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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

ANÁLISIS DE REMODELACION DE LA TOPOLOGÍA DE LA REDDE BAJA TENSIÓN Y CALIDAD DE SERVICIO EN EL SECTOR

CUATRO DE SOLANDA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO

PAUCAR CHALAN JUAN CARLOS

DIRECTOR: ING. M1LTON TOAPANTA

Quito, Noviembre 2004

CERTIFICACIÓN

t

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por e! Sr. Juan Carlos Paucar

Chalán para la obtención del título de Ingeniero Eléctrico, bajo mi guía y

supervisión.

•*Ing. Milton Toapanta

DIRECTOR DE PROYECTO

-af

DECLARACIÓN.

Yo, Juan Carlos Paucar Chalán, declaro bajo juramento que e! trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normativídad institucional vigente.

vJuan Carlos Paucar Chalán

AGRADECIMIENTOS

Mi agradecimiento especia! al persona! de la Unidad de Inventarios y

Avalúos (PÍA) y al personal de! Proyecto de Reducción de Pérdidas Técnicas

(PRPT) de la EEQ S.A., de igual forma al Ing. Edison Naranjo por todas las

facilidades prestadas en el manejo del Sistema EXPERTO.

De igual manera expreso mi profundo agradecimiento al Ing. Milton

Toapanta; director de este proyecto; quien a pesar de sus múltiples ocupaciones

me brindó su tiempo y valioso contingente intelectual para el desarrollo del

presente Proyecto de Titulación.

^ <Z>¿w gz¿á me Ha enseñado que nada es fruto d& (a casualidad y todo por incomprensión queparezca tiene un propósito.

Ji mis (Padres quien con su ejemplo y esfuerzo fían hecho esto posi6&.

JL mi Hijo que fia sido id inspiración para cuíminareste trabajo.

INTRODUCCIÓN

Como consecuencia del crecimiento geométrico de la población se están creando

planes habitacionaies de vivienda los cuales están obligados a optimizar ios

espacios físicos disponibles, esto conlleva a diseñar las redes eléctricas de tal

manera que brinden seguridad y estética al conjunto. La mejor alternativa para

conseguir estos requerimientos es sin duda la construcción de redes subterráneas

tanto para media y baja tensión, esto involucra un costo inicial mayor comparado

con la construcción de redes aéreas, sin embargo los beneficios hacen que en la

mayoría de las muitrfamiliares y planes de vivienda nuevos se opte por la

¡mpiementación de redes subterráneas. El problema surge en los conjuntos

habitacionaies ya construidos, cuyas construcciones han ido creciendo

paulatinamente, a tal punto de acercarse muy peligrosamente a las redes de

media y baja tensión. Un ejemplo tangible de esto es el Sector de Solanda (que se

divide en cuatro zonas o sectores) en donde se puede apreciar que en algunos

casos las redes baja tensión están sobre las losas o pasan por dentro de la

vivienda, incluso existen postes de hormigón dentro de la propiedad, lo que obliga

necesariamente a una remodeiación de las redes eléctricas.

Con el presente estudio se encontrarán las soluciones óptimas a los problemas

expuestos en el Sector de Solanda

RESUMEN

En el presente trabajo se realizaron continuas inspecciones de campo a todo el

Sector de Solanda con el fin de identificar los principales problemas y zonas a ser

remodeladas, encontrándose al Sector 4 de Solanda como el sitio con mayores

inconvenientes. De tal manera que es en este sitio donde se realizará el estudio

de remodelación.

Con el fin de encontrar la demanda real de! sector se realizó una encuesta para

encontrar la carga instalada en los pasajes a ser remodelados, en dicha encuesta

se introdujeron parámetros para evaluar los accidentes eléctricos ocurridos y la

calidad de servicio e imagen institucional de la empresa distribuidora en este caso

la EEQ SA.

Además en el presente trabajo'se utilizaron paquetes computacionales como el

Sistema DISREQ (Diseño Integral para el Sistema de Redes Eléctricas Quito) y el

Sistema GIS (Sistema de Información Geográfica). Los mismos que son

herramientas importantes para realizar estudios de ingeniería.

Para la rernodelación de las redes se utilizó la información disponible en la base

de datos ORACLE que utiliza el sistema GIS, esta información fue confirmada y

corregida en algunos casos, esto se consiguió con las inspecciones de campo

realizadas al sitio de estudio. Con esta información actualizada se procedió a

utilizar es Sistema DISREQ para calcular las caídas de voltaje antes y después de

la remodelación de cada pasaje.

Con la ayuda de Sistema DISREQ se identificó ios transformadores que

posiblemente deberían ser reemplazados por otros de mayor capacidad, y también

los puntos de red que presentaban caídas de voltaje superiores al 3.5%

establecido en las normas de ¡a EEQ SA. para corroborar esta información se

realizaron medidas en los transformadores que posiblemente estaban

sobrecargados y para comprobar las caídas de tensión de tensión se realizaron

medidas en la cola de red en los puntos que posiblemente presentaban mayores

caídas de tensión.

OBJETIVO

Con e! presente estudio se pretende dar solución a ios problemas de accidentes

eléctricos ocurridos y al latente peligro de las cercanías de las redes eléctricas a

•las viviendas en los sitios analizados. Para esto se considerará la topología actual

de la red de baja tensión.

Es necesario conocer la Demanda actual del Sector cuatro de Solanda, lo que se

logrará con un censo de la carga instalada en este'sector.

Es de interés también evaluar los índices de Calidad de Servicio y comparar los

resultados obtenidos en el Sitema DISREQ con mediciones directas en los puntos

de interés, estas mediciones se realizaron por 7 días seguidos con el Analizador

de Perturbaciones MEMOBOX300

Con las lecturas de estos puntos de medición se procedió a realizar el estudio de

Calidad de Energía, y comprobar si cumplen o no con la Regulación 004/01 del

CONELEC. En lo referente a la Calidad de! Producto, y mediante las encuestas

determinar si la EEQ SA. cumple con los índices de Satisfacción de

Consumidores.

ALCANCE

Los problemas encontrados se concentran en los pasajes e involucran fas redes

de Baja Tensión, por lo que el estudio se efectuó solo en las redes de Baja

Tensión.

La principal fuente de soporte del presente estudio son las Normas Para el

Sistema de Distribución de la EEQ SA. en sus parte A (Guía de Diseño) y su Parte

B (estructuras tipo).

El estudio realizado en el Sector 4 de Solanda es aplicable a los otros tres

sectores y en sitios de características y problemas similares.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALCARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ÍNDICE

CAPITULO 1 ................................ .' ................................................................................ :. 11 CONCEPTOS GENERALES .................................................................................... 1

1.1 INTRODUCCIÓN.... ............................................................................................... 11.1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN .............................................................. 1

1.1.1.1 Red de Subtransmisión ........................................................................... 11.1.1.2 Subestaciones de Distribución ................................................................ 11.1.1.3 RedPnmaria de Distribución ................................................................. 21.1.1.4 Centros de Transformación de Distribución ............................................ 21.1.1.5 Red Secundaria de Distribución .......................................................... .-.. 2

. 1.1.1.6 Circuito Secundario ................................................................................ 21.1.1.7 Acometidas ............................................................................................ 3

1.1.2 ESQUEMA? CONSTRUCTIVOS DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN. 41.1.2.1 Esquema Radial ..................................................................................... 51.1.2.2 Esquema Anillo ...................................................................................... 51.1.2.3 Esquema Hallado ................................................................................... 6

1.1.3 ESQUEMA? CONSTRUCTIVOS DE CIRCUITOS SECUNDARIOS DEDISTRIBUCIÓN ....... .: ................................................................................. ; ............. 6

1.1.3.1 Esquema Radial ..................................................................................... 7" 1.1.3.2 Esquema Anillo ...................................................................................... 71.1.3.3 Esquema Banqueado .............................................................................. 81.1.3.4 Esquema fallado ................................................................................... 8

1.1.4 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA .................................... 91.1.4.1 Circuitos ^ecundarios Aéreos ................................................................ 10

1.1.4.1.1 Criterios de Trazado ..................... ; .................................................. 121.1.4.1.2 Utilización de Cable Aislado MultipolarTrenzado ........................... 151.1.4.1.3 Criterio Para la Ubicación de transformadores en los circuitossecundarios ....................................................................................................... 16

1.1.4.2 Circuitos Secundarios Subterráneos ....................................................... 171.1.4.2.1 Criterios de trazado ......................................................................... 19

1.1.4.3 Circuitos pecundarios Mixtos ........................................................... '.....201.1.5 ELECCIONDEL TIPO DE CIRCUITO SECUNDARIO ......................... 221.1.6 DISPOSICIONES TIPO ........................................................................... 23

CAPITULO 2 ................... , .............................................................................................. 972 PROGRAMAS COMPUTACIONALES UTILIZADOS .......................................... 27

2.1 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA (GIS) ......................................... 272.1.1 ENTORNO DE TRABAJO ....................................................................... 28

2.1.1.1 Menú Principal ...................................................................................... 292.1.1.1.1 Base Geográfica .............................................................................. 33

2.2 SISTEMAD.I.S.R.E.Q. (Diseño Integral para el Sistema de Redes Eléctricas Quito)..................................................................................................................................... 34

2.2.1 ENTORNO DE TRABAJO ............................................................................. 352.2.1.1 Menú Principal ......................................................................................... 35

2.2.2 SUSTENTACIÓN TEÓRICA DEL SISTEMA DISREQ ................................. 382.2. 2. IDemanda Máxima Unitaria (DMU) ............................................................ 382.2.2.2Carga Instalada del Consumidor Representativo (CIR) ............................... 392.2.2.3 Factor de Frecuencia de Uso (FFUn) ......................................................... 392.2.2.4 Factor de Simultaneidad (FSn) .................................................................. 39

JUAN CARLOS PAUCAR

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2.2.2.5 Factor de Demanda (FDM) 392.2.2.6 índice Acumulativo Anual (Ti) 402.2.2.7 Demanda Máxima Unitaria Proyectada (DMUp) .'402.2.2.8 Demanda de Diseño (DD) 412.2.2.9 Caídas de Tensión 41

CAPÍTULOS 433 REMODELACION DE REDES DE BAJA TENSIÓN EN EL SECTOR CUATRODESOLANDA 43

3.1 ANTECEDENTES 433.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS PROBLEMAS 443.3 ENCUESTA PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DE LA RED ...46

3.3.1 ACCIDENTES ELÉCTRICOS 483.3.2 CARGA INSTALAD A 493.3.3 CALIDAD DE LA ENERGÍA 51

3.4 DETERMINACIÓN DE LA DMUp 523.5 CÁLCULO DÉLAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS EN LAS CONDICIONES ACTUALES 543.6 CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS REDISEÑADOS , 683.7 COSTOS DE REMODELACIÓN 83

CAPITULO 4 864 ANÁLISIS DE CALIDAD DE SERVICIO ENEL SECTOR 4 DE SOLANDA 86

4.1 RE VISIÓN DE CONCEPTOS 884.1.1 DEMANDA SS4.1.2 CURVA DE DEMANDA 884.1.2 DEMANDA MÁXIMA (DMÁX) 894.1.3 ENERGÍA SUMINISTRADA 894.1.4 FACTORDE CARGA 894.1.5 DEMANDA MÁXIMA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS (DMPT) 904.1.6 PÉRDIDAS EN DEMANDA (%DPT) 904.1.7 DEMANDA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN UN INTERVALO CDPTI) 904.1.8 ENERGÍA PÉRDIDAS TÉCNICAS 904.1.9 PÉRDIDAS EN ENEP.GÍA (%EPT) 904.1.10 FACTOR Dp PÉRDIDAS 914.1.11 VALOR EFICAZ (rms) 914.1.12 VALOR PICO 924.1.13 VALOR INSTANTÁNEO 924.1.14 VALOR MEDIO 924.1.15 POTENCIA:INSTANTÁNEA 924.1.16 POTENCIA ACTIVA (P) 934.1.17 POTENCIA REACTIVA (Q) 934.1.18 POTENCIA APÁRENTE (S) 934.1.19 FACTOR DE POTENCIAD) 944.1.20 ARMÓNICp 944.1.21 DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD) 944.1.22 PARPADEQ (FLICKER) 95

4.2 ANALIZADOR DE fERTUB ACIONES MEMOBOX 300 964.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS OBTENIDOS CONEL ALIZADORDEPERTUBACIONESMEÍVÍOBOX300 99

:UAN CARLOS PAUCAR

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4.3.1 TRANSFORMADORES ANALIZADOS EN LA PRIMERA FASE DEESTUDIO 1004.3.2 TRANSFORMADORES ANALIZADOS ENLA SEGUNDA FASE DEESTUDIO 111

4.4 SATISFACCIÓN DE CONSUMIDORES 124CAPÍTULOS 1275 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 127BIBLIOGRAFÍA 131ANEXOS 132

ANEXO l.-FACTORDEDIVERSIDAD

ANEXO 2.- PLANO GENERAL DE SOLANDA

ANEXO 3.- REPORTE DE DISTRIBUCIÓN EN EL SECTOR 4 DE SOLANDA.

ANEXO 4.- FOTOS DE LA RED DE BAJA TENSIÓN EN EL SECTOR 4 DE

SOLANDA

ANEXO 5.- RESULTADOS DE LAS ENCUESTAS REALIZADAS

ANEXO 6.- PLANO DE CIRCUITOS SECUNDARIOS ANALIZADOS Y UBICACIÓN

DE LOS TRANSFORMADORES CON NÚMERO DE EMPRESA

ANEXO 7.- PLANOS DE REMODELACIÓN DE LAS REDES DE BT

ANEXO 8.- CARACTERÍSTICA DE LOS TABLEROS DE DISTRIBUCIÓN

ANEXO 9.- TABLA DE TRANSFORMADORES ANALIZADOS

ANEXO 10.- LÍMITES DE ARMÓNICOS YFLICKERDE ACUERDO ALA

REGULACIÓN 004/01 DEL CONELEC

ANEXO 11.- ESTUDIO IEEE SOBRE ARMÓNICOS (NORMA 519)

ANEXO 12.- CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES DEL ANALIZADOR DE

PERTURBACIONES MEMOBOX 300

ANEXO 13.- MEDIDAS PARA DISMINUIR LA DISTORSIÓN ARMÓNICA

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

CAPITULO 1

1 CONCEPTOS GENERALES

1.1 INTRODUCCIÓN

Se describe a continuación los conceptos básicos que involucra un sistema de

distribución, haciendo énfasis en los términos concernientes a circuitos

secundarios de baja tensión tanto aéreo como subterráneo, los cuales están

relacionados en e! présente estudio de rediseño de circuitos de baja tensión en el

sector cuatro de Solanda.

1.1.1 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Es el conjunto de elementos de un sistema eléctrico comprendidos entre las

subestaciones de distribución y los puntos de alimentación a los consumidores.

Los elementos principales de un sistema de distribución son los siguientes:

1.1.1.1 Red de Subtransmisión

Son la redes que alimentan a las subestaciones de distribución desde las

subestaciones de potencia, para la E.E.Q. S.A. este voltaje de subtransmisión

varía de 46 a 69 RV .

1.1.1.2 Subestaciones de Distribución

Son las encargadas de transformar el voltaje de transmisión y subtransmisión al

voltaje del sistema primario a partir del cual se desarrollan las redes primarias de

distribución.

JUAN CARLOS PAUCAR



1.1.1.3 Red Primaria de Distribución

Son las que salen de las subestaciones de distribución a un valor nominal de

voltaje de 6,3 y 23Y/13,2 en el caso de la E.E.Q. S.A, estas por su capacidad de

transporte se constituyen en, la parte principal de la red y toman el nombre de la

subestación de la cual parten, además la empresa distribuidora le asigna un

nombre para cada primario por ejemplo: Primario A de la subestación Selva

Alegre. A la sección de la red primaría que se inicia en las barras de alta tensión

de la Subestación de Distribución se la denomina Alimentador y la sección de la

red primaria que se deriva de un alimentador, para alcanzar un área determinada

de suministro se denomina Ramal.

1.1.1.4 Centros de Transformación de Distribución

Comprende el transformador de distribución y sus elementos de protección, el

centro de transformación puede ser aéreo o en cámara.

Centro de transformación aéreo: se lo instala sobre una estructura de soporte en

redes aéreas.

Cámara de transformación: se ¡o instala en un local cubierto el cual es diseñado y

construido exclusivamente para el alojamiento de ios equipos en redes

subterráneas.

1.1.1.5 Red Secundaria de Distribución

Es la parte de la red de distribución que opera al voltaje secundario del sistema o

voltaje de utilización.

1.1.1.6 Circuito Secundario

Se denomina Circuito Secundario a la sección de la red secundaria comprendida

entre el centro de transformación y el extremo más alejado de la misma que

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 3

recibe alimentación del transformador de distribución correspondiente incluyendo

los ramales derivados de puntos intermedios.

Los voltajes de utilización son 210/121 V para sistemas trifásicos a cuatro hilos, y

240/120 V para sistemas monofásicos a tres hilos.

1.1.1.7 Acometidas

Se denomina acometida al enlace de la red secundaria de distribución de la

empresa suministradora de energía eléctrica con la instalación del consumidor

mediante un Contador de Energía Eléctrica, dependiendo del circuito secundario,

estas suelen ser aéreas o subterráneas, llamándose acometida aérea cuando los

conductores que proceden de la red de distribución se sitúan por encima del nivel

del suelo, y se llama acometida subterránea cuando los conductores se sitúan

bajo el nivel del suelo.

JUAN CARLOS PAUCAR



13,8 kV6,3 kV22.6 kV

138 kV230 kV

GENERACIÓN

ESTACIÓN DEELEVACIÓN DEVOLTAJE

SISTEMA DETRANSMISIÓN

ESTACIÓNREDUCCIÓNOE VOLTAJE

L/ST

AfJMEHTADOR PRIMARIO

-O-

SUBESTACIONOE

DISTRJBUCION

-O-

TJÜ

CIRCUITOSECUNDARIO

COriSUMIDOR

— Sisi&rna d& Dísiribl} cíón —^~

Figura 1.1 Representación de un Sistema Eléctrico, desde la generación hasta el

consumidor.

1.1.2 ESQUEMAS CONSTRUCTIVOS DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Existen tres tipos fundamentales de esquemas constructivos de sistemas de

distribución estos son:

Esquema radial

Esquema anillo

- Esquema mallado

JUAN CARLOS PAUCAR



1.1.2.1 Esquema Radial

En este esquema se tiene un solo camino para el flujo de potencia, su costo de

construcción es bajo sin embargo la calidad del producto y del servicio es también

baja, está constituido por una simple subestación y un alimentador primario radial

con varios transformadores de distribución, se lo utiliza en zonas de baja densidad

de carga y en zonas rurales.

Figura 1.2 Esquema Racjial

1.1.2.2 Esquema Anillo

En este esquema se tiqne al menos dos caminos para el flujo de potencia, su

costo es alto, sin embargo la calidad del producto y del servicio son también altos,

está constituido por una subestación y al menos dos alimentadores primarios, se

lo utiliza en zonas de alta densidad de carga y sectores suburbanos.

O

Figura 1.3 Esquema en Anillo.

JUAN CARLOS PAUCAR



1.1.2.3 Esquema Malladp

Este esquema presenta varios caminos para el flujo de potencia, su costo es muy

alto, sin embargo la calidad del producto y servicio son muy altos se lo utiliza en

zonas de alta densidad de carga y sectores urbanos estratégicamente

importantes.

S/H2

S/E3

Figura 1.4 Esquema Mallado

1.1.3 ESQUEMAS CONSTRUCTIVOS DE CIRCUITOS SECUNDARIOS DE

DISTRIBUCIÓN

Existen cuatro esquemas constructivos básicos de circuitos secundarios deidistribución estos son:

Esquema Radial

Esquema Anillo

Esquema Banqueado

Esquema Mallado

JUAN CARLOS PAUCAR



1.1.3.1 Esquema Radial

Sale a partir de los bushins de los transformadores de distribución y tiene ias

mismas características que e! primario radial.

Figura 1.5 Esquema Radial

1.1.3.2 Esquema Anillo

Tiene ias mismas características de los primarios en anillo.

Figura 1.6 Esquema Anillo

MANCARLOS PAUCAR



1.1.3.3 Esquema Banqueado

En este esquema se dispone de a] menos dos transformadores de distribución

cada uno con su circuito secundario, los mismos que están relacionados mediante

un disyuntor de amarre. En este esquema los trafos tienen en común el misino

alimentador primario.

A/P

TIO1

C/S1I DfsyuntAmarre

T/D2

Figura 1.7 Esquema Banqueado

1.1.3.4 Esquema Mallado

Tiene las mismas características que el primario mallado

T/Df

Disyuntor tfó AmarreJ7D2

Figura 1.8 Esquema Mallado

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POLITCCNICA NACIONAL


RESUMEN:

ESTRUCTURA

# Caminos

Calidad de Servicio

Calidad del producto

Costo

Zona

Densidad de carga

RADIAL

1

Bajo

Bajo

Bajo

Rural o

Suburbano

Bajo

BANQUEADO

>1

Medio

Medio

Medio

Suburbano o

Urbano

medio

ANILLO

>1

Alto

Alto

Alto

Urbano

Alto

MALLA

»1

Muy alto

Muy alto

Muy alto

Urbano

importante

Muy alto

Cuadro 1.1 Resumen de los esquemas constructivos y sus características

1.1.4 SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA

Es la parte de la Red de Distribución que opera al nivel de voltaje de la carga y

cuya configuración es función del área de servicio así para áreas residenciales y

rurales se tienen sistemas monofásicos, las áreas comerciales por lo general se

alimentan de sistemas trifásicos y las áreas industriales necesariamente de

sistemas trifásicos.

Los valores de voltaje tanto para circuitos monofásicos como trifásicos los

determinan los transformadores de distribución. De acuerdo con la parte A de las

normas para sistemas de distribución de la EEQ SA. En la sección A-12.02 se

tiene los siguientes voltajes nominales y potencias nominales:

TENSIÓN NOMINAL

AT BT

(KV) (V)

6,3

6,3

23

23Y/13,2

210/121

240/120

210/121

240/120

No DE FASES

i

2

^o

1

POTENCIA NOMINAL

(KVA)

45; 50; 75; 100; 125; 160;250; 375

10; 15; 25; 37.5

50; 75; 100; 125; 160; 250; 315

10; 15; 25; 37.5; 50

Cuadro 1.2 Voltajes y Potencias Nominales de transformadores de distribución.

JUAN CARLOS PAUCAR



En el_ siguiente esquema se representa el transformador de distribución con los

voltajes nominales utilizados en los circuitos secundarios.

PRIMARIO

F , i FSECUNDARIO USO

FASE PARTIDA RESIDENCIAL240/120 V Y RURAL3 hilos

FASE PARTIDA RESIDENCIAL240/120V Y RURAL3 hilos

TRES FASES

210/121 V4 HILOS

COMERCIALE INDUSTRIAL

Figura 1.9 Voltajes Secundarios Típicos

1.1.4.1 Circuitos Secundarios Aéreos

El Circuito Secundario Aéreo está conformado por el transformador aéreo de

distribución, el circuito de baja tensión y el circuito de alumbrado público, cuyos

conductores se sujetan a postes de hormigón armado o de madera por medio de

estructuras tipo, las mismas que están definidas en ia Sección B-10 de las

Normas de ia EEQ. SA.

Las fases de la red se derivan del lado de baja tensión de! transformador de

distribución por medio de cartuchos fusibles tipo NH para bajo voltaje, cuya

función es la protección del transformador contra cortocircuitos y sobrecargas

ocurridos en la red de baja tensión (circuito secundario).

El neutro sale del secundario del transformador sólidamente puesto a tierra.

JUAN CARLOS PAUCAR



En el lado de media tensión (red primaria) se dispone de un pararrayos tipo

válvula para la protección de sobretensiones de origen atmosférico, además .se

dispone de un seccionador fusible provistos de tirafusibles, cuya función es

proteger el lado primario, contra fallas de origen interno.

Las características de fusión y corrientes nominales se presentan en el apéndice

A-13-A, de la Sección A de las Normas de la EEQ. SA. Tanto para tensión

primaria como para tensión secundaria.

RED AEREA PRIMARIA

PararrayosSeccionadorTirafiísihie

Sil V.XV,

_r^^

/ „

>• w^-^v^

~^s V"V~^^

&¿

Cartucfio tiusítoie.o Breaker de BIT

Figura 1.10 Circuito Secundario Aéreo monofásico a 3 hilos

F

F

HILO PILOTO

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS

TRAFO

(KVA)

45

50

75

100

125

160

250

315

TENSIÓN PRIMARIA

23 KV

In

—

1.25

1.88

2.51

3.14

4.01

6.27

7.90

FUSIBLE

—

3H

5H

5H

6K

10K

15K

15K

6.3 KV

In

4.12

4.58.

6.87

9.16

.11.45

14.66

22.90

28.87

FUSIBLE

10K

10K

15K

25K

25K

25K

40K

65K

TENSIÓN SECUNDARIA

210 Y/1 21

In

123.73

137.47

206.21

274.95

343.69

439.92

687.38

866.09

FUSIBLE

100

125

160

224

250

400

500

630

JUAN CARLOS PAUCAR



TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS

TRAFO

(KVA)

10

15

25

37.5

50

TENSIÓN PRIMARIA

23.2 Y /1 3.2 KV

In

0.75

1.14

1.89

2.84

3.79

FUSIBLE

2H

2H

5H

6K

10K

6.3 KV

In

1.58

2.38

3.97

5.95

—

r FUSIBLE

3H

5H

10K

15K

—

TENSIÓN SECUNDARIA

120/240 V

In

41.66

62.50

104.17

156.25

208.33

FUSIBLE

36

63

100

125

160

Cuadro 1.3

Distribución.

Tablas de Selección de Fusibles para Transformadores de

1.1.4.1.1 Criterios de Trazado

La ubicación de las estructuras de soporte deben contemplar distancias mínimas

al suelo y a edificios, las cuales se.definen en la Sección B -04 de la Parte "B" de

las Normas de la EEQ. SA. Y se detallan a continuación.

ALTURA MINIMA DE CONDUCTORES (m]

TIPO DE VÍA

AVENIDAS DE TRANSITO RÁPIDO, DOS O MAS

CALZADAS

AVENIDAS PRINCIPALES

CALLES

CALLES Y CAMINOS

ESPACIOS ABIERTOS SIN TRANSITO PEATONAL

AUTOPISTAS

CARRETERAS

LINEAS BERREAS NO ELECTRIFICADAS

ZONA

URBANA

RURAL

OTROS

A LO LARGO

SOBRE

ACERAS

AT

7.0

7.0

7.0

6.0

BT

6.5

6.5

6.0

5.5

CRUCES

AT

8.0

7.0

7.0

6.0

6.0

8.0

8.0

8.0

BT

NO

NO

6.0

5.5

5.0

N0(1)

6.5

7.0

Cuadro 1.4 Altura Mínima de Conductores

JUAN CARLOS PAUCAR



CASO 1

jrs

CñSO 2

V-

caso 3

fiasD

CASO 4%

Figura 1.11 Separaciones mínimas entre conductores y edificios.

CASO 5

JUAN CARLOS PAUCAR



SEPARACIONES MÍNIMAS - (m)

CASO

1

2

3

4

5

SOLO PRIMARIO

A

23

3

2.5

3.5

6.3

2.5

1.0

3.0

C

23

2.0

2.0

6.3

1.0

1.5

SOLO

SECUNDARIO

B

2.0

0.5

2.5

D

1.0

1.0

PRIMARIO Y SECUNDARIO • .

PRIMARIO

A

23

-

2.5

-

6.3

-

1.0

-

C

23

2.0

2.0

6.3

1.0

1.5

SECUNDARIO

B

2.0

-

2.5

D

-

1.0

Cuadro 1.5 Separación mínima entre conductores y edificios dependiendo de!

nivel de voltaje de! primario (23 KV o 6.3 KV)

El trazado de la red est4 en función de la geometría del área a ser suministrada^

de energía eléctrica por |o que las estructuras de soporte de cada circuito tendrán

sus características especiales, sin embargo se deben tener en consideración los

siguientes criterios a fin 'de precautelar la seguridad de personas, propiedades y

la misma instalación:

Separaciones mínimas requeridas al terreno, a edificios y a obstáculos.

Máxima aproximación de los circuitos de baja tensión a ios puntos de

alimentación a los usuarios, previstos de manera tal que se obtenga la

longitud mínima para los circuitos de derivación o acometida desde la red.

Evitar o reducir al mínimo los cruces de la red sobre avenidas o calles

principales.

Los postes que conforman las estructuras de soporte de equipos,

artefactos de alumbrado y conductores, constituyen los elementos más

vulnerables de la instalación por estar expuestos a eventuales^ impactos

de vehículos y por otra parte son obstáculo al tránsito de peatones y

JUAN CARLOS PAUCAR



acceso vehicular a los edificios, por lo tanto se debe seleccionar las

ubicaciones quq ofrezcan la mayor seguridad y no interfieran con. el

tránsito en forma notoria.

De preferencia los postes deben localizarse en las prolongaciones de las

líneas divisorias de las propiedades, o muy cerca de estas. La Sección A

de las Normas para Diseño de la EEQ. SA. Prohiben la localización de

postes en las intersecciones de las vías, debiendo mantenerse una

distancia mínima de siete mts. a partir de la cinta gotera de la acera.

Los tensores o anclajes asociados a los soportes angulares o terminales,

deben ser previstos en los sitios que ocasionen la mínima interferencia

con el tránsito de peatones y vehículos.

Se debe mantener la máxima uniformidad en la separación de los postes,

con el fin de cumplir el nivel de iluminación y e! factor de uniformidad

establecido según el caso.

J. 1.4.1.2 Utilización de Cable Aislado MultipolarTrenzado

En las redes de distribución, para reemplazar a las líneas aéreas de-cobre

desnudo o aislado, se ha generalizado un nuevo tipo de montaje a partir de cables

trenzados.

Están constituidos generalmente por tres cables unipolares de campo radial,

aislados individualmente sin funda exterior, cableados sobre un núcleo central

formado por una cuerda portante de acero de 50 mrn2 de sección, protegida

generalmente con una capa de cloruro de polivinilo.

Para baja tensión se emplea el cable trenzado de cuatro hilos (cuádruplex) y de

cinco hilos (quintuplex), el primero se utiliza para circuitos monofásicos a tres

hilos, y el cuarto conductor se lo utiliza para el hilo piloto. El cable quintuplex se lo

JUAN CARLOS PAUCAR



emplea para circuitos trifásicos a cuatro hilos y de igual manera se utiliza el quinto

conductor de*hilo piloto.

Los conductores trenzados de media y alta tensión se componen de las siguientes

capas:

- Conductor generalmente de aluminio.

Capa semiconductora.

- Aislamiento de polietileno reticulado o etileno-propileno.

Pantalla de flejes de cobre o corona de alambre de cobre.

- Capa semiconductora

- Cubierta de cloruro de vinilo negro

Las ventajas que presentan los cables trenzados son:

- Ventaja de acoplar los tres conductores alrededor de un cable fiador.

El calentamiento mutuo entre fases es notablemente más débil que en un

cable trifásico.

Facilidad de fabricación, montaje y reparación, ai presentarse las averías

casi siempre en una sola fase.

- En la alimentación de pequeños núcleos rurales, en la que las líneas

desnudas presentan peligro y la canalización subterránea es muy costosa,

se emplea este tipo de cable como solución intermedia, para mejorar la

estética.

- La ausencia de soportes facilita la circulación sobre las aceras y las

calles.

Las intensidades de carga admisibles se han determinado según normas para

cables instalados al aire con temperatura ambiente de 40°C y temperatura

máxima, en el conductor, de 90°C en régimen permanente.

1.1.4.1.3 Criterio Para la Ubicación de transformadores en los circuitos secundarios

Los centros de transformación deben quedar dispuestos en los centros de carga,

esto es, para el caso de cargas uniformemente distribuidas, equidistantes de los

JUAN CARLOS PAUCAR



extremos de los circuitos secundarios o, para una distribución no uniforme, a

distancias inversamente proporcionales a las magnitudes de las cargas, para este

caso es conveniente ubicar el centro de transformación en las proximidades de

las cargas de mayor significación.

1.1.4.2 Circuitos Secundarios Subterráneos

En este caso el circuito secundario parte de una cámara de transformación, la

cual está ubicada al nivel del suelo, los cables de baja tensión que se derivan de

las barras de dichas cámaras, deben ser protegidos por fusibles limitadores NH,

tipo 3NA1, contra sobrecogientes que originen incremento de temperatura que

superen el límite térmico de| aislamiento. El Apéndice A-13-B de las Normas de la

EEQ. SA. Presenta la siguiente tabla en la que consta la corriente nominal de la

tira fusible en función de la sección del conductor, para el materia! aislante de la

clase recomendada en la sección A-20 de las mismas normas.

TRANSFORMADOR

(KVA)

100

125

160

250

315

CONpUCTOR

CALARE

(AWG)

2

1/0

2

1/0

1/0

2/0

3/0

3/0

4/0

4/0

300MCM

LIMITE

TERMICO(Amp)

195

242

195

242

242

• 309

336

336

388

388

482

FUSIBLE NH, 3NAI (Amp)

TERMINALES DE

TRANSFORMADOR

224

250

400

500

630

CIRCUITOS

SECUNDARIOS

125

160

125

160

160

200

200

200

224

224

300

Cuadro 1.5 Selección de Fusible NH, Tipo 3NAI para Circuitos Secundarios

Subterráneos.

JUAN CARLOS PAUCAR



INGRESO DE

MEDIA TEHSIbN

CÁMARA DE TRANSFORMACIÓN

CIRCUITO SECUNDARIO 3F (M)

(a)LINEA DE HEDÍA TENSIÓN

PUESTA ATIERRA

PARARRAYOS

PUNTA TERMINAL PARACABLE UNIPOLAR

' SECCIONADORPORTAFUSIBLE

PUNTA TERMINALINTERIOR

TRANSFORMADOR

LINEA DE BAJA TEHSÍOM

SECCIONADORPORTAFUSIBLE

BASES PORTAFUSILES

CIRCUITO SECUNDARIO SUBTERRÁNEO

,\, i\>

(b)

Figura 1.12 Circuito Secundario Subterráneo: a) Cámara de Transformación

b) Diagrama Unifilar

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ' 19

1.1.4.2.1 Criterios de trazado

Al igual que los circuitos secundarios aéreos, ios subterráneos también tienen

características propias, dependiendo de la geografía del área, tipo de suelo y en

especial de la carga a servir, sin embargo se deben tener en cuenta los siguientes

criterios de diseño:

- Los centros de transformación para redes subterráneas, necesariamente

ocupan terreno permanente para la implantación de la cámara, por lo

tanto deben de ser sitios que ocasionen la mínima distorsión al aspecto

estético de! conjunto urbanístico y al mismo tiempo permita disponer en

forma adecuada el ipgreso de [os cables a la cámara.

- En lo posible se debe utilizar los mismos puntos de cruce que la red

primaria la cual va directamente enterrada bajo las aceras y en ductos de

hormigón bajo las calzadas.

- La ruta del circuito secundario subterráneo debe tener la longitud mínima

entre el centro de transformación y la carga.

- En la sección B-70 $e Redes Subterráneas de las Normas de la EEQ. SA.

Se presentan disposiciones tipo de canalizaciones para circuitos de alta

tensión, baja tensión y alumbrado público.

JUAN CARLOS PAUCAR



50

Figura 1.13 Canalizaciones para circuitos de Alta Tensión, Baja Tensión, y

Alumbrado Público.

1.1.4.3 Circuitos Secundarias Mixtos

Este tipo de instalación coqsta de vanos aéreos y subterráneos, utilizando estos

últimos en tramos donde 1 red aérea represente un peligro para el abonado o

esté en contra de la estética del conjunto.

En general, el circuito secundario parte de un transformador aéreo, con todas las

características descritas para los circuitos secundarios aéreos, y mediante botes

de baja tensión el circuito secundario desciende por el poste para extenderse

radialmeníe por ductos subterráneos, debiendo cumplir todas las disposiciones

descritas para los circuitos secundarios subterráneos.

En los tramos subterráneos, las acometidas deben ser igualmente subterráneas,

sin embargo si el circuito subterráneo asciende nuevamente para continuar su

trayectoria como circuito aéreo, las acometidas pueden ser aéreas, dependiendo

JUAN CARLOS PAUCAR



de la distancia que haya recorrido el circuito subterráneo, esto es aplicable para

vanos subterráneos cortos de hasta 50m.

Se debe tener en cuenta qué un circuito secundario subterráneo, es siempre más

costoso que uno aéreo, por lo que esta alternativa que combina ambos circuitos,

resulta de gran utilidad especialmente en lugares donde ya existe la red aérea,

pero esta se ha convertido en un problema para los abonados.

En el presente trabajo se empleará esta solución en los sitios donde los cambios

de estructuras de soporte o e! cambio de conductores desnudos por cable

trenzado cuádruplex resulten ineficientes.

A continuación se muestra un gráfico de circuito mixto de Media Tensión, la

diferencia con un circuito mixto secundario de Baja tensión es que este no tiene

bote ni seccionadores, únicamente estructura terminal y conectores de B.T.

Seccionador Fusible

Terminal paracable tripolaraislado

Cable TripolarAislado

Tubo galvanizadopara protección delcable

DUCTO SUBTERRÁNEO

Figura 1.14 Circuito Mixto de Media Tensión

JUAN CARLOS PAUCAR



1.1.5 ELECCIÓN DEL TIPO DE CIRCUITO SECUNDARIO

La elección del tipo de circuito secundario es función de la energía, asociada a la

demanda por usuario y a su distribución en el área considerada, por lo tanto es

necesario establecer una clasificación de los consumidores, y para esto en la

sección A-11 de Parámetros de Diseño, de las Normas de la EEQ. SA. Se

dispone dicha clasificación de consumidores, de acuerdo a factores que

determinan en forma general, la incidencia de la demanda sobre la red de

distribución.

Para establecer un usuario tipo, el Ilustre Municipio de Quito, por medio de la

Oficina de Plan Regulador, ha puesto en vigencia el reglamento de Zonificación

del área urbana, el mismo que regula la división y utilización del suelo así corno

las características de los edificios para vivienda, lo cual permite establecer una

clasificación de los consumidores en función de los requerimientos energéticos

estimados, es decir la demanda de diseño, la cual establece la configuración de

los circuitos para las redes de media y baja tensión, es así que se tienen los

Usuarios Tipo A, B, C y D, dentro de! área urbana y el Usuario Tipo E para

consumidores agrupados en pequeñas comunidades o dispersos en el área rural.

El cuadro 1.6 indica el tipo de instalación y la configuración de circuitos para

usuarios tipo.

USUARIO

TIPO

A

B

Cy D

E

TIPO DE

INSTALACIÓN

Subterránea

Subterránea o Aérea

Aérea

Aérea

CONFIGURACIÓN DE CIRCUITOS

MEDIA TENSIÓN

Trifásico

Trifásico

- Trifásico o

Monofásico

Monofásico

BAJA TENSIÓN

Trifásico

Trifásico

Trifásico o

Monofásico

Monofásico

Cuadro 1.6 Tomado de la sección A-11- Parámetros de Diseño- de Las Normas

de la EEQ. SA.

JUAN CARLOS PAUCAR



Esta es una guía para la elección del tipo de instalación en media y baja tensión,

sin embargo no hay que perder de vista los criterios de estética y seguridad, por lo

que se recomienda para el Usuario Tipo C, que el tipo de instalación sea

subterránea en baja tensión, cuando se trate de conjuntos habitacionales o

rnultifamiliares, además otra alternativa real es el tipo de instalación mixta para

redes de baja tensión o inclusive para redes de media tensión dependiendo el

caso.

Otra alternativa que la EEQ SA. Está comenzando a emplear con gran acierto es

la utilización de conductores multipolares trenzados, en especial en remodelación

de redes secundarias de distribución, ya que esta es una solución económica en

lugar de utilizar instalaciones subterráneas.

1.1.6 DISPOSICIONES TIPO

Ya que en el presente trabajo se realizaran cambio de estructuras como parte de

la remodelación de las redes de baja tensión, es necesario estandarizar la

designación de diseños y disposiciones tipo, para lo cual se utilizará la Parte B de

las Normas de la EEQ SA. Para identificar las disposiciones tipo Normalizadas.

Para esto se adopta una referencia alfanumérica que describe las características

del sistema de distribución, el esquema de designación es el siguiente:

FUNCIÓN

GRUPO

1 2

TENSIÓN

3

DISPOSICIÓN

4 — 5

GUSE

\O

IONPARADOR

Figura 1.15 Esquema de Referencia Alfanumérica

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA'ELÉCTRICA 24

1 ) GRUPO

Línea de distribución aérea

Red de distribución aérea

Red de distribución subterránea

Tensor

Anclaje de tensor

Montaje de equipo

Alumbrado público

Conexiones a tierra

2) TENSIÓN

23GRDy/13.2kV

6.3 kV

LETRA

L

R

S

G

GA

M

A

T

LETRA

V

N

2) DISPOSICIÓN

Trifásica centrada

Trifásica en volado

Trifásica vertical

Trifásica especial, vano normal

Trifásica especial vano largo.

Monofásica

3) FUNCIÓN

Alineación o tangente

Angular

Retensión, Retensión angular

Terminal

LETRA

A

B

C

E

F

U

NUMERO

1

2

3

4

4) NUMERO

Indica: Número de circuitos

Número de conductores, dependiendo el caso

Cuadro 1.7 Designación de acuerdo a la referencia alfanumérica

JUAN CARLOS PAUCAR



Para las redes subterráneas de baja tensión el primer carácter asignado es la

letra S, y luego se identifican los caracteres correspondientes de acuerdo con. el

siguiente cuadro:

TIPO DE CANALIZACIÓN

Tubería plástica PVC

Ductos de hormigón

Manguera de polietileno

Zanja

Tubería de hierro galvanizada

NUMERO DE VÍAS 0 TUBERÍAS

DIÁMETRO DE DUCTOS O

TUBERÍAS

(mm)

P

D

M

C

H

1,2,...N

(50)

(63)

75

(110)

Cuadro 1.8 Designación de caracteres para redes subterráneas de baja tensión

Como ejemplo de esta designación se presentan los siguientes casos con el fin de

aclarar su significado.

SP-1(50) Red subterránea con tubería plástica PVC de 1 vía, de 50 rnm

de diámetro.

SD-2(75) Red subterránea con ductos de cemento de 2 vías, de 75 mm

de diámetro.

SM-1(25) Red subterránea con manguera negra de polietileno reforzada

de 25 mm de diámetro.

SC-N Red subterránea en zanja

SH-1(75) Red subterránea con tubería de hierro galvanizado de 75 mm

de diámetro.

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POUTECNICA NACIONAL


Esta nomenclatura debe incluirse en ¡os planos de diseño de red subterránea y

debe ser colocada bajo cada representación tipo.

Con esto se da por concluido este primer capítulo en donde se han tratado los

conceptos básicos involucrados en el diseño y rernode!ac¡ón de redes de circuitos

secundarios de baja tensión.

JUAN CARLOS PAUCAR



CAPITULO 2

2 PROGRAMAS POMPUTACIONALES UTILIZADOS

Para el presente estudiase utilizó el programa DISREQ de ia EEQ SA. El cual

calcula las caídas de vpltaje de circuitos de baja tensión en base a la DMUp,

datos de conductores y ^us respectivas distancias, además calcula la potencia del

transformador para el circuito en estudio.

Este programa toma datps del sistema GIS (Sistema de Información Geográfica)

¡mplementado por la EEjiQ SA. El cual cubre toda el área de concesión de la

empresa y que sirve para hacer estudios de ingeniería entre otras aplicaciones de!

mismo.

2.1 SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA (GIS)

El Sistema de Información Geográfica (SIG/GIS), es una aplicación informática

especializada en manejar estructuras de datos, capaces de asociar a una base de

datos características geográficas, posibilitando así el análisis de las distintas

relaciones especiales entre sus elementos con lo cual se logra obtener un sistema

de información útil para estudios de ingeniería.

La información que se maneja en el GIS es corporativa y estratégica, va desde las

sub-estaciones de distribución hasta la ubicación geográfica de los abonados y

las rutas de lectura.

Entre las principales aplicaciones del GIS se destacan las siguientes:

Provisión de un ambiente gráfico integrado de trabajo para planificación,

diseño y operación.

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUEU POLITÉCNICA NACIONAL


- Soporte de las actividades de mantenimiento diario a través de mapas

actualizados.

- Análisis de llamadas de reclamos y problemas por parte de los clientes.

- Inventario y avalúo de todo el sistema eléctrico, soporte para los valores

del activo fijo de la empresa.

- Ayuda en la administración y análisis de ruta de lectura.

- Apoyo para evaluar el sistema: Calidad de producto, Servicio Técnico y

Comercial.

Soporte para la factibilidad del servicio.

- Ayuda para la atención de los nuevos clientes de EMELSAD

2.1.1 ENTORNO BE TRABAJO

El ambiente de trabajo constituye el entorno gráfico CAD de Autocad R14. La

información es almacenada en la base de datos ORACLE y es mostrada en

Autocad mediante programas desarrollados en VISUAL BASIC.

JUAN CARLOS PAUCAR



i- i* y." I-.M. FMi.. I...- U..-. 3.c-«' tí»': ••••AiJ.íñ J*».-

Figura 2.1 Entorno de Trabajo del GIS

2.1.1.1 Menú Principal

El menú principal contiene los comandos propios de Autocad y los programas del

manejo del GIS.

AutoCAD

file Edit Vjew Inserí Formal Tools Draw 'Dimensión''MQdify Müsitra-Gis"'ActuáÜzá-Gis' "AtimlrrGis'''^p1í¿a_Gis-'ÁpTicaTPlPT'''Heíp':

Figura 2.2 Menú Principal del GIS

El menú principal GIS contiene los siguientes programas:

MUESTRA-GIS.- Perrpite consultar bajo varios criterios de búsqueda los

elementos eléctrico? y geográficos, dentro de este combo se encuentran los

siguientes programas:

Muestra Redes: Permite elegir e! área de trabajo y los niveles de

información para una sesión.

Muestra Textos Red: Presenta los elementos eléctricos con su

respectivo texto.

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 3Q

Busca Geografía: Muestra una ubicación geográfica en el archivo digital

guía.

Busca Elemento: Ubica y muestra la posición geográfica de un elemento

eléctrico (suministro, transformador, cámara u otro

equipo eléctrico) determinado en el archivo digital guía.

Busca Abonado: Ubica y muestra la posición geográfica de un abonado

determinado en el archivo digital guía.

Muestra Niveles: Activa y desactiva temporalmente los niveles de

información elegidos al inicio de la sesión.

Cambia Altura texto: Modifica el tamaño de los cuadros de texto de un

elemento o área de trabajo.

Aguas Arriba: Identifica el transformador al que pertenece un tablero.

Aguas Abajo: Ubica todos los tableros que son alimentados por un

transformador.

Conectividad MT: Revisa sí existe continuidad en las líneas de Media

Tensión.

ACTUALIZA-GIS.- Permite el ingreso, consulta, actualizar, dar de baja y eliminar

uno o varios elementos eléctricos y geográficos dentro de la Base de Datos del

GIS. La Figura 3 presenta las opciones de este menú:

Postes: Permite ingresar, seleccionar, dar de baja, eliminar y

mover un poste con sus estructuras asociadas.

Cámaras: Permite ingresar, seleccionar, dar de baja, eliminar,

~ ~ ~ J U A N CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 3 1

mover y rotar una cámara con sus estructuras

asociadas.

Conduct. Aéreos: Permite ingresar, seleccionar, dar de baja, eliminar y

mover un conductor aéreo.

Conduct. Subterrá.: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y dar de

b,aja un conductor subterráneo.

Acom. Aéreas: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y dar de baja

upa acometida aérea.

Acom. Subterráneas: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y dar de

baja una acometida subterránea.

Tableros/Medidores: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de

baja, mover y rotar un tablero con sus suministros

asociados.

Semáforos: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja y

rrjover un semáforo.

Rótulos: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja y

rr|over un rótulo.

Cruces y empalmes: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de

baja y mover un cruce/empalme.

Torres L/T: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja,

mover y rotar una torre con sus componentes

asociados.

X

Líneas L/T: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, dar de baja,

— JUAN CARLOS

ESCUELA POLTTECNICA NACIONAL


mover y rotar una línea.

Edita Base: Permite ingresar, seleccionar, eliminar y numera lotes

de la Base.

Edita Ruta: Permite ingresar, seleccionar y eliminar una ruta.

ADMIN-G1S.- Permite Administrar los elementos eléctricos y los suministros

asociados

APLICA-GIS.- Mantiene programas que son específicos para orientar el manejo

de cargas

tí* íl" ~'*^i t iffirí*! if '>.-HÍt''r* *'"' ÍH** ! '' IJ"L^T^ tí ^^ ig jy jjQ ' gnadó^^^ llt

Igpaple rdsryífífedidore^^^

:Bfliííaf'™.S55*l¡ssi;;!:iiaüi'í aJ^_|T¿rr e^ ISüp p

'i. U meas-' ÚTS^á

3UAN CARLOS PAUCAR



Figura 2.3 Aplicaciones del GIS

2,1,1.1.1 Base Geográfica

La base geográfica del sistema GIS es continuamente actualizada con cada

proyecto nuevo dentro del área de concesión de la EEQ SA. Esta información va

de la mano con la proporcionada por el IMQ.

Para la actualización de la base geográfica del GIS dentro del grafícador utilizado

se debe trabajar con layers y capas específicas que se detalla a continuación:

Layer: Base.-Todas las poli líneas que corresponde a calles y pasajes.

Layer: Lote.- Todas ías poli líneas que corresponden a predios y lotes

incluyendo áreas de servicio comunal.

Layer: Área Verde.- Todas las poli líneas que corresponden a parques,

jardines representativos.

Layer: Quebrada.- Todas las poli líneas que representan el borde superior de

la quebrada, además se deberá incluir el texto (nombre de

!a quebrada).

' JUAN CARLOS PAUCAR



Layen Río.- En este layer se podrá dibujar con poli líneas los causes, bordes

de río, ramales, canales de riego, lagunas reservónos, eíc

(incluir el texto que los identifique).

Layer: Referencia.- Todas las poli líneas que identifiquen zonas educativas,

eclesiásticas, gubernamentales, gasolineras, fábricas

representativas, etc. (incluir texto de identificación).

Layer Numjote.- Es el texto relacionado con e! número de lote.

Layer Num_manzana.- Texto relacionado con el número de manzana.

Lim_bar.- Límite del proyecto ya sea barrio, urbanización, conjunto etc.

Text_call.- Texto de Avenidas, calles y pasajes: abreviatura ( AV., PSJ.).

Text_barr.- El nombre del proyecto.\e esta manera se ha analizado de manera general el Sistema GIS con lo cual

queda demostrada la utilidad del mismo.

2.2 SISTEMA D.I.S.R.E.Q, (Diseño Integral para el Sistema de RedesEléctricas Quito)

El Sistema DISREQ mantiene la misma filosofía del Sistema GIS con la excepción

que este guarda la información en una base de datos de Access. El Sistema

DISREQ puede mígrar la información del Sistema GIS para un área seleccionada,

esto permite utilizar las aplicaciones del Sistema DISREQ en dicha área.

JUAN CARLOS PAUCAR



2.2.1 ENTORNO DE TRABAJO

Al igual que el Sistema GIS el ambiente de trabajo del Sistema GIS constituye el

entorno gráfico CAD de Autocad R14. La información es almacenada en la base

de datos ACCESS y es mostrada en Autocad mediante programas desarrollados

en VISUAL BASIC.

File £eft View Insett Fsrmat lools • f¿raw Dímei3síoñ''';Modfy D.I.SiRiÉ.Q'. Help'.

tolo i Sfil ©i

n o

^

Figura 2.4 Entorno de Trabajo del Sistema DISREQ

2,2.1.1 Menú Principal

El menú principal contiene los comandos propios de Autocad y los programas del

manejo del DISREQ.

AutoCADFile £dít Vi'éw'Wnseit Forrnat' Tpols ¿iaw Dirnén:sion¡.!ÍM_óc]ifv ' D:liS.R;E,Q. Help

Figura 2.5 Menú Principal del DISREQ

El menú principal DISREQ contiene los siguientes programas principales:

Postes: Permite ingresar un poste con sus estructuras

asociadas. En caso de ser un poste existente permite

JUAN CARLOS PAUCAR


CARKERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 3 6

seleccionar, dar de baja, eliminar, mover y numerarlo.

Conductores_ Aéreos: Permite ingresar un conductor aéreo existente en

su base de datos. En caso de ser un conductor

existente lo selecciona, elimina o cambia el calibre del

mismo.

Conductores^ Subterráneos: Permite ingresar un conductor

subterráneo existente en su base de datos. En caso de

ser un conductor existente lo selecciona, elimina o

cambia el calibre del mismo.

Línea_ Acometida Permite ingresar, seleccionar y eliminar una

acometida aérea.

Autoinserción_de_Estructuras: Permite ingresar, las estructuras

asociadas a un poste automáticamente.

Caídas_de_Tens¡ón: Permite calcular las caídas de tensión en Media

y Baja Tensión además genera el reporte en formato

Excel.

Materiales_y_Presup: Genera un reporte de los materiales en formato

Excel de un proyecto u área de trabajo seleccionada,

además calcula el presupuesto del proyecto en base a

la información de la base de datos.

Cámaras: Permite ingresar, seleccionar, eliminar, mover y rotar

una cámara con sus estructuras asociadas.

Numeración_de_Postes:Permite numerar los postes seleccionados con el

fin de identificarlos para análisis posteriores.

JUAN CARLOS PAUCAR



ía»liHOSteSH^1S^ s!tS¡tó'flffisl 'íl''''lTlí'' )'fm^^¿^^^^^y¡£&^^^&&m^(^m&r"H*' f"*' J *.*"^T^" ll *' '' !l*' íVf 7^'^' ''"'ir,' .^"f >

Figura 2.6 Aplicaciones del DISREQ.

En e! presente trabajo se utilizó la aplicación: Caídas_de_Tensión, para calcular

las caídas de voltaje en Baja Tensión, por lo cual se detalla a continuación su

funcionamiento.

La aplicación Caídas_de_Tensión está programada en VISUAL BASIC y se basa

en la Parte A de las Normas Para Sistemas de Distribución de la EEQ SA. La

cual se analiza más adelante. Esta aplicación requiere de ciertos parámetros

para su funcionamiento, los cuales pueden ser nuevos o tomar la información del

GIS la cual previamente debió ser migrada. Estos parámetros son los siguientes:

Ingresar el Tipo de Usuario

- Ingresar la DMUp

Definir un transformador de distribución. ^

JUAN CARLOS PAUCAR



- Definir el calibre y características del conductor del circuito secundario ya

sea aéreo o subterráneo.

Definir las acometidas ya sean aéreas o subterráneas.

Una vez ingresados estos parámetros el programa enumera los nodos eléctricos

estos pueden ser postes o cruce de líneas, luego calcula las distancias entre

estos nodos eléctricos con funciones propias de Autocad. El programa se ejecuta

luego de picar sobre el símbolo del transformador que alimenta a! circuito

secundario en estudio.

2.2.2 SUSTENTACIÓN TEÓRICA DEL SISTEMA DISKEQ

Este programa computacional está basado en los conceptos y definiciones

empleados en la Parte A (Guía Para Diseño) de las Normas de la EEQ SA. En

cuanto al cálculo de las caídas de tensión el programa emplea las definiciones de

la Sección A-11 (Parámetros de Diseño) de dichas Normas. Cabe indicar que el

programa DISREQ no calcula la Demanda Máxima Unitaria Proyectada, sin

embargo se analiza esta definición dentro de esta sección ya que está

estrechamente ligada con los parámetros necesarios para el cálculo de caídas de

tensión.

Estas definiciones y metodología de cálculo se detallan a continuación.

2.2.2.1Demanda Máxima Unitaria (DMU)

La Demanda Máxima Unitaria está definida como el valor máximo de ia energía

en un intervalos de tiempo dividida para el intervalo de tiempo de demanda, la

cual es suministrada por la red a! consumidor individual.

Para proyectos de urbanización, la Demanda Máxima Unitaria es la

' ~ —— - - - - — - - — JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POLTTÉCNICA NACIONAL


correspondiente al consumidor representativo de un grupo de consumidores que

presentan características predominantes homogéneas.

2.2.2.2Carga Instalada del Consumidor Representativo (CER)

Corresponde a la carga instalada del consumidor de máximas posibilidades, es

decir es el consumidor que dispone del máximo numero de artefactos eléctricos.

2.2.23 Factor de Frecuencia de Uso (FFÜn)

El Factor de Frecuencia de Uso determina la incidencia en porcentaje de la carga

correspondiente al consumidor de máximas posibilidades sobre aquel que tiene

condiciones promedio y que se adopta corno representativo del grupo.

2.2.2.4 Factor de Simultaneidad (FSn)

El Factor de Simultaneidad determina la incidencia de la carga considerada en la

demanda coincidente durante el período de máxima solicitación el cual tiene lugar

entre las 19 y 21 horas para el caso de consumidores residenciales. Este Factor

de Simultaneidad se aplica a cada una de las cargas instaladas y es establecido

por el proyectista en función de la forma de utilización de ios artefactos eléctricos

que cumplen una función específica. Es así que los • servicios tales como

iluminación y entretenimiento tendrán un factor de magnitud en el rango mayor

mientras que los artefactos como lavadoras, secadoras, bombas de agua, etc.

tienen un factor de magnitud media y baja.

2.2.2.5 Factor de Demanda (FDM)

El factor de Demanda está definido como la relación entre la Demanda Máxima

Unitaria (DMU) y la Carga Instalada (CIR), esta relación indica la fracción de la

carga instalada que es utilizada simultáneamente en el período de máxima

JUAN CARLOS PAUCAR



solicitación y permite comparar estos valores con instalaciones similares

existentes.

2.2.2.6 índice Acumulativo Anual (Ti)

Este índice Acumulativo Anual permite determinar el valor de la Demanda Máxima

Unitaria Proyectada para un período de "n" años a partir de las condiciones

iniciales de diseño. En el cuadro 2.1 se indican los valores característicos de TÍ

para instalaciones residenciales.

USUAÍttO TDPO

A

B

C

D

E

Divrü (KVA)

14-8

8-4

4-2

2-1,2

1,6-0,8

Ti

1,5-2,5

2,5-4,0

4,0-5,5

5,5 - 6,5

6,5

Cuadro 2.1 Rangos de variación de las magnitudes de DMU y Ti para Usuarios

Tipo.

2.2.2.7 Demanda Máxima Unitaria Proyectada (DMTJp)

La Demanda Máxima Unitaria Proyectada es la proyección de la DMU en el

tiempo de vida útil de la instalación la cual es función del incremento de artefactos

domésticos que hacen que la Demanda tenga un incremento progresivo de

relación geométrica. La DMUp se calcula de la siguiente expresión:

= DMU (1+Ti/100)n

Donde:

DMU - es la Demanda Máxima Unitaria expresada en Kilovoltamperios para lo

cual se considera un factor de potencia de 0.8 a 0.85 que es típico de

instalaciones domiciliarias.

Tí = índice acumulativo anual expresado en tablas

n = número de anos de la proyección.

Para el caso de Redes Primarias se contempla n = 15 años y para Centros de

transformación y Circuitos Secundarios n = 10 años

JUAN CARLOS PAUCAR



2.2.2.8 Demanda de Diseño (DD)

La Demanda de Diseño es la demanda con la cual se dimensionan los elementos

de la red en un punto dado y sirve además para realizar el cómputo de caída de

tensión.

Esta Demanda de Diseño considera el hecho de que en el recorrido del circuito de

alimentación incide un número variable de consumidores con Demandas Máximas

Unitarias que no son coincidentes en el tiempo] en consecuencia la potencia

transferida desde la fuente hacia las cargas es generalmente menor que la

sumatoria de las demandas máximas individuales. La Demanda de Diseño se

calcula con la siguiente expresión:

= DMUp*N/FD

Donde:

DD = Demanda de Diseño

DMUp = Demanda Máxima Unitaria proyectada

N = Número de abonados que inciden en un punto considerado de la red

FD = Factor de Diversidad, el mismo que depende de N y del Tipo de

Consumidor, estos valores se encuentran en anexo 1 y fueron tomados del

apéndice A-1 1 -D de la parte A de las Normas de la EEQ SA.

2.2.2.9 Caídas de Tensión

La caída de tensión debe ser calcula para cada vano de! circuito secundario.

Estas se expresan en porcentaje del valor del voltaje nominal fase-tierra del

sistema el mismo que no debe superar los siguientes valores para el punto más

alejado de la red:

Usuario Tipo A, caída admisible = 3,0%

Usuario Tipo B,C,D. caída admisible - 3,5%

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL . . . . - . . . - - .

CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA V V¿".-:* " :¿~- jW: •' ' . * •' ' -.40

Usuario Tipo E. caída admisible = 4,0%

E! programa DISREQ al calcular las caídas de tensión, resalta en color rojo los

valores que sean mayores q iguales a los límites descritos.

3UAN CARLOS



CAPITULO 3

3 REMODELACION DE REDES DE BAJA TENSIÓN ENEL SECTOR CUATRO DE SOLANDA

3.1 ANTECEDENTES

El Sector de Solanda se encuentra ubicado en la parte Sur del Distrito

Metropolitano de Quito limitado al norte por la Av. Ajaví, al Sur por la Av. Solanda,

al Este por la Av. Cardenal de la Torre y al Oeste por la Av. Teniente Hugo Ortiz y

abarca un perímetro de 3.775m y un área de 830Km2.

Solanda nace como una alternativa de plan de vivienda financiada por el Banco

Nacional de la Vivienda en el año de 1985, inicialmente las viviendas se

construyeron unifamiliares de una planta con techo cubierto y bifamiliares de dos

plantas con techo de losa, con un área de entre 70 y 90m2 de construcción, en la

actualidad el 99% de la infraestructura original ha sido remodelada, en general

todas las viviendas de techo cubierto han sido reemplazadas por losas de al

menos dos pisos.

Solanda está dividida en cuatro sectores los cuales se dividen en Supermanzanas

y estos a su vez en manzanas, cada manzana dispone de un área de

parqueadero y en general el acceso a las viviendas es por pasajes de 4m de

ancho. El plano general de Solanda se encuentra en el anexo 2.

La energía eléctrica suministrada al Sector de Soianda proviene del primario B del

aÜmentador 21 correspondiente a la Subestación Eplicachima. El nivel de voltaje

de media tensión es de 22.8 GRDY/ 13.2 V. Y el voltaje nominal de baja tensión

es de 120/240 V. En el anexo 3 se detalla un cuadro que resume el total de los

diferentes tipos de transformadores y conductores empleados en las redes de

media y baja tensión de toda Solanda. '

~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR



3.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS PROBLEMAS

Con el objetivo de evaluar la topología de las redes de baja tensión se realizaron

dos inspecciones generales de campo en todo el Sector de Solanda el día

sábado 23 y el día domingo 24 de Agosto del 2003, en esta inspección se

encontraron las siguientes novedades:

La red de BT se encuentra se encuentra muy cerca de las fachadas de las

casas en casi todos los pasajes.

- La red de BT pasa peligrosamente sobre algunas terrazas, por tal motivo

casi todas las líneas se encuentran con recubrimiento en especial en los

pasajes.

Existen varios casos que el poste se encuentra dentro de la propiedad y

en muchos casos el poste se encuentra apegado a la fachada de la casa.

- El tipo de estructura empleado es el RB1/RB2/RB3/RB4 esto casi en el

100% de la red secundaria.

- La red de AT no presenta mayores novedades salvo en pocos casos que

la misma se encuentra muy cerca de las terrazas, esto en las casas

elevadas (de tres pisos o más).

En general se puede apreciar que los moradores no respetaron con las

ordenanzas municipales y construyeron o ampliaron sus viviendas tratando de

ganar el mayor espacio posible, lo que dio como resultado los inconvenientes en

la red eléctrica antes mencionados. En el anexo cuatro se muestran algunas fotos

que indican la situación actual de las redes eléctricas en este sector.

DUAN CARLOS PAUCAR



RESUMEN DE INSPECCIÓN DE CAMPO

NOVEDADRed de BT a menos de 40crri de las fachadas de las casas(en los pasajes)

Red de BT por sobre las terrazas de las casasRed de AT cerca de las fachadas de las casasPostes dentro de la propiedad

% APROX80%

30%5%

10%Cuadro 3.1 Resumen de Inspección de Campo

Una vez realizada esta primera inspección y con una visión mucho más clara de

los problemas del Sector se plantearon alternativas de solución las cuales se

enumeran a continuación:

- Cambiar las redes aéreas por subterráneas en las zonas críticas

Cambiar los conductores desnudos por cable multipolar trenzado

cuádruples en las zonas donde sea factible hacerlo.

- Cambiar el tipo de estructuras secundarias RB (vertical sobre bastidor) o

RC (horizontal sobre cruceta), por las estructuras RBB (vertical sobre

bastidor en volado).

Para establecer las posibles zonas de rediseño se organizó una segunda visita de

campo. Los pasajes con los inconvenientes descritos en el cuadro 3.1 y su

solución óptima se marcaron en un plano AO de toda Solanda. El total de cambios

de red por su solución óptima se presenta a continuación:

SECTOR

1

2

3

4

MODIFICACIÓN DE LA RED (# De Cambios)

SUBTERRÁNEO

6

3

2

7

CABLE TRENZADO

7

6

3

15

CAMBIO ESTRUCTURA

3

6

5

3

Cuadro 3.2 Resumen de soluciones (cambios de Red) por sectores.

En este resumen se puede apreciar que el sector 4 presenta el mayor número de

problemas, por lo que el análisis de rediseño se realizó en este sector.

JUAN CARLOS PAUCAR



Además de los problemas físicos encontrados, se puede apreciar que las redes

eléctricas son un constante peligro en determinadas zonas por esta razón se vio

en la necesidad de evaluar l°s accidentes eléctricos ocurridos, para lo cual se

elaboró una encuesta. Cabe señalar que la EEQ. SA. No lleva un registro de este

tipo.

En esta encuesta además ele evaluar los accidentes eléctricos ocurridos, servirá

también para determinar la calidad de servicio, y la carga instalada, lo que es

fundamental para establecer la demanda actual y la DMUp.

3.3 ENCUESTA PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DELA RED

El formato de la encuesta realizada en el Sector 4 de Solanda se muestra acontinuación:

ENCUESTA PARA LA, PLANIFICACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DE LA RED

ENCUESTA NoDIRECCIÓN:Supermanzana Mangana Calle PsjeCasa

A) ACCIDENTES ELÉCTRICOS1.- Conoce Ud. acerca de a(gún accidente eléctrico? SI NO2-.El percance le ocurrió a un: HOMBRE__MUJER NIÑO 3RA EDAD3.-EI accidente fue; LEVE^ GRAVE MORTAL4.-Fecha del accidente:5.-Causas del accidente

B) CARGA INSTALADAFocos Lavadora Aspiradora Refrigeradora TV_Ducha Eléctrica Microondas Equipo de Sonido Bomba deAgua Computadora Otros

C) CALIDAD DE LA ENERGÍA1.- Las interrupciones del suministro son: Rara Vez Ocasional (mayor a unmes) Frecuentes (rqenor a un mes)

>,

JUAN CARLOS PAUCAR



2.- La restitución del suministro es menor a 12H3.- Las variaciones de voltaje son: imperceptibles4. -Considera el servicio de la EEQ: Muy BuenoBueno Regular MaloOBSERVACIONES:

6H 3 1Hnotorias muy notorias

La encuesta se realizó en tos pasajes con mayores problemas, los mismos que

como se explicó anteriormente fueron ubicados en las diferentes inspecciones de

campo.

El cuadro 3.3 muestra el número de encuestas efectuadas en cada pasaje y su

dirección

ÍTEM

1

2

•*"*

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

ENCUESTA

1-12

13-19

20-22 '

23-25

26-28

29-32

33-38

39-42

43-50

51-58

59-68

69-76

77-82

TOTAi

12

7*j

3o

4

6-i

8

8

10

8

6

PASAJE

PSJ.1S

PSJ.5

2V-5

S22C

Oe4C

S21B

S21C

1220e4

1220e31

PSJ.5

Oe3K

PSJ. 15

S23F

S.MANZANA

4

4

4

2

2

2

2

^j

-^

1

1

1

1

MANZANA

D

N

L

S

U

B

B

U

V

B

S

X

JCuadro 3.3 Dirección de los Pasajes e identificación de las encuestas.

Los resultados de esta encuesta se muestran el anexo cinco y el cómputo final de

los resultados efectuados a un total de 82 encuestas se indican a continuación:

JUAN CARLOS PAUCAR



3.3.1 ACCIDENTES ELÉCTRICOS

TOTAL

ACCIDENTE ELÉCTRICO

HOMBRE

13

MUJER

5

NIÑO

2

3RAEDAD

0

EL ACCIDENTE FUE

LEVE3

GRAVE

9

MORTAL

7

TOTAL DEACCIDENTES 20

ACCIDENTE ELÉCTRICO

10%

25%

65%

DHOMBRE

B MUJER

nNIÑO

D3RA EDAD

MAGNITUD DEL ACCIDENTE

16%

37%

47%

DLEVE

a GRAVE

D MORTAL

De las encuestas realizadas se puede concluir que es necesario llevar un registro

de accidentes eléctricos, para lo cual se propone el siguiente formato de registro,

JUAN CARLOS PAUCAR



el mismo que puede ser llenado en las agencias de recaudación o en

reparaciones, siendo este departamento el que contabilice y lleve un control de

dicho registro.

CONTROL DE ACCIDENTES ELÉCTRICOSFECHADIRECCIÓNREFERENCIA

MOTIVO DEL ACCIDENTEIMPRUDENCIACONSTRUCCIÓN CERCA DE LAS REDES DE MT O BTRAMAS O ARBOLES CERCA DE LAS REDESCONDUCTORES FLOJOSCABLES MUY BAJOS RESPECTO AL NIVEL DEL SUELOOTROS

GRADO DEL ACCIDENTELEVE GRAVE MORTAL

Este formato es sencillo de tal manera que el recepcionista lo llene fácilmente

cuando el cliente se comunique por teléfono, y sirve para que la EEQ SA.

identifique zonas de riesgo las cuales deben ser tratadas para que en el futuro no

se repitan estos percances.

3.3.2 CARGA INSTALADA

Para este ítem se consideró las siguientes potencias nominales:

ARTEFACTO

Focos

Lavadora

Aspiradora

Refrigeradora

TV

Ducha Eléctrica

Micro ondas

Equipo de Sonido

Bomba de Agua

Computadora

POTENCIA (W)

60

400

400

200

150

1500

1500

100

500

500

Cuadro 3.4 Potencias Nominales de los artefactos eléctricos encuestados.

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POUTÉCNICA NACIONAL


Además a cada punto de tomacorriente se le asignó una potencia de 60 W.

E! valor mínimo y máximo de te potencia instalada del total de las encuestas se

muestra a continuación:

Mínimo

Máximo

ENCUESTA

11

21

PTOSILUM

4

14

PTOST.CORR

4

25

DUCHAELECTO

3

MICROON

2

EQU!.SON

1

2

BOMBAA.

1

COMPU.

2

TV

1

4

REFR!

1

2

LAVAD.TOTAL(KW)

0,93

12,54-

PROMEDIO DE CARGAINSTALADA DEL TOTAL DELAS ENCUESTAS (KW) 5,50

Cabe señalar que la encuesta número 21 corresponde a una casa de tres plantas

con medidores independientes pero una sola acometida. Los valores indicados

corresponden al total de las tres plantas] por lo que estos datos no se consideran

para el cálculo de la DMUp, el cual contempla al usuario de mayores

posibilidades.

Los datos con los cuales se calculó la DMUp y que corresponde a un solo

suministro corresponden a la encuesta número 31, esta información se muestran

a continuación:

ENCUESTA

31

PTOSILUM

16

PTOST.CORR

16

DUCHAE.

1

MICROON

1

EQUI.SON

2

BOMBAA. COMPU.

1

TV

2

REFRI

1

LAVAD.

1

TOTAL(KW)

6,52

Es de interés también analizar los artefactos que introducen armónicos en ia red y

el porcentaje de usuarios que disponen de estos artefactos, entre estos se

encuentran los computadores, lavadoras con pane! de control electrónico y

microondas.

El resultado de la encuesta muestra lo siguiente:

ARTEFACTOMICROONDASCOMPUTADORALAVADORA

No TOTAL25

37

27

%

30,4945,1232,93

Cuadro 3.5 Porcentaje dé encuestados que disponen de estos artefactos.

La carga instalada por pasaje censado se indica en el anexo cinco.

JUAN CARLOS PAUCAR



3.3.3 CALIDAD DE LA ENERGÍA

El cuadro 3.6 muestra el resumen del total de las encuestas

Cuadro 3.6

INTERRUPCIONES DE SUMINISTRORARAVEZ

31

OCASIONAL

20

FRECUENTES

31RESTITUCIÓN

12H20

6H17

3H18

1H27

VARIACIONES DE VOLTAJEIMPERCEPT

34NOTORIAS

25MUYNOTOR

SERVÍCIO DE LA E.E.Q. S.A.MUYBUENO

4

BUENO

48

REGULAR

30

MALO

O

PÉSIMO

O

TOTAL DE ENCUESTAS 82

INTERRUPCIONES DESUMINISTRO

38% 38%D RARA VEZ

B OCASIONAL

DFRECUENTES

24%

RESTITUCIÓN DEL SUMINISTRO

24%

33%

21%

n 12H

EJ6H

D3H

ü 1H

22%

JUAN CARLOS PAUCAR



SERVICIO DE LA E.E.Q. S.A.rO 0%

n37%

358%

nMUY BUENO

a BUENO

D REGULAR

nMALO

EPESIMO

En el capítulo cuatro correspondiente a Calidad de Servicio se analizarán en

detalle estos resultados.

3.4 DETERMINACIÓN DE LA DMUp

Con los datos obtenidos en la encuesta se determinó el usuario tipo de mayores

posibilidades, con esta información se calculó la DMUp basándose en el modelo

de las Normas de la EEQ. SA. Sin embargo para el cálculo del factor de

proyección de la demanda para la determinación de cargas de diseño se

consideró n (número de arlos de proyección) = 5, esto debido a que las redes

fueron construidas hace alrededor de 25 años y actualmente la demanda tiende a

mantenerse constante.

El formato de cálculo de DMUp se muestra a continuación:

JUAN CARLOS PAUCAR



PARÁMETROS DE DISEÑO

PLANILLA PARA LA DETERMINACIÓN *

DE DEMANDAS UNITARIAS DE DISEÑO

NOMBRE DEL PROYECTO: SOLANDA, SECTOR 4

N° PROYECTO: 1 HOJA 1 DE 1

LOCALIZACIÓN : BARRIO SOLANDA

USUARIO TIPO: "C"

ÍTEM

1

2

3

DESCRIPCIÓN

Puntos de alumbrado

Cafetera

Calentador de agua

4 | Refrigeradora

567

Batidora

Radío

Lavadora

8 | Plancha

91011

Televisor

Aspiradora

Secador de pelo

12 | Enceradora

13

1415

Computadora

DVD-VHS

Microondas

Cant.

1611112113

1

1

1

1

1

1

Pn(W)

960

200

1500

200

150

200

400600

450

400

100

250

500

150

1500

FFUn

(%)

100%

80%

100%

100%

100%

100%

50%

100%

100%

30%

100%

50%

50%

60%

20%

CIR

(W)

960

160

1500

200

150

200

200

600

450

120

100

125

250

90300

FSn

(%)

60%

40%

30%

50%

20%

50%

20%

30%

60%

20%

20%

20%

30%

20%

20%

DMU

(W)

576

644501003010040180270242025751860

5.405,0 2.032,0

FACTOR DE DEMANDA FDM = DMU / CIR -FACTOR DE POTENCIA DE LA CARGA FP =

DMU (KVA) =

Ti(%) =(I + Ti /100)5 =DMUp (KVA) =

0,38

0,85

2,39KVA

4

1,22

2,91 KVA

Con el cálculo de esta planilla se obtuvo una DMUp = 2,91 KVA la misma que se

redondeará a 3 KVA para efectos de cálculo en e! sistema DISREQ.

JUAN CARLOS PAUCAR



3.5 CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS EN LAS CONDICIONES ACTUALES

Una vez calculada ¡a DMUp = 3KVA e identificado el tipo de usuario el mismo que

corresponde al Usuario Tipo C, se procedió ai cálculo de las caídas de tensión en

los pasajes de estudio utilizando el Sistema DISREQ.

En el anexo 6" se muestra un plano con los circuitos secundarios y los

transformadores con su respectivo número de empresa asignada por la EEQ SA.

Este plano consta con las modificaciones realizadas en inspecciones de campo,

tanto en su parte eléctrica (calibre de conductores, nodos eléctricos y estructuras)

y en su parte física, es decir se corrigieron las redes y postes mal ingresados en

el Sistema GIS, por consiguiente la información existente en la base de datos del

Sistema GIS hasta el momento refleja la realidad del sector en estudio. Dicha

información es utilizada por el Sistema DISREQ como base de datos para calcular

las caídas de tensión en los ramales de estudio.

De las visitas de campo y las encuestas realizadas se identificaron los pasajes

con redes eléctricas a ser remodeladas, las mismas que se encuentran

relacionadas con un total de 13 transformadores aéreos de distribución, todos con

circuitos secundarios radiales, dichos transformadores se enumeran a

continuación:

ÍTEM123

45

6

78910111213

#DETRAPO

38341

14551

14547

14546

14560

36906 Y_

36907

14537

14536

14520

14539

115180

14545

28232

P. (KVA)

37.5

5037.5

5050

75

37.5

505050505037,5

Cuadro 3.6 Lista de Transformadores analizados

JUAN CARLOS PAUCAR



El'cómputo de caída de tensión efectuado a partir del transformador se muestra a

continuación en el formato solicitado por el Área de Distribución y el

Departamento de Diseño de la EEQ SA.

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN

COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS

PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDASECTOR4

1

TIPO INSTALACIÓN:

TENSIÓN: 240/120 V.

LIMITE CAÍDA TENSIÓN:

AEREA

No. FASES:

3,50%

2

CENTRO DETRANSFORMACIÓN:

TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

38341

AAAC

ESQUEMA: RADIAL

4

\ 10

\" — ~~~~^\^^

7^\1SQf

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 1

1 21 33 40 55 65 7

5 88 99 100 11

11 12

LONG

31,8226.35

27,4132,38

6.09

21,1022.03

0.6413,20

18,5436.35

29,03

NUME

USUAR

30

9

13

6

20

3

1

16

16

10

8

3

DEMANDA

KVA_d

37.50

13,43

18.229.8426.43

6.003,00

21,8221,8214,63

12,24

6,03

REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR

CONDUCTOR

CALIBRE

BU 2X1/0(2)

AA2X1/0(2)

AA2X 1/0(2)

AA2X1/0(2)

AA2X2A)

AA2X2G

AA2X2(4)

AA2X2(4) '

AA2X2C4)

AA2X2(4)

AA2X3vO(1/0)

AA2X3QÍ1/0)

KVA (LT) KVA_M

780

390

3SO

390

470

470

260

260

260

260

570

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

1193.25

353.96

499,53

318.49

160,86

126.60

66,09

13.90288,00

271,32

445.10

174,18

DV [%)

PARCIAL

1.520,901.280.810,340,260,250.05

1.101,040.76

0.3O

TOTAL

1,522.43

281

3.620,340,610.59

0,391 50

2.540,78

1,08

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR



EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S,A.



'ROYECTO: SOLANDA SECTOR 4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN: 14551No. PROY.: TIPO USUARIO:

TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):

TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: 2 CIRCUITO No:

IMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR: AAAC

ESQUEMA: RADIAL

ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTO

TRAMO

DESIG LONG

NUME KVA d CALIBREUSUAR

KVA (LT) KVA MKVA M

TRAMO

DV (%)

PARCIAL TOTAL

O 1 25.67 22 28.82 AA2X3JOCI/3) 570 739.83 1.29 1.29

1 2 29.80 14 19.35 AA2X3£)(1/0) 570 576.77 1.01 2.30

2 3 35.94 AA2X30(1/D) 570 313.43 0.54 2.85

O 4 35.95 26 33.19 AA2X3/0(1/0) 570 1193.23 2.CG 2.09

4 5 16.73 7.36 AA2X3/0(iyQ) 570 123.17 0.21 2.30

4 6 38.79 15 20.55 AA2X3/OÍ1A)) 570 797.05 1.39 3.496 7 38.84 12.24 AA2X3/Q(1<0) 570 475.59 0.83 4.32

REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR



EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN


PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14547

No. PROY.: TIPO USUARIO;



LIMITE CAÍDA TENSiON: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR: AA

ESQUEMA: RADIAL

ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTOTRAMO

DESIG LONG

NUME

USUARKUA d CALIBRE KVA (LT) KVA M

KVA M

TRAMODV (%)

PARCIAL TOTALO 1 29.34 20.55 AA2X3A3(1jQ) 570 602.68 1.05 1,051 2 14,13 12 17,06 AA2X3/0(lyQ) 570 241,08 0.422 3 13,00 O.CO AA2X3<Of1/0) 570 0,00 O.CO 1.43

2 4 13.20 7,36 AA2X3/OQA3) 570 97.18 0,17 1,652 5 21,83 12,24 AA2X3AXlyQ) 570 267,31 0.46 1.94O 6 34.28 26 33.19 AA2X3£J(1/0) 570 1137.BO 1,99 1,996 7 36,43 20 26,43 AA2X3;0(1JO) 570 962,91 3.68

18.81 17 23,08 BU2X1/0(2) 780 434,08 0,55 4.248 9 23.82 10 14.63 AA2X1/0(2) 390 343.59 0.89 5.139 10 26.91 AA2X1/0(2) 390 234,68 0.6O 5.73


3UAN CARLOS PAUCAR




COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EW CIRCUITOS SECUNDARIOS


No. PROY.: TIPO USUARIO:


TENSIÓN: 240/120 V. No, FASES: CIRCUITO No:

LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR: AAAC

ESQUEMA: RADIAL

ESQUEMA DEMANDA CONDUCTOR COMPUTOTRAMO

DESIG LONG

NUME

USUARKVA d CALIBRE KVA (LT) KVA M

KVA M

TRAMO

DV (%)

PARCIAL TOTAL

O 1 38,82 18 24.22 570 940,04 1,64 1,641 2 26,06 13 18.22 AA2X3/0(1/0) 570 474,93 0.83 2,432 3 29,11 6,CQ AA2X3/QÍ1AD) 570 174.66 0,30 2.78

2 4 8,56 12,24 AA2X4(4) 170 104.82 0,61 3,094 5 38.15 AA2X2f4) 260 332.70 4.37O 6 25.61 32 39.67 AA2X3/0(1/D) 570 1015,93 1.78

6 7 24.68 26 33,19 BU2X1/0(2) 780 819.17 1,05 2.83

26.01 12,24 570 318.49 0.55 3.39

7 9 27.93 10 14.63 AA2X3/0(1/0) 570 403.73 0.71 3.54

9 10 28,93 8,72 AA2X3/OÍ1/0) 570 252,30 0.44 3.99


JUAN CARLOS PAUCAR



EMPRESA" ELÉCTRICA QUITO S.A.DIVISIÓN INGENIERÍA DE DISTRIBUCIÓN


PROYECTO: SOLANDA SECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14560

No. PROY.: TIPO USUARIO:

TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUp(KVA):TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: CIRCUITO No:LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR: AAACESQUEMA: RADIAL


TRAMO

DESIG LONG

NUME

USUARKVA d CALIBRE KVA(LT) KVA M

KVA M

TRAMO PARCIAL TOTAL

O 1 20 26,43 AA2X3,O(1A3) 570 837,52 1,46 1,46

1 2 39,82 10 14,63 AA2X3AJf1/0) 570 582,73 1,02 2,49

1 3 26.38 6,CO AA2X3/Qf1/0) 570 158,28 0.27 1.74

O 4 29,37 24 31,17 AA2X3/Of1;Q) 570 915,43 1,60

4 5 36,65 15 20.55 AA2X3/Q(1/0) 570 753,08 1,32 2.92

5 6 34,88 AA2X3¿5(1/0) 570 387,56 0.67 3.60

O 7 12.74 13 18,22 AA2X3/QfiyO) 570 232,18 0,40 0,40

31.67 13,43 AA2X3A3(1/0) 570 425,42 0.74 1.15

8 9 31.84 4,53 AA2X3/0(1/0) 570 145,83 0.25 1,40


JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

No. PROY.:

TIPO INSTALACIÓN:

TENSIÓN: 2

LIMITE CAÍDA TENSIÓN

SOLANDA SECTOR 4

AEREA

40/120 V. No, FASES:

3,50%

2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA);

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

36906 Y3S907

AAAC

ESQUEMA: RADIAL

C£

ESQUEMA

TRAMO

DES1G LONG

0 1 22,26

1 2 25,65

1 3 27.08

3 4 20,31

3 5 26,64

0 6 18.93

6 7 23,91

0 8 25.60

*\ \rr\ v^. • — x

v /\ y/

"X\

DEMANDA

NUME

USUAR

27 34,32

4 7,3617 23.08

4 7,36

7 11,116 9,843 6,00

1 3,CO


CONDUCTOR

CALIBRE

AA2X3AX1/0)AA2X3,U(lyO)

AA2X3/0(1/0)AA2X3/0(1/0)

AA2X3B(1A3)

AA2X3/0{3/0)

AA2X3/0(3/0)

AA2X3/0{3/0)

KVA (LT) KVA_M

570

570

570

S70

570

570

570

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

764,01

188,83

624.92

149,52

296.00

186.20

143,45

76,80

DV 1%)

PARCIAL TOTAL

1 ,34 1 ,340,33 1 ,671 ,CQ 2.430,26 2,69

0.51 2.95

0.32 0,320,25 0,57

0,13 0,13

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4

TIPO INSTALACIÓN:



AEREA

No. FASES:

3,50%

2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14537

AA

ESQUEMA: RADIAL

18 9

X 9 /*\17 2*^\3

H6 v^ / \

l^\ X

\X 05

\¡4

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 1

1 2

1 3

3 4

4 5

5 6

4 7

7 8

1 9O 10

10 11

11 12

12 13

13 14

11 15

11 16

16 17

17 18

LONG

10,46

15,93

15.77

18,39

15,23

25,20

33,33

27.32

9,81

34,69

2.44

11,4322,49

27.24

22,15

10.74

25.17

32,80

NUME

USUAR

23

0

22

20

5

3

12

6

1

30

27

18

13

5

1

8

6

1

DEMANDA

KVA_d

30,CO

0,00

28,82

26,43

8.72

6.CO

17,06

9,84

3,00

37,50

34,32

24,22

18,22

8.72

3,CO

12,24

9.84

3,00

CONDUCTOR

CALIBRE

AA2X1/Q(2)

AA2X1AX2)

AA2X1AX2)

AA2X1/Q(2)

AA2X1/CX2)

AA2X1A3(2)

AA2X1AX2)

AA2X1/0(2)

AA2X1AX2)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3>Of1yO)

AA2X1AX2)BU2X1/0(2)

AA2X1/0(21

AA2X3/0(iyQ)

AA2X1/0(2)

AA2X1AX2)

AA2X1/0(2)

KVA (LT) KVA_M

390

390

390

390

390

390

390

390

390

570

570

390

780

3SO

570

390

390

390

COMPUTO

KVA M

TRAMO

313,80

0,00

454.51

486,08

132.82

151,20

568,66

268.72

29.43

1300,8783,71

276.78

409.86

237.56

66,45

131.51

247,57

98,40

DV (%)

PARCIAL

0,80

0.00

1.16

1,24

0.34

0,36

1,45

0.68

0,07

2,28

0.14

0,70

0.52

0,60

0.11

0,33

0.63

0,25

TOTAL

0,80

0.80

1.97

3,21

3.55

3.94

4.67

5.36

0.88

2,28

2.423,133.66

4.27

2,54

2.76

3.40

3.65


JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POLTTHCNICA NACIONAL





PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4

TIPO INSTALACIÓN:


LIMITE CAIDA TENSIÓN:

AEREA

No. FASES:

3,50%2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14536

AAAC

ESQUEMA: RADIAL

11

\ioN> i2

v /^

N,

\ 2/

"\

o

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 1

1 2

2 3

3 4

4 5

3 6

6 7

0 8

8 9

9 10

10 11

8 12

LONG

23,1428,41

10.5227.94

28.84

32,1331,89

22.58

15.3413.4229,65

27.70

NUME

USUAR

34

23

22

8

4

10

6

21

12

9

2

2

DEMANDA

KVA_d

41,80

30.00

28,82

12,247,36

14,63

9,8427.63

17.0613,434,58

4,58


CONDUCTOR

CALIBRE

AA2X3/0{1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1,Q)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3«(1£])

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1/0)

BU2X1A){2)AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1yQ)

AA2X3£3(1/0)

KVA (LT) KVA_M

570

570

570

570

570

570

570

570

780

570

570

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

967,33

852.30

303.20

342,12

212.32

470,20

313.67

623.92

261,73

180,27

135,80

126.87

DV (%}

PARCIAL

1,691,490.530.60

0,370,82

0,551,090.33

0.310,23

0,22

TOTAL

1,69

3,193.72

4.324.694.54

5.C9

1,091,43

1,741,98

1,31

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR



EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A,


COMPUTO DE CAJDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS

PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4

No. PROY.:

TIPO INSTALACIÓN: AEREA

TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: 2

LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50%

ESQUEMA: RADIAL

4

x^/

!</

\

ESQUEMA DEMANDA

TRAMO NUME

DESIG LONG USUAR

0 1 33,40 23 30,00 AA2X3

1 2 39.26 13 18.22 AA2X3

2 3 33,84 7 11,11 AA2X3

0 4 27,94 27 34,32 AA2X24 5 34?44 16 21,82 AA2X2

5 6 33,85 4 7.36 AA2X3

REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14520

AAAC'

\

X

V6o ®

CONDUCTOR

ERE KVA (LT) KVA_M

/0(1 ) 570

/D(1/D) 570

/0{1/0) 570

«(1/0) 570

yOflVD) 57D

A3(1/0) 570

COMPUTO

KVA M

TRAMO

1002.CG

715.49

376,00

958,96

751 ,42

249,20

DV [%)

PARCIAL

1,75

1,25

0,65

1 68

1,31

0,43

TOTAL

1,75

3,01

3,67

1,68

3,CO

3,43

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO: SOLAf

No. PROY.:

TIPO INSTALACIÓN: AER

TENSIÓN: 240/120 V. No.

LIMITE CAIDA TENSIÓN:

CENTRO DEJDA SECTOR 4 TRANSFORMACIÓN;

TIPO USUARIO: J

EA DMUp(KVA):

FASES: 2 CIRCUITO No:

C

3

1,50% MATERIAL CONDUCTOR:

14539

AAAC

ESQUEMA: RADIAL

5X

^<^\

X

ESQUEMA DE

TRAMO NUME

DESIG LONG USUAR

0 1 31,84 251 2 31.13 17

2 3 31 ,65 8Q 4 25,55 24

4 5 38.02 16

5 6 37,61 6


6^

3\ 2

V^MANDA CONDUCTOR

;VA_d CALIBRE KVA (LT) KVA__M

32,19 AA2X3/0(1/0) 570

23.08 AA2X3AD(1A}) 570

12,24 AA2X3/CX1/0) 570

31,17 AA2X3/00/0) 57021 .82 AA2X3/OÍ1/0) 570

9,84 AA2X3/0(1,U} 570

COMPUTO

KVA M

TRAMO

1024,89

718.38

387.55

796,36

829.53

369,93

DV [%)

PARCIAL

1,791.260.671,391.45

0,64

TOTAL

1,793.C53.73

1.392.85

3,50

REVISO: APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR





¡PROYECTO:

Mo. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN:

TIPO INSTALACIÓN:


ÜMITE CAÍDA TENSIÓN:

AEREA

No. FASES:3.50%

2

TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

115180

ESQUEMA: RADIAL

2

9

\\ n /X / £ /

\{K 3 "^C 6\

^/ •

ESQUEMATRAMO NUME

DESIG

0 1

1 2

0 3

3 4

4 5

5 6

4 7

4 8

8 9

LONG USUAR

2O.90 9

30.89 4

20.78 27

15.00 2125.81 10

23.16 48.52 2

8.66 9

28.16 5

DEMANDA

KVA_d

13.43

7.36

34.3227.63

14.637.36

4.5813.43

8.72


CONDUCTOR

CALIBRE

AA2X3/0(1*D)

AA2X3/0(1/0)AA2X2/0(2)

AA2X2«(1/0)

AA2X1/0(2)

AA2X1/0{2)AA2X1/0(2)

AA2X2«(1/0)

AA2X2A}(1^))

KVA (LT) KVA_M

570

570

470

470

3£0

390

390

470

470

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

280.75

227.41

713.21

41 4.47377.71170.5039.CO

116.27

245.58

DV (%)

PARCIAL TOTAL

0.49 0.490.39 0.89

1.51 1.51

0.88 2.390.96 3.36

0.43 3.800.10 2.49

0.24 2.64

0.52 3.16

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO: SOLANDASECTOR4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN: 14545

Jo. PROY.: TIPO USUARIO:



LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR; AAAC

ESQUEMA: RADIAL


TRAMO

DESIG LONG

NUME


KVA M

TRAMO

DV(%)

PARCIAL TOTAL

0 1 23.83 26 33.19 AA2X3D(1JO) 570 790.95 1 .38 1 .38

1 2 36.12 16 21.82 AA2X3tof1/0) 570 788.07 1 .33 2.77

2 3 29.70 8.72 AA2X3<0(1/0) 570 259.01 0.45 3.22

0 4 32.25 25 32.19 AA2X3/0(1/0) 570 1038.C9 1.82 1.824 5 32.65 15 20.55 AA2X3/0(1/Q) 570 675.00 1.18 3.00

5 6 33.35 9.84 AA2X3/OH/O) 570 328.03 0.57 3.58


JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

A/o. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN:

TIPO INSTALACIÓN:


LIMITE CAÍDA TENSIÓN:No. FASES:

3.50%

TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

28232

AAAC

ESQUEMA: RADIAL

7

y^8 ,/ 10<\5/ j»

< 3

^

ESQUEMA

TRAMO

DES1G

0 1

1 2

2 3

0 4

4 5

5 6

6 75 85 9

9 10

4 11

LONG

37.3122.43

22.64

27.68

23.98

21.5419.276.50

23,4133.95

22.25

NUME

USUAR

19

16

8

20

20

8

6

1

116

0

DEMANDA

KVA_d

25.33

21.8212.24

26.43

26.43

12.249.843.0015.799.84

0.00


CONDUCTOR

CALIBRE

AA2X3/CX1/0)

AA2X1AX2)

AA2X1AX2)

AA2X3«f1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/Q(1/Ü)

AA2X3«(1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3AD{1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3AX1/0)

KVA (LT) KVA_M

570

3SO

390

570

570

570

570

570

570

570

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

945.19

489.38

277.22

731.63

633.83

263.76

189.54

19.49369.63

333.93

O.CO

DV (%)

PARCIAL TOTAL

1.65 1.65

1 .25 2.91

0.71 3.621.28 1.28

1.11 2.390.46 2.850.33 3.19

0.03 2.420.64 3.040,58 3.62

O.CO 1 .28

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 6S

3.6 CALCULO DE LAS CAÍDAS DE TENSIÓN EN LOS CIRCUITOSSECUNDARIOS REDISEÑADOS

En cada planilla de cómputo de caída de tensión se identifica el tramo a ser

reemplazado ya sea por cable trenzado cuádrupiex o conductores subterráneos,

con una X, además los cambios realizados se muestran en el ítem

correspondiente a CALIBRE en la planilla.

En el anexo 7 se muestran los planos de remodelación los mismos que contienen

el transformador con su respectivo número de empresa, el tramo a modificarse

con su respectivo código de calibre de conductor, el tipo de canalización para el

caso de conductores subterráneos y además se muestra la base geográfica del

sitio.

En los tramos que amerita cambios de conductores aéreos a subterráneos se

considera lo siguiente:

- Con el fin de economizar gastos se utilizará en lo posible la logística

existente, esto es estructuras de soporte y postes existentes.

- La canaleta a ser construida para albergar a! conductor TTU será

construida siguiendo las Normas de la EEQ SA. En su Sección B 70 y

explicada Capítulo 1.

El conductor subterráneo subirá nuevamente por el poste en el caso de

que exista luminaria o acometidas aéreas.

No se modificaran las acometidas, es decir se mantendrá tanto el calibre

de la acometida como su disposición aérea. Para esto se ubicarán cajas

de distribución en los postes de donde se deriven dichas acometidas.

Cabe destacar que las acometidas aéreas no presentan inconvenientes, además

las distancias desde el poste al medidor de energía no son largas ya que los

' ' ~ ~ ~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR



pasaje son en su mayoría cortos y no sobrepasan los 70 metros, por lo que no

ameritan construirse acometidas subterráneas.

Existe una muy buena solución para distribuir las acometidas que salen del poste,

y es utilizar tableros de derivación de acometida, los mismos que son anti-hurtos y

facilitan el acoplamiento de la red de baja tensión con el cable de acometida. En

el anexo 8 se detallan las características principales de estos tableros y su

utilización.

Para el cálculo de caída de tensión, además de realizar los cambios respectivos

de conductor en los tramos a ser remodelados, se cambiaron también el calibre

de los conductores en los tramos donde la caída de voltaje sobrepasaba el 3.5%,

todos los cambios se identifican en las respectivas planillas de cálculo las cuales

de muestran a continuación:

JUAN CARLOS PAUCAR





COMPUTO DE CAÍDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARIOS " •

PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4

01

TIPO INSTALACIÓN:

TENSIÓN: 240/120 \J.


ESQUEMA:

No. FASES:

3,50%

2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

38341

RADIAL

9 10

\4 \ 6«k \ % -°

V ^ — - 4%;

\\¿s12 S

<3

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 11 21 33 40 55 65 75 88 99 100 1111 12

LONG

31,8226,35

27,41

32,38

6.09

21,10

22,03

0,64

13,20

18,54

36,35

29,03

NUME

USUAR

30

9

13

6

20

3

1

16

16

10

8

3

DEMANDA

KVA_d

37,50

13,43

18.22

9,84

26.43

6,CQ

3.00

21,82

21,82

14,63

12,24

6.CO


CONDUCTOR

CALIBRE

BU2XHO(2)

AA2X 1/0(2)

AA2X1/CX2)

AS1X1/0-TREN-CUAD

AA2X2A)

AA2X2A)

AA2X2(4)

AA2X2(4)

AA2X2(4)

AA2X2(4)

AA2X3/0(1/Q)

AA2X3,O{1A))

KVA(LT) KVA_M

780

390

390

590

470

470

260

260

260

260

570

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

1193,25

353,96

499,53

318.49

160.86

126,60

66,09

13,90

288,00

271 ,32

445.10

174,18

DV (%)

PARCIAL

1.520,901,280,530.340,260,250,051.101,040,780.3O

TOTAL

1.522.432,813.35

0.34

0.61

0,59

0,39

1.50

2.54

078

I. C8

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR

fe ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL




COMPUTO DE CAJDA DE TENSIÓN EN CIRCUITOS SECUNDARJOS

PROYECTO: SOLANDASECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14551

No. PROY.: 02 TIPO USUARIO;

TIPO INSTALACIÓN: DMUptKVA):

TENSIÓN: 240/120 V. No. FASES: CIRCUITO No:

LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3,50% MATERIAL CONDUCTOR:

ESQUEMA: RADIAL


TRAMO

DESIG LONG

NUMEKVA d CALIBRE

USUARKVA (LT) KVA M

KVA M

TRAMO PARCIAL TOTAL

O 1 25,67 22 28,82 AA2X3/Q(1/0) 570 739,83 1.29 1.29

1 2 29,80 14 19,35 AA2X3/0(1/0) 570 576,77 1,01 2.302 3 35,94 AA2X3/0(1/0) 570 313,43 0,54 2.85O 4 35,95 26 33.19 AA2X3/0(iyQ) 570 1193.23 2,09 2.094 5 16.73 7.36 BU2X2AX1/D) 1430 123.17 0.08 2,174 6 38.79 20,55 BU2X2/OÍ1/0) 1430 797.05 0.55

6 7 38,84 12,24 AA2X3/Q(1/0) 570 475,59 0,83 3,48


JUAN CARLOS PAUCAR


CARRHRA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 72




PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4

03

TIPO INSTALACIÓN:



ESQUEMA:

No. FASES:

3,50%

2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14547

RADIAL

1

Ko

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 1

1 22 3

3 40 55 6

6 7

7 87 9

7 10

LONG

36,43

18,81

23,82

26,9134,28

29,34

14,1313,00

13,20

21,83

NUME

USUAR

20

17

10

5

21

15

12

0

4

8

DEMANDA

KVA_d

26,43

23,08

14,63

8,7227,63

20,55

17,06

0,007,36

12,24


CONDUCTOR

CALIBRE

AS2X40(2/0)

BU 2X1/0(2)

AS1X1/0-TREN-CUAD

AS1X1yO-TREN-CUAD

AS2X4AX2/0)

AA2X3>0(1/0)

AA2X3«{1/0)

AA2X3AX1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1/0)

KVA (LT) KVA_M

670

780

5SO

590

670

570

570

570

570

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

962,91

434,08

343,59

234,68

947,21

602,88

241,08

0,CO

97,18

267,31

DV {%)

PARCIAL

1,43

0,55

0,59

0,39

1,41

1,05

0,42

0,GO

0,17

0,46

TOTAL

1,43

1,992,58

2,98

1,412,472,892,893,06

3,36

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4

04

TIPO INSTALACIÓN:



No. FASES:

3,50%


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14546

ESQUEMA: RADIAL

10

9 XX /^>6\§/ /°

/o

}*r

2/. /&"X

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 1

1 2

2 3

3 4

2 5

0 6

6 7

7 8

8 9

7 10

LONG

33,82

26.06

8,56

38,15

29.11

25,61

24,68

27,93

28,93

26.01

NUME

USUAR

18

13

8

5

3

30

26

10

5

8

DEMANDA

KVA_d

24.22

18,22

12,24

8,72

6.CO

37,50

33.19

14.63

8,72

12.24


CONDUCTOR

CALIBRE

AA2X3/Df1AD)

AA2X3/0(1A))

AS2X2/0(2)

AS2X2/0(2)

AA2X3AX1/0)

AA2X3W/O)

BU2X1AX2)

A 53X4/0(2/0)

BU2X3K)(3íQ)

AA2X3/Q{1/0)

KVA (LT) KVA_M

570

570

470

470

570

570

780

1010

1730

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

940.04

474,93

104,82

332.70

174,66

960,38^

819.17

408,73

252.30

318,49

DV (%)

PARCIAL TOTAL

1,64 1,64

0,83 2.48

0,22 2,70

0.70 3,41

0.30 2,78

1,68 1,68

1 .05 2.73

0,40 3,13

0.1 4 3,28

0,55 3.29

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO: SOLANDA SECTOR 4

No. PROY.: 05

TIPO INSTALACIÓN:



No. FASES:

3,50%

2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14560

ESQUEMA: RADIAL

9 5

\i x X\ Nt

\ V /V\^ NN^\r

ESQUEMA

TRAMO NUME

DESIG LONG USUAR

0 1 29.37 24

1 2 36,65 15

2 3 34,88 7

0 4 31,69 20

4 5 39,82 10

4 6 26.38 3

0 7 12.74 13

7 8 31.67 9

8 9 31,84 2

DEMANDA

KVA_Ü

31,17

20.55

11,1126,43

14.63

6.CO

18,22

13,43

4,58


CONDUCTOR

CALIBRE

AS2X4/0(2/0)

AA2X3/0(1A3)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/D(1/0)

BU2X2/0(2)

BU2X2£)(2)

AA2X3«{1/0)

AS1X3AD-TREN-CUAD

AS1X3/0-TREN-CUAD

KVA (LT) KVA_M

670

570

570

570

960

. seo570

850

850

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

915,43

753,08

387,56

837,62

582,73

158,28

232.18

425,42

145.83

DV {%)

PARCIAL

1.36

1,320.67

1.45

0.60

0,16

0,40

0,50

0.17

TOTAL

1.36

2,63

3,36

1,46

2,07

1.63

0,40

0.93

1.07

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

No. PROY.: OS

TIPO INSTALACIÓN:TENSIÓN: 240/120 V.


ESQUEMA: RADIAL

SOLANDA SECTOR 4

No. FASES:

3,50%


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:MATERIAL CONDUCTOR:

36906 Y 36907


TRAMO

DESIG LONG

NUMEKVA d CALIBRE

USUARKVA (LT) KVA M

KVA M

TRAMO PARCIAL TOTAL

O 1 25,60 1 3,CO AA2X3/0(3/D) 570 76.00 0,13 0,13

O 2 22.26 27 34,32 570 764.01 1,34 1,342 3 25,65 7,36 AS1X1/Q-TREN-CUAD. 5SO 188.83 0,32 1,66

2 4 27,08 17 23,08 AA2X3/0(1/0) 570 624.92 1.09 2.43

4 5 20,31 7.36 570 149,52 0.26 2.694 6 26.64 11.11 570 236,00 0,51 2,95

O 7 18.93 9,84 570 186.20 0.32 0.32

7 23,91 6.00 AA2X3/Q(3,0) 570 143,46 0,25 0.57


JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

No. PROY.: 07

TIPO INSTALACIÓN:



MIXTA

No. FASES:

3.50%


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14537

ASC

ESQUEMA: RADIAL

9 19

Xí- 18 sf

\¿_ 7^ /\13/X / ^—

X? I/ -^-1 t A

^2^ ~j¿ ~H43-XH \X \™ H- \5

f\ \ ^

V /x*7

^

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 1

1 2

2 3

2 4

4 5

5 6

2 7

7 8

8 9

2 10

0 11

11 12

12 13

13 14

14 15

13 16

16 1711 18

11 19

LONG

34.69

8.9115.68

9.8122.49

27.24

8.21

25.1732.80

1.16

10.46

15.77

18.39

15.23

25.20

33.33

27.32

9.81

15.93

NUME

USUAR

30

27

1

18

13

5

8

6

1

0

23

22

20

5

3

12

6

1

0

DEMANDA

KVA_d

37.50

34.32

3.CO

24.22

18.22

8.72

12.24

9.84 .

3.00

O.CO

30.00

28.82

26.43

8.726.CO

17.06

9.84

3.00

O.CO


CONDUCTOR

CALIBRE

AS2X4Ü(ZO)

AS2X4/0(2A))

AS2X4«(2/0)

A 52X3/0(1(0)

BU3X3/0

SU3X3O

AS2X3/0(1;Q)

AS2X3WA))

A 52X3/0(1 /O)

AS2X1AX2)

AS2X4/0(2AD)

AS2X4AX2A3)

AS2X3«(1/0)

A 52X3/0(1 /O)

AS2X3/0(1/0)

AS2X3£)(1/0)

AS2X3/OC1/0)

AS2X4Q(2A3)

A 52X4/0(2/0)

KVA (LT) KVA_M

67Q

670

670

570

17301730570

570

570

3SO

670

670

570

570

570

570

570

670

670

REVISO:

COMPUTO

KVA MTRAMO

1300.87

305.81

47.04

237.55

409.86

237.56

100.53

247.57

98.40

O.CO

313.80

454.51

486.08

132.82

151.20

568.66

263.72

29.43

0.00

DV (%)

PARCIAL

1.940.45

0.07

0.41

0,23

0.13

0.17

0.43

0.17

0.00

0.46

0.67

0.85

0.23

0.26

0.99

0.47

0.04

O.CO

TOTAL

1.942.392.45

2.81

3.053.18

2.573.003.18

2.390.46

1.141.992.232.492.993.460.510.46

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDASECTOR4

08

TIPO INSTALACIÓN:



AEREA

No! FASES:

3,50%2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

14536

ESQUEMA: RADIAL

5UJv

^3 6

Ñ

ESQUEMA

TRAMO

DESIG

0 11 2

2 3

3 4

4 5

2 6

0 7

7 88 9

9 108 11

11 12

LONG

23,1422,58

15,34

13.42

29.65

27,70

28.4110,52

27,94

28.84

32,13

31.89

NUME

USUAR

30

21

12

9

2

2

23

22

8

4

10

6

DEMANDA

KVA_d

' 37,50

27,63

17,06

13.43

4.584,53

30,00

28.82

12,247,3614,63

9,84


CONDUCTOR

CALIBRE

AS2X4yO{2/0)

AS2X4yO(2/0)

BU2X1/0(2)AS 1X3,0-

TREN-CUADAS 1X3/0-

TREN-CUAD

AA2X3AX1/0)

AS2X4/Q(2/0)

AS2X4/0(2£3)

AA2X3/0(1£5)

AA2X3/0(1/0}AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1/0)

KVA (LT) KVA_M

670

570

780

850

850

570

670

670

570

570

570

570

REVISO:

COMPUTO

KVA M

TRAMO

867.75

623,92

261,73

180.27

135.80

126,87

852,30

303.20

342.12

212,32

470.20

313.67

DV (%)

PARCIAL

1.291.09

0,33

0.21

0.15

0,22

1,270,450.60

0,370.820,55

TOTAL

1.29

2.382,72

2.77

2.93

2,61

1,271.72

2.322,692.543.09

APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA'DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 78





No. PROY.: 09 TIPO USUARIO:



LIMITE CAÍDA TENSIÓN: j 3,50% MATERIAL CONDUCTOR:

ESQUEMA: RADIAL


TRAMO

DESIG LONG

NUMEKVA d CALIBRE

USUARKVA (LT) KVA M KVA M

TRAMO

DV {%)

PARCIAL TOTAL

O 1 33,40 23 30,03 AS2X40f2AJ) 670 1002,CO 1,49 1.49

1 2 39,26 13 18,22 AA2X3/OQA3) 570 715,49 1,25 2,75

2 3 33,84 11.11 570 376.00 0.65 3.41

O 4 27,94 27 34.32 AA2X3/0(iyQ) 570 958.96

4 5 34,44 16 21.82 AS1X1/0-TREN-CUAD. 570 751.42 1,31 3.CO

5 6 33,85 7.36 AS1X1/0-TREN-CUAD. 570 249.20 0.43 3.43

REALIZO: REVISO: APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO: SOLANDASECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 14539


TIPO INSTALACIÓN: MIXTA DMUp(KVA):


LIMITE CAÍDA TENSIÓN: 3.50% MATERIAL CONDUCTOR:

ESQUEMA: RADIAL


TRAMO

DESIG LONG

NUME

USUARKVA d CALIBRE KVA (LT) KVA M KVA M

TRAMO

DV [%)

PARCIAL TOTAL

O 1 31.84 25 32,19 AS2X4/OÍ2/0) 670 1024.89 1,52 1,52

1 2 31,13 17 23,08 AA2X3/OQA3) 570 718,38 1,26 2.79

2 3 31.65 12,24 570 387.55 0,67 3,46

O 4 25.55 24 31.17 AA2X3/0(1/D) 570 7S6.36 1,39 1.39

4 5 38,02 16 21,82 BU2X2/Df1/D) 510 829,53 1.62 3.02

5 6 37.61 9,84 BU2X2/OQ/0) 960 369.93 0.38 3.40


JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO:

No. PROY.:

SOLANDA SECTOR 4

11

TIPO INSTALACIÓN:



MIXTA

No. FASES:

3,50%

2


TIPO USUARIO:

DMUp(KVA):

CIRCUITO No:

C

3

MATERIAL CONDUCTOR:

115180

ESQUEMA DEMANPA CONDUCTOR COMPUTO

TRAMO

DESIG LONG

NUME KVA d CALIBREUSUAR

KVA (LT) KVA M KVA MTRAMO PARCIAL TOTAL

O 1 20,90 AA2X3A3C1/0) 570 280,75 Q.49 0.491 2 30,89 7,36 AA2X3/D(1;0) 570 227,41 0.39 0,89O 3 20,78 27 34,32 AA2X2AX2) 470 713,21 1,51 1,51

3 4 23,66 13,43 780 317.82 0,40 1,92

4 5 28,16 BU2X170(1/0) 780 245,53 0.31 2.23

3 6 15.37 12 17,06 AS1X3/0-TREN-CUAD 1051 262.24 0.246 7 34,33 10 14,63 AS2X1/0(2) 390 502,39 1,28 3,05

23.16 7,36 AA2X1/0(2) 390 170,50 0,43 3,48


JUAN CARLOS PAUCAR









TENSIÓN: 240/120 V. Jo. FASES: 2 CIRCUITO No:


ESQUEMA: RADIAL


TRAMO

DESIG LONG

NUME


KVA MTRAMO

DV (%)PARCIAL TOTAL

O 1 23,83 26 33,19 AS1X1/Q-TREN-CUAD. 590 790,95 1,34 _K34_

1 2 36.12 16 21,82 AA2X3AD(1/0) 570 788,07 1,38 2,72

2 3 29.70 AA2X3/Q(1;0) 570 259.01 0.45 3,17

O 4 32.25 25 32,19 AS1X1/0-TREN-CUAD. 5SO 1038.09 1.75 1,75

4 5 32,85 15 20.55 AS1X1/0-TREN-CUAD. 590 675,00 1,14 2,90

5 6 33.35 9,84 AS1X1A)-TREN-CUAD. 590 328,03 0.55 3.45


JUAN CARLOS PAUCAR






PROYECTO: SOLANDA SECTOR4CENTRO DETRANSFORMACIÓN: 23232


TIPO INSTALACIÓN: AEREA DMUpfKVA):



ESQUEMA: RADIAL

10


TRAMO

DESIG LONG

NUME


KVA MTRAMO

DV (%)PARCIAL TOTAL

O 1 37,31 19 25.33 570 945.19 1.65 1,651 2 22,38 16 21,82 AS2XaO(2) 470 458,29 1,03 2,69

2 3 22,64 12,24 AS2X2jQf2) 470 277,22 0,58 3,28

O 4 27.68 20 26.43 AA2X3/0(1,O) 570 731.63 1,28 1.28

4 5 23,98 20 26,43 AA2X3/0(1/D) 570 633,83 1.11 2,39

5 6 21.54 12.24 AA2X3/OQ/D) 570 263.76 0.46 2,856 7 19.27 9,84 AA2X3/Q(iyQ) 570 189.54 0.33 3,19

5 8 6.50 3,00 AA2X3/D(1/0) 570 19.49 0,03 2,42

5 9 23.41 11 15,79 AA2XaOf1/0) 570 369.63 0.64 3.04

9 10 33,95 9.84 AS1X3/0-TREN-CUAD 850 333.93 0,39 3,43

4 11 22.25 O 0.00 AA2X3/0(1/D) 570 0,00 0.00 1,28REALIZO: JUAN CARLOS PAUCAR REVISO: APROBÓ:

JUAN CARLOS PAUCAR



3.7 COSTOS DE REMODELACION

i

En el cuadro 3.7 se indican los costos del material conductor tanto para

estructuras aéreas como para subterráneas, los mismos que fueron

proporcionados por la Unidad de Inventarios y Avalúos (PÍA) de la EEQ SA. Esta

lista de materiales y precios esta fechada a Diciembre del 2003 y se encuentra

actualmente en vigencia.

CONDUCTORES AÉREOS

CÓDIGOAS 1X1/0-TREN-CUADAS 1X3/0-TREN-CUAD

AS2X3/0(1/0)

AS2X1/0(2)

AS2X4/0(2/0)

AS2X2/0(2)

AA2X3/0(1/0)

DESCRIPCIÓNCABLE MULTIPLEX ALUMINIO

ASC4X1/OAWGCABLE MULTIPLEX ALUMINIO

ASC 4X3/0 AWGCOND. ASC 2F. 3/0 AWG;

NEU. 1/0 AWGCOND. ASC 2F. 1/0 AWG;

NEU. 2 AWGCOND. ASC 2F. 4/0 AWG;

NEU. 2/0 AWGCOND. ASC 2F. 2/0 AWG;

NEU. 2 AWGCOND. AAAC 2F. 3/0 AWG;

NEU. 1/0 AWG

COST MATE

5.24

15.00

3.31

2.09

4.18

2.51

3.75

COST_MANO

1.21

3.45

0.76

0.48

0.96

0.58

0.79

COST INDI

1.89

5.40

1.23

0.77

1.55

0.93

1.35

TOTAL

8.33

23.85

5.30

3.35

6.69

4.02

5.88

CONDUCTORES SUBTERRÁNEOS

BU2X3/0(3/0)

BU2X1/0(1/0)

BU2X2/0(2)

BU2X2/0(1/0)

B U2X1/0(2)

BU2XG

COND. CU. 2F. 3/0 AWGTTU;NEU.3/OAWG

COND. CU. 2F. 1/0 AWG TTU;NEU. 1/0 AWG

COND. CU. 2F. 2/0 AWG TTU;NEU. 2 AWG

COND. CU. 2F. 2/0 AWG TTU;NEU. 1/0 AWG

COND. CU. 2F. 1/0 AWG TTU;NEU. 2 AWG

COND. CU. 2F. 6 AWG TTU

10.54

8.43

8.00

9.00

6.98

1.73

1.79

1.43

1.36

1.53

1.19

0.29

3.69

2.95

2.80

3.15

2.44

0.61

16.02

12.81

12.16

13.68

10.61

2.64Cuadro 3.7 Precios en USD de conductores para estructuras aéreas y

subterráneas

La excavación de la zanja para redes subterráneas de BT tiene un costo de 15

USD y 18 USD con tendido de conductores y tapado, ei costo es ei mismo ya sea

para colocar ductos de 2 vías, tubería o ladrillo y arena.

El cuadro 3.8 indica el costo total en USD por tramo remodeiado.

JUAN CARLOS PAUCAR



NoPRO Y'

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1213

NoTRAPO

3834114551

14547

14546

14560

36906Y

3690714537

14536

14520

14539

115180

1454528232

TRAMO

3-46-4-5

0-12-3-48-9

2-3-45-4-6

7-8-90-12-3

19-11-0-1-3

9-8-7-44-55-6

18-1212-13-14-

1513-16-177-0-1-23-4-50-1

4-5-60-1

4-5-6

3-4-5

3-6

0-4-5-69-101-2-3

CAMBIO DE ESTRUCURAANTES

AA2X1/Ü(2)

AA2X3/0(1/Q)-f

AA1X6

AA2X3yO(1/0)

AA2X1/0(2)

AA2X3/0(1/0)+

AA1X6

AA2X4(4)

AA2X3/G(1/0)+

AA1X6

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/G(1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X1«(2)

AA2X1/0(2)

BU2X1/0(2)

AA2X1/0(2) +

AA1X6

AA2X1/0(2)

AA2X1/0{2)

AA2X1/0(2)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1/Q)

AA2X3/Ü(1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1/G)

AA2X3/0(1£I)+

AA1X6

AA2X2A3(1/0)+

AA1X6

INEXISTENTEAA2X3/0(1/0)

AA2X3/0(1/0)

AA2X1/0(2)

POR

AS1X1jQ-TREN-CUAD

BU 2X2/0(1/0) +

BU2X6

AS2X4G£2/0)

AS1X1AXTREN-CUAD

BU2X3/0(3/0) +

BU2X6

AS2X2vU(2)

BU2X2/0{2) +

BU2X6

AS1X3A3-TREN-CUAD

AS2X4Ü(2/0)

AS1X1/0-TREN-CUAD

AS2X4«(2/0)

AS2X3/0{1/0)

BU2X3/0(3íD)

BU2X3/D(3/0) t-

BU2X6

AS2X4A^(2yD)

AS2X3A:(1/QJ

AS2X3/Q(1/0)

AS2X4/0(2A3)

AS1X3/0-TREN-CUAD

AS2X4/0(2/Q)

AS1X1/D-TREN-CUAD

AS2X4U{2/0)

BU2X2«(1/D) +

BU2X6

BU2X1/0(1/0) +

BU2X6

AS1X3W-TREN-CUAD

AS1X1/0-TREN-CUAD

AS1X3/0-TREN-CUAD

AS2X2/0(2)

COSTOS/MCONDUCT

8.3313.68

2.646.698.33

16.02

2.644.02

12.16

2.6423.85

6.698.33

6.69

5.316.0216.02

. 2.646.695.3

5.36.69

23.856.698.336.69

13.68

2.6412.81

2.6423.85

8.3323.854.02

ZANJA

18

18

18

18

18

18

TOTALMTS

33

86

86375149

49-4796

96643026

86

762348

482659

6174.13

44346932

106

10682

8216

99

3446

COSTOTOTAL

274.892724.4

8227.04247.53424.831666.7

5129.36188.942895.3

6253.441526.4200.7

216.58

575.34

402.8368.461632.9

6126.72173.94312.7

323.3495.931049.4227.46574.77214.083358.0

8279.842526.4

2216.48

381.6

824.67810.9

184.92

Cuadro 3.8 Costo total por tramo remodeiado, el mismo que considera 10 metros

de subida y / o bajada del conductor por el poste, esto para los casos de red

subterránea.

JUAN CARLOS PAUCAR



Las cajas de distribución anti-hurto tienen un precio de 80 USD y tienen

capacidad para 10 acometidas monofásicas o a su-vez para 8 trifásicas, estas

cajas de distribución como se explicó anteriormente servirán para empalmar las

acometidas aéreas ya que no se cambiarán ni los calibres ni la disposición de

dichas acometidas.

El cuadro 3.9 indica el costo total de cada proyecto remodelado

No PROYECTO

1

23

456

7

8

9

10

11

12

13

No TRAPO

3834114551145471454614560

36906 Y 36907145371453614520145391151801454528232

No CAJASDISTRIB.

235

2

3

2

2

3

3

3

3

4

2

COST. CAJASDIS. (USD)

160240

400

160

240

160

160

240

240

240

240

320

160

COSTO TOTALREMODELACIÓN (USD)

C.TOTAL PROY(USD)

434.893191.521072.362145.055115.9376.58

4076.221785.331042.23

40923364.5

1144.671155.82

28997.07

Cuadro 3.9

El cuadro 3.10 indica el número de consumidores por proyecto y el número total

de los consumidores a beneficiarse con el proyecto de remodelación de las redes

deBT.

PROYECTO12

3456789

10111213

TOTAL

No CONSUMIDORES135

94112126108

69201

--^ 15390968093

1151472

Cuadro 3.10

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POLTTECNICA NACIONAL

CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA S6

CAPITULO 4

4 ANÁLISIS DE CALIDAD DE SERVICIO EN EL SECTOR4 DE SOLANDA

Para completar el estudio de rediseño es necesario evaluar ia calidad de servicio

suministrado, y por consiguiente es necesario identificar los transformadores que

posiblemente estén trabajando sobrecargados o por el contrario estén

sobredirnensionados, los cuales se analizaron en una primera fase de estudio, de

igual forma es necesario yerificar las caídas de tensión en los puntos más

alejados de la red, especialmente en los sitios donde se tiene una caída de

tensión superior al 3.5% permitido, esto se realizó en una segunda fase de

estudio.

Con la ayuda del Sistema DISREQ además de calcular las caídas de tensión de

los circuitos secundarios en estudio se calculó también la potencia de los

transformadores analizados, para este cálculo el Sistema DISREQ en su

programación interna utiliza la siguiente fórmula que corresponde a la Parte A de

las Normas de la EEQ SA.

KVA (t) = NxDMUpxFD 100

Donde;

N ™ Número de usuarios alimentados por el transformador

DMUp = La demanda máxima unitaria proyectada, en este caso a 5 años

FD = Factor de diversidad (Anexo 1)

(%) = El porcentaje de acuerdo al tipo de usuario el cual se Índica a continuación:

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA S7

USUARIO TIPO

Ay B

C

D y E

PORCENTAJE (%)

90

80

70

La información del número de usuarios es recuperado de la base de datos

ORACLE que utiliza el Sistema GIS y cuyos datos se migraron previamente al

Sistema DISREQ el cual almacena esta información en su base de datos Access.

E! cuadro 4.1 indica los transformadores analizados, su potencia nominal y la

potencia calculada por el Sistema DISREQ.

ÍTEM

1

2

3

45

6

7

8

9

10

11

12

13

# DE TRAPO

3834114551145471454614560

36906 Y3690714537145361452014539

1151801454528232

POTENCIANOMINAL(KVA)

37.550

37.550

50

75

37.550

50

50

50

50

37,5

POTENCIACALCULADA

(KVA)59

53

45

50

60

38

53

61

53

55

35

56

42

Cuadro 4.1 Potencia calculada por el Sistema DISREQ.

En el anexo 9 se indica una tabla más detallada de estos transformadores que

incluye número de fases, voltajes nominales de media y baja tensión, fecha de

instalación y la dirección donde están ubicados.

Como se puede apreciar en el cuadro 4.1 existen algunos transformadores que

aparentemente están sobrecargados, para aseverar o refutar estos cálculos

teóricos fue indispensable realizar mediciones de campo. Para esto se pidió la

colaboración al Departamento de Proyecto de Reducción de Pérdidas Técnicas

(D.P.R.P.T) de la EEQ. SA. El mismo que cuenta con cinco Analizadores de

JUAN CARLOS PAUCAR



Perturbaciones MEMOBOX 300 que es el equipo de medición adecuado para este

fin. Las características de este equipo se analizan más adelante:

Antes de proceder al análisis de resultados es necesario revisar los conceptos

relacionados con el estudio de calidad de servicio y conocer las principales

funciones de! equipo de medición, los cuales se detallan a continuación.

4.1 REVISIÓN DE CONCEPTOS

4.1.1 DEMANDA

Es la Potencia promedio en un intervalo de tiempo, los intervalos de demanda

más usuales son 10, 15, 30, y 60 minutos.

T

4.1.2 CURVA DE DEMA.NDA

Es el gráfico de las demandas medias (Di), en intervalos de tiempo definidos, que

para el presente estudio es de 10 minutos (At), durante un período establecido, de

al menos una semana. Ep el gráfico 4.1 se puede observar las curvas de

demanda correspondientes a los siete días de medición para el transformador con

número de empresa 28232.

JUAN CARLOS PAUCAR



Gráfico 4.1 Curva de demanda de una semana

4.1.2 DEMANDA MÁXIMA (DMÁX)

Es la máxima demanda registrada en un período.

4.1.3 ENERGÍA SUMINISTRADA

Para el cálculo de la energía suministrada (Es) utilizamos e! registro de la

demanda activa medida en cada intervalo de 10 minutos (Át) y el período de

registro (número de días de registro) que puede ser variable, requiriendo como

mínimo los datos de una semana completa.

Di *

4.1.4 FACTOR DE CARGA

El factor de carga (FC) en un período dado se define como la relación entre la

demanda media de un período y la demanda máxima. Nos permite relacionar la

energía suministrada con la demanda máxima de un sistema.

Es = FC * Dmáx * SÁt = FC * Dmáx * n * At

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA " 90

FC = Es / (Dmáx * SAt) = S Di / (n * Dmáx)

Donde n = número de intervalos en el período registrado

4.1.5 DEMANDA MÁXIMA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS (DMPT)

Es la demanda perdida en ios elementos de conducción eléctrica a la demanda

máxima del sistema analizado.

4.1.6 PÉRDIDAS EN DEMANDA (%DPT)

Es la relación entre la demapda máxima de pérdidas y la demanda suministrada

del sistema analizado expresada en porcentaje.

Dmáx

4.1.7 DEMANDA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN UN INTERVALO (DPTT)

Es la demanda perdida en los elementos de conducción eléctrica a la demanda

del intervalo analizado. Se puede demostrar que la relación entre la Dpti y la DMpt

está dada por la siguiente fórmula:

f TV f -ir S~1 • -EDmax.* Cosqn

4.1.8 ENERGÍA PÉRDIDAS TÉCNICAS

La energía de pérdidas técnicas (Ept) es la sumatoria del producto de las

pérdidas en demanda en cada intervalo analizado por e! tiempo del intervalo.

= £ Dpt i*At

4.1.9 PÉRDIDAS EN ENERGÍA (%EPT)

Es la relación entre la energía perdida y la energía entregada al sistema

analizado, expresada en porcentaje.

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POUTÉCNICA NACIONAL


Es

4.1.10 FACTOR DE PÉRDIDAS

El factor de pérdidas (Fpe) en un período dado nos permite relacionar la energía

perdida con la demanda máxima de pérdidas (DMp) en ese período.

Ept= Fpe*DMp*SAt

También se puede demostrar que el factor de pérdidas se calcula con la siguiente

fórmula:

7^* ^ Dmáx * Cos cpi

AI dividir las relaciones de Energía perdida/Energía suministrada para la

Demanda máxima perdida/Demanda máxima, obtenemos la siguiente relación:

%Epe _ Fpe

%Dpe ~ FC

Antes de definir el factor de potencia y factor de distorsión total por armónicos es

necesario recordar la definición de valor eficaz, valor instantáneo, valor medio,

valor pico, potencia activa, potencia reactiva y potencia aparente, los cuales se

definen a continuación:

4.1.11 VALOR EFICAZ (rms)

Es la raíz cuadrada del valor medio de los cuadrados de una variable,

normalmente variable dependiente del tiempo, a lo largo de un período específico.

En particular es el valor eficaz de una corriente o voltaje alterno.

La definición general del valor eficaz G de una función g(t) dentro de un intervalo

dado entre t = O y t = T es:

JUAN CARLOS PAUCAR



1 ~IT

T• -*- -Jo

Para una onda senoidal, g(t) = gmáx sen cot. Tomado sobre un número entero de

semiciclos, G = gmáx / V2 , es decir el valor eficaz es igual a V2 veces el valor,

pico.

4.1.12 VALOR PICO

Es e! mayor valor instantáneo de una magnitud dependiente del tiempo dentro de

un determinado intervalo de tiempo que es igual a un período de una magnitud

periódica.

4.1.13 VALOR INSTANTÁNEO

Es el valor de la amplitud en cualquier instante de tiempo, de una magnitud

variable con el tiempo, como voltaje, corriente, carga etc. Una sucesión de valores

instantáneos define una forma de onda.

4.1.14 VALOR MEDIO

Es ei valor medio de una magnitud periódica es la media aritmética de sus valores

instantáneos tomados a lo largo de un período.

4.1.15 POTENCIA INSTANTÁNEA

Es el producto del voltaje instantáneo por la corriente instantánea.

P = v(í) x i(f)

' " ~~* " " " ~ " ~ JUAN CARLOS PAUCAR



4.1.16 POTENCIA ACTIVA (P)

Es la potencia que utiliza la carga y que realiza trabajo efectivo es decir puede

transformarse en cualquier otra forma de energía. Eléctricamente se define como

la velocidad de la transferencia o de conversión energía cuando entre dos puntos

que tienen una diferencia de potencial de un voltio circula una corriente de un

amperio. Su unidad de medida en el S.l. es el vatio (W) y su fórmula general es la

siguiente:

• o

Para ondas senoidales se tiene:

P = Vrms I rms eos cp

4.1.17 POTENCIA REACTIVA (Q)

Esta potencia se produce por los elementos de la red y se queda dentro de la

misma, no produce trabajo efectivo. Para ondas senoidales se define como el

producto de los valores eficaces del voltaje por la corriente y por el seno del

ángulo que forman el vqltaje respecto a la corriente. Su unidad de medida en el

S.l. es el voltamperio reactivo (VAr).

Q = Vrms I rms Sen cp

4.1.18 POTENCIA APARENTE (S)

Se define como el producto de los valores eficaces del voltaje por la corriente. Su

unidad de medida en el S.L es el voltamperio (VA)

S = Vrms I rms

3UAN CARLOS PAUCAR



4.1.19 FACTOR DE POTENCIA (fp)

Esta es la relación existente entre la potencia activa presente en un circuito, y la

potencia obtenida de la línea de alimentación (potencia aparente)

S

4.1.20 ARMÓNICO

Se define como una de las componentes senoidales de una señal periódica

compleja. Tiene una frecuencia que es un múltiplo entero de la frecuencia de

repetición o fundamental de la señal.

4.1.21 DISTORSIÓN ARMÓNICA TOTAL (THD)

La regulación 004/01 del CONLEC en su Ítem 2.2.2 define la Distorsión Armónica

Tota! como sigue:

1=2 xlOO

V J

Donde:

THD: factor de distorsión total por armónicos, expresado en porcentaje.

Vi: valor eficaz (rms) del voltaje armónico "i" (para i ~ 2...40) expresados en

Voltios.

Vn: voltaje nominal del punto de medición expresado en votios.

Los límites de armónicos de acuerdo a la regulación 004/01 del CONELEC se

encuentran en el anexo 10.

En el anexo 11 se presenta el estudio realizado por la IEEE respecto a la

distorsión armónica.

' ' " " JUAN CARLOS PAUCAR



4.1.22 PAJRPADEO (FLICKER)

El "Flicker" o parpadeo o¡s el fenómeno de variación de la intensidad luminosa que

afecta la visión humana, principalmente en el rango de frecuencias de O a 25 Hz.

Este fenómeno depende de los niveles de percepción de los individuos. Sini

embargo, se ha comprobado estadísticamente que la visión humana responde a

una curva de respuesta de frecuencia cuya sensibilidad máxima está en 8.8 Hz,

en que variaciones de 0.25% de voltaje ya producen fluctuaciones luminosas en

lámparas que son perceptibles como "parpadeo".

La regulación 004/01 del CONELEC para efectos de la evaluación de la calidad,

en cuanto al flicker dispone lo siguiente:

"Se considerará el índice de Severidad por Flicker de Corta Duración (Pst), en

intervalos de medición de 10 minutos, definido de acuerdo a las normas IEC;

mismo que es determinao'o mediante la siguiente expresión:

0_1+0.0525^+O.OÓ5P3+0.28P10+0.08P;o

Donde:

Psí: índice de severidad de fücker de corta duración.

POI, PI, PS, PÍO, PEO: Niveles de efecto "flicker" que se sobrepasan durante el

0.1%, 1%, 3%, 10%, 50% del tiempo total del período de observación."

Los límites del Flicker establecidos en la regulación 004/01 del CONELEC se

indican en el anexo 10.

Hasta aquí la revisión de conceptos relacionados con el análisis de calidad; a

continuación se analizan las características del analizador de perturbaciones

Memobox 300, que es el equipo con el cual se efectuaron las lecturas en los

puntos de análisis, por lo tanto es de interés conocer sus funciones principales.

~~~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR



4.2 ANALIZADOR DE PERTUBACIONES MEMOBOX 300

El MEMOBOX 300 es un instrumento de medida para registrar los parámetros

eléctricos del sistema, supervisión de la calidad de energía y para monitorear

disturbios. Los valores registrados son almacenados dentro del equipo y la

información es descargada mediante el software CODAM Plus, este software

permite comunicar, programar y descargar los datos obtenidos por el MEMOBOX

300 a formato xls.

La tabla 4.1 muestra las funciones de este equipo.

TABLA 4.1 FUNCIONES DE MEDICIÓN MEMOBOX

Parámetros medidos

Voltaje (promedio - máx. y min.)

Comente Ll? L2, L3 (promedio - máx.)

Comente Ll, L2, L3 hasta 3000 A

Corriente neutral (promedio - máx. y min.)

Interrupciones

Evento (Dips, swells)

Potencia (P, ¡P], Q, S, promedio - máx. y min.)Factor de potencia PF

Potencia trifásica (P, |P|, Q, S, promedio.-^máx. y rnin.) Factor de potencia PF

Energía

FHcker (Pst, Plt) (IEC 61000-4-15 868)

THD Tensión (IEC 6100(M-7)

Frecuencia

Voltaje

•

•

•

•

•

•

Voltaje +Potencia

•

*

•

*

•

*

•

•

•

•

*

•

JUAN CARLOS PAUCAK



La medición de potencia es indirecta (calculada) es decir depende de los valores

de voltaje y corriente (L1, L2, L3 y N) estos valores se promedian en la longitud

del intervalo de medición. La velocidad de respuesta depende del tiempo de

respuesta del voltaje y la corriente.

Los algoritmos matemáticos utilizados por el Analizador Memobox 300 se indican

a continuación:

Muestreo de valorespara la Potenica Activa

Potencia Activa

por intervalo

Potencia Activa TotalLl, L2, L3

Valor absoluto de la Potencia.Activa por intervalo

Valor absoluto déla PotenciaActiva Total por intervalo

.Muestreo de valorespara la Potenica R eactiva

P(t)=U{t)

Compensación del ángulode fase

1=1p =P Valor del intervalo de la fase x

P,M

Valor de 200ms

Número de 20Gms por intervalo

P vir

1=1

Q(t)=U(t+90°)-l(t+cp)

(p Compensación del ángulode fas e

~r :/U Coreección de fase (re H 1)

para la captura de Potencia Reactiva

JUAN CARLOS PAUCAR



Potencia Reactivapor intervalo

Potencia Reactiva Totalpor intervalo

Potencia Aparenteconección Y

Potencia Aparentepor intervaloconección Y

Potencia Aparentepor intervalo

Potencia Aparente Total

conección Y

Potencia Aparente Total

Factor de potenica

Tangente

Q =77M N

Q Valor del Intervalo de la fase x

M Número de 200ms por intervalo

total

s, - u, x i,U. 200 ms rms de la fase

200 ms rms de la fase

s =--

a =11-1,S = - E S , con

total — Y

stotal

PF =Q P|

X

Q S

tanQP

Demás características y especificaciones de este equipo se muestran en e! Anexo

12.

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POLTTtCNICA NACIONAL


Una vez cumplidos los 7 días de medición, el equipo es retirado del sitio para

•descargar los datos registrados mediante el software CODAM Plus.

4.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS OBTENIDOS CON EL ALIZADORDE PERTUBACIONES MEMOBOX 300

Con los datos en formato x|s es posible aplicar las herramientas de EXCEL para

aplicar las fórmulas relacionadas con análisis de calidad, revisadas en e! índice

4.1.

Además con el fin de conocer si ia carga esta equilibrada, se calculó el

desbalance de corriente con la siguiente fórmula:

DESBALANCE DE i (%) = (lm¡ / Promedio lm T)x100

Donde:

\\~ Corriente media de la fase i

ImT - Corriente de todas las fases

Se considera que existe desbalance de corriente si el resultado de es superior al

12%.

Para completar el estudio se calculó el factor de uso del transformador (fU30) que

se define con la siguiente fórmula:

fuso~ Dmax/ Potencia instalada

Donde:

Drnax = valor de la Demanda máxima del tiempo total de medición.

Potencia instalada = es la potencia nominal del transformador en estudio.

Se considera que el transformador está sub-utÍIÍzado si el resultado es menor al

40%. Tiene un bajo factor de uso si está entre el 40 y 70%. Tiene un

funcionamiento normal entre 70 y 100%, y está sobrecargado si sobrepasa el

100%.

JUAN CARLOS PAUCAR



Los resultados serán comparados con los límites establecidos en la regulación

004/01 del CONELEC para los parámetros de variación de voltaje, THD y flicker.

4.3.1 TRANSFORJN'IÁDOKES ANALIZADOS EN LA PRIMERA FASE DEESTUDIO

En una primera fase de mecjición se instalaron cuatro de estos analizadores en

los transformadores que aparentemente deberían ser reemplazados por otros de

mayor potencia. Los transformadores analizados son los siguientes:

ÍTEM1

23

4

# DE TRAPO14536145601453728232

POT(KVA)

50

5037.537,5

POT {KVA)CALCULADA

61

60

5342

DIRECCIÓNJOSÉ AGUDO Y AV. SOLANDA

PASAJE W Y JUAN MUÑESJOSÉ AGUDO Y JOSÉ DELGADO

JUAN NUNES YJOSE AGUDOCuadro 4.2 lista de transformadores analizados con e! MEMOBOX 300.

A Continuación se indica lo? resultados de los transformadores del cuadro 4.2, así

como las curvas de los valores medios de voltaje, corriente y demanda, además

se muestran las curvas de fiikcier en PU (Por Unidad).

Los resultados de las mediciones son los siguientes:

PUNTO DE MEDICIÓNDIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO:(MINUTOS)

TRAFO N° 14536JOSÉ AGUDO Y AV. SOLANDA

SE 21 PRIMARIO B14536

50

~ - - 16/03/200423/03/2004

7

ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO PROMEDIODEMANDA KW; 24JO

KW38.94

65.8%45%80%

MÁXIMO

3S.9'

10

FECHA:1 8/03/2004

MINIMO

10.77

HORA:06:20:00

OBSERVACIONES

JUAN CARLOS PAUCAR



DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

FACTOR DE POTENCIA :

VOLTAJE PROMEDIO FASE 1 (V)

VOLTAJE PROMEDO FASE 2 (V)

VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F1 (V)


VOLTAJE INSTANTÁNEO MÁXIMO F1 (V)


CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A):


CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 (A)


DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%}

DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%)

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE1 (%)DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE2 (%)

FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1


POTENCIA APARENTE TOTAL MÁXIMA(KVA)

POTENCIA APARENTE TOTAL MÍNIMA(KVA)

PROMEDIO

0.91

117.87

117.34

117.08

116.50

118.49

117.98

117.22

133.74

148.89

162.62

-7%

7%

2.67

2.62

0.19

0.19

MÁXIMO

0.995

123.43

122.73

122.80

122.13

124.06

123.25

216.97

221.93

227.72

227.39

4.29

4.22

1.30

1.23

44.91

7.1

MÍNIMO

0.78

112.04

110.91

95.91

95.33

113.05

112.47

55.17

68.94

75.95

90.63

1.56

1.49

0.00

0.15

OBSERVACIONES

VARIA VOLT ENTRE 2.9 % Y -6.7%VARIA VOLT ENTRE 2.2 % Y -7.6%

NO HAY DESBALANCE

NO HAY DESBALANCE

•

REGISTRADA A LAS 6H4018/03/2034

REGISTRADA A LAS 5H5022A /2004

Análisis:

De los resultados obtenidos en el transformador 14536 se puede apreciar que se

encuentra en condiciones normales de funcionamiento en lo que respecta a su

factor de uso.

La variación de voltaje no sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -6.7% lo

cual indica que el valor rms de voltaje medido es menor al voltaje nominal.

El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor

límite permitido.

El flicker más alto es de 1.3, superando e! límite de la unidad Pst - 1, sin embargo

no supera el 5% del total de las mediciones del registro de 7 días, por lo que

cumple los límites de la regulación.

Las curvas del análisis anterior son las siguientes:

JUAN CARLOS PAUCAR



VOLTAJES MEE*OSV

126124

122 -120118

116 -114

112110108

106104

TIEMPO

• U medio L1 • U medio l_2

DEMANCA MEDIA

o •- —

TIEMPO

•P total medio

A

250

2ÜO

CORRIENTES MEDIAS

T. rTí f, T, t?, >ííÍO f-í - Ó lr> Ó'— C-J O -— — OJ

IIIIIOTUTOOII! niiiiracii:.»»» «mili «uu »ys nnuiiiiuiuunto o o o o o o

o — -—O U) O

«Bnnnreíoii mili mi «IIP »• ooiiiiBiiiBii» «i» itiPitffiEJo o o o— q> ir> —

<vi ¿o t-í -r oO — —

TIEMPO

medio L1 • I medio L_2

JUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 10:

PU

0,2-

0 1m

EFECTO FLICKER

1

4.

dLJ_J/

i

1 1 ' ' 1finí 1 iMiii J I .l<#ttrt ¿

1O O O O O O Q O Q O Ot n i n m L n t n i n i n i o i ñ t n i r ) 0 0 Om ID 10ói ói ói <b" «TÍ cb" co o ñ" o Ñ-" o r^ - ri- x- CN - i - C M i- x- T-

TIEIV1 PO

1

h.

8OJ

i_^

\

11 1 1u. .ILtliii. ni .i J

o o o o o o o oi n i n i n m i o i o m mT r - i - C O T - c O l O C M l D

X- ,- T- OJ

<er Pst l_2

PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:AL1MENTADOR CONECTADO:N° TRAFO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAFO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

DEMANDA KW:





VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO F2 (V) " •







DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%):


DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%l:DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):

PROMEDIO

26,18

0,90

116.69

117,23

115.84

1 1 6,39

"117,35

117,89

144,03

103,18

185,32

138,57

17%

PROMEDIO

-17%

2,71

2,39

TRAFO AEREO N° 14560PASAJE W Y JUAN NUÑES SOLANDA

SE 21 PRIMARIOS14560

50

16-mar-0423-mar-04

7

KW60,23

49,4%24%

123%MÁXIMO

60,23

0,98

121,55

122,16

120,97

121,41

122.47

122,82

350,80

246,20

392,40

290,30

MÁXIMO

4,32

3,80

10FECHA: HORA:

21-mar-04 20:20:00

MÍNIMO

11,34

0,72

110,84

111.38

108.27

109,16

111,99

112,35

72.10

48,90

91,40

70,90

MÍNIMO

1.56

1,30

OBSERVACIONES

VARIA VOLT ENTRE 1 ,2 % Y -7.7%VARIA VOLT ENTRE 1 .8 % Y -7,2%

HAY DESBALANCE

OBSERVACIONES

HAY DESBALANCE

JUAN CARLOS PAUCAR






PROMEDIO

0,21

0,20

MÁXIMO

1.16

0,88

MÍNIMO

0,15

0,16

OBSERVACIONES

Análisis:


encuentra sobrecargado ya que su factor de uso es del 123%.

La variación de voltaje sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -7.7% en la

fase 1 lo cual indica que el valor rms de voltaje medido es menor al voltaje

nominal.


límite permitido.

El flicker más alto es de 1.16 en la fase 1, superando e! límite de la unidad Pst =

1, sin embargo no supera el 5% del total de las mediciones del registro de 7 días,

por lo que cumple los límites de la regulación.


VOLTAJES MEDIOS

124

122

- - - — 0 0 — — W O O — — ( V I O O —

TIEMPO

• U medio L1 U medio L2

JUAN CARLOS PAUCAR



DEMANDA MEDIA

TIEMPO

•P total medio

A CORRIENTES MEDIAS

TIEMPO

• I medio L1 • I medio L2

EFECTO FLICKERPU

O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O O

• Ricker Pst L1 Flicker Pst L2

JUAN CARLOS PAUCAR



PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO': (MINUTOS)

TRAPO AEREO #14537JOSÉ AGUDO Y JOSÉ DELGADO

SE 21 PRIMARIOS1453737,5

16/03/200423/03/2004

710

ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGA :

FACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

DEMANDA KW:

FACTOR DE POTENCIA:




VOLTAJE INSTANTÁNEO MÍNIMO 'F2 (V)

VOLTAJE INSTANTÁNEO MAXIMO'F! (V)






DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%}:

DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1


POTENCIA APARENTE TOTAL MÁXIMA (KVA)

POTENCIA APARENTE TOTAL MÍNIMA (KVA)

KW

32,5765,8%

31%88%

PROMEDIO

16.40

0,91

1 1 1 ,81

1 1 1 ,74

110,88

110,85

112,45

112,40

74,01

109,83

104,53

142,90

-19%

19%

2,84

2.92

0,24

0,22

FECHA: HORA:18/03/2004 6:30:00

MÁXIMO

32.57

0,955

116,88

116,93

116.08

116,48

117,45

117,35

174,32

216.49

207,72

227,99

4,69

4.74

1,05

1,24

39.53

4.2

MÍNIMO

3,16

0,78

106,30

105,73

91,44

91,37

107,30

107,17

37,34

43,81

51,34

63.97

1,56

1.63

0,16

0,15

OBSERVACIONES

VARIA VOLT ENTRE -2,6 % Y -1 1 ,5%VARIA VOLT ENTRE -2,6 % Y -11,9%

HAY DESBALANCE

HAY DESBALANCE •

REGISTRADA A LAS 6H3018A33/2004

REGISTRADA A LAS 5H5Q18/03/2CO4

Análisis;


encuentra en condiciones normales de operación ya que su factor de uso es del

88%.

JUAN CARLOS PAUCAR



La variación de voltaje sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -11.9% en

ia fase 2, sin embargo el número de registros con valores inferiores a 108 V. es de

35 que corresponde al 3.5% del total de las lecturas por lo tanto cumple los

límites de la norma.

E! factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor

límite permitido.

El flicker más alto es de 1.24 en la fase 2, superando el límite de la unidad Pst =

1, sin embargo no supera el 5% del total de las mediciones del registro de 7 días,

por lo tanto cumple los límites de la regulación.


V

140 -,

120 -

40 -

20 -

0 -cT"

VOLTAJES MEDIOS

T-XxA- v' — -\^-t ,f — ~ --v- — -^~-^x^*- -J -" - -1" -v. C^~ ^^_^_|

3 O O O O O O O Q- o m T ro ( N - i - o i o

ro O (Si CT) ío rn tb" ri óii- IN i- CN r- T-

o o o o o o o o- í T C O C N i — O l D - ^ í - t nC M O J C D m C O Í N C n C N

TIEMPO

O O O O O O O Oo i i - o m - ^ - C O O J T -óí íó ro ió" ÓJ crf (Si oí

t- (N i- ••-

JUAN CARLOS PAUCAR



DEMANDA M EDIA

O -Bo o o o o o o— f> LO -— C? IO *—C1) Ü O-j IO O ICÍ —— " (vi O i- -— W

• ^ C ^ ^ C ^ O O O C J C J O D C J O O O O O^- c o i n - - — c p i r > - ^ - c ^ i o ^ - c ^ i o — f^ vo ••— o

10 'H f ' - ! r ; ^ ( í í c o p ) i o o i o - ; ; ( y t C o í o <•> 10 oO -— -— CM O -—

TIEMPO

•P total medio

ACORRÍ ENTES MEDIAS

O O O O O D O O"~ (!> «í " <Ti "íí '~ Tí

úí —O3 CO IOw o — — w o o

o o o o o^- 03 10 --" <T>

1»^ « tu <•> líír-; "í> T.

— — M O O — — O J O - - — C-J

TIEMPO medio L1 medio L2

PUEFECTO FLICKER

o o o o o o o"T. Ti "íí ~ *S "íí ~(íj <Ü <rí úí o úí —- — Csl O — •- f-J

o o o o« 10 — (Ti«í ("í líí O

O O O

-FlickerPstLl -RicterPstLZ

JUAN CARLOS PAUCAR



PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)

TRAPO AEREO N° 28232 SOLANDAJUAN NUNES YJOSE AGUDO

S/E21 PRIMARIOS2823237,5

16-mar-0423-mar-04

710

ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADOR

KW

37,7365,8%

29%

1 04%

FECHA:21-mar-04

HORA:20:20:00


DEMANDA KW:

FACTOR DE POTENCIA:












DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1


POTENCIA APARENTE TOTAL MÁXIMA (KVA)

POTENCIA APARENTE TOTAL MÍNIMA (KVA)

PROMEDIO

18.30

0,90

120,21

120.18

119,25

119,32

120,92

120.85

76,52

92,87

105.07

122,85

-10%

10%

2,47

2.48

0,22

0,20

MÁXIMO

37,73

0,99

125,14

125,48

124,51

124,83

125,69

126,40

186,84

190,88

204,09

21 1 ,41

3,69

3,64

0,90

0,88

41.68

9.7

MÍNIMO

7,42

0,72

114,16

114,26

112,31

112,40

115,77

115,61

32,53

36,22

48,50

56.39

1,31

1.51

0,16

.0,16

OBSERVACIONES

VARIA VOLT ENTRE 4,2 % Y -4,9%VARIA VOLT ENTRE 4,5 % Y -4.8%

NO HAY DESBALANCE

NO HAY DESBALANCE

REGISTRADA A LAS 21 HCO21 ,03/2004

REGISTRADA A US 6HCO21/03/2C04

Análisis:


encuentra en los límites de operación ya que su factor de uso es del 104%.

JUAN CARLOS PAUCAR



La variación de voltaje no sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -4.8% en

la fase 2 lo cual indica que el valor rms de voltaje medido es menor al voltaje

nominal.

El factor de distorsión tptal por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% del valor

límite permitido. Su valor más alto es de 3.69 en la fase 1.

El flicker más alto es de 0.9 en la fase 1, por io tanto no supera el límite de la

unidad Pst = 1.


v VOLTAJES MEDIOS

110

108o a o o o o . _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _T o c - i T O W ^ r o c ' i T o r y - r o c M T o r i T o C ' - i

ai o tn i- «>

T1EMPO

- U rredio Ll U rredfo L2

W DEMANDA MEDIA

40000

35000

30000

25000

20000 -

15000

10000

5000

o o o o o o o o o o o a o a o o o o o o g a o o o o o o o o o

C ^ Ó Í O ¿ J T — i ^ - r ^ T O i ú ^ o ^ J h ^ r ^ n ^ o i O i — t D Ó J c ^ ó i í j ' O T — p ^ ^ J c o ó m oT - ^ »- T- w v - c v T - T - 1 - i - c v i - c v i ^ i - c v *-

TIEMPO

JUAN CARLOS PAUCAR



A

250

CORRÍ ENTES MEDÍAS

— o o o o —

TIEMPO

medio L1 • I medio 12

PUEFECTO FLICKER

•FückerPstL.1 •Flicker Fstl_2

4.3.2 TRANSFORMADORES ANALIZADOS EN LA SEGUNDA FASE DEESTUDIO

En una segunda fase de medición se instalaron cuatro de estos analizadores en

dos circuitos secundarios: uno en el centro de transformación y otro en la cola de

red (punto más alejado del centro de transformación) respectivamente. El cuadro

4.3 indica la ubicación de los puntos de medición.

JUAN CARLOS PAUCAR



ÍTEM'1

2

3

4

#DETRAFO

14547POT (KVA)

37.5'

POTENCIACALCULADA

45

COLA DE RED TRAFO 14547

38341 37.5 59

COLA DE RED TRAFO 38341

DIRECCIÓNJOSÉ ABARCAS Y LORENZO FLORESFINAL DEL PSJ. 122Oe4

ESTEBAN RIERA Y JACINTO ESCOBARTTE ORTIZ Y JOSÉ ABARCAS PSJ,19FINAL DEL PSJ. 17

Cuadro 4.3 Ubicación de los puntos de medición

A Continuación se indica los resultados de los transformadores del cuadro 4.3, así

como las curvas de los valores medios de voltaje, corriente y demanda, además

se muestran las curvas de flikcler en PU (Por Unidad).

Los resultados de las mediciones son los siguientes:

PUNTO DE MEDICIÓN:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAFO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAFO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO': (MINUTOS)

TRAFO AEREO 14547JOSÉ ABARCAS Y LORENZO FLORES

S/E21 PRIMARIO B1454737,5

31-may-Q406-jun-G4

610

ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITODEMANDA DEL CIRCUITO A DMAX DE LA EEQSAFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

DEMANDA KW;

FACTOR DE POTENCIA:












DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):

PROMEDIO

21,72

0,95

108,91

1C9.34

107,62

108,23

109.94

110,29

97.88

112,66

128,51

141,59

-7%

7%

3.38

KW

41,9734,93

54,0%31%

114%MÁXIMO

41.97

0,99

114,18

114.83

113,45

114,14

114.61

115,42

237,50

256,00

306,90

283,20

5.61

FECHA: HORA:04-jun-04 . 20:10:0004-jun-04 19:30:00

MÍNIMO

9,12

0.87

104,61

1O4.69

96,35

96.54

105.24

105.59

41.30

44,90

59.00

59,70

1,85

OBSERVACIONES

VARIA VOLT ENTRE -4,9 % Y -12,9%VARIA VOLT ENTRE -4,3 % Y -12.8%

NO HAY DESBALANCE

NO HAY DESBALANCE

JUAN CARLOS PAUCAR



DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADODISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAUE FASE 2(%):

FLICKER CORTA DURACIÓN FASS 1


PROMEDIO

3,09

0,28

0,24

MÁXIMO

4,92

0,95

0,92

MÍNIMO

1,74

0,19

0,15

OBSERVACIONES

Análisis:


encuentra sobrecargado ya que su factor de uso es del 114%.


la fase 2, el número de registros con valores menores a 108V es de 167, que

corresponde al 16.42% del total de los datos por lo tanto este transformador no

cumple el límite permitido por la regulación que es del 5% del total de los registros

que sobrepase las variaciones de voltaje del 10%.

Es necesario subir el tap de este transformador con e! fin de subir el nivel de!

votaje.



El flicker más alto es de 0.95 en la fase 1, por lo tanto no supera el límite de la

unidad Pst~ 1.


JUAN CARLOS PAUCAR



V

cc5 O O O O O O O) v- CN fO ^T IO O -^i t - ^ - i r - t - T Í T - c r i t S i) O -i- <N O v t- O

VOLTAJES MEDIOS

.1-J" - - -*¿4f — —

o o o o o o o oCM r o ^ r i n o ' — ( M r oói ¿í cb" (b -ír T- -íí t-O - ^ l N O - ^ - l M O T -

TIEMPO

o o o o o o o o- ^ • m o - r - c M f O - t f - mc o - ^ c n t D c o c o c o o• ^ O O - ^ C M O - ^ O J

DEMANDA MEDIA

W45000

TIEMPO

•Ptotal medio

ACORRÍ ENTES MEDIAS

TIEMPO

medio L1 medio L2

JUAN CARLOS PAUCAR



EFECTO FLICKERPU

O CM 00 U) co o> tr>

-FlickerPstLI •FlickerPstL2

PUNTO DE MEDICIÓN:

DIRECCIÓN:

ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)

COLA DE RED TRAPO 14547ESTEBAN RIERA Y JACINTO ESCOBAR

S/E21 PRIMARIOS

1454737,5

01-jun-0407-jun-04

610

ANÁLISIS DE DEMANDAS KW

DEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITO 1 1,42FACTOR DE CARGA 35,9%FACTOR DE PERDIDAS 8%FACTOR USO DEL TRANSFORMADOR 31%DESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

DEMANDA KW:

FACTOR DE POTENCIA:







CORRIENTE PROMEDIO FASE 1 (A);




DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%);

DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%);DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1

DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2



PROMEDIO

2,66

0,89

105,38

109,13

101,33

104,98

108.21

112.02

18,02

10,37

30,49

26,54

90%

10%

4,32

3,57

1,05

0,91

MÁXIMO

11,42

1,00

112,84

117,22

109,17

112,27

117,79

120,02

75,07

63,72

88,86

103,65

7,46

6.47

7,46

3,05

FECHA: HORA:06-j'un-04 19:20:00

MÍNIMO

0,86

0.74

92,27

96,95

88,48

88 18

95,01

104,32

3

1

89

69

4,98

3 18

2

1

14

93

0,37

0,24.

OBSERVACIONES

VARIA VOLT ENTRE -6 % Y -23,2%VARIA VOLT ENTRE -2,4 % Y -19,3%

HAY DESBAWNCE

HAY DESBALAN CE

JUAN CARLOS PAUCAR



Análisis:

De los resultados obtenidos en la cola de red el transformador 14547 se puede

apreciar que el factor de uso es dei 31% en este punto, sin embargo esto no

quiere decir que se encuentre sub-dimensionado ya que el número de abonados

en este punto es solo un porcentaje del total de usuarios.


la fase 1 y -19.3% en la fase 2, el número de registros con valores menores a

108V es de 220, que corresponde al 20.3% del total de los datos en la fase 2, por

lo tanto este transformador no cumple el límite permitido por la regulación que es

del 5%) del total de los registros que sobrepase las variaciones de voltaje de! 10%.

Es indispensable tomar medidas en este transformador con el fin de elevar el nivel

de voltaje, entre estas medidas esta subir el tap del transformador y cambiar el

calibre del conductor actual por el proyectado en el capítulo 3 de rediseño.

El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa el 8% dei valor

límite permitido. Sin embargo se puede apreciar que el THD en la fase 1 se

acerca a este valor y es de 7.46. En el anexo 13 se presentan soluciones para

disminuir el THD.

El flicker más alto es de 7.46 en la fase 1, y el número de registros que

sobrepasa el valor de uno es de 351 que corresponde al 32.4% del total de los

registros por lo tanto excede los límites de la regulación.


JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA POUTECNICA NACIONAL


VVOLTAJES MEDIOS

60-

40-

20 -

O -

« o o o o oo to o en r-j CD 10 (O OJ Oí

TIEMPO

-U medio L1 •U medio L2

DEM ANDA MSXA

12000

10000

8000 -

6000

4000 U-I—

2000

•— — (-4 O

TIEMPO

CORRIENTES MEDIAS

8 ? íi 8 ? 8¿i 3 8 2 8

TIEMPO

-1 medio L1 medio L2

JUAN CARLOS PAUCAR



PUEFECTO FLICKER

-Flicker PstL2

NOMBRE DEL CLIENTE:DIRECCIÓN:ALIMENTADOR CONECTADO:N° TRAFO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAFO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DIAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)

TRAFO AEREO 38341PSJ19

S/E36 PRIMARIO3834137,5

31-may-0406-jun-04

610

ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

DEMANDA KW:










CORRIENTE INSTANTÁNEA MÁXIMA F1 fA)


DESBALANCE CORRIENTES FASE 1 (%}:

DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%1:DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DÍSTORSION ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1


PROMEDIO

12,31

0,92

116,79

116,73

115,76

115,66

117,70

117,67

163,32

98,02

174,12

129,76

25%

-25%

2,61

2,55

0.21

0,22

KW34,70

41 ,6%18%93%

MÁXIMO

34,70

1,00

121,97

121,87

121,42

121,16

122,48

122,38

184,85

201.75

193,05

227,97

4,11

4,14

0,94

0,91

MÍNIMO

1,78

0,56

113,22

112,78

108,37

108,66

113.92

113,66

139,24

40,43

162,43

56,68

1,45

1,43

0,15

O.15

FECHA: HORA:06-jun-Q4 20:30:00

OBSERVACIONES

VARIA VOLT ENTRE 1 ,6 % Y -5,7%VARIA VOLT ENTRE 1 ,5 % Y -6,1%

HAY DESBALANCE

HAY DESBALANCE

JUAN CARLOS PAUCAR



Análisis:


encuentra en condiciones normales de operación ya que su factor de uso es del

93%.

La variación de voltaje no sobrepasa el 10%, su variación más alta es de -6.1% en

la fase 2, por lo tanto el transformador cumple con el límite permitido por la

regulación.

El factor de distorsión total por armónicos (THD) no sobrepasa e! 8% de! valor


El flicker más alto es de 0.94 en la fase 1, por lo tanto no supera el límite de la

unidad Pst = 1.


v

124-r

108

VOLTAJES MEDIOS

-<r CN en

TIEMPO

• U medio L1 - U medio L2

JUAN CARLOS PAUCAR



DEMANCA MEDIA

W400DO -,

TIEMPO

•Ptota! medio

CORRIENTES MEDIAS

8 Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q P Q Q Q Q Q Qo o o o o o o o o o o o o o o o s a o o o o

TIEMPO

-1 medio L1 —— I medio L2

EFECTO FLICKERPU

TIEMPO

•Ricker PstLl • Ricker Pst L2

JUAN CARLOS PAUCAR



NOMBRE DEL CLIENTE:DIRECCIÓN:ALÍMENTADOR CONECTADO: 'N° TRAPO EEQ.S.A:CAPACIDAD DEL TRAPO (KVA)FECHA DE INSTALACIÓN:FECHA DE RETIRO:N° DE DÍAS DE LECTURA:INTERVALO DE REGISTRO: (MINUTOS)

COLA DE RED TRAPO 38341FINAL PSJ 17

S/E36 PRIMARIO3834137,5

01-jun-Q407-jun-04

6

10

ANÁLISIS DE DEMANDASDEMANDA MÁXIMA DEL CIRCUITOFACTOR DE CARGAFACTOR DE PERDIDASFACTOR USO DEL TRANSFORMADORDESCRIPCIÓN PARÁMETRO ANALIZADO

DEMANDA KW:

FACTOR DE POTENCIA:












DESBALANCE CORRIENTES FASE 2 (%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 1(%):DISTORSIÓN ARMÓNICOS VOLTAJE FASE 2 -.(%):FLICKER CORTA DURACIÓN FASE 1


PROMEDIO

2,40

0,92

113,99

115.41

110.39

112,28

116,52

117,96

14,35

8,86

34.86

22,73

24%

-24%

3,33

2,97

0,87

0,74

KW FECHA: HORA:11,65 06-¡un-04 21:20:00

29,6%6%

31%

MÁXIMO

11,65

1,00

120,53

120,74

117,93

118,70

122,19

123.95

66,16

45,72

112.48

77,15

5,68

4,94

2,24

2,18

MÍNIMO

0,56

0,74

104,80

105.68

98,36

101,04

109,78

111,16

2,37

2,22

6.97

3,21

1,51

1,78

0,30

0,35

OBSERVACIONES

•

VARIA VOLT ENTRE 0,4 % Y -12,7%VARIA VOLT ENTRE 0,6 % Y -11,1%

HAY DESBALANCE

HAY DESBALANCE

Análisis:

De los resultados obtenidos en la cola de red del transformador 38341 se puede

apreciar que se su factor de uso es del 31%. No obstante cabe aclarar que el

transformador alimenta solo, a un porcentaje de los usuarios totales conectados a

este transformador.

JUAN CARLOS PAUCAR




la fase 1, sin embargo el total de registros fuera del límite no sobrepasa el 5%

establecido en la norma.



El flicker más alto es de 2.24 en la fase 1, el número de registros que supera el

valor de 1 es de 212 y representa el 21.2% del total de registros. El flicker más

alto en la fase 1 es de 2.18, el número de registros que supera el valor de 1 es de

104 y representa el 10.4% del total de registros. Por consiguiente no cumple el

límite de flicker establecido en la regulación.


v VOLTAJES MEDIOS

125

120 -

115 -

110 -

O O O O O O O O O O O O O O G O O O O O O O O O O O O O* " *

105

100

TIEMPO

•U medio L1 —- U medio12 [

JUAN CARLOS PAUCAR



DEMANDA MEDIA

o (o o en t~- o ai f- co t»

T-* , , medio

CORRIENTES MEDIAS

(NJ O> LO

TIEMPO

•I medio L1 medio L2

PU EFECTO FL1CKER

o <••> oí co-r- (NI

TIEMPO

O IM O) UD CM

-FlickerPstL! •FHckerPstL2

JUAN CARLOS PAUCAR



4.4 SATISFACCIÓN DE CONSUMIDORES

El índice de Satisfacción de Consumidores, propuesto por el CONELEC en la

regulación 004/01 en su ítem número 4.4, el cual establece lo siguiente:

Para evaluar la satisfacción de los Consumidores en relación-con el suministro del

servicio, se utilizará la siguiente expresión:

Com.T

Donde:

ISC: índice de satisfacción de los consumidores en porcentaje.

Com.S: Número de Cqnsumidores, de los encuestados, que se encuentran

satisfechos con el servicio prestado por el Distribuidor.

Com.T: Número de Consumidores encuestados.

Este índice de Satisfacción de los Consumidores se calculará para los siguientes

aspectos:

1. Variación de voltaje

2. Flicker o parpadeo

3. Frecuencia de inferrupciones

4. Duración de las interrupciones

5. Atención a solicitudes de servicio

6. Atención de reclamos

7. Facturación

8. Facilidades de pago de facturas

9. Imagen institucional

En el presente trabajo se encuesto los ítems 1, 3, 4 y 9 ya que están relacionados

con ef estudio de Caüdací del Producto que es el objetivo de este estudio.

' ~ ~ ~ JUAN CARLOS PAUCAR



El cuadro 3.6 del capítulo 3, muestra el cómputo de la encuesta realizada en lo

referente a calidad de la energía.

INTERRUPCIONES PE SUMINISTRORARA 'VEZ

OCASIONAL FRECUENTES

31 20 31RESTITUCIÓN

12H 6H 3H 1H20 17 18 27VARIACIONES DE VOLTAJE

IMPERC5PT NOTORIAS MUYNOTOR34 25 23

SERVICIO DE LA E.E.Q. S.A.MUYBUENO

BUENO REGULAR MALO PÉSIMO

48 30 O O

TOTAL DE ENCUESTAS 82

La regulación mencionada no establece el parámetro para definir a un

Consumidor Satisfecho, por lo que se considerará a un Consumidor Satisfecho

cuando cumpla lo siguiente:

- Las interrupciones de suministro sean rara vez u ocasional esto implica

que la frecuencia de interrupciones es mayor a un mes.

- La restitución del suministro sea menor a 3 horas, que corresponde a la

reposición del suministro después de una interrupción individual, para una

Densidad Demográfica Alta que está establecida en el ítem 4.2.7 de la

regulación en cuestión.

- La variación de voltaje sea imperceptible.

- El servicio de la EEQ SA. Esté dentro del rango bueno y muy bueno. Esto

para evaluar la imagen institucional.

En cuanto a los límites la regulación establece que el Distribuidor cumple

satisfactoriamente con este índice, cuando !os valores obtenidos de las•\, para el iSC, son iguales o mayores al 90%.

JUAN CARLOS PAUCAR

ESCUELA, POLITÉCNICA NACIONAL


El cuadro 4.4 se muestran los resultados del ISC (índice de satisfacción de los

consumidores en porcentaje). El número de encuestas, corresponde a las

encuestas dentro del parámetro considerado como aceptable para un Consumidor

Satisfecho. Esto de un total de 82 encuestas.

PARÁMETRO

VARIACIÓN DE VOLTAJE

FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES

DURACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES

IMAGEN INSTITUCIONAL

No. DE

ENCUESTAS

34

51

45

52

ISC (%)

41.5

62.2

54.9

63.4

CUMPLE

NO

NO

NO

NO

Cuadro 4.4 índice de Satisfacción de los consumidores en porcentaje

Como se puede apreciar en el cuadro 4.4, ninguno de los parámetros cumple con

los límites señalados en la regulación.

JUAN CARLOS PAUCAR



CAPITULO 5

5 CONCLUSIONES Y KECOMENDACIONES

- Como se puede apreciar en las fotos del anexo 4 es necesario hacer una

remodelación de las redes de baja tensión, las cuales son antitécnicas y

actualmente constituyen un riesgo para las personas, las mismas que por

ganar mayor espacio no respetan las ordenanzas municipales y construyen

sus viviendas muy cerca o sobre las redes de BT, incluso se puede

apreciar que hay postes y conductores dentro de las propiedades.

Para evitar que los consumidores sigan construyendo sus viviendas muy

cerca de las redes eléctricas se recomienda al 1MQ considerar las

distancias de seguridad de las Normas de la EEQ SA. para la aprobación

de ios planos de construcción. En este sentido la EEQ SA. ha elaborado

una hoja informativa gráfica, en donde se alerta a los consumidores de la

peligrosidad de construir las terrazas y volados cerca de las redes de Baja

y Media tensión, este informativo se.reparte en los centros de recaudación.

- De los resultados del cuadro 3.9 que muestran el costo total de cada

proyecto se puede apreciar que la relación de rediseñar las redes de BT

utilizando ductos subterráneos (estructura subterránea) a utilizar cable

trenzado (estructura aérea) es de 1.6 veces para cable trenzado

cuádruplex calibre 3/0 AWG, y de 4 veces cuando se utiliza cable

trenzado cuádruplex calibre 1/0 AWG. Por consiguiente se recomienda

remodelar con ductos subterráneos en las zonas donde el calibre del

conductor aéreo sea mayor a 2/0 AWG en caso contrario se debe utilizar

los ductos subterráneos solo en casos estrictamente necesarios ya que el

costo del proyecto en estos casos se eleva hasta cuatro veces más.

JUAN CARLOS PAUCAR



La EEQ SA. trabaja en conjunto con el FERUM (Fondo de Electrificación

Rural Urbano Marginal) en proyectos de rediseño, este organismo financia

con 600 USD por consumidor en sectores con servicio y con 1000 USD en

sitios sin redes eléctricas, en cuanto al alumbrado público el FERUM

aporta hasta con el 15% del costo de! proyecto y el resto debe financiarlo la

Empresa Distribuidora. De la tabla 3.9 se tiene que el costo total de

remodelación de las redes del Sector 4 de Solanda es de USD 28, 997.07

e involucra a 1472 consumidores, por consiguiente este es un proyecto

factible a ser aprobado por el FERUM.

Con los resultados de las encuestas para evaluar la carga actual instalada

y luego calcular la DMU del Sector 4 de Solanda se pudo comprobar el

acierto de las Normas de la EEQ SA. que ubica en el rango de 4 - 2 KVA,

la DMU para usuarios tipo C. El valor de la DMU calculada a partir de esos

datos fue de 2.03 KVA y la DMUp 2.91 KVA

Con la ayuda del programa computaciona! DISREQ se pudo comprobar

que los transformadores de distribución analizados se encuentran en el

centro de carga, a excepción de los transformadores con número de

empresa 14547 y 14536 los cuales necesitan ser reubicados a los puntos

indicados en sus respectivos proyectos, esto con el fin de mejorar las

caídas de tensión calculadas en el primer caso y calculadas y medidas en

el segundo caso.

De los cuatro transformadores analizados en la primera fase de estudio se

comprobó que el transformador No E = 14560 de 50 KVA tiene un factor de

uso del 123% por lo que se recomienda cambiar este por uno de 60 KVA

con lo que el factor de uso sería del 103%, cabe señalar que un

transformador opera en condiciones normales hasta un factor de uso del

110%, por lo que la potencia recomendada para este transformador

operaría sin ningún inconveniente. Las mediciones realizadas en el resto

de transformadores en esta fase de estudio señalan un factor de uso entre

JUAN CARLOS PAUCAR



e! 80% y el 104% que Índica que estos se encuentran en condiciones

normales de funcionamiento.

Las potencias calculadas en el Sistema DISREQ fueron superiores a las

potencias nominales instaladas, este error de cálculo se debe a que el

Sistema DISREQ se basa en las Normas de la EEQ SA. que utiliza la

siguiente expresiqn para calcular la potencia del transformador:

KVA (t) =FD 100

Donde:

N = Número fie usuarios alimentados por el transformador

DMUp = La demanda máxima unitaria proyectada

FD = Factor de diversidad (Anexo 1)

(%) = El porcentaje de acuerdo al tipo de usuario

DMe - Demanda máxima correspondiente a cargas especiales

De esta expresió.n se puede observar que mientras el FD aumenta la

potencia disminuye y viceversa, este factor es el que debe revisarse en las

normas para no sobredimensionar los transformadores de distribución. En

cuanto a los otros parámetros de la fórmula no presentan inconvenientes y

están bien considerados,i

En la segunda fase de estudio se comprobó que el transformador con No E

= 14547 de 37.5 HíVA, tiene un factor de uso del 114% por lo tanto debe ser

reemplazado por uno de mayor potencia, en este caso se recomienda un

transformador de 50 KVA. En cuanto a la cola de red del circuito que

alimenta este transformador se comprobó que no cumple con los límites de

caída de tensión de la regulación 004/01 del CONELEC y tampoco cumple

con los límites de caídas de tensión de las normas de la EEQ SA. que es

del 3.5%, para solucionar este problema se recomienda reubicar al

JUAN CARLOS PAUCAR



transformador al centro de carga y aumentar el calibre del conductor, estos

cambios constan el respectivo proyecto.

Con la remodelación de las redes eléctricas de BT se logra mejorar la

topología de la red y a la vez se brinda seguridad y buena calidad de

servicio al consumidor final.

Del estudio de Calidad de Energía-realizado se puede apreciar que sí bien

ninguna medición incumple la regulación 004/01 del CONELEC en lo

referente a THD y Flicker estos se están acercando a los límites expuestos

en la regulación, el motivo de estos resultados es el incremento de

artefactos eléctricos y electrónicos con control digital ya que internamente

utilizan dispositivos de electrónica de potencia, es decir presentan una

carga no lineal, ejemplo de esto son las computadoras, microondas y

lavadoras, que como se puede apreciar en el cuadro 3.5, alrededor del

40% de los encuestados disponen de estos artefactos. El anexo 13

muestra medidas para disminuir las Distorsión Armónica.

Se recomienda proseguir con el estudio de Calidad de Producto y

Remodelación de Redes de Baja Tensión en los otros tres sectores de

Solanda a fin de establecer los transformadores que están sobrecargados y

las redes que deben ser remodeladas, todo esto para que la EEQ SA,

cumpla con la Regulación 004/01 del CONELEC, que como se puede

apreciar en el cuadro 4.4 no cumple con los índices de Satisfacción de los

Consumidores (ISC) y en varios casos tampoco cumple con los límites de

variación de voltaje y flicker.

En planes de vivienda y conjuntos habitacionaies nuevos se recomienda

utilizar cable trenzado cuádruplex, especialmente en los pasajes estrechos,

esto brinda seguridad a los consumidores y mejora la estética del conjunto,

además que es de cuatro a cinco veces menos costoso que una instalación

subterránea de Bajo Voltaje.

DUAN CARLOS PAUCAR


CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA 13 1

BIBLIOGRAFÍA

BRIONES V1ZUETE, Rodrigo - FREIRÉ, Luis - Reconfiguración de Circuitos de

Distribución 13.8 kv del Área de Servicio Urbana de la Ciudad de Riobamba. EPN

Quito 2003

BARROSO BAÑO, Juan. Guía para el Diseño y Construcción de Redes de

Distribución Subterránea de Baja hasta 600V para la EEQ SA. EPN Quito 2002.

NORMAS PARA EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEQ SA. Partes A y B1979

REGULACIÓN N° CONELEC 004/01. Mayo 2001

LANDIN M. Líneas Eléctricas Subterráneas. México 1996

INSTRUCTIVO PARA LA INSTALACIÓN DE REDES SUBTERRÁNEAS. Dpto de

Fiscalización de la EEQ SA. Quitol983

ENCICLOPEDIA DE LA CONSTRUCCIÓN. Técnicas de Construcción. Tomo 4 1979

ARMÓNICOS IEEE 519 Preparado por Thomas DE A. Corto Energice Tecnologías, S.A.

para el Consejo Eléctrico de Nueva Inglaterra Septiembre 17, 1992 Traducción: Ing. Jaime

Vázquez Parada Marzo 1998

www. conelec. gov. ec

www. procobreecuador. org

http://members.tripod.com/IaimeVp/Electricidad/annonico519.htm

JUAN CARLOS PAUCAR



ANEXOS

3UAN CARLOS PAUCAR

ANEXO 1

FACTORES DE DIVERSIDAD PARADETERMINACIÓN DE DEMANDAS MÁXIMASDIVERSIFICADAS

EMPRESA

ELÉCTRICA '

QUITO S.A.

NUMERO

DE

USUARIOS

1

2

3

4

5

6

78910

11

12

13

14 '

15

16

17

18

19

20

21

222324

25

PARÁMETROS DE DISEÑO

FACTORES DE DIVERSIDAD PARA DETERMINACIÓN

DE DEMANDAS MÁXIMAS D [VERSIFICADAS

USUARIO TIPO

A

1

1,00

1,50

1,78

2,01

2,19

2,32

2,44

2,54

2,61

2,66

2,71

2,752,79

2,83

2,86

2,88

2,90

2,92

2,93

2,94

2,95

2,96

2,97

2,98

2,99

B y C

2

1,00

1,31

1,50

1,63

1,72

1,83

1,89

1,96

2,01

2,05

2,09

2,11

2,14

2,17

2,192,20

2,21

2,23

2,25

2,27

2,28

2,29

2,30

2,31

2,33

D y E3

1,001,23

1,34

1,411,471,521,561,581,60

1,621,631,641,651,661,671,68

1,68

1,69

1,69

1,69

1,69

1,70

1,70

1,70

1,70

NUMERO

DE

USUARIOS

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

49

50

APÉNDICE: A-11-D

USUARIO TIPO

A

1

3,00

3,01

3,023,03

3,04

3,043,05

3,05

3,06

3,06

3,07

3,07

3,08

3,08

3,09

3,09

3,10

3,10

3,10

3,10

3,10

3,10

3,10

3,10

3,10

B y C2

2,35

2,36

2,382,39

2,40

2,41

2,42

2,43

2,44

2,45

2,45

2,46

2,46

2,47

2,47

2,48

2,48

2,49

2,49

2,49

2,49

2,49

2,50

2,50

2,50

D y E3

1,711,71

1,711,71

1,71

1,721,721,721,721,731,73

1,731.73

1,73

1,73

1,73

1,73

1,73

1,73

1,731,73

1,731,731,731,73

ANEXO 2

PLANO GENRAL DE SOL AND A

L—* FE

EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S.A.gorro -

BARRID SüLANDA

SECTDR1 SE;CT[]R 2

SECTGR 4

•1QYECTD<a(S; cnupo o. L aIBUJOi

JU*N CARLOS PHUCAB

INVENTARIOS

Y AVALÚOS

"55IECX : 4000

KAKRO *OG4

ANEXO 3

REPORTE DE DISTRIBUCIÓN DEL SECTOR 4DE SOL AND A

ft

REPORTE DE DISTRIBUCIÓN POR ÁREA SELECCIONADA

BARRIO : SOLANDA - SECTOR 4

FECHA VALORACIÓN: 30/12/2003

FECHA ACTUAL: 13/03/2004

CONDUCTORES

CÓDIGO

AA1X1/0AA1X1/0(2)

AA1X2

AA1X2(1/0)

AA1X2(2)

AA1X2(4)

AA1X4

AA2X1/0(2)

AA2X2

AA2X2(4)

AA2X2/0

AA2X2/0(1/0)

AA2X2/0(2)AA2X3/0(1/0)

AA2X4

AA3X1/0(1/0)

AA3X1/0(2)

AA3X2

AA3X2(1/0)

AA3X2/0

AA3X2/0(1/0)

AA3X3/0

AA3X3/0(1/0)

AA3X3/0(2/0)

BU2X1/0(2)

BU2X2(4)

CCF-32

CF

CU1X6

CU2X8

DESCRIPCIÓN

COND. AAAC 1 F. 1/0 AWG

COND. AAAC 1 F. 1/0 AWG; NEU. 2 AWGCOND. AAAC 1F. 2 AWG

COND. AAAC 1F. 2 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 1 F. 2 AWG; NEU. 2 AWG

COND. AA^C 1 F. 2 AWG; NEU. 4 AWGCOND. AAAC 1F. 4 AWG

COND. AAAC 2F. 1/0 AWG; NEU. 2 AWGCOND. AAAC 2F. 2 AWGCOND. AAAC 2F. 2 AWG; NEU. 4 AWGCOND. AAAC 2F. 2/0 AWG

COND. AAfC 2F. 2/0 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 2F. 2/0 AWG; NEU. 2 AWG

COND. AAAC 2F. 3/0 AWG; NEU. 1/0 AWG

COND. AAAC 2F. 4 AWG

COND. AAf\ 3F. 1/0 AWG; NEU. 1/0 AWG

COND. AAAC 3F. 1/0 AWG; NEU. 2 AWG

COND. AAAC 3F. 2 AWG

COND. AAAC 3F. 2 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 3F. 2/0 AWG

COND. AAAC 3F. 2/0 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 3F. 3/0 AWGCOND. AAAC 3F. 3/0 AWG; NEU. 1/0 AWGCOND. AAAC 3F. 3/0 AWG; NEU. 2/0 AWGCOND. CU; 2F. 1/0 AWG TTU; NEU. 2 AWGCOND. CU, 2F. 2 AWG TTU; NEU. 4 AWGCONTACTOR CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA 32 ACÉLULA FOTOELÉCTRICA.

COND. CU, 1F. 6 AWGCOND. CU! 2F. 8 AWG

CANTIDAD (M)

33.29

24.32

1017.92

256.39

33.49

9.67

4180.76

776.63

83.86

29.70

27.19

97.74

20.79

3001.72

302.33-

19.81

45.74

137.98

8.21

45.74

122.64

87.58

136.70

279.66

196.56

38.65

6.00

2.00

52.96

56.97

' SECCIONADORES

CÓDIGO

MVF1-100

MVF2-1 00

MVF2-B

MVF2-B-200

MVF2-B-300

MVI-2-135

DESCRIPCIÓN

SECC. FUSIBLE; 22KV; 1F; 100 ASECC. FUSIBLE; 22KV; 3F; 100 ASECC. DE BARRA TRIF. 23Y/13.2 KV

SECC. BARRA; 23KV; 3F; 200 ASECC. BARRA; 23KV; 3F; 300 A

INTERRUPTOR TRIPOLAR; 22~.8'KV, 135 A

CANTIDAD

711112

; TRANSFORMADORES

MVT3*-25

MVT3*-50

MVT3-10

MVT3-25

MVT3-37.5

MVT3-50

MONT. TRÁFO. MONOF. 25 KVA-13.2Y/23KV

MONT. TRÁFO. MONOF. 50 KVA-13.2Y/23KV

MONT. TRAFO. MONOF. 10 KVA-23Y/13.2KV


MONT. TRAFO. MONOF. 37.5 KVA-23Y/13.2KV


212

2

13

17

CÓDIGO DESCRIPCIÓN CANTIDAD

POSTESPE-HPH-1 0,0-575PH-11.5PH-1 1,5-500PH-11, 5-575PH-8,5PH-9,0

PH-9, 0-350PH-9,0-500

PH-9,0-575

PH-9.0-AP

POSTE METÁLICO 3-6m LONGITUDPOSTE DE HORMIGÓN 10. OM LONGITUD, 575 KG

POSTE DE HORMIGÓN 11.5M LONGITUD, Kg DESCONOCIDO

POSTE DE HORMIGÓN 11.5M LONGITUD, 500 KGPOSTE DE HORMIGÓN 11. 5M LONGITUD, 575 KGPOSTE DE HORMIGÓN 8.5M LONGITUDPOSTE DE HORMIGÓN 9.-OM LONGITUD, Kg DESCONOCIDOPOSTE DE HORMIGÓN 9.0M LONGITUD, 350 KG

POSTE DE HORMIGÓN 9.0M LONGITUD, 500 KG

POSTE DE HORMIGÓN 9.0M LONGITUD, 575 KGPOSTE HORMIGÓN A.P. 9MTS.

12

143

18

14

1

127

10

24

49

1

; ESTRUCTURAS

RB1-1-HRB1-2-HRB1-4-HRB1-5-HRB2-4-HRB3-1-HRB3-2-HRB3-4-HRB3-5-HRB4-1-HRB4-2-HRB4-4-H

RB4-5-H

RCF-2

RCF-2/0

RCF-3/0

RCF-4

RVA1-D-H

RVA1-H

RVA2-HRVA3-H

RVA5*-HRVB1-HRVB4-HRVU1-HRVU2-HRVU3-HRVU4-HRVU5-HT1-1-H-2T1-M-22.8

ESTR. TAN O ANG PARA NEUTRO-HORMIGONESTR. SECUN: TAN o ANG. 2VIAS-HORMIGONESTR. SECUN; TAN o ANG. 4VIAS-HORMIGONESTR. SECUN; TAN SVIAS-HORMIGONESTR. SECUN; ANG 4 VÍAS HORMIGÓN

ESTR. SECUN; DOB. RET.PARA NEUTRO-HORMIGONESTR. SECUNÍ DOB. RET. 2VIAS-HORMÍGON

ESTR. SECUN, DOB. RET. 4VIAS-HORMIGON

ESTR. SECUN^ DOB. RET. 5VIAS-HORMIGONESTR. SECUN! TERM PARA NEUTRO-HORMIGON

ESTR. SECUN; TERM 2VIAS-HORM1GON

ESTR. SECUN, TERM 4VIAS-HORMIGONESTR. SECUN: TERM SVIAS-HORMIGONRELÉ CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA. FASE 2

RELÉ CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA. FASE 270RELÉ CON CE(_ULA FOTOELÉCTRICA FASE 3/0RELÉ CON CÉLULA FOTOELÉCTRICA FASE 2ESTR. TAN-DQB. TRIF.23 KV-HORMIGON

ESTR. TAN.TR)F 22.8 KV-HORMIGON

ESTR. ANG.TRlF 22.8 KV-HORMIGON

ESTR. RET. TRIF 22.8 KV-HORMIGON

ESTR. TERM. BJF. PIN 22.8 KV-HORMIGONESTR. TAN. EN. VOLADO.22.8KV. HORMIGÓNESTR. TERM. TRIF. VOLADO 22.8KV-HORMIGONESTR. TAN. MONOF.22.8KV-HORMIGON

ESTR. ANG .MONOF.22.8KV-HORMIGON

ESTR. RET.MQNOF.22.8 KV-HORMIGONESTR. TERM .MONOF.22.8KV-HORMIGONESTR. TERM.R'IN. MONOF. 22.8KV HORMIGÓN

PUESTA ATIERRA CABLE NO. 2 -HORMIGÓN

MALLA DE PUESTA A TIERRA 22.8 KV

28

23

114

10

1

5

2

52

2

4026

146

6

2

1

23

3

1

17

5

2

1

8

1

52

8

5

20

26

139

1

ANEXO 4

FOTOS DE LA Í^ED DE BT EN EL SECTOR 4 DE1 SOLANDA

ANEXO 5

RESULTADOS DE LAS ENCUESTASREALIZADAS

de 2

CARGA INSTALADAENCUES'

1

23456789

10111213141516171819202122232425262728293031323334353637383940414243444546474849505152535455

PTOS ILUM

621

• 12181520

748948

305

246

25108

12141015201816252120141612141018

91213122412128

2068

1524

610122012

818

PTOS T.CORF

6

2020121515103674

10305

218

2510

812251015252016252010141615141021

614151224

9126

206

101524

6101016126

18

DUCHA E.

1

2

1

23

31

21

131112

113

222142311121

121123

: 21

¡ 1' 1• 1j 1

21

1 12

' 21

' 2

MICROON

1

1

1

2

12

1

1

1

2

1

1

1

1

1

EQUI. SON

1

212331111123131111221243233322221312213322211331124111

BOMBA A

1

COMPU.

1

1

1

1

1

1

1

2

111

1

1

1

21

1

11

1

1

1

1

1

TV

1

422342222123352413241334343322262324233322212322124112

REFRl

1

222331121123131211

2112223

2321121322213321211221122112

LAVAD.

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

TOTAL (KW)

3.078.66

4.225.7

8.1510.13.121.024.643.060.933.889.452.856.753.847.6

1.654.114.94

12.541.658.05

10.457.486.37

118.518.554.086.523.82

10.583.8

3.695.2

6.164.084.598.137.115.843.046.3

2.673.184.958.381.325.555.626.564.291.297.96

de 2

ENCUES

56

5758596061626364656667686970717273747576777879808182

PTOS ILUM

35

812

. 257

1514101210106

14151612201421121510

6126

1212

PTOS T.CORF

30

61221

7211416151010

6161516122010211615106

126

1212

DUCHA E.

1

1

1

' 3' 1' 1' 21 1

2211132

31321111211

TOTAL

MICROON

1

1

1

1

1

1

1

EQUl. SON

3

1

1

311211121222141321211122

BOMBA A COMPU.

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

TV

223312212212422142331211123

REFRI

2

1

1

3111111211121413212

1

1

1

21

LAVAD.

1

1

1

1

1

1

1

1

1

25 37 27PROMEDIO DE CARGA INSTALADA (KW}

TOTAL (KW)

8.8

2.944.09

11.013.696.665.383.515.62

4.83.852.82

4.87

6.321.8910.75.449.277.233.754.1

2.674.894.174.344.29

5.50

'*;

EN

CU

ES

TA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41

INT

ER

RU

PC

ION

ES

DE

SU

MIN

IST

RO

RA

RA

VE

Z

X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

OC

AS

ION

AL

X X X X X X X X X

FR

EC

UE

NT

ES

X X X X X X X X X X X X X

RE

ST

ITU

CIÓ

N12

H

X X X X

6H X X X X X X X X X

3H X X X X X X X X X X X

1H X X X X X X X X X X X X X X X X X

VA

RIA

CIO

NE

S D

E V

OL

TA

JE

IMP

ER

CE

PT

X X X X X X X X X X X X X X X X X

NO

TO

RIA

S

X X X X X X X X X X X X X X X X

MU

Y N

OT

OR

X X X X X X X X

SE

RV

ICIO

DE

LA

E.E

.Q. S

.A.

MU

Y B

UE

NO

X X X X

BU

EN

O

X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

RE

GU

LAR

X X X X X X X X X X X

MA

LO

PÉ

SIM

OPág

ina

1 de

3

Pág

ina

2 de

3

EN

CU

ES

TA 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79

INT

ER

RU

PC

ION

ES

DE

SU

MIN

IST

RO

RA

RA

VE

Z

J


OC

AS

ION

AL


FR

EC

UE

NT

ES

X X X X X X X X X X X X x- X X X

RE

ST

ITU

CIÓ

N12

H

X X X X X X X X X X X X X x- X X

6H X X X X -- X X

3H X X X X X X

1H X X X X X X X X X X

VA

RIA

CIO

NE

S D

E V

OLT

AJE

IMP

ER

CE

PT

X X X X X X X X X X X X X X X X X

NO

TO

RIA

S

X X X X x- X X X

MU

Y M

OT

OR


SE

RV

ICIO

DE

LA

E.E

.Q. S

.A.

MU

Y B

UE

NO

j

BU

EN

O

X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X

RE

GU

LAR


-

X X X X

MA

LOP

ÉS

IMO

EN

CU

ES

TA 80

81 82

RE

SU

L

INT

ER

RU

PC

ION

ES

DE

SU

MIN

IST

RO

RA

RA

VE

Z

X

31

OC

AS

ION

AL 20

FR

EC

UE

NT

ES

X X

31

RE

ST

ITU

CIÓ

N12

H 20

6H X X

17

3H X

18

1H 27

VA

RIA

CIO

NE

S D

E V

OLT

AJE

IMP

ER

CE

PT 34

NO

TO

RIA

S

X

25

WJY

NO

TO

R

X X

23

SE

RV

ICIO

DE

LA

E.E

.Q.

S.A

.M

UY

BU

EN

O

. 4

BU

EN

O

X

48

RE

GU

LAR

X IX30

MA

LO

0

PÉ

SIM

O

0

Pág

ina

3 de

3

RE

SU

LTA

DO

DE

LA

S E

NC

UE

ST

AS

TO

TA

LE

NC

UE

ST

A 82

INT

ER

RU

PC

ION

ES

DE

SU

MIN

IST

RO

RA

RA

VE

Z 31

OC

AS

ION

AL 20

FR

EC

UE

NT

ES 31

RE

ST

ITU

CIÓ

N12

H 206H

173H

18

1H 27

VARI

ACIO

NES

DE V

OLT

AJE

IMP

ER

CE

PT 34

NO

TO

RIA

S 25

MU

Y N

OT

OR 23

SE

RV

ICIO

DE

LA

E.E

.Q.

S.A

.M

UY

BU

EN

O 4

BU

EN

O 48

RE

GU

LAR 30

MA

LO

0

PÉ

SIM

O

0

de 4CARGA INSTALADA POR PASAJE

.f

DENGUES.123456789

101112

TOTAL (KW)3.07

' 8.664.225.7

8.1510.13.121.024.643.060.933.88

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

0.931.023.063.073.123.884.224.64

5.78.158.6610.14.7

CARGA INSTALADA (KW)

2 3 4 5 6 7

ENCUESTA

10 11 12

# ENCUES.

13

141516171819

TOTAL (KW)9.452.856.753.847.6

1.654.11

DATOSORDENADOS

(KW)

1.652.853.844.116.757.6

9.45PROM KW 5.2

# ENCUES.

2021

22

TOTAL (KW)4.94

12.541.65

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

1.654.94

12.546.376667


CARGA [MSTALADA (KW)

14.00

12.CO

10.00

8.CO

6.00

4.CQ

2.00

0.00

ENCUESTA


# ENCUES.232425

TOTAL (KW)8.05

10.457.48

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

7.488.05

10.458.66


ENCUESTA

# ENCUES.262728

TOTAL (KW)6.37

118.51

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

6.37

8.5111

8.626667


ENCUESTA

# ENCUES.29303132

TOTAL (KW)8.554.086.523.82

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

3.824.086.528.55

5.7425


de 4INSTALADA POR PASAJE

# ENCUES.333435363738

TOTAL (KW)10.58

3.83.695.2

6.164.08

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

3.69

3.84.085.2

6.1610.585.585

# ENCUES.39404142

TOTAL (KW)4.598.137.115.84

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

4.595.847.118.13

6.4175


*

V""*. — -*

1 2 3 4 5 6

ENCUESTA

CARGA INSTALADA {KW)

3 S* 4. * ~~ *

1 2 3 4

ENCUESTA

# ENCUES.- 43

44454647484950

TOTAL (KW), 3.04

6.3

2.673.184.958.381.325.55

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

1.32

2.673.043.184.955.556.3

8.384.42375


4 5

ENCUESTA

# ENCUES.5152535455565758

TOTAL (KW)5.626.564.291.297.96

8.82.944.09

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

1.29

2.944.094.295.626.567.96

8.85.19375


4 5

ENCUESTA


# ENCUES.59606162636465666768

TOTAL (KW)11.013.696.665.383.515.624.8

3.852.82

4.8PROMKW

DATOSORDENADOS

(KW)

2.823.513.693.854.84.8

5.385.626.66

11.015.214

# ENCUES.6970717273747576

TOTAL (KW)7

6.321.8910.75.449.277.233.75

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

1.893.755.446.32

77.239.2710.76.45

# ENCUES.777879808182

TOTAL (KW)4.1

2.674.894.174.344.29

PROM KW

DATOSORDENADOS

(KW)

2.67

4.1

4.174.294.344.89

4.076667


4 5 6 7

ENCUESTA

10


3 4 5 6 7

ENCUESTA


3 4ENCUESTA

ANEXO 6

PLANO DE LOS CIRCUITOS DE BAJATENSIÓN SECUNDARIOS ANLIZADOS

ANEXO 7

PLANOS DE REMODELACIÓN DE LASREDES DE BAJA TENSIÓN

SIMBOLOGIA

Torre de TransfarnacISn existente

37.5 KVA - 1 0

Na E 3S341

Red de B.T., 10, 2X1/OC25AAAC +1X6AAAC aser cambiada por ¿Xl/Q-TREN-CUAD-ASC

0

Red de baja -tensión

y alunbrado existente .

Red Subterránea existente

Paste H.a ,11.5n existente

Paste H.a ,9n existente

PROYECTO;REMQDELACiON

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.S.A.:

EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO - ECUADOR

REMODELfVCION DE REDESDE BAJA TENSIÓN

SOL^NDA SECTOR 4

ATí 22. BK V

TIPO DE INSTALACIÓN: A£REA TENSIÓN: nr: j-w/uo v

DIBUJO:U CT: F=

ESCALA:

REFERENCIA:

OFICINA:REV. DE PROYECTOS

PROYECTO No. Q-]text

FECHA'

HOJA:1

ARCHIVO:

SUBESTACIÓN:EPUCAGHIMA

PRIMARIO: 21 B

AGQSTO-2QH

DE:1

CAJoN:

No.FACTIBILIDAD No.

SIMBOLOGIA

Torre de Transfornaclón existente

No E 14551

50 KVA - 1 í

Red aerea oíe'B.T., IF.aser sustituido por red subterránea BUHX2/QG/Q)+ BUHX6

RED SUBTERRÁNEA EN B.T. ,EN DUCTD

HE CEHENTRD S VÍAS t

POZO DE REVISIDN , 60x60x60 en

Red de baja tensión

y alumbrada existente


Paste H.a ,ll,5n existente

Poste H.a. ,~9n existente

PROYECTO-. 2REUO DELACIÓN

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.SA.:


REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN

SOLANDA SECTOR 4

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m"«o/u¿v

DIBUJO:

ESCALA

REFERENCIA:

PROYECTO Nn. Q^

FECHAi

HOJA: DE:1 1

OFICINA: ARCHIVO: CAJÓN:REV. DE PROYECTOS

SUBESTACIÓN:EPUCACHIMA

PRIMARIO: 21B

No,FACTIB1UDAD No.

SIMBOLOGIA

CTE-K >

-x—

Tarre de Transf ormactán a reublcarse

37,5 KVñ - 10No E 14547

Red de B.T., 10, 2X3/Oa/Q>AAAC aser canblada par AS2X4/QC2/0)

Red de B.T., 19, 2XVO<2)AAAC +1X6AAAC aser cambiado, par IXl/a-TREN-CUAD-ASC 0

Red de bajo, "tensión

y alumbrado existente

Red Subterránea, existente

Poste H,a .ll.Sn existente

Poste H,a ,9n existente

PeS

PROYECTO:

REMODELACIGN

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.SA.:

EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO -ECUADOR


SOLANqA SECTOR 4

AT: 22. SK V

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: ^ aW]20 v

DIBUJO:._J cz: f=>

ESCALA:

REFERENCIA:

onauA.-REV. DE PROYECTOS

PROYECTO No. Q3

taxt

FECHAi

HOJA:1

ARCHIVO:

SU 8 ESTACIÓN:EPUCACHIHA

PRIMARIO: 21 B

No.

AGGSTO-2HH-

DE:1

CAJÓN:

FACT1B1UDAD No.

SIMBOLOGIA

CTE-lQ<l

X/

Torre de Transfornacían existente

50 KVA - 10No E 14546

Red aerea de B.T.jl a ser sustituida parred subterránea BU3X3/0 + BUEXS

Red de B.T,j 10, EXHC4)AAAC -MX6AAAC aser canblada par AS2X2/OCH)

O

0

Red de bajo, tensión


Red de baja Subterránea existente

Paste H,G ,ll,5m existente


H. RED SUBTERRÁNEA EN B.T, ,EN DUCTD

DE CEMENTRD E VÍAS ,

DE REVISIÓN , 6QxÉÜx60 en j CDNSTRUILG

PROYECTO:REMDDEUCION

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.SA.:



SOLANDA SECTOR 4

AT: S.3.. 8K V

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: a,-. i«/iz° v

DIBUJO:U C^ F3

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. n,text U^"

FECHAiAGOSTO-20(K

HOJA: DE:1 1

OFICINA: ARCHíVO: CAJÓN:REY. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21 B

No.FACTIBILIDAD No.

SIMBOLOGIA

.CTE-1 Torre de Transfornaclón existente50 KVA 1- U 'No E 14560

Red aerea, de B.T,, 10aser sustituida por red subterránea BUHXS/QCS)

Red de B.To 10, EX3/OÍ1/OAAAC +1X6AAAC aser cambiada por 1X3/0-TREN-CUAD-ASC

Red de bajo, tensión


O Poste Ka jll.Sn existente

0 Poste Ka ,9n existente

RED SUBTERRÁNEA EN B.T. ,EN DUCTD

DE CEHENTRD n VÍAS ,

PDZD 2E REVISIÓN t 6Qx6Qx6Q en , CDNSTRUIID

PROYECTO:REWODELACiON

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.S.A.:

EMPRESA EU1CTRICA "QUITO" S. A.QUITO -ECUADOR


SOLANDA SECTOR 4

AT: 22. BK v

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: HT: 2«/tw v

DIBUJO:U CT: F=>

ESCALA:

REFERENCIA:

DRCJHfc

REV. DE PROYECTOS

PROYECTO No. QCtaxi

FECHA-

HOJA:1

ARCHIVO:

SUBESTACIÓN:EPUCACHIWA

PRIMARIO: 21 B

AGOSTO-21XW

DEJ1

CAJÓN:

No,FACTIBIUDAD NO.

SIMBOLOGIA

D*x]

\/

Torre de Transf amuelan existente

Na E 369Q6 Y 3690775 KVA - 10

Red aereo, cíe B.T., 12 AA2X3/OÍ1/0)a- ser ca.nblo.da por red aereo, de BTNa.lXl/0-TREN-CUAD-ñSC O

(/}

Red de bajo -tensión



Poste H,a ,11.5n existente

Poste H,a j9n existente

Tensor existente

PROYECTO:REMOD ELACIÓN

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.S.A-:

EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO - ECUAIxm


SOLANDA SECTOR 4

AT: 22. SK V

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m: 3«/,M v

DIBUJO:U d: F 1

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. 05text

FECHAi>£OSTO-;004

HOJA:1

ORCJUA: -, ARCHIVO:REV. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21 B

DE:1

CAJÓN:

No.FACT1BIUDAD No.

S1MBOLOGIA

CTE-1 Ox'1 Torre de Transf ornnclñn existente

Na E 14537

37,5 KVA - Itf

Red de B.T.aerea.,, 10, a. ser cambiadapar conductores de calibres Indicados

RED SUBTERRÁNEA EN B,T. ,

SE CEMENTRD E VÍAS ,

DUCTO

PDZD DE REVISIÓN , 60x6Dx6Q en . CQNSTRUIED

0



Red Subterrá.neti existente

Poste H.Q ,11.5m existente

Poste H.a. ,9m existente

CTE-1

Peí

Pel3

Pei4

Pel5

PROYECTO:

REMODELACION

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.SA,:

EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUITO- ECUADOR


SOLANDA SECTOR 4

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA AT: ^.AK VTENSIÓN: HT: KO/1M V

DIBUJO:

ESCALA-

REFERENCIA;

PROYECTO No. QJtaxt

FECHAi

AGOSTO-2CXH

HOJA: DE:1 1

OFJCIMA: ARCHIVO: CAJÓN:REV. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21B

No.FACTIBIUDAD No.

SIMBOLOG1A

CTE-l Torre de Transformación existente

50 KVA - 1*No E 14536 a ser removida a PeO

Red aerea de H.T. AA2X3/oa/a)a ser canalada porred aerea de BT,No,pX4/QC2/0) AAAC

Red aerea de B.T. a ser canblada por

red aerea de BT.NoiX3/Q-TREN-CUAB-ASC

O

0

Red de baja -tensión



Poste H.a ¿ll.Sn existente

Poste H.a j9n existente

Tensar existente

PROVECTO:REMODELAC10N

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.SJL:



SOLANDA SECTOR 4

AT: 22. SK vTIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: BT: a«/i» v

DIBUJO:>J cz: F=

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. „_text °8

FECHAiAGQSTO-2KM-

HOJA:1

ORCJKA.- ARCHIVO:RSJ. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21B

No.

DE:1

CAJÓN:

FACTIBIUDAD No.

CTE-l Q<j

•

SIMBOLOGIA

Torre de Transfornaclán existente

Na E 1453050 KVA - 13

Red aerea, de B.T, a ser canblada porconductores de calibres Indicados



Red Subterráneo, existente

Poste Ka Jll,5n existente


PROYECTO:

REMQDELfcClaN

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.S.A.:


REMODELACION DE REDESDE BAJA TENSIÓN,

SOLANDA SECTOR 4

AT: 22. 8K VTIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: gy.^/IMV

DIBUJO:J d: F=

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. Q9text

FECHA-

HOJA:1

OHCINA: ARCHfVO:REV. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21 B

No.

DFJ1

CAJÓN:

FACT1BILIDAD Na.

SIMBQLOGIA

Torre de Transfarnaclfin existente

50 KVñ - 1 H

No E 14539

Red de B.T,, 10, SX3/Oa/Ü)AAAC -HX6AAAC aser cn.nbla.da por BU2XS/QC1/0)


y alunarada existente

O Poste HiQ. jll,5n existente

0 Poste Ka ,9n existente

E3SS33S& RED SUBTERRÁNEA EN B.T. ,EN DUCTG

EE CEMENTRG E VÍAS ,

3 PD2n UE REVISIÓN , 50x60x60 en , A CONSTRUIRSE

*

PROYECTO:

REMODELACION

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.S.A.:

EMPRESA ELÉCTRICA 'QUITO" S. A.QUITO- ECUADOR


SOLANDA SECTOR 4

AT: 22. SK V

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m MO/I» v

DIBUJO:^J <C2 F3

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. lntext IU

FECHAiAGOSTD-2£XK

HOJA: DE:1 1

OFICINA: ARCHIVO: CAJÓN:REV. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21 B

No.FACTIBIUDAD No.

SIMB0U0GIA

CTE-1 Torre de Transf ornaclán existente

5Q KVfl - 1 0No E 115180

Red de B.T., 10, aXl/Q<2>AAACser canblada par BU2Xl/Oa/0)

REB SUBTERRÁNEA EN B.T.

DE CEHENTRD E VÍAS ,

DUCTD O

0


y at.unbra.cia existente

AS1X1/Q-TREN-CUAD A INSTALARSE

Poste H.tt ,11.5n existente

Poste H.a ,9n existente

PDZG DE REVISIÓN , 60x60x60 en , A CONSTRUIRSE

PROYECTO:REMODELACION

REVISO:

RECOMENDÓ:

¿PROBO E.E.Q.SA.:



SOLANDA SECTOR 4

AT: 22. BK V

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: mxvvov

DIBUJO:^J Ci: F=

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. -i itarf ' '

EECHAi

HOJA:1

OF1CIKA: ARCHIVO:

REV. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21 B

ACOSTO-20CH-

DE:

1

CAJÓN:

No,FACTiaiLIQAD No.

SIMB0LOGIA

Torre de Transfornadán existente

50 KVA - 1 (¿No E 14545

Red de B.T., 10, 2X3/D<1/0)AAAC +1X6AAAC aser canblada por IXl/O-TREN-CUAD-ASC

O

0



Paste H.a ,ll,5n existente

Poste Ha ,9n existente

PROYECTO;REMODELAC10N

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.S.A.:



SOLANDA SECTOR 4

AT: 2Í.SK V

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: Br: aw120 v

DIBUJO:U CT f=>

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. , „tert ] Z

FECHA'

HOJA:1

DFiaMA: -, ARCHIVO:REV. ne PROYECTOSSUBESTACIÓN:

EPLJCACHIMA

PRIMARIO: 21 B

AGOSTO-2CXH

DE:1

CAJÓN:

No.FACTl BILÍ DAD No.

S1MBOLOGIA

CTE-lCK]

xx •

Torre de Transformación existente

37.5 KVA - 10

No E 28232

Red de B,T,, leí a ser reenplazadapor Conductores de Calibres Indicados

O0


y alunarado existente

Poste H.o. ,11.5n existente

Poste H,a j9n existente

PROYECTO:REMODELAC10N

REVISO:

RECOMENDÓ:

APROBÓ E.E.Q.SA:

EMPRESA ELÉCTRICA "QUITO" S. A.QUTTO- ECUADOR

REMODEL/VCION DE REDESDE BAJA TENSIÓN

SOUNDA SECTOR 4

AT: 22. SK V

TIPO DE INSTALACIÓN: AEREA TENSIÓN: m, aw/iao v

DIBUJO:^J C^ F=

ESCALA:

REFERENCIA:

PROYECTO No. ,taxi 1

FE CHAiAGOSIO-2004

HOJA: DE:1 1

OñCMA: ARCHWO; CAJÓN:REV. DE PROYECTOS


PRIMARIO: 21 B

No.FACTIBILIDAD No.

ANEXO 8

CARACTERÍSTICAS DE LOS TABLEROS DEDISTRIBUCIÓN

TABLERO DE DISTRIBUCIÓN DE ACOMETIDAS MONOFÁSICO 120/240V

DESCRIPCIÓN CORTA

Caja monofásica 240/120 V (10 acometidas a 2 hilos) de material aislante, parainstalación en poste o en pared.

DESCRIPCIÓN LARGA CÓDIGO:

Caja monofásica 240/120V (10 acometidas a 2 hilos) de material aislante,resistente a rayos U.V, humedad, intemperie, impactos mecánicos yantünflamable, con tapa, cierre hermético y sistema de seguridad con liavernatricial para instalación en poste o en pared.Dimensiones: menor o igual a 300x300x145mm.

Conteniendo:

- Tres orificios laterales de caucho para alimentación conductor 3x2AWGtipo TW y diez orificios de caucho en la parte inferior para la salida dediez acometidas calibre hasta 3x4AWG tipo multiconductor.

- La instalación en poste se realizará con fleje de acero de 20 x 0.7 mm.

- Tres barras (2F + N) para conexión terminal tipo talón o borneras del tiposujeción con tomillo o efecto resorte, serán de cobre, 600V, 140A., paracada fase dispondrá de un espacio para conductor No. 2 AWG, cincopara No. 10 a 4 AWG. y para el neutro un espacio para No. 2 AWG ydiez para No. 10 a 4 AWG.

- La rigidez dieléctrica entre partes vivas será mayor de 3.5 kV.

Cumplirá con las normas americanas o europeas.

Características principales:

• Minimizar el acceso no autorizado o fraudulento de los usuarios al punto deconexión y mejorar la contaminación visual de los ramales de entrada alconsumidor, así como la calidad del-sérvicio.

• Facilitar la derivación organizada y balanceada de los ramales de conexión,especialmente con cable coaxial o antifraude.

• Facilitar el corte del servicio de los consumidores morosos, y también sureconexión.

• Organizar el cruce de las redes telefónicas con las redes eléctricas.

• Facilitar las conexiones permitiendo conexiones más confiables, eliminandolos puntos calientes y consecuentemente minimizando las pérdidas técnicas deenergía.

• Su sistema modular permite configurar las cajas con la cantidad y tipo dehorneras de acuerdo a la concentración de consumidores a ser atendidos.

Características de las Cajas de distribución:

• Resistencia al impacto UL 746 C -1995 600V.• Resistente a rayos UV.• Temperatura de trabajo: 80 °C.• Grado de protección: iP 44.• Material: ASA (Acryloniíriie Styrene Acrylate) con excelentes característicasde resistencia a UV.

Características de las Cajas de Borneras:

• Max. Tensión de aplicación: 600V• Max. corriente: 140 A.• Temperatura de trabajo: 80 °C.• Max. temperatura de operación: 100 °C.• Material del aislamiento: Poliamida.• Cable hasta #2 AWG.

Caja de Distribución

Aplicaciones de la caja de distribución :

Redes de distribución aisladas (sistema preensamblado)Acometidas con cables aislados o anti-fraude.Áreas que presenten un alto nivel de pérdidas de energía.

Antes Desfjués __ _

ANEXO 9

LISTA DE TRANSFORMADORESANALIZADOS EN EL SECTOR 4 DE

SO LAN DA

LIS

TA

DE

TR

AP

OS

AN

ALI

SA

DO

S D

EL

SE

CT

OR

4 D

E S

OLA

ND

A C

OR

RE

SP

ON

DIE

NT

ES

A L

A S

UB

ES

TA

CIÓ

N 2

1 E

PLI

CA

CH

IMA

DM

Up

=3

TIP

O D

E U

SU

AR

IO -

C

ÍTE

M

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

#D

E,

TR

AP

O

3834

114

551

1454

714

546

1456

036

906

Y36

907

1453

714

536

1452

014

539

1151

8014

545

2823

2

P.

(KV

A)

37.5

50 37.5

50 50 75 37.5

50 50 50 50 50 37,5

PO

T.

CA

LCU

LAD

A59 53 45 50 60 38 53 61 53

55

35

56

42

PA

SE

S

Mon

ofás

ico

Bifá

sico

Mon

ofás

ico

Bifá

sico

Mon

ofás

ico

Mon

ofás

ico

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ico

Mon

ofás

ico

Mon

ofás

ico

Mon

ofás

ico

Mon

ofás

ico

Bifá

sico

Mon

ofás

ico

V.

ALT

A

22.8

-GR

DY

/13.

213

.2

22.8

13.2

22.8

-GR

DY

/13.

222

.8-G

RD

Y/1

3.2

22.8

-GR

DY

/13.

222

.8-G

RD

Y/1

3.2

22.8

-GR

DY

/13.

222

.8-G

RD

Y/1

3.2

22.8

-GR

DY

/13.

213

.222

.8-G

RD

Y/1

3.2

V.

BA

JA

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

120/

240

FE

CH

AIN

ST

AL.

2003

/30/

0520

03/1

7/12

1998

/22/

0420

03/1

7/12

2001

/20/

0619

99/0

5/12

2002

/08/

1020

02/0

8/10

2002

/08/

1020

02/0

8/10

2002

/08/

1020

03/1

8/12

2003

/16/

12

DIR

EC

CIÓ

N

TT

E O

RT

IZ Y

JO

SÉ

AB

AR

CA

S P

SJ,

18

JOS

É A

BA

RC

AS

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OR

EN

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S M

ZU JO

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AB

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CA

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M.

MO

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OB

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Y J

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É A

BA

RC

AS

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OR

4 Z

MZ

4 Y

MZ

U. P

SJE

15

CA

LLE

M Y

CA

LLE

H

JOS

É A

GU

DO

Y J

OS

É D

ELG

AD

O

JOS

É A

GU

DO

Y Q

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IAC

PJE

21

Y J

OS

É D

ELG

AD

O

PJE

10

YL

UIS

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LT

RA

N

QU

IMIA

C Y

RU

MIC

HA

CA

JOS

É M

AR

ÍA A

LEM

ÁN

CA

LLE

L

PR

IMA

RIO

B B B B -

B D B B B B B B B

J

ANEXO 10

LIMITES DE ARMÓNICOS Y FLICKER DEACUERDO A LA REGULACIÓN 004/01 DEL

CONELECr

2.2.1.3Límites delFlicker

El índice de severidad del Flicker Pst en el punto de medición respectivo, no debesuperar la unidad. Se considera el límite Pst ~ 1 como el tope de irritabilidad asociado ala fluctuación máxima de luminancia que puede soportar sin molestia el ojo humano enuna muestra específica de población.Se considerará que el suministro de electricidad no cumple con el límite admisiblearriba señalado, en cada punto de medición, si las perturbaciones se encuentran fueradel rango de tolerancia establecido en este numeral, por un tiempo superior al 5% delperíodo de medición de 7 días continuos.

2.2.2.3 Límites de Armónicos

Los valores eficaces (mis) de los voltajes armónicos individuales (Vi') y los THDexpresados como porcentaje del voltaje nominal del punto de medición respectivo, nodeben superar los valores límite (Vi3 y THD') señalados a continuación. Para efectos deesta regulación se consideran los armónicos comprendidos entre la segunda y lacuadragésima, ambas inclusive.

ORDEN (n) DE LAARMÓNICA YTHD

Impares no múltiplos de 3

57111317192325>25

Impares múltiplos de tres

391521Mayores de 21Pares246810

12Mayores a 12THD

TOLERANCIA ¡Vi1 1 o ! THD'i

V > 40 Kv(otros puntos)

2.02.01.51.51.01.00.70.70.1 +0.6*251/n

1.5

1.00.3

0.2 -0.2

1.51.0

0.50.20.2

0.20.2

3

V í 40 Kv(otros puntos)

6.05.03,53.02.01.51.51.50.2 + 1.3*25/n

5.01.50.30.20.2

21.00.50.50,5

0,20.5

8

ANEXO 11

ESTUDIO IEEE SOBRE ARMÓNICOSNORMA 519

ESTUDIO DE LA IEEE SOBRE ARMINICOS (NORMA 519)

Los problemas del sistema de potencia asociado con los armónicos comenzaron a ser deinterés general en la década de los 70, cuando dos desarrollos independientes tuvieronlugar. El primero era el embargo de petróleo, que condujo a incrementos en laelectricidad y al ahorro de la energía. Las compañías de distribución de energía y losconsumidores industriales comenzaron a instalar condensadores para el mejoramientodel factor de potencia. Los condensadores reducen la demanda de MVA que exige elsistema eléctrico abasteciendo la porción de reactivos necesarios de forma local (dondese requiere). Como resultado, se reducen las pérdidas eléctricas tanto en la plantaindustrial como en la red de distribución. Para mejorar el factor "de potencia fuenecesario incrementar significativamente el número de capacitores conectados en elsistema de potencia. Como una consecuencia, ha habido un aumento igualmenteimportante en el número de circuitos sintonizados (resonantes)en redes de distribución yplantas.

El segundo desarrollo involucrado fue la llegada de la era tecnológica de los tiristores enbajo voltaje. En los años 60, los tiristores fueron desarrollados para motores en DC yluego durante la década de los 70, utilizados para controlar la velocidad de motores AC.Esto resultó en una proliferación de pequeños convertidores operadosindependientemente sin técnicas de mitigación de armónicas.

Aún con niveles de corriente de armónicas relativamente bajo, un circuito resonantepuede ocasionar severos problemas de distorsión en el voltaje e interferencia telefónica.Un circuito resonante paralelo puede amplificar los niveles de corriente armónica a unpunto tal que produzca falla en los equipos. Los circuitos resonantes serie puedenconcentrar el flujo de corrientes armónicas en alimentadores o líneas específicas alpunto de producir interferencia telefónica de gran magnitud.

El aumento en el uso de convertidores estáticos, tanto en equipos de control industrialcomo en aplicaciones domésticas, combinado con el aumento en el uso de loscondensadores para el mejoramiento del factor de potencia, han creado problemasgeneralizados. Debido a lo extenso de estos problemas, ha sido necesario desarrollartécnicas y lineamientos para la instalación de equipos y control de armónicos. Estesegmento discute esos lineamientos y su importancia en el diseño de sistemas.

Las normas estadounidenses con respecto a los armónicos han sido agrupadas por laIEEE en la norma 519: IEEE Recomendaciones Prácticas y Requerimientos para elControl de armónicas en Sistemas Eléctricos de Potencia. Existe un efecto combinadode todas las cargas no lineales sobre el sistema de distribución la cual tienen unacapacidad limitada para absorber corrientes armónicas. Adicionalmente, las compañíasde distribución tienen la responsabilidad de proveer alta calidad de abastecimiento en loque respecta al nivel del voltaje y su forma de onda. IEEE 519 hace referencia no solo alnivel absoluto de armónicos producido por una fuente individual sino también a sumagnitud con respecto a la red de abastecimiento.

Se debe tomar en cuenta que la IEEE 519 esta limitada por tratarse de una colección derecomendaciones prácticas que sirven como guía tanto a consumidores como adistribuidores de energía eléctrica. Donde existan problemas, a causa de la inyección

excesiva de corriente armónica o distorsión del voltaje, es obligatorio para elsuministrador y el consumidor, resolver estos problemas.

El propósito de la IEEE 519 es el de recomendar limites en la distorsión armónicasegún dos criterios distintos, específicamente:

1.Existe una limitación sobre la cantidad de corriente armónica que un consumidorpuede inyectar en la red de distribución eléctrica.

2.Se establece una limitación en el nivel de voltaje armónico que una compañía dedistribución de electricidad puede suministrar al consumidor.

Lincamientos para Clientes Individuales

El límite primario de los clientes individuales es la cantidad de corriente armónica queellos pueden inyectar en la red de distribución. Los límites de corriente se basan en eltamaño del consumidor con respecto al sistema de distribución. Los clientes másgrandes se restringen rnás que los clientes pequeños. El tamaño relativo de la carga conel respecto a la fuente se dpfíne como la relación de cortocircuito (SCR), al punto deacoplamiento común (PCC), que es donde carga del consumidor conecta con otrascargas en el sistema de potencia. El tamaño del consumidor es definido por la corrientetotal de frecuencia fundamental en la carga, IL, que incluye todas las cargas lineales yno lineales. El tamaño del' sistema de abastecimiento es definido por el nivel de lacorriente de cortocircuito, IÍJC, al PCC. Estas dos corrientes definen el SCR:

shortcircuitMVA ¡seload MW í.

Una relación alta significa que la carga es relativamente pequeña y que los límitesaplicables no serán tan estrictos como los que corresponden cuando la relación es masbaja. Esto se observa en Ip tabla 1, donde se recomiendan los niveles máximos dedistorsión armónica en función del valor de SCR y el orden de la armónica. La tablatambién identifica niveles totales de distorsión armónica. Todos los valores dedistorsión de corriente se dan en base a la máxima corriente de carga (demanda). Ladistorsión total está en términos de la distorsión total de la demanda (TDD) en vez deltérmino más común THD.

La tabla 1 muestra límites de corriente para componentes de armónicas individuales asícomo también distorsión armónica total. Por ejemplo un consumidor con un SCR entre50 y 100 tiene un límite recomendado de 12.0% para TDD, mientras que paracomponentes armónicas impares individuales de ordenes menores a 11, el límite es del10%. Es importante notar que los componentes individuales de las corrientes armónicasno se suman directamente para que todo el armónicos característico no pueda estar a sulímite máximo individual sin exceder el TDD.

Tabla 1. IEEE 519 Límites en la Distorsión de la Corriente.

Para condiciones con duración superior a una hora. Para períodos más cortos el límiteaumenta un 50%

Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común deacoplamiento con Otras Cargas, para voltajes entre 120 - 69,000 volts.

Máxima Distorsión Armónica Impar de la Comente, en % del Armónico fundamentalISC/IL<20*

20<5050<100

100<1000>1000

<114.07.010.012.015.0

ll<h<172.03.54.55.57.0

17<h<231.52.54.05.06.0

23<h<350.61.01.52.02.5

35<h0.30.5

- 0.71.01.4

TDD5.0S.O12.015.020.0

Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común deacoplamiento con Otras Cargas, para voltajes entre 69,000 - 161,000 volts.

Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamentalISC/IL<20*

20<5050<100

10CK1000>1000

<112.03.55.06.07.5

ll<h<171.0

1.752.252.753.5

17<h<230.751.252.02.53.0

23<h<350.30.5

0.751.0

1.25

35<h0.150.250.350.50.7

TDD2.54.06.07.510.0

Límites de Corriente Armónica para Carga no lineal en el Punto Común deacoplamiento con Otras Cargas, para voltajes > 161,000 volts.

Máxima Distorsión Armónica Impar de la Corriente, en % del Armónico fundamentalISC/IL

<5050

<112.03.0

ll<h<171.01.5

17<h<230.751.15

23<h<350.300.45

35<h0.150.22

TDD2.5

3.75Los armónicos pares se limitan al 25% de los límites de los armónicos impares

mostrados anteriormente* Todo equipo de generación se limita a estos valores independientemente del valor de

Isc/Tl que presenteDonde ISC = corriente Máxima de cortocircuito en el punto de acoplamiento común.

IL = Máxima demanda de la corriente de carga ( a frecuencia fundamental) en el puntode acoplamiento común.

TDD = Distorsión total de la demanda (RSS) en % de la demanda máxima .

Es importante notar que la Tabla 1 muestra únicamente los límites para armónicosimpares. IEEE 519 da lineamientos para los armónicos pares limitándolos al 25% de losimpares, dentro de la misma gama. El armónicos par es el resultado de una onda decorriente asimétrica (con forma diferente a la positiva y negativa) que puede contenercomponentes DC que saturarán los núcleos magnéticos.

Para equipos de generación, IEEE 519 no discrimina en el tamaño. Los límites son másestrictos por el hecho de que los límites de inyección de armónicos son menores que losmostrados en la tabla.

El Calentamiento del Transformador

Los límites de distorsión dados arriba son permitidos con tal que el transformador-utilizado por el usuario no se someta a armónicos que sobrepasen el 5% de la corrientenominal del transformador como lo establece ANSÍ/IEEE C57.12.00

Fíicker de Voltaje

Los lincamientos para el parpadeo de voltaje ocasionado por consumidores individualesse dan también en IEEE 519. La figura 8 se ofrece 'una guía para determinar el grado desusceptibilidad del problema.

El Voltaje Mellado

Muchos convertidores estáticos hacen mordeduras grandes o mellan el voltaje (Figuran9). Los lineamientos se dan según el cliente y la profundidad de la muesca, la THD devoltaje y el área de la muesca (Tabla 2). Este es aplicable en el PCC para sistemas debajo de voltaje.

! 1•

f ? f d = profundidad

.

Figura 9. El Voltaje Mellado

Tabla 2. Sistema de bajo Voltaje clasificación y límites de Distorsión.

Profundidad de lamuesca

THD (Voltage)Área de la muesca*

Aplicación Especial

10%

3%16,400

Sistema General

20%

5%22,800

SistemaDedicado

50%

10%36,500

* en volt-microsegundos a valores de V & I

Interferencia Telefónica

El ruido de teléfono originado por voltajes y corrientes armónicas de los sistemas depotencia se denomina generalmente Factor de Influencia Telefónica (TTF), El sistemareconoce que el ruido inducido por las corrientes o voltajes armónicas tienen un efectosubjetivo sobre el usuario del teléfono. Esto se debe a que el oído humano es massusceptible a algunas frecuencias que los otros.

Current

PhaseConductor"

Neutral

TelephoneCable

FIGURA 10Campos magnéticos ocasionando voltajes inducidos en circuitos telefónicos cercanos

La figura 11 muéstralos factores TTF según IEEE 519. EITTF en la curva es una medidade la sensibilidad del sistema telefónico y el oído humano al ruido a diversasfrecuencias discretas.

12000 -

10000 -

3000 •

6000 -

4000 -

2000 -

n .

s~ x^

^/

s

y""

i//

1000 2000 3000 4000 5000

Frequency in HzFRECUENCIA EN HZ

Fígurall Factor de influencia telefónica típica (TIF) influencia vs. Frecuencia

El factor TIF de 60 Hz está cercano a cero, indicando que los circuitos telefónicos y eloído, son insensibles a esa frecuencia. Aún para los armónicos mas comunes,, tales comoel 5th o el 7th, el factor TIF es todavía despreciable. El TIF tiene su peso máximo sobrelos 2600 Hz, con valores de 10,600 a esta frecuencia.

IEEE 519 da directivas para tres de niveles de probabilidad de interferencia comomuestra en la Mesa 4. Este se aplican cuando que un circuito de teléfono tengaexposición considerable a los conductores de poder.

Los límites de duración.

Los límites de distorsión especificados por IEEE 519 están para condiciones"normales" que duran períodos mayores de hora. Para períodos más cortos, durantearranques o condiciones inusitadas, los límites pueden ser excedidos hasta un 50%.Algún equipo, tal como una fuente de alimentación estática puede ser sensible a ladistorsión armónica de corta duración, pero la mayoría de los efectos armónicos talescomo interferencias de telefónicas, en transformadores y el calentamiento de motores,son exclusivos de los armónicos de larga duración o repetitivos.

Las Directivas de Fabricante

IEEE 519 no contiene ninguna directivas para el voltaje en un cliente a la salida o enbarra de voltaje. IEEE 519 únicamente aplica a la conexión entre un cliente y la utilidad.La distorsión armónica puede ser más grande aguas abajo del PCC. Por lo tanto, elfabricante no tiene ningunos lineamientos reales con respecto a la distorsión armónicamáxima en el voltaje a la que un equipo puede someterse.

ANEXO 12

CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONESDEL ANALIZADOR DE PERTURBACIONES

MEMOBOX300

CARACTERÍSTICAS Y ESPECIFICACIONES DEL ANALIZADOR DEPERTURBACIONES M E M O BOX 300

El MEMOBOX 300 opera en los siguientes voltajes nominales permisibles:

Los sistemas de tres fases 4 hilos (F-N); voltaje nominal: 115 V, 230 V, 480 V

Los sistemas de tres fases 3 hilos (F-F); voltaje nominal: 200 V, 400 V, 830 V

Características

E! MEMOBOX 300 proporciona resultados de medición óptimos debido a:

• Diseño robusto y compacto

• Entradas de medida reversibles: conductor fase-neutro yfase-fase

• Rango de voltaje de entrada extenso

• Fácil funcionamiento

• La conexión por medio de prueba de múltiple polo

• Medida de corriente con ¡os transformadores flexibles actuales (LEM-

flex)

• Medida de corriente para los hilos de neutro o tierra

• Los voltajes / corrientes se supervisan con LEDs

• Protección: 1P65 para las aplicaciones al aire libre

El MEMOBOX 300 tiene tres rangos de entrada para los dos sistemas de

conexión: conexión Y (4 hilos - 3 fases) y conexión Delta (3 hilos - 3 fases)

CONEXIÓN

3 FASES 3 HILOS

3 FASES 4 HILOS

MÁXIMO VOLTAJE DE ENTRADA

RANGO DE ENTRADA

115W200V

115VAC,+ 20%

2Üüv'AC,+ 20%

. 23W/40CV

23WAC,+2Q&

4QOV AC,+20V

48DV / 83CW

48CVAC,+ 20V

83ÜVAC,4-20%

Medida de variación de voltaje.- Los valores RMS del voltaje determinan el

valor incorrecto en la longitud del intervalo, los mismos que pueden ser

seleccionados de acuerdo a las necesidades.

Todos los valores moderados menores al 1 % del voltaje nominal son

interpretados como interrupciones. El tiempo de salida y la duración de la

interrupción de voltaje es registrado. Las interrupciones mayores a 20 ms.

También son registradas.

no%Un100% Un

Duran onTime

Medida de los declives o aumentos de voltaje.- Cuando el valor del límite

superior (por ejemplo Uv + 10%) o el más bajo del valor límite (por ejemplo

Uv -10%) se excede, el evento es registrado como una zambullida de voltaje,

o aumento de voltaje, además se guardan la duración y tiempo del evento. El

extremo del valor de un declive o aumento de voltaje también se graban.

/

1 10% Un100% Uny u .-o un

\

/

. Depih

si

S \

Hele

\JDuration

/ X\

lh^

^/^ 7 1

Duration/ x's ^

\"*"• ""

N/

ZeiE

Medida de los declives o aumentos de voltaje

ANEXO 13

MEDIDAS PARA DISMINUIR LA DISTORSIÓNARMÓNICA

m

Medidas para disminuir la Distorsión Armónica

Introducción

El uso de equipo electrónico moderno ha cambiado nuestras vidas, proporcionándonos

mayor comodidad y dependencia eléctrica, pero este hecho ha cambiado también la

característica de la carga en las instalaciones modernas.

Los equipos electrónicos han ganado el nombre de "Carga no lineal"; debido a su

particular característica de consumir comente no senoidal al aplicársele alimentación

senoidal. Con lo cual se produce una distorsión de las señales de tensión y corriente a lo

largo del sistema de distribución eléctrica. Produciendo algunos efectos adversos, como

lo son:

• Corrientes excedentes por el neutro.

• Altos niveles voltaje de neutro a tierra.

• Recalentamiento en transformadores,

• Reducción en la capacidad de distribución

• Penalización por bajo factor de potencia

El problema con cargas no lineales, es la forma no sinusoidal que la corriente adopta,

producto de las diferentes ondas (múltiplos enteros de la fundamental), que a ella se

suman y que son originadas por las cargas no lineales. Esta deformación de las señales

de tensión y corriente se expresa usuahnente en términos de "Distorsión Armónica11.

La distorsión armónica describe la variación en estado estacionario o continuo en la

forma de onda de la frecuencia fundamental. Para esta condición de estado estacionario

las frecuencias son múltiplos enteros de la frecuencia fundamental. Los síntomas típicos

de problemas de armónicas incluyen disparo en falso de fusibles, disparos inexplicables

de interruptores, sobrecalentamiento de transformadores y de motores, funcionamiento

defectuoso de impulsores, computadoras, etc.

La siguiente reseña proporciona un breve resumen de las técnicas y lincamientos con

respecto a consideraciones de armónicas. >

Sistemas de Edificios pequeños (Comerciales y de Oficinas).

Los sistemas eléctricos de estos edificios, están compuestos en gran parte de cargas

monofásicas que son alimentadas frecuentemente con una fuente de 4 hilos en estrella

aterrada. Con la llegada de la computadora personal y la fuente de alimentación

conmutada a principios de los 80's un porcentaje cada vez mayor de estos tipos de

cargas son no lineales por naturaleza, es decir producen armónicas. Los dispositivos

monofásicos generalmente exhiben las siguientes armónicas de la fundamental en la

forma de onda de comente: 3, 5, 7, 9, 11, 13, etc. (esto incluye todas las armónicas

impares) En estos tipos de aplicaciones debe tomarse en cuenta los siguientes puntos:

1. Aún en condiciones de carga balanceada las armónicas múltiplos de tres se sumarán

en el conductor neutro. La tercera armónica es generalmente mucho mayor que el resto

y es habitualmente la más significativa.

2. Los transformadores alimentadores conectados en delta-estrella aterrada bloquearán

la mayoría de las corrientes de tercera armónica y sus múltiplos, evitando que fluyan

hacia el sistema de alta tensión. Consecuentemente, esta conexión es preferida en esta

aplicación.

3. Debido a las corrientes de neutro potencialmente altas en esta aplicación, un

conductor neutro común puede dimensionarse tanto como al doble de los conductores

de fase o llevar neutros separados por fase.

4. Los transformadores necesitan ser dimensionados o corregidos para manejar las altas

comentes armónicas. Esta es la aplicación principal de los transformadores clasificados

con factor K.

5. Se recomiendan interruptores de operación con rms real.

6. Pueden aplicarse filtros a las cargas para reducir las armónicas a lo largo del sistema.

Esto puede reducir la clasificación de factor-K necesario del transformador, así como

los requerimientos de corriente de neutro.

7. Pueden emplearse transformadores en zig-zag o estrella-delta para atrapar las

armónicas de secuencia cero tales como h= 3, 6, 9, etc. Esto reducirá el trabajo en el

equipo antes del transformador.

Sistemas de las Empresas Eléctricas

Las fuentes de distorsión armónica predominantemente vienen de las cargas empleadas

por los usuarios conectados a la red de la empresa eléctrica; en referencia a esto se

destacan las siguientes observaciones:

1. Los niveles de distorsión armónica son generalmente mayores en el sistema eléctrico

del cliente que en el de la empresa eléctrica.

2. Donde no hay un usuario grande único o una carga productora de armónicas

alimentada desde el sistema de distribución, generalmente es ventajoso distribuir

pequeños bancos de capacitores en los alimentadores de distribución más que colocar un

banco grande en un solo punto. Los bancos de capacitores distribuidos, tienen el efecto

de provocar diferentes puntos de resonancia, pero de magnitudes relativamente

pequeñas comparados con un banco de capacitores grande y único.

3. Es posible que las armónicas producidas por un consumidor causen problemas a otro

alimentado del mismo sistema de distribución. Este tipo de problemas con frecuencia

involucra resonancias con bancos de capacitores y normalmente se resuelve .mejor

tomando acción en la fuente de armónicas o direccionando los capacitores que puedan

provocar resonancia.

4. La interferencia telefónica es otro problema que ocasionalmente ocurre en los

sistemas de distribución. Esto sucede cuando se alimentan cargas productoras de

armónicas relativamente grandes desde un sistema de distribución (12 - 35 KV.) y las

líneas telefónicas y de distribución comparten el mismo derecho de vía. Nuevamente,

esto se resuelve mejor tomando acción sobre la fuente de armónicas; aunque algunas

veces se hace cambiando de lugar ó eliminando los capacitores instalados en Ja red de

distribución. Está en función del acoplamiento entre las líneas eléctricas y telefónicas;

pero, la mayoría de las veces, es muy poco lo que se logra respecto al arreglo físico de

los conductores. Sin embargo, este contenido de alta frecuencia muchas veces identifica

blindajes abiertos en los circuitos telefónicos. Una vez que el blindaje se corrige, el

ruido normalmente, se reduce en gran medida.

Normas Técnicas Industriales

Históricamente, las armónicas empiezan a ser un factor significativo en el diseño de

los sistemas eléctricos en los años 60's con la invención del rectificador controlado de

silicio "SCR". En 1957 se inició un movimiento gradual hacia el uso de la electrónica de

potencia para suministrar cantidades significativas de energía. Esto continúa

incrementándose y se espera que siga así en las décadas futuras.

Consecuentemente, las normas técnicas empezaron a reflejar el aspecto de las armónicas

en los últimos 10 ó 20 años. Estas normas significativas con respecto a consideraciones

de armónicas se resumen como sigue:

•1. La Norma IEEE 519 publicada en 1981. Proporcionó los primeros lineamientos para

limitar las armónicas en el sistema. Para niveles de tensión inferiores a 69 KV. se

recomendaba mantener la distorsión de tensión a menos del 5% . Para tensiones de

operación mayores del sistema se recomendaban niveles de distorsión menores.

2. La Norma IEEE 519 se revisó en 1992. La limitación del 5% de la tensión

permanece, mientras que existe una limitación en distorsión de corriente en el punto en

el que la empresa eléctrica y el usuario se enlazan. Este límite en distorsión de comente

está en el rango de 2.5% a 20% dependiendo del tamaño del usuario y de la tensión del

sistema. Ese documento proporciona ademas una guía sobre la profundidad del vado

(notch) y áreas asociadas con dispositivos de conmutación electrónicos, así como

consideraciones para interferencias telefónicas.

3. La Norma ANSÍ/IEEE 18 proporciona limitaciones para bancos de capacitores en

paralelo que permitan distorsión armónica significativa. Estos límites son los siguientes:

• 110% de la tensión nominal rms,

• 120% de la tensión pico nominal rms,

• 180% de la corriente nominal rms,

• 135% de los kVAR nominales.

4. La Norma ANSI/TEEE C57.12.00 y la C57.12.01 proporcionan la limitación para

distorsión de corriente en transformadores en 5% de plena carga. Este valor puede

fácilmente excederse cuando la carga productora de armónicas en un transformador

exceda entre el 10% y el 20% de la capacidad del transformador en KVA.

5. La Norma ANSÍ/IEEE C57.110 proporciona una práctica recomendada para

establecer la capacidad de un transformador cuando la distorsión excede el 5 %.

6. En 1992 Underwriters Laboratories (UL) revisaron las Normas UL 1561 y UL 1562

para exponer la capacidad armónica de transformadores cubiertos por estos documentos.

Los cambios- están basados en el método de clasificación denominado "factor K", el cual

es derivado de la Norma ANSI/TEEE C57.110 y el cual define un sistema de

clasificación de transformadores cuando la distorsión de corriente excede el 5%. Esto ha

dado como resultado que muchos fabricantes ofrezcan transformadores con

clasificación de Factor K.

7. En la tabla 310, nota 10( c), del National Electric Code (NEC), se indica que "en un

'circuito estrella de 3 fases, 4 hilos, donde la porción mayor de carga es no lineal tal

como alumbrado de descarga eléctrica, computadoras electrónicas, procesamiento de

datos o equipo similar; existen corrientes armónicas presentes en el conductor neutro, y

el neutro deberá considerarse como un conductor portador de corriente".

8. Una revisión preliminar de 1992 de la ANSÍ C82.1, "especificación para balástros de

lámparas fluorescentes de alta frecuencia", especifica una Ithd de 32%. Como resultado

de la preocupación en esta área, muchos diseñaron recientemente balastras electrónicas

con Ithd<15%. Esta es una de las pocas normas de equipos que exponen limitaciones a

comentes armónicas. Mas detalles se encuentran disponibles en estos documentos y

deberán estar disponibles para referencia, para aquellos que trabajan significativamente

en el área de armónicas.

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