventos

• Coordinación automática de protecciones

o Protección de sobrecorriente

o Protección de distancia

o Protección direccional

• Anáfisis de armónicos

o Fuentes de armónicos equilibradas y desequilibradas

o Gráficas en dominio de la frecuencia y del tiempo

o Flujos de carga armónicos

o Análisis de la frecuencia

34

• Análisis de confiabilidad

o Modelos Weibull- Markov para fallas

o Modelos de falla en líneas transformadores y barras

o Fallas en modo común

o Modelos estocásticos para generadores y cargas

o Reportes del análisis de confiabilidad

• Representación de! sistema semi-geográfica

• Interfaz con sistemas SCADA

• Análisis y diseño de controles.

3.1.1 CARACTERÍSTICAS

• Gráficos de las subestaciones y diagramas unifílares

• Generación automática de subestaciones de acuerdo con las

necesidades del usuario

• Redes compuestas generales para áreas definidas, regiones de

suministro, etc., incluyendo funciones para edición de copiado y

pegado.

• Base de datos relacional propia con definiciones de tipos y elementos

basados en interfaces SQL/ODBC.

• Sistema de administración de casos de estudio

• Modelos de red muitinivel comprensivos, con descripciones físicas

basadas en los dispositivos.

• Salida de datos gráfica y tabulada ampliada.

• Utilidades para el cálculo de parámetros de líneas aéreas, cables,

maquinas, etc.

• Librería de modelos para relés y elementos dinámicos, con previsiones

para modelos y macros definidos por el usuario

35

3.2 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAB

Para realizar un análisis de confiabilidad o el cálculo de los índices de

confiabilidad, el programa DlgSILENT realiza los siguientes pasos fundamentales:

• Modelos de fallas

« Modelo de carga

• Estado de producción del sistema

• Análisis de efecto de fallas (FEA)

• Análisis estadístico

• Reporte de resultados

Lo cual se representa en un diagrama de bloques en la Figura 3.2.1.

MODELO DELSISTEMA ELÉCTRICO

MODELO DE FALLAS

MODELO DE CARGA

ESTADO DEPRODUCCIÓN DEL

SISTEMA

ANÁLISIS DE EFECTODE FALLAS

ESTADÍSTICAS

Figura 3.2.1 Diagrama de bloques de pasos fundamentales en el

análisis de confiabilidad

36

Los modelos de falla describen la manera en la que los componentes de! sistema

pueden fallar, con que frecuencia ellos fallarán y cuánto tiempo toma para

repararlos. Los modelos de carga consisten en sólo unas posibles demandas de

carga. [5]

Cada uno de estos estados del sistema puede tener una o más fallas. Es la tarea

del módulo de FEA analizar los estados de falla del sistema simulando las

reacciones del sistema a estas fallas, dadas las demandas de carga actuales. El

FEA normalmente tomará e! sistema de potencia a través de varios estados

operacionales que pueden incluir: [5]

• Despeje de fallas disparando protecciones

• Separación de la falla abriendo interruptores de separación

• Restauración de potencia cerrando interruptores normalmente abiertos

Los resultados del FEA son combinados con los datos que son proporcionados

por el módulo de estado de producción del sistema para poner al día las

estadísticas. El sistema de estado de datos describe la frecuencia esperada de

ocurrencia del estado del sistema y su duración esperada.

Por lo tanto, es el módulo de efecto de fallas (FEA) el que internamente realiza

todos los cálculos de confiabilidad lo cual hace basándose en el principio de

funcionamiento descrito en el diagrama de flujo de la figura 3.2.2.

37

PREPROCESOPasos de demanda de carga

Crecimiento anutel de la cargaEstadísticas ín tóales

PREPROCESOPasos de demanda de carga

Crecimiento anutel de la cargaEstadísticas Inicia tes

Figura 3.2.2 Principio de cálculo de confiabilidad

3.2.1 MODELOS DE FALLAS

En el programa están disponibles los modelos de falla de los siguientes

componentes:

• Barras y terminales

• Líneas y cables

• Transformadores

• Generadores

Todos los modelos de fallas definen con que frecuencia un componente sufrirá

una falla activa. Todas las fallas activas tienen que ser despejadas por la

protección. Se asume que la reparación del componente fallido empieza

directamente después de que la falla se ha despejado.

38

La duración de la reparación que también se define en los modelos de fallas, es

igual ai tiempo necesario para restaurar la funcionalidad del componente. Ei

tiempo necesario para iniciar la reparación y todos los otros retrasos serán

incluidos así en ef tiempo de la reparación total.

3.2.1.1 Modelo de fallas en barras y terminales

El modelo de falla para las barras y terminales se selecciona normalmente del

modelo del tipo de barra. El modelo del tipo de barra tiene una referencia a un

modelo de falla del que un ejemplo se muestra en la Figura 3.2.3.

JBar Type Failures • ... RTS\LibrariATj»pes\BusbaisU1kV Bar Failures.StoTypbar S3E3I

(~F^^^^" ••••!•• II 1 • ••• •111 II» Hl 1 1 1 •l lllllllll K

aüuie Data ] Graj i 1.

Ñame ÜliMIlEürfSIfTCE! i!

!i1\

\

ií

í

\« ruta rnn it-ir ni I^PAR • — -

Failure frequency ]0.002 jl/a

Qutage C^GGtapcjv |M1 ^ J

Beta Jj^ |

-•AüuHionai taiiuiüUaiar'Lii LUNNtuí IUN - --• -™ - -,^^i

FailUre frequency [0,005 Ii 1 /a* " «______ — , — — ___4|

jOutageEKpectaTO ||07___Jhfe

Mean |14L jjh

ymbda, IJISIf h,j Variajape |§3?07 |hi "2'. '".T.'.™.,,'_"",,j Beta ¡2.5 j!

'

1

¡

í

i '

s

tí

JL

OK 1.„,__- — —ij Cancel

Figura 3.2.3: Modelo de fallas en barras

39

Ef modelo de falia de una barra define una frecuencia de falla por la barra misma

y una frecuencia de falla adicional por cada conexión de la barra. La duración de

la reparación es independiente del número de conexiones. La frecuencia de falla

total para un sistema de barra triple con seis alimentadores es por ejemplo

calculada así: [5]

Ftot=3*Fbarrra+6*Fconexión [1/a]

Que sumaría a 0.24 por año para el modelo de falla mostrado.

La barra o elementos terminales mostrarán la frecuencia de falla total, esperanza

del paro y duración media de! paro en la página de confiabilidad. Tal como se

muestra en la Figura 3.2.4

Teiminal - Giid(2)\Tim2,ElmTeim

BaseDateJJ-oa¿F]ow j, VDMECStorl-CírcuH | FulIShoftPircuit LAMSf ^_^_.

J^HS-SifT>ulatíon_] ^J^T-Simulation ]_ Harmqnics^jj Refiabüily j Descriplion

Foiced Oulage Rale 0.0171 /aFofced Oulage Expeclancy 0.23B Wa

I Fotced Oulage Duaíion 14, h

; Seleclins an element model. will overrute the íype modef

Typemodel í^l- odLneSens\Librarji\11 kV Bar Faíbies

Element mode!

balanced

' Cutáctes

Figura 3.2.4: Datos de confiabilidad para la barra/terminal

En la barra o elemento terminal pueden predominar en et modelo de falla que

recibe a través del tipo de la barra seleccionando a un modelo del elemento.

3.2.1.2 Modelo de fallas en líneas

Et modelo de línea y cable normalmente se selecciona del tipo de línea. El modelo

de tipo de línea se refiere a un modelo de falla de línea del que un ejemplo se

muestra en la Figura 3.2.5.

40

Line Type Failures - ... y\Tjppes\Lines/CablesM1kV Cable Failures.StoTyptne 13 O I

Fajure Data Graph ]~"~ " — ~" " ~ * •""" --

Ñame líH&SB811=lííI¡BS ií

r 'i D Í rcnioo1aLÍDMCTcrr"' """" '* "r aiuíe aa i |j Faüure ftequency J3.2 JjVa

_ — . „, ~. ,

¡Beta (1. __J

„ . _, ,.

¡Mean |33.5 |h

! tafí)bda> |37 75653 J! h.j — ,, . ,

\y&m& llll .jlkt. 'Beta ' |Z5 J|

,ii

i

i

r

i

1

i

OK_

j Cancel

F/gura 3.2.5; Modelo de falla de la línea tipo

El modelo de falta de una línea usa la frecuencia de falla o esperanza por unidad

de longitud. La duración de ía reparación es independiente de la longitud. Ambos,

el tiempo de falla y la duración de la reparación tienen un beta de factor de forma.

La esperanza de paro a! igual que el tiempo medio de la reparación cronometran

la frecuencia de falla y están definidos según 100 km. de longitud.

La frecuencia de falla real para una línea o cable en particular es calculado

internamente por el programa, usando la longitud de la línea/cable. Ei uso de la

frecuencia de falla, la esperanza de paro y ia duración media del paro se

muestran en la página de contabilidad del elemento línea o cable tal como se

describe en la Figura 3.2.6. La línea o elemento del cable, de la misma forma que

en el modeio de falla de las barras, puede predominar en el modelo de falla que

se recibe a través del tipo del línea/cable seleccionando del modelo del elemento.

41

Line - Gnd[21\L2.ElmLne

B w f c r f a _ _ LoadJIow , I yDE/IE_CShort-Circi^ _"J !" " FÚHShort-Ckcu*RMS'SímúlattorTI EMT-sVUatron '¡"' Harmonics j! Refiabíft' | "Descrflioñ

, Forced Outage Rate 0.11/ai Forced Outege Ei iectanci' 10, h/a

Forced Outage Duration lOOtlr

Selecting an etweni modal will ovenule the typa modei

! Type modal ¡]*j iSPtoiects\ReIiabilit;AünLQdLneSens\LibrariA11 kV Cable Failures

í Etementmodet (Ml^l -

j balanced

Jump to „.

Figura 3.2.6 Datos de confiabilidad para la línea/cable

Todas las fallas en las líneas o cables se asume que pueden ocurrir igualmente a

menudo para cada posición a lo largo de la longitud de la línea/cable.

3.2.1.3 Modelo de fallas en transformadores

Un solo modelo de fallas en transformadores está disponible tanto para

transformadores de dos devanados como para los transformadores de tres

devanados. El modelo de falla del transformador normalmente se define en el tipo

del transformador. El tipo del transformador tiene una referencia a un modelo de

falla del que un ejemplo se muestra en la Figura 3.2.7.

fiansfoimer Failures -... y\TypesVTransiormeFsVTiansfarmei Failures.SloTyptif

!l FatoeData JGrát^] ,

rFailueOala-

Faíue frequency (002 ,1/a

Beta

-flepai duroHonr

Mean

\\

Veranee

OK

Cancel

Figura 3.2.7 Modelo de falla del transformador

42

El modelo de falla del transformador tiene una frecuencia de falla o esperanza y

una duración de la reparación. Ambos el tiempo de falla y la duración de la

reparación tienen un factor de forma beta. La esperanza del paro al igual que la

duración media de la reparación, determinan la frecuencia de falla la cual se

puede observar en la página de confiabilidad del transformador, tal como se

muestra en el ejemplo de la Figura 3.2.8.

2-WindÍng Transforme! - 6rid(2)\2-Winding Tiansfoimei.ElmTr2 *

i ] BawcOatá LoadFtew" | VOE/IECShofUTircuít "

' ANSÍ Shoit-Ciícuft | RMS-Sbulalton 1 EMl-SimuJation | Harmonios ;<l*. « - -^ - ,~' ' Í _ " - - ~-" V 1 ' — - •-' '-

M Short-OicaÁ _Dttcñp&m

1

Faced Out^e Rate• Fofced Qutage ExpectoiQi1 Fotced Oufage Dwalíon

0,02 1/a3. hAs1 50. h

Selecting an element mode! wi!l ovefrule Ehe íype model

Type model

Elemert mode!

„ bdanced

¿ump to ...

Figura 3.2.8: Datos de confiabilidad para el transformador

E! elemento det transformador puede predominar al modelo de falla que se recibe

a través del tipo del transformador. Se asume que todas las faltas del

transformador son fallas activas.

3.2.1.3 Modelo en máquinas sincrónicas

Los modelos de fallas de las barras, líneas o transformadores tienen una cantidad

fija de posibles estados. Básicamente, estos elementos pueden estar soto

disponibles o no. Et modelo de falla para un generador sincrónico, sin embargo,

permite cualquier número de estados. [5]

Esto hace que el modelo de falta, sin embargo, sea algo más difícil definir. El

primer paso es añadir uno o más estados al modelo, debido a que el modelo

predefinido sólo tiene un estado. Esto se lo hace pulsando el botón derecho def

ratón en el número de un estado existente en la matriz de duración de estados y

seleccionando añadir celdas, tal como muestra en la Figura 3.2.9.

43

State Duratíon Matróc

Staies " 'Mí

n setvce

Copy

SdeclAli

Imerl CellsAppend Cells

Append nCefe^S

Détele CeBs

Figure 3.2.9 Añadiendo un estado en la matriz de duración de estados

El segundo paso es nombrar los estados creados e ingresar en cada estado su

respectiva capacidad. La máquina sincrónica puede tener los siguientes estados

característicos:

• Porcentaje de la potencia aparente nominal

• Maquinas fuera de servicio

Una máquina totalmente disponible tiene

• Potencia nominal = 100%

• Máquinas fuera de servicio = O

Una máquina totalmente indisponible tiene

• Potencia nominal = 0%

Se puede definir un estado de "derated", definiendo una potencia nominal menor

que el 100%, o poniendo en las 'Máquinas fuera de servicio1 > 0. Una potencia

nominal del 50%, por ejemplo, tendría la mitad de la capacidad de todas las

máquinas en paralelo, pero todas las máquinas permanecerán funcionando.

Varias máquinas en paros largos de cero también reducirán la capacidad total,

pero también cambiarán las propiedades eléctricas debido al funcionamiento de

un menor número de máquinas.

44

La definición del modelo de Weibull-Markov para la máquina sincrónica, es decir

la definición de la matriz de duración de estados, la matriz de probabilidad de

transición, o la matriz de frecuencia de transición, se describe en "Definiendo un

modelo de Weibull-Markov ".

Un modelo de falla se selecciona para una máquina sincrónica poniendo el

"modelo estocástico" en ta página de confiabilidad de la máquina sincrónica, como

se muestra en ia Figura 3.2.10.

Synchionous Machine • VJasperVIEEE RTS\RTS-96 One Area\GQ1_3.ElmSym

\e DataiJJrOadflow j VDE/IEC Shqjjt-CirgA. | FuJSh«t;CítcuiLLRMS:Sirnulalion

|T -límuíatíon"l H'atmonicjJ] Piotecííon"] Opt iwerFlow";í Retiabifily:f.

1 Stochaític model

Mainlenance modd

... IbfatyUi'pesSGeneratQisSFailures U7B

OK.

Cancel

balanced

Figura 3.2.1 OAsignando un modelo estocástico a una máquina sincrónica

Cada modelo de falla puede usarse al mismo tiempo por más de una máquina

sincrónica. Las máquinas sincrónicas que usan el mismo modelo de falla se

comportarán no obstante estocásticamente independientes de otras.

3.2.1.4 Modelo de cargas para el cálculo de confiabilidad

Pueden usarse dos tipos de modelos de carga:

• Modelos de carga locales

• Modelos de carga de área

El modelo de carga local se define creando un modelo estocástico de Weibull-

Markov. Este modelo estocástico tiene frecuencias con dos o más niveles de

carga, probabilidades de ocurrencia y probabilidades de transición.

45

El modelo del área puede ser definido por una curva de demanda máxima, una

curva de duración de carga o un modelo estocástico de Weibull-Markov. La curva

de demanda máxima o curva de duración de carga pueden ser definidas por una

característica de un vector unidimensional, o por un archivo de datos externo.

La diferencia principal entre un modelo de carga local y un modelo de carga

de área es que una carga local se comportará independiente de todas las

otras cargas, incluso cuando las cargas comparten el mismo modelo de

carga local. Cargas que comparten el mismo modelo de carga de área, sin

embargo, cambiaran toda su demanda de la misma manera y en el mismo

momento. El modelo de carga de área define todos los cambios de carga

como porcentajes de cambio. Por ejemplo una carga de 100MW y una de 5MW

con el mismo modelo de área, ambas cambiarán a 80% cuando el modelo de área

cambie a 80%. La carga de 100MW cambiará entonces a 80MW y la carga de

5MW a 4MW en el mismo instante de tiempo.

Las distintas formas de modelar una carga para el cálculo de la confiabilidad en el

DlgSILENT se muestran en la Figura 3.2.11

Figura 3.2.11: Modelos de Carga

3.2.1.4.1 Modelos estocásticos de carga

El modelo estocástico de carga principalmente indica como definir a los modelos

de carga locales. Los modelos de carga locales están diseñados únicamente

para cargas grandes en el sistema para el cuat una previsión de carga es difícil de

hacer. Los ejemplos de tales cargas son industrias más grandes que se modelan

como una sola carga, por ejemplo, grandes estaciones de bombeo, etc., [5]

El modelo de carga local utiliza el modelo estocástico de Weibull-Markov. La

definición del modelo de Weibull-Markov, es decir la definición de la matriz de

duración de estados, la probabilidad de la transición o matriz de tasa de

transición, etc., se describe en "Definiendo un modelo Weibull-Markov".

Además en el modelo de Weibull-Markov, a la carga local estocástica se le

atribuyen los siguientes estados estocásticos.

• Porcentaje de demanda de Potencia Activa relativa

• Porcentaje de demanda de Potencia Reactiva relativa.

En lugar de definir el modelo de Weibull-Markov manualmente, puede crearse

automáticamente de una curva de carga punta. La página "Extra" del modelo de

carga estocástico proporciona el botón Crear Modelo para esto, tal como se

muestra en la Figura 3.2.12.

47

Modelo do Carga Estocástico • tyodqlodp Carga Estocas tico, StoLod

• " .Crea;.Modelo;

:'Carácter fitíc*1.:.-'.

Curva de Gaioá'V"

• ' . . ' ' ' - -_• " '. • . ' _ ' L " i • iiiipX

: Núnwrp. de Estados1:...: ;J2 '.

;|Cutvode Carga _^J-::'.-.'-• ".• '-"• '•'•--. '".::•'"::

f: V j> I .,';•: •.técaVCáfacferfslictfvéclonaf del'.pátárn'Cij

Ofc.

Figura 3.2.12 Modelo estocásfíco de carga

E! modelo de Weibull-Markov puede crearse de una curva de carga o de un

archivo de mediciones. Un ejemplo de una curva de carga es la curva de carga

pico diaria que se muestra en la Figura 3.2.13

Figura 3.2.13 Curva de carga pico diana

48

Una curva de carga se define con una escala de tiempo. La curva del ejempjo usa

una escala de tiempo que tiene los 365 días del año, pero escalas de tiempo con

52 semanas o 12 meses, o cualquier otra unidad de tiempo, también son posibles.

La curva de carga punta que se usa para crear un modelo de carga estocástico

será transformado a porcentajes respecto del valor mas alto. El valor relativo se

usa para tas dos potencias activa y reactiva. Esto significa que no representa una

diferencia si cualquiera de las medidas se usa, la potencia activa o la potencia

reactiva. Todos los puntos de carga se convertirán a los valores de porcentaje

relativo al valor más alto. Con esta conversión, por ejemplo, no se requiere de

medidas actuales cuando se usa un voltaje nominal y un supuesto factor de

potencia. Sólo se usa la forma de la curva de carga.

Después de que la curva de carga se ha definido y se ha seleccionado el número

de estados para el modelo de Weibull-Markov debe presionarse el botón crear

modelo de la carpeta extra y el modelo aparecerá automáticamente. En el ejemplo

de la curva de carga punta diaria se consideró un número de 5 estados y

después de presionar el botón "Crear modelo", el modelo de Weibull-Markov se

calcula de los datos de curva de carga. E! modelo para el ejemplo la curva se

muestra en la Figura 3.2.14. Los estados de carga son escogidos de tal forma

que el modelo de Weibull-Markov complete la curva de duración de carga original

como sea posible.

Transílion ProbabtSty Mattíx [%\.

Hfrom]5tate 0[fiomlState 1[fronri]Slaté"2[írom]Slaíe3[fromJState 4

.

[lolState 0

mam0.09375

0.0.0.

Fi-jp— -— ~

[to]State 11.0,

0.3493976

0.0.

[to]Staíe20.

0.906250.

0.52433940.00293255

""""!

-[tolStateS0.

0.0.6506024

0.0.9370674

„

[tolStale 4D.0.

0.0.4742638

0.

„

G.

P~

i_id™.

State Defínitbn Matrk

Figura 3.2.14: Modelo de calculó con 5 estados

3.2.1.4.2 Modelos de carga de área

Un sistema de potencia puede incluir cargas estocásticas independientes, como

cargas industriales grandes, estaciones de bombeo, etc. En la mayoría de las

aplicaciones, sin embargo, el comportamiento de las cargas se modela definiendo

modelos de carga de área

Un modelo de carga de área puede usarse para definir una proyección anual de la

carga, un escenario de crecimiento de carga durante un intervalo de tiempo, o

ambos. En la opción "característica" de! cuadro de diálogo se tiene que escoger

primero el modelo de carga de área.

50

"ififl

Un nuevo modelo de área es creado al presionar el botón uen el objeto que

aparece en el explorador, cuando un modelo del área fue seleccionado. Un

ejemplo de un modelo de carga de área se muestra en fa Figura 3.2.15 que

define una curva de carga y " una curva de crecimiento de carga.

GeneialLoad-Giid|2]\Ld1.ElmLod-

AN_SI Short-Cifcuit | R_MS-Shmjlation.I^EMT-SnwWion J Maimones r RefiabÜfty "_5wcnp6on"

Numbet of connocted customers R

jj| Intetruption costsI*

Characterótie

Área Model

|1

'¡T 1 •* 1 ...— '—- J

Área Model JV

• eliabililsiMinLodLneSensMibíarjiSAteal

Área Load Model - LibraruVAfeaLStoChatod

! Characietistic

í LoadOsveiti!

í Load Gfow Cup/e

j Load Curve i>J'

•y-|-»| .,. neSensSübiaiyMEEE Daily Peak Load

•* .. Bliabiltíii\LirtU)dLneSens\LibtaiyVGfow"i

Cancel

Figura 3.2.15 Ejemplo de cómo definir un modelo de carga de área

La previsión de carga anual puede ser definida por una curva de carga punta, una

curva de duración de carga, o un modelo de carga estocástico. Como se mostró

en la Figura 3.2.15, la curva de carga punta y la curva de crecimiento de carga

pueden ser definidas como un vector unidimensional o por un archivo de medidas

externo.

La curva de proyección de ta carga será usada para convertir a porcentaje, con

relación a! valor más alto. Estos cambios relativos se usan tanto para la potencia

activa como para la potencia reactiva. Esto significa que no representa una

diferencia si se usa cualquiera de las medidas actuales, la potencia activa, o la

potencia reactiva. Con esta conversión, por ejemplo, no se requiere de medidas

actuales cuando se usa un voltaje nominal y un supuesto factor de potencia. Sólo

se usa la forma de la curva de carga.

51

Los archivos de ios datos externos pueden ser creados seleccionando "Archivo de

medida" del cuadro de diálogo del modelo de carga de área, luego de lo cual se

abrirá un explorador det banco de datos. Un nuevo archivo se crea presionando el

¡cono . El archivo de medida tiene un campo de "Nombre del archivo" que se

usa para seleccionar los datos del archivo en el disco. El archivo de los datos

puede contener 24 curvas de carga independientes. Los factores de conversión

'a' y 'b' normalmente no son cambiados para los propósitos de confíabilidad. [5]

Como el archivo externo puede contener 24 columnas con 24 curvas de carga

diferentes, el modelo del área debe especificar el número de la columna. Si por lo

menos se consideran 24 modelos del área diferentes para el cálculo de la

confiabilidad, por lo que se recomienda crear un solo archivo de datos externo

que contenga todas las curvas de carga de área. Cada modelo del área usará

entonces solo este archivo. Esto hace muy fácil cambiar la previsión de carga

para todas las áreas.

Un ejemplo de un guión de crecimiento de carga se muestra en la Figura 3.2.16.

Los valores de crecimiento se ingresarán como valores de! porcentaje por cada

año, y no como porcentaje de crecimiento año a año.

Rájamele! Chaiuclctitlic • Vactoi • UbiotyVGrowi.ChaVec

Cwvo

Figura 3.2.16 Crecimiento del escenario de la carga de área

,52

Durante el cálculo de la confiabilidad, las cargas que usan el modelo del área son

cambiadas multiplicando por la previsión de carga y los valores de crecimiento de

carga. Para una curva de carga horaria p(h) y una curva de crecimiento r(y), el

valor de carga relativo resultante durante hora h en el año y es igual a p(h)*r(y).

Cada modelo de carga de área se usa normalmente para más de una carga.

Todas las cargas que usan el modelo de carga de área tendrá su potencia activa

y reactiva multiplicada por p(h)*r(y) al mismo tiempo. Todas las cargas pueden

usarse simultáneamente, es decir que son estadísticamente 100% dependientes.

3.2.1.5 Definiendo un modelo de Weíbull - Markov

En esta sección se indicará paso a paso como definir un modelo de Weibull -

Markov en el DlgSILENT y cuales son los parámetros necesarios para crearlo ya

que dichos modelos son necesarios para definir tanto tos modelos de carga como

los modelos de las máquinas sincrónicas.

Todo modelo de falla y modelo de carga necesarios para determinar la

confiabilidad, se basan en el modelo de Weibull-Markov. En la mayoría de los

modelos de falla (transformadores, barras, líneas), sin embargo, se ingresan de

una forma más simple los datos de fallas. Para un transformador, por ejemplo, es

suficiente ingresar una frecuencia de faila y una duración media de la reparación

para definir su modelo de falla. [5]

Para algunos casos, el modelo de Weibull-Markov puede definirse libremente, es

decir considerando un número determinado de estados con su respectiva

frecuencia de falla y tiempo medio de reparación. Los ejemplos son: El modelo de

falla para la máquina sincrónica y el modelo estocástico de carga. La ventaja de

poder definir libremente el número de estados, es que se puede considerar otros

estados a más de los normales de "en-servicio" y "fuera-de-servicio ". La

posibilidad de definir cualquier cantidad de estados es más aun importante para

crear los modelos de carga realistas.

53

El modelo de Weibull-Markov permite ingresar los datos estocásticos de

diferentes maneras, para lo cual se puede usar los siguientes parámetros:

• Medio: la duración media del estado

• Variación: la variación de la duración del estado

» Beta: el factor de la forma de la distribución de probabilidad de Weibuil

• Lamda: el tiempo característico de la distribución de probabilidad Weibull

• Proporciones de la transición: las proporciones a las que el elemento

cambia a los otros estados.

• Probabilidades de la transición: las probabilidades por ir al otro estado.

Debido a que algunos de estos parámetros son redundantes, ya que se pueden

calcular unos a partir de otros, hay más de una manera de definir un modelo

Weibull-Markov. Pueden usarse dos métodos básicos:

• Especificando las razones de transición

• Especificando parámetros de duración de los estados y probabilidades de

transición

Para escoger el método que se usará para definir el modelo se presiona eí botón

opciones en ¡a carpeta del modelo estocástico. Se definirán parámetros como ía

duración media de los estados, la Varianza, Beta y Lambda; pero, dos de los

cuatro son redundantes. Dos de ellos determinarán los otros dos.

La combinación de la matriz de duración de estados y la matriz de probabilidades

de la transición, determinarán la matriz de proporción de transición. La matriz de

proporción de transición solo se define con la duración media de los estados y las

probabilidades de la transición. La Varianza o Beta deben especificarse

adicionalmente cuando se usa la matriz de proporción de transición. El parámetro

de la Beta tiene corno valor predefinido 1, lo que implica que se está definiendo el

modelo homogéneo de Markov normal.

El modelo de Weibull-Markov es completamente determinado por los parámetros

de duración de estado y las probabilidades de la transición. El uso de los factores

de forma (Beta) diferente de 1.0 es optativo. Si la matriz de proporción de

transición se cambia, entonces la matriz de duración de estados y la matriz de

probabilidad de transición cambiarán simultáneamente.

En la Figura 3.2.17, se muestra un ejemplo para un modelo de Weibull - Markov

que fue definido entrando en parámetros de estados de duración (duración media

y Beta), y probabilidades de la transición.[5]

ISlochastic Synchr. Gen. Model - LibiaryVStochastíc Synchr. Gen. Model.StoSym IB 53 i

l[§T

i

'íJ

¡1

t¡

1-

í1

¡íü

íi

1

a¿c dala, i Stochastic Model 1 Gtaph |

}ependent State

atateDuralionMatrk

M23

States

in setvice

single buinefoutage

ínservice Jjj¡

Mean |

1197.

12BL

Var lance Beta Lambdah h

2350. 1. 2850.4.02411 1.8 7.87147?

60.45847 2.2 142.2724

'*ir

1

r*^ j _ -, - _ | r>rj

ii

i

1

"fan^ton ProbabSty Maüix i ^

KflOf:n]Ín sefvice

(frornlsingle bumerIfiomk'Ulage

.-_;

ítofrí seivice

•••0.8

1.

[lolslngle bumer | I(o]outage0.65 0.35 |*

0. 0.2 |i

0. 0. j

M|í 1r, ,„_ . —_ „ -, _, - - -!, ,,_ íf

\

t

OK

1 Cancel„ _

OpÜonsKl

Figura 3.2.17 Ejemplo de un Modelo de Weíbull-Markov

Un modelo de Weibull-Markov puede definirse como:

• Un modelo de Weibull-Markov, para duraciones de estado y probabilidades

de la transición

• Un modelo homogéneo de Markov, para la proporción de transición

solamente.

55

En conclusión para la proporción de transición, se puede cambiar ios factores de

forma Beta por 1.0, creando así un modelo de Weibull-Markov de "Datos

homogéneos".

Un modelo de Weibull-Markov con todos los Betas en 1.0 igualará al Modelo

homogéneo de Markov normal que es totalmente determinado por sus

proporciones de la transición.

Inmediatamente después de definir un modelo de Weibull-Markov, se calculan

automáticamente todos los parámetros estadísticos para cada estado:

» La Probabilidad de estado, que es el término probablemente mas largo

de encontrar en el estado

• La Frecuencia de estado, que es el número medio de tiempos por año

que el elemento entra o deja el estado

• La Esperanza del estado, que es número medio global de horas por año

que el elemento gasta en cada estado

• El tiempo medio entre, el cuat es el tiempo medio de entrada al estado.

Estas estadísticas de estado se muestran junto con la distribución de duración, en

la página "Gráfico" como se muestra en la Figura 3.2.18.

56

0.0016.1SO 48.20 80.24 132.3 174.3 210.4 258.4

outage: Probabílrty Density«BB» outaga: Ptobafaility Curve

3OQ.4Time

342.5¡n h

State

Frequency

Ptobabitity

1.4424551/a0.02074764

Expectanci> , • 181.7494 h/a

Mean Time Between 6072.979 h

Figura 3,2.18 Ejemplo de las estadísticas del estado

3.3 CALCULO DE CONFIABILIDAD DE LA RED

Para el cálculo analítico de los índices de confiabilidad de la red (transmisión,

subtransmisión o a nivel de distribución) se debe iniciar por:

•Pulsar el botón <ss en la barra de herramientas principal, para activar la barra de

herramientas de confiabilidad

Luego se debe pulsar el botón -% y el cuadro de diálogo de Enumeración de

Estados de Análisis, aparecerá ahora como se muestra en la Figura 3.3.1.

57

Análisis de Corifiabilidad ... tudioVAnálisis de CanfiabiHdad.ComRel3

Opciones Básicas ¡ FEA j Opciones Avanzadasi •

jrel3/comrnon/bar/l¡neArf/2/cross/gens/maint

Modo

Análisis

Cargas

Tiempo de partida

Red, Análisis de flujo de Carga

curva de carga

O' a Tiempo de Parada [1

Max de-ejecuciones |lQQ Números Aleatorio jauto

Error Max. TO" ' % Confianza Í30

Selección

P* M odo Común

p' Barra y Terminal.

P Línea

p* Transformador

Sistema Completo

p" Segundas faltas independientes

P* Faltas a tierra múltiples

W GeneradoresAedes externas

p* Mantenimiento

Figure 3.3.1 Diálogo de enumeración de estados de análisis

Un cálculo de confiabiüdad para la red puede realizarse para

• El sistema activo entero

• Una sola red activa

• Una sola subestación

• Una selección de objetos definida por el usuario.

Una característica adicional es el análisis del efecto de falla (FEA) para un usuario

definiendo la selección de objetos.

Pueden desactivarse ciertos tipos de fallas para e! análisis. SÍ se desactiva las

fallas del transformador, por ejemplo, asumirán transformadores absolutamente

confiables durante el cálculo de la contabilidad.

58

E! nivel máximo de contingencia determina el número máximo de fallas

independientes que se analizarán. Un número más alto de contingencias reducirá

la velocidad de los cálculos considerablemente. Éste es particularmente e! caso

cuando se analizan sistemas grandes o redes Se considera que una causa común

de falla es una simple contingencia. Esto significa que un alimentador doble, con

modelo del modo común definido para ambos cables, es un nivel de contingencia

máximo si se considera la salida de los dos al mismo tiempo.

Cuando está corriendo el cálculo de confiabilidad puede ser interrumpida

apretando el botón de descanso (^) en la barra de herramientas principa!.

33.1 OPCIONES

A continuación se explican las principales opciones que posee el programa para

el análisis de confiabilidad de una red planteada:

• Modo sistema completo Realiza un cálculo de confiabilidad para todo el

caso activo de estudio

• Modo de una red Realiza un cálculo de confiabilidad para la red

seleccionada. Todos los elementos en otras redes son supuestos 100%

confiable.

• Modo de selección Realiza un cálculo de confiabilidad para la selección

hecha por el usuario. Todos los elementos que no se encuentran en la

selección se suponen 100% confiables.

• Modo FEA, realiza un análisis de efecto de falla autosuficiente para el

estado del sistema en el que todos los elementos de la selección hecha por

el usuario están fallando. Un FEA para dos líneas, por ejemplo, mostrará

las reacciones de la red a la situación en la que ambas líneas están

fallando.

59

Para el 'Modo Selección1 y el' et Modo FEA', se hace una selección de uno

o más elementos de la red. Esto se puede hacer seleccionando uno o más

objetos en los gráficos de la línea o el explorador del banco de datos, se

pulsa el botón derecho de la selección, y se escoge Define... - conjunto

general....

Máximo nivel de contingencia Define el número de fallas independientes

que será analizado. Aumentando el nivel de contingencia reducirán la

velocidad de los cálculos considerablemente.

Comprobación de estados del flujo de carga Habilitando esta opción

realizará un cálculo de flujo de carga de CA para la condición del poste-

falla después de la que el alivio de la carga excesiva sea realizado por

transferencia y salida de carga.

Usar interruptor de restauración de potencia Habilitando esta opción

habilitará la separación de la falla y restauración de potencia.

Usar todos del interruptor de separación Esta opción hará que la

fundón de separación de la falla use todos ios interruptores posibles para

separar la falla.

Use solo el interruptor de separación marcado Esta opción hará que la

función de separación de la falla use solamente los interruptores que han

sido marcados disponibles para la separación de la falla.

Número de casos de contingencia en el reporte El reporte de

contingencias de la red muestra las contingencias y las contribuciones de

estas contingencias a los índices de confiabilidad global. Para las redes

más grandes o para el máximo nivel de contingencia, el número de

contingencias analizadas será muy alto. Por consiguiente sólo la cima N de

contingencias se informará, ordenadas al índice de ENS. El número N se

ingresa aquí.

60

• Salida de resultados Este indicador puede usarse para saltar a la

definición del informe que está actualmente en uso.

• Modo de colores para las redes aisladas Estos colores solo se usan en

el 'modo FEA1 y se usa para mostrar la reacción del sistema a las fallas

seleccionadas.

3.3.2 REPORTE DE RESULTADOS

Todos los índices de confiabilidad calculados por el DlgSILENT, se muestran en

las cajas de resultados de cada uno de los componentes que conforman las redes

analizadas.

Una de las utilidades que presenta este programa es la facilidad de emitir reportes

de resultados, en los cuales se muestra todos los índices de confiabilidad del

sistema analizado.

Una vez realizado el análisis de confiabilidad del sistema implementado, se podrá

obtener los reportes de resultados de:

• Sistema

• Interrupciones de carga

• Barras

• Contingencias

Para obtener el reporte de resultados se debe hacer clic derecho en cualquiera de

los elementos del sistema, luego de lo cual se desplegará un cuadro de diálogo,

del cual se seleccionará la opción "Salida de resultados". Una vez seleccionada

esta opción, un nuevo cuadro de diálogo aparecerá, de donde se escogerá la

opción "Resultados". Un ejemplo de esto se muestra en la Figura 3.3.2

61

j ' rrn fc| | _ _ 5

Editar DatosEditar y Buscar Datos

Definir Subestación

Mostrar Gráfica de la Subestación

Definir,,,

Adicionar a ...Ruta .,.

Calcular,..Sa ida de Datos .;. Mostrar Perf ¡I

Crear Diagrama Vectorial

Mostrar Perfil de Tensión

Figura3.3.2 Ejemplo de como obtenerlos reportes de resultados

Luego de haber seleccionado la opción "Resultados", aparecerá la ventana

"Salida de resultados en la cual se puede escoger cualquiera de los 4 reportes de

resultados mencionados anteriormente. En esta ventana también es posible

seleccionar el formato y título del reporte de resultados, tal como se muestra en la

Figura 3.3.3.

62

Salida de Resultados - Caso de EstudjóXSalida déi Resulta dos, ComSh

Jsh/3sS • • • - " ' • " ; ' i;.-;-'

Análisis cié Cohf iabiíidati'rr Goníiabilidad-.-•-•....'.—

'. fv;'Resumen del Sistema";-;-;

de Carga

- Formato Ú.sado-

-'Resumen del Sistema'.."*: r..l.sSMosÍiá[\ReI;Üév3-Sjís^Süm. -.

"Casd:cleÉstudio\T;ítúlo:

Figura 3.3.3 Salida de resultados

63

CAPITULO IV

IV MODELOS PARA EL CÁLCULO DE LA

CONFIABILIDAD DEL SISTEMA NACIONAL « DE

TRANSMISIÓN PARA EL AÑO 2004, APLICADO A

LOS AGENTES: EMELESA, TERMOESMERALDAS Y

EEQ S.A,

En este capítulo se va establecer la metodología mediante la cual se realizará el

análisis de confiabiiidad de los agentes mencionados, los modelos de cadenas de

conexión a ser ¡mplementados en el DtgSILENT y los parámetros con los que se

definen los modelos de fallas de cada uno de sus componentes.

Se indicará además la forma de obtener la frecuencia de fallas y los tiempos

medios de reparación de los componentes que intervienen en las cadenas de

conexión.

Se analizarán los resultados obtenidos en los reportes que emite el programa

DlgSILENT y se determinará índices de confiabiiidad característicos de los

modelos de conexión planteados y las posibles variaciones que estos pueden

tener.

4.1 MODELOS DE CADENAS DE CONEXIÓN

Las cadenas de conexión son redes que parten desde las barras del anillo de 230

kV hasta llegar a las barras de conexión de los distintos agentes ya sean estos

generadores o distribuidores. Estas pueden estar conformadas de diferente

número y tipos de componentes y pueden tener más de un camino en paralelo.

64

4.1.1 CADENA BE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EMELESA

Para el caso del agente distribuidor EMELESA la cadena de conexión modelo

partirá desde la barra del anillo de 230 kV, ubicada en la subestación Santo

Domingo, para luego de pasar por el transformador ATU, ubicado en la misma

subestación, llegar hasta la barra de 138 kV. Se conectará con la barra de 138 kV,

de la subestación Esmeraldas, a través de una línea a doble circuito y luego de

pasar por el transformador AA1 llegará hasta la barra de 69 kV, de la misma

subestación, donde se conectará el alimentador de EMELESA. La cadena de

conexión descrita se muestra en la Figura 4.1.1.

SIDO-230 kV

ATU STDO

-STDO-138kV

STDO - ESM138kV

ESM-138kV

AA1 -

ESM-69kV

EMELESA

Figura 4.1.1 Cadena de conexión para el agente EMELESA

65

Una particularidad que tiene el programa DlgSILENT es que determina los índices

de contabilidad vistos desde los puntos de conexión de las cargas, es decir, que

si se implementa una cadena de conexión aplicada solo a un agente generador la

confíabilidad del sistema siempre va ha ser del 100%. Por esta razón se realiza un

segundo análisis para el agente EMELESA en el cual se incluye el generador de

TERMOESMERALDAS y se determinan los nuevos índices de confiabilidad del

sistema.

La nueva cadena de conexión, en la cual se incluye el agente

TERMOESMERALDAS se muestra en la Figura 4.1.2

STDO - 230kV

ATU STDO

STDO-138kV

STDO-ESM138kV

ESM - 136kV

AA1 - ESM

ESM - 69kV

G1-CTESM

EMELESA

Figura 4.1.2 Cadena de conexión para el agente EMELESA incluido

TERMOESMERALDAS

66

4.1.2 CADENA DE CONEXIÓN APLICADA AL AGENTE EEQ S.A.

Desde la barra del anillo de 230 kV, ubicada en la subestación Santa Rosa, partirá

la cadena de conexión del agente EEQ S.A. luego de lo cual pasará por el

transformador ATU hasta llegar a la barra de 138 kV de la misma subestación,

donde existe dos caminos en paralelo a través de los transformadores TRN y TRP

los cuales se conectan con la barra de 46 kV en la que se instalarán las cargas de

dicho agente.

La cadena de conexión para este agente se muestra en la Figura 4.1.3

ATU SROS

SROS - 230kV

TRN SROS TRP SROS

SROS-138kV

SROS - 46kV

EEQSA EEQSA

Figura 4.1.3 Cadena de conexión para el agente EEQ S.A.

67

4.2 FRECUENCIA DE FALLA ( X ) Y EL TIEMPO MEDIO DE

REPARACIÓN ( r) DE LOS COMPONENTES DE LA RED

Una vez determinados los modelos de cadenas de conexión, es necesario

calcular los parámetros que se ingresarán en el DigSILENT para realizar el

análisis de confiabilidad. Estos parámetros son la frecuencia de interrupción ( A )

y los tiempos medios de reparación (r), los mismos que se determinan en base a

un análisis de las estadísticas de las fallas ocurridas en los componentes.

Los componentes para los cuales se necesita determinar los parámetros de fallas,

son:

• Transformadores

• Barras

• Interruptores

• Líneas de transmisión

Uno de los objetivos del suministro de energía eléctrica es brindar una continuidad

de servicio a los consumidores, es por esta razón que siempre se ha buscado

proteger los equipos más relevantes del sistema y que por ende son los más

costosos. Este es el caso de los transformadores, en los cuales una falla puede

dejar sin energía a un sistema por un periodo largo de tiempo hasta detectar ía

falla y repararla, pero también puede ocurrir que la falla ocasione un daño

permanente al transformador y este tenga que ser reemplazado, provocando una

perdida cuantiosa para los propietarios de dicho componente.

Los sistemas de protecciones actuales aislan a los transformadores de fallas que

puedan ocurrir en elementos extemos a este, garantizando así su disponibilidad.

Además de los sistemas de protección, se realizan mantenimientos en el

transformador para evitar que este falle o se deteriore y tenga que salir de servicio

antes de cumplir su vida útil.

68

Por todo lo expuesto anteriormente es poco probable que ocurran fallas en

componentes de este tipo y para determinar un índice de frecuencia de fallas o

tiempo medio de reparación, se debería realizar un seguimiento del mismo desde

et momento en el cual se puso en funcionamiento.

Si bien es cierto se puede determinar tanto la frecuencia de falla como el tiempo

medio de reparación de estos componentes en base a las estadísticas que posee

la Compañía Nacional de Transmisión TRANSELECTRIC S.A., pero los índices

obtenidos pueden no ser los correctos debido a que no se tiene información de las

fallas desde el momento en el que el componente fue instalado y para muchos de

los casos no se tienen informes de fallas.

Por esta razón se ha considerado índices característicos internacionales, tanto

para la frecuencia de falla como para el tiempo medio de reparación para los

siguientes componentes: transformadores, interruptores y barras. Los índices

característicos de estos componentes se presentan en la Tabla 4.2.1.

COMPONENTE

INTERRUPTORESBARRASTRANSFORMADORES

FRECUENCIA DE FALLA[Fallas / año]

0.0050.0150.2

TIEMPO MEDIO FUERA[HORAS]

865

Tabla 4.2.1 Frecuencias de faifa y tiempos medios de reparación

4,2.1 ANÁLISIS DE FALLAS EN LAS LINEAS BE TRANSMISIÓN BE SNI

En un Sistema Eléctrico de Potencia son las líneas de transmisión los

componentes en los cuales ocurren una mayor cantidad de fallas ya que son las

que están expuestas mayormente a factores como son la vegetación, descargas

atmosféricas, contaminación, entre otros.

69

Con las estadísticas de todas las fallas ocurridas en una determinada línea

durante un periodo determinado de tiempo, es posible determinar índices de

confiabitidad muy reales de frecuencia de falla, tiempo medio de reparación,

disponibilidad, indisponibilidad, etc.

La empresa nacional de transmisión TRANSELECTR1C S.A. con el objetivo de

brindar un servicio de calidad y cumpliendo siempre con los requerimientos

técnicos que ello conlleva, ha realizado continuamente estudios de confiabilidad

de redes entre los cuales existe uno realizado el mes de octubre de 1999 del cual

se determinan las frecuencias de falla (fallas/kilómetro/año) y tos tiempos medios

de reparación (minutos), para las líneas de 230 kVy 138 kV.

Para este análisis se dispone de las longitudes de las líneas, el año de entrada en

operación de las mismas y una estadística del número de fallas y la duración de

estas en minutos. Las fallas han sido clasificadas en transitorias, permanentes y

totales. Aquellas fallas que tienen una duración menor o igual a 30 minutos se les

ha denominado como fallas transitorias, a las que tienen una duración mayor a 30

minutos se las ha denominado permanentes y las totales son la suma de todas las

fallas. Además las fallas mayores a 30 minutos se les han considerado como

transitorias de 30 minutos y permanentes con el tiempo real de duración.

Para una mejor comprensión y mayor facilidad de cálculo se han clasificado las

líneas de transmisión por regiones, esto es Costa y Sierra, para los voltajes de

230 kV. y 138 kV., y además las fallas se han agrupado en periodos de dos años.

Con estos datos se determina el número promedio de fallas por kilómetro y por

año (FF) así como también el tiempo medio por falla (TMRF), para cada región y

nivel de voltaje tal como se indica en el ANEXO1.

La frecuencia de falla se determina dividiendo el número total de las fallas para el

total de kilómetros de las líneas por año de la siguiente manera:

70

NF— (4.2.1)L

y el tiempo medio por falla (TMRF), se lo determina dividiendo el tiempo de todas

las fallas (TT) para el número de fallas NF:

TMRP-i- (4.2.2)NF

Ahora bien, si se desea determinar la frecuencia de faüa total de la línea lo único

que se debe hacer es multiplicar la frecuencia de falla (falías/kilómetro/año ) por

la longitud total de la línea.

Dicho estudio a más de determinar los parámetros antes mencionados, ha

determinado la disponibilidad que tendrá cada una de las líneas del sistema. Para

ío cual se ha aplicado la siguiente expresión:

(4.2.3)v '525600

En la expresión anterior se divide para 525600 minutos debido a que el TMRF

está dado en minutos y se desea saber la disponibilidad de las líneas en el año.

Este documento contiene información sobre las fallas ocurridas hasta 1998, pero

en otros estudios realizados por la misma empresa se ha actualizado esta

información hasta el año 2000 y son por lo tanto los datos que se utilizarán en el

desarrollo del proyecto y los que serán presentados el ANEXO 1.

Para modelar las líneas en el DIgSILENT y como ya se observó en el capítulo

referente al programa, es necesario disponer la frecuencia de fallas de las líneas

para cada 100 km, por lo que al momento de ingresar estos datos en el programa

se debe tomar la precaución de realizar dicha conversión.

71

En la red implementada para el agente EMELESA, interviene la línea de

transmisión Santo Domingo - Esmeraldas a 138 kV. para la cual se han

determinado la frecuencia de fallas y el tiempo medio de reparación, los mismos

que se indican en la Tabla 4.2.2

LINEA DETRANSMISIÓN

Sto. Domingo -Esmeraldas.

Voltaje[kVJ

138

Longitud[km]

154.29

MTTRw

1,1342

Frecuencia defalla

[faJ las/año]Longitud propia

8,350105008

Frecuenciade falla

[f alias/año!En 100 km5,41195476

Tabla 4.2.2 Línea de transmisión Sto Domingo - Esmeraldas

4.3 MODELOS ESTOCASTICOS DE GENERADORES

En el capitulo referente al programa se observó que es posible modelar una

máquina sincrónica con un modelo de Weibull - Markov y con cualquier número

de estados, además de los parámetros necesarios para definir al modelo

estocástico.

A la compañía nacional de transmisión de energía TRANSELECTRIC S.A. le

interesa conocer cuando las unidades generadoras van a estar disponibles y

cuando no lo están, por lo tanto, los modelos que se ¡mplementarán en el

DlgSILENT para e! estudio de confiabilidad tendrán solo dos estados, en servicio

y fuera de servicio.

Para definir un modelo de Weibul! - Markov en el programa es necesario definir

las matrices de duración de estados y probabilidades de transición. Uno de los

parámetros que se define en la matriz de duración de estados es el factor de

forma beta, pero debido a que el presente análisis se lo hará solo en base a

modelos homogéneos de Markov, no es necesario definir este parámetro ya que

el programa por defecto lo iguala a la unidad.

72

Al realizar el análisis con modelos homogéneos de Markov y con 2 estados, e!

único parámetro que se debe definir es el de la matriz de duración de estados,

que es el tiempo medio de duración del estado, el cual se definirá en base a tas

disponibilidades de las unidades de generación.

Para determinar el número de horas por año que estarán disponibles los distintos

generadores que intervienen en las redes, se ha recurrido al PLAN DE

OPERACIÓN DEL MEM para el periodo abril 2003 - marzo 2004 en donde se

dispone de un cuadro de disponibilidad de las unidades generadoras (ANEXO 2) y

en base det cual se determinará los tiempos en servicio y fuera de servicio de

dichos generadores.

Entonces para la unidad generadora TERMOESMERALDAS, se tendrán los

siguientes parámetros:

En servicioFuera de servicio

156156

7254.21505.8

Tabla 4.3.1 Parámetros del generador TERMOESMERALDAS

4.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Existen dos formas de modelar cargas en el DlgSILENT, una es con los modelos

locales de carga y otra es con los modelos de área de carga. Las cargas que

intervienen en las redes del presente análisis de confiabilidad serán definidas solo

con modelos locales de carga, debido a la característica que tienen de variar

independientemente unas de otras, que es lo que más se aproxima a la realidad.

Caso similar que para los generadores los modelos de carga se pueden hacer

para distintos estados, los que pueden ser: 100%, 50%, 20%, etc.; pero mientras

menor sea el número de estados mas rápido ejecutará los cálculos el programa,

73

por lo que solo se han considerado 2 estados los que se definen luego de ingresar

la curva de carga.

Debido a que e! análisis se realizara en el periodo abril 2003 - marzo 2004 es

necesario proyectar la demanda de las empresas consideradas en las distintas

redes esto es para la carga de EMELESA y la EEQSA.

En el PLAN DE OPERACIÓN DEL MEM, el CENACE ha realizado una proyección

de la demanda de todas las empresas distribuidoras del SNI para el periodo antes

mencionado, la cual se puede apreciar en el ANEXO 3. Para la proyección el

CENACE ha considerado que el porcentaje de incremento de la demanda será de

un 3% anual.

En el caso de la EEQ S.A. es necesario desglosar la proyección para las cargas

considerada en el análisis, esto es, la carga conectada a los transformadores TRN

y TRP de la subestación Santa Rosa. Para ello se determinará el porcentaje de

aporte de cada una de las cargas (TRN y TRP) a la carga total de la EEQ S.A. y

de esta manera determinar su proyección.

Entonces la proyección para el periodo abril 2003 - marzo 2004, para las cargas

de las redes analizadas se resume en la Tabla 4.4.1

75

Para ejecutar ei análisis de confiabilidad de tos modelos de cadenas de conexión

implementados en el programa, es necesario seguir cada uno de los pasos

indicados en el capítulo referente al DlgSILENT.

Después de ejecutar el análisis de confiabitidad el programa puede emitir cuatro

clases de resultados: del sistema, de interrupciones de carga, de barras y de

contingencias, en cada uno de los cuales se tiene varios índices de confiabilidad

de los cuales se resumirán los mas importantes y se realizará el análisis

respectivo.

4.5.1 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EMELESA

Los índices más importantes de un análisis de confiabilidad son: la disponibilidad,

!a frecuencia, el tiempo de interrupción tanto para las cargas como para todo el

sistema y \ energía no suministrada a causa de estas interrupciones.

Estos y algunos índices más muestra el programa DlgSILENT en sus distintos

reportes de resultados, los mismos que para el caso de esta red se pueden

observar en ei ANEXO 4.

Los principales índices de confiabilidad del sistema implementado para el agente

EMELESA se resumen en el Cuadro 4,5.1

ÍNDICE DE CONFIABILIDAD

índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibilidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]

SIGLAS

ASAIASUISAIFISAIDIENS

AENSLPITLPIFAID

VALOR

0.99971160690.0002883931

0.5092492.526

137.731137.731

2.530.514.96

Cuadro 4.5.1 Resumen de índices de confíabíHdad

76

Uno de los índices más usados en el análisis de confiabilídad de los sistemas

eléctricos de potencia es la disponibilidad (ASAI), para el cual se ha establecido

un rango de valores dentro del que se considera que un componente o un sistema

eléctrico son altamente confiables, dicho rango de valores está comprendido entre

0.99985 y 1.00000

Al comparar el índice de disponibilidad obtenido en e¡ análisis del agente

EMELESA, con este rango de valores indicado, se puede observar claramente

que el sistema no es altamente confiable ya que su valor de disponibilidad de

0.9997116069 está fuera del intervalo establecido, sin embargo, tampoco se

puede afirmar que tenga una mala confiabilidad, pero es necesario analizar las

posibilidades de incrementarla para mejorar la calidad de servicio a este agente.

En el resto de índices de confiabilidad también se refleja cuando un sistema no

tiene una alta disponibilidad, este es el caso de la red estudiada, en el cual la

frecuencia de fallas del sistema es de 0.509249, lo cual significa que existirá una

falla cada 2 años cuyo tiempo de interrupción promedio va a ser de 2.526 horas

por cliente y por año.

Otro índice de confiabilidad importante es la energía no suministrada (ENS), sobre

todo para la Compañía Nacional de Transmisión de Energía Eléctrica

TRANSELECTRIC S.A., ya que está en la obligación de pagar a los distribuidores

por esta energía no entregada a causa de una ¡ndisponibilidad en sus redes.

El valor aproximado que TRANSELECTRIC S.A. tiene que pagar por kWh no

suministrado es de 30 centavos, entonces para la red analizada el costo total de

la energía no suministrada a EMELESA es:

-HNS*costokmno;(llioiIlistrado

Costo^ -137731*0.3

=41319.3 USD/afio

78

4.5.2 ANA1JSIS BE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EMELESA INCLUIDO

EL AGENTE TERMOESMERALDAS

En la cadena de conexión del agente EMELESA se ha incluido la planta

generadora de TERMOESMERALDAS y se analiza los nuevos índices de

confiabiiidad que el programa emite en sus reportes de resultados (ANEXO 5), de

los cuales los más importantes se resumen en ei Cuadro 4.5.2.


índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]

SIGLAS

ASAIASUISAIFISA3DIENS

AENSLPITLPIFAID

VALOR

0.99981766110.0001823389

0.3082301.597

82.36382.363

1.600.315.18

Cuadro 4.5,2Resumen de índices de confíabUidad

Al ¡mplementar esta fuente de alimentación, la disponibilidad aumento de

0.9997116069 a 0.9998176611, lo cual todavía no está dentro del rango en ei que

se considera que un sistema es altamente confiable, sin embargo, el solo hecho

de que la disponibilidad haya aumentado en una diezmilésima, implica que el

resto de índices de confiabiiidad también van a mejorar. Por ejemplo la frecuencia

de interrupción del sistema ha disminuido en 60.53% y el índice de duración de

interrupción promedio en un 63.22%.

Esta disminución en la frecuencia de fallas hace que las interrupciones del

suministro de energía disminuyan, reduciendo así la cantidad de energía no

suministrada al cliente.

El nuevo cálculo para el costo de energía no suministrada que TRANSELECTRIC

S.A. debe abonar a los clientes será:

79

= ENS * costokwhnosmninistrado

= 82363*0.3

-24708.9 USD/año

El costo de energía no suministrada ha disminuido de 41319.3 a 24708.9

USD/año, representando un ahorro anual del 60 % para TRANSELECTRIC S.A.

Del análisis de contingencias se observa que el componente más importante en la

nueva red planteada es el transformador AA1 de 138/69 kV. ubicado en la

subestación Esmeraldas, ya que si este sale de servicio obligatoriamente se tiene

que interrumpir el suministro de energía al agente distribuidor EMELESA. Esto

significa que si se deseaba obtener mejores resultados ai incrementar la

confiabilídad de dicho agente, se debía comenzar analizando los puntos críticos

como son en este caso el transformador AA1 de la subestación Esmeraldas.

Este análisis de contingencias también nos da una pauta de la forma mediante la

cual se puede mejorar los índices de confiabílidad de las redes. En el caso de

esta red por ejemplo, se podría instalar un transformador en paralelo al AA1 de la

subestación Esmeraldas de las mismas características, para que el suministro de

energía eléctrica tenga dos alternativas de circulación y en caso de falla de uno

de ellos no interrumpir el servicio.

Otra manera de incrementar la confiabílidad de la red, sería el implementar un

transformador en paralelo al ATU de 230/138 kV. de la subestación Santo

Domingo, pero una vez mas se debe considerar si la inversión inicial que

TRANSELECTRIC S.A. hace para mejorar su calidad de servicio representa a

largo plazo una utilidad y no ocasiona un incremento en el precio de la energía

para el usuario final.

80

4.5.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EEQ S.A.

Otro modelo de cadena de conexión analizada con el DlgSILENT es la del agente

EEQ S.A. del cual se ha obtenido los reportes de los índices de confiabilidad que

se encuentran en el ANEXO 6. Algunos de estos índices se resumen en el Cuadro

4.5.3


índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibilidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) |MWh/a]

SIGLAS


AENSLPITLPIFAID

LPENSLPENS

VALOR

0.99982629670.0001737033

0.2879841.522

123.99961.999

1.520.295.28

59.8864.12

Cuadro 4.5.3Resumen de índices de confiabilidad

A pesar de que el índice de disponibilidad de la red no está dentro del intervalo en

el cual un sistema es considerado altamente confiable, se puede decir que la

confiabilidad de la red es bastante buena, debido a que su frecuencia de falta es

baja, pues e! sistema se interrumpirá aproximadamente 1 vez cada 3 o 4 años.

Sin embargo, la duración promedio de la interrupción es alta, lo que provoca que

la energía no suministrada sea mayor, aumentando los costos para

TRANSELECTRIC S.A. También se debe considerar que las cargas conectadas a

esta red son más grandes y si la duración de las interrupciones son mayores, ia

cantidad de energía no entregada en el año será mucho mayor que en otras

redes.

81

El costo anual que implica no suministrar dicha energía se determina a

continuación, para cada una de las cargas de la EEQ S.A. conectadas en la barra

de 46 kV. de la subestación Santa Rosa.

Carga conectada at TRN

CoStO ENS TJ^ = b-N O COStO km n

Costo ^=59880*0.3

Costo ^17964 USD/año

Carga conectada al TRP

Costo ENSTRP =ENS* costo

-64120*0.3

-19236 USD/año

Costo total

UOStOENSTOTAL — COStOENSTRP ^^OS^°ENSTRN

-17964 +19236 - 37200 USD/año

Debido a que los costos por concepto de energía no suministrada son elevados

para esta red, es necesario determinar cual de los componentes es el mas

influyente en el cálculo de la confiabiiídad y como se puede mejorarla.

Mediante et reporte de contingencias del DigSILENT se determina que el

elemento mas relevante es el ATU de 230/138 kV ubicado en la subestación

Santa Rosa, lo cual también es posible observar en ei diseño de la red ya que

este transformador es el único camino por et cual puede circular la energía

82

demandada, por lo tanto, una alternativa con la cual se incrementaría la

confiabilidad de la red es conectando un transformador de fas mismas

características en paralelo, el cual sen/irá de camino alterno cuando el un

transformador falle o salga de servicio debido a un mantenimiento. Otra opción

sería buscar una red alterna de alimentación para estas cargas sin necesidad de

pasar por el ATU de Santa Rosa, es decir, desde la barra de 138 kV.

En la actualidad compañía nacional de transmisión TRANSELECTRIC S.A. se

encuentra analizando estas alternativas debido al apagón ocurrido el pasado 25

de junio del 2003 donde se interrumpió el suministro de energía eléctrica durante

5 horas a la EEQ S.A. a causa de una falla en los equipos del transformador ATU

de 230/138 kV de la subestación Santa Rosa, claro está que la alternativa

escogida deberá ser la óptima entre costo y beneficio.

En el presente proyecto se va ha realizar un análisis complementario para la red

de la EEQ S.A. con un transformador en paralelo al ATU de 230/138 kV de la

subestación Santa Rosa de idénticas característica, tal como se muestra en el

diagrama de la Figura 4.5.1

83

ATU SROS

SROS - 230kV

Transformador230/138kV

TRN SROS TRP SROS

SROS-13BKV

t

EEQSA

SROS - 46kV

EEQSA

Figura 4.5.1 Cadena de conexión para el agente EEQ S.A. con transformador en

paralelo al ATU 230/138 kV.

Con la implementación de este nuevo transformador y con !a ayuda del programa

DlgSILENT se realizará el anáfisis de confiabilidad. Una vez obtenidos los

reportes de resultados se compararán con los obtenidos para la cadena original y

de esta manera observar como cambian los índices de confiabilidad.

84

4.5.4 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD DEL AGENTE EEQ S.A. CON LA

EttPLEMENTACION DEL TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATÜ

230/138 kV.

Después de haber ejecutado el análisis de confiabütdad en el DlgSILENT, se

obtienen tos reportes de resultados (ANEXO 7) de los cuales se resumen los

principales índices de confiabilidad en el Cuadro 4.5.4


índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]

SIGLAS

ASA1ASUISATFISAIDIENS

AENSLPITLPIFAID _^

LPENSLPENS

VALOR

0.99994010840.0000598916

0.0875460.525

42.75421.377

0.520.095.99

20.6522.11

Cuadro 4.5.4 Resumen de índices de confiabilidad

Cuando se aumenta la confiabilidad de tos puntos críticos de una red, su

confiabilidad se incrementa enormemente. Este es el caso de la red de la EEQ

S.A. que tenía como punto crítico al transformador ATU de 230/138 kV de la

subestación Santa Rosa que a! conectar otro de iguales características en

paralelo mejoraron todos sus índices de confiabilidad.

Disminuyeron el tiempo medio de interrupción y la frecuencia de falla del sistema

en un 30% esto significa que si antes se producía una falla cada 3 o 4 años ahora

será aproximadamente cada 10 o 12 años.

Al disminuir las interrupciones del sistema, se disminuye también la cantidad de

energía no suministrada al cliente, haciendo que los costos por energía no

suministrada sean menores. Esta disminución de costos, representa para

,85

TRANSELECTRiC S.A. un ahorro anual del 30% cuyo valor se determina a

continuación:

Costo ENS

s =ENS costokwhnosumin¡strado

-42754*0.3

Costo^ =12 826.2 USD/año

Ahorro

Ahorro = 37200 USD/año - 12826.2 USD/año

Ahorro = 24374 USD/año

Al transportar una cantidad mayor de energía por sus redes y con la reducción de

sus costos por concepto de energía no suministrada, la compañía nacional de

transmisión TRANSELECTRIC S.A. recibirá mayores utilidades de sus

instalaciones, siempre y cuando la inversión inic2ial hecha para mejorar su

calidad de servicio no sea elevada.

Estos modelos de cadenas de conexión nos permiten tener una ¡dea de la

confiabilídad de las redes de la compañía nacional de transmisión

TRANSELECTRiC S.A., sin embargo, para conocer los verdaderos índices de

confiabiüdad se debe realizar un análisis en el que se incluyan todos los

elementos conectados a estas cargas e incluso se puede realizar un análisis por

zonas.

La ventaja de usar estos modelos es que nos permite observar con mayor

claridad las distintas formas con las que se puede mejorar la confiabilidad de un

sistema, sin embargo, se puede estar descartando opciones que incrementarían

aun mas la confiabilidad de ciertas redes, este es el caso del análisis de

86

confiabilidad presentado a continuación para las cargas de la EEQ S.A. en las que

se va a considerar un anillo a nivel de 138 kV tal como se muestra en la figura

4.5.2

Figura 4.5.2 Cadena de conexión de ía EEQSA considerando un anillo a nivel de

138kV.

4.5.5 ANÁLISIS DE CONTABILIDAD DEL

CONSIDERANDO UNA RED DE CONEXIÓN

AGENTE EEQ S.A.

Con el fin de determinar la mejor forma en la que se puede incrementar la

confiabilidad de la red se ha considerado 3 casos de análisis: En et primer caso se

analiza la confiabilidad con el transformador en paralelo al ATU de Santa Rosa

230/138 kV, en el segundo análisis se considera la implementación de !a línea

Vicentina - Pomasqui la cual cerrará el anillo a nivel de 138 kV y finalmente se

realizará un tercer análisis considerando las dos alternativas juntas.

87

4.5.5.1 Análisis de confiabilidad del agente EEQ SA con la implementación del

transformador en paralelo 230/138 kV.

Como ya se observó en los modelos de análisis, la confiabilidad para el agente de

la EEQ SA aumenta cuando se incrementa el transformador en paralelo al ATU de

230/138 kV de la subestación Santa Rosa lo cual también se puede apreciar en el

presente análisis cuando se considera la red de 138 kV, sin embargo, los índices

obtenidos no van a ser los mismos que los de los modelos, ya que en este

análisis se está considerando una red en la que interviene un mayor número de

elementos con sus respectivos índices de confiabilidad.

En el cuadro 4.5.5 se resumen los principales índices de confiabilidad obtenidos

con el programa DlgSILENT y en el Anexo 8.1 se tienen todos los resultados de

este análisis.


índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]

SIGLAS

ASAIASUISAIFISAJDIENS

AENSLPITLPIFAID

LPENSLPENS

VALOR

0.99993042850.0000695715

0.1021660.609

42.95721.478

0.610.105.97

18.0324.93


Es evidente que una de las alternativas con ías cuales se podría incrementar la

confiabüidad en un determinado sistema es conectando elementos en paralelo ya

que estos permiten que la energía tenga otro camino por el cual circular y de esta

manera dar continuidad de servicio a sus cargas.

88

También es importante mencionar que no solo conectando elementos en paralelo

se incrementa la contabilidad de un sistema ya que es posible encontrar otros

caminos o formas mediante las cuales se mantenga la continuidad de servicio.

Esto se puede apreciar en el siguiente análisis cuando se impfementa la línea de

transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV la cual cerrará el anillo y por

consiguiente ofrecerá otro camino de circulación de la energía.

4.5.5.2 Análisis de confiabilidad del agente EEQ SA con la implementación de la línea

de transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV.

Después de ¡mplementar la línea de transmisión Vicentina - Pomasqui a nivel de

138 kV, y realizar el análisis de confiabilidad con el programa DlgSILENT se

obtienen los reportes de resultados que se encuentran en el ANEXO 8.2 de los

cuales se presenta un resumen de los principales índices de confiabilidad en el

cuadro 4.5.6

ENDICE DE CONFIABILIDAD

índice de Disponibilidad del Servicio Promedioíndice de Indisponibüidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. [1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]

SIGLAS

ASAIASUISÁTFISAIDIENS

AENSLPITLPIPAID

LPENSLPENS

VALOR

0.99993386090.0000661391

0,0973610.579

40.83720.419

0.580.105.95

17.1423.70


89

Comparando estos índices con los obtenidos en el análisis anterior se puede

observar que la confiabilidad es mayor cuando se implementa la línea de

transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV que cuando se implementa el

transformador en paralelo al ATU de 230/138 kV. Además el tiempo de

interrupción promedio del sistema también disminuye lo cual ofrece un incremento

en la calidad de servicio técnico del sistema.

Una de las razones por la cual la confiabilidad es mayor al implementar la línea de

transmisión Vicentina - Pomasqui, es que la línea tiene doble circuito y en caso

de que uno de sus circuitos falle el otro servirá de camino para la circulación de la

energía.

También se debe considerar que el tiempo de reparación de los transformadores

es mayor que el tiempo de reparación de una línea a pesar de que la probabilidad

de que esta falle es mucho mayor que en los transformadores.

Una vez que se han analizado cada una de las alternativas anteriores por

separado es conveniente analizar la red cuando se implementan las dos

alternativas juntas, es decir, con el transformador en paralelo y con la línea de

transmisión Vicentina - Pomasqui a 138 kV.

4.5.5.3 Análisis de confiabilidad del agente EEQ SA con la implementación del

transformador en paralelo al ATU 230/138 kV y la línea de transmisión

Vicentina - Pomasqui a 138 kV.

Al realizar el análisis de confiabilidad combinando las dos alternativas anteriores

se obtienen los reportes de resultados que se encuentran en el ANEXO 8.3 y de

los cuales se resumen los índices de confiabilidad más importantes en el cuadro

4.5.7.

90


índice de Disponibilidad de] Servicio Promedioíndice de Indisponibilidad del Servicio Promedioíndice de Frecuencia de Interrupción Promedio Sist. f 1/Ca]índice de Duración de Interrupción Promedio Sist. [h/Ca]Energía No Suministrada [MWh/a]Energía No Suministrada promedio [MWh/a]Tiempo de Interrupción en el Punto de Carga [Ch/a]Frecuencia de Interrupción en el Punto de Carga [C/a]Duración de la Interrupción Promedio [h]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRN) [MWh/a]ENS en el Punto de Carga ( Carga del TRP) [MWh/a]

SIGLAS


AENSLPITLPIFAID

LPENSLPENS

VALOR

0.99993040070.0000695993

0.1024140.610

42.97421.487

0.610.105.95

18.0424.94

Cuadro 4.5.7 Resumen de índices de confiabiíidad

Como se puede observar en el cuadro anterior la confiabiíidad es menor cuando

se implementan las dos alternativas juntas que cuando se implementan por

separado, claro que la diferencia es muy pequeña, sin embargo, se puede

apreciar que ei tiempo de interrupción promedio del sistema es menor que cuando

se ¡mplementa solo el transformador en paralelo, pero es mucho mayor que

cuando se implementa la línea Vicentína - Pomasqui.

Después de realizar estos tres análisis se puede afirmar que desde el punto de

vista de confiabilidad la mejor alternativa con ia que se incrementa la calidad de

servicio técnico de este sistema es cuando se impiementa la línea Vicentina -

Pomasqui, sin embargo, es conveniente realizar un estudio de estabilidad para

determinar si las otras líneas son capaces de soportar este flujo de carga.

91

CAPITULO V

V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CONCLUSIONES

• Con los modelos de cadenas de conexión implementados y con los índices

de contabilidad obtenidos es posible determinar la confiabilidad de otras

redes del Sistema Nacional de Transmisión, cuyas configuraciones sean

similares a las de los modelos analizados, sin embargo, para determinar

los verdaderos índices de confiabilidad se debe analizar las redes con

todos sus componentes y con sus respectivas características.

• En las cadenas de conexión analizadas se observó que los índices de

confiabilidad no se encuentran dentro del intervalo en el que son

considerados de alta confiabilidad, esto no significa que las instalaciones

sean de mala calidad o poco confiables, sin embargo, se puede mejorar

sus instalaciones para de esta manera mejorar la calidad de servicio.

Hasta el momento el CONELEC no ha emitido una regulación sobre los

índices de confiabilidad en la transmisión, es por esta razón que no se

puede afirmar que los valores obtenidos para las distintas redes son

buenos o malos y tampoco se puede comparar con las regulaciones a nivel

de distribución, ya que los índices en la transmisión deben ser mucho mas

exigentes.

Debido a que no se tienen índices de referencia en las regulaciones del

país, se ha comparado los resultados obtenidos con índices de

confiabilidad de otros países.

92

Las regulaciones de los países tomados como referencia evalúan la

confiabilidad en función de la frecuencia y la duración de las

indisponibilidades no programadas. En el cuadro 5.1.1 se encuentran los

índices de confiabilidad de algunos de los países tomados como referencia.

País

Argentina

Perú

Chile

Panamá

* Ecuador

Frecuencia de

interrupción

[int/año]

.6

4

5-7

3

0-1

Duración de la

interrupción

[no ras/i nt]

2

2

2-3

3-4

4 - 5

* Estimado de resultados obtenidos de la tesis.

Cuadro 5.1.1 índices de confiabHidad

Comparando los índices de confiabilidad de las distintas redes analizadas

con los de! cuadro 5.1.1, se pude observar que a pesar de que la

frecuencia de interrupción es baja para los modelos analizados la duración

de las interrupciones son grandes, lo que acarrea que los tiempos de

indisponibilidad del sistema al año sea grandes, sin embargo, son menores

que las de otros países como Cfíile y Argentina.

Si bien es cierto que los índices obtenidos se encuentran dentro de los

rangos de tolerancia de las regulaciones de otros países, hay que

considerar que los sistemas eléctricos de potencia de algunos de estos

países son más grandes e incluso manejan niveles de voltaje más altos.

93

Las redes analizadas son la combinación de estructuras en serie y en

paralelo, es por esta razón que algunas partes de la red son más

confiables que otras. Las partes de las redes donde la confiabilidad es baja

se denominan puntos críticos y si se desea incrementar la confiabilidad de

todo el sistema, se debe comenzar incrementando la confiabilidad en estos

puntos.

Tanto para la cadena de conexión del agente EMELESA como para la EEQ

S.A. se analizaron las maneras de mejorar la confiabilidad de sus redes y

se determinó que la mejor forma de hacerlo es conectando componentes

en paralelo y en los puntos críticos. Al conectar componentes en paralelo la

energía eléctrica tiene dos posibilidades de circulación y en caso de salir de

servicio uno de los componentes, el otro está en capacidad de transmitir la

energía sin necesidad de suspender la continuidad de servicio.

En el Sistema Nacional de Transmisión existen cadenas de conexión

radiales que alimentan importantes cargas como es el caso de la cadena

de la EEQ S.A. las cuales deben procurar no interrumpir el servicio ya que

esto acarrea grandes costos económicos y sociales tanto para

TRANSELECTRIC como para los usuarios.

Cuando en un sistema no se tiene buenos índices de confiabilidad, la

calidad del servicio es mala y los costos por concepto de energía no

suministrada debido a indisponibilidad de los componentes de las redes,

son altos, por lo que es necesario siempre tener índices de confiabilidad

altos para disminuir dichos costos, pero siempre considerando el punto

óptimo entre el costo que implica para la sociedad de proporcionar calidad

y continuidad en el suministro eléctrico y beneficio que la sociedad obtiene

de la calidad y continuidad, ya que demasiadas inversiones podrían

provocar que el suministro de energía sea muy costoso para el usuario

final.

94

RECOMENDACIONES

• Conforme se incrementa el tamaño y la complejidad del Sistema Nacional

de Transmisión, se debe realizar continuos estudios de confiabilidad de sus

redes con el fin de permitir la planificación, diseño y operación de las

mismas y de esta manera garantizar la calidad técnica y continuidad de

servicio para cualquier requerimiento de demanda, minimizando de esta

manera los costos sociales y económicos que conlleva interrumpir el

suministro.

• De el presente estudio se ha observado que una buena alternativa para

mejorar la confiabilidad de la red de la EEQ es instalando un transformador

en paralelo al ATU de Santa Rosa o construyendo una línea a doble

circuito desde la subestación Vicentina hasta la subestación Pomasqui, por

lo cual se recomienda considerar esta alternativa para brindar un servicio

de mayor calidad técnica y mas confiable.

• Por todo lo expuesto anteriormente sería recomendable que el CONELEC

en conjunto con TRANSELECTR1C determinen los índices mínimos de

confiabilidad que deben tener las redes de transmisión y de esta manera

asegurar la disponibilidad de las mismas.

95

Referencias Bibliográficas

[1] GRECO, Daniel. Estudios de Confiabilidad en Mercados Eléctricos Competitivos.

Universidad Nacional de San Juan Argentina. Noviembre de 2001. Parte I Capítulo

1, páginas 1 — 16, 23 - 40,

[2] MENA, Alfredo. Confiabilidad de Sistemas de Potencia. Escuela Politécnica

Nacional. Ecuador. Capitulo 1 página 1- 22, Capítulo 2 páginas 24 - 40

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[4] FOKIN L.A. Métodos probabilísticos para el cálculo de la confíabilidad en

Sistemas Eléctricos. Moscú. Capítulo 1. páginas 1-17

[5] DIGSILENT, Power Factory; "Basic User's Manual"; Gomaringen - Alemania;

2001

DIGSILENT, Power Factory; "Basic User's Manual"; Gomaringen — Alemania;

2001. Capítulo 6. páginas 1- 43

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del S.N.T. TRANSELECTRIC S.A. Octubre de 1999

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Distribución. Pontificia Universidad Católica de Chile. Santiago de Chile 1994,

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Potencia.

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Ecuador. TRANSELECTRIC S.A. Enero-"Diciembre/2001

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Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, Octubre del 2003.

96

[11] Estadísticas del Sector Eléctrico Ecuatoriano año 2002, Consejo Nacional de

Electricidad

[12] Plan Nacional de Electrificación 2002 - 2011, Consejo Nacional de Electricidad,

Febrero del 2002.

[13] Archivos de TRANSELECTRIC S.A

FAL

LA

S SO

BR

E L

AS

LIN

EA

S D

E 1

38 k

V D

E L

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1977

1977

1977

1977

1980

1978

1983

1987

1987

1988

1998

27,7

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1983

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1987

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1995

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1999

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LL

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1980

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1986

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1987

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1987

1989

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1999

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21

LINEAS DE TRANSMISIÓN POR ZONAS

UNEAS ILONG

SIERRA 138PUCARA-AMBATO

PUCARA-MULALOMULALOA/IC ENTINAVICENTINA-GUANGOPOLO

VI CENTINA-I BARRASANTA ROSA-VICENTiNA

PAUTE-CUENCA

CUENCA-LOJA

TOTORAS-AGOYAN

TOTORAS-AMBATO

IBARRA-TULCAN

FRECUENCIA DE FALLA(alia la ño

TRANSITORIA PERMANENTE TOTAL

DISPONIBILIDAD

TRANSITORIA PERMANENTE | TOTAL

27,7435,00

74,007.00

80,20

18,5067,08

135,00

33,00

7,00

67,00

0,421705691

0,532074051

1,1249565650,10641481

1,219209683

0,2812391411,019757924

2,052285626

0,501669820,10641481

1,018541755

0,046856299

0,059119339

0,1249951740,011823868

0,135467743

0,031248793

0,113306436

0,228031736

0,055741091

0,011823868

0,113171306

0,421706691

0,5320740511,124956565

0.106414810

1.2192096830,281239141

1,019757924

2,052285626

0,501669820

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1,018541755

0,999990194

0,999987627

0,999973840

0,999997525

0,999971649

0,9999934600,999976287

0,999952276

0,999988334

0,9999975250,999976315

0,999922849

0,999902657

0,9997941890,999980531

0,999776945

0,9999485470,999813435

0,999624534

0,9999082190,999980531

0,999813657

0,999915717

0,999893658

0.9997751640,999978732

0,999756326

0,9999437910,999796189

0,999569825

0,999699735

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0,999796432

SIERRA 230SANTA ROSA-STO DOGO

PAUTE-MILAGRO

STA ROSA-TOTORAS

TOTORAS-RIO BAMBA

PAUTE-RIOBAMBA

PAUTE- PASCUALES

46,6270,90

105,0038,00

163,00

88,00

0,6992500541,063424041

1 ,574887508

0,569959289

2,44482537

1.319905721

0,249732162

0.379794300

0,5624598240,2035568890,873151918

0,471394900

0,6992500541,063424041

1,5748875080,569959289

2.444825370

1,319905721

0,9999760290,999963545

0,9999460120,999980461

0.999916190

0,999954753

0,999742499

0,999608391

0.999420044

0,999790111

0.999099687

0.999513941

0.9997327830,999593614

0,9993981590.999782191

0.999065714

0,999495600

COSTA 138PASCUALES-SALITRALQUEVEDO-PORTO VIEJO

STO DGO-ESMERALDAS

MILAGRO-BABAHOYO

PASCUALES-LAS JUNTAS

LAS JUNTAS-STA ELENA

PASCUALES-ELECTROQUILELECT RO QU I L-PO SO RJA

MILAGRO-MACHALAPOU CENTRO-PASCUALES

17.00107,07

154,29

47,0045,67

59,80

38,03

70,31133.70

15,98

0,9200323105,794579968

8,350105008

2,543618740

2,471639742

3,236348950

2,0581663973,805145396

7.235783522

0.864830372

0,1922455571,210807754

1,744798061

0,531502423

0,516462036

0,676252019

0,4300646200,795105008

1,5119547660,180710824

0,920032310

5,794579968

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2,543618740

2,471 639742

3,236348950

2,0581663973,805145396

7,2357835220,864830372

0,9999759950,999848814

0,9997821370,999933634

0,999935512

0,999915560

0,999946300

0.999900720

0,9998112110,999977436

0,999893902

0,9993317720,999037070

0,9997066710.999714972

0,999626786

0,999762653

0.999561192

0.999165573

0.999900268

0.999880871

0.9992496950.99891 8796

0,9996706420.999S79963

0,999580945

0,9997335010.999507295

0.999063083

0,999888018

COSTA 230SANTA ROSA-STO DOGO

PAUTE-MILAGRO

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CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍADIRECCIÓN D£ PLANEAMIENTO

FIAN DE OPERACIÓN DEL MEM ABRIL 2003 - MARZO 2004

ceiíaceDISPONIBILIDAD DE UNIDADES TERMOELÉCTRICAS: POTENCIA (MW)

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TRANSELECTRIC |

ANÁLISIS DE COFJABILIDAD APLICADO AL AGENTE EMELESA

I

DIgSILENT

¡ Proyecto EMELESA

I 1 PowerFactory |

I I

13.0.219

| Fecha 19/08/2003

Análisis cíe Conflabilidad

Modo Común

Si

| Barra y Terminal

Si

Linea

si

| Transformador

si

Caso de Estudio: Caso de Estudio

| Anexo:

/ i

Resumen del Sistema

índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del SistemaAIFI =

0.509249 1/Ca

índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del ClienteATFI =

0.509249 1/Ca

índice de Duración de Interrupción Promedio del Sistema SAIDI =

2.526

h/Ca

índice de Duración de Interrupción Promedio del Cliente CAIDI =

4.961

híndice de Disponibilidad del Servicio Promedio

ASAI

=

0.9997116069

índice de Indisponibilidad del Servicio Promedio

ASÜI

=

0.0002833931

Energía no suministrada

ENE

= 137.731

MWh/a

Energia no Suministrada Promedio

AENS

= 137.731

MWh/Ca

índice de Racionamiento por Cliente Promedio

ACCI

= 137.731

MWh/Ca

Costos de Interrupción Esperados

EIC

=

0.000

M$/a

Valoración de la Energia Interrumpida

IEAR

=

0.000

$/kWh

SAIDI[h/Ca]| SAIFI[l/Ca]l EIC[M$/a] | ENS[MWh/a] | SEAR[MWh/a]

2.5263

I 0.5092

] 0.0000

I 137.7310

I 137.7310

SES[MWh/a]

0.0000

1 TRANSELECTRIC |

ANÁLISIS DE

1 I

1 I

1 Análisis de Confiabilidad.

1 1 ~

I Modo Común

| Linea

I Caso de Estudio: Caso de Estudio

| Interrupciones de Carga

1 Hombre

1 EMELESA

CGFIABILIDAD APLICADO AL AGENTE EMELESA

| I

SI

] Barra y Terminal

Si

Si

| Transformador

Si

] LPIT

LPIE

1

AID

I ch/a

c/a

h

i 2.53

O.S1

4.96

DlgSILEKT

| Proyecto EMELESA

13.0.219

1 Fecha 19/08/2003

1 Anexo:

LPENS

LÍEIC

ACIF

MWh/a

k$/a

1/fl

137.73

0.00

0.51

I I 1 1 1 1 I

/ 1 1

ACIT |

h/a |

2.53 1

TRANSELECTRIC

I

ANÁLISIS DE COFIABILIDAD APLICADO AL AGENTE EMELESA

I

DIgSILENi

I Proyecto EMELESA

J J

_f

OW

6J

-C

c4

Gt

IQ

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*_

«.

. ,—

««

««

_^

..fc

—„

„,

-„

I I

13.0.219

I Fecha 19/08/2003

Análisis de Confiabilidad

Modo Común

Si

| Barra y Terminal

si

Linea

Si

| Transformador

si


] Anexo:

/ 1

Barras

I

AIT

AIF

AID

Nombre

|

h/a

I/a

h

Esmeraldas(1)

/Esmeraldas 69kV

| 2.53

0.51 4.96

Esneraldas

/Esmeraldas 13.8kV

| 2.38

Q.4S

4.91

Esmeraldas

/Esmeraldas 138kV

1

1.37

0.28

4.88

santo DomingoU}

/Santo Domingo 138kV

I 1.18

0.23 5.08

Santo Domingo(2)

/Santo Domingo 13.8kV I 1.18

0.23 5.08

1 TR

AN

SELE

CTR

IC

| A

NÁ

LIS

IS

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C

OFI

AB

ILID

AD

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ELES

A

I D

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ILE

NT

I P

royecto

EM

ELES

A

|!

i1

I¡

13

.0.2

19

1 Fe

cha

20/0

8/20

03

|

I A

náli

sis

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ilid

ad

|

1 1

1 -

I

1 M

odo

Com

ún

Si

I B

arr

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Term

inal

Si

1]

Lin

ea

Si

| T

ran

sfo

rmad

or

Si

1

| C

aso

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Est

ud

io:

Cas

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dio

I A

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1

|

| C

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ngen

cias

I

1 E

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alda

s 13

8XV

|

1 S

AlD

Ith/

calI

S

AIF

I[l/

Ca]

¡ E

IC[M

$/a]

| !

0.18

00

| 0.

0300

1

0.

0000

1 I AT

U S

anto

Dom

ingo

| I

SA

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h/C

a]I

SA

IFI[

l/C

a] I

EIC

[M$/

a]j

] 1.

0000

|

0.20

00

| 0.

0000

1 | A

A1

E

smer

ald

as|

I S

AID

I[h

/Ca]

I S

AIF

I[l/

Ca

]I

EIC

[M$

/a]

1 |

1.0

00

0

| 0

.20

00

I 0

.00

00

1 | E

smer

ald

as

69kV

1 1

SA

IDIt

h/C

a] I

SA

IFI[

l/C

a]|

E

IC[M

$/a

]1

| 0

.15

00

| 0

.02

50

1

0.0

00

01 |

San

to

Dom

inqo

13

8JcV

I |

SA

IDI[

h/C

a]I

SA

IFI[

l/C

a]|

E

IC[M

$/a

]j

| 0

.18

00

] 0

.03

00

1

0.0

00

01

1I

EN

S[M

Wh/

a]

[ S

EA

R[M

Wh/

a]|

SES

[MW

h/a]

I

1 |

I 9

.81

33

I 9

.81

33

| 0

.00

00

I I

| 1 1]

EN

S[M

Wh/

a]

| SE

AR

[M

Wh/

a] 1

SE

S [M

Wh/

a]

| 1

¡

I 5

4.5

18

3 |

54

.51

83

I 0

.00

00

| |

] I 1|

EN

S[M

Wh/

a]

¡ S

EA

R[M

Wh/

a]|

SE

S [

MW

h/a]

I

| ]

1 5

4.5

18

3

1 5

4.5

18

3

| 0

.00

00

I |

] 1 I¡

EN

S[M

Wh/

a]

[ SE

AR

[MV

Íh/a

] ¡

SE

S[M

Wh/

a]

I |

]|

8.1

77

7

1

8.1

77

7 |

0.0

00

0 I

| ] I 1

I E

NS

[MW

h/a]

]

SE

AR

[MW

h/a]

I SE

S [M

Hh/

a]

| |

]]

9.8

13

3

| 9

.81

33

I 0

.00

00

| |

] 1

TRANSELECTRIC

1


|

DIgSILEHT

1 Proyecto EMELESA

i INCLUIDO EL AGENTE TERMOESMERALDAS

| PowerFactory

1

I i

13.0.219

| Fecha 20/08/2003


Modo Común

Si

I Barra y Terminal

Si

Linea

Si

| Transformador

Si


| Anexo:

/ 1

Resumen del Sistema

índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del SistemaAIET =

0.308230 1/Ca

índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del ClienteAIFI =

0,308230 1/Ca


1,597

h/Ca


5.182


ASAI

=

0.9998176611


ASUI

=

0.0001823389

Energia no Suministrada

ENS

=

82.363

MWh/a

Energía no Suministrada Promedio

AENS

=

82.363

MWh/Ca


ACCI

=

82.363

MWh/Ca


EIC

=

0.000

M?/a


IEAR

=

0.000

?/kWh

SAIDI[h/Ca]

1.5973

SAIFI[l/Ca]

0.3082

EIC[M$/a]

0.0000

ENS[MWh/a]

82.3627

SEAR[MWh/a]

82.3627

SES[MWh/a]

Q.OOOO

1 TRANSELECTRIC

1


II

1 INCLUIDO EL AGENTE TBRMOESMERALDAS

I

1 1

!

DlgSILENT

PowerFactory

13.0.219

I Proyecto EMELESA

j _

I Fecha 20/08/2003

1 1

| Análisis de Confiabilidad

I

I 1 | Modo Común.

| Linea

1 Caso de Estudio: Caso de Estudio


| Hombre

I EMELESA

Si

| Barra y Terminal

Si

Si

1 Transformador

Si

|

LPIT

LPIF

AID

|

Ch/a

C/a

h

I 1.60

0.31

5.18

LPENS

MWh/a

82.36

| Anexo:

LPEIC

ACIF

k$/a

I/a

0.00

0.31

1 1 1 1

/ 1

1

ACIT 1

h/a

1

1.60

I

1 TRANSELECTRIC

1 1

ANÁLISIS DE CO VIABILIDAD APLICADO AL AGENTE

INCLUIDO EL AGENTE TE RMOESME RAL DAS

EMELESA

|

DIgSILENT

] Proyecto EMELESA

|

13.0.219 | Fecha 20/08/2003

I Análisis de Confiabilidad

1 1 1 Modo Común

I Linea

| Caso de Estudio:

| Barras

[ Nombre

| Esmeraldas (1)

| Esneraldas

1 Santo Domingo(l)

I Santo Domingo (2)

I Esmeraldas

I Esmeraldas (2)

»

Caso de Estudio

si

1Si

!

/Esmeraldas 69kV

/Esmeraldas 13.8kV

/Santo Domingo 138kV

/Santo Domingo I3.8kv

/Esmeraldas 138kV

/Barra 13.8kV

Barra y Terminal

Transformador

AIT

h/a

1.60

1.42

1.39

1.39

0.25

0.18

AIF

I/a

0 0 0 0 0 0

312827 27 04 03

SiSi

I Anexo:

/ 1

AID

h 5 5 5 5 5 5

13 10 08 08 93 94

] T

RA

NS

EL

EC

TR

IC

| A

NÁ

LIS

IS

DE

CO

FIA

BIL

IDA

D

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LIC

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O

AL

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EN1!

] 1

INC

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EL

A

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O E

SMÉ

RA

LO

Ai

1 I

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EL

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A

| D

IgS

ILE

NT

\o

EM

EL

ESA

|

[ 1

3.0

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2

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8/2

00

3 !

[ A

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sis

de

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abil

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¡

! ! | M

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| T

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ud

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Cas

o d

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stu

dio

1 1si

1

Si

|

| A

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1

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1

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a]

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MW

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00

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614

1 I GG

1 ES

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AA

1 E

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as]

| S

AID

I[h/

Ca] |

SA

IFI[

l/C

a][

EIC

[M$/

a]

1 E

HS[

MW

h/a]

] |

0.1

719

| 0

.03

45

| 0

.00

00

¡ B

.86

36

1 | E

smer

alda

s 13

8kV

| !

SA

IDI[

h/C

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SA

IFI[

l/C

a] !

EIC

[M$/

a]

1 E

NS[

MW

h/a]

| |

0.2

10

0 i

0.0

35

0 1

0

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00

| 1

0.8

28

41 1

AA

1 E

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ldas

I ¡

SA

IDI[

h/C

a]]

S

AIF

I[l/

Ca

]l

EIC

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1 E

H5

[MW

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] 1

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00

| 0

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00

I 0

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00

1

51

.56

40

1 | E

smera

ldas

69V

.VI

| S

AID

I[h

/Ca

] |

SA

IFI[

l/C

a]l

E

IC[M

$/a

] ¡

EN

S[M

Wh

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| |

0.1

50

0

| 0

.02

50

1

0.0

00

0

I 7

.73

46

1

1 1|

SEA

R[M

Hh/

a]l

SES[

MW

h/a] |

| |

| 1

.86

14

| 0

.00

00

| |

] 1 1 1¡

SEA

R[M

Wh/

a] I

SES[

MW

h/a]

|

] |

¡ 8

.86

36

! 0

.00

00

|

] [ [ I

1 SE

AR

[MW

h/a]

l SE

S [M

Wh/

a]

] |

1|

10

.82

84

[ 0

.00

00

| |

I ! !1

SEA

RLM

Wh/

a] 1

SE

S[M

Wh/

a]

| |

I1

51

.56

40

I 0

.00

00

| |

I 1 ]1

SEA

R[M

Wh/

a] 1

SE

S [M

Wh/

a]

| [

]1

7.7

34

6 1

0

.00

00

| ¡

| 1

TRANSELECTRIC |

ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD PARA EL AGENTE EEQ S .A.

|

DIgSILENT

| Proyecto EEQ S.A.

1 | PowerFactory |

1 |

13.0.219

[ Fecha 27/08/2003


Modo Común

Si

| Barra y Terminal

Sí

Linea

Si

| Transformador

Si


| Anexo:

/ 1

Resumen del sistema

índi'ce de Frecuencia de Interrupción Promedio del SisteraaAIFI =

0.287984 1/Ca

Índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del ClienteAIFI =

0.287984 1/Ca


1.522

h/Ca


5.284


ASñl

=

0.9998262967


ASUI

=«

0.0001737033

Energia no suministrada

ENS

= 123.999

MWh/a

Energía no Suministrada Promedio

AENS

=

61.999

MWh/Ca


ACCI

=

61.999

MWh/Ca


EIC

=

0.000

MS/a

Valoración de la Energía Interrumpida

IEAR

=

0,000

$/kWh

SAIDI[h/Ca]| SAIFI[l/Ca]

1.5216

I 0.2880

EIC[M$/a]

0.0000

ENS[MWh/a]

123.9986

SEAR[MWh/a]

123.9986

SES[MWh/a]

0.0000

| TRANSELECTRIC |

ANÁLISIS

1 !

1 !

I Análisis

de Confiabilidad

1 i =

l | Modo Común

| Linea



| Nombre

| EEQ TRN

! EEQ TRP

DE CONFIABILIDAD PARA EL AGENTE EEQ S.A.

Si

| Barra y Terminal

Si

[ Transformador

] LPIT

LPIF

|

Ch/a

C/a

! 1.52

0.29

|

1.52

0.29

] DIgSILENT

] 13.0.219

SiSi

AID

LPENS

h

MWh/a

5.28

59.88

5.28

64.12

[ Proyecto EEQ S.A.

1 ! Fecha 27/08/2003

| Anexo:

LPEIC

ACIF

k?/a

I/a

0.00

0.29

0.00

0.29

1 i 1 I I 1 !

/ 1

I

ACIT ¡

h/a

I

1.52 !

1.52

1

Modo Común

Si

] Barra y Terminal

Si

Línea

Si

| Transformador

SÍ


| Anexo:

/ 1

Contingencias

ATU STA ROSA

TRN STA ROSA

I S

AID

I[h/

Ca]

l S

AIF

I[l/

Ca]

I E

lG[M

$/a]

I

ENS[

Mff

h/a]

1

SEA

R[M

Wh/

a]|

SES[

MW

h/a]

I 0

.00

01

1

0.0

00

0 |

0.0

00

0 1

0

.00

96

| 0

.00

96

| 0

.00

00

SANTA ROSA 138kV

i S

AID

I[h

/Ca]

| S

AIF

I[l/

Ca]

| E

IC[M

?/a]

|

ENS[

MW

h/a]

|

SEA

R[M

Wh/

a]]

SES[

MW

h/a]

I 0.

1850

|

0.0

30

8 ]

0.0

00

0 ]

15.0

757

| 1

5.0

75

7 |

0.0

00

0

AT

U

ST

A

RO

SA

| S

AID

I[h/

Ca]

I S

AIE

T[l

/Ca]

I E

IC[M

$/a]

|

EH

S[H

Wh/

a]

[ SE

AR

[MW

h/a]

| SE

S[M

Wh/

a]|

1.02

78

I 0

.20

56

I 0

.00

00

| 8

3.7

53

6 |

83.7

536

| 0.

0000

ST

A

RO

SA

TR

N1

SA

IDI[

h/C

a]|

SA

IFI(

l/C

a]]

EIC

[M$/

a]

| EN

S[M

Wh/

a]

¡ SE

AR

[MW

h/a]

| SE

S[M

Wh/

a]¡

0.15

42

| 0.

0257

|

0.0

00

0 |

12.5

530

| 12

.563

0 |

0.0

00

0

STA

RO

SA

46

TR

PI

SA

IDIt

WC

a]!

SA

IFI[

l/C

a] |

E

IC[M

?/a]

¡

ENS[

MW

h/a]

|

SEA

R[M

Wh/

a][

SES[

MW

h/a]

| 0.

1542

|

0.02

57

| 0

.00

00

| 12

.563

0 ]

12.5

630

| 0.

0000

TRANS ELECTRIC !

ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD PARA EL AGENTE EEQ S.A.

|

DIgSILENT

| Proyecto EEQ S.A.

¡

CON TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV

| PowerFactory

¡I

1 13.0.219

! Fecha 27/08/2003


Modo Común

Si

| Barra y Terminal

Si

Linea

Si

| Transformador

Si


| Anexo:

/ 1

•Resumen del Sistema

índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del SisteraaAIFI =

0.087546 1/Ca


O.OS7546 1/Ca


0.525

h/Ca

índice de Duración de Interrupción Promedio del Cliente CAÍDI =

5.993

hÍndice de Disponibilidad del Servicio Promedio

ASAI

=

0.9999401084


ASUI

=

0.0000598916

Energia no Suministrada

ENS

=

42.754

MWh/a


AENS

=

21.377

MWh/Ca


ACGI

=

21.377

MWh/Ca


EIC

=

0.000

M$/a


IEAR

=

0.000

S/kWh

SAIDI[h/Ca]

0.5247

SAIFICl/Ca]

0.0875

BIC[M$/a]

O.QOOO

ENS[MWh/a]

42.7538

SEAR[MWh/a]

42.7538

SES[MWh/a]

0.0000

] TRANSELECTRIC

|


|

[

CON TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV

I I

|

DIgSILENT

| 2 o wer Factor y

I 13.0.219

I proyecto EEQ

S.A.

| Fecha 27/08/2003

1 1

1 Análisis de Confiabilidad

I

1 I I Modo Común

Si

|| Línea

SI ¡

| Caso de Estudio: Caso de Estudio

1 Interrupciones de Carga

| Nombre

1 EEQ

TRN

1 EEQ

TRP

Barra y Terminal

Transformador

|

LPIT

|

ch/a

I 0.52

I 0.52

LPIF

C/a

0.09

0.09

SiSi

AID

LPENS

h

MMh/a

5.99

20.65

5.99

22.11

| Anexo:

LPEIC

ACIF

k$/a

I/a

0.00

0.09

0.00

0.09

I I 1 I

/ 1 1

ACIT |

h/a |

0.52 |

0.52 |

| TRANS ELECTRIC

1 1

|

ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD PARA EL AGENTE ESQ S.A.

1 CON TRANSFORMADOR EN PARALELO Al ATU 230/138 kV

I

1 DlgSILENT

| Proyecto EEQ S.A.

I

1 13.0.219

1 Fecha 27/08/2003

I


]

I I | Modo Común

1 Línea

1 Caso de Estudio:

| Barras

I Nombre

1 3/E(5)

1 S/B(6)

I Subestación!

I S/E(8)

| Sufaestación2

| Subestación2

1 S/E(1)

SiSí

Caso de Estudio

/BTRN

/BTRP

/B138 kV

/BATU

/STA ROSA 46 TRP

/STA ROSA TRN

/SANTA ROSA 138kV

1 Barra y Terminal

| Transformador

I AIT

1 h/a

1 1.24

|

1.24

|

1.03

|

1.03

1 0.52

1 0.52

1 0.22

AIF

I/a

0.24

0.24

0.21

0.21

0.09

0.09

0.04

1 1Si

|Sí

|

| Anexo:

/ i ]

AID

Ih

1

5.5.5. 5. 5.5,5.

15

I15

I00

I00

I99

I99

I99

1

1 T

RA

NS

EL

EC

TR

IC

] A

NÁ

LIS

IS

DE

CO

N V

IAB

ILID

AD

PA

RA

EL

A

GE

NT

E|

CO

N T

RA

NSF

OR

MA

DO

R E

N P

AR

AL

EL

O A

L A

TU

2

3(

1 I

EEQ

S

.A.

| D

IgS

ILE

HT

| P

roy

ecto

E

EQ

S

.A.

]

I 1

3.0

.21

9

1 F

echa

27

/08/

2003

|

I A

náli

sis

de

Co

nfi

ab

ilid

ad

|

1 I 1 M

odo

Com

ún|

Lin

ea

=

I C

aso

de

Est

ud

io:

caso

de

Si

Si

Es tu

dio

| B

arr

a y

Ter

min

al!

Tra

nsf

orm

ado

r

! IS

i !

Si

I

1 A

nexo

: /

1 ]

| C

on

tin

gen

cias

I

I T

RN

ST

A

RO

SA|

TR

P S

TA

R

OS

A1

11

1! |

AT

U

ST

A

ROSA

Tra

nsf

orm

ado

rI

i1

11

SA

IDI[

h/C

a]

0.0

00

1

23

0/1

38

kV

SA

IDI[

h/C

a]

0.0

00

1

1 SA

NTA

RO

SA

138W

1 |

SA

IDI[

h/C

a]!

I 0

.21

58

I

STA

R

OSA

TR

N1 1

SA

IDI[

h/C

a]

0.1

5-3

2

ST

A R

OSA

4

5 T

RP

| S

AID

IIh

/Ca

]I

0.1

S4

2

|

SA

IFI[

l/C

a] |

I 0

.00

00

[

|

SA

IFI[

l/C

a] |

| 0

.00

00

1

1 S

AIF

I[l/

Ca]

I|

0.0

36

0

I

| S

AIF

I[l/

Ca] |

| 0

.02

57

!

| S

AIF

I[l/

Ca]

| 0

.02

57

EIC

[M?/

a]0

.00

00

EIC

[M$/

a]0

.00

00

EIC

[M$/

al0

.00

00

EIC

[M$/

a]0

.00

00

EIC

[M$/

a]0

.00

00

EN

S[M

Wh/

a]0

.00

96

ENS

[Míí

h/a]

0.0

09

6

EN

S[M

Wh/

a]1

7.5

88

3

ENS

[MW

h/a]

12

.56

30

EN

S[M

Wh/

a]1

2.5

63

0

1 1S

EA

R[M

Hh/

a]|

SES[

MW

h/a]

I

I I

0.0

09

6 !

0.0

00

0 |

1

I I I ISE

AR

[MW

h/a] |

SE

S[M

Wh/

a]

] |

10

.00

96

| 0

.00

00

I |

[ 1 !;

SEA

R[M

Wh/

a] I

SES[

MW

h/a]

1

[ |

17

.58

83

1 0

.00

00

| I

1 1 1SE

AR

[MW

h/a]

1 SE

SEM

Wh/

a]

| |

|1

2.5

63

0 |

0.0

00

0 |

] | 1 1

I SE

AR

[MW

h/a]

[ SE

S[M

Wh/

a]

1

| |

; 1

2.5

63

0

I 0

.00

00

I |

|

TRANSELECTRIC |


|

DIgSILENT

| Proyecto EEQ S.A.

|

CON TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV Y

] PowerFactory |

!

EL ANILLO A NIVEL DE 138 kV

|

13.0.225

[ Fecha 8/11/2003


Enumeración de Estados

- Red, Análisis de conexiones

- curva de carga

- Definición de interrupciones

: Ignore definiciones existentes

Selección

= Selección

Selección

= General Conjunto

Si

= Modo Común

I Si

= Segundas faltas independientes

Si

= Barra y Terminal

1 Si

= Faltas a tierra múltiples

Si

= Linea

1 Si

= Generadores/redes externas

Si

= Transformador

1 Si

= Mantenimiento


1 Anexo:

/ 1

Resumen del Sistema


0.102156 1/Ca

índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del ClienteAIFI

=

0.102166 1/Ca


0,609

h/Ca


5.965


ASAI

=

0.9999304285


ASUI

=

0.0000695715


ENS

=

42.957

MWh/a


AENS

=

21.478

MWh/Ca


ACCI

=

21.478

MWh/Ca


EIC

=•

0.000

M?/a


IEAR

=

0.000

$/l;Wh

SAIDI[h/Ca]! SAIFl[l/Ca]| EIC[M$/a] | ENS[MWh/a] ] SEAR[MWh/a]¡ SES[MWh/a] |

|0.6094 1

0.1022 1

0.0000 [

42.9566 |

42.9566 I

0.0000 |

|

| TRANSELECTRIC

I

ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD PAPA EL AGENTE EEQ S.A.

[ |

CON TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV X

I |



] -


I - Red, Análisis de conexiones

| -

curva de carga

¡ Selección

= Selección

1 Si

= Modo Común

i Si

= Barra y Terminal

| Si = Linea

| Si = Transformador

I DlgSILENT

I PowerFactory

1 13.0.225


: Ignore

Selección

s

I si

I si

I si

I si

1 Proyecto EEQ

S.A.

I Fecha 8/11/2003

definiciones existentes

1 1 1 I 1 I

General Conjunto

I= Segundas faltas independientes

1= Faltas a tierra múltiples

I= Generadores/redes externas

I= Mantenimiento

|

-

| Caso de Estudio: caso de Estudio


I Nombre

| EEQ TRH

| EEQ TRP

I LPIT

] ch/a

|

0.61

|

0.61

LPIF

c/a

0.10

0.10

AID

LPENS

h

MWh/a

5.97

18.03

5.97

24.93

I Anexo:

LPEIC

ACIF

k$/a

I/a

0.00

0.10

0.00

0.10

/ 1

1

ACIT |

h/a |

0.61 |

0.61 |

TRANSELECTRIC




DlgSILENT

powerFactory

13.0.225

Proyecto EEQ S.A.

Fecha 8/11/2003


- Enumeración de Estados


- curva de carga

~ Definición de interrupciones


Selección

= Selección

Selección

=Sí

= Modo Común

1

SiSi

= Barra y Terminal

| Si

Si

= Línea

! Sí

Sí

= Transformador

I

Sí

General Conjunto




= Mantenimiento

Caso de Estudio:

Barras

Nombre

VIC 138kV

S/E(5)

5/E{6)

POM 13-SkV

Subestaciónl

S/E(8)

ROS 138 kV

ROS 138kV

S/Efl)

SEAL 138 kV

POM

POM 138 kV

EUG 13SkV

S/E 19 138W

CALD 138 kV

Caso de Estudio

/VIC 138kV

/BTRN

/BTRP

/POM 13.8kV

/B138 kV

/BATU

/STA ROSA 46 TRP

/STA ROSA TRN

/SANTA ROSA 138kV

/SEAL 138kV

/POM 230kV

/POM 138 kV

/Eug. Espejo

/S/E 19 138kV

/CALD 138kV

AIT

h/a

1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

.58

.32

.32

.02

.02

.02

.61

.61

.30

.21

.21

.18

.15

.15

.15

AIF

I/a

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

.09

.26

.26

.20

.20

.20

.10

.10

.05

.04

.04

.03

.03

.03

.03

| Anexo:

/ 1

AID

h 1 5 5 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5

.45

.18

.18

.98

.98

.98

.97

.97

.97

.97

.97

.96

.93

.94

.95

TRANSELECTRIC

1

ANÁLISIS DE CONFLABILIDAD PARA EL AGENTE EEQ S.A.

1

DIgSILENT

] Proyecto EEQ S.A.

1 CON TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV Y

| PowerFactOry

1

I EL ANILLO A NIVEL DE 138 kV

|

13.0.225

| Fecha 8/11/2Ü03




- curva de carga

•



Selección

~ Selección

Selección

= General Conjunto

Si

= Modo Común

I Si


Si

= Barra y Terminal

1 Si


Si

= Linea

| Si


Si

= Transformador

| Si

= Mantenimiento


1 Anexo:

/ 1

Contingencias

TRN STA ROSA

TRP STA ROSA

I S

AID

I[h

/Ca]

[ S

AIF

I[l/

Ca

Jl

EIC

[M?/

a]

| E

NS

[MW

h/a]

|

SE

AR

[MW

h/a]

| S

ES

[MW

h/a]

|

]|

0.0

00

1

¡ 0

.00

00

i 0

.00

00

| 0

.00

82

| 0

.00

82

I 0

.00

00

I |

RO

S_SE

AL

138k

VSANTA ROSA 138kV

I SAIDI[h/Ca]| SAIFItl/Ca]I EIC[M$/a] | ENS[MWh/a] ¡ SEAR[MWh/a)| SES[MWh/a] |

|I

0.0001 |

0.0001 I

0.0000 |

0.0038 ]

0.0038 |

0.0000 |

|

SANTA ROSA 13SkV

I S

AID

I[h

/Ca

]|

SA

IFI[

l/C

a]|

E

IC[M

?/a

] |

EN

S[M

Wh/

a]

| S

EA

R[M

Wh/

a]|

SE

S[M

Wh/

a]

| J

! 0

.30

42

| 0

.05

07

| 0

.00

00

| 2

1.4

39

1

| 2

1.4

39

1

[ '0

.00

00

| \A

RO

SA T

RN

] SAIDI[h/Ca][ SAIFI[l/Ca]I EIC[M$/a]

] ENS[MWn/a]

1 SEKR [MWh/a] I SES[MWh/a] i

||

0.1521 t

0.0253 I

0.0000 | 10.7195 |

10.7195 1

0.0000 I

|

STA

R

OSA

-36

TR

PI

SA

IDI[

h/C

a]I

SA

lFI[

l/C

a]|

E

IC[M

$/a

] |

EN

S[M

Wh/

a]

1 S

EA

R[M

Wh/

a]¡

SE

S[M

Wh/

a]

I I

] 0.1

521

| 0

.02

53

1

0.0

00

0 |

10

.71

95

| 10.7

195

j

0.0

00

0 I

I

TRANSELECTRIC

1

ANÁLISIS DE CONTABILIDAD PARA EL AGENTE EEQ S.A.

|

DIgSILENT

¡ Proyecto EEQ S.A.


| PowerPactory |

] EL ANILLO A NIVEL DE 138 kV

|

13.0.225

| Fecha 8/11/2003

Análisis da Confiabilidad

- Enumeración de Estados


- curva de carga


: ignore definiciones existentes

Selección

= Selección

Selección

= General Conjunto

Si

= Modo Común

! si


si

= Barra y Terminal

I si


Si

= linea

¡ si


Si

= Transformador

I si

= Mantenimiento

caso de Estudio: Caso de Estudio

| Anexo:

/ i

Resumen del Sistema

índice de Frecuencia de Interrupción Promedio del SisteraaAIFI

=

0.097361 1/Ca


0.097361 1/Ca


0.579

h/Ca


S.951


ASAI

=

0.9999338609


ASUI

=

0.0000661391


ENS

=

40.837

MWh/a


AENS

=

20.419

MWh/Ca


ACCI

=

20.419

MWh/Ca


EIC

=

0,000

M$/a


IEAR

=

0.000

$/kííh

SAIDI[h/Ca]

0.5794

SA

IFI[

1/C

a]0.

0974

EIC

[M$/

a]0

.00

00

ENS[

MW

h/a]

40

.83

73

SEA

R[M

Wh/

a]4

0.8

37

3SE

S[M

ííh/

a]0

,00

00

! TRANSE LE CTRIC |


I |


|

I


I Análisis de Confiabilidad

I - Enumeración de Estados

| -

Red, Análisis de conexiones

| -

curva de carga

1 Selección

= Selección

| Si = Modo Común

| Si = Barra y Terminal

1 sí

= Linea

1 si

= Transformador

I DIgSILENT

i PowerFactory

I 13.0.225


: Ignore

Selección

=| Si

| Si

! Sí

I sí

| Proyecto EEQ S.A.

| Fecha 8/11/2003

definiciones existentes

1 I 1 1 1 1

General Conjunto

¡= Segundas faltas independientes

I= Faltas a tierra múltiples

I= Generadores/redes externas

I= Mantenimiento

I



| Hombre

I EEQ TRN

| EEQ TRP

I LPIT

I Ch/a

|

0.58

[ 0.58

LPIF

C/a

0.10

0.10

AID

LPENS

h

MWh/a

5.95

17.14

5.95

23.70

I Anexo:

LPEIC

ACIF

k?/a

I/a

0.00

0.10

0.00

0.10

/ 1

1

ACIT |

h/a |

0.58 |

0.58 |

| TRANS ELECTRIC |

ANÁLISIS DE CONFIABILIDñD PARA EL AGENTE EEQ S.

1 |

CON TRANSFORMADOR EN PARALELO Al ATU 230/138 kV

I 1

EL ANILLO .A NIVEL DE 138

kV

\s de Confiabilidad

I -


| - Red, Análisis de conexiones

| -

curva de carga

1 Selección

= Selección

Selección

| Si

= Modo Común

1 si

1 Si

= Barra y Terminal

1

siI

Si

= Linea

1 Si

| Si

= Transformador

I Si

- Definición de

General Conjunto

A.

I

DIgSILENT

I Proyecto EEQ S.A.

|

|

13.0.225 | Fecha 8/11/2003

|

1 I !interrupciones


1 1= Segundas faltas independientes

|•= Faltas a tierra múltiples

|= Generadores/redes externas

]= Mantenimiento

1

i Caso de Estudio: Caso de Estudio

1 Barras

AIT

I Nombre

h/a

| S/E(S)

/BTRP

1.29

¡ S/E(5)

/BTRN

1.29

1 POM 13.8kV

/POM 13.8kV

1.02

| S/E(8)

/BATU

1.02

| ROS 138kV

/STA ROSA 46 TRP

0.58

1 ROS 138kV

/STA ROSA TRN

0.58

1 S/E(1)

/SANTA ROSA 138kV

0.27

| POM 138kV

/POM 138 kV

0.24

J SEAL 138kV

/SEAL 138kV

0.21

J POM

/POM 230kV

0.21

| VIC 138kV

/VIC 138kV

0.18

| EUG 138kV

/Eug. Espejo

0.15

| S/E 19 138kV

/S/E 19 138kV

0.15

I CALO 138kV

/CALD 138kV

I 0.15

| Anexo:

/ 1 I

AIF

AID

1I/a

0.25

0.25

0.20

0.20

0.10

0.10

0.05

0.04

0.04

0.04

0.03

0.03

0.03

0.03

h

!

5.15

|5.15

|4.97

|4.97

|5.95

I

5.95

|5.95

'

i5.95

[5.95

15.95

15.94

15.91

I5.92

I5.93

I

TRANSELECTRIC [

ANÁLISIS DE CONFIABIHDAD PARA EL AGENTE EEQ S.A.

|

DIgSILENT

1 Proyecto EEQ S.A.

I COH TRANSFORMADOR EN PARALELO AL ATU 230/138 kV Y

| PowerFactory

¡|


"•

|

13.0.225

| Fecha 8/11/2003




- curva de carga



Selección

= Selección

Selección

= General Conjunto

Si

= Modo Común

! si


si

= Barra y Terminal

I Sí


Si

= Linea

I Sí


SÍ

= Transformador

| Sí

= Mantenimiento


| Anexo:

/ 1

Resumen del Sistema


0.102414 1/Ca


0.102414 1/Ca


0.610

h/Ca


5.953


ASAI

=

0.9999304007


ASUI

=

0.0000695993

Energía no Suministrada

ENS

=

42.974

MWh/a

Energía no suministrada Promedio

AENS

=

21.487

MWh/Ca


ACCI

=

21.487

MWh/Ca


EIC

=

0.000

M$/a

Valoración de la Energía Interrumpida

IEAR

=

0.000

?/kWh

SAIDI[h/Ca]

0.6097

SAIFI[1/Ca}

0.1024

EIC[M$/a]

0.0000

ENS[MWh/a]

42.9737

SEARIMWh/a]

42.9737

SES[MWh/a]

0.0000

TRANSELECTRIC

1

ANÁLISIS DE COHFI?

|

CON TRANSFORMADOR

1 EL ANII




- curva de carga

\BILIDAD PARA EL AGENTE EEQ S.A.

|

DIgSILEÑT

] Proyecto EEQ S.A.

jLO A NIVEL DE 138 kV

I

13.0.225

I Fecha 8/11/2003



Selección

= Selección

Selección

= General Conjunto

Si

= Modo Común

! Si


Si

= Barra y Terminal

I Si


Si

= Linea

1

si


Si

= Transformador

I Si

= Mantenimiento

| Caso de Estudio: Caso de Estudio

I Interrupciones de Carga

] Hombre

| EEQ TRN

i EEQ

TRP

| Anexo:

I LPIT

LPIF

AID

LPENS

LPEIC

ACIF

I Ch/a

C/a

h

MWh/a

kS/a

I/a

|

0.61

0.10

5.95

18.0-5

0.00

0.10

|

0.61

0.10

5.95

24.94

0.00

0.10

/ -1

ACIT

h/a

0.61

0.61

TRANSELECTRIC |


!

DIgSiLENT

1 Proyecto EEQ S.A.

|t

r'rM TDTiMQ irnTÍMUnriQ PM DfiDnT TTH IiT, ZlT1!! 9^n/1^íí W

v

T

r>rt

Tltü

^tria *•-*•.-**-*!

1

|

L-UIN

IK/UNoE UKrTHJJUA

EiN

r.tt_KrvJjülAJ

rvJJ rt-lU ¿o U/

_L JO KV





- curva de carga

| Selección

= Selección

Selección

Si

= Modo Común

I

SiSi

= Barra y Terminal

1

SiSi

= Linea

1

Si¡

Si

= Transformador

I Si

- Definición de

General Conjunto

1

i t VÍV^A.Í; o^

t_*

Ji_y

|

• —

— —

'"

— -•

•

I 13.0.225

| Fecha 8/11/2003

1 I i 1interrupciones : Ignore definiciones existentes

| |= Segundas faltas independientes

|= Faltas a tierra múltiples

[= Generadores/redes externas

¡= Mantenimiento

I


1 Barras

I AIT

[ Nombre

h/a

S/E (6}

/BTRP

1.32

S/E (5}

/BTRN

1.32

POM 13.8kV

/POM 13.8kV

1.02

Subestaciónl

/B138 hV

1.02

S/E(8)

/BATU

1.02

ROS 138kV

/STA ROSA 46 TRP

0.61

ROS 138KV

/STA ROSA TRN

0.61

S/E(1)

/SANTA ROSA 138kV

0.30

POM 138kV

/POM 138 kV

0.24

SEAL 133kV

/SEAL 138kV

0.21

POM

/POM 230kV

0.21

VIC 138kV

/VIC 138kV

0.18

EUG 138kV

/Eug. Espejo

0.15

S/E 19 138JEV

/S/E 19 138kV

0.15

| CALO 138W

/CALD 138W

0.15

AIF

I/a

0.26

0.26

0.20

0.20

0.20

0.10

0.10

0.05

0.04

0.04

0.04

0.03

0.03

0.03

0.03

| Anexo:

/ 1 |

AID

|h

1

5.17

!5.17

]

4.97

I4.97

I4.97

I

5.95

I5.95

I5.95

I

5.95

I5.95

I5.95

I5.95

I5.92

|5.93

|5.93

!

TRANSELECTRIC

|


1

DIgSILENT

1 Proyecto EEQ S.A.

1 COK TRANSFORMADOR EN PARALELO Al ATU 230/138 kV Y

1 PowerFactory |


I

13.0.225

| Fecha 8/11/2003


-

Enumeración de Estados1


- curva de carga



Selección

= Selección

Selección

= General Conjunto

Si

= Modo Común

I Si


Si

= Barra y Terminal

[ si


Si

= Linea

1 Si


Si

= Transformador

I Si

= Mantenimiento

Caso de Estudio; Caso de Estudio

I Anexo:

/ 1

Contingencias

TRN STA ROSA

TRP STA ROSA| SAIDI[h/Ca]l SAIFI[l/Ca]| EIC[M$/a] | ENS[MWh/a] | SEAR[MWh/a]| SES[MWh/a] I

|1

0.0001 I

0.0000 |

0.0000 |

0.0082 [

0.0082 |

0.0000 |

|

VIC_POM 138kV C2

SANTA ROSA 138kV

! S

AID

I[h

/Ca]

I S

AIF

I[l/

Ca

][

EIC

[M?/

a]

1 E

NS

[MW

h/a]

|

SE

AR

[MW

h/a]

l S

ES

[MW

h/a]

|

][

0.0

00

1

I 0

.00

01

| 0

.00

00

| 0

.00

41

| 0

.00

41

J 0

.00

00

1

|

SAN

TA

RO

SA

138k

V|

SA

IDI[

h/C

a]|

S

AIF

I[l/

Ca

]l

EIC

[M$

/a]

[ E

NS

[MW

h/a]

1

SE

AR

[MW

h/a]

| S

ES

[MW

h/a]

|

||

0.3

04

2 |

0.0

50

7 1

0.0

00

0 I

21

.43

91

I 2

1.4

39

1

] 0

.00

00

1

|

ST

A

RO

SA

TR

N|

SA

IDI[

h/C

a]|

S

AIF

I[l/

Ca

]|

EIC

[M$

/a]

| E

NS

[MW

h/a]

|

SE

AR

[MW

h/a]

! S

ES

[Mií

h/a

] |

I|

0.1

521

| 0

.02

53

| 0

.00

00

| 1

0.7

19

5

| 1

0.7

19

5

¡

0.0

00

0 |

|

STA

RO

SA

46

TR

P|

SA

IDI[

h/C

a]I

SA

IFI[

l/C

a]I

E

IC[M

$/a

J |

EN

S[M

Wh/

a]

I S

EA

R[M

Wh/

a]|

SE

S[M

Wh/

a]

[ 1

I 0.1

521

I

0.0

25

3

1 0

.00

00

| 1

0.7

19

5

1 1

0.7

19

5

I 0

.00

00

I I

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