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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ASIGNACIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE POR ZONAS EN EL ÁREA
DE SERVICIO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
AYALA FLORES KAREN BERENICE
CONTENTO VILLAGRÁN FRANCISCO DAVID
DIRECTOR: DR. FABIÁN ERNESTO PÉREZ YAULI
Quito, Septiembre 2017
I
DECLARACIÓN
Nosotros, KAREN BERENICE AYALA FLORES y FRANCISCO DAVID CONTENTO VILLAGRÁN, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.
____________________________ __________________________
KAREN BERENICE AYALA FLORES FRANCISCO DAVID CONTENTO
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por KAREN BERENICE AYALA FLORES y FRANCISCO DAVID CONTENTO VILLAGRÁN, bajo mi supervisión.
_____________________________
DR. FABIÁN E. PÉREZ YAULI DIRECTOR DEL PROYECTO
III
AGRADECIMIENTO
A Dios, por llenar mi vida de bendiciones, por darme la fuerza para seguir mirando al frente hasta llegar a la meta, por llenar mi corazón con su paz para no rendirme en los momentos difíciles; sé que Dios tiene un plan perfecto en mi vida y a ese plan me aferro con la toda mi fe. A mi extraordinaria mami Patty, por ser el pilar de mi vida, por haberme educado con todo el amor, por ser mi apoyo y nunca soltarme, por tu confianza ciega en mí y en cada decisión que he tomado; ni toda la vida será suficiente para agradecer todos los sacrificios que sólo tú y yo sabemos hiciste por mí mamita, todo tu esfuerzo y dedicación se refleja en cada logro que alcance. Te amo mamita, sin ti no soy nadie. A mi admirable papi Willy, por cada uno de los sacrificios que hiciste por mí, por tu dedicación y entrega a tu familia, por ser la fortaleza de todas nosotras, por nunca derrumbarte a pesar de las dificultades que hemos vivido, por hacer de mí una mujer virtuosa y con un gran corazón, porque ser una persona noble es más importante que tener mil títulos, por haberme dado todo lo necesario para convertirme en quien soy, y por haberme hecho entender que con sacrificio y dedicación uno puede llegar a donde se lo proponga. Estaré en deuda contigo toda mi vida. A mi ñaña Eve, gracias por tu amor, por tus ocurrencias, por tu compañía que no la cambio por nada, por creer en mí siempre y nunca juzgarme. He tratado de ser tu mejor ejemplo espero haberlo logrado. A mis abuelitos Emilito(+) y Teresa, han sido un gran ejemplo de esfuerzo y dedicación, gracias por su apoyo incondicional cuando lo necesite, gracias Emilito por mostrarme que en la vida uno debe ser sincero, humilde y desprendido, ahora eres mi ángel y sé que siempre me cuidas y me bendices. A mi abuelita Rosy gracias por el amor que siempre nos has mostrado y por darme la mejor madre del mundo. A mi tía Lore por estar pendiente de mí siempre a pesar de la distancia, gracias por escucharme tantas veces sin juzgar, tu sabes lo importante que eres para mí. A mis profesores, por impartir los conocimientos necesarios para formarme como profesional, por extendernos una mano amistosa siempre que lo necesitamos. En especial al Ing. Mentor Poveda y al Dr. Fabian Pérez por su valioso tiempo y por la amistad brindada. A la Empresa Eléctrica Quito por su apertura y colaboración para la realización del presente trabajo, en especial a la Gerencia de Planificación y al personal que labora en dicha gerencia, infinitas gracias. A mi amigo Francisco C. por su ayuda incondicional a lo largo de mi vida estudiantil y por su colaboración para hacer esto posible. A Francisco A. como no agradecerte tantos años de amistad incondicional y desinteresada, fuiste mi amigo, mi hermano de vida, mi fortaleza en muchas ocasiones, como algún día dijiste Dios sabe lo que cada persona necesita. A Andres por haber sido aquella persona que estuvo para mí cuando apenas llegue a esta ciudad, por la confianza y ánimos que me diste infinitamente gracias. A todas aquellas personas especiales que siempre fueron parte de esta etapa de mi vida, con sus consejos, apoyo y ocurrencias me sacaron más de una sonrisa gracias Susi, Mile, Andi, Kevin, Diego, Cathita, siempre fueron un motor para lograr este meta. A mis tíos, primos, y toda mi familia gracias por su confianza, respeto y consideración hacia mí.
Karen
IV
AGRADECIMIENTO
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EFGHIJKIL
V
DEDICATORIA
A Dios por iluminar cada momento de mi vida.
A mi abuelito Emilio(+)por todo el amor que me dio mientras vivías y porque ahora eres mi
Ángel.
A mis padres Willam y Patty por su amor incondicional, por ser mi apoyo y nunca haber
soltado mi mano en este duro camino.
A mi hermana por su confianza y por su apoyo incondicional.
A todas aquellas personas que creyeron en mí, y que de una u otra manera hicieron que
pueda cumplir este objetivo.
¡Nadie dijo que sería fácil, pero aquí estoy de pie!
Karen
VI
DEDICATORIA
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EFGHIJKIL
VII
CONTENIDO
DECLARACIÓN ..................................................................................................... I
CERTIFICACIÓN ................................................................................................... II
AGRADECIMIENTO ............................................................................................. III
DEDICATORIA ..................................................................................................... V
RESUMEN .......................................................................................................... XII
PRESENTACIÓN .............................................................................................. XIII
CAPÍTULO I........................................................................................................... 1
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 1
1.1. ANTECEDENTES ..................................................................................... 1
1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 1
1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......................................................... 1
1.4. OBJETIVOS .............................................................................................. 2
1.4.1. OBJETIVO GENERAL ........................................................................ 2
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................... 2
1.5. ALCANCE ................................................................................................. 3
CAPÍTULO II.......................................................................................................... 4
MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 4
2.1. DEFINICIONES ........................................................................................ 4
2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ................................. 8
2.2.1. ALIMENTADOR PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN ............................... 8
2.2.2. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...................................... 9
2.2.3. REDES SECUNDARIAS .................................................................... 9
2.2.4. ACOMETIDAS .................................................................................. 10
2.3. NORMA ANSI C84.1-2011 ...................................................................... 10
2.3.1. CLASES EN SISTEMAS DE VOLTAJE ............................................ 11
2.3.2. RANGOS DE VOLTAJE ................................................................... 11
2.3.2.1. Rango A ..................................................................................... 11
2.3.2.2. Rango B ..................................................................................... 12
2.4. REGULACIÓN No. CONELEC 004/01 .................................................... 12
VIII
2.4.1. ASPECTOS DE CALIDAD ................................................................ 12
2.4.2. DEFINICIÓN DE LAS ETAPAS DE APLICACIÓN ............................ 12
2.4.3. CALIDAD DEL PRODUCTO ............................................................. 13
2.4.4. MEDICIÓN ....................................................................................... 13
2.4.5. LÍMITES ........................................................................................... 14
2.5. COMPARACIÓN ENTRE LA NORMA ANSI C84.1-2011 Y LA REGULACIÓN No. CONELEC 004/01 .............................................................. 15
2.5.1. NORMA ANSI C84.1-2011 ............................................................... 15
2.5.2. REGULACIóN No. CONELEC 004/01 .............................................. 16
2.6. INFLUENCIA DE TAPS EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ................................................................................................ 18
2.7. MÉTODO DE LA REA (ADMINISTRACIÓN DE ELECTRIFICACIÓN RURAL) ............................................................................................................ 19
2.7.1. INFORMACIÓN BÁSICA .................................................................. 19
2.7.2. CÁLCULO DE LA DEMANDA [kW] ................................................... 20
2.8. FACTOR DE ESCALAMIENTO ............................................................... 21
CAPÍTULO III ....................................................................................................... 22
RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN .................................................................. 22
3.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LAS ZONAS A SER ESTUDIADAS ... 22
3.2. SELECCIÓN DE LAS ZONAS................................................................. 23
3.2.1. SELECCIÓN DE LA ZONA DE ALTA DENSIDAD ............................ 23
3.2.2. SELECCIÓN DE LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD ......................... 23
3.2.3. SELECCIÓN DE LA ZONA DE BAJA DENSIDAD ............................ 24
3.3. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DE LAS ZONAS SELECCIONADAS ........................................................................................... 24
3.3.1. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE ALTA DENSIDAD .................................................................................................... 27
3.3.1.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores ......................... 27
3.3.1.1.1. Alimentador 24B.................................................................... 27
3.3.1.1.2. Alimentador 16C ................................................................... 28
3.3.1.1.3. Alimentador 19E.................................................................... 28
3.3.2. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD .................................................................................................... 28
3.3.2.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores ......................... 28
IX
3.3.2.1.1. Alimentador 02D ................................................................... 28
3.3.2.1.2 Alimentador 36D .................................................................... 29
3.3.3. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE BAJA DENSIDAD .................................................................................................... 29
3.3.3.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores ......................... 29
3.3.3.1.1. Alimentador 34A.................................................................... 29
3.3.3.1.2. Alimentador 49A.................................................................... 30
3.3.4. TRANSFORMADORES QUE INTERVIENEN EN EL ESTUDIO ....... 31
3.3.5. MEDIDORES ASOCIADOS A CADA TRANSFORMADOR .............. 32
3.4. VERIFICACIÓN DE LOS DATOS RECOLECTADOS ............................. 38
CAPÍTULO IV ...................................................................................................... 41
MODELACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN ................................................ 41
4.1. SIMULACIONES DIGITALES ................................................................. 41
4.1.1. CRITERIOS DE SIMULACIÓN ......................................................... 41
4.1.1.1. Alimentador primario .................................................................. 41
4.1.1.2. Transformadores de distribución ................................................ 42
4.1.1.3. Circuitos Secundarios ................................................................ 42
4.1.1.4. Acometidas ................................................................................ 42
4.1.2. PROCEDIMIENTO DE SIMULACIÓN .............................................. 43
4.1.2.1. Alimentador Primario .................................................................. 43
4.1.2.2. Transformadores ........................................................................ 43
4.1.2.3. Circuitos Secundarios ................................................................ 43
4.1.2.4. Acometidas ................................................................................ 44
4.1.3. EJEMPLO DE CÁLCULO PARA LA SIMULACIÓN .......................... 44
4.1.3.1. Alimentador Primario .................................................................. 44
4.1.3.1.1. Cálculo de los Datos a Ingresar para la Simulación del Alimentador Primario ............................................................................... 44
4.1.3.1.2. Simulación de la Distribución de Carga ................................. 45
4.1.3.2. Circuito Secundario .................................................................... 49
4.1.3.2.1. Aplicación del Factor de Escalamiento .................................. 49
4.1.3.2.2. Determinación del Consumo por Poste en el Circuito Secundario ................................................................................. 52
X
4.1.3.2.3. Simulación de Distribución de Carga y Flujo de Potencia del Circuito Secundario ................................................................................. 54
4.1.3.3. Acometida .................................................................................. 56
4.1.3.3.1. Determinación de la Demanda de 1 Cliente .......................... 56
4.1.4. CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE VOLTAJE ...................................... 59
4.1.4.1. Caída de Voltaje Alimentador primario ....................................... 59
4.1.4.2. Caída de Voltaje en el Transformador de Distribución. .............. 60
4.1.4.2.1. Cálculo de R y X Porcentuales Reales del Transformador .... 60
4.1.4.2.2. Cálculo de la Caída de Voltaje en el Transformador ............. 61
4.1.4.3. Caída de Voltaje en el Circuito Secundario ................................ 62
4.1.4.4. Caída de Voltaje en la Acometida .............................................. 63
4.1.5. CAÍDAS DE VOLTAJE ACUMULADAS ............................................ 64
4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................. 65
4.3. CAÍDAS DE VOLTAJES ACTUALES POR ZONA................................... 69
4.4. INFLUENCIA DE LOS TAPS EN LAS CAÍDA DE VOLTAJE. .................. 70
CAPÍTULO V ....................................................................................................... 79
ELABORACIÓN Y COMPROBACIÓN DE LA PROPUESTA DE CAÍDAS DE
VOLTAJE PERMISIBLES ................................................................................... 79
5.1. EJEMPLO DE CÁLCULO DE LOS VALORES PROPUESTOS PARA CAÍDAS DE VOLTAJE ...................................................................................... 79
5.2. ELABORACIÓN DE PROPUESTA DE REPARTICIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE .......................................................................................................... 84
5.3. COMPROBACIÓN MEDIANTE SIMULACIONES ................................... 87
5.3.1. COMPARACIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE EXISTENTES VS PROPUESTA ................................................................................................ 87
5.3.1.1. Zona de Alta Densidad de Carga ............................................... 87
5.3.1.2. Zona de Media Densidad de Carga ............................................ 90
5.3.1.3. Zona de Baja Densidad de Carga .............................................. 92
5.3.2. SIMULACIONES DIGITALES DE CADA ZONA ESTUDIADA .......... 94
5.3.2.1. Zona de Alta Densidad de Carga ............................................... 94
5.3.2.2. Zona de Media Densidad de Carga ............................................ 94
5.3.2.3. Zona de Baja Densidad de Carga .............................................. 95
CAPÍTULO VI ...................................................................................................... 96
XI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 96
6.1. CONCLUSIONES ................................................................................... 96
6.2. RECOMENDACIONES ........................................................................... 98
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 99
ANEXOS ............................................................................................................ 101
1.1 ANEXO A .............................................................................................. 101
1.2 ANEXO B .............................................................................................. 101
1.3 ANEXO C .............................................................................................. 101
1.4 ANEXO D .............................................................................................. 101
XII
RESUMEN
La Empresa Eléctrica Quito al no contar con un sustento teórico para la asignación
de caídas de voltaje en los elementos de la red del sistema de distribución, se
realizó el presente estudio para determinar los límites de caída de voltaje
permisibles y así brindar un servicio que mantenga índices adecuados de calidad y
seguridad. La Regulación No. CONELEC 004/01 en la que actualmente se basan
dichos límites de caídas de voltaje no están acordes con la Norma ANSI C84.1 que
es con la cual se rige la construcción de equipos y electrodomésticos para usuarios.
Para lo cual se dividió el área de concesión de la EEQ en 3 zonas en función de su
demanda presente por micro-áreas; zona de alta, media y baja densidad.
A partir de la recopilación y debida verificación de la información brindada por la
EEQ, correspondiente a mediciones realizadas en las cabeceras de los
alimentadores seleccionados bajo criterios de nivel de voltaje y calidad de servicio,
se utilizaron valores de corriente, demanda máxima, voltaje y potencia instalada;
para los transformadores de distribución se consideró de acuerdo a su ubicación
los más cercanos y más alejados, además de las impedancias tomadas de placa;
para los circuitos secundarios se tomó la información de las mediciones de energía
durante 1 año de facturación de los abonados, con todo lo antes detallado se realizó
la distribución de carga en alimentadores primarios, transformadores de
distribución, circuitos secundarios y acometidas de cada uno de los clientes
asociados a los transformadores.
Mediante simulaciones en el software CYMDIST se determinó la caída de voltaje
presente en cada elemento del sistema de distribución; con los resultados
obtenidos en las simulaciones se comparó la caída de voltaje promedio y la más
crítica por zona con lo cual se contempla los valores más altos de caídas; a partir
de esto, se realizó una repartición de caídas de voltaje en los elementos del sistema
de distribución enmarcada en la Norma ANSI C84.1.
Finalmente se elaboró la Propuesta de Asignación de Caída de Voltaje que atienda
a las necesidades de todas las zonas del área de concesión de la EEQ.
XIII
PRESENTACIÓN
El presente trabajo de titulación ha sido desarrollado en 6 capítulos mismos que
contemplan el desarrollo de una propuesta para la asignación de caídas de voltaje
por zonas en el área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito.
En el Capítulo I, se presentan antecedentes del caso de estudio, planteamiento del
problema, justificación del proyecto, objetivo general y específicos, así como la
metodología del mismo.
En el Capítulo II, se detalla la parte teórica que sustenta el proyecto de estudio,
tales como definiciones, norma y regulación eléctrica utilizada, así como la
explicación del método de la REA y factor de escalamiento que se aplicó para el
desarrollo del proyecto.
En el Capítulo III, se detalla la recopilación y verificación de la información necesaria
que interviene en el estudio, en donde se procede a determinar los criterios bajo los
cuales se seleccionaron las zonas a ser analizadas dentro del área de concesión
de la Empresa Eléctrica Quito, posterior a esto se determinan los alimentadores
primarios bajo criterios de nivel de voltaje y calidad de servicio, consecuentemente
se definen los transformadores de distribución más cercanos y más alejados a la
cabecera del alimentador así como los medidores asociados a los mismos que son
modelados en el presente estudio.
En el Capítulo IV, se procede a simular los alimentadores primarios,
transformadores de distribución, circuitos secundarios y acometidas
correspondientes a cada uno de los clientes asociados a los transformadores de
distribución; cada uno de estos elementos de la red de distribución se encuentran
modelados en el software CYMDIST.
En el Capítulo V, se elabora la propuesta de caídas de voltaje en base a los
resultados obtenidos en las simulaciones; adicionalmente se comprueba los
resultados de la misma mediante las simulaciones digitales en el programa
XIV
CYMDIST, es importante tomar en cuenta que mencionada propuesta se da en las
condiciones propias de cada una de las zonas.
En el Capítulo VI, se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo
desarrollado.
En la sección de Anexos se presenta la información sobre voltajes nominales
estándar y rangos de voltaje, datos reales de medición recolectados de los
alimentadores seleccionados para el caso de estudio, así como el detalle de los
elementos de la red primaria como transformadores, adicionalmente se presenta
información relevante sobre la metodología de la REA para estimación de la
demanda y valores típicos de impedancias de transformadores de distribución.
Finalmente se presentan los resultados obtenidos de las simulaciones, mismas que
se encuentran referenciadas en cada capítulo del presente documento.
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1. ANTECEDENTES
Partiendo de la necesidad de contar con adecuados niveles de voltaje de suministro
al usuario y considerando que las variaciones del mismo existentes en la red de
distribución afectan directamente a los equipos de los abonados pertenecientes al
área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ); se convierte en una
necesidad realizar un estudio que permita determinar de forma técnica los límites
de caída de voltaje permisibles en cada elemento de la red de distribución, de tal
manera que el servicio mantenga índices adecuados de calidad y seguridad del
servicio.
La Empresa Eléctrica Quito a utilizado como referencia para los niveles operativos
de voltaje la Norma ANSI C84.1-2011 y la Regulación No. CONELEC N° 004/01,
mismas que presentan condiciones no aplicables al sistema de distribución de dicha
empresa; generando que exista la necesidad de un sustento técnico que justifique
la asignación de las caídas de voltaje en cada elemento de la red de distribución.
1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La falta de un sustento en la asignación de las caídas de voltaje en los elementos
de la red de distribución de la Empresa Eléctrica Quito, exige de manera urgente
analizar la actual regulación del ARCONEL que determina los límites de la variación
de voltaje en la entrega a los clientes y, en ese marco determinar la asignación de
caídas de voltaje que corresponde para las situaciones particulares de la Empresa.
1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO
La Empresa Eléctrica Quito (EEQ) no cuenta con un sustento teórico para la
asignación de caídas de voltaje en los elementos de distribución para poder
2
armonizar todo el conjunto; por lo que se plantea determinar las caídas de voltaje
que se deberían asignar a dichos elementos; con base en la experiencia de
operación de la red en las diferentes zonas de su área de servicio.
Tomando en cuenta que la EEQ considera que la regulación actual no satisface los
requerimientos presentes y futuros del sistema y los clientes; además al no contar
con la correcta asignación de caídas de voltaje los equipos de los clientes
disminuyen su vida útil y ocasionan reclamos que originan costos adicionales a la
empresa.
El beneficio de contar con un sustento técnico en la asignación de caídas de voltaje
dentro de la Empresa Eléctrica Quito es proporcionar una mejor calidad del servicio
eléctrico a sus clientes.
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. OBJETIVO GENERAL
· Elaborar una propuesta de asignación de caídas de voltaje, enmarcada en
las normas técnicas y contrastar con lo establecido en la regulación nacional,
para cada elemento de la red de distribución por zonas de servicio de la
Empresa Eléctrica Quito.
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
· Realizar una revisión bibliográfica de las normas técnicas relacionadas con
la asignación de caídas de voltaje.
· Seleccionar varias zonas típicas del área de concesión de la Empresa
Eléctrica Quito y modelarlas en un programa computacional.
· Analizar las caídas y niveles de voltaje existentes en los elementos de la red
de la Empresa Eléctrica Quito en alimentadores característicos de varias
zonas.
3
· Considerar la utilización de TAPS en vacío de los transformadores de
distribución y su afectación sobre la red de distribución y sus clientes.
· Determinar una regulación para las zonas seleccionadas de las áreas típicas
que se encuentran bajo la responsabilidad de la Empresa Eléctrica Quito.
1.5. ALCANCE
Se seleccionarán varias zonas típicas del área de concesión de la Empresa
Eléctrica Quito, tales como zonas urbanas de alta y baja densidad de carga,
dispersión de los usuarios y zonas rurales, diferenciadas por la extensión de los
alimentadores primarios. Se recolectará información de las zonas seleccionadas
para el estudio, a fin de analizar sus variaciones de voltaje y posterior definición de
caídas de voltaje, en función de las demandas observadas, exigencias de la red y
los límites permisibles, determinados por los equipos con los que cuenta el cliente
y la red de distribución.
Después de analizar las redes de distribución mediante simulaciones digitales se
determinarán sus caídas actuales y los márgenes de variación de voltaje y caídas
que se obtendrían. Además, se considerará la utilización de TAPS en vacío de los
transformadores de distribución y se determinará su afectación sobre la red de
distribución y sus clientes. El desarrollo de estas actividades permitirá
posteriormente plantear una propuesta de valores para las caídas de voltaje en los
diferentes elementos de la red de distribución, diferenciando las zonas estudiadas,
en función de sus características específicas.
La propuesta de valores de las caídas de voltaje, se someterá a una comprobación
a través de simulaciones para luego analizar su efectividad en las condiciones
existentes de la red.
4
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
En el presente capítulo se revisa y analiza las siguientes normas: ANSI C84.1-2011
“Niveles de Voltaje en Sistemas Eléctricos” y la Regulación No. CONELEC 004/01;
con el fin de obtener las bases que se emplean para definir los voltajes nominales
de los equipos, además de reconocer que parte de dichas normas son permitidas
en el Ecuador y utilizadas en la Empresa Eléctrica Quito.
Todos los equipos están diseñados para funcionar en condiciones adecuadas a un
determinado voltaje. Lamentablemente es difícil proporcionar a todos y cada uno
de los clientes que forman parte de los sistemas de distribución un voltaje constante
y que se rija a una norma establecida.
Esto se debe a que existen caídas de voltaje en cada parte del sistema de
distribución hasta llegar a la acometida de cada cliente y que, además, varían con
los niveles de carga de los diferentes elementos de la red. Es decir que el
consumidor eléctricamente más cercano a la subestación recibe un voltaje más alto
que el consumidor más alejado de la misma, donde los voltajes máximo y mínimo
deben mantenerse dentro de los márgenes de tolerancia establecidos por la
regulación No. CONELEC 004/01.
2.1. DEFINICIONES
Las siguientes definiciones son tomadas en cuenta para el desarrollo del presente
estudio.
Voltaje: Es la diferencia de potencial efectiva del valor medio cuadrático (RMS) o
valor eficaz más grande entre dos puntos dentro de un campo electromagnético. [1]
Caída de Voltaje: Es el porcentaje o cantidad de voltaje que se pierde en el proceso
de transmisión debido a pérdidas eléctricas y magnéticas, generalmente entre el
5
voltaje de entrega y el de recepción. La caída de voltaje obedece a normas técnicas
y debe cumplir con los requerimientos de calidad de servicio. [1]
Bajo Voltaje (BV): Nivel de voltaje inferior a 1000 V. [2]
Medio Voltaje (MV): Nivel de voltaje que se encuentra entre 1000 V y 100 kV. [2]
Alto Voltaje (AV): Nivel de voltaje mayor a 100 kV y menor a 230kV. [2]
Voltaje Máximo: Es el mayor voltaje del promedio de un intervalo de tiempo
previamente definido que puede ser de: cinco, diez, quince minutos. [1]
Voltaje Mínimo: Es el voltaje más pequeño del promedio de un intervalo de tiempo
definido previamente que puede ser de: cinco, diez, quince minutos. [1]
Variación de Voltaje: Es la diferencia que existe entre el voltaje máximo y el
mínimo. [1]
Fluctuaciones de Voltaje: Son perturbaciones en las cuales el valor eficaz del
voltaje de suministro varía con respecto al valor nominal. [3]
Voltaje Nominal: Es un valor estandarizado utilizado para identificar el voltaje de
referencia asignado a un circuito o parte de un sistema. [3]
Voltaje de Placa: Es el voltaje al que las características de operación y
funcionamiento del equipo están referidas. [4]
Voltaje de Acometida: Es el voltaje medido en los terminales del cliente de
acometida. [4]
Voltaje de Utilización: Es el voltaje en cualquier tomacorriente al cual será
conectado un dispositivo eléctrico, o el voltaje presente en los terminales de un
equipo permanentemente conectado. [4]
6
Voltaje de Servicio: Es el voltaje que la empresa distribuidora provee al usuario
en su punto de conexión o consumo. [5]
Sistema de Distribución: Es el sistema comprendido entre las barras de alto
voltaje de las subestaciones de distribución y los puntos de suministro de energía
a los consumidores. [6]
Subestación de Distribución: Es la instalación a donde llegan las líneas de
transmisión y subtransmisión, en la subestación se encuentran, la salida de los
alimentadores primarios, equipos asociados de protección, control y
seccionamiento. [6]
Red de Distribución: Es un conjunto de elementos que componen el Sistema de
Distribución tales como: conductores, aisladores, estructuras de soporte, equipos
de protección, seccionadores, etc. [6]
Red de Distribución Subterránea: Es la red de distribución formada por
elementos que se encuentran instalados bajo el nivel del suelo. [6]
Red de Distribución Aérea: Es la red de distribución en la cual los elementos de
la instalación se colocan sobre estructuras de soporte erguidas sobre el suelo. [6]
Alimentador: Es la sección de la red de distribución, que inicia en las barras de
medio voltaje de la subestación y recorre las zonas a las que da servicio hasta los
transformadores de distribución, utiliza un voltaje nominal de distribución en AV que
depende del diseño del mismo. [6]
Centro de Transformación Aérea: Es un centro de transformación instalado sobre
estructuras de soporte en redes aéreas. [6]
Ramal: Es la parte de la red primaria que se deriva de un alimentador, para poder
alcanzar un área de suministros específica, comúnmente utiliza 1 o 2 fases del
alimentador primario. [6]
7
Centro de Transformación: Es la parte de la red primaria que está comprendida
por transformador de distribución y sus respectivos elementos de protección y
seccionamiento. [6]
Circuito Secundario: Es la sección de la red entre el centro de transformación y el
punto más alejado de la misma que es alimentado por el transformador de
distribución correspondiente. Es la parte de la Red de Distribución que opera al
voltaje secundario del sistema o voltaje de utilización. [6]
Derivación o Acometida: Es la instalación que conecta un punto de la red de
distribución a la carga del consumidor. [6]
Conductor Vivo: Es el conductor no conectado a tierra. Una de las fases en el
sistema trifásico, uno de los extremos del sistema monofásico trifilar.
Conductor Puesto a Tierra: Es el neutro del sistema trifásico o el conectado al
terminal central del sistema monofásico trifilar.
Consumidor, usuario, abonado o cliente: Persona natural o jurídica que posee
un convenio con la Empresa Distribuidora para el suministro de energía eléctrica
dentro de una residencia, establecimiento, edificio o local. [6]
Demanda: La demanda de una instalación es la carga en los terminales de
recepción promediada en un intervalo específico de tiempo, que por lo general son
intervalos de quince minutos.
Factor de Demanda: Es la relación que existe entre la demanda máxima y la
potencia instalada.
Factor de Coincidencia: Es la relación entre la demanda máxima de un grupo de
cargas y la sumatoria de las demandas máximas individuales. Se produce por la no
coincidencia entre la demanda máxima de los clientes y depende directamente del
número de abonados o usuarios.
8
Factor de Diversificación: La relación existente entre la suma de las demandas
máximas individuales de las subdivisiones de un sistema, y la máxima demanda
coincidente del sistema completo. Es el inverso del factor de coincidencia.
Factor de Carga: Es la relación entre la demanda media existente y la demanda
máxima.
Densidad de Carga: Es la relación que existe entre la potencia aparente (kVA) y
el área de un sector servido con energía eléctrica.
Repartición de Carga: Es la asignación de demanda que se obtiene de dividir la
demanda coincidente de un grupo de cargas, sobre la base de la carga instalada o
la energía facturada de cada una.
Transformador Banqueado: Es aquel transformador con sus circuitos
secundarios conectados en paralelo.
2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
2.2.1. ALIMENTADOR PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN
Los alimentadores primarios son aquellos que se encargan de transportar energía
eléctrica desde las subestaciones hasta llegar a los puntos donde se encuentran
los transformadores de distribución.
Los voltajes utilizados en la EEQ a nivel de primario son: 22860, 13800 y 6300
voltios. Un alimentador primario parte de la subestación con un circuito trifásico de
cuatro hilos, (3 fases, 1 neutro puesto a tierra).
Los alimentadores primarios por el número de fases e hilos se pueden clasificar en
los siguientes:
- Monofásico dos hilos.
- Monofásico un hilo.
9
- Trifásico tres hilos.
- Trifásico cuatro hilos.
2.2.2. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
La función de los transformadores de distribución es convertir el voltaje de los
alimentadores primarios a un voltaje de utilización para el servicio del cliente.
Los transformadores con los cuales la Empresa Eléctrica Quito trabaja son
monofásicos y trifásicos.
- Los transformadores monofásicos son de una potencia menor a 75 kVA.
- Los transformadores trifásicos son de más de 30 kVA.
El tipo y capacidad del transformador utilizado depende principalmente del número
de fases con las que cuente la zona donde será instalado y la demanda que debe
suplir.
2.2.3. REDES SECUNDARIAS
Las redes secundarias son las encargadas de distribuir la energía eléctrica desde
los transformadores de distribución hasta cada acometida de los usuarios.
Por lo general las redes secundarias pueden ser aéreas y subterráneas, las redes
secundarias aéreas son circuitos radiales.
Las redes secundarias de distribución se clasifican en:
- Monofásico dos hilos.
- Monofásico tres hilos.
- Dos fases del sistema trifásico.
- Trifásico cuatro hilos.
10
2.2.4. ACOMETIDAS
Las acometidas son los puntos de conexión de la red secundaria con el usuario.
Por lo general el voltaje que llega a la acometida es 120/208 voltios, dependiendo
de las necesidades del usuario y del voltaje que solicite a la empresa distribuidora.
[7]
2.3. NORMA ANSI C84.1-2011
Esta norma establece los valores de voltaje nominal y las tolerancias de
funcionamiento de los sistemas eléctricos con una frecuencia de 60 Hz, y
superiores a 100 V. Además de recomendaciones a otros grupos de normalización
con respecto a la valoración del voltaje de los equipos utilizados en los sistemas de
energía y de utilización de los dispositivos conectados a tales sistemas.
Los propósitos de esta norma son los siguientes:
- Promover una mejor comprensión de los voltajes asociados con los sistemas
de energía y equipo de utilización para lograr el diseño y el funcionamiento
general técnico y económico.
- Establecer una nomenclatura uniforme en la definición de voltajes.
- Promover la normalización de los voltajes de sistemas eléctricos de
distribución y los rangos de variaciones de voltaje para la operación de
dichos sistemas.
- Proporcionar una guía para el futuro desarrollo de equipos para satisfacer
de la mejor manera posible las necesidades de los usuarios.
- Proporcionar una guía, con respecto a la elección de los voltajes, para las
nuevas empresas de distribución dentro del sistema de potencia y de los
cambios en los sistemas ya existentes.
11
2.3.1. CLASES EN SISTEMAS DE VOLTAJE
De acuerdo con la Norma ANSI C84.1-2011 los niveles de voltaje se clasifican de la siguiente manera:
Bajo Voltaje (BV): Esta clase se define como voltaje nominal menor a 1000 V.
Medio Voltaje (MV): Esta clase se define como voltajes nominales mayores a 1000
V y menores a 100 kV.
2.3.2. RANGOS DE VOLTAJE
Cualquier voltaje nominal del sistema ubicado en sus distintos puntos, es distribuido
entre niveles máximos y mínimos como se muestran en el Anexo A.1., el diseño y
el funcionamiento de los sistemas de energía y el diseño de los equipos que han
de suministrarse deben ser coordinados con respecto a estos voltajes de manera
que: cualquier dispositivo funcionará de manera satisfactoria en conformidad con
las normas de construcción de equipos, en todo el rango de voltajes de utilización
reales que se encuentren en el sistema.
Para promover este objetivo, se establecen valores nominales para cada voltaje del
sistema, y dos rangos para las variaciones de voltaje de servicio y de utilización
designados como Rango A y Rango B, que se muestran en el Anexo A.1.
Estos límites se aplican a los niveles de voltaje establecidos y no a variaciones
momentáneas debidas a operaciones de conmutación, arranque de motores, o
similares.
2.3.2.1. Rango A
Voltaje de servicio y utilización: Son los voltajes al servicio de los usuarios que están
especificados en el Anexo A.1., además que los sistemas de acometidas deben ser
diseñados para cumplir con la tolerancia establecida.
12
2.3.2.2. Rango B
Incluye voltajes con tolerancias mayores al rango A, los cuales son usados en
algunos casos de emergencia, y deben volver en un corto plazo a los límites del
rango A. [7]
2.4. REGULACIÓN No. CONELEC 004/01
2.4.1. ASPECTOS DE CALIDAD
La Regulación No. CONELEC 004/01 textualmente establece que la Calidad de
Servicio se mide considerando los aspectos siguientes: [3]
Calidad del Producto:
a) Nivel de voltaje.
b) Perturbaciones de voltaje.
c) Factor de Potencia.
Calidad del Servicio Técnico:
a) Frecuencia de Interrupciones.
b) Duración de Interrupciones.
Calidad del Servicio Comercial:
a) Atención de Solicitudes.
b) Atención de Reclamos.
c) Errores en Medición y Facturación.
2.4.2. DEFINICIÓN DE LAS ETAPAS DE APLICACIÓN
Para que los distribuidores se adapten a los requerimientos de calidad de servicio
se define para la Etapa Final las siguientes subetapas:
Subetapa 1: tiene una duración de 24 meses.
Subetapa 2: se iniciará al finalizar la Subetapa 1, con una duración indefinida.
13
2.4.3. CALIDAD DEL PRODUCTO
La calidad del producto técnico controla los siguientes aspectos: nivel de voltaje,
factor de potencia y perturbaciones. De acuerdo a la normativa, el distribuidor se
responsabiliza de realizar mediciones, procesamiento de datos obtenidos, la
determinación de compensaciones a usuarios afectados por la mala calidad del
producto y la compensación económica a los abonados. La totalidad de la
información debe encontrarse a completa disposición de la Agencia de Regulación
y Control de Electricidad (ARCONEL) (anteriormente CONELEC).
Nivel de Voltaje
En la ecuación (2.1) se muestra el cálculo de índice de calidad del nivel de voltaje.
NOPQRS T OP U OVOV × WXX
Donde:
NOP: variación de voltaje, en el punto de medición, en el intervalo k de 10
minutos.
OP voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k de 10 minutos.
OV: voltaje nominal en el punto de medición. [2]
2.4.4. MEDICIÓN
La calidad se calcula como las variaciones de los valores rms de voltaje medidos
en un intervalo de 10 minutos, con relación al voltaje nominal en los distintos
niveles.
Mensualmente la empresa distribuidora debe cumplir el siguiente procedimiento:
1. Registrar voltajes en los siguientes puntos de medición:
a) 20% de las barras de salida de subestaciones de distribución AV/MV, al
menos 3.
(2.1)
14
b) 0,15% de los transformadores de distribución, al menos 5.
c) 0,01 % de los Consumidores de Bajo Voltaje del área de concesión, al
menos 10.
2. En la elección de los puntos se debe considerar niveles de voltaje, la clase
de zona (urbana, rural), y la topología de la red, a fin de que las mediciones
sean representativas de todo el sistema. Una vez seleccionados los puntos,
la distribuidora debe informar al ARCONEL, con una anticipación de al
menos 2 meses previo a la realización de las mediciones.
3. A la par del registro de valores de voltaje se debe realizar mediciones de
energía entregada con el fin de determinar aquella que se encuentra en
malas condiciones de calidad.
4. Mensualmente se debe registrar cada uno de los puntos de medición
utilizando un período no menor a 7 días consecutivos, con intervalos de
medición de 10 minutos. [3]
2.4.5. LÍMITES
Se determina como incumplimiento del distribuidor en el nivel de voltaje de un
determinado punto de medición, cuando dentro de un 5% o más del período de
medición de 7 días consecutivos en cada mes, el servicio se suministra sin cumplir
los límites de voltaje establecidos. [3]
Las variaciones de voltaje permitidos con respecto al voltaje nominal se presentan
a continuación:
Subetapa 1 Subetapa 2
Alto Voltaje ±7,000% ±5,000%
Medio Voltaje ±10,000% ±8,000%
Bajo Voltaje Urbano ±10,000% ±8,000%
Bajo Voltaje Rurales ±13,000% ±10,000%
15
2.5. COMPARACIÓN ENTRE LA NORMA ANSI C84.1-2011 Y LA
REGULACIÓN No. CONELEC 004/01
La norma y la regulación anteriormente analizadas dan a conocer sus principales
características, con lo que se contrasta entre la norma ANSI C84.1-2011 y la
Regulación No. CONELEC 004/01.
2.5.1. NORMA ANSI C84.1-2011
Según el análisis realizado a la Norma ANSI C84.1-2011, en la Figura 2.1. y en la
Tabla 2.1. se muestran los niveles de voltaje para el Rango A y B, según los voltajes
de servicio.
Figura 2.1. Rangos de voltaje según norma ANSI C84.1-2011 [2]
Vo
ltaje
(b
ase
= 1
20 V
)
Rango A Rango B 128
124
)
120
(b
116
112
104
Vo
ltaje
de
Util
iza
ción
Volta
je d
e S
erv
icio
V
olta
je d
e S
er
cio
Sis
tem
as
de 1
20 -
600
V
Vo
ltaje
de
Se
rvic
io
Vo
ltaje
de
Se
rvic
ioS
iste
ma
s >
60
0
V
Volta
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ón
Vo
ltaje
de
Se
rvic
io
Vo
ltaje
de
Se
rvic
ioS
iste
ma
s d
e 1
20
- 6
00
V
Vo
ltaje
de
Se
rvic
io
Vo
ltaje
de
Se
rvic
ioS
iste
ma
s >
60
0 V
Información
Sis
tem Voltaje nominal
del Sistema
126 127
125
117
114
110
108
16
Tabla 2.1. Voltajes de servicio conforme norma ANSI C84.1-2011 [Elaboración propia]
VOLTAJE NORMA ANSI C84.1-2011 [%]
RANGO A RANGO B
VOLTAJE DE
SERVICIO > 600 V
QWYZ U WW[SWYX × WXX T [4\XXR
QWY[ U WW]SWYX × WXX T WX4^_XR
VOLTAJE DE
SERVICIO 120 -
600 V
QWYZ U WW]SWYX × WXX T WX4XXXR
QWY[ U WWXSWYX × WXX T W]4WZXR
VOLTAJE DE
UTILIZACIÓN
QWY\ U WX^SWYX × WXX T W]4WZXR
QWY[ U WX]SWYX × WXX T W`4WZXR
En la Tabla 2.2. se muestran los resultados concretos de los voltajes de servicio
para los rangos A y B.
Tabla 2.2. Voltajes de servicio en rangos conforme norma ANSI C84.1-2011 [Elaboración
propia]
VOLTAJE NORMA ANSI C84.1-2011 [%]
RANGO A RANGO B
VOLTAJE DE SERVICIO > 600 V 7,500 10,830
VOLTAJE DE SERVICIO 120 - 600 V 10,000 14,160
VOLTAJE DE UTILIZACIÓN 14,160%+1V[1] 19,160
[1] El valor de 1V representa el área sombreada de color azul de la Figura 2.1.
2.5.2. REGULACIÓN No. CONELEC 004/01
Según el análisis realizado a la Regulación No. CONELEC 004/01, en la Tabla 2.3.
se muestra el rango de variación de voltaje que dicha regulación permite.
En la Regulación No. CONELEC 004/01, se especifican dos Subetapas, sin
embargo, en este trabajo se considera solamente la Subetapa 2, ya que los valores
de la Subetapa 1 corresponden a márgenes permisibles que se debieron cumplir
dentro de los primeros 24 meses después de la publicación de la regulación en
mayo del 2001.
17
Tabla 2.3. Rango de variación de voltaje conforme la Regulación No. CONELEC 004/01
[Elaboración propia]
VOLTAJE
REGULACIÓN No.
CONELEC 004/01
[%]
Rango de Variación
Total
[%]
SUBETAPA 2 SUBETAPA 2
ALTO VOLTAJE ± 5,000 10,000
MEDIO VOLTAJE ± 8,000 16,000
BAJO VOLTAJE URBANO ± 8,000 16,000
BAJO VOLTAJE RURAL ± 10,000 20,000
En la Norma ANSI C84.1-2011, se especifican dos rangos de variación de voltaje,
de manera similar a lo mencionado en el párrafo anterior, este trabajo considera el
rango A ya que con estos valores trabajan la mayoría de dispositivos que siguen
esta norma.
La Tabla 2.4. muestra la comparación de los rangos de variación de voltaje entre la
Norma ANSI C84.1-2011 y la Regulación No. CONELEC 004/01.
Tabla 2.4. Comparación de rangos de voltajes entre la norma ANSI C84.1-2011 y la
Regulación No. CONELEC 004/01 [Elaboración propia]
VOLTAJE
REGULACIÓN
No.CONELEC
004/01 [%]
NORMA
ANSI C84.1-
2011 [%] Observación
Diferencia
entre rangos
de voltaje [%] SUBESTAPA
2 RANGO A
ALTO VOLTAJE 10,000 7,500 Regulación >
Norma ANSI 2,500
MEDIO
VOLTAJE 16,000 10,000
Regulación >
Norma ANSI 6,000
BAJO VOLTAJE
URBANO 16,000 10,000
Regulación >
Norma ANSI 6,000
BAJO VOLTAJE
RURAL 20,000 14,160
Regulación >
Norma ANSI 5,840
18
Las bases para un correcto funcionamiento del Sistema de Distribución se deben
construir en función de la Norma ANSI C84.1-2011. Con ese sustento se realizó la
comparación entre dicha norma y la Regulación No. CONELEC 004/01 que es la
que actualmente rige en el Ecuador; los resultados que se han obtenido después
de esta comparación tienen una diferencia aproximada de un ±5% como se muestra
en la Tabla 2.4.
Los porcentajes de caídas de voltaje son diferentes en las zonas urbanas y rurales
dentro de la concesión de la EEQ, para las zonas rurales se trabaja actualmente
con un ±10% y para las zonas urbanas es un ±8%.
Los porcentajes de caídas de voltaje que indica la Regulación No. CONELEC
004/01 debería ser igual tanto en zonas rurales como urbanas ya que los
dispositivos que se conectan en las diferentes zonas son los mismos y la empresa
distribuidora es la responsable de entregar un producto con un voltaje dentro de las
normas.
Dentro de la Regulación No. CONELEC 004/01 se especifica que para medio
voltaje y bajo voltaje se tiene una caída admisible de ±8% en cada elemento de la
red de distribución. Cuando se trata de clientes de bajo voltaje se debe tomar
solamente ±8%, pues las variaciones de voltaje a este nivel son determinantes
también para medio voltaje, pues la regulación habla de variaciones de voltaje de
entrega.
2.6. INFLUENCIA DE TAPS EN LOS TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN
La utilización de taps en transformadores de distribución está afectada
principalmente por los niveles de demanda a los que están sometidos los mismos,
siendo así que en el caso de demanda máxima la caída de voltaje en el alimentador
primario es mayor, por lo que se tiene un voltaje menor al nominal en el punto de
conexión del transformador, y debería usar un tap por debajo del nominal para
obtener en el secundario del transformador un voltaje próximo al valor nominal.
19
Por el contrario, en demanda mínima existe una caída de voltaje menor, y al usar
el mismo tap, en el secundario del transformador se obtiene un voltaje mucho mayor
al nominal.
2.7. MÉTODO DE LA REA (ADMINISTRACIÓN DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL)
El método de la REA se utiliza para estimación de la capacidad necesaria para
cargas futuras, sobre la base de curvas que relacionan la demanda de kW con el
número de consumidores y el uso promedio de kWh.
El método ha sido desarrollado para la determinación de los kW de demanda
mediante la multiplicación de dos factores que corresponden al número de
consumidores y el consumo de kWh. Estos factores pueden ser obtenidos de tablas
o determinados matemáticamente.
2.7.1. INFORMACIÓN BÁSICA
La información con la que se estructuran las curvas y los factores antes
mencionados, proviene de reportes operativos y de facturas de consumo eléctrico
analizados previamente, con la salvedad de los casos para menos de 50 usuarios.
Adicionalmente para evitar irregularidades que pueden presentarse en la medición
de consumo se toman las demandas máximas de 4 meses consecutivos.
Los valores que se utilizan para el desarrollo de las curvas son los del consumo
promedio mensual y el promedio de demanda durante los 4 meses de demanda
pico, por lo que los kW de demanda son aquellos que se puede esperar para
cualquier uso mensual.
Para la determinación de la demanda máxima anual se debe utilizar el uso máximo
mensual en lugar del uso promedio en la lectura de las tablas de factores obtenidos
a partir de las curvas. Los valores de energía en kWh utilizados se basan en los
20
consumos por parte del usuario, lo que facilita la determinación de pérdidas sin
tener que usar un factor de corrección para las mismas.
2.7.2. CÁLCULO DE LA DEMANDA [kW]
Puesto que la demanda, por definición, es el promedio de la potencia instantánea
en el intervalo de demanda, mediante la ecuación (2.2) se la calcula.
#,+*2)*"abcd T " 92,(6í*"abcDd"=23,(8*-%"),"3$,+'%"),"),+*2)*"aDd
Donde:
""""""""""""""""""""bcD T "bcDe+,&e1%2&/+$)%(
Posteriormente se determina el factor A para diferentes números de consumidores
y el factor B para todos los valores de consumo [kWh]. Los kW de demanda para
cualquier densidad de consumidores o de consumo pueden calcularse mediante la
multiplicación de ambos factores.
El factor A refleja la mejora de la diversidad que resulta del aumento en el número
de consumidores, y se representa en la ecuación (2.3).
C*13%("! T ""f gW U X4]f h X4]Qfi h ]XSjik!
Donde:
flmú+,(%"),"1%2&/+$)%(,&
El factor B refleja la mejora en el factor de carga con el incremento de consumo de
los clientes, y se representa en la ecuación (2.4). [8]
C*13%("n T "X4XX\`Y\ × QbcDe+,&e1%2&/+$)%(So7ppq
(2.2)
(2.3)
(2.4)
21
2.8. FACTOR DE ESCALAMIENTO
Es la relación entre los factores de coincidencia correspondiente al número de
abonados de un transformador y al número de abonados del alimentador al que
pertenece dicho transformador, es utilizado para determinar la Demanda vista en el
inicio del circuito secundario, ya que la información disponible es el valor de
potencia distribuida en la modelación digital por kVA conectado en el alimentador
primario.
Si se tiene un alimentador primario con 4000 usuarios residenciales y uno de sus
transformadores de distribución tiene 80 usuarios, la demanda diversificada para
estos 80 clientes es menor si se la ve desde la cabecera del alimentador, ya que
en este punto la diversificación corresponde a 4000 abonados y el peso de 80 de
ellos es menor que si se lo ve desde el inicio del circuito secundario, donde el peso
de estos 80 usuarios es el 100% de los abonados a los que sirve.
Por ejemplo, si la potencia asignada en una repartición de carga para un
transformador de distribución por kVA conectado es de 50 kVA (diferente a la
potencia nominal del transformador), si el factor de coincidencia para los usuarios
residenciales a nivel primario es de 0,16 (4000 clientes) y a nivel del secundario
0,21 (80 clientes), se tiene que el factor de escalamiento es 1,313.
C*13%("),",&1*-*+$,23% T C"1%$21$)7 ^X"rstuVvuwC"1%$21$)7 ]XXX"rstuVvuw
C*13%("),",&1*-*+$,23% T X4YWXX4WZX T W4_W_
<%3,21$*"&,17 T \X"bO! × W4_W_ T Z\4Z\X"bO!
22
CAPÍTULO III
RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN
En el presente capítulo se presenta la selección de las zonas del área de concesión
de la EEQ a ser analizadas; para esto se identificó las características de cada zona
basándose en: la densidad de carga por kilómetro cuadrado, dispersión de la carga,
demanda, así como dispersión de la misma; estas características son las que
afectan de manera ostensible al sistema de distribución de la EEQ.
Además, se debe tomar en cuenta la importancia del espacio geográfico sobre el
cual se encuentran las zonas escogidas.
Posteriormente se obtuvo la información de las zonas seleccionadas de la base de
datos de la EEQ, para mediante el análisis de las variaciones de voltaje que se
presentan, determinar las caídas de voltaje existentes.
3.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LAS ZONAS A SER
ESTUDIADAS
Como primer punto se identifican las características que deben tener las zonas del
área de concesión de la EEQ, basándose en la dispersión de la carga y demanda
presente.
Consecuentemente, utilizando la división completa del área de concesión de la EEQ
indicada en el Anexo Digital B.1., se determinaron 3756 micro-áreas de 1 km2 cada
una, en donde se especifica la demanda media dentro de cada km2, como se
muestra en la Figura 3.1., para posteriormente realizar el análisis de las mismas.
Los límites de baja, media y alta densidad de carga se definen de acuerdo con las
siguientes características:
23
- Ubicación geográfica de las zonas con más alta densidad de carga, que
tengan una diferencia marcada.
- Dispersión de la carga vista a través de la densidad de la misma, ya que, a
mayor dispersión, menor densidad.
Adicionalmente, dentro de cada zona escogida se seleccionan los alimentadores
que tienen perfiles de voltaje más alejados de la banda de tolerancia especificada
por la norma ANSI C84.1-2011.
3.2. SELECCIÓN DE LAS ZONAS
3.2.1. SELECCIÓN DE LA ZONA DE ALTA DENSIDAD
En función del mapa de concesión de la Empresa Eléctrica Quito con su respectiva
división de micro-áreas, se determinó que la zona de alta densidad, mayor a los
2000 kW/km2, está entre los siguientes límites geográficos como se observa en la
Figura 3.1.:
- Norte: Av. El Inca.
- Sur: Av. Morán Valverde.
- Este y Oeste: Límites del casco urbano de la ciudad de Quito.
- El origen de las micro-áreas se encuentra en la Plaza Arenas de Quito.
3.2.2. SELECCIÓN DE LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD
Los límites de la zona de media densidad, con densidades entre 100 kW/km2 y 2000
kW/km2, corresponden a la ubicación geográfica del área metropolitana de Quito y
de los centros poblados de las demás áreas de concesión de la EEQ, mismos que
corresponden a los valles de Tumbaco, Cumbayá y Los Chillos, exceptuando
aquellas micro-áreas que se consideran en la zona de alta densidad.
Límites en la zona metropolitana:
- Norte: Carcelén.
24
- Sur: Chillogallo.
- Este y Oeste: Límites del área metropolitana de Quito.
3.2.3. SELECCIÓN DE LA ZONA DE BAJA DENSIDAD
Los límites de la zona de baja densidad, menor a 100 kW/km2, corresponden a las
regiones rurales del área de concesión, además de: Puerto Quito, Pedro Vicente
Maldonado, San Miguel de Los Bancos, El Chaco y Quijos.
En la Tabla 3.1. se observa la división planteada para los límites de demandas, y la
cantidad de micro-áreas en cada intervalo de demanda.
Tabla 3.1. Número de micro-áreas por zonas según la demanda [Elaboración propia]
Demanda [kW] Número de micro-áreas
0 a 100 3102
101 a 2000 554
2001 A 9100 100
3.3. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DE LAS ZONAS
SELECCIONADAS
Posterior al análisis y selección de las tres zonas se obtuvo la información de cada
uno de los alimentadores, transformadores y sus respectivos medidores, mismos
que se encuentran en dichas zonas, para consecuentemente determinar los
parámetros de selección de los elementos de la red mencionados anteriormente
que serán modelados en el software CYMDIST.
Los datos que la EEQ proporcionó en relación a los alimentadores corresponde a
las demandas, voltajes, corrientes y factor de potencia vistos desde la cabecera del
alimentador, en el mes de agosto de 2016.
25
Figura 3.1. División de las zonas según la demanda y ubicación de límites geográficos.
[Elaboración propia]
Límite Norte: Av. El Inca.
Límite Sur: Av. Moran Valverde.
26
La información recolectada en dicho mes corresponde a mediciones completas y
continuas en intervalos de demanda de 15 minutos como indica la definición de
demanda. Adicionalmente, la EEQ proporcionó las bases de datos necesarias para
el adecuado análisis de la información en el programa CYMDIST.
Con la información obtenida de los alimentadores se procedió a determinar el
instante en que la demanda es máxima y mínima para cada uno de ellos. En
relación a los transformadores se seleccionaron los dos ubicados en los extremos
de cada alimentador, el más próximo a la subestación y el más alejado, donde las
condiciones de voltaje son las más críticas.
Los parámetros tomados en cuenta son: el número de clientes, adicionalmente que
el secundario no se encuentre mallado o banqueado (instalado en paralelo), así
también que el transformador no debe ser privado o exclusivo para un cliente;
además que el transformador más cercano no sea el que alimenta a los servicios
auxiliares de la subestación.
La información que se brindó con relación a los transformadores corresponde al
número de empresa, número de serie, estado, propietario, potencia, fase, tipo de
voltaje; y mediante la utilización del software CYMDIST se obtuvo el número de
clientes o abonados de cada transformador.
Es importante tomar en cuenta que los voltajes en el primario de los
transformadores se precisan en la Tabla 3.2., dicha información pertenece a los
registros de la EEQ.
Para la modelación del circuito secundario se obtuvo la facturación de los abonados
que pertenecen a dicho circuito, para así obtener el promedio del consumo en kWh
de un año, considerado un periodo de tiempo desde noviembre de 2015 hasta
octubre de 2016.
27
En los Anexos Digitales B.2. y B.3. se presentan los datos proporcionados por la
EEQ de alimentadores y de consumo de cada uno de los clientes, respectivamente,
los cuales son empleados en el proceso de modelación.
Tabla 3.2. Listado de voltajes de transformadores de distribución [9]
Codificación de
niveles de alto
voltaje
Descripción
0 Conversión
1 22,860-GRDY/13,200
2 13,200-GRDY/7,600
3 2,300
4 6,300
5 13,200
6 22,860
7 13,2/22,8-GRDY
8 6,000
9 14400/24940
10 46,000
11 43800/21900
12 6000/22860 V
CONMUTABLE
3.3.1. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE ALTA DENSIDAD
Para la zona de alta densidad los alimentadores seleccionados son los siguientes:
24B, 16C y 19E.
3.3.1.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores
3.3.1.1.1. Alimentador 24B
Se escogió el alimentador 24B de 6,3 kV debido a que los alimentadores con este
nivel de voltaje presentan caídas de voltaje fuera de los límites que se establece en
las normas, puesto que es la zona de mayor demanda.
28
La información que se presenta en las Tablas 3.3. y 3.4. corresponden al
alimentador 24B, misma que fue facilitada por la EEQ.
3.3.1.1.2. Alimentador 16C
Se escogió el alimentador 16C de 6,3 kV debido a que este alimentador es el más
extenso dentro de la zona de alta densidad con este nivel de voltaje, lo que se
traduce en grandes caídas de voltaje.
La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 16C fue
facilitada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.1. y B.4.2.,
respectivamente.
3.3.1.1.3. Alimentador 19E
Se escogió el alimentador 19E debido a que es el alimentador de 22,86 kV más
extenso en la zona de alta densidad, con este nivel de voltaje.
La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 19E fue
entregada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.3. y B.4.4.,
respectivamente.
3.3.2. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD
En esta zona se encuentran los alimentadores 02D y 36D.
3.3.2.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores
3.3.2.1.1. Alimentador 02D
Se escogió el alimentador 02D debido a que este alimentador es el que presenta
mayores caídas de voltaje en toda el área de concesión de la EEQ; además es el
único alimentador con un voltaje de 6,3 kV que está ubicado en la zona de media
densidad.
29
La información para demanda máxima y mínima del alimentador 02D fue facilitada
por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.5. y B.4.6.,
respectivamente.
3.3.2.1.2 Alimentador 36D
Se escogió el alimentador 36D con un voltaje de 22,86 kV por su ubicación, debido
a que el crecimiento que existe en los Valles es notorio, por lo que la demanda será
mucho más elevada en el futuro y empezará a tener caídas de voltaje fuera de los
límites establecidos por la norma.
La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 36D fue
facilitada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.7. y B.4.8.,
respectivamente.
3.3.3. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE BAJA DENSIDAD
En esta zona se encuentran los siguientes alimentadores: 34A y 49A.
3.3.3.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores
3.3.3.1.1. Alimentador 34A
Se escogió el alimentador 34A con un voltaje de 22,86 kV ya que es considerado
uno de los alimentadores más representativos de la zona más alejada del área de
concesión de la EEQ, que es la zona de baja densidad.
La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 34A fue
facilitada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.9. y B.4.10.,
respectivamente.
30
3.3.3.1.2. Alimentador 49A
Se escogió el alimentador 49A con un voltaje de 13,2 kV, tomando en cuenta que
ninguno de los alimentadores antes modelados posee dicho nivel de voltaje;
además este alimentador se considera uno de los más representativos de la zona
de baja densidad ya que cuenta con una extensión de alrededor de 77 km.
La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 49A fue
facilitada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.11. y
B.4.12., respectivamente.
En el Anexo B.4. se muestran las tablas correspondientes a demanda máxima y
demanda mínima de todos los alimentadores que intervienen en el presente
estudio.
En las Tablas 3.3 y 3.4 se encuentra un ejemplo de los datos proporcionados por
la EEQ, para realizar la modelación de los alimentadores primarios en demanda
máxima y mínima.
Tabla 3.3. Datos proporcionados por la EEQ para modelar en demanda máxima el
alimentador 24B [Elaboración propia]
Fecha/
Hora
Vlna
[V]
Vlnb
[V]
Vlnc
[V]
Ia
[A]
Ib
[A]
Ic
[A]
P
[kW]
Q
[kVAr]
PFinduct.
[%]
25/01/2016
13:00 3643,2 3648 3628,8 365,76 360,0 357,12 3827,52 907,2 97,30
Vln: Voltaje línea neutro.
I: Corriente.
P: Potencia Activa.
Q: Potencia Reactiva.
PFinduct.: Factor de Potencia Inductivo.
31
Tabla 3.4. Datos proporcionados por la EEQ para modelar en demanda mínima el
alimentador 24B [Elaboración propia]
Fecha/
Hora
Vlna
[V]
Vlnb
[V]
Vlnc
[V]
Ia
[A]
Ib
[A]
Ic
[A]
P
[kW]
Q
[kVAr]
PFinduct.
[%]
03/01/2016
7:00 3633,6 3633,6 3614,4 115,2 118,08 115,2 1157,76 457,92 92,99
3.3.4. TRANSFORMADORES QUE INTERVIENEN EN EL ESTUDIO
A continuación, se presenta la información recopilada para la modelación de cada
uno de los transformadores.
En la Tabla 3.5. se muestran los transformadores de cada alimentador según la
zona seleccionada con su respectivo número de clientes, información obtenida
mediante CYMDIST.
Tabla 3.5. Clientes o abonados de los transformadores según el alimentador [Elaboración
propia]
Zonas Alimentadores N°
Transformador
Número de clientes
o abonados
Zona de Alta
Densidad
24B 35352 4
46273 77
16C 15700 43
3971 100
19E 28149 74
1743 72
Zona de Media
Densidad
02D 73695 57
31696 31
36D 108408 13
34475 30
Zona de Baja
Densidad
34A 33304 7
33289 13
49A 46077 3
46175 31
32
3.3.5. MEDIDORES ASOCIADOS A CADA TRANSFORMADOR
Los medidores o abonados que corresponden a cada uno de los transformadores
según la información recopilada se muestran en las siguientes tablas a manera de
ejemplo, debido a que la cantidad de abonados que se maneja en el estudio son
exactamente 521. Es importante aclarar que la información se obtuvo en el mes de
diciembre de 2016.
Mediante CYMDIST se obtuvo el número de clientes y el detalle de cada número
de suministro de los transformadores seleccionados; tomando en cuenta que para
la verificación de estos datos se necesitó realizar salidas de campo.
Además, los números de suministro por lo general no se encuentran en campo ya
que el dato existente es el número de medidor; debido a esto fue necesario utilizar
el programa SIEEQ con el cual la EEQ trabaja, logrando determinar cada número
de medidor para poder realizar la verificación en campo.
En las Tabla 3.6. hasta la Tabla 3.19., se muestra cuatro suministros de cada
transformador que intervienen en el presente estudio.
Tabla 3.6. Medidores del alimentador 24B, N° de transformador 35352 [Elaboración
propia]
Alimentador 24B N° Transformador 35352
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 915531 119625 Av. Rio Amazonas N30171 Y Eloy
Alfaro El Batán
2 1877185 1311316 Av. Eloy Alfaro Esq. Valla Av.
Amazonas El Batán
3 327493 204525 Av. Eloy Alfaro N30-16 Av.
Amazonas El Batán
4 256163 69909 Av. Eloy Alfaro Esq. 800 Av.
Amazonas El Batán
33
Tabla 3.7. Medidores del alimentador 24B, N° de transformador 46273 [Elaboración
propia]
Alimentador 24B N° Transformador 46273
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1304832 226474 Av. 10 de Agosto N29-24 Bartolomé
de las Casa El Batán
2 942321 117152 N30A Cuero y Caicedo E1-11 Av.
10 de Agosto El Batán
3 72807 1588415 Av. 10 de Agosto N29-38 Cristóbal
de Acuña El Batán
4 72836 251043 Av. 10 de Agosto N29132 Cristóbal
de Acuña El Batán
Tabla 3.8. Medidores del alimentador 16C, N° de transformador 15700 [Elaboración
propia]
Alimentador 16C N° Transformador 15700
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1181027 7622588 6 de Diciembre y Abdón Calderón El Batán
2 78683 523298 Pasaje A y 6 de diciembre Villas
Jardines Del Batán El Batán
3 3885 71007 Abdón Calderón y Av. 6 de
Diciembre El Batán
4 1181026 239105 6 De Diciembre y Abdón Calderón El Batán
Tabla 3.9. Medidores del alimentador 16C, N° de transformador 3971 [Elaboración
propia]
Alimentador 16C N° Transformador 3971
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 43209 256211 Av. Galo Plaza Lasso N50-76 N51
José R. Bustamante El Inca
2 996859 266450 Av. Galo Plaza Lasso N50-12
N49d A. Montalvo El Inca
3 43216 25437 Av. Galo Plaza Lasso N50-18 N51
José R. Bustamante El Inca
34
Tabla 3.9.1. Continuación de la Tabla 3.9. Medidores del alimentador 16C, N° de
transformador 3971 [Elaboración propia]
Alimentador 16C N° Transformador 3971
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
4 241499 18277B15 Av. Galo Plaza Lasso N49-10
N49d A. Montalvo El Inca
Tabla 3.10. Medidores del alimentador 19E, N° de transformador 28149 [Elaboración
propia]
Alimentador 19E N° Transformador 28149
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 496104 1001049376 Oe6 Machala 516 N66-48 N67
Bernardo Legarda Cotocollao
2 1911428 1357008 Machala N66-48 Bernardo
Legarda Cotocollao
3 938026 84339
Oe6 Machala N66-27 N67
Bernardo de Legarda Conjunto
Residencial Santo Thomas
Cotocollao
4 33633 1227742 Oe6 Machala N66-64 N67
Bernardo Legarda Cotocollao
Tabla 3.11. Medidores del alimentador 19E, N° de transformador 1743 [Elaboración
propia]
Alimentador 19E N° Transformador 1743
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1805351 710705 Oe3h Isabel de Santiago
N71297 N72 Josefina Barba Carcelén
2 1597444 611136 Isabel de Santiago N 71-46 Y
María Ontaneda Carcelén
3 1486955 525577 María Ontaneda Esq. e Isabel
de Santiago Carcelén
4 1350573 521165 Isabel de Santiago y Josefina
Barba Carcelén
35
Tabla 3.12. Medidores del alimentador 02D, No de transformador 31696 [Elaboración
propia]
Alimentador 02D N° Transformador 31696
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1569170 1090066 Calle Auqui 310 Escalinata San
Francisco. Miravalle Chimbacalle
2 1414883 317936 Auqui Lote 9 Conjunto Al Bosque
Auqui Las Monjas Chimbacalle
3 990371 325969 Calle B 228 E25A Auqui de Monjas Chimbacalle
4 1659723 1199831 E25a8 Dr. Carlos Polit Auqui Alto Chimbacalle
Tabla 3.13. Medidores del alimentador 02D, N° de transformador 73695 [Elaboración
propia]
Alimentador 02D N° Transformador 73695
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 710067 1292665 Coordillera del Cóndor S4174
Facundo Matiz San J de M Chimbacalle
2 433205 1000888991 Coordillera del Cóndor 237. 28 de
Noviembre Taípe L Chimbacalle
3 1316096 563174 E7c Coordillera del Cóndor Lote
237 S4. 28 de Noviembre Chimbacalle
4 1582311 1000938694 Coordillera del Cóndor S4-142 E8
Francisco Matiz Chimbacalle
Tabla 3.14. Medidores del alimentador 36D, N° de transformador 108408 [Elaboración
propia]
Alimentador 36D N° Transformador 108408
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1173350 66388 Camino a La Viña Casa Tumbaco
2 1173348 66386 Camino a La Viña Casa #2 Tumbaco
3 1173356 67098 Camino a La Viña Lote 10 Tumbaco
4 1453897 204957 La Viña 5 S/N La Hacienda
Conjunto La Molina Tumbaco
36
Tabla 3.15. Medidores del alimentador 36D, N° de transformador 34475 [Elaboración
propia]
Alimentador 36D N° Transformador 34475
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1321423 236639 Calle S/N Calle de Las
Rieles San Patricio Alto Lumbisi/Cumbayá
2 1853753 806943 Guaranda Lote 08 S/N San
Patricio Alto Lumbisi/Cumbayá
3 1947735 1000950840 Los Girasoles Lote 07
Principal San Patricio Alto Lumbisi/Cumbayá
4 1055826 729778 S/N 19 Cumbayá Barrio San
Patricio Lumbisi/Cumbayá
Tabla 3.16. Medidores del alimentador 34A, N° de transformador 33304 [Elaboración
propia]
Alimentador 34ª N° Transformador 33304
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1813471 1000869822 Vía La Calera Aloag
2 1813478 1000869776 Camino a La Calera S/N Camino a
La Fontana Machachi
3 1908099 1000078040 Principal S/N Subestación La Calera Aloag
4 518110 1060521 Calle Principal S/N Subestación La
Calera Machachi
Tabla 3.17. Medidores del alimentador 34A, N° de transformador 33289 [Elaboración
propia]
Alimentador 34ª No. Transformador 33289
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 502942 1094885 Gualilagua 14 Calle Bahía
Aloag/Gualilagua Aloag
2 502770 92743 Gualilagua S/N Calle Bahía
Gualilagua Aloag
37
Tabla 3.17.1. Continuación de la Tabla 3.17. Medidores del alimentador 34A, N° de
transformador 33289 [Elaboración propia]
Alimentador 34ª No. Transformador 33289
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
3 1740918 685187 Vía a Gualilagua Calle Bahía
Gualilagua Aloag
4 502547 1072404 Vía a Gualilagua Calle Bahía
Gualilagua Aloag
Tabla 3.18. Medidores del alimentador 49A, N° de transformador 46077 [Elaboración
propia]
Alimentador 49ª N° Transformador 46077
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 1929866 1368101 Recinto Saloya a 150 M De Los
Bancos Los Bancos
2 1193775 459105 Recinto Saloya, Vía a Los Bancos Los Bancos
3 1960287 1262423 Vía a Los Bancos, Recinto Saloya Los Bancos
Tabla 3.19. Medidores del alimentador 49A, No de transformador 47822 [Elaboración
propia]
Alimentador 49ª N° Transformador 47822
N° Suministro N° Medidor Dirección Sector
1 20885 515684 Pacto, 2° Avenida Quito Pacto Pacto
2 20918 1000974275 27 de marzo de España S/C Pacto Pacto
3 20892 1000974273 27 de Marzo, Pacto Pacto
4 274057 547324 Pichincha S/N 27 De marzo, Pacto Pacto
En el Anexo Digital B.5. se muestran todos los suministros asociados a cada uno
de los transformadores que intervienen en el presente estudio.
38
3.4. VERIFICACIÓN DE LOS DATOS RECOLECTADOS
Toda la información que la EEQ entregó fue verificada para poder realizar la
modelación de los elementos de la red y que los resultados sean más próximos con
la realidad.
Por lo tanto, mediante visitas al sitio de instalación de cada uno de los
transformadores, se observaron algunas novedades que se indican a continuación:
- El número de empresa del transformador está borrado o no se lo observa
con claridad, como es el caso del transformador 31696, mismo que es el más
alejado y está ubicado en el alimentador 02D.
- El número de empresa de los transformadores de la EEQ no coincidía con
la verificación de campo; esto ocurrió con el transformador más lejano del
alimentador 16C; según la información del sistema de la EEQ, es decir los
programas CYMDIST y ARCGIS, el número de transformador era el 3971 y
en campo se comprobó que el número correcto era el 3972.
- Otra inconsistencia es que en el software CYMDIST el transformador más
alejado del alimentador 49A es el 46175; pero en el programa ARCGIS y en
la visita de campo el transformador encontrado es el 47822.
- Otra de las anomalías más comunes encontradas es que algunos de los
medidores han sido retirados o reemplazados; en la Tabla 3.21. se muestran
los nuevos medidores que en el sistema de la EEQ aún no se encuentran
actualizados.
En la Tabla 3.20. y 3.21. se contrasta la información recopilada con la verificada en
campo de los transformadores y de los números de medidores.
39
Tabla 3.20. Verificación de las inconsistencias de los transformadores [Elaboración
propia]
Zonas Alimentadores N° Transformador
en el sistema
N° Transformador
en el campo
Zona de Alta
Densidad 16C 3971 3972
Zona de Baja
Densidad 49A 46175 47822
Tabla 3.21. Medidores encontrados en la verificación de campo [Elaboración propia]
Alimentador N° Transformador Suministro N° de Medidor Sector
24B 46273 72880 125551 El Batán
16C
15700
1842121 75002245 El Batán
78675 195636 El Batán
78676 179934 El Batán
5460670 5460670 El Batán
3972 431691 7156695 El Inca
19E
28149
1968410 1000851616 Cotocollao
1968420 1000851626 Cotocollao
1000845965 1000845965 Cotocollao
1743
439323 1000902930 Carcelén
1751277 1000902927 Carcelén
1000846446 1000846446 Carcelén
02D
31696
1000990186 1000990186 Chimbacalle
453926 144835 Chimbacalle
1902232 1000066910 Chimbacalle
1902237 1000066911 Chimbacalle
73695
1926753 1000892850 Chimbacalle
1440755 1001055702 Chimbacalle
1908770 1000082002 Chimbacalle
1941212 1001055703 Chimbacalle
1919500 1367475 Chimbacalle
34A
33304 19425452 1000910277 Machachi
33289 14392076 1000883901 Aloag
1852910-6 759891 Aloag
40
En la Tabla 3.22. se muestran los números de clientes definitivos con los que se
modelan las redes secundarias, luego que toda la información fue completamente
validada
Tabla 3.22. Clientes o abonados de los transformadores verificados en campo
[Elaboración propia]
Zonas Alimentadores N°
Transformador
Número de clientes
o abonados
Zona de Alta
Densidad
24B 35352 4
46273 71
16C 15700 42
3972 75
19E 28149 77
1743 75
Zona de Media
Densidad
02D 73695 61
31696 29
36D 108408 13
34475 30
Zona de Baja
Densidad
34A 33304 8
33289 15
49A 46077 3
47822 31
Número Total de Clientes 534
Se puede observar que en contraste con la Tabla 3.5., la Tabla 3.22. presenta
modificaciones en el número de clientes, esto se debe a la verificación de campo
que se realizó; después de esto se define que el número real de clientes con los
que se trabaja son exactamente 534.
41
CAPÍTULO IV
MODELACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
El presente capítulo abarca el proceso de simulación de los alimentadores
primarios, transformadores de distribución, circuitos secundarios y las acometidas
seleccionados anteriormente en el Capítulo III. Cada elemento de la red de
distribución es representado con su equivalente respectivo dentro del software
CYMDIST, que es utilizado actualmente por la Empresa Eléctrica Quito, con el fin
de obtener las condiciones de operación del sistema de distribución.
4.1. SIMULACIONES DIGITALES
4.1.1. CRITERIOS DE SIMULACIÓN
A continuación, se describe los criterios que se consideran para la modelación de
los elementos de una red de distribución, y para la ejecución del tipo de estudio del
presente trabajo de titulación.
4.1.1.1. Alimentador primario
- De las mediciones realizadas en la cabecera del Alimentador se usarán:
- Voltaje en las 3 fases.
- Corriente en las 3 fases.
- Demanda máxima.
- Factor de potencia.
- Potencia instalada en transformadores de distribución.
Estos datos son los mostrados en la Tabla 3.3., que fueron utilizados en los cálculos
realizados para obtener los resultados de la Tabla 4.1.
- La distribución de carga se realizará con la Potencia obtenida en la Tabla
4.1. y será modelada por kVA conectado y Consumo kWh.
42
4.1.1.2. Transformadores de distribución
- Los transformadores seleccionados serán el más cercano y el más alejado
de la subestación en cada alimentador, y deben ser de propiedad de la EEQ.
- Se tomarán los datos de impedancia de las placas de los transformadores,
además de los porcentajes típicos de R+jX de la referencia [1].
- No tendrán mallados sus secundarios, ni estarán banqueados (conexión en
paralelo) con otro transformador.
4.1.1.3. Circuitos Secundarios
- Para la asignación de energía consumida se tomará el promedio de 1 año
de cada cliente y se asignará a cada poste del circuito secundario la
sumatoria de todos los promedios de los clientes asociados a él.
- La distribución de carga se realizará sobre la base de la demanda de
potencia obtenida usando el factor de escalamiento por diferencia en la
diversificación.
4.1.1.4. Acometidas
- Se consideran 3 diferentes distancias en las acometidas una para cada zona
(alta, media y baja densidad de carga), ya que en función de su localización
geográfica se tiene urbano o rural, por lo que, en promedio, las distancias de
las acometidas son las siguientes:
- Alta densidad: 15 m.
- Media densidad: 25 m.
- Baja densidad: 100 m.
- Para las acometidas se considera la demanda de un cliente, a través del
método de la REA, para determinar la caída de voltaje.
43
4.1.2. PROCEDIMIENTO DE SIMULACIÓN
4.1.2.1. Alimentador Primario
- Mediante la información brindada por la EEQ, de los circuitos primarios
modelados en CYMDIST, ejecutar la distribución de carga en alimentadores
primarios bajo el criterio de potencia instalada kVA conectado y por
Consumo kWh.
- Realizar una simulación de flujo de potencia para obtener los voltajes en
cada nodo de la red secundaria.
- Obtener mediante un reporte en hojas Excel, los voltajes en p.u. de cada
fase de todo el alimentador, la distancia desde la subestación hasta cada
nodo de la red y el número de clientes aguas abajo.
4.1.2.2. Transformadores
- Seleccionar los transformadores más cercanos y más alejados de la
subestación en el alimentador, tomando en cuenta los criterios establecidos
en el numeral 4.1.1.2.
4.1.2.3. Circuitos Secundarios
- Obtener de la simulación del alimentador primario la demanda del circuito
secundario a ser repartida mediante la utilización del factor de escalamiento
de cada transformador de interés.
- Luego, ejecutar la distribución de carga por Consumo kWh, de la demanda
en los terminales secundarios del transformador de distribución, que
representa el suministro de la red secundaria.
- A continuación, realizar una simulación de flujo de potencia en el circuito
secundario y obtener un reporte en hojas Excel de los voltajes en p.u. en
cada poste del circuito secundario y la distancia desde el transformador.
44
4.1.2.4. Acometidas
- Determinar la demanda de 1 cliente a través del método de la REA.
- Realizar la simulación con las distancias determinadas en el apartado
4.1.1.4. (Criterios de simulación para acometidas) y obtener los reportes en
Excel.
- Realizar los cálculos de las caídas de voltaje para el circuito primario,
transformadores, circuitos secundarios y acometidas.
Este procedimiento se debe realizar tanto para demanda máxima como para
demanda mínima de cada alimentador y cada transformador, de las 3 zonas
seleccionadas.
4.1.3. EJEMPLO DE CÁLCULO PARA LA SIMULACIÓN
4.1.3.1. Alimentador Primario
Se toma como ejemplo el Alimentador 24B ubicado en la zona de alta densidad, los
datos en demanda máxima que son utilizados se los puede ver en la Tabla 3.3.
4.1.3.1.1. Cálculo de los Datos a Ingresar para la Simulación del Alimentador Primario
En esta sección se realiza el cálculo del Promedio de los Voltajes de las 3 fases
como se muestra en la expresión (4.1).
Ox T QO-2!"aOd h O-2n"aOd h O-2f"aOdS_
y_WXXX"abOd
Ox T Q_Z]_4Y"aOd h _Z]^"aOd h _ZY^4^"aOdS"_
y_WXXX"abOd
Ox T Z4_X\"abOd Donde:
Ox= Promedio de Voltaje de línea de las 3 fases.
(4.1)
45
Cálculo de la potencia en cada fase como se muestra en la ecuación (4.2), todos
estos resultados están resumidos en la Tabla 4.1.
Fase A:
O*"=* T OsV* × =*
O*"=* T " _Z]_4YXX"azd "× "_Z\4[ZXa{dWXXX T "W__Y4\]X"a|z{d Fase B:
O@"=@ T OsV@ × =@
O@"=@ T "_Z]^4XXX"azd × "_ZX4XXX"a{dWXXX T W_W_4Y^X"abO!d Fase C:
O1"=1 T OsV1 × =1
O1"=1 T "_ZY^4^XX"azd × "_\[4WYX"a{dWXXX T "WY`\4`YX"a|z{d
Tabla 4.1. Datos utilizados en la modelación de alimentadores primarios (24B)
[Elaboración propia]
FECHA/HORA DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
25/01/2016
13:00:00 3827,520 97,304 6,305 1332,540 1313,280 1295,920
4.1.3.1.2. Simulación de la Distribución de Carga
Con los datos de la Tabla 4.1. (Potencia de cada fase y factor de potencia) e
ingresados en CYMDIST como muestra la Figura 4.1., se selecciona distribución
de carga por kVA conectados y desbloqueos de carga bloqueadas como se muestra
en la Figura 4.2.
(4.2)
46
Figura 4.1. Distribución de carga por kVA conectados [Impresión de pantalla de
CYMDIST]
Figura 4.2. Reparto por kVA conectados [Impresión de pantalla de CYMDIST]
Datos ingresados para la modelación del alimentador 24B tomados de la Tabla 4.1.
47
Figura 4.3. Reparto por consumo kWh [Impresión de pantalla de CYMDIST]
Luego de lo cual, se selecciona distribución de carga por Consumo kWh y bloqueos
de carga bloqueadas que principalmente son cargas fijas como alumbrado público
ya que la potencia de éstas no debe ser repartida debido a que tiene un consumo
constante. Como se muestra en la Figura 4.3.
Se realiza una simulación de flujo de potencia para obtener el voltaje en cada nodo
del alimentador primario, a través de un reporte de Excel se tabulan estos
resultados, mostrándose en la Tabla 4.2. los datos de interés. La totalidad de la
tabla se encuentra en los Anexos C.7.1 y C.7.2 para demanda máxima y mínima,
respectivamente.
48
Tabla 4.2. Reporte en Excel de los voltajes en p.u. en cada nodo de la red por fase del
alimentador 24B y los abonados aguas abajo [Reporte CYMDIST]
Distancia
total
[m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.] Barra
Abon.
aguas
abajo A
[cust]
Abon. ag.
abajo B
[cust]
Abon. ag.
abajo C
[cust]
Abon.
totales
ag. abajo
[cust]
0 1 1 1 SE24B 758 703 628 2089
105,9 0,999 0,999 0,999 1984MS 758 703 628 2089
187,2 0,996 0,996 0,996 145397MA 758 703 628 2089
188,1 0,996 0,996 0,996 429466MA 758 703 628 2089
290,4 0,992 0,992 0,992 429465MA 758 703 628 2089
· · · · · · · · ·
· · · · · · · · ·
· · · · · · · · ·
452,9 0,99 0,99 0,99 16187MS 5 5 5 16
453,2 0,989 0,989 0,989 11029MS 5 5 5 16
453,2 0,99 0,99 0,99 16454MS 130 131 127 389
478,8 0,989 0,989 0,989 36486MA 208 181 172 562
479,2 0,989 0,989 0,989 90127MA 2 2 0 4
479,5 0,981 0,981 0,989 89794MA 2 2 0 4
481,2 0,99 0,99 0,99 162266MS 10 10 10 29
481,4 0,99 0,99 0,99 198726MS 9 9 9 28
481,6 0,99 0,99 0,99 16457MS 0 0 0 1
· · · · · · · · ·
· · · · · · · · ·
· · · · · · · · ·
1175,4 0,98 0,981 0,981 59001MA 0 0 0 1
1182,4 0,979 0,98 0,98 26536MA 51 36 30 118
1182,8 0,979 0,98 0,98 138242MA 27 27 21 76
1183,1 0,969 0,968 0,973 140235MA 27 27 21 76
1186 0,979 0,979 0,98 26537MA 33 29 11 72
1186,3 0,979 0,979 0,98 116164MA 0 0 0 1
1186,7 0,973 0,972 0,973 97079MA 0 0 0 1
1197,5 0,981 0,981 0,981 309450MS 0 0 0 1
1198,5 0,981 0,981 0,981 309451MS 0 0 0 1
· · · · · · · · ·
· · · · · · · · ·
· · · · · · · · ·
Se obtiene del CYMDIST una gráfica de voltaje (p.u.) vs distancia [m] para
determinar el transformador más cercano y más alejado del alimentador, la cual se
muestra en la Figura 4.4.
49
Figura 4.4. Figura Distancia vs Voltaje p.u. por fase en el alimentador 24B, obtenida de la
simulación en CYMDIST [Impresión de pantalla de CYMDIST]
A partir de los datos de la Tabla 4.2. y de la Figura 4.4., se determinó que los
transformadores más cercano y más alejado de la subestación, son los que están
ubicados a 479,2 m y 1186,0 m, respectivamente, y que cumplen con los criterios
de selección de transformadores mostrado en la sección 4.1.1.3. Los datos
asociados a dichos transformadores se los muestra en la Tabla 4.3., y se visualiza
su ubicación en la Figura 4.5.
Tabla 4.3. Datos de los transformadores más cercano y más lejano en el Alimentador
24B [Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
35352 Más cercano 479,200 0,989 0,989 0,989
46273 Más lejano 1186 0,979 0,979 0,980
4.1.3.2. Circuito Secundario
4.1.3.2.1. Aplicación del Factor de Escalamiento
El alimentador 24B sirve a 2089 clientes por lo que corresponde un factor de
coincidencia de 0,168 visto en la Figura 4.6., su transformador más alejado el 46273
tiene 71 clientes por lo que le corresponde un factor de coincidencia de 0,21 y el
cálculo del factor de escalamiento se lo muestra en la ecuación (4.3).
479,2 1186
Transformador más cercano
0,989 0,979
Transformador más alejado
50
C*13%("),",&1*-*+$,23% T C"1%$21$)7 [W"rstuVvuwC"1%$21$)7 YX^`"rstuVvuw C*13%("),",&1*-*+$,23% T X4YW
X4WZ^ T W4Y\
Figura 4.5. Visualización y localización del transformador más cercano y más alejado
instalado en el alimentador 24B [Impresión de pantalla CYMDIST]
Transformador más alejado del alimentador 24B (46273).
Transformador más cercano del alimentador 24B (35352).
Subestación 24B
(4.3)
51
Figura 4.6. Número de clientes vs. Factor de coincidencia [Elaboración propia]
La demanda en el transformador más alejado (46273) después de simular la
distribución de carga es de 21,0230 kW y 3,0780 kVAr en la fase A como se ve en
la Figura 4.7., por lo que para la modelación del circuito secundario en la fase A se
utiliza la potencia reflejada al secundario utilizando el factor de escalamiento
(26,2788 kW y 3,8475 kVAr), obtenida en (4.4).
<%3,21$*"&,1/2)*($% T <%3,21$*"3(*2&.7× .*137 ,&1*-7 <%3,21$*"&,17 *13$8*"Q<S T YW4XY_X"|� × W4Y\ T YZ4Y[^^""|�
<%3,21$*"&,17 (,*13$8*"Q:S T _4X[^X"|z{� × W4Y\ T _4^][\""|z{� Para el circuito secundario la carga que se reparte es de 26,2788 kW y 3,8475 kVAr,
además que el criterio de repartición es la energía consumida kWh.
DEM
AN
DA
DIV
ERSI
FIC
AD
A M
EDIA
PO
R C
LIEN
TE O
UN
IDA
D, (
kW o
kV
A)
NÚMERO DE CONSUMIDORES O UNIDADES
Característica de la Carga
REFRIGERADORES ILUMINACIÓN Y ELECTRODOMÉSTICOS COCINAS ELÉCTRICAS
5.0-4.0-
3.0-
2.0-
1.0-0.8-
0.6-0.5-0.4-
0.3-
0.2-
0.1-0.08-
0.06-0.05-0.04-
0.03-
0.02-
0.01- -
1
-
2
-
3
-
4
-
5
-
6
-
8
-
10
-
20
-
40
-
60
-
100-
200
-
500
-
1000
-
4000
-
2000
(4.4)
Factor de coincidencia para 71 clientes
(transformador de distribución)
A P
O
0.20,21
60 10071 400020002089
MED
IA
0.20,169
Factor de coincidencia para
2089 clientes
(alimentador 24B) -
6
-
8
-
107
R C
L 0.4
0.3---0,3431
Factor de coincidencia
para 7 clientes
52
Figura 4.7. Resultado de la distribución de carga en el transformador 46273 [Impresión
de pantalla de CYMDIST]
4.1.3.2.2. Determinación del Consumo por Poste en el Circuito Secundario
En cada poste del circuito secundario se asignó la sumatoria de los promedios de
la energía consumida mensualmente por cada cliente asociado a dicho poste en 1
año, como se muestra en la Figura 4.8.
Tabla 4.4. Clientes asociaciones al poste 22 del transformador 46273 del alimentador
24B [Elaboración propia]
Suministro Promedio mensual de consumo en un año
[kWh]
72769 160,250
72686 150,917
1229981 3,083
1281141 148,750
379936 25,167
72774 203,500
72763 203,500
Total 895,167
53
En el transformador 46273 existen 71 clientes de los cuales en el poste 22 que se
toma como ejemplo se encuentran 7, con una sumatoria de consumo promedio de
895,167 kWh, como se muestra en la Tabla 4.4.
El consumo promedio mensual de cada cliente se obtiene de los datos
proporcionados por el Departamento de Facturación de la EEQ, así en el Suministro
72769 se tienen los datos mensuales mostrados en la Tabla 4.5.
Figura 4.8. Localización del poste 22 dentro del circuito secundario del transformador
46273 [Impresión de pantalla CYMDIST]
Transformador 46273 (71 clientes)
Poste 22 (7 clientes)
54
Tabla 4.5. Consumos mensuales del cliente con suministro 72769 [Elaboración propia]
Mes Medición del consumo mensual
[kWh]
noviembre 2015 217
diciembre 2015 195
enero 2016 194
febrero 2016 153
marzo 2016 151
abril 2016 245
mayo 2016 145
junio 2016 97
julio 2016 116
agosto 2016 147
septiembre 2016 143
octubre 2016 120
Total 1923
Promedio 160,25
4.1.3.2.3. Simulación de Distribución de Carga y Flujo de Potencia del Circuito
Secundario
Se ejecuta una distribución de carga por Consumo kWh del circuito secundario
como se muestra en la Figura 4.9.
Para dicha simulación se utilizaron los valores de potencia activa y reactiva
obtenidos de la aplicación del factor de escalamiento de la sección 4.1.3.2.1.,
(P=26,2788 kW y Q= 3,8475 kVAr).
Se ejecuta un flujo de potencia y se determina el voltaje en cada poste del circuito
secundario, los datos obtenidos para la red correspondiente al transformador más
alejado (46273) se los observa en la Tabla 4.6. De aquí se determinó el poste más
alejado del transformador y, en los Anexos Digitales C.8.1 y C.8.2 se encuentra la
totalidad de los resultados de la simulación de circuitos secundarios para demanda
máxima y demanda mínima, respectivamente.
55
Figura 4.9. Distribución de carga por consumo para el circuito secundario [Impresión de
pantalla de CYMDIST]
Tabla 4.6. Datos obtenidos en la simulación del circuito secundario del transformador
46273 [Elaboración propia]
Distancia Total
[m]
Va
(p.u.)
Vb
(p.u.)
Vc
(p.u.)
Nombre
Nodo
0 0,972 0,972 0,972 1298_HEAD
5 0,971 0,971 0,971 P3-46273
17,9 0,968 0,968 0,968 P4-46273
36,3 0,964 0,964 0,964 P5-46273
52,2 0,96 0,96 0,96 P7-46273
89,5 0,957 0,957 0,957 P8-46273
123,5 0,955 0,955 0,955 P10-46273
· · · · ·
· · · · ·
· · · · ·
268,1 0,907 0,907 0,907 P21-46273
302,4 0,906 0,906 0,906 P22-46273
328,2 0,906 0,906 0,906 P23-46273
Datos obtenidos de la aplicación del factor de escalamiento para la simulación del circuito secundario.
56
En los reportes de Excel de CYMDIST, se muestran en color rojo los valores menores a 0.95 p.u. 4.1.3.3. Acometida
El alimentador 24B se encuentra en la zona de alta densidad de carga por lo que la
distancia de la acometida corresponde 15 m, según los criterios de simulación de
la sección 4.1.1.4., que se encuentran distribuidos como indica la Figura 4.10.
Figura 4.10. Descripción de las medidas para la acometida en la zona de alta densidad
[Elaboración propia]
4.1.3.3.1. Determinación de la Demanda de 1 Cliente
Para determinar la demanda de un cliente del poste 22 a través del método de la
REA, se considera el factor A de la tabla C.29 en función del número de clientes
asociados a al poste 22 (7 clientes) factor !: 12,1, y el factor n de la tabla C.30. en
función del Promedio de energía anual de los clientes asociados al poste 22
(127,881 kW) factor n: 0.439, además del C��tV�t�7= 0,343 obtenido de la Figura 4.6.
como se observa en (4.5).
Medidor
Circuito secundario
3 m
12 m
Acometida
57
�#���7tV�t�7 T #���7��tV�t�7C��tV�t�7 T !�nC��tV�t�7 T
WY4W�X4]_`"X4_]_
�#���7tV�t�7 T W\4]^["|�
Se toma el poste 22 del circuito secundario del transformador 46273 ya que es el
más alejado y tiene más de un cliente asociado como se muestra en la Figura 4.8.,
para realizar el ejemplo de cálculo.
Análisis para el poste 22:
- Número de Clientes: 7
- Energía promedio de los 7 clientes: 127,881 kWh como se muestra en la
Tabla 4.7.
Tabla 4.7. Promedio de energía asociada al poste 22 [Elaboración propia]
Suministro de los clientes
asociados al poste 22
Energía promedio de cada
cliente en 1 año [kWh]
72769 160,250
72686 150,917
1229981 3,083
1281141 148,750
379936 25,167
72774 203,500
72763 203,500
Sumatoria 895,167
Promedio 127,881
Como se trata de 7 clientes iguales, se determina la demanda máxima individual de
un cliente dividiendo la suma entre 7 como se presenta en la expresión (4.6). De
esta manera se obtiene la potencia aparente S, considerando un factor de potencia
0,95 inductivo definido por la EEQ para clientes residenciales, se visualiza en (4.7).
#���7tV�t�7 T �#���7tV�t�7��stuVvuw T W\4]^["bc[ T Y4YWY"bc
(4.5)
(4.6)
58
� T #���7tV�t�7.' T Y4YWY"bcX4`\ T Y4_Y`"bO!
Con la potencia de 2,329 kVA repartida igualitariamente en las 3 fases, se realiza
la simulación de la acometida como se muestra en la Figura 4.11, ya que esta
potencia será distribuida por Potencia Instalada kVA conectado.
Además, se toma el voltaje final más bajo de la simulación de los circuitos
secundarios según la zona en la que se encuentra, para que éste sea el voltaje de
inicio de la simulación de las acometidas.
Figura 4.11. Simulación con distribución de carga por kVA conectados [Impresión de
pantalla de CYMDIST]
Los resultados de la simulación de las 3 zonas (alta, media y baja densidad) se
muestran en la Tabla 4.8. En la zona de baja densidad comúnmente se alimentan
cargas monofásicas por lo que se ejemplifica la caída de voltaje solamente en la
fase A.
(4.7)
59
Tabla 4.8. Resultados de la simulación de las acometidas [Elaboración propia]
Zona Distancia total
[m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
Zona Alta Densidad
de carga
0 0,8240 0,8240 0,8240
15 0,8217 0,8217 0,8217
Zona Media
Densidad de carga
0 0,8590 0,8590 0,8590
25 0,8543 0,8543 0,8543
Zona Baja Densidad
de carga
0 0,7110 - -
100 0,6359 - -
4.1.4. CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE VOLTAJE
4.1.4.1. Caída de Voltaje Alimentador primario
Considerando los datos obtenidos de la simulación mostrados en la Tabla 4.2. se
calcula la caída de voltaje como se visualiza en (4.8).
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV�� × QWXXRS
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV�� T W U X4`^`W × WXXR T W4WXR
En la Tabla 4.9. se visualizan las caídas de voltaje para el nodo del transformador
más cercano y más alejado del alimentador 24B de 6,3 kV.
Tabla 4.9. Cálculo de la caída de voltaje en el alimentador 24B fase A [Elaboración
propia]
Transformador
Distancia
del nodo
de inicio
[m]
Distancia
del nodo
final [m]
Voltaje
del nodo
de inicio
[V]
Voltaje
del nodo
final
[V]
Caída de
voltaje
[%]
Más cercano 0 479,200 1 0,989 1,100
Más alejado 0 1186 1 0,979 2,100
(4.8)
60
4.1.4.2. Caída de Voltaje en el Transformador de Distribución.
Se calcula la caída de voltaje para el transformador más alejado del alimentador
24B (46273). En la Tabla 4.10. se encuentran los datos de placa del transformador
donde se señala una impedancia de Z= 3,1%.
4.1.4.2.1. Cálculo de R y X Porcentuales Reales del Transformador
Se realiza el cálculo de R+jX (%), considerando los datos de placa del
transformador y la información genérica de la Tabla C.31. del Anexo C como se
indica en la ecuación (4.9), y a través de proporciones se determinan los valores de
resistencia y reactancia de cada transformador, ya que los datos de impedancia
son totales independientemente del número de fases del transformador, los datos
de placa de todos los transformadores estudiados se encuentran en el Anexo C.6.,
a continuación, se presenta un ejemplo para el caso del transformador 46273.
Tabla 4.10. Datos de placa transformador 46273 [Elaboración propia]
Nro. Empresa: 46273
Nro. Serie: 051226405
Año Fabricación: 2012
Marca: INATRA
Potencia (KVA): 125
Fase: Trifásico
Impedancia (%): 3,1
Alto Voltaje: 6300
Bajo Voltaje: 220/127
Estado: INSTALADO
Propietario: Empresa
�víxt�� T _4\"R �víxt�� T W4_"R ��u�s T _4W"R
�víxt�� T ��víxt��i U �víxt��i T �_4\i U W4_i T _4Y\"R
Los valores de Ztípico y Rtípico se obtienen del Anexo C en la Tabla C.31.
(4.9)
61
Se obtienen las reactancias reales totales mediante la proporción (4.10).
��u�s"R T "�víxt��R" ×"��u�s"R�víxt��"R
��u�s"R T W4_"R" × "_4W"R_4\"R T W4W\"R
��u�s"R T _4Y\"R" × "_4W"R_4\"R T Y4^^"R
Se determina que la impedancia del transformador 46273 es (1,15 + j2,88) %.
4.1.4.2.2. Cálculo de la Caída de Voltaje en el Transformador
Se calcula el voltaje en el secundario del transformador mediante la ecuación (4.11)
y los datos de la Figura 4.12, además se considera los datos de P y Q tomados de
la Figura 4.7. El voltaje V1 se obtiene de la Tabla 4.9.
Figura 4.12. Circuito equivalente del transformador 46273 [Elaboración propia]
� T O�=�
� T Oj��j × �Oj��j U Oi��i�"R �� \^4`Z`_ "bc h A^4]\`_ "bO!(
WY\_ bO! T X4`[`�X°"'/" × �X4`[`�X°"'/ U Oi��iX4XWW\" h A"X4XY^^" ��
X4][W h A"X4XZ["'/ T X4`[`�X°"'/" × �X4`[`�X°"'/ U Oi��iX4XWW\" h A"X4XY^^ �� Despejando Oi��i:
Oi��i T X4`[Y� U X4[[W°""'7 /7
j 2,88 %1,15 %
V2V1=0,979 0° p.u.
(4.11)
(4.10)
62
Se calcula la caída de voltaje en el transformador entre el voltaje de los terminales
de AV y de BV determinados anteriormente como se indica en (4.12), y se los tabula
en la Tabla 4.11. La totalidad de las caídas de voltaje de los transformadores se
encuentra en el Anexo C.9.
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T Oj U OiOV�� T X4`[` U X4`[YW × WXXR T X4[]\"R
Tabla 4.11. Caída de voltaje en el transformador de distribución 46273 [Elaboración
propia]
Transformador
Voltaje del nodo
de inicio
[V]
Voltaje del
nodo final
[V]
Caída de
voltaje
[%]
46273 0,979 0,972 0,745
4.1.4.3. Caída de Voltaje en el Circuito Secundario
En base a la simulación realizada del circuito secundario y los datos obtenidos de
la misma que se muestran en la Tabla 4.6., se calcula la caída de voltaje entre el
lado de BV del transformador y el poste más alejado del circuito, como se indica en
la ecuación (4.13).
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV��
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T X4`[Y U X4`XZW × WXXR T Z4\\\R
En la Tabla 4.12., se visualiza la tabulación de las caídas de voltaje del circuito
secundario.
Tabla 4.12. Caída de voltaje hasta el poste más alejado del circuito secundario del
transformador (46273) del alimentador 24B [Elaboración propia]
Poste
Distancia del
nodo de
inicio
[m]
Distancia
del nodo
final
[m]
Voltaje del
nodo de
inicio
[V]
Voltaje
del nodo
final
[V]
Caída de
voltaje
[%]
Alejado 0 328,2 0,972 0,906 6,555
(4.12)
(4.13)
63
4.1.4.4. Caída de Voltaje en la Acometida
Con los datos obtenidos de la simulación de las acometidas mostradas en la Tabla
4.8., se calcula la caída de voltaje como se indica en la ecuación (4.14) y se tabulan
estos datos en la Tabla 4.13.
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV��
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T X4^Y] U X4^YW[W × WXXR T X7YY]R
Tabla 4.13. Caída de voltaje para las diferentes acometidas [Elaboración propia]
Zona
Distancia
del nodo de
inicio [m]
Distancia
del nodo
final [m]
Voltaje del
nodo de
inicio [V]
Voltaje
del nodo
final [V]
Caída de
voltaje
[%]
Alta 0 15 0,8240 0,8217 0,224
Media 0 25 0,8590 0,8543 0,467
Baja 0 100 0,7110 0,6359 7,514
Las distancias de las acometidas son muy variables por lo que además del cálculo
de caídas de voltaje tomando en cuenta los promedios de longitud, se presentan
en la Tabla 4.14. y la Figura 4.13., los casos más críticos encontrados en cada
zona.
Tabla 4.14. Resultados de la simulación de las acometidas [Elaboración propia]
Zona
Localización
(alimentador/trans
formador/poste)
Distancia
total
[m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
Zona alta densidad de
carga 16C/3972/P7
0 0,824 0,824 0,824
29,6 0,823 0,823 0,823
Zona media densidad
de carga 2D/31696/P10
0 0,859 0,859 0,859
47,2 0,850 0,850 0,850
Zona baja densidad de
carga 49A/47822/P5
0 0,711 -- --
259,6 0,517 -- --
(4.14)
64
Figura 4.13. Ingreso de datos para el cálculo de las caídas de voltaje en una de las
acometidas más críticas en 16C/3972/P7 [Impresión de pantalla CYMDIST]
En la Tabla 4.15. se muestran las caídas de voltaje de acometidas de las distancias
más críticas.
Tabla 4.15. Caídas de voltaje para distancias críticas de acometidas [Elaboración propia]
Zona Distancia
del nodo de inicio [m]
Distancia del nodo final [m]
Voltaje del nodo de inicio [V]
Voltaje del nodo final [V]
Caída de voltaje
[%] Alta 0 29,6 0,824 0,823 0,109
Media 0 47,2 0,859 0,850 0,901
Baja 0 259,6 0,711 0,517 19,401
4.1.5. CAÍDAS DE VOLTAJE ACUMULADAS
Para determinar las caídas de voltaje en cada elemento del alimentador se toman
los datos de las Tablas 4.9., 4.11., 4.12., 4.13. y se procede a sumar la caída
existente en cada uno de ellos como se lo visualiza en la Tabla 4.16.
65
Tabla 4.16. Caída de voltaje acumulada del alimentador 24B [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario (24B) 2,100
Transformador (46273) 0,745
Circuito secundario (poste 22) 6,555
Acometida (15 m) 0,224
Total 9,524
4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Las caídas de voltaje en los alimentadores primarios, transformadores de
distribución, circuitos secundarios y acometidas para demanda máxima se
encuentran detalladas en las Tablas 4.17., 4.18., 4.19. y 4.20.
Tabla 4.17. Caídas de voltaje en los alimentadores primarios [Elaboración propia]
Zona Alimen-
tador Trans-
formador
Ubicación del transformador
en el alimentador [cercano y
lejano]
Voltaje en la cabecera
del alimentador
[p.u.]
Voltaje en el primario del transforma-
dor de distribución
[p.u.]
Caída de voltaje en
el alimentador
primario [%]
Zona de
alta
densidad
24B 35352 Cercano 1,000 0,989 1,100
46273 Lejano 1,000 0,979 2,100
16C 15700 Cercano 1,011 0,995 1,600
3972 Lejano 1,011 0,909 10,200
19E 28149 Cercano 1,003 0,989 1,400
1743 Lejano 1,003 0,974 2,900
Zona de
media
densidad
02D 73695 Cercano 0,980 0,935 4,500
31696 Lejano 0,980 0,926 5,400
36D 108408 Cercano 1,000 0,99 1,000
34475 Lejano 1,000 0,97 3,000
Zona de
baja
densidad
34A 33304 Cercano 1,005 0,998 0,700
33289 Lejano 1,005 0,975 3,000
49A 46077 Cercano 1,001 0,995 0,600
47822 Lejano 1,001 0,724 27,700
66
Tabla 4.18. Caídas de voltaje en los transformadores de distribución [Elaboración propia]
Zona Alimen-
tador Transfor-
mador
Ubicación del
transforma-dor en el alimenta-
dor primario [cercano/
lejano]
Voltaje en el lado de AV
en el transforma-
dor de distribución
[p.u.]
Voltaje en el lado de BV
en el transforma-
dor de distribución
[p.u.]
Caída de voltaje en
el transforma-
dor de distribución
[%]
Zona de
alta
densidad
24B 35352 Cercano 0,989 0,986 0,259
46273 Lejano 0,979 0,972 0,745
16C 15700 Cercano 0,995 0,982 1,315
3972 Lejano 0,909 0,877 3,234
19E 28149 Cercano 0,989 0,979 1,029
1743 Lejano 0,974 0,963 1,076
Zona de
media
densidad
02D 73695 Cercano 0,935 0,914 2,058
31696 Lejano 0,926 0,923 0,300
36D 108408 Cercano 0,999 0,997 0,221
34475 Lejano 0,970 0,966 0,395
Zona de
baja
densidad
34A 33304 Cercano 0,998 0,993 0,497
33289 Lejano 0,975 0,964 1,138
49A 46077 Cercano 0,995 0,994 0,123
47822 Lejano 0,724 0,715 0,896
67
Tabla 4.19. Caídas de voltaje en los circuitos secundarios de cada transformador
[Elaboración propia]
Zona Alimen-
tador Transfor-
mador
Posición del cliente en el
circuito secundario [cercano y
lejano]
Voltaje en el secundario del transformador inicio para el circuito se BV
[p.u.]
Voltaje en el poste
asociado al cliente
[p.u.]
Caída de voltaje circuito
secundario [%]
Zona de
alta
densidad
24B
35352 Cercano 0,986 0,986 0,041
35352 Lejano 0,986 0,985 0,141
46273 Cercano 0,972 0,971 0,055
46273 Lejano 0,972 0,906 6,555
16C
15700 Cercano 0,982 0,980 0,185
15700 Lejano 0,982 0,947 3,485
3972 Cercano 0,877 0,875 0,166
3972 Lejano 0,877 0,824 5,266
19E
28149 Cercano 0,979 0,977 0,171
28149 Lejano 0,979 0,975 0,371
1743 Cercano 0,963 0,963 0,024
1743 Lejano 0,963 0,957 0,624
Zona de
media
densidad
02D
73695 Cercano 0,914 0,911 0,342
73695 Lejano 0,914 0,907 0,742
31696 Cercano 0,923 0,871 5,200
31696 Lejano 0,923 0,859 6,400
36D
108408 Cercano 0,997 0,995 0,179
108408 Lejano 0,997 0,928 6,879
34475 Cercano 0,966 0,955 1,105
34475 Lejano 0,966 0,933 3,305
Zona de
baja
densidad
34A
33304 Cercano 0,993 0,989 0,403
33304 Lejano 0,993 0,980 1,303
33289 Cercano 0,964 0,951 1,262
33289 Lejano 0,964 0,920 4,362
49A
46077 Cercano 0,994 0,993 0,077
46077 Lejano 0,994 0,993 0,077
47822 Cercano 0,715 0,714 0,104
47822 Lejano 0,715 0,711 0,404
68
Tabla 4.20. Caídas de voltaje en las acometidas [Elaboración propia]
Zona
Voltaje en el
poste asociado
al cliente
[p.u.]
Voltaje en el punto de
conexión con el
medidor de energía del
cliente
[p.u.]
Caída de
voltaje en la
acometida
[%]
Zona de alta densidad 0,824 0,822 0,224
Zona de media densidad 0,859 0,854 0,467
Zona de baja densidad 0,711 0,636 7,514
En la Tabla 4.21. se muestra las caídas de voltaje acumuladas para demanda
máxima. En el Anexo C.5, en la Tabla C.5.4. se muestran las caídas de voltaje
acumuladas de todos los alimentadores y elementos del sistema de distribución
para demanda mínima.
Tabla 4.21. Caídas de voltaje acumuladas para demanda máxima [Elaboración propia]
Zo
na
Alim
en
tad
or
Ub
icac
ión
de
l tra
ns
form
ad
or e
n e
l a
lime
nta
do
r [ce
rca
no
y
leja
no
]
Tra
ns
form
ado
r
Ca
ída
de
vo
ltaje
Alim
en
tad
or p
rima
rio
(%)
Ca
ída
de
vo
ltaje
tra
ns
form
ad
or (%
)
Po
sic
ión
de
l clie
nte
en
e
l circ
uito
se
cun
da
rio
[ce
rca
no
y le
jan
o]
Ca
ída
de
vo
ltaje
Circ
uito
se
cun
da
rio
(%)
Ca
ída
de
vo
ltaje
ac
om
etid
a (%
)
Ca
ída
de
Vo
ltaje
tota
l (%)
Zo
na d
e a
lta d
ens
idad
24B
Cercano 35352 1,100 0,259 Cercano 0,041 0,224 1,624
Lejano 0,141 0,224 1,724
Lejano 46273 2,100 0,745 Cercano 0,055 0,224 3,124
Lejano 6,555 0,224 9,624
16C
Cercano 15700 1,600 1,315 Cercano 0,185 0,224 3,324
Lejano 3,485 0,224 6,624
Lejano 3972 10,200 3,234 Cercano 0,166 0,224 13,824
Lejano 5,266 0,224 18,924
19E
Cercano 28149 1,400 1,029 Cercano 0,171 0,224 2,824
Lejano 0,371 0,224 3,024
Lejano 1743 2,900 1,076 Cercano 0,024 0,224 4,224
Lejano 0,624 0,224 4,824
69
Tabla 4.21.1. Continuación de la Tabla 4.21. Caídas de voltaje acumuladas para
demanda máxima [Elaboración propia]
Zo
na
Alim
en
tad
or
Ub
icac
ión
de
l tra
ns
form
ad
or e
n e
l a
lime
nta
do
r [ce
rca
no
y
leja
no
]
Tra
ns
form
ado
r
Ca
ída
de
vo
ltaje
Alim
en
tad
or p
rima
rio
(%)
Ca
ída
de
vo
ltaje
tra
ns
form
ad
or (%
)
Po
sic
ión
de
l clie
nte
en
e
l circ
uito
se
cun
da
rio
[ce
rca
no
y le
jan
o]
Ca
ída
de
vo
ltaje
Circ
uito
se
cun
da
rio
(%)
Ca
ída
de
vo
ltaje
ac
om
etid
a (%
)
Ca
ída
de
Vo
ltaje
tota
l (%)
Zo
na d
e m
edia
de
nsid
ad
02D
Cercano 73695 4,500 2,058 Cercano 0,342 0,467 7,367
Lejano 0,742 0,467 7,767
Lejano 31696 5,400 0,300 Cercano 5,200 0,467 11,367
Lejano 6,400 0,467 12,567
36D
Cercano 108408 1,000 0,221 Cercano 0,179 0,467 1,867
Lejano 6,879 0,467 8,567
Lejano 34475 3,000 0,395 Cercano 1,105 0,467 4,967
Lejano 3,305 0,467 7,167
Zo
na d
e b
aja
den
sid
ad
34A
Cercano 33304 0,700 0,497 Cercano 0,403 7,514 9,114
Lejano 1,303 7,514 10,014
Lejano 33289 3,00 1,138 Cercano 1,262 7,514 12,914
Lejano 4,362 7,514 16,014
49A
Cercano 46077 0,600 0,123 Cercano 0,077 7,514 8,314
Lejano 0,077 7,514 8,314
Lejano 47822 27,700 0,896 Cercano 0,104 7,514 36,214
Lejano 0,404 7,514 36,514
4.3. CAÍDAS DE VOLTAJES ACTUALES POR ZONA
En función de las caídas de voltaje acumuladas de la Tabla 4.21., se determinan
las caídas existentes más críticas por zona, las cuales se muestran en las Tablas
4.22., 4.23., 4.24. En el Anexo C.5 se presentan las caídas de voltaje para demanda
mínima.
70
Tabla 4.22. Caída de voltaje acumuladas para demanda máxima en la zona de alta
densidad de carga [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario (16C) 10,200
Transformador (3972) 3,234
Circuito secundario (poste 07) 5,266
Acometida (15 m) 0,224
Total 18,924
Tabla 4.23. Caída de voltaje acumuladas para demanda máxima en la zona de media
densidad de carga [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario (02D) 5,400
Transformador (31696) 0,300
Circuito secundario (poste 09) 6,400
Acometida (25 m) 0,467
Total 12,567
Tabla 4.24. Caída de voltaje acumuladas para demanda máxima en la zona de baja
densidad de carga [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario (49A) 27,700
Transformador (47822) 0,896
Circuito secundario (poste 08) 0,404
Acometida (100 m) 7,514
Total 36,514
4.4. INFLUENCIA DE LOS TAPS EN LAS CAÍDA DE VOLTAJE.
Los transformadores de distribución típicamente cuentan con 5 pasos de taps en el
lado de alto voltaje, por lo que se tiene la posición de voltaje nominal en 2 como
muestra la Figura 4.14.
71
Figura 4.14. Detalle de conexión de taps en un transformador de distribución
[Elaboración propia]
Para el análisis de la influencia de los taps en los transformadores de distribución
se toma un caso de estudio de cada alimentador primario con las siguientes
consideraciones:
· En las zonas de alta densidad los alimentadores primarios no son tan
extensos como en las zonas de media o baja densidad de carga por lo que
la caída de voltaje es menor y no amerita utilizar un tap, en la mayoría de
casos. En el caso de que un transformador se posicione en el final del
alimentador se llegaría a utilizar la posición de tap 1; para este caso se
considera el transformador del alimentador 16C, 3972 con tap 1.
· En las zonas de media densidad los alimentadores primarios son más
extensos que las zonas de alta, además en esta zona los circuitos
secundarios son más largos por lo que necesita más compensación por tap
1 o 0, para este caso se considera el transformador del alimentador 02D,
31696 con la posición del tap 1 y 0.
· En las zonas de baja densidad de carga, se tiene alimentadores primarios
con distancias muy grandes por lo que las caídas de voltaje son elevadas y
necesariamente se debe utilizar el tap, para este caso se considera el
transformador del alimentador 49A, 47822 con tap 0; y el transformador del
alimentador 34A, 33289 con tap 0.
120 V 0 -5%
1 -2,5%
2 0%
3 +2,5%
4 +5%
72
Se toma como ejemplo el transformador ubicado en el alimentador 16C, 3972, para
el cual se presenta el modelo del transformador de la Figura 4.15.
Al considerar la utilización de taps, varía la impedancia del transformador para lo
cual se realiza el cálculo de R+jX (%), considerando los datos genéricos de la Tabla
C.31. del Anexo C como se indica en la ecuación (4.9), y a través de la proporción
(4.10) se determinan los valores de resistencia y reactancia del transformador.
�víxt�� T Y4`"R �víxt�� T W4Z"R ��u�s T ]4X"R
�vtxt�� T ��víxt��i U �víxt��i T �Y4`i U W4Zi T Y4]Y"R
��u�s"R T W4Z"R" × ]4X"RY4`"R T Y4YX["R
��u�s"R T Y4]Y"R" × "]4X"RY4`"R T _4__Z"R
Figura 4.15. Circuito equivalente del transformador de distribución 3972 considerando
taps. V2’: Voltaje antes del tap [Elaboración propia]
Se calcula la nueva impedancia considerando un tap 1, mediante la ecuación (4.15).
[11].
�V�u��3i T ���t�tV�sW
�v�x T X4`[\i × QY4YX[ h A_4__ZS T Y4X`^ h A"_4W[W"
Se calcula el voltaje en el secundario del transformador mediante la ecuación (4.16)
y los datos de la Figura 4.16, además se considera los datos de P y Q tomados de
la Figura 4.17. El voltaje V1 se obtiene de la Tabla 4.9., y la relación de taps cambia
(4.15)
73
ya que en este ejemplo se usa un tap 1 y disminuye un 2,5% el voltaje por lo que la
relación de vueltas nominal 1:1 se cambia por (1-0,025:1) y se obtiene (0,975:1).
Figura 4.16. Circuito equivalente del transformador de distribución 3972 considerando la
impedancia modificada por tap [Elaboración propia]
Figura 4.17. Distribución de carga para el transformador 3972 [Impresión de pantalla
CYMDIST]
� T O�=�
�ji T Oj��j × �Oj��j U Oi���i�v"R ��
(4.16)
74
[^4`\[_ bc h A W\4W`W_ "bO!([\_ "bO! T X4`X`�X°"'/" × �X4`X`�X°"'/ U Oi���iX4XYX`^ h AX4X_W[W" �
�
W4X\_ h A"X4YX_"'/ T X4`X`�X°"'/ × �X4`X`�X°"'/ U Oi��iX4XYX`^ h AX4X_W[W ��
Despejando Oi���i; Oi���i T X4^[Z["'7 /7 � U Y4X`W°"
Se calcula el voltaje V2 mediante (4.17), para determinar la influencia del tap en el
voltaje en el secundario del transformador.
Oi�3 TOiW "" """
X4^[^YX4`[\ T OiW "
Oi T X4`XX["¡7 ¢7 Se calcula la caída de voltaje en el transformador entre el voltaje de los terminales
de AV y de BV determinados anteriormente como se indica en (4.18), y se los tabula
en la Tabla 4.25, además de la compensación por tap.
f*í)*"),"O%-3*A, £¤¥ 3*'"aRd T Oj U Oi�OV�� T X4`X` U X4^[Z[W × WXXR T _4Y_]"R
f*í)*"),"O%-3*A,"1%2"3*'aRd T Oj U OiOV�� T X4`X` U X4`XX[W × WXXR T X4^_"R
f%+',2&*1$ó2"'%("3*'"aRd T f*í)*"),"O%-3*A,"&$2"3*' U f*í)*"),"O%-3*A, 1%2 3*'
f%+',2&*1$ó2"'%("3*'"aRd T _4Y_]"R U "X4^_"R T Y4]X]R
Considerando el nuevo voltaje con el que inicia el circuito secundario (compensado
por tap), se ejecuta un flujo de potencia y se determina el voltaje en cada poste del
circuito secundario, los datos obtenidos para la red correspondiente al
transformador 3972 se los observa en la Tabla 4.26, en los Anexos Digitales C.8.3
y C.8.4 se encuentran la totalidad de los resultados de la simulación de circuitos
secundarios considerando taps, para demanda máxima y demanda mínima.
(4.18)
(4.17)
75
Tabla 4.25. Caída de voltaje en el transformador de distribución 3972 considerandos taps
[Elaboración propia]
Transfor-
mador
Voltaje del
nodo de
inicio
[p.u.]
Voltaje
del
punto V2’
[p.u.]
Caída de
voltaje
hasta V2’
[%]
Voltaje del punto
V2 considerando
tap
[p.u.]
Caída de
voltaje
hasta V2
[%]
Compen-
sación
por tap
[%]
3972 0,909 0,8767 3,234 0,901 0,83 2,404%
Tabla 4.26. Caída de voltaje en el circuito secundario del transformador 3972
compensado con taps [Elaboración propia]
Distancia Total [m]
Va [p.u.]
Vb [p.u.]
Vc [p.u.]
Nombre Nodo
0 0,900 0,900 0,900 1221_HEAD
4,2 0,898 0,898 0,898 P2-3972
40,8 0,878 0,878 0,878 P3-3972
45,5 0,876 0,876 0,876 P4-3972
79,7 0,861 0,861 0,861 P5-3972
118,3 0,850 0,850 0,850 P6-3972
157 0,848 0,848 0,848 P7-3972
32,4 0,886 0,886 0,886 P8-3972
79,8 0,875 0,875 0,875 P9-3972
123,3 0,868 0,868 0,868 P10-3972
155 0,868 0,868 0,868 P11-3972
En base a la simulación realizada del circuito secundario considerando la
compensación por tap, y los datos obtenidos de la misma que se muestran en la
Tabla 4.26, se calcula la caída de voltaje hasta el poste más alejado (P7-3972 a
157m) del circuito secundario mediante (4.19).
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV��
f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T X4`XX U X4^]^W × WXXR T \4YXR
En la Tabla 4.27., se visualiza la caída de voltaje del circuito secundario.
(4.19)
76
Tabla 4.27. Caída de voltaje en el poste más alejado de transformador 3972 de
alimentador 16C [Elaboración propia]
Poste
Distancia
del nodo
de inicio
[m]
Distancia
del nodo
final
[m]
Voltaje del
nodo de
inicio
[p.u.]
Voltaje
del nodo
final
[p.u.]
Caída de
voltaje
[%]
Alejado 0 157,00 0,900 0,848 5,20
En la Tabla 4.28. se presentan las caídas de voltaje con compensación por tap para
el transformador del alimentador 16C, 3972 con tap 1, para demanda máxima y
mínima.
Tabla 4.28. Influencia de un tap 1 (de -2,5%) en la caída de voltaje total de la zona de
alta densidad [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje para
demanda máxima [%]
Caída de voltaje para
demanda mínima [%]
Alimentador primario (16C) 10,200 3,800
Transformador (3972) 3,234 1,520
Circuito secundario (poste 07) 5,200 1,900
Acometida (15 m) 0,224 0,061
Total 18,858 7,281
Posición de tap (1) -2,404* -2,404
Total, considerando tap 16,454 4,877
* De la Tabla 4.25. Compensación del voltaje.
En la Tabla 4.29. y 4.30. se presentan las caídas de voltaje con compensación por
tap para el transformador del alimentador 02D, 31696 con tap 1 y 0
respectivamente, tanto para demanda máxima como demanda mínima, y en la
Tabla 4.31 se presentan las caídas de voltaje con compensación por tap para el
transformador del alimentador 49A, 47822 con tap 0, y en la Tabla 4.32 del
transformador del alimentador 34A, 33289 con tap 0, para demanda máxima y
mínima.
77
Tabla 4.29. Influencia de un tap 1 (de -2,5%) en la caída de voltaje total de la zona de
media densidad [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje para
demanda máxima [%]
Caída de voltaje para
demanda mínima [%]
Alimentador primario (02D) 5,400 2,500
Transformador (31696) 0,300 0,101
Circuito secundario (poste 09) 6,400 6,699
Acometida (25 m) 0,467 0,106
Total 12,567 9,406
Posición de tap (1) -2,370 -2,370
Total, considerando tap 10,197 7,036
Tabla 4.30. Influencia de un tap 0 (de -5%) en la caída de voltaje total de la zona de
media densidad [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje para
demanda máxima [%]
Caída de voltaje para
demanda mínima [%]
Alimentador primario (02D) 5,400 2,500
Transformador (31696) 0,300 0,101
Circuito secundario (poste 09) 6,400 6,699
Acometida (25 m) 0,467 0,106
Total 12,567 9,406
Posición de tap (1) -4,880 -4,880
Total, considerando tap 7,687 4,526
Tabla 4.31. Influencia de un tap 0 (de -5%) en la caída de voltaje total de la zona de baja
densidad [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje para
demanda máxima [%]
Caída de voltaje para
demanda mínima [%]
Alimentador primario (49A) 27,700 4,400
Transformador (47822) 0,896 0,093
Circuito secundario (poste 05) 0,404 0,307
Acometida (100 m) 7,514 0,491
Total 36,514 5,291
Posición de tap (0) -3,770 -5,050
Total, considerando tap 32,744 0,241
78
Tabla 4.32. Influencia de un tap 0 (de -5%) en la caída de voltaje total de la zona de baja
densidad [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje para
demanda máxima [%]
Caída de voltaje para
demanda mínima [%]
Alimentador primario (34A) 3,000 1,500
Transformador (33289) 1,138 0,596
Circuito secundario (poste 12) 4,362 2,204
Acometida (100 m) 7,514 0,491
Total 16,014 4,791
Posición de tap (0) -5,070 -5,100
Total, considerando tap 10,944 -0,309
79
CAPÍTULO V
ELABORACIÓN Y COMPROBACIÓN DE LA PROPUESTA
DE CAÍDAS DE VOLTAJE PERMISIBLES
En el presente capítulo se elabora una propuesta de repartición de caídas de voltaje
donde se plasman los valores obtenidos en las simulaciones realizadas en el
Capítulo IV, según la zona donde se encuentren.
El margen total de variación del nivel de voltaje, de acuerdo con lo que indica la
norma ANSI C84.1-2011, en alto voltaje se debe tener un valor máximo de 7,5% y
en bajo voltaje 11%, por lo que este valor de variación de voltaje (11%) es repartido
en los elementos del sistema de distribución de la presente propuesta.
Las reparticiones de las caídas de voltaje para los elementos del sistema de
distribución están limitadas por los usuarios de bajo voltaje, es decir, la repartición
empieza desde las acometidas y los circuitos secundarios; quienes limitarán las
caídas de voltaje de los usuarios de alto voltaje.
5.1. EJEMPLO DE CÁLCULO DE LOS VALORES PROPUESTOS
PARA CAÍDAS DE VOLTAJE
Se toma como ejemplo la zona de alta densidad de carga, se considera como
referencia el promedio entre la Caída de voltaje más alta y la caída de voltaje
promedio con lo que se contempla el escenario más crítico en cada zona de estudio.
Para determinar los promedios de porcentajes entre la caída de voltaje más alta y
caída de voltaje promedio, se consideró la Participación en la caída actual más alta
y Participación en el promedio de caída de voltaje actual vistos en la Tabla 5.1.,
para la zona de alta densidad.
En el Anexo D.1. se puede encontrar las caídas de voltaje más alta y promedios de
las mismas en las zonas de media y baja densidad.
80
Para el criterio de Caída de voltaje actual más alta de la Tabla 5.1., se considera la
caída más alta de cada elemento de la red, independientemente de que no
pertenezcan al mismo alimentador primario, transformador o circuito secundario.
Tabla 5.1. Caída de voltaje más alta y promedios de las mismas en la zona de alta
densidad [Elaboración propia]
Elemento
de la red
Caída de
voltaje
actual
más alta
[%]
Participa-
ción en la
caída
actual más
alta
Promedio de
caídas de
voltaje actual
de la zona de
alta densidad
[%]
Participaci
ón en el
promedio
de caída
de voltaje
actual
Promedios de
las
participaciones
entre caídas de
voltaje más alta
y promedio
Alimentador
primario 10,200 0,505 3,217 0,524 0,514
Transf. de
distribución 3,234 0,160 1,276 0,208 0,184
Circuito
Secundario 6,555 0,324 1,424 0,232 0,278
Acometida 0,224 0,011 0,224 0,036 0,024
TOTAL 20,213 1,000 6,141 1,000 1,000
Con el criterio de los Promedios de las participaciones entre caídas de voltaje más
alta y Caídas de voltaje promedio; los resultados que se muestran en la Tabla 5.2.
se los obtiene mediante una proporción vista en la expresión (5.1).
���í��"¦"R T X4\W]"" × "WW"R T \4Z\["R
Con el mismo proceso se determina la repartición de las caídas de voltaje para la
zona de media y baja densidad de carga indicadas en las Tablas 5.3. y 5.4.,
respectivamente.
En el Anexo D se encuentran todos los cálculos para las propuestas de caídas de
voltaje en las zonas de media y baja densidad de carga.
(5.1)
81
Zona de Alta Densidad de Carga:
Alimentador Primario: Si bien tiene una repartición de caída de voltaje de 5,657%,
se limita a 5,5% ya que, al no ser muy extensos, su caída no va a ser tan grande.
Transformador de Distribución: Se considera una caída de 2.0% en función de
la repartición de la caída de voltaje propuesta.
Circuito secundario: La caída de voltaje se aproxima a 2,5% debido a que una
considerable cantidad de usuarios se conectan a una fase, lo que desemboca en
un desbalance del circuito secundario, por lo que amerita un mayor margen de
tolerancia.
Acometida: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 1 % debido a que al ser
su distancia un parámetro aleatorio, se considera la distancia más crítica, sin
considerar algunas caídas de voltaje están fuera del rango.
Tabla 5.2. Propuesta de caída de voltaje para la zona de alta densidad [Elaboración
propia]
Elemento de la red
Repartición de la
caída de voltaje
propuesta
[%]
Propuesta final de repartición de
caídas de voltaje en la zona de
alta densidad
[%]
Alimentador primario 5,657 5,500
Transf. de distribución 2,023 2,000
Circuito Secundario 3,059 2,500
Acometida 0,262 1,000
TOTAL 11,000 11,000
Zona de Media Densidad de Carga:
Alimentador Primario: Se aproxima la caída de voltaje en el alimentador primario
a 5%, ya que la demanda que soportan los alimentadores en esta zona es menor
82
que en la de alta densidad, y se compensa este parámetro con una mayor longitud,
por lo que amerita esta variación de voltaje.
Transformador: Se aproxima la caída de voltaje en el transformador a 2% ya que
la demanda que deben satisfacer los transformadores de distribución en esta zona
es menor que la zona de alta densidad.
Circuito secundario: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 3 % ya que en
las zonas de media densidad las redes secundarias son más extensas que la zona
de alta y tienen un mayor desbalance en sus fases por lo que amerita un mayor
margen de tolerancia.
Acometida: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 1 % debido a que al ser
su distancia un parámetro aleatorio, se considera la distancia más crítica, sin
considerar algunas caídas de voltaje están fuera del rango.
Tabla 5.3. Propuesta de caída de voltaje para la zona de media densidad [Elaboración
propia]
Elemento de la red
Repartición de la caída
de voltaje propuesta
(%)
Propuesta final de repartición
de caídas de voltaje en la zona
de media densidad
(%)
Alimentador primario 4,487 5,000
Transf. de distribución 1,295 2,000
Circuito Secundario 4,711 3,000
Acometida 0,507 1,000
TOTAL 11,000 11,000
Zona de Baja Densidad de Carga
Alimentador Primario: Se aproxima la caída de voltaje en el alimentador primario
a 6% ya que en esta zona existe una caída de voltaje mayor en este elemento,
debido a que posee grandes longitudes por la dispersión de carga de estas zonas,
además de tener muy poca carga por lo que los circuitos primarios son de 1 fase.
83
Transformador: Se aproxima la caída de voltaje en el transformador a 1,5% ya que
debe suplir poca demanda y al ser de una potencia nominal baja, su caída de voltaje
es menor.
Circuito secundario: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 1,5 % ya que
al tener clientes dispersos son casi inexistentes las redes secundarias, o son de
distancias muy pequeñas.
Acometida: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 2 % ya que las
acometidas son en su mayoría muy extensas.
Tabla 5.4. Propuesta de caída de voltaje para la zona de baja densidad [Elaboración
propia]
Elemento de la red
Repartición de la
caída de voltaje
propuesta
[%]
Propuesta final de repartición de
caídas de voltaje en la zona de
baja densidad
[%]
Alimentador primario 6,304 6,000
Transf. de distribución 0,366 1,500
Circuito Secundario 0,909 1,500
Acometida 3,421 2,000
TOTAL 11,000 11,000
En las Tablas 5.5., 5.6. y 5.7., se indica la repartición de caídas de voltaje para cada
zona estudiada.
Tabla 5.5. Repartición de caída de voltaje acumuladas para la zona de alta densidad
[Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario 5,50
Transformador 2,00
Circuito secundario 2,50
Acometida 1,00
Total 11,00
84
Tabla 5.6. Repartición de caída de voltaje acumuladas para la zona de media densidad
[Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario 5,00
Transformador 2,00
Circuito secundario 3,00
Acometida 1,00
Total 11,00
Tabla 5.7. Repartición de caída de voltaje acumuladas para la zona de baja densidad
[Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario 6,00
Transformador 1,50
Circuito secundario 1,50
Acometida 2,00
Total 11,00
5.2. ELABORACIÓN DE PROPUESTA DE REPARTICIÓN DE
CAÍDAS DE VOLTAJE
Es necesario mantener criterios técnicos uniformes en todo el sistema de
distribución eléctrico de la EEQ, tomando en cuenta que las regulaciones se deben
establecer en función de: las características del servicio eléctrico que se brinda a
los usuarios y en cómo los diferentes elementos de la red afectan a todos los
elementos aguas abajo.
Se determinaron 3 zonas de servicio en función de la densidad de carga de las
mismas (alta, media y baja densidad), donde la zona de alta densidad corresponde
al casco urbano de la ciudad de Quito, la zona de media densidad a los alrededores
de la ciudad; mientras que, la zona de baja densidad concierne a las regiones
rurales del área de concesión. Dentro de cada zona se propone una repartición de
85
caídas de voltaje distinta, respondiendo a las necesidades y características de cada
una de ellas.
La presente propuesta se presenta a los responsables de la distribución y
comercialización de la energía eléctrica, tanto en operación del sistema de
distribución como en verificación de la información brindada por la EEQ, con el
propósito de un correcto análisis para cada uno de los niveles de voltaje existentes
en las zonas antes seleccionadas y todos los alimentadores modelados se
armonicen como un conjunto.
Con todo lo mencionado, se busca que los resultados obtenidos en las diferentes
modelaciones se apliquen en toda el área de concesión de la EEQ para beneficio
del servicio que presta la misma.
Los criterios técnicos que se toman en cuenta para la realización de la propuesta
son los siguientes:
1. El nivel de bajo voltaje, entre el conductor vivo y el conductor puesto a tierra
en los secundarios trifásicos, debe mantener un máximo de 126 V, y 114 V
en los secundarios monofásicos.
2. Basándose en la Norma ANSI C84.1-2011, que define los límites de
operación de los artefactos, sitúa a 120 V como el voltaje nominal en redes
de bajo voltaje, y como se establece en la Tabla 5.8. los límites son
parámetros de diseño y construcción de los equipos que emplea el usuario
en el área de concesión de la EEQ, es decir +5% y – 6% (margen total del
11%).
3. En condiciones de emergencia se determina una tolerancia máxima de +5%
y -8% (margen total del 13%). Las caídas de voltaje, por elemento, sirven de
base para el diseño y considera la operación de emergencia cuando se
realizan transferencias de carga.
86
Tabla 5.8. Límites de voltaje en los equipos [Elaboración propia]
Zona favorable Zona emergencia
Base 120 [V] 112,8 - 126 [V] 110 – 127 [V]
Porcentaje del nominal 94,0 – 105,0 [%] 91,67 – 105,83 [%]
Las caídas de voltaje propuestas para operación normal y de emergencia en la zona
de alta densidad se presentan en la Tabla 5.9., donde se aumenta principalmente
el margen de tolerancia para operación de emergencia en el alimentador primario,
ya que este elemento soporta el mayor esfuerzo de todo el sistema de distribución
durante una transferencia de carga. Con el mismo criterio se determina la
repartición de caída de voltaje para las zonas de media y baja densidad presentes
en las Tablas 5.10. y 5.11., respectivamente.
Tabla 5.9. Caídas de voltaje máximas admisibles para la zona de alta densidad
[Elaboración propia]
Elemento de la Red Caída de voltaje
Operación normal Operación emergencia
Alimentador Primario 5,5 % 7,5 %
Transformador de Distribución 2,0 % 2,0 %
Secundario 2,5 % 2,5 %
Acometida 1,0 % 1,0 %
Total 11,0 % 13,0 %
Tabla 5.10. Caídas de voltaje máximas admisibles para la zona de media densidad
[Elaboración propia]
Elemento de la Red Caída de voltaje
Operación normal Operación emergencia
Alimentador Primario 5,0 % 7,0 %
Transformador de Distribución 2,0 % 2,0 %
Secundario 3,0 % 3,0 %
Acometida 1,0 % 1,0 %
Total 11,0 % 13,0 %
87
Tabla 5.11. Caídas de voltaje máximas admisibles para la zona de baja densidad
[Elaboración propia]
Elemento de la Red Caída de voltaje
Operación normal Operación emergencia
Alimentador Primario 6,0 % 8,0 %
Transformador de Distribución 1,5 % 1,5 %
Secundario 1,5 % 1,5 %
Acometida 2,0 % 2,0 %
Total 11,0 % 13.0 %
4. La barra de alimentadores primarios de las subestaciones debería mantener
un nivel de voltaje +5% con respecto al voltaje nominal, a fin de aprovechar
todo el margen que permiten las normas para la variación de voltaje de
entrega, en demanda máxima. En demanda mínima, el voltaje deberá
disminuir en función de la demanda existente.
5.3. COMPROBACIÓN MEDIANTE SIMULACIONES
Para verificar la validez técnica de la propuesta, a continuación, se presentan
gráficos de barras, donde se visualiza la comparación entre las caídas de voltaje
existentes y las caídas propuestas, para las zonas de alta, media y baja densidad
de carga.
En dichas gráficas se puede observar que la propuesta responde a la realidad de
cada elemento de la red de distribución y a la Norma ANSI C84.1-2011.
5.3.1. COMPARACIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE EXISTENTES VS PROPUESTA
5.3.1.1. Zona de Alta Densidad de Carga
En las Figuras 5.1., 5.2., 5.3., 5.4., se presentan las comparaciones entre caídas
de voltaje del alimentador primario, transformadores de distribución, circuitos
secundarios, acometidas existentes, y las caídas propuestas para cada uno de
estos elementos, respectivamente, para la zona de alta densidad.
88
Figura 5.1. Comparación entre las caídas de voltaje de alimentadores primarios y la
propuesta de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
Figura 5.2. Comparación entre las caídas de voltaje de transformadores y la propuesta
de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
89
Figura 5.3. Comparación entre las caídas de voltaje de los circuitos secundarios y la
propuesta de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
Figura 5.4. Comparación entre las caídas de voltaje de las acometidas y la propuesta de
caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
90
5.3.1.2. Zona de Media Densidad de Carga
En las Figuras 5.5., 5.6., 5.7., 5.8. se presentan las comparaciones entre caídas de
voltaje del alimentador primario, transformadores de distribución, circuitos
secundarios, acometidas existentes y las propuestas para cada uno de estos
elementos, respectivamente, para la zona de media densidad.
Figura 5.5. Comparación entre las caídas de voltaje de los alimentadores primarios y la
propuesta de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
Figura 5.6. Comparación entre las caídas de voltaje de transformadores y la propuesta
de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
91
Figura 5.7. Comparación entre las caídas de voltaje de los circuitos secundarios y la
propuesta de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
Figura 5.8. Comparación entre las caídas de voltaje de las acometidas y la propuesta de
caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
92
5.3.1.3. Zona de Baja Densidad de Carga
En las Figuras 5.9., 5.10., 5.11. y 5,12 se presentan las comparaciones entre caídas
de voltaje del alimentador primario, transformadores de distribución, circuitos
secundarios, acometidas existentes y las propuestas para cada uno de estos
elementos, respectivamente, para la zona de baja densidad.
Figura 5.9. Comparación entre las caídas de voltaje de los alimentadores primarios y la
propuesta de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
Figura 5.10. Comparación entre las caídas de voltaje de transformadores y la propuesta
de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
93
Figura 5.11. Comparación entre las caídas de voltaje de los circuitos secundarios y la
propuesta de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
Figura 5.12. Comparación entre las caídas de voltaje de las acometidas y la propuesta
de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]
94
5.3.2. SIMULACIONES DIGITALES DE CADA ZONA ESTUDIADA
Tomando en cuenta que la mencionada propuesta se da en las condiciones propias
de cada una de las zonas seleccionadas, se presentan los resultados de las
simulaciones digitales en CYMDIST para las diferentes zonas estudiadas:
- Zona de alta densidad: Alimentador 19E, transformador 1743.
- Zona de media densidad: Alimentador 36D, transformador 34475.
- Zona de baja densidad: Alimentador 34A con su transformador 33304.
5.3.2.1. Zona de Alta Densidad de Carga
Como se observa en la Tabla 5.12., las caídas de voltaje obtenidas de la simulación
están dentro de los límites establecidos para operación normal de una red de
distribución en la zona de alta densidad de carga, también se visualiza que el
porcentaje de cada caída es proporcional entre la simulación y la propuesta.
Tabla 5.12. Comparación de caídas de voltaje entre el alimentador (19E), caso más
crítico alimentador (16C) y la propuesta de la Tabla 5.9. [Elaboración propia]
Elemento de la Red
Caída de voltaje propuesta en
operación normal
Resultados obtenidos de la simulación del alimentador 19E
Resultados obtenidos de la simulación del
alimentador 16C
Alimentador
Primario 5,5% 2,900% 10,200%
Transformador
de Distribución 2,0% 1,076% 3,234%
Secundario 2,5% 0,024% 5,266%
Acometida 1,0% 0,224% 0,224%
Total 11,0 % 4,224% 18,924%
5.3.2.2. Zona de Media Densidad de Carga
Como se observa en la Tabla 5.13. las caídas de voltaje obtenidas de la simulación
están dentro de los límites establecidos para operación normal de una red de
95
distribución en la zona de media densidad de carga, también se visualiza que el
porcentaje de cada caída es proporcional entre la simulación y la propuesta.
Tabla 5.13. Comparación de caídas de voltaje entre el alimentador (36D), caso más
crítico alimentador (02D) y la propuesta de la Tabla 5.10. [Elaboración propia]
Elemento de la Red
Caída de voltaje propuesta en
operación normal
Resultados obtenidos de la simulación del
alimentador 36D
Resultados obtenidos de la simulación del
alimentador 02D
Alimentador
Primario 5,0% 3,000% 5,400%
Transformador
de Distribución 2,0% 0,395% 0,300%
Secundario 3,0% 3,305% 6,400%
Acometida 1,0% 0,467% 0,467%
Total 11,0 % 7,167% 12,567%
5.3.2.3. Zona de Baja Densidad de Carga
De los resultados obtenidos en la simulación del alimentador 34A se observa que
la caída de voltaje en la acometida es mayor a la propuesta, esto se da debido a
que las distancias de las acometidas en esta zona son demasiado extensas, y
superan cualquier límite técnico, como se observa en la Tabla 5.14.
Tabla 5.14. Comparación de caídas de voltaje entre el alimentador (34A), caso más
crítico alimentador (49A) y la propuesta de la Tabla 5.11. [Elaboración propia]
Elemento de la Red
Caída de voltaje propuesta en
operación normal
Resultados obtenidos de la simulación del
alimentador 34A
Resultados obtenidos de la simulación del
alimentador 49A
Alimentador
Primario 6,0% 0,700% 27,700%
Transformador
de Distribución 1,5% 0,497% 0,896%
Secundario 1,5% 1,303% 0,404%
Acometida 2,0% 7,514% 7,514%
Total 11,0 % 10,014% 36,514%
96
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES
- La Regulación No. CONELEC 004/01 no considera zonas de servicio para
caídas de voltaje, solamente indica variaciones de voltaje, por lo que queda
a criterio de la Empresa Distribuidora como distribuir las caídas de voltaje en
sus diferentes elementos de la red.
- La Regulación No. CONELEC 004/01 tiene mayores márgenes de
variaciones de voltaje que la Norma ANSI C84.1-2011, por lo que se entrega
un producto técnico de menor calidad y que no cumple con los voltajes
requeridos por los equipos del usuario.
- Todos los porcentajes de caída de voltaje guardan una relación proporcional
con la Norma y Regulación estudiadas, además de las simulaciones
obtenidas, por lo que se tomó el promedio de éstas para determinar la
propuesta presentada en este trabajo.
- La propuesta presentada para la repartición de caída de voltaje, fue
elaborada en base a las mediciones realizadas en la cabecera de cada uno
de los alimentadores, las mediciones de energía facturada de cada cliente,
y además factores como la ubicación geográfica, densidad de carga y nivel
de voltaje.
- En la zona de alta densidad de carga del área de concesión de la Empresa
Eléctrica Quito la presencia de circuitos secundarios y acometidas es
escasa, dado que los esquemas de construcción utilizados en esta zona
presentan mayoritariamente conexiones directas entre el alimentador
primario y la cámara de transformación.
97
- La zona urbana presenta una mayor afectación de caída de voltaje a nivel
de alimentadores primarios y transformadores de distribución; mientras que
las zonas periféricas y rurales presentan mayor caída de voltaje en circuitos
secundarios y acometidas, dado que las longitudes presentes en estos
elementos de la red son muy extensas.
- La propuesta de asignación de caídas de voltaje de los elementos del
sistema de distribución obedece al comportamiento que tienen las diferentes
áreas de concesión de la EEQ, puesto que como se observó en el presente
trabajo, dentro del área de servicio de la EEQ existen zonas con diferente
densidad de carga implicando así que cada uno de los elementos del sistema
de distribución presenten diferentes niveles de caída de voltaje.
- En todas las zonas estudiadas se propone una caída total de voltaje de 11%
ya que este criterio lo indica la Norma ANSI C84.1-2011, además que no
existe ningún justificativo técnico para que en zonas rurales exista un margen
de caída mayor considerando que los equipos que usan los abonados son
los mismos en regiones urbanas y rurales, considerando que en la cabecera
del alimentador debe existir un voltaje de 1,05 p.u.
- La propuesta presentada en este trabajo considera 3 distintas zonas de
servicio que principalmente difieren unas de otras por la densidad de carga,
que se ve marcada notablemente en los límites geográficos de casco urbano
de la ciudad para la zona de alta densidad mayor a 2000 kW, zona de media
densidad entre 100 kW y 2000 kW y para la zona de baja entre 0 y 100 kW.
- En la zona de baja densidad, la caída de voltaje presente en un alimentador
primario tiene un valor bastante elevado en comparación al resto de zonas
estudiadas, por lo que se le asigna un límite mayor de caída de voltaje
permisible.
98
6.2. RECOMENDACIONES
- Se recomienda que, previo a realizar una variación de los taps fijos en los
transformadores de distribución, se realice un estudio que permita
determinar los niveles de caídas de voltaje, tanto en demanda máxima como
en demanda mínima.
- Se sugiere llevar un histórico detallado de modificaciones en la posición de
los taps de los transformadores de distribución, puesto que esta información
permitiría al personal de campo contar con los datos completos para la
realización de posteriores estudios o trabajos referentes al tema de análisis.
- Para mejorar el manejo de la información existente en el área de concesión
de la Empresa Eléctrica Quito es necesario tener un constante proceso de
actualización en los sistemas ARCGIS y CYMDIST, de tal manera que la
información con la que se trabaja mantenga concordancia con lo establecido
en campo y permita el correcto desarrollo de estudios de este tipo.
- La operación de los alimentadores con un nivel de voltaje de 6,3 kV está
llegando a su límite permisible de caídas de voltaje en las zonas de alta y
media densidad, por lo que, se debe cambiar su nivel de voltaje de operación
a 23,86 kV, dado que esto permitiría una operación satisfactoria y además
producía una reducción en pérdidas por efecto Joule, reflejándose
directamente en un porcentaje menor caída de voltaje al final del
alimentador.
99
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]. Westinghouse Electric Corporation, “Electrical Transmission and Distribution
Reference Book”, Fourth Edition, 1950.
[2]. American National Standard, “Electric Power System and Equipment Voltage
Ratings (60Hz)”, ANSI C84.1-2011.
[3]. ARCONEL, “Calidad del servicio Eléctrico de Distribución”. Regulación No.
CONELEC – 004/01, Páginas 25, 2001.
[4] D. Muyulema, “Análisis de la Regulación 004-01 Referido al Nivel de Voltaje
como parte de la Calidad del Servicio Eléctrico”, Escuela Politécnica Nacional,
Marzo – 2004.
[5]. J. Galeas y P. Urrutia, Elaboración de una metodología para la normalización
de los estudios de calidad de la potencia eléctrica, Universidad de El Salvador,
2003.
[6]. Empresa Eléctrica Quito, “Normas para Sistemas de Distribución”, Parte A, Guía
Para Diseño De Redes De Distribución, 2014.
[7]. P. Vásquez Granda, “Parametrización, Control, Determinación, y Reducción de
Pérdidas de Energía en Base a la Optimización en el Montaje de Estaciones de
Transformación en la Provincia de Morona Santiago”, Universidad de Cuenca,
2013.
[8]. Vest, Stanley J. Associate Member AIEE, “Estimating kW Demand for Future
Loads on Rural Distribution Systems”, August 1957.
[9]. Empresa Eléctrica Quito, Gerencia de Distribución, “Voltaje de Alta Tensión”,
Sistema de Información de Distribución, Noviembre 2016.
100
[10]. Empresa Eléctrica Quito, “Norma Técnica Ecuatoriana” NTE INEN 2110:2013,
Transformadores. Definiciones, Primera Edición.
[11]. S. García, “Modelamiento y Simulación del Transformador Orientado a Nuevos
Métodos de Protección Diferencial”, Universidad Tecnológica de Pereira, Julio –
2001.
[12]. Empresa Eléctrica Quito, Información Alimentadores, 2015-2016.
[13]. Empresa Eléctrica Quito, Datos de consumo de los clientes, 2015-2016.
101
ANEXOS
1.1 ANEXO A
Anexo A.1. Voltajes nominales estándar y rangos de voltaje norma ANSI C84.1-2011
1.2 ANEXO B
Anexo B.1. Micro-áreas del Área de concesión (digital) Anexo B.2. Información alimentadores (digital) Anexo B.3. Consumo de un año de los clientes (digital) Anexo B.4. Datos necesarios para simulación de alimentadores Anexo B.5. Suministro de todos los transformadores (digital)
1.3 ANEXO C
Anexo C.1. Alimentadores de la zona de alta densidad Anexo C.2. Alimentadores de la zona de media densidad Anexo C.3. Alimentadores de la zona de baja densidad Anexo C.4. Factores métodos de la REA Anexo C.5. Caídas de voltaje por zonas en demanda mínima Anexo C.6. Datos de placas de los transformadores estudiados Anexo C.7.1 Resultados de la simulación alimentadores primarios Dmax (digital) Anexo C.7.2 Resultados de la simulación alimentadores primarios Dmin (digital) Anexo C.8.1 Resultados de la simulación circuitos secundarios Dmax (digital) Anexo C.8.2 Resultados de la simulación circuitos secundarios Dmin (digital) Anexo C.8.3 Resultados de la simulación circuitos secundarios considerando taps Dmax (digital) Anexo C.8.4 Resultados de la simulación circuitos secundarios considerando taps Dmin (digital) Anexo C.9 Resultados de las caídas de voltaje en transformadores (digital)
1.4 ANEXO D
Anexo D.1. Cálculo de la propuesta de repartición de caída de voltaje
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2
NOTAS
(a) Los sistemas trifásicos tres hilos son sistemas en los que sólo los
conductores trifásicos se llevan desde la fuente para la conexión de cargas. La
fuente puede derivarse de cualquier tipo de conexión de transformador trifásico,
con puesta a tierra o no. Los sistemas trifásicos de cuatro hilos son sistemas en los
que también se tiene un conductor neutro conectado a tierra desde la fuente para
la conexión de cargas. Los sistemas de cuatro hilos de la Tabla A.1. son designados
por el voltaje de fase a fase, seguido por la letra Y (excepto para el sistema delta
de 240/120 voltios), una línea inclinada y el voltaje de fase a neutro. Los servicios
y cargas monofásicos pueden suministrarse desde sistemas monofásicos o
trifásicos. Las conexiones principales del transformador que se utilizan para
suministrar sistemas monofásicos y trifásicos se ilustran en el Anexo A.
(b) Los rangos de voltaje de esta tabla se ilustran en el Anexo B.
(c) Para sistemas nominales de 120-600 voltios, los voltajes en esta columna
son voltajes de servicio máximos. No se esperaría que los voltajes de utilización
máxima excedan los 125 voltios para el voltaje nominal del sistema de 120 V, ni los
múltiplos apropiados de los mismos para otros voltajes nominales del sistema como
de 600 voltios.
(d) Una modificación de este sistema trifásico de cuatro hilos está disponible
como voltaje de servicio para aplicaciones de 120 / 208Y monofásico, tres hilos, de
alambre abierto (Y abierto).
(e) Determinados tipos de equipos de control y de protección actualmente
disponibles tienen un límite máximo de voltaje de 600 voltios; El fabricante o el
proveedor de energía o ambos deben ser consultados para asegurar el uso
adecuado del equipo.
3
(f) El equipo de utilización generalmente no opera directamente a estos voltajes.
Para los equipos suministrados a través de transformadores, consulte los límites de
voltaje nominal de salida del transformador.
(g) Para estos sistemas, los límites de la gama A y de la gama B no se muestran
porque, cuando se utilizan como voltajes de servicio, el nivel de voltaje de
funcionamiento en el sistema del usuario se ajusta normalmente mediante
reguladores de voltaje o cambiadores de taps para satisfacer sus necesidades.
(h) Voltaje nominal de utilización para motores de bajo voltaje y control. [2]
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6 1
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2 2
1,1
2 4
39
,5
10
5,4
8 9
7,2
8
ANEXO C
C.1. ALIMENTADORES DE LA ZONA DE ALTA DENSIDAD
Los alimentadores modelados en esta zona son 24B, 16C, 19E.
C.1.1. ALIMENTADOR 24B DEMANDA MÁXIMA
En la Tabla C.1. se observan los datos utilizados para la modelación del alimentador
24B en demanda máxima y en la Figura C.1 y Tabla C.2. los resultados de la misma.
Tabla C.1. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 24B
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
25/01/2016 13:00 3827,520 97,304 6,305 1332,540 1313,280 1295,920
Tabla C.2. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 24B
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
35352 Más cercano 479,200 0,989 0,989 0,989
46273 Más lejano 1186 0,979 0,979 0,980
Figura C.1. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 24B
[Reporte CYMDIST]
9
C.1.2. ALIMENTADOR 24B DEMANDA MÍNIMA.
En la Tabla C.3. se observan los datos utilizados para la modelación del alimentador
24B en demanda mínima y en la Figura C.2. y Tabla C.4. los resultados de la misma.
Tabla C.3. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 24B
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
03/01/2016 7:00 1157,760 92,991 6,282 418,591 429,055 416,379
Tabla C.4. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 24B
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
35352 Más cercano 479,200 0,993 0,993 0,993
46273 Más lejano 1186 0,989 0,989 0,989
Figura C.2. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 24B
[Reporte CYMDIST]
10
C.1.3. ALIMENTADOR 16C DEMANDA MÁXIMA
En la Tabla C.5. se observan los datos utilizados para la modelación del alimentador
16C en demanda máxima y en la Figura C.3. y Tabla C.6. los resultados de la
misma.
Tabla C.5. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 16C
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
03/03/2016 1:45 3412,800 94,916 6,368 1179,795 1231,553 1199,702
Tabla C.6. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 16C
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
15700 Más cercano 444,400 0,995 0,994 0,996
3971 Más lejano 3258,700 0,909 0,905 0,902
Figura C.3. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 16C
[Reporte CYMDIST]
11
C.1.4. ALIMENTADOR 16C DEMANDA MÍNIMA
En la Tabla C.7. se observan los datos utilizados para la modelación del alimentador
16C en demanda mínima y en la Figura C.4. y Tabla C.8. los resultados de la
misma.
Tabla C.7. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 16C
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
13/03/2016 6:45 1123,200 93,574 6,352 398,712 392,311 402,389
Tabla C.8. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 16C
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
15700 Más cercano 444,400 1,002 1,002 1,002
3971 Más lejano 3258,700 0,970 0,970 0,969
Figura C.4. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 16C
[Reporte CYMDIST]
12
C.1.5. ALIMENTADOR 19E DEMANDA MÁXIMA
En la Tabla C.9. se observan los datos utilizados para la modelación del alimentador
19E en demanda máxima y en la Figura C.5. y Tabla C.10. los resultados de la
misma.
Tabla C.9. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 19E
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
07/12/2015 19:30 7143,263 97,476 22,940 2354,615 2418,157 2555,785
Tabla C.10. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 19E
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
28149 Más cercano 588,900 0,989 0,996 0,994
1743 Más lejano 6625,500 0,974 0,976 0,975
Figura C.5. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 19E
[Reporte CYMDIST]
13
C.1.6. ALIMENTADOR 19E DEMANDA MÍNIMA
En la Tabla C.11. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 19E en demanda mínima, en la Figura C.6. y Tabla C.12. los resultados
de la misma.
Tabla C.11. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 19E
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
28/12/2015 3:15 2444,419 91,966 22,903 861,287 850,759 945,905
Tabla C.12. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 19E
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
28149 Más cercano 588,900 0,994 0,998 0,997
1743 Más lejano 6625,500 0,989 0,99 0,989
Figura C.6. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 19E
[Reporte CYMDIST]
14
C.2. ALIMENTADORES DE LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD
Los alimentadores modelados en esta zona son: 02D, 36D.
C.2.1. ALIMENTADOR 02D DEMANDA MÁXIMA
En la Tabla C.13. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 02D en demanda máxima y en la Figura C.7. y Tabla C.14. los
resultados de la misma.
Tabla C.13. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 02D
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
28/08/2016 19:45 3988,918 97,572 6,170 1322,628 1343,431 1421,021
Tabla C.14. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 02D
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
73695 Más cercano 1160,100 0,935 - 0,913
31696 Más lejano 6003,500 0,926 - 0,870
Figura C.7. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 02D
[Reporte CYMDIST]
15
C.2.2. ALIMENTADOR 02D DEMANDA MÍNIMA
En la Tabla C.15. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 02D en demanda mínima y en la Figura C.8. y Tabla C.16. los
resultados de la misma.
Tabla C.15. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 02D
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
04/08/2016 2:30 990,975 93,476 6,148 350,964 355,927 361,436
Tabla C.16. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 02D
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
73695 Más cercano 1160,100 0,957 - 0,953
31696 Más lejano 6003,500 0,951 - 0,937
Figura C.8. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 02D
[Reporte CYMDIST]
16
C.2.3. ALIMENTADOR 36D DEMANDA MÁXIMA
En la Tabla C.17. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 36D en demanda máxima y en la Figura C.9. y Tabla C.18. los
resultados de la misma.
Tabla C.17. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 36D
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
24/12/2015 19:30 8704,344 99,400 22,860 1962,457 1963,794 2108,814
Tabla C.18. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 36D
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
108408 Más cercano 277,200 0,990 0,999 0,999
34475 Más lejano 13901,300 - 0,970 -
Figura C.9. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 36D
[Reporte CYMDIST]
17
C.2.4. ALIMENTADOR 36D DEMANDA MÍNIMA
En la Tabla C.19. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 36D en demanda mínima y en la Figura C.10. y Tabla C.20. los
resultados de la misma
Tabla C.19. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 36D
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
27/12/2015 6:45 3174,144 97,200 22,980 864,684 902,494 953,630
Tabla C.20. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 36D
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
108408 Más cercano 277,200 0,998 1,005 1,005
34475 Más lejano 13901,300 - 0,988 -
1.5
Figura C.10. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 36D
[Reporte CYMDIST]
18
C.3. ALIMENTADORES DE LA ZONA DE BAJA DENSIDAD
Los alimentadores modelados en esta zona son: 34A, 49A.
C.3.1. ALIMENTADOR 34A DEMANDA MÁXIMA
En la Tabla C.21. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 34A en demanda máxima y en la Figura C.11. y Tabla C.22. los
resultados de la misma.
Tabla C.21. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 34A
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
15/07/2015 16:15 4886,098 92,500 22,980 1847,784 1894,437 1992,629
Tabla C.22. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 34A
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
33304 Más cercano 313,100 0,998 - -
33289 Más lejano 8905 0,975 - -
Figura C.10. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 34A
[Reporte CYMDIST]
19
C.3.2. ALIMENTADOR 34A DEMANDA MÍNIMA
En la Tabla C.23. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 34A en demanda mínima y en la Figura C.12. y Tabla C.24. los
resultados de la misma.
Tabla C.23. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 34A
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
06/07/2015 1:45 513,321 96,000 23,060 986,171 1003,72 1076,795
Tabla C.24. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 34A
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
33304 Más cercano 313,100 1,005 - -
33289 Más lejano 8905 0,994 - -
Figura C.11. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 34A
[Reporte CYMDIST]
20
C.3.3. ALIMENTADOR 49A DEMANDA MÁXIMA
En la Tabla C.25. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 49A en demanda máxima y en la Figura C.13. y Tabla C.26. los
resultados de la misma.
Tabla C.25. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 49A
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
03/04/2015 12:30 2821,467 90,877 13,815 1056,796 980,478 1067,428
Tabla C.26. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 49A
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
46077 Más cercano 438,400 0,995 - -
47822 Más lejano 46024,800 0,724 - -
Figura C.13. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 49A
[Reporte CYMDIST]
21
C.3.4. ALIMENTADOR 49A DEMANDA MÍNIMA
En la Tabla C.27. se observan los datos utilizados para la modelación del
alimentador 49A en demanda mínima y en la Figura C.14. y Tabla C.28. los
resultados de la misma.
Tabla C.27. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 49A
[Elaboración propia]
Fecha Hora DEMANDA
[kW]
PFinduct.
[%]
}~
[kV]
Va Ia
[kVA]
Vb Ib
[kVA]
Vc Ic
[kVA]
14/04/2015 20:45 439,5 97,239 13,888 198,184 92,595 170,582
Tabla C.28. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 49A
[Elaboración propia]
Transformador Localización Distancia desde la
subestación [m]
Va
[p.u.]
Vb
[p.u.]
Vc
[p.u.]
46077 Más cercano 438,400 1,006 - -
47822 Más lejano 46024,800 0,962 - -
Figura C.14. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 49A
[Reporte CYMDIST]
22
C.4. FACTORES MÉTODO DE LA REA
Para el cálculo de la potencia instalada necesaria para la simulación de acometidas
se utilizó el método de la REA donde los factores A y B se los muestra en la Tabla
C.29. y C.30. respectivamente.
Tabla C.29. Factor A, para el cálculo de la REA [Elaboración propia]
No.
Consumidores Factor A
No.
Consumidores
Factor
A
No.
Consumidores
Factor
A
78 93,9 450 462
80 96 460 472
5 9,49 82 98,3 470 481
6 10,8 84 100 480 491
7 12,1 86 102 490 501
8 13,5 88 104 500 512
9 14,8 90 107 510 522
10 16,1 92 109 520 532
11 17,4 94 111 530 542
12 18,7 96 113 540 551
13 20,1 98 115 550 561
14 21,4 100 117 560 571
15 22,7 105 122 570 582
16 24 110 128 580 592
17 25,3 115 133 590 601
18 26,6 120 138 600 612
19 27,8 125 143 620 631
20 29,2 130 148 640 652
21 30,4 135 153 660 672
22 31,7 140 159 680 692
23 32,8 145 163 700 713
24 33,9 150 168 720 733
25 34,9 155 173 740 753
26 36 160 178 760 772
27 37,2 165 183 780 793
23
Tabla C.29.1. Continuación Tabla C.29.: Factor A, para el cálculo de la REA
No.
Consumidores Factor A
No.
Consumidores
Factor
A
No.
Consumidores
Factor
A
28 38,9 170 188 800 812
29 39,5 175 193 820 832
30 40,7 180 198 840 853
31 41,9 185 203 860 873
32 43,1 190 208 880 891
33 44,3 195 213 900 911
34 45,4 200 218 920 931
35 46,6 205 223 940 951
36 47,7 210 228 960 972
37 48,9 215 233 980 992
38 50 220 238 1000 1010
39 51,2 225 243 1050 1059
40 52,3 230 247 1100 1108
41 53,4 235 252 1150 1157
42 54,5 240 257 1200 1207
43 55,5 245 262 1250 1255
44 56,7 250 267 1300 1304
45 57,9 255 272 1350 1353
46 59 260 276 1400 1400
47 60,2 265 282 1450 1450
48 61,4 270 287 1500 1500
49 62,4 275 291 1600 1600
50 63,5 280 296 2000 2000
51 64,7 285 301 2400 2400
52 65,7 290 306 2800 2800
53 66,7 295 310 3200 3200
54 68 300 315 3600 3600
55 69 310 325 4000 4000
56 70,2 320 335 4400 4400
57 71,2 330 344 4800 4800
58 72,3 340 354 5200 5200
59 73,6 350 364 5500 5500
24
Tabla C.29.2. Continuación Tabla C.29.1.: Factor A, para el cálculo de la REA
No.
Consumidores Factor A
No.
Consumidores
Factor
A
No.
Consumidores
Factor
A
60 74,5 360 373 6000 6000
62 76,7 370 383 6500 6500
64 78,9 380 393 7000 7000
66 81,1 390 403 7500 7500
68 83,2 400 412 8000 8000
70 85,4 410 422 8500 8500
72 87,6 420 432 9000 9000
74 89,7 430 442 9500 9500
76 91,8 440 452 10000 10000
Tabla C.30. Factor B para el cálculo de la REA [Elaboración propia]
kWh/Mes/
Consumidores Factor B
kWh/Mes/
Consumidores Factor B
50 0,189 420 1,24
55 0,203 440 1,29
60 0,220 460 1,34
65 0,237 480 1,40
70 0,254 500 1,45
75 0,270 525 1,51
80 0,286 550 1,58
85 0,301 575 1,64
90 0,317 600 1,70
95 0,333 625 1,77
100 0,348 650 1,83
110 0,379 675 1,90
120 0,409 700 1,96
130 0,439 725 2,02
140 0,468 750 2,08
150 0,497 775 2,14
160 0,525 800 2,20
170 0,554 825 2,26
25
Tabla C.30.1. Continuación Tabla C.30: Factor B para el cálculo de la REA
KWh/Mes/
Consumidores Factor B
KWh/Mes/
Consumidores Factor B
180 0,583 850 2,32
190 0,612 875 2,38
200 0,641 900 2,44
210 0,669 925 2,50
220 0,697 950 2,56
230 0,726 975 2,62
240 0,755 1000 2,68
250 0,784 1100 2,92
260 0,810 1200 3,15
270 0,836 1300 3,39
280 0,864 1400 3,62
290 0,893 1500 3,84
300 0,923 1600 4,07
320 0,972 1700 4,29
340 1,03 1800 4,51
360 1,08 1900 4,73
380 1,14 2000 4,95
400 1,19
26
Tabla C.31. Datos de impedancias totales típicas para transformadores de distribución
según Distribution Westinghouse [1]
[kVA]
2,4
[kV]
4,8
[kV]
7,2
[kV]
12
[kV]
24,9/1
4,4
Grd Y
23
[kV]
34,5
[kV]
46
[kV]
69
[kV]
%
R
%
Z
%
R
%
Z
%
R
%
Z
%
R
%
Z
%
R
%
Z
%
R
%
Z
%
R
%
Z
%
R
%
Z
%
R
%
Z
Mo
no
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5 1,
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0
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2
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3
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2
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2
1,
3
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3
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7
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2
1,
7
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2
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8
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7 - -
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0
0
1,
1
2,
0
1,
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9
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2
2,
0
1,
2
2,
2 - -
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4
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2
1,
5
5,
2
1,
5
5,
7
1,
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3
3
3
1,
1
4,
8
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1
4,
8
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0
5,
0
1,
0
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0 - -
1,
0
5,
2
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1
5,
2
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1
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0
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0
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0
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0
1,
0
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9
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2
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0
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2
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0
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5
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sic
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9 2,
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3
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1 - - - - - - - - - -
7
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3,
2
1,
6
3,
2
1,
6
2,
9
1,
6
3,
3 - - - - - - - - - -
27
1
5
0
1,
2
4,
2
1,
4
4,
3
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3
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5
1,
4
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3 - -
1,
6
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2 - - - - - -
3
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0
1,
3
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3
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8
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3
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1,
3
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1,
3
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2
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4
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5
0
0
1,
2
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2
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1
5,
0
1,
1
5,
0 - -
1,
2
5,
2
1,
2
5,
2
1,
3
5,
7
1,
2
6,
5
Los valores resaltados en la Tabla C.31. son usados en la sección 4.1.4.2.1.
27
C.5. CAÍDAS DE VOLTAJE POR ZONAS EN DEMANDA MÍNIMA
En la Tabla C.5.1., C.5.2., C.5.3., se presentan algunos ejemplos de caídas de
voltaje y en la Tabla C.5.4. se muestran las caídas de voltaje acumuladas de todos
los alimentadores y elementos del sistema de distribución para demanda mínima.
Tabla C.5.1. Caídas de Voltaje acumuladas para demanda mínima en la zona de alta
densidad de carga [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario (16C) 3,800
Transformador (3971) 1,152
Circuito secundario (poste 11) 1,848
Acometida (15 m) 0,061
Total 6,861
Tabla C.5.2. Caídas de Voltaje acumuladas para demanda mínima en la zona de media
densidad de carga [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario (02D) 2,500
Transformador (31696) 0,101
Circuito secundario (poste 09) 6,699
Acometida (25 m) 0,106
Total 9,406
Tabla C.5.3. Caídas de Voltaje acumuladas para demanda mínima en la zona de baja
densidad de carga [Elaboración propia]
Elemento de la red Caída de voltaje [%]
Alimentador primario (34A) 1,500
Transformador (33289) 0,596
Circuito secundario (poste 08) 2,204
Acometida (100 m) 0,491
Total 4,791
28
Tabla C.5.4. Caídas de voltaje acumuladas para demanda mínima [Elaboración propia]
Zo
na
Alim
en
tad
or
Ub
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ión
de
l
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ns
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or
en
el
alim
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Ca
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(%
)
Ca
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de
Vo
lta
je
tota
l (%
)
Zo
na d
e a
lta d
ens
idad
24B
Cercano 35352 0,400 0,094 Cercano 0,106 0,061 0,661
Lejano 0,206 0,061 0,761
Lejano 46273 0,800 0,330 Cercano 0,470 0,061 1,661
Lejano 2,770 0,061 3,961
16C
Cercano 15700 0,600 0,489 Cercano 0,211 0,061 1,361
Lejano 1,511 0,061 2,661
Lejano 3972 3,800 1,152 Cercano 0,048 0,061 5,061
Lejano 1,848 0,061 6,861
19E
Cercano 28149 0,800 0,481 Cercano 0,819 0,061 2,161
Lejano 0,919 0,061 2,261
Lejano 1743 1,300 0,556 Cercano 0,244 0,061 2,161
Lejano 0,344 0,061 2,261
Zo
na d
e m
edia
de
nsid
ad
02D
Cercano 73695 1,900 0,608 Cercano 0,292 0,106 2,906
Lejano 0,392 0,106 3,006
Lejano 31696 2,500 0,101 Cercano 5,499 0,106 8,206
Lejano 6,699 0,106 9,406
36D
Cercano 108408 0,000 0,106 Cercano 0,394 0,106 0,606
Lejano 4,294 0,106 4,506
Lejano 34475 1,700 0,251 Cercano 0,949 0,106 3,006
Lejano 2,349 0,106 4,406
Zo
na d
e b
aja
den
sid
ad
34A
Cercano 33304 0,400 0,263 Cercano 0,337 0,491 1,491
Lejano 0,837 0,491 1,991
Lejano 33289 1,500 0,596 Cercano 0,604 0,491 3,191
Lejano 2,204 0,491 4,791
49A
Cercano 46077 0,000 0,015 Cercano 0,185 0,491 0,691
Lejano 0,185 0,491 0,691
Lejano 47822 4,400 0,093 Cercano 0,107 0,491 5,091
Lejano 0,307 0,491 5,291
29
C.6. DATOS DE PLACAS DE LOS TRANSFORMADORES
ESTUDIADOS.
En las Tabla C.6.1. hasta la Tabla C.6.14. se detalla los datos de todos los
transformadores que intervienen en el presente estudio
D.6.1. TRANSFORMADORES EN LA ZONA DE ALTA DENSIDAD
Alimentador 24B:
Tabla C.6.1. Datos transformador No. 35352 [Elaboración propia]
No. Empresa 35352
No. Serie 83181
Año Fabricación 1988
Marca T.P.L.
Potencia (kVA) 30
Fase Trifásico
Impedancia (%) 1
Alta Voltaje 6000
Baja Voltaje 210/121
Estado ALTA
Propietario Empresa
Tabla C.6.2. Datos transformador No. 46273 [Elaboración propia]
No. Empresa 46273
No. Serie 51226405
Año Fabricación 2012
Marca INATRA
Potencia (kVA) 125
Fase Trifásico
Impedancia (%) 3,1
Alta Voltaje 6300
Baja Voltaje 210/127
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
30
Alimentador 16C:
Tabla C.6.3. Datos transformador No. 15700 [Elaboración propia]
No. Empresa 15700
No. Serie 105775M4
Marca LE´TRANSFORMATEUR
Potencia (kVA) 75
Fase Trifásico
Impedancia (%) 4
Alta Voltaje 6300
Baja Voltaje 210/121
Estado INSTALADO
Propietario Cliente
Tabla C.6.4. Datos transformador No. 1743 [Elaboración propia]
No. Empresa 1743
No. Serie FST811634
Marca A.E.G.
Potencia (kVA) 45
Fase Trifásico
Impedancia (%) 3,9
Alta Voltaje 22860
Baja Voltaje 210/127
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
31
Alimentador 19E:
Tabla C.6.5. Datos transformador No. 28149 [Elaboración propia]
No. Empresa 28149
No. Serie 5902510
Marca INATRA
Potencia (kVA) 75
Fase Trifásico
Impedancia (%) 4,17
Alta Voltaje 13,2-GRDY/7,6
Baja Voltaje 210/121
Estado INSTALADO
Propietario Cliente
Tabla C.6.6. Datos transformador No. 3972 [Elaboración propia]
No. Empresa 3972
No. Serie 40544119
Marca MITSUBISHI
Potencia (kVA) 75
Fase Trifásico
Impedancia (%) 4
Alta Voltaje 6300
Baja Voltaje 210/121
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
32
D.6.2. TRANSFORMADORES EN LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD
Alimentador 02D:
Tabla C.6.7. Datos transformador No. 73695 [Elaboración propia]
No. Empresa 73695
No. Serie 501793
Marca SHILIN
Potencia (kVA) 15
Fase Bifásico
Impedancia (%) 1,7
Alta Voltaje 6300
Baja Voltaje 240/120
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
Tabla C.6.8. Datos transformador No. 31696 [Elaboración propia]
No. Empresa 31696
No. Serie 4227395F
Marca ECUATRAN
Potencia (kVA) 37,5
Fase Bifásico
Impedancia (%) 1,5
Alta Voltaje 6300
Baja Voltaje 240/120
Estado RETIRADO
Propietario Empresa
33
Alimentador 36D:
Tabla C.6.9. Datos transformador No. 108408 [Elaboración propia]
No. Empresa 108408
No. Serie 2016226
Año Fabricación 2001
Marca INATRA
Potencia (kVA) 75
Fase Trifásico
Impedancia (%) 3,16
Alta Voltaje 22860
Baja Voltaje 210/121
Estado INSTALADO
Propietario Cliente
Tabla C.6.10. Datos transformador No. 34475 [Elaboración propia]
No. Empresa 34475
No. Serie 5213197
Año Fabricación 1997
Marca ECUATRAN
Potencia (kVA) 25
Fase Monofásico
Impedancia (%) 1,5
Alta Voltaje 22860
Baja Voltaje 240/120
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
34
D.6.3. TRANSFORMADORES EN LA ZONA DE BAJA DENSIDAD
Alimentador 34A:
Tabla C.6.11. Datos transformador No. 33304 [Elaboración propia]
No. Empresa 33304
No. Serie 4447795f
Año Fabricación 1992
Marca ECUATRAN
Potencia (kVA) 10
Fase Monofásico
Impedancia (%) 1,8
Alta Voltaje 22,8-GRDY/13,2
Baja Voltaje 240/120
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
Tabla C.6.12. Datos transformador No. 33289 [Elaboración propia]
No. Empresa 33289
No. Serie 4436195F
Año Fabricación 1992
Marca ECUATRAN
Potencia (kVA) 15
Fase Monofásico
Impedancia (%) 1,9
Alta Voltaje 22,8-GRDY/13,2
Baja Voltaje 240/120
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
35
Alimentador 49A:
Tabla C.6.13. Datos transformador No. 46077 [Elaboración propia]
No. Empresa 46077
No. Serie 14013412
Año Fabricación 2012
Marca ECUATRAN
Potencia (kVA) 5
Fase Monofásico
Impedancia (%) 1,9
Alta Voltaje 13,2-GRDY/13,2
Baja Voltaje 240/120
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
Tabla C.6.14. Datos transformador No. 47822 [Elaboración propia]
No. Empresa 47822
No. Serie 1578214
Año Fabricación 2014
Marca ECUATRAN
Potencia (kVA) 37,5
Fase Monofásico
Impedancia (%) 3
Alta Voltaje 13,2-GRDY/13,2
Baja Voltaje 240/120
Estado INSTALADO
Propietario Empresa
36
ANEXO D
D.1. CÁLCULO DE LA PROPUESTA DE REPARTICIÓN DE CAÍDA
DE VOLTAJE
En las Tablas D.1. y D.2. se encuentran todos los cálculos para determinar la
repartición de las caídas de voltaje en la zona de media y baja densidad
respectivamente.
Tabla D.1. Caída de voltaje más alta y promedios de las mismas en la zona de media
densidad [Elaboración propia]
Elemento de
la red
Caída de
Voltaje
actual
más alta
(%)
Participa-
ción en la
caída
actual más
alta
Promedio de
Caídas de
Voltaje actual
de la zona de
alta densidad
(%)
Participa-
ción en el
Promedio
de Caída
de Voltaje
actual
Promedios de
las
participaciones
entre caídas de
Voltaje más
alta y
promedio
Alimentador
primario 5,400 0,365 3,475 0,451 0,408
Transformador
de distribución 2,058 0,139 0,743 0,096 0,118
Circuito
Secundario 6,879 0,465 3,019 0,392 0,428
Acometida 0,467 0,032 0,467 0,061 0,046
TOTAL 14,804 1,000 7,704 1,000 1,000
37
Tabla D.2. Caída de voltaje más alta y promedios de las mismas en la zona de baja densidad [Elaboración propia]
Elemento de
la red
Caída de
Voltaje
actual
más alta
(%)
Participa-
ción en la
caída
actual más
alta
Promedio de
Caídas de
Voltaje
actual de la
zona de alta
densidad
(%)
Participa-
ción en el
Promedio
de Caída de
Voltaje
actual
Promedios de
las
participaciones
entre caídas de
Voltaje más
alta y promedio
Alimentador
primario 27,700 0,680 8,000 0,466 0,573
Transformador
de distribución 1,138 0,028 0,664 0,039 0,033
Circuito
Secundario 4,362 0,107 0,999 0,058 0,083
Acometida 7,514 0,185 7,514 0,437 0,311
TOTAL 40,741 1,000 17,391 1,000 1,000