Tesis previ aa l obtencióa denl Titul doe Ingenier eno la...

11 PLAN MAESTRO DE SUBTRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN "

SISTEMA REGIONAL DE MANABI

Tesis previa a la obtención del Titulo de Ingeniero en la

especialización de Fuerza de la Facultad de Ingeniería

Electrice.,

Norman Gustavo Ceval los'Ramírez

Quito, Julio 1975

CERTIFICO que la presente Tesis: .

PLAN MAESTRO DE SUBTRANSMISION

Y DISTRIBUCIÓN.- SISTEMA .REGIONAL

DE MANABI, ha sido realizada en su to-

talidad, por el Señor Norman G» Cevallos

* bajo mi dirección y guía.

Ing-DIRECTOR DE TESIS

AGRADECIMIENTO :

Al Ing. Patricio Enriques por haberse

dignado en dirigir el presente trabajo.

S U M A R I O ;

L.a"presente tesis: PLAN MAESTRO DE

SUBTRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN - SISTEMA

e/e ^MANABI ; tiene por objeto determinar la metologia

que- bebería seguirse para establecer un plan de o -

obras a largo plazo dencro del sector eléctrico para

servir a una área determinada; se ha tomado como

ejemplo el Sistema Regional de Manabf.

B I B L I O G R A F Í A

Titulo

U REDES ELÉCTRICAS I Parte México

U 969

2. DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELECTRI- '

•CA EN LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA

CIER - Tomo IV - U97Q . Medellín

3* DISTRIBÚTION SYSTEMS - Volumen III

- Diciembre U959 - Pennsylvania - U.S. A*

4. ELECTRICAL TRANSMISSION AND DIS

.TRIBUTION- 1. 964 - Pennsylvania

5* TRANSFORMADORES DE POTENCIA1, DE

MEDIDA Y DE PROTECCIÓN 2da Edición

Marcombo ~ Barcelona - España - I* 972

6. LINEAS E INSTALACIONES ELÉCTRICAS

IV Edición - México - U 972

7. ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN. Y

DISTRIBUCIÓN - PROTECCIÓN DE SISTE-

MAS ELÉCTRICOS - Enciclopedia CEAC -

Barcelona - U 972 - I Edición

8. CRITERIOS APLICABLES A LOS ESTU

DIOS DE MERCADO DE ENERGÍA ELEC

TRICA ( Informe Preliminar N^ 9 ) '

INECEL

9*- STANDARD HANDBOOK FOR ELEC -

TRICAL ENGINEERS - 10 ma Edición

Autor

Jacinto Viqueira Landa

CIER

WESTINGHOUSE

WEST1NGHQUSE

Enrique Ras

Carlos Lúea M*

CEAC

Grupo de Trabajo

del Sistema Nació

nal Interconectado

Donald G. Fink

ÍNDICE GENERAL

Página N-

CAPITULO I :

CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO ELÉCTRICO:

1.1 Generalidades _ 1

1*2 Características principales del área de

influencia, " . 4

.,3 Los principales centros de consumo 8

1.4 Importancia del área rural 11

CAPITULO II ; "

ESTUDIO DE LA DEMANDA Y ENERGÍA;

2.1 Estado actual de la electrificación 15

2.2 Pronostico de la demanda 18

2,2-1 Proyección de la demanda: Método

aplicable en el estudio 19

2.2.2 Pérdidas de energía 26

2.2.3 Factor de carga y demanda máxima 28

2.3 .Estudio de energía _ 31

2.3-1 Capacidad de generación de energía

y potencia de las centrales existentes 32

2.3.2 Centrales proyectadas para el perío-

do 1973 - 1990 34

índice ~ 2 ~

Página NA

2-3-3 Capacidad de producción de. energía

y potencia hasta 1990 . 35

2,4 Programa de operación 36

CAPITULO III :

DISEÑO DEL SISTEMA PE SUBTRANSMISIQN Y

DISTRIBUCIÓN ;

3.1 Aspectos básicos ' 38

3.2 Estudio de cargas 40

3.3 Circuito de subtransmisión 44

3.3.1 Criterios que inciden para la mejor

solución técnica 44

3.3.2 Nivel de voltaje 45

3.3.3 Capacidad del circuito de subtransmisión 49

3.3.4 Pérdidas en las líneas 50

3.3.5 .Consideraciones para el diseño de Ifneas

'de subtransmisión .en un sistema'de dis!•' ^

Atribución 52

3.4 Subestaciones de distribución 91t

3.4.1 ..Barraje de alta tensión 93

3.4.2 Capacidad de las subestaciones 100

3.4.3 Clases de voltaje 111

3.4.4 Diagrama unifilar 113

3.5 Circuitos primario y secundario 114

índice - 3- -

Página N-

3*6 Regulación-de voltaje ^ 125

3.6.1 Rangos de voltaje convenientes 126

3.6.2 Caícia de voltaje permisible . 128

3,6*3 Métodos y equipos de regulación 131

3.6.4 Coordinación del equipo de regulación 138

3.7 Protección del Sistema ' 140

3.7.1 Probabilidad de fallas 141

3.7.2 Tipos y causas de fallas 142

3.7.3 Estudio de fallas: método de cálculo 143

3*7.4 Selección adecuada del equipo de

protección 186

3.7.5 Protección contra descargas atmos-

féricas . 170

3.7.6 Coordinación del'equipo de protec-

ción 172

CAPITULO IV :

EVALUACIÓN ECONÓMICA :

4.1 Costo de realización 179

4.2 Costo de las pérdidas 182

4.2.1 Pérdidas en subtransmisión 183

4.2.2 Pérdidas en subestaciones de distri-

bución . 185

índice -. 4 ~

Página N-^

4.2.3 Pérdidas en circuitos primario y

secundario 187

4.2.4 Pérdidas en transformadores de

distribución - 188

4¿3 Costos de operación y mantenimiento 189

CAPITULQ-V :

*

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:

5»! Solución económica 192

5.2 Solución técnico - económica 194

5.3 Financiación de las obras • 195

LISTA DE ANEXOS

Anexo 2.1 Croquis del Sistema Manabí

Anexo 2,2 Estudio de Mercado Eléctrico

Anexo 2.2,1 Previsión Global

Anexo 2.2,2 Área de Manta

Anexo 2,2.3 Área de Portoviejo

Anexo 2,2.4 Área de Santa Ana..,, , v;

Anexo 2.2,5 Área de Chone

Anexo 2,2,6 Área de Montecristi

Anexo 2,2.7 Área de Rocafuerte

Anexo 2,2.8 t Área de Calceta

Anexo 2.2.9 Área de Jipijapa

Anexo 2.2.10 Área de Sucre

Anexo 2,2.11 Área de Junfn

Anexo 2,2,12 Área de Paján

Anexo 2.2.13 Área de Bahfa

Anexo 2.2.14 Área rural

Anexo 2.3 Equipamiento previsto para el Sistema Manabf

Anexo 2.4 Curva de demanda máxima y equipamiento

Anexo 2.5 Disponibilidad de energfa anual en el período

1974 - 1990,

Anexos - £ -

Anexo 2,6

Anexo S.1

Anexo 3.2

Anexo 3*3

Anexo 3.4

Anexo 3.5

Anexo 3.5.

Anexo 3,8

Anexo 3,7

Anexo 3.8

Anexo 3.9

Anexo 3.10

Ariexo 3.11

Anexo 3.12

Anexo 3*13

Vsnexo 3.14

Programa de operación de las centrales

Diagrama ünifilar actual de Manabí*

Representación gráfica del incremento de consu-

mos .

Configuración del Sistema Manabí* en el año 199O

Demanda integrada en kVA para diseño de líneas

a 69 kV* •

Curva promedio de carga de un día de trabajo

Curva día promedio representativo anual de carga

Tablade regulación 1% para líneas a 69 kV.

Configuración de las estructuras para líneas a

69 kV,

Cálculos de conductores económicos en líneas a

69 kV.

Tabla de regulación 1% para líneas a 34,5 kV.


34,5 kV.

Cálculo del conductor para líneas a 34.5 kV.

Gráfico de las cartas de Thomas

Cuadro representativo de las cartas de Thomas

Pérdidas de potencia en los arrollamientos de

los transformadores de las subestaciones, al-

ternativa 69 kV/13.8 kV.

estudiadas,

Anexo - 3 -

Anexo 3,15

Anexo 3.16

Anexo 3.17

Anexo 3,18

Anexo 3.19

Anexo 3.20

Anexo 3.21 .

Anexo 4.1.1

Anexo 4.1.2

Anexo 4.2.1

Anexo 4.2.2

Anexo 5.1 .:;

Anexo '5.2

Anexo 5.3

Pérdidas totales de potencia en las subestaciones

Alternativa 69 kV/13.8 kV.

Resumen de las pérdidas de energía en subestacio_

nes, alternativa 69 kV/13.8 kV.

Diagrama unifilar tipo de una subestación

Demanda de potencia para diseño de líneas a

13.8 kV.

Tabla de regulación 1% para líneas a 13.8 kV.


13.8 kV.

Cálculo de conductores económicos en líneas a

13.8 kV.

Costo de programa de obras alternativa 69 kV.

Costo, del programa de obras alternativa 34„5 kV,

Calendario de inversiones alternativa 69 kV.

Calendario de inversiones alternativa 34.5 kV.

Análisis económico del sistema de subtransrni-

sión y distribución alternativa 69 kV.

Análisis económico del sistema de subtransmi-

sión y distribución alternativa 34.5 ky..

Representación gráfica de las dos alternativas

estudiadas.

C A P .1 T U L- O I

CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO ELÉCTRICO

1.1 GENERALIDADES;

El desarrollo del sector de energía eléctrica en el Ecua-

dor no se ha mantenido a la par de las necesidades de electrici

dad de la nación, esta es una de' las razones por las cuales al-

rededor del 80% de la población sigue marginada de los benefi- '

cios que presta la energía eléctrica. Otra de las razones por

las cuales se ha estancado el proceso de electrificación en el

país, se debe a que el suministro de energía eléctrica, excepto

en los Cantones de Quito y Guayaquil, estaba a cargo de Munici

píos, los cuales se encargaban de la planificación, construcción

mantenimiento y explotación de la energía, siempre a criterio

propio, sin pensar en un criterio integi^acionista con el Munici-

pio vecino, y en muchas ocasiones, influenciados por aspectos

políticos: estos factores sumados con los escasos recursos eco

nórmeos con que contaban las Municipalidades, ocasionaban el

retraso en 'la electrificación del país.

iSolamente Quito y Guayaquil disponían de servicio satisfa£

torio en el suministro de energía eléctrica, y sus empresas con

taban con planes específicos de ampliación de sus instalaciones

para satisfacer la demanda requerida.

Como consecuencia de esto hubo la necesidad de crear un

Organismo que regule, planifique y lleve a cabo todo el desarrp_

lio de la electrificación del país. Así* aparece INECEU en el

ámbito nacional, al cual a más de las funciones enumeradas,

se le encarga la organización de las Empresas Eléctricas del

Rafa.

-Uno de los primeros pasos dados* por este, organismo, -

fue la conformación de Empresas Eléctricas Seccionales, que

administrativamente funcionen en forma autónoma y técnicarnen

te reciban el asesoramiento de INECEL, además otra meta pri

mordial fue la elaboración de. "El Plan Nacional de Electrifica-

ción", dividido en los llamados; "Sistema Nacional Interconecta

do de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica" y "Siste

mas Eléctricos Regionales", cada cual con determinados objeti-

vos; el primero de ellos, debidamente planificado, ejecutado y

Operado por INECEL, y los segundos serán los encargados de

la distribución y comercialización de la energía en áreas geográ

ficamente definidas.

Se han creado 10 (DIEZ) Sistemas Regionales; Norte, Pi-

chincha, Centro-Norte, Centro-Sur, Sur, Esmeraldas, Manabí,

Guayas-Los -Ríos, El Oro y Menores,

Para la elaboración de la presente Tesis, he tomado como

ejemplo el Sistema Manabí, por constituir el Sistema Provincial

más ajustado al tema que trato de desarrollar.

La provincia de Manabí es eminentemente agrícola y gana-

dera, destacándose también la pesca como un sector económico

muy importante, debido a que Manabí es una Provincia de natura-

leza costera.

La agricultura que ocupa el 5O% de la población .activa —

de la. Provincia, está obstaculizada en gran parte por condicio

nes ecológicas y orográficas relativamente desventajosas. De

la superficie total de Manabí, el 16.4% son relativamente favo

rabies para la agricultura, el 33.4% como explotables pero con

ciertas dificultades. Además, la pequeña propiedad es carac-

terística predominante de tenencia de tierras, lo que se mani-

fiesta en el uso de métodos arcaicos de trabajo y producción

que solamente dejan obtener rendimientos relativamente bajos.

Se cultivan principalmente: café, cacao, algodón, maíz,

frutas cítricas, papayas, melones, sandías,, pinas y varios ti

pos de hortalizas como tomates, coles, ají, pimientos, etc.

Otras actividades económicas importantes son: la ganade-

ría y el comercio, destacándose también la pesca que produce

magníficos rubros.

La actividad agrícola predominante se refleja en el hecho*

de que un alto porcentaje de las exportaciones correspondieron

a los productos agrícolas, destacándose el café, cacao, algo-

dón y otros.

La relativa importancia de Manabí puede demostrarse bre

vemente a base de unas pocas cifras; representa el 7% de la -

superficie territorial del Ecuador y más o menos el 13% de la

población nacional. Manabí aporta aproximadamente a la fuerza

de trabajo en el país en un 12%, a los ocupados en la Indus-

tria en aproximadamente el -16%. Finalmente, cerca del 20%

de las tierras cultivadas en todo el país se encuentran dentro

de ¿VtenábiT. Estas pocas cifras demuestran que Manabf es una

provincia con una mayor densidad de población que el prome-

dio nacional y una pronunciada orientación hacia el sector agro

pecuario.* . %

Para el año 1967 el producto interno bruto percápita o

costo de factores se estima en aproximadamente £J£ 3,746, OO,

correspondiendo asf a un 75% del promedio nacional. La es-

tructura económica se caracteriza por su- alta participación del

sector primario. Esto implica una relativa debilidad del creci

miento de la economía manabita, rezagándose en relación al

promedio nacional en el desarrollo económico.

1.2 Características principales del área de influencia» -

El sistema provincial de Manabí* comprende toda la provin

cía de Manabí, ubicada en la parte Occidental del Ecuador, en

el centro de la Costa Ecuatoriana y tiene como límites: al nor-

te, la Provincia de Esmeraldas; al sur, la Provincia del Gua-

yas; al este, las Provincias de Guayas y Pichincha, y al oeste,

el Océano Pacífico.

2La superficie total de la provincia es de 18.831 Km (1).

La población estimada al '25 de Noviembre de 1972, es de -

876.518 habitantes (2), correspondiendo 180,007 habitantes a la

población urbana y 696,511 habitantes a la población rural.

L_a división territorial de la Provincia de Manabf* nos in

dica que consta de 13 cantones con 18 parroquias urbanas y 46

parroquias rurales^ divididas de la siguiente forma;

CANTÓN

BOLÍVAR

CHONE

JIPIJAPA

JUNIN

MANTA

MONTECRISTI

PAJAN

PORTOVIEJO

ROCAFUERTE

SANTA ANA

SUCRE

24 DE MAYO

EL CARMEN

TOTAL PROVINCIAL:

CABECERA #. DCANTONAL E£

Calceta

Chone

Jipijapa

Juníh

Manta

Montecristi

Paján

Portoviejo

Rocafuerte

Santa Ana

BahTa de Caráquez

Sucre

El Carmen

L:

E HABITANTES5TIMADOS EN

1972

56.721

172,403

86,983

18!583

58.936

23.475 " '

40.935

136.910

50.080

63.661

107,439

57.392

30.000

906.518

% DELTOTAL

6.25 .

19.02

9.93

2.05

6.5

2.6

4.5

15.1

5.5

7.0

11.9

6.3

3.3

NOTAS:

(1) Fuente IGM

(2) Censo Nacional de la Población 1972,

El Gráfico N~ 1, consta de un mapa donde se ubican las

principales ciudades y pobcapu^^f del Sistema Regional Mana-

bf.

*v

Los recursos territoriales en la Provincia de Manabí se

clasifican así* 977.000 Ha. de uso agropecuario, 257,000 Ha.

de bosques artificiales, 614.000 de bosques naturales y 35*QOO

Ha- de tierras improductivas.

En cuanto a carreteras tiene una densidad relativamente

exigua de carreteras asfaltadas. Un porcentaje bastante eleva-

do en más o menos 7O% dé las carreteras, de la provincia se

encuentran en un estado deplorable, sin lastre, ni cascajo, que

durante las épocas de inviernos son intransitables y aún en la e-

poca de verano, disminuyen considerablemente las cornunicacio

nes, A más de esto, en el Norte y Noreste de la Provincia,

importante por su agricultura y ganadería, la accesibilidad es

aún inferior con respecto a otras partes de la provincia..

Las telecomunicaciones son insuficientes y np permiten -

un rápido y eficiente intercambio con ios centros más importan

tes como son Quito y Guayaquil.

En cuanto a energía eléctrica se ha logrado cubrir las n¿

cesidades de mercado, mediante la instalación de la Central -

Térmica Manta, Para 1968 se tenían los siguientes índices per

cápita: 14 vatios/habitante y Q6kW-h/habitante, para 1972 estos

índices disminuyeron a 13 vatios/habitante y 32 kWh/habitante*

debido a -que el sistema ha permanecido estancado /totalmente, -

sin que nuevas áreas se incorporen al servicio eléctrico, si a

esto se suma el crecimiento acelerado que experimenta la po~

Ibación manabita.

>

El servicio de agua potable puede considerarse deficiente

y tan-solo el 15% de la población provincial (1972), puede con

siderarse servida de una .manera adecuada* El abastecimiento

de agua potable puede clasificarse así:

Sistemas centrales públicos 2O% de la población

Pozos públicos 27% " " I!

Pozos, pilas, ríos, etc. Resto ( 53% )

Actualmente se aprovecha los recursos de agua del rfo

Portoviejo mediante la utilización del embalse de Poza Honda,

dicha obra es una realidad tangible, que no solo servirá para

riego agrícola de la zona de. influencia, sino también en el fu

turo se piensa utilizar para el servicio de agua potable para

varias poblaciones.

Clasificación Topográfica: La Provincia de Manabí está ubica_

;' da en la Zona de la Costa, separa

da de Los Andes por la formación de la Cuenca del Río Daule,

Mediante un sistema de fallas y muchos valles profundamente

pronunciados en el relieve, Manabí se encuentra dividido en iri

numerables zonas que están separadas por cerros de 300 a 600

metros de altura,

De los ríos que desembocan en el Océano Pacífico, teñe

mos: Jama, Chone, Calceta y Portoviejo, los mismos que -

descargan sus aguas durante todo el año. En forma general -

sus cursos se dirigen hasta el noreste. Una parte de los ríos

de Manabí corre en dirección hacia el este del río Daule (Gua_

yas) y en dirección al Norte Quinindé (Esmeraldas).»*

La ubicación en la Linea Equinoccial, la orilla del 'Océa-

no^ Pacífico y las capas de nubes frecuentemente presentes, lo-

gran un clima bastante "equilibrado en el curso del año. La tem

peratura promedio anual en la provincia es de 25°C.

(máx. = .35°&, , mín. = 15°CO- -

Con respecto a las precipitaciones anuales, estas se redu

cen del Norte hacia el Sur, debiendo anotarse que-varían desde

un valor mínimo de 3OO mm, en el litoral seco hasta 2.000 mm.

más o menos en la zona comprendida por las cuencas del Daule

y Esmeraldas, pertenecientes a Manabf, Las precipitaciones en

el litoral ecuatoriano, se caracterizan por una descendente ten-

dencia desde hace por lo menos 3O años y según cada zona, es

tas se limitan a los meses de Diciembre-Enero, hasta Abril-

Mayo de cada año.

La humedad relativa atmosférica registra una media anual

de más o menos 7O - 80 %, La presión atmosférica en la Pro

vincia de Manabí', registra aproximadamente valores comprendí

dos entre 1010 milivares hasta 985 milivares.

1,3 Los principales centros de consumo.-

La provincia de Manabf como ya se indico anteriormente,

es una provincia enrninentemente agrícola y ganadera, en conse

cuencia las principales actividades 'económicas de los centros

de consumo se concentran en la comercialización de dichos -

productos.

v»

MANTA; Es la cabecera cantonal del cantón del mismo -

nombre. Es el primer puerto marítimo del pafs

donde converge gran parte de la actividad comercial, "de la rica

provincia. Se exportan por él tagua, sombreros de paja toqui

lia, café, cacao, algodón, higuerillas, pescado congelado, en-

tre los más importantes. A-sus buenas condiciones portuarias

se suma su importancia'como balneario marítimo. Manta ha

alcanzado un ritmo de progreso inusitado, gracias a las carre-

teras que lo vinculan directamente con regiones y lugares irn~

portantes del país. En el aspecto industrial, marcha a la cabe

za con pasos gigantescos; constituye el principal centro produc-

tor de jabones y aceites, asf mismo, tiene notable importancia

la industria pesquera para la exportación.

PORTOVIEJO; Es la capital de Manabí, situada en medio de u-

na región rica y feraz, progresa notablemente.

Las obras de irrigación que se efectúan en el valle de Portovie

jo y de manera particular, con la construcción de la represa

de Poza Honda, con el objetivo primordial de captar las aguas

del rió Portoviejo, están aumentando considerablemente las pers

pectivas en los cultivos de algodón, café, cacao y otros produc-

tos que constituyen la mayor riqueza de la provincia.

En el ramo educativo es importante la Universidad Técnica

de Portoviejo.

10,

BAHÍA PE CARAQUEZ: Tiene singular importancia, por cons

tityir uno de los sitios más adecua-

dos para la construcción de un nuevo puerto, que podría con-

vertirse- en uno de los mejores del país; especialmente podría

servir para el embarque de bananos; pero es muy dudosa su

construcción debido a situaciones mas bien de índole económi-

co. Muy cerca de Bahía de Caráquez, se encuentra el balnea

rio de San Vicente, sitio muy concurrido„. Bahfa de Garáquez

es además el puerto obligado de la rica producción agrícola y •

forestal de pequeños agricultores del sector de Calceta, Tosa-

gua y Chone,

CHQNE: Uno de los centros de producción más importante de

la provincia, fundamentalmente en el aspecto agríco

la. A el convergen la gran mayoría de productos de mercadeo

agrícola, destacándose el café, el cacao, algodón, higuerilla,

maní", arroz, yuca, frutas cíbri cas, bananos, etc.

MONTECRISTI; Situado muy cerca del Puerto de Manta; tiene

relativa importancia en las actividades artesa

nales con la elaboración de artículos de paja toquilla, con lo -

cual ha logrado abrirse campo no sólo en el país, sino también

en el exterior*

Otros centros importantes dignos de mencionar

se son: Calceta, Jipijapa, Juníh, Rocafuerte, Santa Ana, Sucre,

Tosagua, etc. Todas estas ciudades son los principales centros

comerciales de los respectivos cantones. La mayor parte de

estas tierras son aprovechadas para uso agropecuario, el res-

to está cubierto de bosques -y tierras improductivas. De mane

ra general, en estas zonas se cultivan: algodón, higuerilla, ca

fe,,.cacao, arroz, maíz, yuca, plátano, frutas cítricas, manfs

etc. En los bosques productores, se permite en cierta forma,

cubrir gran parte de la demanda de leña y madera para cons-

trucciones, siendo los principales: caoba, mangle blanco, bál-

samo, caucho, ceibo, palma real, ^ pambil-, tagua y otras made

ras de la costa ecuatoriana. " .

En estas áreas de consumo el grado de industrialización

está muy limitado al procesamiento de materias primas agríco

las, otras de bajo procesamiento como piladoras de café, des-

motadoras de algodón y hornos de ceibo, La artesanía está re

presentada aún en menor escala, generalmente establecida en

forma de talleres de un solo dueño,,

En las ciudades y pequeños pueblos asentados a lo largo

de la costa rnanabita, la supervivencia de ellos constituye la -

pesca. Se pesca toda clase de peces y mariscos. Debe distin

guirse entre pesca industrial y artesanal, pues los primeros uti

lizan barcos pesqueros dedicados a la pesca de cierta variedad,

que se procesan industrialmente (atún) en su mayoría para expor

tación; y la segunda, que se dedica a la pesca para abastecimier^

to de los mercados locales»

1*4 Importancia del Are'a Rural»-

La electricidad se considera una necesidad y una buena in-

versión en el área rural. En realidad la gran mayoría de usua—

12,

ríos han comprobado que al evitar muchas horas de trabajo no

solo significa ahorro en el tiempo sino que representa un ma-

yor ingreso per cápita si es que esta inversión está destinada

a aíigún beneficio personal,

La mayor parte de energía eléctrica que compra un agri

cultor la emplea en las faenas de campo, mediante bombas de

agua para mejorar sus cultivos, muy poca electricidad la utili-

zará en su hogar. La cifra variará según las áreas y el tipo

de agricultura. En el aspecto ganadero, tiene gran influencia

debido a que gran parte de -los procesos pueden automatizarse

por el uso de energía eléctrica, lo que significa disminución -

de capital humano*

El ramo artesanal ha recibido un notable empuje de tal

forma que los pequeños artesanos pueden tener sus talleres e-

léctricos „

De todas las mejoras que han llegado a la zona rural, pro

Dablemente todos los beneficios dirán, que es la electrificación.

Los pobladores más antiguos siempre recordarán de los sacrifi^

cios que hacían para efectuar sus labores. Hoy en día ellos -

pueden hacer su trabajo, leer, estudiar, bombear, ordeñar, per

forar, coser, etc. por medio de la electricidad.

De la evaluación del estado actual de la electrificación ru

ral en el Ecuador se concluye que ésta, de forma general, ha

^estado desatendida por las autoridades sean estas nacionales o

municipales. La labor desarrollada en este campo, más bien

13,

ha obedecido al esfuerzo de determinadas entidades, que han -

comprendido la importancia .de la electrificacián rural.

La formación de cooperativas pareció una solución ideal,

pero no fue así,, debido a una serie de inconveniencias, tales

como: inestabilidad administrativa, incomprensiones internas, -

despreocupación de los" socios „

iResultados positivos en cambio se han obtenido con los •

programas ejecutados por las Empresas Eléctricas, Han sido

factores esenciales para el éxito, los siguientes:

~ Estabilidad económico-administrativa de las Empresas,

— • Criterio de servicio a la colectividad, .contando entre ellos

a los habitantes del agro.

- - Cooperación del campesino, aportando su capital humano

y económico,

- Aportes económicos oportunos de los accionistas de la Em

presa, para llevar adelante los programas de electrifica-

ción.

Los programas de electrificación rural que se han realiza

do en el Ecuador, indudablemente representan un gran beneficio

para las zonas donde se han ejecutado dichos programas, entre

ellos merecen citarse:

- Incremento de la actividad artesanal

- Detención de la migración del campesino a las ciudades

~ Elevación de la productividad del campo.

14,

.- Mejoramiento de las condiciones de trabajo y elevación -

del nivel de vida.

. ¥ En el Sistema Manabf todavía no se ha dado la importan

cía debida al área rural, sin embargo de constituir la princi-

pal fuente de economía de toda la provincia, tanto en el 'sector

agrícola como en el ganadero.

C A P I T U L O I I

ESTUDIO DE LA DEMANDA V ENERGÍA

vv

2.1 ESTADO ACTUAL DE LA ELECTRIFICACIÓN:

El suministro de energfa eléctrica al sector de-Manabf ,

está a cargo de 2 sistemas principales: el Sistema INECEL-

Manta y la Empresa Eléctrica de -Portoviejo; destacándose por

su importancia el Sistema IN^CEL de Manta que genera y dis_

tribuje energfa eléctrica prácticamente a toda la Provincia.i

El Sistema Eléctrico INECEL-Manta: atiende las necesi

dades de energfa eléctrica de la ciudad de Manta y las ciuda-

des comprendidas dentro de su área de influencia como son:

Portoviejo, Santa Ana, Sucre , Jipijapa, Rocafuerte, Calceta,

Ghone, Tosagua, entre las principales; las cuales están ínter-

conectadas a través de lineas de 69, 34,5 y 13.8 KV* En el

Anexo N- 2-1 se puede ver, el estado de las obras.

La capacidad instalada en grupos térmicos hasta el mo—

mentó arroja los siguientes términos:i

4 Grupos Diesel Polacos de 3.400 KW, c/u (1)

2 Grupos Diesel G.M. de 2,500 KW* c/u

2 Grupos Diesel de 1,000 MW. c/u

16

Para el año de 1972 se tuvieron los siguientes índices;

Energía Generada; . ' 23*534.517 KWh

Numero de abonados: 9.483

Energía vendida; 17'311.645 KWh-

Consumo/abonado/ano promedio: 1.605 KWh

Número de habitantes servidos: . 121.532 .

Consumo anual/habitante - " 132 KWh

Demanda Máxima- ' . 7..420 KW

Demanda Máxima/habitante;1 ': 61 vatios

Con el incremento de la capacidad dé generación en 1973

se espera que el sector esté suficientemente atendido y en con

secuencia los índices indicados anteriormente sufran incremen

tos notables.

La demanda de esta ciudad creció desde 4.020 KW- en

1968 hasta 7.420 KW. en 1972, lo que representa una tasa de

crecimiento del 16.6% para este perfodo. La energía genera-

da en 1968 fue de 15,098 MWh y en 1972: 23.534.5 MWh que

nos da un índice de crecimiento acumulativo anual de 11.7%;

mientras que la energía facturada que en 1968 fue de 12,409

MWh, para el año 1972 alcanzó a 17.311,6 MWh lo que

senta un crecimiento de 8.6% promedio anual.

(1) En funcionamiento desde Agosto de 1973.

17,

Las tarifas del servicio eléctrico para el año de 1972 al

canzan las siguientes cifras-

Precio medio de venta de energía 0.792

Costo promedio 1,373

Déficit o pérdida 0,581

Empresa Eléctrica PortoviejQ: Suministra energía eléc-

trica a la ciudad del mismo nombre a base de generación pro-

•pía y de la energía comprada al Sistema Eléctrico de INECEL

Manta.

Para 1972 se obtuvo los siguientes índices:

Potencia Instalada:

Darnanda Máxima:

Energía "Generada:

Energía Facturada:

Número de abonados;

Consumo por abonado:

Consumo por habitante:

Demanda máxima por habitante:

Potencia instalada por habitante:

Precio promedio de venta:

Costo promedio de venta:

Pérdida:

1,597 KW. Diesel

1.380 KW.

31233.344 KWh

41047.836 KWh •

4.442

808- KWh/año

78 KWh/habit.

26 Vatios/habit,

31 Vatios/habit.

0.88

1.358

0.358

En 1968 la demanda fue de 700 KW. mientras que en -

1972 se tuvo. 1,38O KW. lo que representa un índice de creci-

18,

miento acumulativo anual de 18,5%, la energía generada creció

desde 841 MWh en 1968 hasta 3,233 MWh en 1972 lo que da -

una tasa de crecimiento de 40% anual, y finalmente la energía

facturada crecía desde 3.150 MWh en 1988 hasta 4,047 MWh -

en 1972, cuyo índice de crecimiento para este período es de\. " .

Capítulo aparte se encuentran algunas entidades sociales

y públicas e industrias que poseen sus grupos electrógenos die

sel propios, que en unos cases abastecen su propio consumo o

en otros que los utilizan'como grupos de emergencia. Entre

ellas podemos enumerar a algunas: Del Monte del Ecuador, -

INALCA, ALES C.A., INEPACA, INTERCAMBIO S.A., Pro-

ductos del Mar. C.R.M. (Centro de Rehabilitación de Manabf),

Hospital de la Asistencia Social, INDB Y COM* RAFRANCO,

EPACA, FABRICA, etc.

2*2 Pronóstico de la demanda.-

El único objetivo de analizar la previsión de demandas, es

para satisfacer las necesidades de energía eléctrica hoy y en el

futuro. : .i

Este análisis de la demanda es de vital importancia, en

razón de que permite diagnosticar el estado de la electriñca—

cían como también imponer metas de desarrollo eléctrico, cuya

metodología se indicará más adelante»

19,

Existen muchos factores que pueden influir en la deman-

da de mercado eléctrico tales como: tendencias demográficas,

económicas, sociales y tecnológicas, que están muy relaciona-

das ^entrs sf; es decir en el estudio emprendido, la formulación

de más previsiones razonables de demanda de energía eléctrica^

se debe procurar tener en cuenta el efecto de todos los factores

importantes que actúan sobre esta demanda.

Los métodos usados para establecer estas previsiones son

muy numerosos, pero conceptualmente pueden incluirse en 2 -

grupos;

— Admitiendo que los factores económicos han actuado sobre

• * la demanda eléctrica en el pasado condicionándola, y se -

postula que en el futuro estos factores seguirán ejerciendo

su influencia de forma análoga. Se le conoce como extra

potación directa de los valores de demanda registrados.

- Estableciendo la dependencia entre el crecimiento anual de

la demanda eléctrica y de algdn índice tal como la renta

nacional, producto interno bruto o producto industrial.

2*2,1 Proyección de la Demanda: Método aplicable en el Es-

tudio:

Para la proyección de la demanda siempre debemos ba_

sarnos en la energía que pueden consumir cualquier tipo de abo

nados. La demanda se relaciona directamente con el factor de

carga; este factor de carga tiene su limitación, países muy de-

20,

sarrollados tienen un factor de carga que sufre muy ligeras va

riaciones en el transcurso de los años, por lo tanto hay que

proyectar en el futuro con ligeras variaciones.

Existen 2 métodos para la previsión de la demanda;

El Método Global y el Método Sectorial,

El Método Global toma el concepto en forma global y se

proyecta al futuro con un cierto índice de crecimiento. Este

crecimiento que es función del tiempo, usa el criterio de ten-

dencia histórica. Este método es muy aplicado por los países

desarrollados, en donde el grado de industrialización y la for-

ma de vida de sus habitantes han alcanzado un alto nivel*

El Método Sectorial es muy aplicable en nuestros países

en vfas de desarrollo. Este método se. fundamenta en un estu

dio investigativo de todos los sectores de la economía; agríco-

la, ganadero, alimenticio., maderero, manufacturero, calzado,

textil, etc.,'; . •) ' *

Para la elaboración de la presente tesis se ha escogido

este método considerando que el nivel de vida en nuestro me-

dio aumenta; día a día, y de una manera tan acelerada, que si

aplicaríamos una tasa de crecimiento basada en las tendencias

históricas, correríamos un grave riesgo, pues, significaría que

estamos satisfechos del subdesarrollo económico y social en -

que vivimos.

Desgraciadamente, en nuestro país, nos encontramos con

21.

una carencia total de organismos dedicados a la investigación

de la gran mayoría de los sectores de la economía, es por es

to que en las proyecciones de la demanda y energía muchas ve

ees se efectúa mediante comparaciones entre poblaciones de ca

racterísticas más o menos similares, ya sea por su forma de

vida,, número de habitantes, características climatológicas, etc,

Al tratarse de un Plan Maestro, la proyección de la de-

manda será a largo plazo para lo- cual se ha tomado como base

de estudio el período comprendido entre 1974-1990. Este estu-

dio comprende dos partes: la una que hace un enfoque global

del Sistema Manabí; la otra que está dedicada a un estudio de

la demanda de los diferentes cantones y parroquias considera-

das independientemente, del Sistema Regional. En los anexos -

Nos» 2-2 y 2-3 se indica el detalle de las previsiones hasta el

año 1990.

La proyección de la demanda se hace considerando como

ya se indicó anteriormente que la verdadera manifestación del

mercado lo constituyen el consumo de energía- y el factor de -

carga, por ío tanto la metodología a seguirse consiste en pro-

yectar los consumos de energía y determinar los factores de

carga a esperarse en el futuro.

Consumos de Energía: Se analiza las características de cada

tipo de servicio* Se clasificará en 2

tipos de servicio;

- Homogéneos; y,

- Heterogéneos *

22,

Los primeros se los llamará así" porque constan de un

gran número de abonados, con consumos unitarios pequeños;

y los segundos caracterizados por un número pequeño de abo

nados, con consumos, unitarios muy significativos.

i

Homogéneos; Residencial, Comercial-, Entidades Oficiales,

Heterogéneos: Industrials Bombeo de agua potable.

L_a previsión del consumo industrial está hecha en base -

a los planes de expansión de las industrias existentes y de las

que posiblemente se puedan instalar.

Para el consumo de alumbrado público^ se toma en cuen

ta los programas de ampliación de redes de distribución y a-

lumbrado público en cada una de las poblaciones.

Consumo Residencial: Tiene relación directa con la población.

Se han fijado metas tanto para el 1980

como para 1990; es así como para 1980 se debe llegar aproxi-

madamente á 9 habit/abon.res.; y, para 1990 a 6 habit/abona-

do resid. El número de KWh/abonado prácticamente se debe

mantener constante en el período 1972-1980. Ver anexo 2-2

Un resumen.de esta proyección se indica a continuación:

Año Abonados (miles) Consumo MWh KWh/abon.

1972 11,5 5920 515

198O 6O.3 ' 35057 - 520

% cree» 23«O 24.9

Consumo Comercial: Para determinar el crecimiento del nurrie

ro dé consumidores comerciales, se pue

de analizar la relación que éstos'tienen, en porcentaje, de los

consumidores residenciales*

Se observa que el numero de consumidores comerciales

representa el 15 y 20% de los consumidores residenciales, lo

que significaría que de cada 100 familias:" 15 ó 20 se dedican

a la actividad comercial. Si asumirnos que este porcentaje -

prevalecerá en el futuro, o se determina su variación con res

pecto a la previsión del número de consumidores residenciales,

se puede obtener la previsión de los consumidores comerciales.

Un resumen de estos resultados se presentan a continua-

ción:

Año Abonado (miles) Consumo MWh KWh/abon,

1972 3.35

1980 12.08

índice cree.

1972-1980 17.4%

421O 1.256

17093 ' 1,415

19,1% 1.5%

Los resultados se pueden observar en el Anexo N- 2-2,

Consumo. Industrial; Es el más importante y el que causa

yores problemas en la previsión- El -

error que se puede cometer, inside en la previsión total, debi

do a que éste por su magnitud, representa un gran porcentaje

24,

de la demanda. Es conveniente, para tener un criterio más a

justado a la realidad, seguir el siguiente procedimiento;

N. ' .

a) Analizar las tasas históticas del crecimiento industrial.

b) Realizar encuestas industriales; tomar contacto tanto con

los industriales como con las instituciones de desarrollo,

lo cual permitirá conocer las posibles ampliaciones indus

tríales y las posibles nuevas industrias del país.

c) Estudio detenido de los compromisos internacionales que

redunden en el proceso de industrialización (Pacto Subre

gíonal Andino , Acuerdos de .Integración, etc),

En consecuencia la previsión total corresponderá a la in_

tegración de las previsiones de los consumos existentes, más

los consumos que por su magnitud estén considerados fuera de

lo normal, éstos representan saltos significativos en la curva

de demanda. Para el sistema Manabf se ha considerado como.

incrementos de consumo importantes, aquellos que implican un

incremento de potencia de 200 KW. o más»

Los resultados obtenidos representan una tasa de creci-

miento de 18.1% acumulativa anual. Ver anexo 2-2.

Consumo de Alumbrado Público: Tiene' como base los progra-

mas efectivos de ampliaciones

de redes- de distribución y el mejoramiento de los niveles lumí-

nicos de las calles públicas* El índice de crecimiento en alum

brado público es muy parecido al crecimiento de la población,

pero para Manabf este índice es muy elevado debido a que la

25,

provincia ha estado prácticamente estancada en el proceso de

electrificación.

Un resumen se presenta a continuación:

Año Consumo MWh KWh/hab,serv.

1972 2760 - . ' 20

1980 ' 8400 15 .

% cree. 15 ~-

Qtros Consumos; Otro consumo importante se refiere al Bom

beo de Agua Potable, que especialmente ocu

rre con las poblaciones de la costa. En consecuencia para la

proyección de este consumo debe tomarse en cuenta los siguien

tes factores; .

a) Caudales medios anuales necesarios para el abastécimien

to de la población;

b) Altura de Bombeo; y3

c) Características de las bombas.

Conocidos estos factores, se calculan las horas de opera

cíón necesarias para bombear los volúmenes necesarios de a-

gua que requiere la población, luego de ello se calculará con-

secuentemente la energía eléctrica anual necesaria para el tra

bajo de las bombas „

001637

26,

El índice de crecimiento resultante acumulativo anual es

6.9%.

Consumo Total: O venta de energía se determina de la suma

de las previsiones de todos los consumos (re

sidencial + Comercial + Industrial + Alumbrado Público + otros

consumos)- La tasa de crecimiento de la venta de energía ha

sido minuciosamente analizada puesto que ésta es realmente la .

que representa el crecimiento de mercado eléctrico. Los re-* /\n los siguientes;

1972 22050 MWh

1980 88O10 MWh

% 1972-1980 18.9

Lo que nos indica que estamos dentro de los límites de

crecimiento admitidos para los países en vías de desarrollo»

Para el período 1980-1990, la tasa de crecimiento de e-

nergía facturada resulta de un 14%, si se estima que el índice

de electrificación por habitante será de aproximadamente 1300

KWh/habitante.

En los anexos NOs8 2-2 del 1 al 14 se indica el detalle

de la previsión*

2,2.2 Pérdidas de Energía.-

- Las pérdidas totales de energía varían mucho, de -

27,

acuerdo con el estado de las líneas de subtransmisión y de las

redes de distribución, depende también de la cantidad de enei—

gía que se distribuye gratuitamente^ a mas de las pérdidas por

hurtos y robos; también influye notablemente en las pérdidas el

establecimiento de una tarifa de luz fija, ya que el usuario al

no disponer de un contador de energía, 'utiliza la,energía eléc-

trica de acuerdo a sus conveniencias.

Los porcentajes de pérdidas de energía que se observa-

ron para el año 1972 en el Sistema Manabí fueron:

INECEL-Manta 26 „ 5%

Empresa Portoviejo 39.2%

Sistema Manabí Integrado 2O.5%

Para disminuir dichas pérdidas, será conveniente analizar

los estados actuales de las redes de distribución, elaborar pro-

gramas de renovación y de construcción siguiendo una política

de disminución de los consumos gratuitos, que trae como cons£

cuencia lógica el abuso desenfrenado en el uso de energía de di

chos usuarios,

Del estubüo de previsión de la demanda se llega a los si-

guientes porcentajes de pérdidas;

Para 1980 14%

Para 1990 13.5%

28-

Energía Generada: Una vez determinadas las proyecciones de

la energía vendida y de las pérdidas, se

calcula la energfa generada medíante la fórmula siguiente:

Ev

1. - Pérdidas

Eg . = Energfa generada

Ev = Energfa vendida

Pérdidas en tanto por uno

Si las pérdidas son constantes la tasa de crecimiento de

la Energfa Generada será similar a la tasa de crecimiento de

la.Energfa Vendida; si las pérdidas disminuyens entonces la ta

sa de crecimiento de Eg variará con respecto a Ev en la mis-

ma magnitud que las pérdidas. Un resumen de los resultados

es; .

Año Eg MWh

1972 S8451

1980 102337

1990 4O9742

% 72 - 80 17-4

% 8O - 90 14; Tasa promedia estimativa.

2*2,3 Factor de Carga y Demanda Máxima. -

El factor de carga es representativo de las caracterfs

29,

ticas del mercado. Si el grado de industrialización es bastan-

te alto, entonces el factor de carga será también alto; mientras

que un factor de carga bajo corresponde a un mercado de carác

ter residencial. Los factores de carga históricos, de los cen-

tros de consumo, varían en forma proporcional al consumo in-

dustrial expresado como porcentaje del' consumo .total. -Estable

ciendo una relación entre estos 2 consumos (industrial y total),

se determinaron las variaciones del factor de carga en cada uno

de los años del pronóstico.

Un resumen para los años 1973, 1980, 1985 y 1990 se da

a continuación:

Año • Factor de carga%

1972 47

1980 50

1985 52

1990 54

Ver anexo N~ 2-2

En funbión de los requerimientos de energía en subesta-

ciones y previa la determinación de los factores de carga, se

calcularon las demandas máximas anuales que corresponden al

rnes de Diciembre, de acuerdo a las estadísticas mensuales de

demanda.

30.

D máx =

T x f.c

Eg == Energía generada

_T = Número de horas al año ' ,

fe = factor de carga

Un resumen es el siguiente:'

Año D. Máx, KW.

1972 6910

1980 " " 234 16

% cree. 16.5

En el período 1980 - 1990, los. resultados indican una ta-

sa de crecimiento de un 14% si consideramos que se alcanzará

un índice de electrificación de 55 vatios/habitante, lo que repre

senta una tasa promedio aceptable, los resultados a los que se

llegaron son los siguientes:

i

1985: • 44987 KW.

1990: 88619 KW,

Tasa de cree. 1980-1990.: " 14 % : .

31

En los anexos Nos, 2-2 del 1 al -Í4 se da el detalle de ~

la previsión de la demanda máxima,,

Para una mayor visualización del problema se ha grafiza

do la curva de demanda máxima y el equipamiento previsto .pa-

ra Manabf en el Anexo N- 2-4,

2,3 Estudio de Energía ,-

Uno de los aspectos más importantes en un estudio de -

mercado es analizar la energía que pueden suministrar las cen

trales existentes tanto hidroeléctricas como térmicas; En base

a esto se podrá conocer la potencia y energía disponibles en los

sistemas de interconexión futurass con las plantas existentes,

En' este estudio se ha considerado solo las centrales que demues

trari buen estado de funcionamiento.

Para el Sistema Regional-de Manabí se tienen centrales -

diesel, la operación y mantenimiento de este tipo de centrales

tienen un costo elevado, por ello es imprescindible' elegir una

tarifa adecuada para el usuario, de lo contrario sucedería lo

que hasta ahora ha ocurrido que la mayoría de las empresas -

eléctricas no tienen una rentabilidad adecuada.

El criterio para eliminar generación de tipo térmico son

ios altos costos de combustible, Se estiman del orden de -

§t O,25/KWh generado para' BUNKER C y $£ 0.50 por KWh ge

nerado para diesel oíl.

32".

Otro criterio es la vida útil de los motores diesel; de a

cuerdo a los datos que proporcionan los fabricantes, se llega

a los siguientes valores;

Vel ocidadr.p.rru

1400

1200

1000 *

800

600

400

200

Vida -útil(miles de horas)

24.0

31-6

41.4

53.6

69-8

92.3

125,0

Vida útil estimativa(Años)

t

8-12

12-15

18-20

Otros aspectos importantes, es el tipo de explotación..

Por un lado la producción no se ve afectada por las variacio-

nes climatéricas estacionales, pero sí depende de los impues-

tos que se sancionan al combustible y de la seguridad del su-

ministro.

2.3.1 Capacidad de generación de energfa y potencia de las

centrales existentes-- '

En función de las características físicas y técnicas de

cada central, tales corno: rendimiento, potencia nominal (de

placa), vida media, horas de operación anual, etc.; se deter-

minaron las capacidades de generación de energía y potencia de

cada una de ellas. Para las centrales diesel se ha tomado la

33.

potencia nominal (potencia de placa), la primera mitad de su

vida útil y el 90% de la potencia nominal, el resto de su vida.

útil- Las pérdidas por consumos propios para las centrales

diesel son aproximadamente un 3% de la potencia nominal „

En el anexo 2-3 se indica la potencia disponible del Siste_

ma Manabf considerando las centrales existentes hasta 1973,

Destaquemos que para el presente estudio solo se 'ha considera

do los grupos termoeléctricos cuya capacidad instalada supera

los 500 '

La capacidad de producción de energfa se realizará en ba

se a la producción de las centrales, de acuerdo a las horas de

funcionamiento y al número de años de vida útil. En el siguieri

te cuadro se tiene las características de los grupos existentes:

Potencia de los Grupos

Diesel 2 x 1OOO KW,

Diesel 2 x 2500 KW,

Diesel 4 x 3400 KW.

Horas- de fun-cionamiento .

49,000

35.0OO

108.000

Vita útil(años)

14

10

'18

RPM

720

900

150

La generación promedio a lo largo de su vida útil se ha

estimado de la siguiente forma:

GRUPOS

2 x 1OOO KW2 X 2500 KW4 x 34OO KW,

Horas de funcionamiento máximo promedio,al año.

1ra. mitad de su vidaútil,

4OOO-40007000

2da. mitad de suvida útil

300030005OOO

34,

2,3.2 Centrales proyectadas para el período 1973 - 1990.-

Después de analizar el balance de potencia del Siste-

ma Manabí, notemos que la potencia instalada en la actualidad

satisface las necesidades del mercado en cuanto a potencia- se

refiere hasta fines del año 1977. De ahí en adelante se hace

necesario el aumentar la capacidad de. potencia. Ver anexo - -

2-3* -

En cuanto a energía, el balance nos indica que no exis

tira problemas, pues se dispone de suficiente energía hasta el

año 1980. En el anexo 2-5, se indica el'balance de energía -

considerando sólo las centrales existentes,

En el siguiente cuadro se puede ver un resumen de la

fecha de saUda de los grupos diesel disponibles;

Potencia de los Grupos Año' de instalación Fecha dé salida

MANTA:

Diesel 2 x 1000 KW. 1972 (1) Enero 1979

Diesel 2 x 2500 KW, 1973 Enero 1983

Diesel 4 x 3400 KW. 1973 Enero 1991

En consecuencia para cubrir estos décicits tanto de

potencia como de energía resulta imprescindible que el siste-

NOTA (1) Estos grupos fueron adquiridos a EMEL.EC y a la EEQ.

35,

tema Manabís entre a formar parte del Sistema Nacional ínter

conectado previsto para Enero de 1979, pero por otro lado po

demos ver en la curva de demanda (anexo 2-4) que, para el

año 1978 existe dfficít que debe ser cubierto con una central -

diesel de 4.000 KW. que debería ser de las siguientes caracte

rusticas:

Diesel tipo medio con una vida útil de aproximadamente

50,000 horas con 4.000 horas al año la primera mitad de

su vida útil y 3,000 horas al "año la segunda mitad,

Con la entrada en operación de la línea de transmisión -

Quevedo-Portoviejo a 138 KV« y mediante la instalación de la

subestación de 40-50 MVA - 138 KV/69KV, situada en las in-

mediaciones de Portoviejo,, el Sistema Manabí" entrará a formar

parte del Sistema Nacional Interconectado*

En el anexo N- 2-7 se indica la configuración del Siste-

ma Nacional Interconectado.

2,3.3 Capacidad de Producción de Energía y Potencia hasta

1990 ,-

Después de analizar la capacidad de generación de ener

gfa y potencia de las centrales existentes, y de las caracterfsti

cas físicas de las centrales o líneas que se interconectarán al

sistema existente en Manabí, se procedió a determinar la capa—

36,

cidad total de producción de potencia y energía de cada una de

las centrales hasta el año 199O cuyo detalle se encuentra en los

anexos Nos, 2-3 y 2-5.

En estos anexos se puede observar los déficits que se pro

ducen tanto en potencia como en energía, los cuales indudable-

mente deberán ser cubiertos por energía y potencia que aporta-

rá el Sistema Nacional Interconectado, Es posible que la ínter

conexión no suceda en la fecha prevista, razón por la cual debe

ría pensarse en una generación adicional, que podrían en este

caso ser grupos prestados por alguna empresa regional

2,4 Programa de Operación.-

El objetivo del presente capítulo es determinar la opera -

cían más adecuada de las centrales del Sistema. Con esto se

persigue, encontrar la mejor forma de utilización tanto desde

el punto de vista técnico como del económico.

Las premisas básicas consideradas en la preparación del

programa de operación son las siguientes:

- Los 2 grupos de 1000 KW. operarán hasta el año de 1979,

año en que se efectuará la interconexión con--el Sistema Nacio-

nal Interconectado.

- Los 2 grupos de 1500 KW Diesel G./vU funcionarán hasta

fines de 1982 año que se ha supuesto terminan su vida útil,

37,

- Los 4 grupos diesel polacos de 3400 KW c/u, funcionarán

hasta el año 1991; hasta 1981 con el 1OG% de su capacidad

y de ahí" en adelante aproximadamente en un 90%.

- El grupo diesel de 4000 KW, operará hasta el año de 1991;

hasta el año 1984 con el 100% de su potencia y de ahf pa-

ra adelante con el 90% de su potencia nominal»

- El número de horas de operación al año se tomó de acuer

do á lo indicado en los puntos anteriores (2,3.1 y 2.3,2).*

- Para los diferentes grupos se ha considerado un mes de

mantenimiento tiempo en el cual el grupo diesel saldrá fue

ra de operación,

- Al anexarse al Sistema Nacional ínter conectado parece más

conveniente el comprar energía al S.N*I.; indudablemente

hasta que entre en operación el Proyecto Hidroeléctrico -

Paute la anexión o la compra de energía al S.NLI. no re

sulta conveniente desde el punto de vista económico por -

cuanto hasta el funcionamiento de Paute el equipamiento es

de carácter térmico, que no se justificaría comprar esta

energfa y sería preferible generar las propias plantas con

su generación máxima. Al entrar en operación Paute, na-

turalmente los costos marginales de potencia y energía se

reducen.

En el anexo N™ 2-6 se indica el detalle de la operación de

las' centrales del Sistema Manabí* y el aporte de energía estima-

tivo del Sistema Nacional Interconectado.

A N E X O 2.1

í1976) /— 0R1CAURTE

g)RGCAHJERTE 6F\ JUNIN

F, ALFARO

i OLMEDO

FAJANjQ II9T4)

3CAMPOSAK>

>CASC£H-

LEYENDA

LINEA DE 59 KV

LINEA DE 34.5 KV

LINEA DE 13.8 KV

CENTRAL 0IESSEL EXISTENTE

CENTRAL DIESSEt, PROGRAMADA

SUBESTACIÓN EXISTENTE

SUBESTACIÓN PROGRAMADA

) Aflo DE ENTRADA EN OPERACIÓN

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALQuito-Ecuador

SISTEMA MÁNABI

CROQUIS DEL SISTEMA

Escala 1:1*000000

SIS

TE

MA

MA

NA

BIs

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.2.2

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'

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512

*Q8.2

510.2

8*

41

0*

4

PREVISIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA. : ÁREA PORTOVIEJO

ANEXO

2.2.

3

\Desc

r.

AÑOS \2

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

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.

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15.2

13.6

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6.6

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l

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7

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7

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1

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4

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-199

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' -

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3.5

3.9

. 12

*4

PREVISIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA: MEA DE PQRTOVIEJO

ANEXO N£ 2.2*3

'Pag. 2.

ST D

escr

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'o s\2

1973

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

.

Pér

did

as

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' 3

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37

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• 3

4.2

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32

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.7

Dem

anda

Máx

ima

(kW

)

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2612

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3477

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Vat

ios

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,

To

tal

39' .

• 59

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po

r H

ab.

To

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67 155

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por

Hab

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Ser

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o

48

•

64

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kWh

por

Hab

,

Ser

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13.0

Anexo 2,2.5

PREVISIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA: ÁREA DE CHONE

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PREVISIÓN DE U DEMANDA ELÉCTRICA: ÁREA DE BAHÍA

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Anexo 2.2,14

PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN Y DEMANDA

ELÉCTRICA EN kW. : PARROQUIAS RURALES

CANTOIí Y

PARROQUIA

BOLÍVAR

PichinchaQuiroga

CHOTO

BoyacáCanutoConventoE. Al faroí** Al faroRicaurteSan Antonio

JIPIJAPA

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1.975

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Anexo 2.2, '14

PARROQUIA

Rio ChicoSan Plácido

ROCAFUERTE

BachilleroLa EstanciUaTosagua

SAHTA ANA

AyacuchoH« VásquezLa UniónOlmedo

SUCRE

CanoaCojimíesCharapo t ó10 de AgostoJamaPedernalesSan- IsidroSan Vicente

24 DE MAYO

BellavxstaUoboa

1.973

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111.6

15,6

127.2

89.4

37.8

1980

— 12.9

92.4

105.3

15.6

120.9

102.3

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Anexo

2

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1990

409,7

66.0

* - - 7.0

336.7

38.

C A P I T U L O I I I

DISEÑO DEL SISTEMA PE SUBTRANSMISION Y

DISTRIBUCIÓN

3.1 ASPECTOS BÁSICOS;

Desde el punto de vista de ingeniería un sistema de sub-

transmisión incluye todos los componentes de utilización eléctri

ca, comprendidos desde -la subestación principal de potencia hase.

ta la acometida al consumidor. Estos componentes o elementos

son los siguientes:

- Subestación principal de potencia

- - Circuito de subtransmisión

— Subestación de distribución

- Alimentadores primarios

- Transformadores de .distribución

- Red secundaria $ y,

- Servicio a consumidores

Estos componentes que se explicarán a continuación, son

aplicables a todos los sistemas de distribución clasificados ya

sea por el tipo de área de carga; resic-encial, comercial o in-*

dustrialj o de acuerdo al tipo de construcción: aéreo o subterrá

neo.

Subestación principal de potencia: Recibe la potencia desde un

circuito de transmisión y luego lo transforma a un voltaje de -

39,

subtransmisión.

Circuito de subtransmisión; Es o son los circuitos que arran-

cando de la subestación principal, alimentan a las subestaciones

de distribución.

Subestación de distribución: Recibe la potencia de los circuitos

de subtransmisión para transformarlos a un voltaje primario.

Al inventadores Primarios; Circuitos que salen de las subesta-

ciones de distribución y -que proveen la ruta para que el flujo de

la potencia llegue a los transformadores de distribución*

Transformadores de distribución: Son los dispositivos que per-

miten disminuir el voltaje desde un nivel primario, hasta un voíta

je adecuado para el uso de los consumidores,

Red secundaria: Distribuye la potencia a un nivel de voltaje de

utilización: dicho tramo se inicia desde los transformadores de

distribución hasta ciertos puntos relativamente cortos con respec

to a los usuarios.

Acometidas a los consumidores: Entregan la energía desde los -

circuitos principales hasta el contador de energía de los consumí

dores.

Diagrama Unifilar del Sistema ManabíV En el anexo N- 3.1 se

indica el diagrama unifilar de lo que constituye actualmente el

Sistema Eléctrico de Manabf. Con la integración del Sistema -

Regional de Manabf al Sistema Nacional prevista para el año 1979,

debería instalarse una subestación de 40-50 MVA en Portoviejo,

4<X

la cual sería alimentada por el Sistema Nacional mediante una

línea de transmisión de 138 kV. que vendría desde la ciudad

de Que vedo*

3,2 Estudio de Cargas ,-

Para realizar un estudio de cargas existen varias clasifi

caciones, pero dos tipos, son las que se utilizará en este estu

dio:\) De acuerdo al establecimiento del consumidor

b) De acuerdo a la distribución física de las cargas.

La primera clasificación nos indica que pueden haber va-

rios tipos de abonados o cargas, siendo las principales las si-

guientes;

- Residencial: que puede ser urbano o rural

- Comercial: que se clasifica de acuerdo a la impor-

tancia del consumo, pudiendo ser comercial del seci "™t

tcr céntrico y comercial de ventas pequeñas.

- Industrial; aquellas cargas que pertenecen a estable-

cimientos industriales y manufactureros.

- Alumbrado Público y Otros; se refieren a aquellas

cargas que tienen su aplicación en alumbrado de ca,

lies y parques y otras tales como bombeo de agua,

Entidades Públicas y servicios ocacionales «

En el anexo N— 3.2 se indica como se han incrementado

los diferentes consumos a través de los últimos años, y cuyo

detalle es el siguiente;

Consumo de Energía Sistema Manabf

Consumos (MWh)

Año Resid. Corn. Indus. Alurru Púb. Otros

1964 2297 336 5815

1965 4218 535 6773

5733 50 7744

1968 6706' 58 9236

1969 6840 1981 8912

1970 7433 2396 10199

1971 7137 3902 10565

1972 6921 3978 12097

1973 10823 5290 12448

682

990

225

223

Total

9355

12739

1176

1308

1557

1547

1638

1495

"Vesra*? fP/

845

5001

5095 <•

¿*O

3869

3604

9228

15548

22309

o 24385

21991

27111

28095

38486

En consecuencia se tiene las siguientes tasas de creci-

miento:

CONSUMO Tasa de crecimiento 1964-1973

Residencial

Comercial

IndustrialAlumbrado Público

Otros

Total

18,8

35.8

8.8

10.3

51 .'I.

17.0

NOTA: (-F) No se dispone de estadísticas,

42.

Analizando los diferentes consumos se puede concluir:

- Notable incremento del consumo comercial, debido

a las facilidades que presta el suministro de ener-

gía eléctrica,

— El consumo industrial no tiene un incremento pro-

nunciado debido a que la mayoría de industrias toda

vía son autóproductores que se abastecen con su pro

pía generación,

- El alumbrado público ha crecido con un 10%; notán-

dose una disminución pronunciada debido a raciona-

miento por falta de energía,

- Otros consumos han experimentado incrementos consi

durables debido al aumento-de servicios y organismos

clasificados en este" tipo de consumo.

La secunda clasificación indica que ffsicameñte las cargas

pueden ser de dos tipos:

- Cargas concentradas en puntos del sistema; estas car-

gas son más fácilmente manipulables en estudios de circuitos de

transmisión y subtransmisión. Aunque un grupo de cargas pue-

den estar distribuidas sobre una parte del sistema, se los pue_.

de considerar como carga concentrada en un punto particular de

dicho sistema*

43.

— Cargas no concentradas que pueden estar ya sea u-

niformemente distribuidas o no uniformemente distribuidas a lo

largo de un alimentador o sobre un área determinada. Ya que

la carga no está perfectamente distribuida de manera uniforme,

a menudo se supone que estará, sobre todo para llegar a una

solución práctica, ya que podemos expresarla como una función

de la distancia a lo largo del alimentador en estudio.»

En el presente estudio se ha hecho las siguientes conside

raciones;4.

- Concentrar las cargas en las diferentes ciudades y

poblaciones. Por lo tanto las cargas que se encuentran disper

sas a lo largo de- las lineas que unirán estas poblaciones se -

los considera concentradas en diferentes puntos con el objeto de

llegar a una solución más práctica*

- Para obtener un centro de carga adecuado para la

ubicación de una subestación de distribución se ha procedido a

la integración de las cargas concentradas de las diferentes pobla

ciones considerando un factor de diversificación que varia entre

0.92 hasta 1,Q dependiendo de la magnitud de las cargas y de la

hora a la cual ocurrirá la demanda máxima de los diferentes -

centros de carga,

- Se ha considerado una distribución de cargas para el

periodo 1973 — 1990, esto servirá para el estudio de diseño de

líneas y subestaciones.

3,3 Circuito de Subtransrnisión*-

La subtransmisión es aquella parte del sistema de distri

bución comprendida entre las grandes subestaciones de potencia

hasta las subestaciones de distribución. En áreas urbanas de

grandes ciudades los circuitos de subtransmisión son usualmen

te cables con cubierta de plomo localizados en ductos subterrá-

neos. En ciudades más pequeñas o en ciudades ubicadas a dis •

.tancias más o menos cortas los circuitos de subtransmisión -

son aéreos sobre postes cié hormigón o madera tratada,

3*3.1 Criterios que inciden para la mejor solución técnica.-

La subtransmisión es función más bien del voltaje,

El voltaje más conveniente para subtransmisión-depende de los

niveles de voltaje tanto superiores como inferiores al nivel que

se desea transmitir. La mayor o menor relación de voltaje en

tre los diferentes niveles del sistema (transmisión, subtransmi-

sión, primario y secundario) generalmente no es práctica o eco

nómica,

Los voltajes de los circuitos de subtransmisión varfan.

desde 13 a 138 kV, pero los que más normalmente se usan son

los niveles de 34.5 kV y 69 kV«

Otros factores y quizá los 'más importantes constitu-

yen el costo y seguridad de suministro de potencia eléctrica, es

tos en definitiva determinan el tipo o arreglo del sistema a usar

se* por último la distribución de la carga, la topografía, el

45,

número y localización de las fuentes de potencia son también fac

toras determinantes „

La forma radial es la más simple y la que tiene más

baja inversión inicial. Sin 'embargó, desde el punto de vista

técnico no es muy confiable, debido a que un bloque muy grande

de carga resulta interrumpido y los consumidores como conse-

cuencia de ello, resultan sin servicio en la eventualidad de una .

falla del circuito*

Subtransmisión de.doble circuito en paralelo nos ase-

gurará un servicio más confiable para todas las subestaciones

de .distribución, pero la inversión inicial bastante alta no justifi

ca adoptar este tipo para el sistema en estudio.

En el Anexo N- 3,3 se encuentra representado el dia-

grama unifilar de lo que serfa la- configuración del sistema Re-

gional de Manabí en el año de 1990.

3.3.2 Nivel de Voltaje „-

El explosivo crecimiento del consumo de energía eléc

trica experimentado durante los últimos años, hace imprescindj^

ble normalizar los voltajes en los sistemas de distribución de

las poblaciones servidas por la Empresa Regional.

En muchos casos, la selección de un voltaje de más

alto nivel suele dar la solución más económica al problema que

presentan las líneas rurales, en todo caso para solucionar el -

46.

problema de conversión o unificación de voltajes, es preciso -

un análisis de costos para asi estimar la economía probable que

se puede alcanzar.

Para obtener economías aprecíables con el uso de -

voltajes mayores, es indispensable que el tamaño promedio del

transformador de distribución aumente.progresivamente con la

densidad de carga de la zona. Los voltajes de subtransmisión

como 34,5 kV3 69 kV en la distribución primaria, parece a -

simple vista muy atractivos, ya que se elimina un paso de trans

formación en el sistema:; sin embargo, para esos niveles de vol

taje los transformadores de-distribución tienen un costo más ele

vado, haciéndose en algunos casos .que su aplicación sea antieco

nómica. Pero debemos anotar que las zonas de características

rurales, en general tienen densidades de carga bastante bajas,

debido a la distancia considerable entre los diferentes abonados,

por lo cual la aplicación de voltajes mayores pueden resultar eco

nómicamente ventajosos.

En el caso del Sistema Regional de Mariabí, sin emba_r

go de que se ha notado un incremento notable de la demanda en

los principales centros poblados ocasionado por la facilidad que

prestan dichos centros, para dotar de servicio eléctrico eficiente

y oportuno, no así ha sucedido en el área auténticamente rural,

donde ya sea por la falta de atención de los organismos públicos

y privados- al sector rural, o por la rivalidad existente entre los

diferentes cantones, lo que causa una renuencia a la integración,

han hecho que este sector no tenga un desarrollo adecuado.

47.

Para el estudio de la tensión de subtransmisión, se ha

considerado 2 alternativas:

a)' Líneas de subtransmisión a 69 kV

b) Líneas de subtransmisión a 34,5 kV,

En los anexos Nos. 3,4 hasta 3/11 se realiza un análisis

técnico-económico de las alternativas estudiadas, llegándose a

los siguientes resultados en lo que se refiere a regulación:

Tramo

Portovie jo-SanIsidro

•

Portoviejo-Manta

Po rto v ie j o- Paj án

Tosagua-Banía

Año .

1980

1985

1990

1980

1985

1990

1980

1985

1990

1980

1985

1990 -

Calibre .Conductor

266 «8 Mcm.

336.4Mcm(B9ÍV

500 Mcm (34.5 kV

4/Q

2/0

Regulación (%)69 kV.

3.55 ,

5,86 '

9,69

4. -64

8-42

15.11

2.20

3.58

5.8O

0,54

0.86

1.47

34.5 kV.

6.93 V\4

12.62

• 6.8 <2>

12.3

14.7

8.8 0>

7.2

11.6

1-32

2.1 1

3.42

NOTAS: (1) En 1979 y 1985 entran en operación una 2da. y 3ra,Ifneas respectivamente.

(2) En 1979 y 1986 entran en operación una 2da. y 3ra.líneas respectivamente.

(3) En 1983 entra en operación una 2da. línea.

48*.

Analizando estas dos alternaticas desde el punto de vista

técnico se puede ver muy claramente que el nivel más adecua-

do para subtransmisión es el de 69 kV, por cuanto se obtienen

regulaciones muy bajas en % si las comparamos con el nivel

de 34,5 kV.

En lo referente a las pérdidas de potencia en resumen

se tienen los siguientes resultados;

*Tramo

Portoviejo-San Isidro

Po rtov ie j o-Manta

Portoviejo-Paján

Tosagua-Bahfa

Año •

1980

1985

1990

1980

19^5

1990

1980

1985

1990

1980

1985

1990

CalibreConductor

266.8 Mcm

336.4 Mcm

500 Mcm

•

4/0

2/0

Pérdidas (%)69 kV.

2.75 "

4.86

8.73

2.82

5.62

11.51

• 1.77

3.03

5.19

0.27

0.44

0.74

34.5 kV

5.74

6.41

11.59

3.87

7.76

9.69

8.30

6.80

12.30

1-15

1.86

3.10

De los resultados observados en el cuadro resumen de -

pérdidas se desprende que el nivel de 69 kV es el más adecua_

do, por cuanto se obtienen pérdidas inferiores a los del nivel

de 34.5 kV.

49,

3,3,3 Capacidad del Circuito de Subtransmisión.-

En un sistema de distribución, cada circuito de sub-

transmisión está generalmente asociado con la alimentación a

varias subestaciones de distribución'. La etapa de. subtransmi-

sión del sistema de distribución es usualrnente diseñada con ma

yor flexibilidad del que se requiere en líneas de transmisión.

Las líneas de transmisión son diseñadas para obtener un ajuste •

a las condiciones de flujo de potencia entre estaciones de gene-

ración, ó entre subestaciones de transmisión- La planificación

y ^diseño de líneas de subtransmísión debe realizarse para entre

gar potencia a mucho puntos (subestaciones de distribución) con

la posibilidad que en el futuro se pueda realizar nuevas amplia-

ciones tanto en las subestaciones de distribución como en exten

siones de circuitos a lo largo de las rutas que no siempre pue

den ser predichas o estudiadas de antemano.

El tamaño de los conductores de subtransmísión está de-

terminado por los siguientes factores:

a) Magnitud y factor de potencia de la carga

b") Distancia de transporte de la cargaV

c) Voltaje de operación

d) Regulación de voltaje permisible

e) Pérdidas de energía del conductor ¿ y,

f) Inversiones de las líneas para diferentes voltajes y ca

libres de conductores.

50,

Los tamaños de conductor más usados para subtransmi-

sión aérea varia desde N- 2' hasta 556 Mcm ACSR o aleación

de aluminio de grado EC estriado.

3-3.4 Perdidas en las líneas .-

Las pérdidas de un circuito de subtransmision son -. 2

el surnatorio de todas las perdidas. IxR 3 e'n todos los ramales

del circuito. Sin embargo, como una ayuda para el diseño del

sistema, ciertas relaciones que afectan las pérdidas de las lí-

neas pueden ser desarrolladas. Se consideran para el efecto

2 tipos de cargabilidad:

- Líneas cargadas térmicamente

- Líneas limitadas en su cargabilidad por la caída de

voltaje.

El primer tipo de cargabilidad es el que se utilizará pa-

ra el cálculo de las pérdidas. La cargabilidad térmica tiene

su limitación de acuerdo a la corriente máxima permisible que

puede transportar el conductor.

Las pérdidas de potencia • ,

p = 3 I2, r. se

p = pérdidas totales en kW.

r = resistencia ohmica en ohmios/cond /Km

s ' = longitud de la línea en Km.

51

I = corriente de Ifnea = (Amperios)3 x kV ff

kVÁ = potencia en kVA 3 0 (potencia demandada)

kVff = voltaje fase-fase en kV-

En consecuencia:

o kVA N2p = 3 x( - ) x r x s3 kVff

)2 x r x s (KW)kVff

Las pérdidas de energía anuales en las líneas de subtrans

misión son lías que en definitiva nos interesan, ya que represen

tan un costo de energía perdida, que debería ser reducido a un

mínimo adecuado,

Para el cálculo de las pérdidas de energía se toma como

base una curva de carga representativa de un día promedio re-

presentativo anual, tal como se grafiza en el anexo N- 3.5.1.

En consecuencia las pérdidas de energía anuales serán:

pe = [p (10) + P¡.u+ p (3) ] x 365

X««N ^ ^ - N S * ^ -, _,p (1O) = 10 x( - ) x r x s (energía demandada

durante 1O horas) ,

52,

O«5 kV A 2p (11) - 11 x ( — ) x r x s (energía demandada

kVff • durante 11 horas)

kVA 2p (3) = 3 x ( ) x r x s (energía demandada duran_

kVff te 3 horas que corres-pondería a las horas demáxima demanda)

pe ~ [( 0,09 + 0,25 + 1) ( RVA )2 x r x ,s j x 365kVff

2pe - 1-34 r x S ( - )

kVff

3.3.5 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LINEAS DE

SUBTRÁNSMISIGN EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Este breve análisis tiene por objeto considerar aquellos -

elementos necesarios sin pretender entrar en muchos detalles

teóricos, en lo posible se tratará de utilizar tablas o abacos

existentes o que serán elaborados para el efecto de cálculos.

Trazado de la línea: El estudio comienza con el anteproyecto

topográfico, para el efecto se cuenta con las cartas topográfi-

cas elaboradas por el IGM (escala 1:50,000). Las condiciones

más importantes para el trazado de las líneas son las siguien-

tes: Proximidad de caminos, cruce de líneas en sitios concu-

rridos, tipos de suelos, etc.

53,

El estudio topográfico sería el siguiente paso¿ en general

las líneas de distribución no 'necesitan de un perfil completo

de trazado, sino solamente en zonas muy • accidentadas, Por

ello es que muchas veces con el anteproyecto topográfico se

podría verificar y hacer las correspondientes correcciones en

el terreno.

Una vez que se ha fijado el rumbo definitivo podría de-

cir que se inicia el proyecto de la línea»

CRUCES, PARALELISMOS CONCESIONES Y SERVIDUMBRES

a) Distancias verticales entre líneas de A*T,

La distancia vertical entre los conductores más cercanos

en líneas de alta tensión que se cruzan en tramo libre no

debe ser -inferior a los valores siguientes:

D V = 1 . 5 + k V s + k V Í

17O

DV - distancia vertical

KVs = voltaje de líneas superiores (kV)

kVi = voltaje de líneas inferiores(kV)

Para el sistema de Manabí se considerará 2 voltajes;

kVs = 69 kV.

'i - 13.8 kV.

54,

DV = 1.6+ ' m « 1.6 + - - « 1.5+0.487170 170

DV = 1,987 m.

b) Distancia horizontal en líneas de A.T.

Las distancias horizontales que debeh mantenerse entre -

conductores de la línea inferior y las partes más cercanas de

los soportes de la linea superior debe ser por lo menos igual

Dh =1 .5 + — + -kVl • m170

f = . flecha aparente, medida en el punto de cruce de —

los conductores de la Ifnea inferior*

kVi = voltaje de la Ifnea inferior»'

c) Paralelismo entre líneas de alta tensión y líneas de co-

rrientes débiles.

Distancia Horizontal: Se puede adoptar una distancia ha- .

rizontal de por lo menos 20 metros entre los conductores

de líneas más cercanas. En zonas urbanas se podría a-

doptar distancias mucho menores siempre que no queden

expuestas a peligros, ni perturbaciones de explotación.

d) paralelismo entre líneas de distribución y líneas de teleco

municaciones: El problema que se presenta en este caso

55.

es de inducción electromagpé^ná.-ví/;. de inducción electrostática.

En ambos casos se origina voltajes apreciables con respecto a

los que normalmente se presentan en las comunicaciones*

Los principales parámetros que intervienen en la deter-

minación de estos voltajes son las distancias entre líneas y la

longitud del paralelismo, En la práctica el trazado de las If

neas no es paralelo y la distancia entre ellas es variable,

\n general la longitud del paralelismo ( $ ) es la proyec-

ción de la Ifnea de comunicación sobre la. Ifnea de transporte -

eléctrico. Con respecto a la distancia entre líneas ( d) se pre_

sentan los siguientes casos:

d

d

LDC

— distancia media entre líneas

a + 3 a= 2 a

LDG = línea de comunicación

LTE — Ifnea de transporte eléctrico

56.

2) Si las 2 líneas se cruzan, se consideran separadamente -

ambos lados del cruce.

LDC

a

LTE

JL

d = a( a 30 m)

LDC

a

] LTE

d = a

2

3) Cuando la L.T.E» forma un ángulo se pueden presentar

2 casos:

a) Cuando la LTE forma un «£ cóncavo con respecto a

la UDC. b,

r - iLTE

LDCa

57.

b) Ua LTE forma un <3C convexo hacia la LDC

LTÉ

El tramo a-b no tiene longitud de paralelismo con la -

L.T.E.

Voltajes ' peligrosos de .origen electromagnético ,~*

El caso más común y el más desfavorable es el voltaje -

inducido en un parelelismo durante falla a tierra en la L.TE".

En estos casos se. inducen voltajes y corrientes rnás elevados

y los que pueden causar daño al equipo de comunicación. Cuan

do se pasa 430 volt, se estima muy peligroso,

Consideramos un caso en el cual la LDC es de hilo ^

nudo, colocados en postes de 6 a 8 metros de altura. El vo_l_

taje inducido será igual a;

Vi = K x Ice x JZ (voltios)

Ice ~ corriente de cortocircuito a tierra

X- = longitud del paralelismo

K = constante que para /* = 100ohm~m tiene -

ciertos valores „

58,

El voltaje inducido es proporcional a la corriente de coi—

tocircuito que circula por la' LTE y por tierra y a la longitud

del paValelismo* Su valor aumenta con la resistividad del terre

no ( f ) y disminuye al aumentar la distancia entre la LDC y

la LTE,

Para el estudio se puede tomar un valor medio de f -

100 ohm-m .

Distancia entre Klíneas (m) •

O 250

10 • 250.

SO 240

4O 21O

50 " 195

100 . 150

20O 11O

300 90

500 60

600 50

700 42

80O " 36

1000 27

Voltajes peligrosos de origen electrostático,-

Estos voltajes se presentan en LDC vecinas a sistemas eléctri

59,

eos con neutro aislado de la tierra cuando una de las fases de

la L.T,Ea queda accidentalmente puesta a tierra.

Como las líneas de distribución derivan siempre de siste

mas con neutro a tierra no se presenta este tipo de voltajes»

Ruidos en líneas telefónicas,--

Los ruidos son perturbaciones que desmejoran la calidad

de la transmisión de señales "por las líneas de comunicaciones,

Los ruidos interesan solo cuando se presentan por un tiem

po prolongado. Las recomendaciones aconsejables en el caso de

tener una póstación común es trasponer el par telefónico cada

'uno o 2 postes con lo cual se elimina el problema del ruido,

En el caso de líneas de distribución se consideran solo -

los ruidos producidos por éstas durante; su funcionamiento nor-

mal, ya que en caso de una falla a tierra la perturbación es

solo transitoria porque operan "los elementos de protección.

CALCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES,-

i

Si se suspende de 2 puntos diferentes a un conductor per

fectamente flexible no elástico y homogéneo, se fbrma una cur-

va llamada catenaria. El cálculo de esta curva es muy laborío

so, razón por la cual en la mayoría de los casos se recurre a

utilizar la parábola como una curva de equilibrio para el con-

ductor, por su simplicidad en su manejo. En todo caso, el

60,

error que se comete al emplear la parábola en lugar de la ca-

tenaria es muy pequeño hasta vanos de 250 rn aproximadamente.

Existen varios métodos para calcular la flecha de un con-

ductor utilizando cualquiera de las curvas ya mencionadas. Para

su empleo es necesario que, previamente, se conozcan los datos

del conductor que se utilizará y las condiciones a qué estará so

metido «

Solicitaciones sobre un conductor «~

Los datos del conductor como son: peso por metro, sec-

ción, etCj se puede encontrar en tablas o catálogos.

En cuanto a las solicitaciones a que estará sometido un -

conductor, estas pueden ser:

a) Su propio peso

b) Peso o fuerza ejercida por el viento

c) Las variaciones de temperatura ambiental, lo que se

traduce en cambios de la flecha en el vano del conduc

to'r ( la temperatura máxima de diseño se ha, determi-

nado en 50 °C),

Fatiga de trabajo de los conductores.- Es otro aspecto -

importante, el conocer algo sobre la fatiga con que deben

trabajar los conductores. Los conductores que se utiliza-

rán serán ACSR, para este tipo de conductor señalemos -

61

algunas características importantes^ el aluminio como conduc-

tor eléctrico tiene grandes ventajas: buena conductividad, pe-

queña densidad y buena resistencia a la corrosión^ pero tiene

el inconveniente de que su carga de rotura es pequeña. Por

otro lados el costo actual de los aisladores y apoyos de las -

líneas" aéreas, obliga en lo posible a reducir, el- numeró de

estos elementos, para lo cual se precisan vanos de gran lon-

gitud y, por lo tanto conductores con grandes cargas de rotura

en estos casos el aluminio por si solo no es conveniente por

su pequeña resistencia mecánica.

• La flecha es proporcional al peso del conductor, por lo

tanto si utilizamos cobre, este material nos es muy apropiado

para grandes'vanos ya que su densidad es elevada, por lo tan

to se requieren estructuras de apoyo bastante elevadas, para

que el punto más bajo de las flechas quede a una distancia a-

decuada de acuerdo a las normas.

Por lo' tanto era necesario obtener un conductor que, p£

seyendo la densidad pequeña dei. aluminio, tuviera una resis-

tencia mecánica comparable por lo menos a la del cobre. Co

mo consecuencia se estudiaron y fabricaron los cables de alu-

minio-acero, constituidos por una alma de acero de uno o más

alambres, y varias capas de alambres de aluminio. De esta

forma se'aprovechan tanto las cualidades eléctricas del alumi-

nio como las cualidades mecánicas del acero.

Las fatigas de rotura del acero .en estos cables oscilan

entre los 13O y 145 Kgr/mm2 y el límite elástico es de apro

62.

oximadamente 95 Kg/mm ; de ahí se desprende que debemos ha-

cer trabajar a los conductores con esta última fatiga como caso»rlímite sfno queremos tener deformaciones permanentes en ellas.

Vibraciones sobre los conductores.-

Debe considerarse que el viento origina vibraciones que

tienden a dañar los conductores, Estas vibraciones son muy -

frecuentes mientras más alta sea la fatiga de trabajo del con-

ductor y cuando la luz del tramo es bastante grande. De esto

se desprende la conveniencia de que los conductores queden tra

bajando con la menor fatiga posible-

Por otro lado mientras menor es la fatiga mayor es la

flecha, y la luz permitida entre dos estructuras adyacentes va

a ser más reducida si se quiere mantener una distancia al sue

lo que esté de acuerdo a las normas. •

Resumiendo el problema que se presenta con la fatiga di_

remos:

a) La fatiga debe ser baja para evitar vibraciones

b) La fatiga debe ser alta para obtener luces mayores,

Para conciliar ambos fundamentos se ha tratado de buscar

fatigas de equilibrio^ para esto se ha visto que la forma más -

práctica es adoptar, una fatiga que es la más frecuente a lo lar

go de todo el año, o bien fijar la fatiga máxima*

63.

Características de los conductores.-

Los conductores tipos que se utilizarán tienen las siguieri

tes características:

Tipo ,

Turkey

3wam

Sparrow

Rowen

Quail

Pigeon

Penguin

Partridge

Condiciones

Calibre#

6

4

2

1/0

2/0

3/0

4/0

266800

Secc,Alum.

(mm2)

13fl30

* 12.15

23; 62

53,49

67.43

85.01

107.20

135-20

PesoAlumin.

36.39

57.89

'92.02

146.50

184.60

232.70

293.50

373. 50

[Kgr /Km]Acero

17.22

27.42

43,63

69,40

87.50

" 110.20

139.00

171.90

Total

53.61

85.31

135.60

215.90

272.10

342.90

432.50

545.40

Costo57m,

t, 28

2.34.

3.40

5.5O

8.50

11.00 '

15.50

19,50

ambientales . -

Temperatura:. Máxima 35 °C

i- Mínima 15°C

. Promedio 25 °C

\d del viento; 20 - 80 Km/hora

Variación de altura de O a 600 metros sobre el nivel del mar,

64,

Cálculo de la presión ejercida por el viento ,-

El viento ejerce un esfuerzo horizontal transversal; si la

velocidad del viento es conocida y vale V m/seg, la presión -

sobre conductores y estructuras se calcula por la. formula:

v2Pv = Cd x Ca x16

Cd = 0.75'—*- 1,0 -Coeficiente de desuniformidad del vien<.

to en el vano-

Ca = O.7—»» 1.2 Coeficiente aereodinámicov

Para velocidades del viento' menores a 30 m/seg se esta-

blecerá para cables un Cd = 0.85, mientras que para los sopor

tes un Cd = 1.0

Los valores de Ca para diferentes diámetros de conductor

son los siguientes:

Conductores <C a 12.5 mm de diámetro 1,2

Conductores 12,5 <. Diámetro < 15«8mm 1.1

Conducto res J> 15,8 mrn 1 „ O

Elementos planos de las estructuras 1.4

Postes criculares (madera, hormigón

o acero) O*7

65.

Cálculo de la presión del viento cuando V = 20 Krn/hora,-

Gonductor 2/0 - Quail - ACSR

2 2Pv = Cd x Ca x ——— = 0.85 x 1.2 x • -5*55— = 1 ,93 Kgr/m2

16 16

Conductor 4/0 - Penguin - ACSR

5 55 2Pv = 0,85 x 1,1 x —: = 1.80 Kgr/m

16 .

Conductor 336.4 Mcm - ACSR

5 55 ' oPv = 0.85 x 1.0 x ' = 1.64 Kgr/m -

16

Cálculo de la presión del viento cuando V = 80 Km/hora. -

22 2 22/0 ; Pv == 1 x 1.2 x - = - = 36.96 Kgr/m

16

164/0 : Pv == 1 x 1.1 x * = 33.88 Kgr/m2

22.2 2336.4 Mcm: Pv = 1 x 1 x - = 3O.80 Kgr/m

16

Fuerza del viento por unidad de longitud«-

Fv = Pv x 0 0 = diámetro del conductor

66,

Con velocidad del viento de 20 Km/hora*-

2/0 : Fv = 1,93-^^- x 11,35 x 10~3 m » 0,0219 Kgr/mm

4/0 :-Fv = 1.80- x 14.30 x 10 3 m = 0.0257 Kgr/mm

Knr —3336,4 Mcrn = Fv = 1164 —^~ x 18,31 x 10 m « 0.0300 Kgr/m

m

Con velocidad del viento de 80 Km/hora,-

2/O : Fv = 36.96 - x 11.35 x 10~3 m ™ 0. 419 Kgr/mm

4/O : Fv = 33.88 — ^ x 14.30 x 10 8 rn « o, 484 Kgr/mm

336.4 Mcm: Fv = 30.80-^^ x 18.31 x 1o"3 m = 0.564 Kgr/m

Cálculo de Tensiones y Flechas ,~

El diseño del vano consiste en determinar la flecha a la -

cual el conductor debe ser erigido tal que los vientos fuertes,

acumulaciones de hielo si las hay, y bajas temperaturas existen

tes durante varios días no presionen al conductor sobre el lími-

te elástico.

67 ,

La forma matemática de la inclinación de la tangente a -c .una catenaria es Cos e ~y

c rx ordenadas del punto más bajo de la curva

y — ordenada del punto da tangencia,

Luego es evidente que el vano debe formar una catenaria

y?que la ordenada y debería ser considerada corno la dimensión

de un vano correspondiente a la tensión en el punto de soporte;

o más definidamente esta dimensión imaginaria y es una longi-

tud de conductor cuyo peso" es igual a la tensión T. De mane-

ra similar, la ordenada c corresponde" a la tensión horizontal

existente en el punto más bajo de la cercha y debería también

ser considerada una dimensión del vano',,

En la figura (b) el peso del conductor en la mitad del va

no es aproximadamente igual a wx, ya que 2x aproximadamen-

te es igual a j£ , si el vano no.-es muy grande. La tangente

de la pendiente 0 es;

tan © ~ wx/t, que es la forma matemática de la tangente

a la parábola.

xtan G = en que p es la distancia de la directriz al

P

foco de la parábola. Bsto demuestra que el conductor en un-

vano asume aproximadamente la forma de la parábola, y en mu

chos casos las fórmulas de la parábola son más simples y su-

ficientemente exactas para casi cualquier problema práctico.

Las fórmulas de la catenaria son sin embargo, utilizadas en

las dimensiones del vano unidad»

68,

Esfuerzos en un vano «- Los esfuerzos de gran tensión en el

conductor son debidos a la forma misma que adopta este al ser

tendido en una posición cercanamente a la horizontal, o cérea-

mente en cíngulos rectos a la dirección de la carga,

La tensión horizontal en el conductor: t es igual al peso

soportado V (longitud del conductor ^/g veces el peso por pie

w) dividido por la tangente del ángulo , 0 .

—— J-, oje x • "

Figura (a) Figura '(b)

La parábola y catenaria,- La inclinación del conductor en un

soporte que es el factor determinante de la tensión del conduc

tor, indica la forma de la curva asumida por el conductor.

En la figura (a) se puede ver que:

eos e =T

69.

Ecuaciones de la catenaria;

t_y = c cosh —c

Ji . x \/a '"= c senh —•= y y - c2 c

d = y - c = c fcosh — - 1J

Ecuaciones de la parábola,-

2x = 2 py

d =8 t

8 d2--= s ( 1 + •—x ) aproximadamente

3 s2 "

T = t 4- wd

Los valores y y c de la catenaria dan dimensiones verda

-deras de la curva correspondiente a la tensión en el conductor,

esto es y = T/w, c = t/w. La relación T = t+ wd es muy -

usada.

El vano unidad.-

Un ahorro considerable en el cálculo y una ganancia en -

70,

exactitud se consiguen usando las dimensiones del vano unita-

rio.

Cada dimensión de la curva unitaria está en la relación

1/s para las dimensiones del vano verdadero, incluyendo las

dimensiones y y c correspondientes a la tensión. En la dis-

.cusión siguiente, la dimensión unidad y "I, estará referida co

mo el factor de tensión TI.

- Figura (c)

En la figura c) las dimensiones unitarias son como siguen:

Flecha unidad:

di = —• « yl - cl-[cosh (1/2 el) - l] c1

s

Longitud unitaria:

oSenh (1/2 el)

Factor de tensión:

T1 « yl a y/s a T/ws = c1 cosh (1/2 el)

t1 = c! = c/s = t/ws

71.

Todos los vanos que tienen la misma relación de flecha a

vano, o la misma relación de longitud a vano, o el mismo fac-

tor de tensión están representados por la misma curva unitaria;

y luego una breve tabulación comparativa listando las dimensio-

nes unitarias puede ser preparada asumiendo valores de el y -

calculando di, J£l y yl mediante las ecuaciones anteriores.

Diseño del vano .-

Los problemas de diseño del vano pueden ser divididos en

3 .clases;

a) La flecha en un vano, resultante de un conductor de

peso dado a una tensión dada. ( o-a la inversa),

b) Las flechas o tensiones resultantes de vanos desigua-

les o diferencias en elevación de los soportes.

c) Las flechas resultantes por cambios en cargabilidad -

o temperaturas,

Cálculo de la flecha .-

Para el cálculo de la flecha tenemos que partir que el va

no medio para líneas a 69 kV será de 18O metros, el vano má-

ximo de 225 metros, altura de postes 16,50 metros, carga de ro

tura 900 Kgr. Los conductores que se utilizarán son N- 2/0, 4/0,

266,8 Mcm, 336.4 Mcm y 500 Mcm entre los principales. La

temperatura máxima de diseño será de 50°C y la velocidad má-

72.

xima del viento de 80 Km/hora, A manera de ejemplo se a-

nalizaron 3 tipos de conductores: 2/03 4/0 y 336-4 Mcrn,

Flecha en conductor 2/0 .-

Esfuerzo final »~ De las tablas de características eléctricas

para cables ACSR (T and D Westhinghouse) el esfuerzo final -

en -Ib- para conductor 2/0 es 5345 Ib.

Tensión máxima ,- La tensión máxima no debe exceder a la mi

tad del esfuerzo final en el conductor.

T máx. = 2670 Ib,

Peso del conductor.- w *= 970 Ib/milla « 0.1838 Ib/pie

Fuerza del viento.- Se ha considerado -dos. velocidades tipo:

2O Km/hora y 80 Km/hora

Para 20 Km/hora: Fv2Q ~'o,0147 Ib/pie

Para 80 Knn/hora: Fv80 ~ °"281Q Ib./piei

Peso resultante .- Pr = w + Fv

V1 = 20 Km/hora Pr2O = (0.1838 + 0.0147) Ib/pie '

Pr2Q " °-1985 Ib/pie

V2 = 80 Km/hora Pr8Q = (0,1838 + 0.2810) Ib/pie.

Pr80 = ° -4648

73,

Factor de tensión ,- *T* H — — -tfi —1 l -~~ ~ — y i —

wxs

V1 = 20 Km/hora T1 -2670 Ib.

~ 22.78O-1985 Ib, x 180

piespie 0.3048

V2 = 8O Km/hora T1 =2670 Ib.

= 9.73Q.4648 Ib. x 180

pie 0.3048pies

De acuerdo a las cartas de Thomas (anexo N™ 3.12 y anexo

N-^ 3.13)

y1 = 22.78 d1 « O.O0549

= 1,0000807

y1 - 9.73

Flecha ,-

d1 = 0.01289

« 1.000444

d = s x d1

V1 = 20 Km/hora d

d

V2 = 80 Km/hora [ d

d

180 mts. x 0.0049

p.988 mts.

180 mts. x 0.01289

2.32 mts.

Longitud del conductor en el vano .- .£= s x

74.

V1 = 2O Km/hora j2 = 180 mts, x 1.0000807 = 180. 015 mts,

V2 = 80 Km/hora J2= 180 mts, x 1.000444 = 180,08 mts,

Flecha de conductor 4/O Pehguin.-

Esfuerzo final; 8420 Ib.

Tensión máxima; 4210 Ib,

Peso del conductor: w - 432,50 Kgr/km = 0*2901 Ib*

*Fuerza del viento, -

20 Km/hora: Fvgo - 0. 01 72 Ib/pie

80 Km/hora: FvsÓ = 0.3246 Ib/pie

Peso resultante, -

2O Km/hora: Pr20 = ( . 2901 -h O,0172)lb/pie = 0. 3073 Ib/pie

80 Km/hora: Pr80 = (0.2901 4- 0,3246) Ib/pie = 0.6147 Ib/pie

Factor de tensión .-

20 Km/hora —^ TI = ,4g1Q ^b' — : - _ = 23,20

0.3073 J^-x

pie O, 3048

4P1O Ih18O Km/hora —*- T1 « •• • . —- - 11.597

. *b* 180. x • • piespie O.3O48

75.

Según las cartas de Thomas

yl = T1 = 23-20 —e- fd1 = 0,00545

di = 1.000079

y1 = T1 = 11.597 —4* Jd1 = 0.01070

|_d1 = 1.000310

Flecha .-. . —. \0 Km/hora di = 0.98 mts.

80 Km/hora d1 « 1.926 mts.

Uongttud del conductor en el vano .-

2O Km/hora • M^ 180,014 mts.

80 Km/hora £~ 180.06 mts.

Flecha en conductor 336.4 Mcm.-

Esfuerzo final: 14050 Ib.

Tensión máxima: 7025 Ib.

Peso del conductor: w = 2442 Ib/milla = 0.4627 Ib/pie

Fuerza del viento .~

Fv2O « O.O2Q1 Ib/pie

Fv80 = 0.3783 Ib/pie

76.

Peso resultante .-

Pr2O = 0,4828 Ib/pie

PrSO = 0.8410 Ib/pie

Factor de tensión .-

20 Krn/hora —*• TT = 24,6390

8O Km/ñora —*- TI = 14-1447*.

Según las cartas de Thomas:

fy1 = TI = 24.6390 I di = 0.00510

J¿\ 1.000070

yl = T1 = 14,1447 I di = 0.00860

]^JL\ 1.000195 '

Flechas .-

20 Km/hora d - 0,918 mts.

80 Km/hora d « 1.548 mts.

Longitud del conductor en el vano .-

20 Km/hora » 18O.O13 mts,

80 KmA^ora ™ 18O.035 rnts,

77-

Flecha y vano verdadero .-

La longitud de la catenaria unitaria, corresponde al vano

verdadero en consideración, es la base por la cual las flechas

y tensiones son determinadas para cualquier condición de tem-

peratura o cargabilidad. Esta longitud de catenaria no es usa

da directamente; en lugar de esto se utiliza la longitud .no es

forzada .que se encuentra por la subtracción del estiramiento

elástico del conductor, de la longitud de la catenaria.

Estiramiento/pie = P/e

2P = esfuerzo en Ib/pulg

E" = módulo de elasticidad

Esfuerzo final de los conductores .- -

Calibre Esfuerzo final Área (A)w Ib/pulg2 pulg2

2/0 17017 0.1569

4/0 16914 0,2489

336*4 Mcm 17205 0.4083

Módulo de elasticidad final .-

Se considera un valor recomendable de :

(?= 11f500DOO

78.

Cálculo de .la flecha para conductor 2/O para v = 2O Km/hora.-

e - 17017 = Oí00148 pies/pie

11500000 t

Para la longitud unitaria de 1.0000807 tendremos:

j£lf = 1.0000807 x 0.00148 = 0.0014801 pies

La longitud no es forzada a'0°C : jio (0°F) = J?1 -/I1

(0°F) = 1.0000807 - 0.0014801 = 0.9986O06 pies

Cambio de temperatura a 120°F ( 50°C)

'°Rl = t C°F^ x CE r -í— V

t = incremento de temperatura

CE = coeficiente de expansión

120°F) = 120 x 0.0000105 = O.OO126

no esforzada a 120°F = j^o (120?F) = 0,9986006 +

+ O.OQ126 - O. 99986.

79.

Si suponemos que el módulo es constante, la curva de es

tiramiento es una línea recta determinada por 2 puntos cuales-

quiera, por ejemplo, la longitud no forzada y la longitud corres

pondiente a cualquier factor de tensión tal como 9.0

Esfuerzo = é = 9 x 591 pies x 0.1838 Ib/pie - 977,6 Ib.

Lo que da un estiramiento de;

ei a ¿¿ (120°F) x [tl/A x E]

*.

et = 0,99986 x [ 977.G/ (0.1569 x'10250000)] = O.O00608

Longitud unitaria para fT = 9.0:

Jo (120°F) = 0.99986 + 0,000608 = 1.0004677

Según las cartas de Tñomas, corresponde a una flecha unitaria

de:

d1 - 0.01368

Flecha verdadera:

180- mts. x O.01368 = 2.46 mts, •

Para V = 80 Km/ hora:

e = O.O0148

JL\ 1.000444 x O.OO148 = 0.00148

80.

¿o (0°F) = 1.000444 - 0.00148 = 0.998964

/(120°F) = 0.00126

J?o (120°F) = 0.998964 + 0.00126.= 1.000224

el = 1-000224 x [977,6/0,1569 x 10250.000] '

- 0.000608

£o = (120°F) = 1.000224 + 0.000608 I

= 1.000832

Según las cartas de Thomas, corresponde a una flecha u-

nitaria;

d1 = 0.01759

Flecha verdadera = 3.1-7 mts-

En resumen se llega a los siguientes valores:

Conductor Flecha (mts.20Km/hora 80 Km/hora

N- 2/0 ACSR 2-46 3.17

N* 4/0 ACSR 2.39 2.92

N- 336 Mcm 1.83 • 2.21

N- 5OO Mcm 1.72 2.12

81,

Características de las estructuras ,~

Las estructuras tipo para líneas de subtransmisión a -

69 kV, serán de postes de hormigón de sección rectangular y

con agujereamiento apropiado para fijación de los. elementos

mediante pernos pasantes a través del poste*

Altura de postes 16.50 metros

Carga de rotura 90O Kgr

Vano máximo - 225 metros*

Vano medio • 180 metros

Soportes por Km* 5.5

En el anexo adjunto N~ 3.6 se indica la configuración de

las estructuras que se han adoptado pra líneas a 69 kV.

CALCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO EN LINEAS A 69 kV;

Para el cálculo de la sección económica se deben tomar

en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Demanda.- La carga o potencia de diseño para las lí-

neas a 69 kV se realizó en base a la demanda actual y

la proyección hasta el año 1990, para el efecto se hizo

la consideración de cargas concentradas a nivel de subes

tqción suponiendo un factor de .diversificación de la de—

manda de 0-95. En el anexo N~ 3.4 se indica la dernari

da integrada en kVA prevista hasta el año de 1990. .

82,

2. Factor de potencia ,- El factor de potencia se consi-

dera que tendrá una variación de 0*90 hasta 0.85 inducti_

V0j valores aceptables si se toma en cuenta que actual-

mente el mercado en los diferentes centros de consumo

es auténticamente residencial y que en el futuro el grado

dé industrialización aumentará notablemente.-

3. Curva de carga diaria.- Se ha tomado una curva de car

ga diaria de un día medio de trabajo, lo cual nos indica -

que la demanda tendrá un"-valor de 100% durante 3 horas,

5O% durante 11 horas y 30% durante 10 horas. En el a-

. nexo 3.5 se indica una curva típica de carga diaria re-

presentativa del Sistema Manabf, correspondiente a un

día medio de trabajo. Considerando que en un año sufre

variaciones, se puede llegar a un dia promedio típico es

timativo representado en la figura 3,5.1, en donde la de

manda tendrá un 30% durante 10 horas, un 50% durante

11 horas y un pico de demanda de 1OO% durante 3 horas.

4. Regulación ,- Se ha fijauo una regulación límite máxi-

ma que "va del orden de 10 hasta 13%, en todo caso si el

resultado no es satisfactorio debe mejorarse mediante rei ~~guiadores, condensadores, en ningún caso se debe regular

con aumento de calibre de conductor.

5. Costo de conductores .-

6. Costo de la energía 5£ 0.35 / kWh.

83-,

7. El sistema se considera^ trifásico.

8, Distancia entre los diferentes centros de consumo donde

se ubicarán las subestaciones;

Línea a 69 kV* Distancia en Km,

Chone-San Isidro 44

Chone - Tosagua • 20

Tosagua - Bahía 40

Tosagua - Rocafuerte 34

Rocafuerte - Portoviejo ' 17

Portoviejo - Manta 36

Portoviejo - Sta, Ana 25

Santa Ana - Sucre - - 8

Sucre - Jipijapa 25

Jipijapa - Paján 40

METODOLOGÍA EMPLEADA PARA EL CALCULO DE CQNDUC-

TOR ECONÓMICO

Regulación .- Para el cálculo de regulación se usará el mé-

todo de kVA x mts, para el efecto es necesario obtener una ta

bla de valores de regulación para un valor de 1%. (anexo 3.6).

El procedimiento de cálculo se indica a -continuación:

Método kVA - metros; Caso trifásico

Voltaje 69000/39836 voltios

kVA 3 0 x mts. = kVff x ~~-

84,

kVA 3 0 x mts, = 69,0. x69O

kVA 3 0 x mts, = 47610

kVff = voltaje fase-fase

£3 0 = pérdidas de voltaje en voltios adoptados,

G" = rL » Cos 0 -f xL-Sen 0

Espaciamiento Delta equivalente'.- '

Tomado de Standard Handbook Fink and Carroll,

f"" *— + 2.4 0.81 + 5.76

= 2,56 rnts.

85.

Diámetro medio equivalente .-

GMD = 1.8 x 6.57

GMD = 2.275 rnts.

GMD = 7.464 pies '. '

GMD = 7' 5.57"

xd = 0.2445 ohm/cond x milla

xd = 0.1520 ohm/cond x Km

En el anexo N- 3.7 se índica la configuración de las estruc

turas adoptadas para las lineas a 69 kV.

Ejemplo : Línea Portoviejo - San Isidro

Longitud = 115 Km

Conductor calibre ACSR 266.8 Mcm

De acuerdo al gráfico de la página siguiente los kVA x Km en

el ramal Portoviejo - San Isidro serán:

86.

¡San Isidro (332)

44

20 Km,

Chone (1047)

Tosagua + Bahía (1091)

34 Km,

12" Km,

Rocafuerte (625)

*) Portoviejo

Valores en paréntesis están en kVA.

kVA x Km = 625 x 17 + 1091 x 51 + 1047 x 71 -f 332

x 115 = 177783,

R%(fp « 0.9)

177783 kVA x Km

88330 kVA x Km

= 100

R = 2.02 %

87,

Perdidas totales en kW .-

, kVA 2P = ( " ) x r x S

kV

kVA = Demanda en kVA de la I mea

kV •= Voltaje fase-fase en el punto de regulación 2,O2%

r = Resistencia del conductor en. ohm/Krru

kVA x Km= Distancia virtual =kVA

Para el ejemplo de referencia, 'las pérdidas de potencia a

la hora de máxima demanda será;

2P100%~[ 3Q95—] x 0.343 ° m x 57.44 Krn = 41.5 kW.

67,63 Km

Para el 30% y 50% de la demanda máxima tendremos;

p30% = 41,5 x 0.09 = 3,7

p50% = 41 ,5x0 .25 = 10.4

Pérdidas de energía en MWh/año,-

La demanda máxima tiene una duración promedio de 3 ho-

ras, por lo tanto las pérdidas de energía serán:

88

41.5 kW x 3 h = 124.5 kWh

Durante 10 horas la demanda es de 30% de la demanda

máxima., por lo tanto:

"pe.__0/. = 3.7 kW x 10 h = 37,0'kWh(SO/i»)

pe = 10,4 kW x 11 h = 114.4 kWh,

Pérdidas por año =275.9 kWh x 365 días • .

= 100.7 MWh/año ' '

Los resultados de los cálculos de conductor económico en

líneas a 69 kV se indican en los anexos 3.8 del 1 al 11,

Para las líneas a 34.5, se han determinado los cálculos

de conductor a partir únicamente de la regulación, pérdidas

de potencia y energía. Los resultados se indican en los anexos

3.11. ;.-

fLineas a 34.-5 kV ~ Método kVA - metros .-

Caso Trifásico:

Voltaje 34500 volt/19920 volt.

Vff = 34500 volt. '

Vf-n = 19920 volt,

89,

kVA -3 0 x mts = kVff x£3 0

= 34,5 x345

para Regul, = 1%

kVA 3 0 x mts =11902

Espaciamiento delta equivalente

L/

= V110 + 75

L. = /17725

L = 133-137 cm,

22.0CTn

GMD = N/220 x ( 133,137)

GMD = y/3.899.500

GMD = 157,4 cm,

GMD = 5.16 pies

GMD - 5 pies 1.92 pulg.

xd = Ó-1993 ohrn/cond-/millas

xd = O.1239 ohm/cond,/Krn.

90-

En el anexo N- 3.9 se indica una tabla de regulación re-

ferida .a 1% y en el anexo N~ 3,1O se grafiza las estructuras

adoptadas para esta clase de lineas.

CONCLUSIONES SOBRE LOS CÁLCULOS DE L^ SECCIÓN ECO-

NÓMICA .-

Se han analizado los diferentes tramos de líneas a 69 kV

desde 2 puntos de vista; Regulación de tensión y la sección e-

conómica tomando en cuenta el costo de las pérdidas de energía

reducidas al valor presente en el momento que entrarán en op£

ración los diferentes tramos de linea,

TRAMO PQRTOVIEJQ- SAN ISIDRO,-

Se analizaron los cálculos para conductores 30O Mcm, -

266.8 Mcm y 4/O ACSR, resultando el más económico el núme_

ro 4/O-ACSR; en cuanto a la regulación podemos ver según los

anexos Nos. 3-8 que existen mayores pérdidas en el conductor

calibre N- 4/0, en cambio el conductor 30O Mcm tiene una re-

gulación aceptable pero su costo reducido al valor presente es

superior a los otros. Un conductor 266,8 Mcrn nos asegurará

una regulación bastante adecuada y un costo que sin ser el más

económico se justifica plenamente,

TRAMO PORTOVIEJO - MANTA.- .

\e los cálculos se desprende que el más económico es el

conductor calibre 336.4 Mcm con respecto al conductor 500Mcm

91

AGSR, Sinembargo, la regulación para el primero es más al

ta con respecto al segundo, notemos que aún para conductor

5OO Mcm la regulación no es muy adecuada. Si se iligiera -

calibre 500 Mcm la línea se encarecería, pues se necesita es

tructuras de acero. En consecuencia es justificable un conduc

tor 336,4 Mcm, que se adapta muy bien a las estructuras de

hormigón.

TRAMO PQRTQVIEJQ - FAJAN.-

Se han analizado 3- calibres; 266.8 Mcm, 4/0 y 2/O ACSR,

resultando más económico el número 2/0. Desde el punto de

vista de regulación es más conveniente el dé.calibre 266.8 Mcm,

pero su costo es relativamente alto; partiendo del hecho de efi-

ciencia y seguridad de suministro de energía se deberík adoptar

un conductor N- 4/0 ACSR.

TRAMO TOS AGUA - BAHÍA .-

Se estudiaron 3 calibres: '2 ' , 1/0 y 2/0, resultando más

económico él conductor calibre N™ 2, siguiéndole el número -

1/0, pero ninguno de estos 2 calibres reúnen las condiciones

de seguridad mecánica, razón por la cual se ha adoptado un

calibre N- 2/0 ACSR. La regulación está de acuerdo con los^límites exigidos por las normas de INECEL.

3,4 Subestaciones de Distribución.-

Como se indicó anteriormente las subestaciones de distri

bución son las partes del sistema deseñadas para recibir la ener

92.

gfa desde un voltaje considerablemente alto, y convertirlo a un

voltaje más adecuado para distribución local, para luego distri

huirlos hacia los alirnentadores primarios a través de un equi-

po de desconección diseñado para proteger de fallas eventuales

en el servicio*

La energfa puede ser recibida indistintamente, presentán-

dose los. siguientes casos:

a) A un voltaje elevado y transformarlo a un voltaje más ba-

jo.

b) Como corriente alterna para .convertirlo en corriente direc

c) Como corriente alterna a una frecuencia determinada y dis

tribuirla a otra frecuencia,

Algunos aspectos importantes intervienen en el diseño de -

una subestación y entre los más importantes se debe dar impor_

tancia a la localización general, al tamaño y demás característi

cas de nuevas subestaciones y a la ampliación o re local ización

de subestaciones existentes. El diseño además deberá tener un

criterio técnico económico en lo que se refiere al tamaño, nú-

mero de circuitos futuros, etc.

l_as subestaciones pueden ser de tipo normal en las cuales

las operaciones de interrupción son controladas por relays los

cuales sacan de servicio a los transporformadores cuando existen

93,

variaciones importantes de la carga, en consecuencia los brea-

kers conectados a los alímentadores primarios son cerrados y

recerrados después de que fueron abiertos por los relays de so

brecarga.

De control remoto o control automático son a menudo usa

das cuando aquellas están situados a una distancia considerable

de los .centros de consumo» En tales casos cables de hilo pi

loto proporcionan al operador las indicaciones de operación de

los breakers de los circuitos en la subestación desatendida y fa

cuitan para que el operador abra o cierre los breakers como

lo desee. Microondas de radio y corriente portadora también

son usadas para enlaces de control - remoto en distancias den-

tro de un alcance económico del hilo piloto ¿

3.4,1 Barraje de Alta Tensión.-

Sobre la elección de un tipo adecuado de barraje en -

alta y baja tensión de las subestaciones de distribución, se debe

analizar desde 2 puntos de vista;

1) Técnico, es indudable que el sistema en general debe

reunir 3 condiciones; seguridad, continuidad de servi-

cio y sencillez del equipo de operación.

2) Económico, es un aspecto que se debe analizar con -

cuidado, un equipo caro, puede ser muy seguro, pero

no olvidemos que a costa de esa seguridad, traiga co

mo consecuencia la eliminación de personal.

94,

No es posible fijar normas definidas para las conecciones

en las - estaciones transformadoras, ya que cada caso particular

requiere de un estudio adecuado para proveer las barras, es—

tructuras, etc; de forma que se obtenga la flexibilidad del fun-

cionamiento y la continuidad de servicio rnás adecuado para la

explotación, con unos gastos máximos de instalación, operación

y mantenimiento.

Dividiremos a los circuitos de una subestación en 2 gru-

pos:*

a) Circuitos principales

b) Circuitos auxiliares

Los primeros son los que se disponen para la distribución

y transformación de la corriente* eléctrica que se debe suminis-

trar a los consumidores; y los segundos son necesarios para la

vigilancia y control de las instalaciones.

Estudiaremos algunos tipos de conexión con cierto detalle;

Juego de barras sencillo." Es el representado en la figura a)

que a la vez es el más simple desde el punto de vista operati-

vo, y a la vez es el más económico. • Es muy utilizado en ins

tal aciones de pequeña potencia y en aquellos casos en que se

admiten cortes de servicio con algunas frecuencias.

95,

f3.8kV.

vwv 13.8/69 kV

6-3

rI

r rwW

Figura (a)/

Las ventajas de este sistema son: Instalaciones simples,

una maniobra sencilla y un costo bastante reducido. Por otra

parte tiene los inconvenientes de que una avería en las ba-

rras interrumpe totalmente el servicio. La revisión de un dis

yuntor elimina de servicio el correspondiente álimentador; no es

posible alimentar separadamente de upa o varias salidas. Cuan

do se trata de ampliar la subestación resulta imposible ya quei

necesariamente hay que ponerla fuera de servicio.

Para asegurar continuidad de servicio, se puede seccionar

la barra (figura b) con lo cual se consigue que, en el caso de

una falla en las barras solo queda limitada al sector afectado,

abriendo el disyuntor de seccionamiento. Con esta disposición

es posible una mayor flexibilidad en el funcionamiento de la su

96,

bestacion, como también para los trabajos de mantenimiento e

inspección de la misma.

\

AAAA

\

I Figura (b)

Las rectricciones indicadas anteriormente son válidas pa-

ra cada una de las secciones en que se divide el conjunto, A

notemos que, este tipo se complica debido a que el sistema de

protecciones se vuelve más complejo.

Para e*vitar los inconvenientes -que resultan de poner fuera

de servicio los alimentado res por trabajos de mantenimiento y

de inspección de los disyuntores, es conveniente instalar seccio

nadores en derivación con los disyuntores (by-pass). Esta dis

posición de la figura C tiene el inconveniente de que si se pro-

duce una falla durante el período de tiempo en que el disyuntor

está abierto, se produce la desconexión simultánea de los dis-

yuntores de las líneas restantes.

97,

/-rrvra Figura (c)

Figura (d)

Sctrrct 2

\

Otro sistema mucho rnás costoso es el utilizar en- el jue-

go de barras; dobles, disyuntores dobles. El campo de aplica-

ción de la disposición de las figuras d) y e) se limitan general

mente -a estaciones de centrales eléctricas de gran potencia, o

en instalaciones importantes donde la continuidad de servicio -

es fundamental.

Figura (e)

98,

Si se produce una avería en uno de los disyuntores de li

neas o en uno de los juegos'de barras generales, el-sistema de

protección provoca automáticamente la conmutación sobre el -

otro juego de barras, sin que se interrumpa el servicio. Los

seccionadores de barra dobles permanecen siempre cerrados,

No es necesario disyuntor de acoplamiento de barras, pero los

elementos de la subestación tales como disyuntores, transforma

dores de medida, etc, deben duplicarse.

Muchas veces se adopta el sistema de juego de barras -

principales y barras de transferencia, que permite diferentes

variantes, de acuerdo con el número de seccionadores utiliza-

dos.

La variante representada en la figura f) utiliza un juego -

de barras de transferencia y uno de barras principales. Con es

ta disposición se consigue un mejor trabajo sobre los disyunto-

res .sin dejar fuera de servició las líneas o los transformado-

res*

Figura (f)Borra Prt

\ra

99

La inspección y trabajos en los seccionadores obliga a de

jar fuera de servicio la barra correspondiente. Si se produce

una avería en la barra principal, que por cierto es rnuy remo

ta, el sistema queda fuera de servicio^ a pesar de estos pro-

blemas, esta solución es muy empleada en sistemas de tensio-

nes de servicio medianamente altas. Una medida de seguridad,

es disponer de un sistema de bloques de la operación de los —

seccionadores en el disyuntor de acoplamiento de barras,

Del análisis de los diferentes tipos indicados anteriormen

te podemos sacar las siguientes conclusiones:

El tipo más indicado para el conexionado de-subestaciones

del sistema de Manabí es el indicado en la figura c) que corres

ponde al juego de barras sencillo, con seccionadores en by-pass.

Este tipo reúne las siguientes condiciones;

1« Instalación simple y maniobras sencillas

2. Complicación mínima en las conexiones,

3* Continuidad de servicio a los usuarios, excepto si la

falla ocurriera en las barras, que por cierto es muy

remota.

48 Los trabajos de revisión o reparación de equipo se fa

cuita por cuanto se puede operar los seccionadores en

by-pass./

5. El costo de las instalaciones es relativamente bajo.

100,

3«4,2 Capacidad de las subestaciones „-

La selección de la capacidad en kVA de una subesta-

ción de distribución y las capacidades tanto en alto como en ba

jo voltaje, está asociada con el conjunto total del planeamiento

y diseño del sistema de distribución. Los factores que influen

cían'en la selección de los transformadores de bajada, disyun-

tores de circuito o interruptores , y los reguladores de voltaje

están intimamente ligados con las relaciones existentes entre -

carga y capacidad de la subestación de distribución. Puede o-

currir que una área extensa puede ser servida por muchas su

bestaciones de distribución cada una de las cuales con una ca-

pacidad en kVA relativamente baja o también que esta área sea

servida por un numero muy pequeño de subestaciones de mucha

mayor capacidad en kVA,

Como el sistema está en pontfnuo crecimiento, la capaci-

dad de los transformadores, el equipo de desconexión, las lí~

-neas de subtransmisión y los circuitos alirnentadores primarios

deben ser aumentados en incrementos de tal manera que la in-

versión resulte ante todo práctica y económica.

iRevisando el anexo N- 3*4 en el cual se indica la previ-

sión de la demanda integrada en kVA en el período comprendi-

do 1973 - 1990, se ha llegado a establecer las capacidades de

las subestaciones, basadas en las normas NEMA 7-27-1955- Se

ha procurado en lo posible una normalización y reducción de -

voltajes, de esta manera se consigue .que, cuando una unidad -

transformadora sale fuera de servicio por incremento de la de

manda del sector, inmediatamente puede ser trasladada a otro

101.

sitio que reúne las características de dicha unidad.

Primario: 67,000 voltios (delta)

Taps : kVA nominales 70,600; 68,800j 65,200$

63.40O voltios.

Impedancia con cambiador de taps bajo carga; 7*5%

Secundario: 13.8QO voltios (estrella)*

Capacidad de las Subestaciones; Año 1990

• . (1)

Sitio de laSubestación

San Isidro

Chone

Tosagua

Bahía

Rocafuerte

Portoviejo

Manta

Santa Ana>•

Sucre

Jipijapa

Paján

DemandaAño 199O

(kVA)

1206

6578

279Q

1397

2150

15139

54078

1279

1599

4664

1573

Númerode-

Unid.

1

2

2

1

2

3

5

1

1

2

1

Capacidad en kVA

• Auto en™ Enfriado confriado . aire forzado

1500

3750

1500

1500

1500

5000

1OOOO

' 1500

150O

2500

1500

continuo ,

1725

4687

1725

1725

1725

625O

12500

1725

1725

3125

1725

(1) Valores tomados de "Distribution Systernd' de la Westinghouse,

102,

PERDIDAS EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

Las pérdidas que se producen en las subestaciones de dis

tribución son prácticamente despreciables, aún más si partimos

del hecho 'de que la tecnología moderna ha experime ntado gran-

des progresos en cuanto se refiere a los sitemas de refrigera-

ción, aislamiento^ etc, que hacen que dichas pérdidas se reduz

can notablemente. o

Las pérdidas en los transformadores de las subestaciones

son de dos tipos: las de vacío y las pérdidas en los arrolla-

mientos debido a la corriente de carga,

Las pérdidas en vacfo se mantienen invariables con induc

ción constante en el hierro. A tensión constante, resultan por

lo tanto3 prácticamente constantes y casi independientes de la

carga. "

Las pérdidas en los arrollamientos varían con el cuadra-

do de la intensidad.

En consecuencia las pérdidas totales en kW vienen expre-

sadas por la formula:

= Po + n P1

Po = pérdidas en vacío en kW (pérdidas en el hierro)

P1 = pérdidas en los arrollamientos debidas a la co-

rriente de carga en l<W (pérdidas de cobre).

IOS.

n - relación .entre la carga momentánea y la potencia

nominal*

FV = pérdidas totales en

-Estas pérdidas las podemos expresar comoi un porcentaje

de la carga- Si suponemos que las pérdidas totales -son del -

orden del 1.5%, el 0.5% corresponden aproximadamente a per

didas en vacío que son prácticamente constantes, y el 1% res-

tantes corresponderán a las pérdidas en los arrollamientos (co

bre).

PERDIDAS DE POTENCIA ALTERNATIVA 69 kV/13.8 kV

En consecuencia las pérdidas en vacío para los diferen-

tes transformadores de las subestaciones, voltaje 69/13.8 kV

serán:

Subestación

San Isidro ;

Chone .

Tos agua

Bahía

Rocafuerte

Portoviejo

Manta

Santa Ana

Sucre

Jipijapa

Paján

Capacidad(kVA)

1 x 1500

2 x 3750

2 x 1500

1 X 1500

2 x 1500

3 x 5000

5 x 10000

1 x 1500

1 x 1500

2 x 2500

1 X 1500

Factor depotencia

0.85

0.85

0.85

0. 85

0.85

0.85

0.85

0.85

0.85 '

0.85

0.85

Capacid .(WV)

1 x 1275

2 X 3187

2 x 1275

1 x 1275

2 x 1275

3 x 4250 '

5 X 8500

.1 X 1275

1 x 1275

2 x 2125

1 x 1275

Pérd.(kW)

6.37

31.87

12.75

6.37

12.75

63.75

212.50

6.37

6.37

21.25

6.37

104,

Las pérdidas de potencia en los arrollamientos y las per

didas totales se indican en los anexos Nos, 3.14 y 3.15* Ano-

temos que en el momento que el transformador de una subesta

ción en funcionamiento, auto-enfriado, pase los límites de so-

brecarga, debería utilizarse aire forzado continuo, trayendo co

mo consecuencia una disminución de las pérdidas.

PERDIDAS DE ENERGÍA ALTERNATIVA 69/13.8 kV.

Las pérdidas de energía para la alternativa de 69 kV, -

han sido desarrolladas tomando en cuenta la curva típica de

carga del mes más significativo en lo que se refiere a la de-

manda. Dicha curva tfpica diaria -indica que la demanda será

aproximadamente el 30% durante más o menos 10 horas, el 50%

durante 11 horas y el 100% durante 3 horas.

El procedimiento seguido para el cálculo de las pérdidas

se indica a continuación:

En el cinexo N- 3.15 se encuentran determinadas las pér-

didas totales de potencia en las subestaciones, partiendo 'del he

cho de que, corresponde a la hora de máxima demanda. Las

pérdidas cuando la demanda es el 50% de la demanda máxima

(p 100%) corrresponden a un 25% de las pérdidas a la hora de

máxima demanda, p (50%) = 0*25 p (100%), ya que las pérdidas

de potencia son directamente proporcionales con el cuadrado

de la carga expresada en kVA* Cuando la demanda es el 30%»

las pérdidas representan un 9% de las pérdidas de máxima de-

105.

manda, p (30%) = 0.09x p (100%). Todos los valores están ex-

presados en kW.

Las pérdidas de energía totales en un año son las que se

indican a continuación:

horas ' n^ días365 — —pe (10056)- p (100%)

e v ' s J día ano

= 1095 p (100%) MWh/año

pe (50%) = 0.25 x p"(100%) x 11 x 365 = 1003.75 p (100%)

MWh/año ,

pe (30%) = 0,09 x p (100%) x 10 x 365 = 328.5 p (100%)

MWh/año

PeT ~ Pe (100%) * pe (50%) + pe (30%)

V

peT = (1095.0 + 1003^7 + 328.5) p(100%) MWh/año

i-'

pej = 2427.2 p (100%) MWh/añoi

En donde:

p (100%) « pérc3idas de potencia a la hora de máxima

demanda.

p (5O%) = pérdidas de potencia a 50% de la demanda.

p <3O%) = pérdidas de potencia a 30% de la demanda

pe (100%) = pérdidas de energfa a demanda máxima

pe (50%) = pérdidas de energía a 50% de la demanda •

pe (30%) = pérdidas de energía a 30% de la demanda

peT = pérdidas totales,

En el siguiente cuadro se realiza el cálculo detallado, que

nos sirve como ejemplo para encontrar las pérdidas de energía

en los transformadores de las subestaciones de distribución.

pérdidas de Energía Subestación S. Isidro Alternativa

Voltaje 69/13,8 kV.

Año

1975

1976197719781979

19801981198219831984

Pérdidas TotalesD emanda

30%10 h.(kW)

-~-

0,69

0-710.74

0.770.810, 85

50%

11 h.(kW)

---

1.91

1.972.04

2.132.25

2,36

100%3h.

(kW)

'---

7.63

7.888.188.54

. 9.009.46

PérdidasEnergfaMWh/año

18.54

19.13/ 19.85

20. 7121.8422.94

1'07.

Pérdidas de Energía Subestación S. Isidro Alternativa

Voltaje 69/13.8 kV.

Año

. 19S5

19861987

19881989

1990

Pérdidas Totales

DEMANDA

30%10 h.

(kW)

0,90

0.961.03

1.111.20

1.31

50%

11 h.(kW)

2,50

2,66

2.85

3.073.34

3.65

1OO% •3 h.

(kW)

10.0210.65

11.4212,30

13.38

14.61

Pérdidas •Energfa

MWh/año

24,2925.84

27.7129.8532,4435.43

Un resumen de los cálculos de pérdidas d.e energía en ~

las subestaciones para la alternativa 69/13.8 kV se indican en

el anexo N~ 3.16.

PERDIDAS DE POTENCIA ALTERNATIVA 34.5/13.8 kW.

Para esta alternativa los cambios efectuados corresponden

en la capacidad de las subestaciones y a los años de puesta en

servicio de las mismas.

Para las pérdidas en vacío los cambios corresponden a -

las subestaciones de San Isidro, Rocafuerte, Santa Ana, por

cuando se cambió la capacidad de los transformadores.

108.

Subestación Capac. Factor Capac, Pérdid,(kVA) potenc. (kW) (kW)

San Isidro

Rocafuerte

Santa Ana

1x1OOO

2x1000

1x1000

0.85

0,85

0085

1x850

2x850

1x85O

4.25

8.50

4-25

Las pérdidas en los arrollamientos de los transformado-

res están limitadas por la carga, siencb las siguientes expre-

sadas en kW:'

Año S, Isidro Rocafuerte Santa Ana

— —

—1-89

2.26

2.71

3.26

3.94

4-64

5.48

6.42

7,57

6.73

7.95

9,35

4-83

5.91

7.12

6,53

.. 7.61

8.72

6.75

7.85

9.11

10.62

12.35

14.40

16.81

17.00

—1.02

1,29

1.60

2.01

2.47

3.10

3.85

4.76

5.90

7.29

6.83

8.48

10. 51

109,

Luego las pérdidas totales detestas subestaciones son co

mo siguen:(kW)

Año San Isidro Rocafuerte Santa Ana

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

- 1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

199O

PERDIDAS

—_

— f

6.14

6,51

6.96

7,51

8.19

8.89

9.73

10-67

11,82

10,98

12*20

13.60

DE ENERGÍA

; 9 .08

10.16

11.37

10, 78

11.86

12,97

15/25

16.35

17.61

19.12

20.85

22.90

25.31

25. 5O

ALTERNATIVA

-

—

—

5.27

5.54

5.85

6.26 -

6.72

7.35

8.10

9.01

10.15

11.54.

11.08

.12.73

14.76

34,5/13.8 kV.

Las pérdidas anuales de energía en las subestaciones para

esta alternativa, se realizaron aplicando los mismos criterios -

de la alternativa 69/13.8 kV. Las pérdidas de energfa tan sola_

mente cambian en las subestaciones de San Isidro, Rocafuerte y

110.

Santa Ana, por cuanto en estas subestaciones se cambió la capa

cidad en kVA de los transformadores.

En resumen se tienen las siguientes pérdidas en MWh,

Alternativa 34.5/13,8 kV,

SUBESTACIONES .

Año San Isidro Rocafuerte Santa Ana

1975 *t

1976

197*

1978

1979

198O

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

—

—— .

—14.87

15.83

16,91

18.25

19.9.0

21,52

23.62

25.91

28.66

26,64

29.62

33,00

~_

~

' 11,72

14,35

17,28

• 15,85

18.44

21.15

16,40

19.06

22.12

25.77

29.98

34,97

40.78

41.26

— —

—

—2.45

3,13

3,87

4.87

6.OO

7.51

9.35

11.56

14.30

17, 7O

16.57

2O.59

25,56

1*11.

3,4,3 Clases de Voltaje .-

El voltaje o tensión de servicio de una red no perma-

nece constante sino que varía de acuerdo con las condiciones de

funcionamiento del sistema eléctrico. Estas variaciones de ten-

sión deben mantenerse dentro de los límites establecidos por las

características de aislamiento de los equipos, para evitar la a-

parición de defectos debido a un inadecuado aislamiento. Por

estas razones, los equipos que conforman una subestación trans

formadora están diseñados para una tensión nominal determinada

yapara una tensión máxima de servicio. Entendiéndose por ten

sión nominal, aquella tensión que debe existir en los terminales

de toma del usuario y es la que consta en los contratos de su-

ministro de energía eléctrica. La tensión de servicio en un -

punto cualquiera de un sistema eléctrico es el valor realmente

existente en dicho punto, en un instante dado. El valor de la

tensión de servicio puede variar -en los diferentes puntos de la

red, de tal manera que la tensión en los terminales de toma -

del usuario se mantenga dentro de los. límites admisibles; pero

es evidente que estas variaciones no deben exceder de un 1O%

aproximadamente de la tensión nominal del sistema (tensión má

xima de servicio) para los efectos de ciertos aparatos de uso

doméstico o de las instalaciones mismas,

De acuerdo a lo indicado anteriormente se ha determinado

las tensiones nominales y máximas de servicio aplicables en -

nuestro medio tanto para la barra de alta como de baja tensión.

112.

TensiónNominal(kV)

13.8

33.0

66.0

138.0

230,0

Tensiónmáx» deservicio

(kV)

15

34-5

69,0

145,0

245-0

Standard BasicImpulse LeveíBIL (kV)

110

20O

350

650

1050

Niveles de aisl«reducidos en uso

(kV)

-

-

-

550

900

El nivel básico de aislamiento BIL- es muy importante so-

bre todo para el espaciamiento de barras pues contituye una -

práctica de diseño basada en la experiencia. Una normalización

definitiva al respecto no ha sido alcanzada, pero la práctica indi

ca que los espaciamientos promedios varfan de acuerdo al volta_

je y su aplicación. Los espacios de contorneo mínimo eléctri-

cos que se indican a continuación han sido establecidos para un

nivel particular BIL., basándose en fuentes de descargas induci-

das. Los espacios mínimos eléctricos para los niveles básicos

de aislamiento normalizados (exteriores a-c) preparados por -f

AIEE Comrnittee on Substations, no han sido normalizados, pe-

ro de las observaciones realizadas se llega a los siguientes va_

lores;

113,

Clase deVoltaje

(kV)

Espac. míru Es pac. míh -a tierra para entre fasespartes rígi- (o partes vi—das.(Cm) vas) metal

- a metal(Cm)

Espac. míh. Espac. mfn .entre conduc entre alam-tores aéreos, bres y cal-y gradas para zadas denseguridad de tro de lapersonal den- subestacióntro de la subestación (rnts.) (mts -)

15

34.5

69,0

138.0

23,0

17,78

33*02

63.50

127. OO

21O.82

30.50 -

45.72

78,74

157.48

266,70

'2.74

3.05

3.35

3.96

5.49

6.10

6.71

7.01

7.62

8,53

En cuanto se refiere al problenna que presenta el equipo por

alturas grandes, prácticamente no existe, pues el promedio de

altura es sumamente bajo con-variaciones desde O a 500 metros

sobre el nivel del mar.

3.4.4 Diagrama Unifilar.-

En el numeral 3.4,1 se hizo la selección del tipo de

barras adecuado para una subestación tipo a instalarse en este

sistema. Eín el anexo N- 3.17 puede observarse un diagrama

unifilar tipo para una subestación de distribución ubicada en el

centro de carga correspondiente a Rocafuerte.

114,

3,5 Circuitos Primarlo y Secundario .-

El circuito primario y secundario es aquella porción del

sistema -comprendido entre las subestaciones de distribución -

hasta la entrada de servicio al consumidor. Prácticamente la

más grande porción de la carga de un sistema eléctrico es -

servida por los circuitos primario y secundario. Las únicas

excepciones constituyen las grandes^ industrias que generalmen

te son servidas desde el circuito de transmisión o subtransmi

sión.

El circuito primario y.secundario puede ser aéreo o sub

terráneo. La construcción aérea puede realizarse en áreas -

residenciales, área rural, comercial ligero y áreas industria-

les. En áreas comerciales importantes la construcción subte-

rránea es la predominante.

El circuito primario es una parte del sistema de poten-

cia comprendido entre una subestación de distribución y los

transformadores de ditribución. Consiste de alimentadores -.

principales y de subalimentadores laterales, los primeros ge-

neralmente son trifásicos de 3 ó 4 conductores, mientras que

los segundos pueden ser 30 6 1 0, En áreas rurales general

mente los circuitos son monofásicos« La mayoría de estos

circuitos son radiales»

El voltaje seleccionado para distribución primaria es —

13800/7967 voltios 4 conductores con el neutro puesto a tierra-

Circuitos laterales 1 0 - 7967 volt, son empleados para exten-

115.

derse sobre una área muy amplia para alimentar a los trans-

formadores de distribución* Este nivel de voltaje normaliza-

do por INECEL tiene mayores ventajas sobre el sistema de

distribución primaria 2400/4160 volt, 4 conductores que sigue

siendo usado; debido a que satisface más fácilmente a los re-

querimientos de voltaje y capacidad de los consumidores actúa

les.

Los tamaños de conductores más comunmente utilizados

tienen un rango desde N- 4 ACSR hasta 336.4 Mcm de alumi-

nio estirado. Los laterales pueden ser ya sea N- 4 ó N- 2

ACSR. Los conductores de aluminio, ACSR y aleaciones de

aluminio han desplazado prácticamente al cobre en la construc

ción del sistema primario, aunque las especificaciones se pue

den hacer en base al "cobre equivalente",

Capacidad de los alimentadores .primarios .- La capacidad

de los alimentadores primarios varían desde 50O hasta 5-000

kVA cuando el voltaje es de 13-8 kV. Si consideramos el -

•costo se puede dictaminar un alimentador más grande, pero

un servicio 'de buena calidad hace que la carga se pueda divi-

dir en bloques más pequeños,i

Caída de voltaje en un alimentador primario.- Es un factor

importante en el diseño. En general, la caída entre-la sube£

tación alimentadora y el primer transformador del alimenta-

dor más grandes a carga máxima no debería exceder el 10%.

Las caídas de voltaje ordinariamente .no deberían exceder el

5%, y la práctica presente de regulación de barras se ajusta

116,

a un límite, aún más bajo.

Neutro común .- Se encuentra aplicación en circuitos prima

rios en y~4 conductores donde el punto de la y de los transfor-

madores de la estación están a tierra y los neutros del secun

dario son más o menos continuos a lo largo de la mayoría de

las rutas primarias. Una tierra adecuada para el neutro se-

cundario es poner a las tuberías de agua de los consumidores.

Este neutro secundario común a tierra es usado como neutro

primario y se lo llama neutro común porque este transporta«.

ya sea las corrientes residuales o desbalanceadas de ambos

sistemas.

El tamaño mínimo del neutro común debería tener una

mfnima sección transversal igual a la mitad del conductor de

fase del primario más grande.

Cálculo de la sección económica en líneas a 13,8 kV para ali-

mentadores primarios , -

Las consideraciones que se han tomado en cuenta para

el cálculo de la sección económica son las siguientes:

1* Demanda: Se ha tomado corno carga de diseño para las

líneas a 13.8 kV las demandas concentradas en los dife-

rentes centros de consumo (nivel de parroquia). En el

anexo N- 3.18 se indica la demanda expresada en kVA -

para el diseño de estas líneas.

117,

2* Factor de potencia se considera que variará entre el 95

hasta el 9O% inductivo.

3. Curva de carga diaria: Se ha supuesto una curva de car

ga diaria de un día medio de trabajo general para todo" el

sistema Manabí.

4, El procedimiento seguido para el cálculo de regulación y

pérdidas de voltaje es el método de kVA-metros, Se ha

fijado una regulación máxima de 10%. Para efectos del

cálculo se ha procedido a elaborar una tabla de kVA x rne

tros para una regulación de 1%, la cual será usada para

determinar la caída de voltaje de un circuito primario; lúe

go de lo cual se determina el tamaño del conductor para - |

un límite de caída de voltaje determinado; además esto per - jt

mite seleccionar el voltaje de .una nueva línea o el voltaje f

para una futura ampliación del sistema. En el anexo 3,19 iI

se indica la tabla utilizada para el cálculo de regulación ji

de voltaje. f»fi

El método para el cálculo se indica a continuación: íE

Método - kVA - mts. - 3-0 . I

Voltaje : 13800/7967 voltios ;

Vff = 13800 volt. I|

.Vf-n = 7967 volt. Í

118,

kVA 3 0 x metros = kVff x£3 0

kVA' x m 3 0 = 13.8 x138

R = 1%

kVA x m 31904

Espaciamiento delta equivalente:

Estructura Tipo "P" " 13.2 kV (Normas de INECEL)

(publicación de 1974)

70 cm.

L- = V 902 + 702 =

= 114,0175 cm,

GMD = V180 x 114

GMD = 132.76 cm

GMD - 4.35 pies

119,

GMD = 4 pies 4.3 pulg,

xd = 0.1779ohm/cond x milla

En el anexo N~ 3,20 se indica el tipo de la estructura-a-

doptada*

5, Costo de conductores

6, Costo de la energía £% 0.35 por kWh

7* Sistema trifásico • . .

8, Distancia entre los centros de consumo expresados en Km

Los resultados de los cálculos de conductor económico se

• indican en los anexos 3.21 del 1 al 23

CONCLUSIONES SOBRE LOS CÁLCULOS DE LA SECCIÓN

ECONÓMICA EN LINEAS A 13,8 kV«

Se consideró para el análisis los mismos criterios que -

fueron empleados en líneas a 69 kV, es decir tomando en cuenta

la regulación de voltaje y el costo de las pérdidas reducidas al

valor presente de acuerdo al año de entrada en operación de las

líneas, anotándose que, para los ramales que servirán, a una

sola población no ha sido necesario realizar un cálculo de con-

ductor económico.i

Los • resultados de estos cálculos se indican a continuación:

120.

RESULTADOS DE CALIBRES ECONÓMICOS EN

LINEAS A 13.8 kV.

Líneas a 13,8 kV.

San Isidro - Convento

San Isidro - Jama

San Isidro T Canoa

*.Chone - E. Alfaro

Chone - San Vicente

Chone - San Antonio

Tosagua - Bachillero

Tosagua - Calceta

Calceta - Canuto

Calceta - Quiroga

Calceta - Juníh

Rocafuerte- San Jacinto

Rocafuerte - San Plácido

Portoviejo - Picoazá

Portoviejo - Colón

Km. calibre seleccio-nado N-.

40

28

40

48

47

8

5

11

11

8

12

25

35

5'

10

4

2

4

3/0

2

4

4

3/0

4

4

3/0

2

2

4

4

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

- ACSR

121

RESULTADOS DE CALIBRES ECONÓMICOS EN

LINEAS A 13.8 kV«

Líneas a 13,8 kV.

Manta -.Jaramijó

Manta - San Lorenzo

Manta - Montecristi

KM, Calibre seleccionado N-3.

4 - ACSR

4 - ACSR

4/0 - ACSR

Santa Ana - La Unión 36 4 - ACSR

Jipijapa - Puerto López 54

América -Julcuy -América-Anegado 2O

Jipijapa- Amér.ica-Olmedo 6O

Paján - Las cano

Paján - P.P. Gómez

44

21

4/O - ACSR

4 « ACSR

4/O - ACSR

2 - ACSR

2 - ACSR

Transformadores de Distribución .—

Convierten la energía eléctrica desde el voltaje primario

(13,8 kV) hasta un voltaje de utilización (120 a 600 voltios).

Las caídas momentáneas de voltaje en la iluminación (parpadeo

de las lámparas) causadas por la corriente de arranque de los

motores a menudo, necesitan de transformadores separados pa-

ra servir a estas cargas importantes (motores 3 0 de 5 HP);

1S2.

en muchos casos cuando se tienen motores de mayor capacidad

es preferible servirlos desde circuitos primarios radiales.

Respecto a la capacidad de transformadores monofásicos

de distribución, como un mutuo acuerdo entre los usuarios y -

fabricantes, ciertos principios de diseño de. transformadores de

-línea han sido normalizados para tamaños superiores a 500 kVA

y para tensiones superiores a 15 kV. Las capacidades más u-,

sadas son: 5, 10, 15, 25, 371/2, 50, 75, 100, 167, 250, 333

y 500 k'V'A.*

La capacidad de voltaje en los bobinados primarios se ha

dispuesto en 13.800 voltios fase-fase y 7967 voltios fase neutro;

en los bobinados del lado secundario se puede adoptar para -

transformadores 1 0 para operación de 3 conductores voltajes

de 120/240 o para 240/480, y en transformadores 3 0, 208 y/

120,

Distribución secundaria .— El sistema secundario es la por-

ción comprendida entre los alimentadores primarios y los loca

les de los consumidores,

El sistema secundario comprende los transformadores de

distribución , el circuito secundario, acometidas al consumidor

y los contadores para medir el consumo de energía eléctrica

del usuario.

Para el sistema secundario se pueden adoptar diferentes

tipos de distribución secundaria, pero para un sistema como

123,

el de Manabf donde todavfa no se ha logrado un incremento no-

table de cargas muy importantes,.; se deben adoptar 2 tipos;

Radial y Banqueado»

El tipo radial es el más utilizado, en este tipo tenemos

que distinguir a los secundarios principales, los cuales operan

a un voltaje de utilización y sirve como el principal distribui-

dor de la carga; cuando los secundarios alimentan iluminación

en general y pequeñas potencias son normalmente separados de

los principales que alimentan potencia 3-0, debido a la varia-

ción en voltaje causada por el arranque de motores. Es con-

veniente separar los sistemas 1 0 y 3 0 alimentándolos por -

transformadores separados,para evitarse estos problemas, ex

cepto en áreas comerciales e industriales,-

Para el .sistema de alumbrado en general y para poten-

cias pequeñas adoptaremos circuitos de distribución secundaria

mono-fásico a 3 conductores que operan a un voltaje fase-fasei

de 240 volt, y 120 volt línea-neutro. Cuando alimentan poten-

cia 3-05 son operados normalmente a 240 voltios '3 conducto-

res» Pueden estar en el mismo poste o ducto junto a los cir

cuitos mono-fásicos, lo cual facilita cuando los consumidores

requieren de ambos servicios*

Varios estudios independientes han sido realizados para

determinar la combinación más apropiada de transformador y

secundario principal, lo cual provee una regulación de voltaje

satisfactoria y un costo mfnirno por kVA de carga servida. De

estos estudios se ha llegado a la conclusión que, para distribu

124,

cien 1 0-— 120/240 Volt,, los secundarios principales aéreos -

deberían ser:

Q x I \ f ~ 4 Ó 3 x N - 2 cobre o el equivalente en aluminio

(N-2- 2 6 NI-2- O). '.

En cuanto a la longitud permisible ésta depende de la de_n

sidad de la carga. Si consideramos efectualmente cargas dis-

tribuidas y con una caída de 2.5 a 3.0% en los secundarios -

principales, la longitud' varía entre 100 hasta 200 metros, de

pendiendo de la carga.

Se debe tomar en cuenta que no debemos cambiar los -

conductores existentes por conductores mucho más grandes que

los estipulados, para mejorar la regulación; lo que se hace es

aumentar transformadores o reemplazarlos por otros de .mayor

capacidad.

Se adoptará la estructura de secundario tipo "DS" toma-

do de Normas para Distribución" de diciembre 1973 para es-

tructura tangente, ángulo o retención simple. En la -figura si

guíente se indica el tipo de estructura adoptada.

•\ «<J - -"

DS2

v .l Itós--LJ*

*—o1

DS3

ALTERNATIVA (a) ALTERNATIVA ib)

El otro tipo muy usado es el banqueo de los transforma

dores de distribución, consiste en juntar les secundarios princi

pales de los transformadores adyacentes, alimentados eso si -

por el mismo alimentador primario . Esta práctica de banqueo

se aplica más comunmente a los secundarios de los transforma

dores 1-0, de tal manera que todos los transformadores en un

banco deben ser alimentados desde la misma fase del circuito

primario.

Entre las ventajas -de realizar un banqueo con respecto

al tipo radial podemos citar- las siguientes:

1 „ . Reducción del parpadeo de las lámparas causado por el

arranque de. motores .

2* Menos capacidad de transformadores debido a que se tiene

una mayor dixersificación de la carga entre un mayor grupo

de consumidores...

3, Mejor voltaje promedio a lo largo del secundario.

4* Mayor flexibilidad para el crecimiento de la carga.

3*6 Regulación de Voltaje,-

La regulación de voltaje del sistema de distribución tiene

por objeto primordial proveer económicamente a cada usuario,

de un voltaje que esté de acuerdo a las limitaciones de diseño

126.

del equipo de utilización. Anotemos que casi siempre el equipo

de utilización es diseñado para un uso de voltaje definido que ñor

malmente lo denominaremos voltaje de placa, aunque .es imposi-

ble desde el punto de vista económico proveer de un voltaje de

utilización constante, se adopta un cierto rango de voltaje para

el usuario de servicio eléctrico,

La caída de voltaje que existe- en cada parte del sistema

de distribución, es proporcional a la magnitud y ángulo de fase

de la corriente de carga que fluye.a través del sistema de po-

tencia íntegro; esto esencialmente significa que el consumidor

eléctrico más cercano a la fuente recibirá" un voltaje mucho ma

yor que el consumidor más lejano. .

La regulación de voltaje de un sistema no es sino el man

tener el voltaje de entrada de un consumidor dentro de los lí-

mites permisibles mediante el uso de equipo de control de vol

taje, en sitios estratégicos del sistema,

Los métodos de control de voltaje en el sistema de distri

bución serán analizados brevemente, así como también las ca-

racterísticas de cada una de las aplicaciones. El equipo a u-

sarse será analizado junto con el método de operación y como

éste afecta en su aplicación .

3*6.1 Rangos de Voltaje convenientes .-

Los voltajes de utilización, tiene un rango de voltaje

que es inherente a la operación del sistema de distribución.

127,

Una banda de voltaje ocurre en cada punto de utilización* El

ancho de banda y la localización de la banda con respecto al

voltaje base depende de la situación del consumidor con respec

to a la disposición física del sistema de distribución.

Se entiende por rango de voltaje la diferencia entre el

voltaje máximo y mínimo en un punto particular del sistema de

distribución, variará en magnitud dependiendo del sitio donde

es medido, .así' como también en la relación de rango con re-

ferencia al valor base que variará de acuerdo al punto de me

dida.

En un sistema particular, el rango de voltaje para una

acometida determinada variará en magnitud de alimentador a

alimentador. En sistemas individuales el rango de voltaje a

la entrada de servicio varfa desde 4 hasta 15 voltios, aunque

otros han adoptado de 7 a 10 voltios; aproximadamente la 3ra.

parte de las compañías de distribución han adoptado entre 4 a

6 voltios.

Para alirnentadores residenciales, el rango es mucho -

mayor en el período comprendido entre las 7 a 9 de la noche

(Sistema Manabí) o sea cuando hay un aumento considerable -

de la iluminación y otros artefactos eléctricos como cocinas,

aire acondicionado, etc. Anotemos que, cuando existe una con

siderable cantidad de acondicionadores de aire, un rango de

voltaje apreciable puede existir a medio día y por la tarde.

128,

Para alimentadores rurales, el rango de voltaje es ma yor

durante las horas del día debido a una considerable cantidad de

cargas motoras, aunque puede ocurrir igual que en los casos -

de áreas residenciales,

3,6,2- Cafda de Voltaje permisible ; -

Las caídas de voltaje permisible varían de acuerdo a

los tipos de alimentadores, desde' el sitio donde está ubicado el

1er0 consumidor hasta el último consumidor. Una cafda de vol

taje existe también delante de la 1ra. carga, pero suponemos -

que el control de voltaje ha sido incluido en el sistema, supe-

rior a la localización del 1er. consumidor, tal que la magnitud

de voltaje en- el 1er. consumidor está en el tope de la zona de

voltaje permisible. El equipo de regulación generalmente se lo

caliza en las subestaciones que sirven a los alimentadores, de

esta forma se consigue un máximo voltaje en el 1er, consumi-

dor.

Como se indicó anteriormente las; caídas de voltaje varían

de acuerdo al tipo de alimentador. Dividamos en 3 grupos de

alimentadores: Residencial, Rural e Industrial,

En los' alimentadores residenciales debernos establecer las

siguientes consideraciones, primero determinemos una rama fa-

vorable que está comprendida entre 110 a 125 voltios, para el

último y el primer consumidor respectivamente. El consumi-

dor físicamente más cercano a la fuente puede no ser el más

cercano eléctricamente, debido a que muchas veces es más eco

129,

nómico realimentarlo para permitir un voltaje mayor a 125 vol

tíos a nivel de barra de subestación durante condiciones de má

xima carga.

En condiciones de máxima carga la caída promedio de -

voltaje para alumbrado interior residencial es más o menos 3

voltios, en consecuencia para que el voltaje de utilización no -

sea menor a 110 voltios, el voltaje de entrada a nivel de consu

midor debe ser igual -o superior a 113 voltios. En consecuencia

el rango de voltaje para un alimentador residencial es 113-125

voltios (amplitud de 12 voltios). Por lo tanto la caída de 12 -

voltios permitida es repartida entre las entradas de servicio -

del 1ro. y último consumidor. Las diferentes caídas de volta-

je para los varios componentes del sistema "primario residen-

cial, cuando se encuentran dentro de la zona favorable incluyen

do el ancho de banda o rango se puede resumir así:

Componente

Alirnentador primario

Transf, de Distribuc»

Secundario

Caída de servicio

Total

Carga Máxima

3-^5

3 —f 5

1

8.5 15

Carga Ligera

0.5

3.5 —»~ 5,5

130,

Los alimentado res rurales difieren de los alimentadores re

sidenciales, en que los primeros generalmente no tienen secun-

darios como regla . general, debido fundamentalmente a las dis

tancias entre los consumidores, por lo tanto cada usuario tiene

su propio transformador de'distribución- Las cafdas de servi-

cio son mucho más grandes que las residenciales, el alimenta-

dor es mucho más largo, muchas veces 5 y hasta 10 veces -

más largo; muchos de estos alimentadores son dé tipo monofá- .

sico. A continuación se indica los valores de cafda de voltaje

aplicables a los diferentes componentes de un alimentador ru-

ral „

Componente delalimentador

Primario

Transf, de Distrib.

Servicio del Consum.

Total

Carga Máxima(Volt)

6 -*-1O

3 •

2

11 -*-15

Carga Ligera(Volt)

2

1

1

4

Con respecto a los alimentadores en zonas industriales in

dicamos que se utilizan para distancias, cortas y pueden servir

tanto a uno como a varios consumidores. Sus características

son muy similares a los alimentadores rurales debido a que no

tienen el circuito secundario, como consecuencia poseen su pro

pió transformador de distribución. Todavía no se han estable-

131

cido normas, para la caída de voltaje en estos alirnentadores.

Diríamos que depende generalmente del tipo de industria en —

funcionamiento, pero se podrfa recomendar los siguientes va-

lores ,:

Voltaje Nominaldel Sistema

4160

13800

Voltaje en primariode los transforma-dores .

Ve Mín.

368O

12200

V. Max.

'4360 -

14500

Rango deVoltaje Primario

% de

4%

4%

Volt.

17O

55O

3*6.3 Métodos y equipos de regulación «-

'Hay varios métodos para mejorar la regulación de —

voltaje en un sistema de distribución. Algunos métodos incre-

mentan el voltaje en el comienso del alimentador cuando se a.u

menta la carga, luego reducen la diferencia de voltaje prome-

dio entre condiciones de carga ligera y plena carga (rango de

voltaje) para todos los consumidores en los aiimentadores.

Otros métodos disminuyen la impedancia entre la fuente y la

carga del alimentador, reduciendo por lo tanto la caída de vol

taje y el rango de voltaje. También-se puede reducir la co-

rriente de carga lo que trae como consecuencia la reducción

de la caída de voltaje y el rango.

132.

El equipo de regulación de voltaje puede ser situado fue-

ra del alimentador donde el 'voltaje empieza a ser alto o bajo,

para reducir el rango de voltaje. De los métodos que se indi

can a .continuación cada uno tiene sus propias características

en lo que concierne a mejoramiento en el voltaje, en el coato

por voltio y flexibilidad.

- Uso de reguladores de voltaje en la fuente de genera

ción. "

- Equipo de regulación en las subestaciones de distribu

cien- • -

~ Aplicación de capacitores en la subestación de distrñ

bución.

- Balancearniento de las cargas en los alimentadores

primarios.

- Incremento en el tamaño del conductor del alimenta-

dor.

- Cambio de sistema 1 0 a 3 0.

- Transferencia de cargas a nuevos alimentadores.

- Instalación de nuevas subestaciones y nuevos alimen-

tadores primarios.

— Incremento del nivel de voltaje primario.

— Aplicación de reguladores de voltaje en los alimenta-

dores primarios.

- . Capacitores en serie en los alimentadores primarios.

133,

— • Capacitores Shunt en los alimentadores primarios»

La selección del método adecuando depende parttcularmen

te del sistema o del problema presentado. No hay una regla

clara para seleccionar cual es el mejor método. Factores'ta-

les como, tamaño del sistema,, tipo de carga servida, situación

del equipo actual, cantidad necesaria de corrección de voltaje,

área servida, expansión del sistema en el futuro, crecimiento

de la carga, etc.; deberían ser tomados en cuenta..

De todos estos métodos los que .más. nos interesan son los

reguladores de voltaje en las subestaciones de distribución, el

balanceamiento de las cargas en los alimentadores primarios

y la aplicación de reguladores en los alimentadores primarios.

La regulación de voltaje en las subestaciones se realiza

ya sea utilizando reguladores de voltaje o capacitores desconec

tables que están situados en cada alimentador o en una sección

de la barra que sirve a varios alimentadores* Los primeros

toman la forma de cambiador de Taps bajo carga y van incor-

porados al transformador que alimenta el voltaje a la barra.

Un control automático es necesario para un mejor servicio; es

to se asegura mediante el uso de compensadores de caída de

línea, que accionan mediante relays al regulador o motores

cambiadores de taps, o a los interruptores de los capacitores,

Los reguladores de circuito se usan muy comunmente -

cuando se requiere regular el voltaje de cada alimentador sepa

radarnente. Estos reguladores son construíalos de' tal forma -

134.

que incrementan o disminuyen el voltaje entregado al feeder en

cantidades superiores a 5% ó 10% del voltaje entregado.

Sobre el tipo de regulador existen 2 clases: Tipo paso

y tipo inducción. El tipo paso, el voltaje es variado en canti-

dades definidas, por ejemplo: un regulador.de voltaje puede te_

ner un rango de regulación de _+ 10% dividido en pasos de 5/8

ó 1/4%, que corresponden a 32 ó 16 pasos respectivamente.

El tipo de inducción no tiene contactos móviles pero cambian

el voltaj'e por rotación del núcleo que tiene el bobinado secun-

dario, luego cambia la cantidad de flujo magnético que enlaza ,

las bobinas secundarias. Este último tipo fue usado durante

muchos años, pero el tipo paso ha tenido mayor aceptación de

bido a su ligero peso y baja corriente de magnetización, lo

cual tiene -una ventaja sobre todo en los tamaños más pequeños

haciendo más factible el montaje sobre postes para mejorar el

voltaje en circuitos más largos. •

Para determinar la capacidad del regulador en kVA en -

circuitos trifásicos primero tenemos que analizar que tipo de

conección se va a usar. Para reguladores trifásicos se utiliza

normalmente las conecciones estrella o delta y para regulado-

res monofásicos que forman un banco trifásico se puede utilizar

las conecciones estrella, delta abierta y delta cerrada*

Para el cálculo partiremos de .las siguientes premisas:

El circuito utilizado es el representado en la figura siguiente,

para el cual obtendremos las ecuaciones generales de cálculo.

135,

E a

„ JE su ~~ I E£L I ., -~. f ' . , y- - ' .>•R = —j :—K—! L— (100) (cuando está en la posición

boast o bruck)*

E a y E"a son los voltajes de entrada y salida en el regu-

lador respectivamente.

kVA de regulación = ¡f E1 a- E a

EaJ-(kVA del circuito)

^ ._, ^ , * , A -i i i - i % R x (kVA circuito)Capacidctd en kVA del regulador = ¿-100

% R lEaí lia!

100

% R: es el rango de regulación en % máximo del regula-

dor en la dirección máxima o mínima.

En circuitos monofásicos, para el cálculo de reguladores

monofásicos se usa la última ecuación en donde Ea es el volta-

je monofásico e Ja es la corriente de línea similar a la de la

figura anterior.

136.

Para circuitos 3 0 cuatro conductores conexión estrella, la

capacidad en kVA se determina utilizando la

% R x (kVA circuito 3 0 % R (V§". E I )

100 10O

E - voltaje líhea-lfnea en kV del circuito

I = corriente de línea. ^ •

Describiremos a continuación un ejemplo de cálculo de ca

pacidad de los reguladores,

1« Chone - E, Alfaro „-

Tomemos como ejemplo la línea a 13,8 kV Chone-Flavio

Alfaro de 48 Krn, N~ 2/0, para el año 1988 tendrá una carga

aproximada de 714 kVA, queremos saber cual es la capacidad

en kVA del regulador de voltaje;

kVA 714I carga = = = 29,87 amperios

V§* x Vf.f. V^* x 13800

Rango del regulador = -f- 1O%

Capacidad nominal de placa del regulador sería:

kVA = 10 x V^x 13.8 x S9.87 _ 71,4 kVA

30 100 10

Reg. kVA_ rt = 23.8 kVA.

Para banco de 3 unidades 1 0 : kVA, 0 Regulador = 23*80 kVA,

137,

Uno de los primeros pasos para chequear si un alimenta-

dor primario tiene una regulación diferente, es revisar la car-

gabilidad de cada fase, sino está balanceada significa que debe

mos chequear el balanceo. Estas condiciones de balanceo impli

can una corriente igual en cada fase con una correspondiente reX ~

gulación mínima. En suma, si a la regulación pobre se su-

ma que la carga esta muy desbalanceada, los componentes de

la subestación como transformadores, reguladores, efcc, sufri-

rán sobrecargas en la fase más desbalanceada,

iPor último un método que es también muy usado en los sis

temas de distribución es el uso dé capacitores en paralelo, los

cuales causan un aumento de voltaje en el sitio dal banco de los

capacitores detrás de la fuente. Los capacitores producen una

corriente a factor de potencia adelantado, esta corriente en ao!e

lanto que fluye a través de la reactancia en serie del circuito,

causa un aumento de voltaje igual a la reactancia del- circuito

por la corriente del capacitor. El incremento de voltaje es in

dependiente de las condiciones de carga y es mucho mayor en -

el sitio del capacitor, decreciendo a un valor de voltaje constan

te de la fuente.

, v , A 10 x kV2 x % AVkVAc =

d. x

kVAc = kVA o kVAR del capacitor trifásico

d = distancia en Km,

138.

X. = reactancia de la línea por conductor en ohmios por

Km*

kV = voltaje líhea-líhea en kV,

% V = aumento de porcentaje de voltaje

Ejemplo:

Para la línea Chone - F. Alfaro supongamos que desea-

mos instalar un banco.de capacitores para que en el año de 1990

el aumento de porcentaje de voltaje sea de 5%á

Datos;

- alimentador 3 0 de 48 Km,

- suponemos que el banco es situado en la mitad de la

línea ( 24 Km.)

conductor N- 2/0.

10 x kV2 x %AVkVAc «

d. x

kVAc = 10 x 13-8 x 5 =

24 x O.5O9

kVAc = 780 kVAR - 3 0.

3.6.4 Cordinación del Equipo de Regulación *-

Con un control de voltaje económico, el equipo de re

gulación será aplicado en serie a través del sistema de distri-

139,

bución* En los alimentadores con excesiva cafda de voltaje, va

ríos reguladores tipo paso pueden ser aplicados en serie, o tam

bien se puede hacer combinad ones de reguladores de paso y ca

pacitores fijos o desconectables. Ocurre que los reguladores y

los bancos de capacitores son a menudo situados en la misma

subestación* Por lo tanto es necesario que se efectúe una coor

denación adecuada del equipo de regulación de tal forma que la

operación de una unidad no cauce operaciones excesivas de las

otras unidades,

Como regla general los ajustes del equipo de regulación -

en un mismo alimentador deberfa hacerse'de tal forma que una

operación de una unidad no cauce un cambio de voltaje en la se

gunda unidad, mayor que el ajuste de ancho de banda de este a~

parato, Además no es siempre posible aplicar reguladores de

voltaje y capacitores en el mismo alimentador debido a que hay

un cambio relativamente grande de voltaje cuando se conectan -

los capacitores. Sin embargo, ya que el ancho de .banda de un

capacitor es mucho mayor que el ajuste de ancho de banda de

el regulador de voltaje, y debido a que la conexión del capaci-

tor ocurre solamente unas pocas veces al día, una operación

del regulador siguiente a la conexión de un capacitor no es con

siderada muy seria,

Si se instalan capacitores fijos en el lado de la fuente del

regulador no hay problemas de coordinación. Cuando se añaden

capacitores, el voltaje de entrada del regulador cambia, y, si

es necesario el regulador operará para mantener el voltaje re-*

querido en el punto a regularse»

140.

3.7 PROTECCIÓN DEL SISTEMA . -

La protección de los sistemas de distribución tiene por ob

jeto evitar o reducir los daños a los circuitos y aparatos, y me

jorar la continuidad de servicio a los consumidores. Existe mu

chos factores para realizar un esquema de protección del siste-

ma, pero el que mayor influencia tiene en el diseño del'sistema

los aparatos de protección, es la crarga que se va a servir.

Entre los factores cjue influencian en el diseño del siste-

ma de distribución y en consecuencia para el diseño del esque-

ma de protección son:

1. Requerimiento del sistema a encontrarse;

- Capacidad de carga inicial

- Flexibilidad para futuras cargas

- Normas establecidas de calidad de servicio

— Pérdidas razonables

- Regulación de voltaje adecuada

- Ordenanzas y códigos vigentes

2, Consideraciones de costos .-

- Costo inicial

- Costos de operación y mantenimiento ^

— Costos actuales

141

3* Condiciones existentes ,—

- Parte aérea o subterránea

- Disponiblidad de sitios para subestaciones .

- Disponibilidad de derechos de vía

Pero, para tener una idea-clara de la protección de un sis

tema es necesario conocer-cuales son y como se producen las

sobrecor,rierítes y en general como se originan las fallas del sis

tama.

3*7,1 Probabilidad de fallas ,-

La mayoría de fallas ocurren más bien en la parte co-

rrespondiente al sistema de distribución antes que en el sistema

de generación o transmisión. Los factores que contribuyen a es

te hecho se deben a que esta parte del .sistema, está expuesta -

en la mayoría de casos a una serie de problemas; vientos, ramas,

rayos, error humano, etc.; o también el tipo de construcción, se

ñalemos que la construcción aérea presenta mayor probabilidad -

de fallas, por estar más expuesta a los problemas indicados an-

teriormente y por último el sistema de protección empleado pues,

no es. muy. justificable emplear "una protección demasiada cara.

Las dos herramientas básicas en las cuales hay que poner

mayor énfasis son: Primeramente el esquema de protección que

se va a emplear y segundo el tipo de construcción usado en el

sistema.

142,

3*7.2 Tipos y causas de fallas ,-

Las fallas en los sistemas de distribución pueden ser

de dos tipos: permanentes y transitorias. Una falla transito-

ria puede despejarse por sr mismo," o puede despejarse median

te interrupciones momentáneas del circuito;, como ejemplo de

este tipo de falla podemos señalar las originadas por descar-

gas atmosféricas, vaibén de los conductores que 'se unen mo-

mentáneamente, ramas de árboles, etc. Si una falla que al

comienzo es transitoria,- después puede convertirse en perma-

nente ya sea porque no se autodespeja o porque no funciona el

equipo de protección.

Una falla permanente se define como aquella que per

sistirá indiferente a la velocidad de operación de los aparatos

de protección de sobrecorriente o al número de veces que el

dispositivo abre y recierra el circuito. Como ejemplo de fa

lias permanentes podemos indicar las siguientes: líneas caídas

debido a rompimiento de los postes, objetos • extraños .entre

conductores, daños en los aparatos de protección, etc.

Entre las causas que pueden perturbar el servicio -

normal del sistema de distribución mencionaremos algunas de

las perturbaciones:

- Perforación de los aislantes,

- Descargas atmosféricas y sobretensiones internas.

- Presencia de animales.

143.

- Destrucciones mecánicas por caídas de árboles en li-

neas aéreas.

- Error humano.

— Puestas a tierra intempestivas»

- Salinidad de los mares, los cuales afectan a los con-

ductores y estructuras de hierro de las mismas.

/

De todas las perturbaciones señaladas anteriormente pode-

mos agruparlas en 5, y que serían;, cortocircuitoss sobrecargasy

corrientes de retorno, sobretensiones y bajas tensiones.

3,7.3 Estudio de Fallas: Métodos de cálculo

Existen muchos .métodos de cálculo de corriente de fa-

llas ya sea experimental o teóricamente hablando, pero en defini

tiva, todos llegan a una misma conclusión; quizá el error de me

dida y aproximación. en los cálculos que se puedan cometer no

implican muy significativamente en los resultados/

De los métodos experimentales el que más se usó hasta

hace algún tiempo fue el de simulación mediante un analizados de

redes de corriente alterna, que tenía los inconvenientes en lo -

que se refiere a la demora causada en obtener los resultados

requeridos fl Pero posteriormente se dio un salto notable en la

investigación, pues pasamos a la era del computador e indudable

mente se han realizado muchos programas de estudio de sistemas

de potencia en general; esto ha acarriado una serie de hechos ta_

les como ahorro de tiempo y resultados más exactos.

144.

Método a seguirse0«- Para el cálculo de fallas o específica-

mente.de las corrientes de cortocircuito, primeramente tenemos

que tomar en cuenta la impedancia propia de los elementos que

constituyen un circuito eléctrico, que en definitiva es la caracte

rustica que limita el valor de la corriente que puede circular

por dicho circuito, lo que también es válido para las corrientes

de cortocircuito. La impedancia tiene dos componentes: la re-

sistencia y la reactancia, esta ultima puede despreciarse» En

los circuitos de corriente alterna con tensiones nominales supe-

riores a los 600 voltios y puede despreciarse la resistencia y u

ti libarse solo la reactancia como valor total de la impedancia.

Normalmente en los cálculos de corriente de" cortocircuito

se emplean valores de la reactancia expresados en %, tal como

se especifican en las placas de las características de las máqui

ñas y transformadores, En la figura N-.3.7.1 se indica el

diagrama unifilar de lo que serfa el sistema Regional" de Mana-

bf en el año de 1990, anotándose que los 2 grupos de 2500 y -

2 x 1000 kW diesel, pasarían a la reserva, quedando únicamen

te los 4 grupos de 3400 kW, un grupo de 4000 kW y el aporte

del Sistema Nacional.

Determinaremos las corrientes de cortocircuito en dife-

rentes puntos del sistema eléctrico. L.os valores correspondien

tes a los datos para el cálculo si adoptamos como base 10 MVA,

son los siguientes;

145,

1) Generador 1 ,-

Potencia unitaria = 4.25 MVA

Reactancia subtransitoria x"d = 15% ( G1, G2, G3, G4, G5)

X01 = — x - - « 0,35 xG5 = - - x'—^-= 0,3100 4.25 100 5"

xG1 = xG2 = xG3 - xG4

2) Transformadores; 3"f 4, 6, 75 8, 9 y 11

Potencia unitaria -1.5 MVA

Reactancia del cortocircuito 7,5%

v"T" fQ A. *1 *1 *N — ¡ i -SX — O K.f~\ I ^O j j * - r . * # B . l l ^ — \ - — \J 0 CJW

100 1.5

3) Transformadores; 5


Reactancia de cortocircuito = 7.5%

xT5 = —" x = 0.30100 2.5

4) Transfornnadores: 10


Reactancia de cortocircuito = 7.5%

146,

xT2 = - - x — - = 0.15

100 5

6) T rans f o rm ad o res: 1

.Potencia unitaria = 1 0 MVA

Reactancia de cortocircuito = 7-5%

X I I 1 — • ~4 X ~~ U * w / O

100 10

7) Línea de subtransmisión Portoviejo-San Isidro: 115 Km,

x 4/0 = 0.513 ohm/cond/Km

\1 = 0.513 x 115 = 60 ohm.

x L1 fk) « xL1 x2

10 x kVf f

En donde;

xL1 =" reactancia de una fase en ohms.

PB - *( potencia base en kVA

i,kVff = ' voltaje fase-fase

XL1(%) = 0.126

8) Línea de subtransmisión Portoviejo - Manta 36 Km,-

x336.4 Mcm = 0.432 ohm/cond/Km.

147,

XL2 = 0*432 x 36 = 15,5" ohms,

xL2 (%) = 0.031

9) Linea de subtransrnision Portoviejo - Fajan 93 Km,-

x4/0 = 0,5.13 ohm/cond/Km

xL3 = 0.513 x 98 = 53*O ohms

xLS (%) = 0.113

10) Linea de subtransmision Tosagua - Bahía 4O Km,-

x 2/O = 0.550 ohm/cond/Km

xL4 = 0.513 x 40 = 20-5 ohms

xL4 (%) = 0,047

11) Subestación del Sistema Nacional Interconectado.-

Potencia unitaria = 45 MVA

Reactancia = 15%

xTs¡ = -1 - x -^— = 0.033100 45

í_os valores de las reactancias se expresan en la figura

N- 3.7*2 y están dadas en tanto por uno, reducidas a la poteri

cía base 10 MVA,

6 9

kV

San

Is

idro

13.8

kV

uiw

1-5

MV

A (7

.57.)

69

/13

.8k

V

69

kV

Ll

_69

wU

*iI.

13.8

kV

L2

5 x 10 MVA

69/13.8 kV(7.5 *)

13.8 kV M

ANTA

GA

'

G5

GA

Gl

4- G

2 -:•

G3

* G

4 »

17

MV

A (1

2 %

)

5 M

VA

5 M

VA

<7.5

7.)

69

/13

.8 k

V

69

kV

uL« ™

:x3.

75 M

VA

(7.5

%)

i 6

9/1

3.8

kV

13.8

kV

Ll

2 x

1.5

>n'

A(7

.57.

)6

9/1

3.8

kV

13.8

kV

Ton

agua

Cho

rte

138

kV

SIST

EMA

N

ACI

ON

AL

INTE

RCO

NEC

TAD

O

U.LU 2

xi

5 M

VA

13.8

kV

Ro

cafu

ercc

Ll

PORTOVIEJO 2 x 45 MVA

orm

138 kV/69 kV (15 %)

I 69 k V

a3

x 5

MV

A (7

.5%

)69/1

3.8

kV

13.8

kV

Port

ovíc

jo

»9 k

V

L3

69

kV

ulü

1 5

MV

Af7

5")

>9

kV

vm

L-:

t -V

flU

.^.;

69

kV

69

kV

2 x

2.5

t*iv

69/1

3.8

kV

13.8

kV

San

ta

Ana

'13.8

kV

Suc

re

•

3.8

kV

Y

13.

Jip

ija

pa

8 kV

Paj

án

FI

GU

RA

3

.7.1

SI

S T

E

H A

M

A H

AB

Í

D I

A 5

R

AM

A

UN

IF

IL

AR

ARO 1.990

149;

A continuación estudiaremos tas corrientes de cortocircuito

en cada uno de los puntos indicados en el esquema de la figura

3.7. . , .

Cálculo de cortocircuito en el punto A.—

Al producirse un cortocircuito en el punto A, implica que

al disyuntor D1 fluirán todas las corrientes de cortocircuito de v

las cargas conectadas al sistema^ lo mismo que de los otros

generadores. Representando el sistema simplificado quedaría-

como el que se indica en la figura 3.7,2"

15G«

tu

(a)

Figura 3.7*3

Para cambiar de base debernos utilizar la siguiente rela-

ción:

Xn _ Pn

Xa Pa

, Bn donde los subíndices n y a representan la nueva y la

antigua base respectivamente.

Pn '(o) = 10 x °*35 - = 11.7 ; Pn(1) - 10 x -2i§- = 91.40.3 O.547

Pn (2) = 20 x °'5 • =5 50 ;0.2

Xn(4) = 0.075 x —— = 0.01550

Pn(3) = 20 x °'5 •= 33.3

151.

/o

•41.7'{0.3*)

So

3o

A

2O

30 ¿ 33.3

10

JO

1 *i.» Ji A

:#,>

o¿

20: (0.0 33)

(c)

Simplificando (d) tendremos los siguientes pasos a seguirse:

Xrí(5) = 0,510

•191.4

= 0,26 (e)

Xn(6) 0,5 --10

0.7963.3

e f°| (0.0 46)

1A

iO(O.X6)

10: (0.11

30Co-'S)

O-IUM.I.

Los ramales (7) y (8) pase_

mos a una base de x = 0.15

¿» (8)l.o(0.0^6) «°-ts^ T^J.903) i

| 1

¿ 41.7

f(0.»S)

ItA..

zo„ (O,{J33J

Pn f7> — 1O x —

0,

Dv-v'Q\ -in v

.15

386

.15

3 89

1 RR

0,903

152,

(9)

so tJ.esO.I* To.IT

69 ktf

20O.IS Po.033

Í38 W

10 • 35.S5 , 20p¿0.033) 136 W

Para calcular la potencia de cortocircuito adicional pro-

porcionada por la red de 138 kV asurninos qué esta es una ba-

rra infinita, lo que equivale a tener un generador de igual p£

tencia que el transformador correspondiente, es decir 20 MVA,

Pee ~X

2O

O 033= 606 MVA

El diagrama equivalente por lo tanto seria:

fe «3 W 6*5 í\J

fío.15)

:M , 'ÍA.<0-i5^

Cj)

153.

Reduciendo (9) a una reactancia por unidad base de 0.15

tendremos:

Pn(9) = 20 x ——— = 45.45 MVA0.066

(1)

.35-55• ÍO.I51

A i. 3

ID(11)

SI

óLas reactancias (10) y (11) están en serie, pero tenemos

que reducirles a una misma base de MVA (10 MVA)* "

10Xn( l1 ) = 0.15 x - = 0-0185

•81

(m) (n)

1010. i

10(0-OIS5>

41.7(0.35)

10

(4Z\. A

1B'4.

En (n) reduciremos a una reactancia base de 0.44 por en

contrarse los 2 ramales en paralelo/

O 35Pn(12) = 10 x —- = 54,26 MVA

0,0645

(O) - (P)4U 5*. 2 fe qs-.q

Í0.35) £0.3*1 • - (O-*?

A

Finalmente reduciremos la reactancia obtenida en ( p) a

la potencia base de 10 MVA,

1OReactancia reducida = 0.35 x = Oa0365

95.96

10 MVA

(0.0365)

(q)

Potencia de cortocircuito:

Pee = -£— = ——— = 274 MVA-Xcc 0,0365

Corriente eficaz de cortocircuito;

- - Pcc - 274 _

N/ÉTx V N^x 13.8

, AkA,

155,

Corriente .máxima de jrorstocírcuito' de choque:

Imáx = 2.55 Ice = 29,23 ¡k;

Corriente transitoria de desconección:.

Ice

In

Pee

Pñ

274

10

- 27,4

Se admite un retardo mínimo de desconexión de 0.25 seg,

que según las curvas de la fig* N~ 3-7,4 nos da un valor de

= 0.64

•Id - x Ice - 0.64 x 11.46 - 7.33 kA,

- • Capacidad de ruptura del disyuntor;

= 175.4 MVA

156,

Cortocircuito en el punto B:

La determinación de las corrientes de cortocircuito en el

punto B de la figura N- 3.7,1. nos servirá para hallar las .ca-

racterísticas de corte y funcionamiento de los disyuntores de

la línea Manta - Portoviejo.

SI-? 51-30.01 B) ÍO-3S)

B

Figura 3,7.5

7Xn (1) = 0/075 x — — = 0.078

50

Xn(2) = 0.15 x10

810.0185

O)

Pn (3) = 51.7 x0.0495

0,4285.98 MVA

(e)

10

-X-•B

157.

La Reactancia reducida a la base 10 MVA será:

0.0495 x -1° = 0.03115.98

10(O (0.031)

Xr

B

En consecuencia con los valores ^encontrados al final pode

mos calcular la corriente y-capacidad de cortocircuito»

La tensión nominal es 69 kV,

La potencia de cortocircuito:

P 10Pee = - = = 322,6 MVA

X 0.031

Corriente eficaz de cortocircuito de choque:

Icc= - - = - = g . 7 0 k Ax kV V?T x 69

Corriente máxima de cortocircuito de choque:

. V

Imáxcc = 2,55 x 2,70 ~ 6.88 kA

Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura:

Ice _ Pee _ 322.6 _ .— ' x*-* ~ ~- * ' " ™ O£l * ciO

In Pn 10

158,

Con un retardo mínimo en la desconexión de 0.1 seg, a-

plicada las curvas de la figura 3.7.4 tendremos; ft = 0-6

Corriente de desconexión Id

Id = / x Ice = 0.6 x 2.60 = 1.62 kA .

Capacidad de ruptura del disyuntor

pr' = t x Pee = 0.6 x 322.6 =193.56 MVA,

CORTOCIRCUITO EN C:

Figura 3,7.6

• 51 7Xn (1) = 0.046 x = 0.238

10

(a)

1010

31- &É 31.66

159,

Pn (2) = 517 x °'386 =• 33.940.588

Pn(3) = 31.66 x = 81.470.15

pn (4) « 20 x - ' - — . = 116.97' 0.066

La tensión nominal es 69 kV,

Potencia de cortocircuito

C10

(0-0159)

Pee = -^X 0.386

= 627.9 MVA

Corriente eficaz de cortocircuito de choque:

Ice =Pee 604

V§xkV V§x69= 5.25 k/\e máxima de cortocircuito de choque;

I máxcc ~ 2.55 x 5,05 = 13.40 kA.

Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura;

Ice

In

Pee 627.90= 2.69

Pn 233.18

160.

Si consideramos que será un disyuntor normal con un tiem

po de retardo de 0.25 seg, De donde;

= 0,88

"Capacidad de ruptura Pr ==/¿*pCc = 0,88 x 627,9= 553 MVA.

Corriente transitoria = Id =/fx!cc = 0.88 x 5.25 = 4.62 kA.

CIRCUITO EN D:

Figura 3,7,7

SI.70.5BB

,30(oses) (0.15)

PrV(l)

ÍCC)

51.7 x • -°*-1b = 13.19 MVA ,0-588

Xn(2) « 0.15 x20

48.74= 0.062

2.0 20u {o.o S-i)

Pn (3) = 20 x0.033

0.095= 6,95

161,

'O X = 0.033 x - = 0.0122X D 26.95

Tensión nominal en 138 kV:

Potencia de cortocircuito Pee = : = 816.7 MVA0,033

Co.rriénte eficaz de cortocircuito

Pee 8O8' „ ^ , AIcc ~ - - - - 3.42 kA

"x kV V§~x 138 .

Corriente máxima de cortocircuito de choque;

Imáxcc = 2.55 x Ice = 2-55 x 3.42 = 8.71 kA .

Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura

In Pn 26.95

Para disyuntor normal (O."25 seg = tr) •=> H- =0 .6

Capacidad de ruptura Pr =y*x Pcc= 0.6 x 816.7 = 490.0 MVA

Corriente transitoria Id =A* Ice = 0.6 x 3,42 = 2.05 kA

CORTOCIRCUITO EN E:

Figura 3*7.8

SO ¡oid 54 7)

(a)

20

31.66 ¿ 20-

162,

(1) y (2) reducimos a una reactan-

cia base 0.15»

O 15Pn(1) = 51.7 x— = 13.19 MVA

. 0.588

Pn (2) = 20 x • °'15— = 45.45 MVA0.066

(3) Redutíiremos a una reactanciabase de 0.2.

Pn (3) = 50 x 0.220 MVA

0,5

Luego el circuito equivalente será el indicado en (b)

(4) reducimos a una potencia base de 1O MVA

10 Xn(4) = 0.15 x 10

90.30» 0.0166

¿0U0.2)

CÍO

(5) y (6) transformamos a una reactancia base de 0.2

0.2Pn (6) = 10 x

Pn(5) = 10 x -

0.547

0.2

0.1426

= 3,66 MVA

= 14.03 MVA

'163.

Finalmente tendremos el siguiente diagrama reducido:

(d) en base 10 MVA10

(0.0347)— r* no/t-7= U*Uo47

57.69

La tensión nominal es 69 kV:

Potencia de cortocircuito Pee = —.—-— = 288,4 MVA0,2

^ - *. ¿r. ,j x. . •-,. rCorriente eficaz de cortocircuito Ice- 288,4-V§x69

^ , A=2.41 kA

Corriente máx, de cortocircuito: Imáx -2,55x2.41 =6.15 kAce


In Pn 57.69

=— vJ « /

Capacidad de ruptura Pr ~//*Pcc.~ 0.7 x 288 = 202 MVA

Corriente transitoria Id ==/í x Ice = 0.7 x 241 =?' 1 -69 kA

CORTOCIRCUITO EN F:

Figura 3,7.9 .

j.s&sl

(a)

_Reactancia en 1 transformamos ala base de 0, 15

= 51-7 x ~- MVA

164 i

En consecuencia la nueva CT^kguración tendrá el e squema

de la figura (b) .

^ ^ ' Transformando a la base de 35.55MVA tendremos;

S 3$, 55

3,- -_

Xn(.2) - 0.15 x = 0.0909'.. -. . 58.65

. , IOCe) ' (d)** y ^ '

- A base de. 10 .MVA

X = 0.2409 x —Í2 = 0.068. 35.55

Tensión nominal 13,8 kV.

35.55Potencia de cortocircuito Pee = < = 147,6 MVA

. ' 0.2468

Corriente eficaz de cortocircuito Ice = ~ —= 6.17 kAV§xkV

Corriente máxima de cortocircuito de choque;

Imáxcc ~ 2.55 x Ice = 15.74 kA '


Ice _ Pee 147.60 . ._*?¿ - - 4,15

Pn 35.55

165.

Disyuntor normal (0.25 seg= tr) = 0.75

Capacidad de ruptura Pr = A x Pee = 0.75 x 147.6 = 110.7

Corriente transitoria Id -/* x Ice = 0,75 x 6.17 = 4,63 kA

MVA

En el cuadro siguiente se indica un resumen de los cálculos

de las características de cortocircuito del Sistema Eléctrico Re-

gional de Manabí*, para la selección del tipo de disyuntor,

/i

RESUMEN DE LOS CÁLCULOS DE CORRRIENTES DE

CORTOCIRCUITO

Puntode

CortoCircuito

A

B

C

D

E

F

Disyuntor

D1

D4

D5

D6

D7

D8

Corrientes de Cortocircuito

(KA)

DeChoque-

29,23

6,88

13,40

- 8.71'

6.15

15.74

EficazCortoCircuito

11.46

2.70

5.25

3.42

2-. 41

6.17

Desconec.

7.33

1.62

4.62

2.05

1,69

4.63

.166.

3,7,4 Selección adecuada del equipo de protección .—

l_ps. . -circuitos de distribución son protegidos de'

corrientes a tierra y de corrientes de cortocircuito mediante

una serie de dispositivos de protección, entre los cuales los

que más normalmente se usan son los siguientes:

- Reconectadores automáticos

- Seccignalizadores; y,

/—«. Desconectadores fusibles.

&

Los reconectadores automáticos basan su operación en un prin

cipio hidráulico, que por efecto de la corriente de cortocircui

to sobre un electroimán produce-un determinado número de -

aperturas y reconexiones de sus contactos antas de abrir el

circuito en forma definitiva. El ajuste normal de los reco-

nectadores es de 4 operaciones (figura .3.7,10), siendo las 2

primeras rápidas (curva A) y las otras 2 lentas (curva B).

Este ajuste se logra mediante pequeñas válvulas y orificios -

calibrados9 'por donde puede escurrir el aceite impulsado por-

uña pequeña bomba „ La corriente mínima de operación en -

todos los reconectadores es de 2 veces su corriente nominal,

y el tiempo que demora en abrir sus contactos en la opera-

ción rápida o lenta se conoce a través-de las curvas,-caracte

rísticas de operación que se dan en los catálogos.

El reconectador dispone como accesorio, de 'una palan-

ca de no reconexión ubicada junto a la palanca de operación

1*67..

la que al ser operada hacia abajo lo deja con una sola opera-

ción 5 es decir sin reconexión»

Corriente

1 cortocircutib • T

, 1

,

t

•io ;

1 L*~

* — 1s&srr~~}

UI 0. \J * í «

'

1 W

»

. •

•fcUTWfO

Las condiciones que debe cumplir un reconectador automá

tico para prestar servicio adecuado, son las siguientes:

a) La corriente nominal del reconectador debe ser mayor que

la corriente de carga en el punto donde se va a instalar.

b) La capacidad de ruptura del reconectador debe ser mayor

que la falla máxima en ese punto.

c) " Efl ajuste del reconectador debe ser tal que coordine con

las protecciones instaladas a ambos lados del reconecta-

dor. '

d) La corriente de falla mínima en la zona que protege el -

reconectador debe ser mayor que su corriente mínima de

operación; o sea, mayor que 2 veces .su corriente nomi-

nal.

• 168,

Los seccionalizadores trabaja.en conjunto con un reconectador y

abre, para fallas permanentes en la línea, en alguno de los tíem

pos muertos del reconectador. Después que el reconectador ha

efectuado un número determinado de cierres y aperturas el sec-

cionalizador abre definitivamente sus contactos mientras el reco

nectador está abierto. Este dispositivo puede se.r ajustado para

abrir después de la 1ra., 2da 6 3ra operación del reconectador.

Si la falla es transitoria ésta puede despejarse en las primeras

operaciones del reconectador pero' si es permanente el secciona-

lizado operará aislando la zona fallada.

Las condiciones que debe cumplir para la adecuada opera-

ción de un seccionalizador son las siguientes;

1, El reconectador ubicado a espaldas del seccionalizador de-

be operar para la falla míhirna de la zona que protege el

seccionalizador. ' .

2» Esta falla mínima debe ser mayor que la corriente mínima

de operación del seccione.! izador.

3, No debe excederse el tiempo máximo de conexión para la

máxima falla que se produzca.

Normalmente un seccionalizador se usa para proteger arran

ques.

Los des conectad o res fusibles son los dispositivos más sencillos -

que existen para interrumpir- la corriente de cortocircuito. Es

169,

un conductor de un metal especial (plomo, aluminio, plata, etc)

calibrado de modo que el calentamiento producido por la corrien

te normal del circuito en el cual se encuentra intercalado no -

sea tan alto como para producir una variación substancial de las

propiedades conductoras del metal- Sin embargo, el elemento

fusible debe fundirse e interrumpirse el circuito cuando la co-

rriente exceda de cierto valor predeterminado.

Para los fusibles se acostumbra dar 2 curvas característi

cas.de operación: el tiempo mínimo de-fusión y el tiempo total

de apertura en función de la corriente, del cortocircuito.

La característica del tiempo míhimo de fusión se logra e-

nergizando el fusible en baja tensión y midiendo el tiempo que

el fusible demora en fundirse para diferentes valores de corrien

te de cortocircuito,, La característica de tiempo total de apertu

ra incluye e't tiempo de fusión del elemento fusible más el tiem

po de extinción del arco»

- Por último señalamos a los seccionadores que tienen por

objeto permitir la apertura de los desconectadores fusibles cuan

do está circulando la corriente de carga. Su operación consis-

te en puentear el desconectador haciendo que la corriente de ca_r

ga pase por el seccionador en el momento cuando se abren los

contactos del desconectador fusible, _ El circuito; finalmente se

interrumpe bruscamente por la acción de un resorte en la cama

ra de extinción del interruptor bajo carga sin imponer ningún es_

fuerzo al desconectador.

170.

3.7.5 Protección contra descargas atmosféricas» —

La protección contra , rayos o descargas atornosféricas

por medio de pararrayos y conductores aéreos puestos a tierra

significa una reducción de salidas de servicio y- evita desde lúe

go de cualquier daño al equipo. La cantidad y clase de protec

ción varía en diferentes aplicaciones, dependiendo del grado a

que están expuestas las líneas, la frecuencia y severidad de

tormentas de rayos, el costo de la protección como un aspecto

de seguridad contra daños del equipo debido a fuentes de conec

cíón del sistema, y el valor d.e reducción de salidas de opera-

ción de las líneas.

Los dispositivos que se utilizan para protección contra-

descargas .atmosféricas son los pararrayos, destinados a des—n-

cargas,, las sobretensiones producidas por rayos o maniobrase#

que no de ser así" se descargarían sobre los aisladores o per

forando el aislamiento, ocacionando interrupciones en el siste

ma eléctrico, y en muchos casos, desperfectos en los genera

dores, transformadores, etc. Los pararrayos deben estar co

nectados permanentemente a las líneas y operarán solamente

cuando la tensión alcance un valor conveniente o superior a la

tensión de ruptura, Es decir, que un pararrayo actúa como

una válvula de seguridad,

. V •

El tipo que se usará es el denominado pararrayo autoval

vular.

En la figura 3.7.11 se indica el principio de un pararra

171

yos autovalvular. Según se.afiK^esa en esta figura un panarra

yos de este tipo está constituido, por un explosor o espinteré-

metro 1 y una resistencia en serie 2.

n ! - El explosor está ajustado para .que

1 t salte la descarga entre sus electro^

dos a cierta tensión denominada -

í tensión, de ruptura, lo que estable-f ,

' ce la conección con tierra a travésl — J --- 1de la resistencia 2. . Después de -

~-~~ Fíg3.7.11 la disminución del valor de la so_

bretensión, el explosor suprime, a su próximo paso por cero,

la corriente de la red, que se restablece a la tensión de ser-

vicio pero cuya intensidad está limitada po.r la resistencia; por

lo tanto, la línea queda nuevamente separada de tierra. La -

resistencia 2 de la figura 3.7.11 está constituida por un mate_

rial aglomerado (denominaciones comerciales:thyrite, resorbite

etc) que tiene la propiedad de variar su resistencia .con' rapi-

dez, disminuyendo cuando mayor es la tensión aplicada y adqui

riendo un valor elevado cuando esta tensión es reducida, en de

finitiva la resistencia eléctrica tiene características adecuadas

para el funcionamiento del pararrayos, pues, sucede que a la

tensión normal de servicio opone mucha resistencia al paso -

de la corriente; mientras que con una sobretensión, la resis-

tencia eléctrica disminuye, permitiendo así la fácil descarga a

tierra y eliminando por lo tanto la sobretensión.

El explosor de un pararrayos tiene una doble misión :

debe accionarse en caso de que aparezca una sobretensión, y

172,

después, debe suprimir la corriente de fuga a su paso por ce-

ro, después del amortiguamiento de la onda de sobre-tensión .

En los pararrayos más modernos, esta doble misión está éneo

mendada a 2 explosores en serie y denominados explosor de -

aislamiento y explosor de extinción.

Las conecciones a tierra de los pararrayos deben tener

baja resistencia y baja impedancia con respecto a la fuente.

Para mejorar el efecto de la conexión a tierra, la tierra del

pararrayos debe estar unida al sistema de puesta a tierra de

la subestación

Las conecciones de pararrayos a las. líneas, deberían es

tar en el lado de entrada y prácticamente cerca de los apara-

tos que se desea proteger. Muchas veces son instalados direc

tamente en los tanques de los transformadores, que ellos pro-

tegen-

3.7,6 Coordinación del equipo de protección * —

Para la coordinación de las protecciones tenemos que

aclarar algunos principios útiles y que se deberían tomar en

cuenta; un primer concepto que debemos señalar es el de que,

2 elementos de protección están coordinados cuando para una

determinada condición de falla, el elemento de. protección que

está más cerca de la zona fallada opera antes que el otro.

Para proceder a estudiar la coordinación de los ele-

mentos de protección es necesario hacer uso de curvas. carac-

173,

terísticas de operación tiempo-corriente, superponiéndolas ade-

cuadamente. De acuerdo al uso normal que se da a los elemen

tos de protección, en las lineas de distribución, se pueden rea-

lizar diferentes combinaciones, pero las que se presentan con

mayor frecuencia son las siguientes:

Reconectador - Reconectador

Reconectador - Seccionalizador

Reconectador - Desconectador fusible

Desconectador fusible - Desconectador fusible4.

Coordinación entre 2 reconectadores: El método más común es

el de coordinar 2 reconectadores por "corrientes nominales",

ya que otros métodos por ejemplo el de "número de operacio-

nes" o el de "ajustes diferentes" implican intervención en el -

sistema de control del reconectador que no siempre es sencillo.

Este método de "corrientes nominales" indica que los' reconecta

dores tienen el mismo ajuste, normalmente 2 rápidas y 2 len-

tas y se colocan de modo que sus corrientes nominales vayan

decreciendo al alejarse de la fuente. Anotemos que la fábrica

no garantiza efectiva coordinación entre 2 reconectadores de di

ferentes corrientes nominales en la curva rápida^ esto tiene -

particular importancia cuando se tienen reconectadores en serie

ajustados a una sola operación.

. "•» •'

Coordinación entre un reconectador y un seccionalizador;

Como se indicó anteriormente un seccionalizador siempre

trabaja en conjunto con un reconectador, expliquemos con un -

ejemplo;

174',

69 kV

E2

Si ocurre una falla en el punto P,

- figura 3,7.12, el reconectador em-

pieza a operar con sus aperturas y

reconexianes hasta que el sistema

1 -integrado del seccionalizador com-

3.7*12 pleta el número de operaciones de

ajuste y hace que éste abra después de la 1ra, 2da. ó 3ra -

apertura del reconectador, Al abrir el seccionalizador se mari

tiene el servicio de la línea troncal.

Lo importante en este .caso es que la corriente de corto-

circuito mfnima de la zona que protege E2, debe ser mayor -

que la corriente mfnima de operación del reconectador y del

seccionalizador, Normalmente se'trata de que las corrientes

nominales .de E1 y E2 sean iguales.

Coordinación reconectador - desconectador fusible:

La condición ideal de coordinación

es aquella que se logra cuando al

haber una falla en el punto P de

la figura 3,7,13, el reconectador

E1 opera con su característica rá

pida antes que se queme el fijsible, con el objeto de que si la/

falla es transitoria E1 reponga el servicio sin que sé haya -

quemado E2. Si la falla es permanente, al operar E1, de a_

cuerdo a su característica lenta, da tiempo suficiente para -

que el fusible E2 se queme aislando la zona fallada»

3*7-13

175,

• La coordinación se bssa -&m que las curvas del tiempo to-

tal de apertura (maximun cléar¿&ig time) y del tiempo mínimo

de fusión (minimun melting time) queden entre la curva lenta -

del reconectador y la curva rápida, amplificada ésta ultima por

el factor 1.5. -

, El fusible coordina con el reconec-

tador hasta un" valor de corriente de

•cortocircuito- máximo. Imáx (figu-

ra 3.7,14), ya que para una corrien

te mayor el fusible opera antes que

•la operación rápida del reconecta-

Curva B

' Imáx: Corriente

3.7*14dor,

Coordinación entre dos fusibles:

Este es el caso más simple por-cuanto sólo se necesita -

que el fusible E2 opere antes que E1. Para asegurar üan pos_i_

tiva coordinación entre E1 y E2

(figura 2.7.15) se exige que el 75%

del tiempo mínimo de fusión de E1

sea mayor que el tiempo total de a

El

pertura de E2. 3.7*15

Protección de líneas de baja tensión;

Las líneas de baja tensión se protegen con interruptores

automáticos en aire, rnonopolares o tripolares dotados de un e_

lamento térmico para proteger una sobrecarga y un elemento

176,

magnético como protección de cortocircuito.

Las condiciones que debe cumplir un interruptor automáti

co para usarlo en un punto determinado son las siguientes;

- Voltaje adecuado .

— Corriente nominal por lo menos igual a la corriente

de carga,

— Capacidad de ruptura del interruptor^ mayor que el*

cortocircuito má'ximo que se puede producir en ese

punto» ' ' . "..

• Respecto a la corriente máxima de cortocircuito que se

puede producir en barras de baja tensión de los transformado-

res de distribución, señalamos que será:

Ice máx = (amperios) . I = corriente nominal del -

transformador de distri

bución.

inpedancia de transfor-

mador en tanto por uno,

JL

4/0

BA

HÍA

-í-^

X?

í }

'Xr

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-

AN

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AB

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LE

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TRAN

CFC

RW

ADC

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A

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137

3 .

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1

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/343

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lOO

OO

Aft

nergia :ppr.:;

1966 :r1967-1968 ;:1969:: 1970 : 1971;-1972 ; .1973,--: Años

.1 CURVAS:

i|i:I¡-- Residencial ---i.¡:'2' ..Comercial . _-^:.

:! ..-4; Alumbrado público ;;! 5 Otros consumos ;;";: ¡;

Spiros

SISTEMA MANAB1Año 1.990

Líneas a 69 kV o34.5 kV

Líneas a 13.8 kV

PR

EV

ISIÓ

N D

E D

EM

AN

DA

IN

TE

GR

AD

A E

N k

VA

PA

RA

DIS

EÑ

O D

E L

IN g

AS

A 6

9 k

V

Anexo

3-4

AÑ

OS

1.9

75

U 9

76

1.9

77

1*9

78

1*9

79

1»

98

01.9

81

1«982

1.9

83

1.9

84

1*9

85

1*9

86

1«

98

71.9

88

189

89

1.9

90

Chone

1047

1198

1387

1598

1859

2149

2410

2685

3014

3368

3763

4206'

4702

5256

5880

6578

--

S*

Isid

rc

332

362

395

.

431

471

516

565

619

681

.

739

803

869

944

1023

1112

1206

, _

Tos a

gua

625

705

795

884

1001

1111

1221

1332

1464

1604

1757

1927

2112

2316

2542

2790

Bahía

466

486

495

505

521

.

540

592

648

712

780

864

947

1048

-

1149

1274

1397

Roca

fuen

625

685

754

834

915

1008

1088

1165

1260

• 1359

-

1464

1581

1705

1841

1989

2150

Portovte

.

3478

3814

• 4226

4636

5137

5637

6249

6858

7606

8351

9269

10179

11301

12412

13782

15139

Manta

12122

12785

13731

14467

15532

16592

18777

•21

01

023783

26611

• 30112

33696

38138

42680

48318

54078

S*

Ana

247

275

309

346

389

434

. 486

539

604

673

748

833

926

1031

1149

1279

Sucre

197

243

297

355

. 421

504

570

638

723

81 0

907

1016

1138

1274

. 1427

1599

Jip

ijapa

1103

1212

1336

1473

1630

1772

1957

2148

2371

2609

2873

3163

3483

3838

4231

4664

Paja

n

410

450

490

540

589

639

702

768

845

921

1007

1100

1203

1315

1439

1573

4

m o 4 p -

ÍQ

'

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1

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ÜüLilsIL

Anexo

3*6

Conduct

,A

CS

RC

alib

res

2 1/0

2/0

3/0

4/0

26

6*8

300 .0

33

6*4

39

7*5

47

7*0

500

«0

rl

Ohm

/Krr

1*0

50

0*6

96

0*5

56

0,4

49

0,3

68

0*3

43

0*2

13

0*1

90

0.1

61

0.1

34

0*1

28

xa

Ohm

/Krr

0.4

13

0.4

08

0,3

98

0.3

86

0.3

61

0.3

76

0.2

85

•00 2

80

0.2

74

00 2

67

0*2

62

xl *

Ohm

/Krr

0.5

65

0.5

60

0*5

50

0.5

38

0.5

13

0. 528

0.4

37

0*4

32

0.4

26

0.4

19

0*4

14

Cos

0;

=0

*8

5

rl

Co

s#

0.8

92

5

0.5

916

0.4

726

0.3

816

0.3

128

0.2

915

0.1

810

0*1

61

5

0.1

368

0.1

139

0.1

088

xl

Sen

$

0*2

97

8

0*2

95

1

0.2

898

0.2

835

002

70

4

• 0.2

783

0*2

30

3

0.2

277

0.2

245

0.2

208

0*2

18

2

tí

1*1

902

0.8

867

0.7

624

0*6

65

2

0.5

832

0.5

698

0.4

113

0.3

892

0*3

61

3

0*3

34

7

0.3

270

<V

A-K

m

40002

53693

62448

71572

81636

83556

1 1

5755

122328

131774

142247

145596

Co

s

$

=0

*9

rl

Cos

J2f

0*9

45

0. 626

0.5

0O

• 0

*40

4

0*3

31

0*3

09

0*1

92

0*1

71

0*1

45

0.1

21

0.1

15

xl S

en 0

"

0*2

46

3

0*2

44

0

0*2

40

0*2

35

0*2

24

0*2

30

0.1

91

0*1

88

0.1

86

0.1

83

0.1

80

tí

1.1

913

00 8

70

0.7

40

0*6

39

0*5

55

0.5

39

0*3

83

0.3

59

0*3

31

0.3

04

0.2

95

cV

A-K

m*

39965

54724

64338

74507

85784

88330

1 2

4308

132618

143837

156612

161390

NO

TA

*

xi

= x

a +

xd

xd =

0.

1 52

0 o

hm

/ com

d. ./ k

m.

ANEXO No 3.7 '

Lg

ESTRUCTURA DE HORMIGÓNA 69KV

NOTA:VALOfES EXPRESADOS EN METKOS.

LIN

EA

S A

69

kV

PO

RT

OV

IEJO

-

SA

N IS

IDR

O;

115 K

m.

CA

LIB

RE

AC

SR

4/0

A

nexo 3

.8J

\-

Á S

í 0 \5

1*9

75

1.9

77

1.9

78

'

•1.9

79

1.9

80

1*9

81

1 .

982

1.9

83

1,9

84

1.9

85

1.9

86

1.9

87

1 .9

88

1.9

89

1.9

90

Dem

anda

(KV

A)

3095

3436

3826

4252

4767

5324

5876

6449

•

7131

7850

865-

1

9530

m

10511

11585

12797

1412Í

KV

Á

" x

Km»

x 1

0~

3

178

0 8

199.1

22

2.5

'2

48

B0

279.3

313.3

347.0

382.

6.

424.7

468.8

518.1

572.0

632.5

698.8

773.8

855.8

Regula

ció

n

(%)

• 2

*08

2,3

2

" 2

.59

-2.8

9 -

' 3.2

6

3.6

5

4.0

5

4.4

64.9

5

'

' 5.4

66.0

4

'6.6

7 '

7.3

7.

8.1

5

9,0

29.9

8

P?p;-irí

r3$ .T

ota

les

Dem

anda

(7o)

30 10 h.

(KW

)

.4.0

'5.0

.6.2

7.8

9.9

12.5

15

*4

18.7

23.2

28

,5-

35.1

43.1

53

«3

65

B9

81.9

101.7

50 11 h

.

(KW

)

•11

.113.8

•

' 17.3

21.6

•' 27.4

34

*642.7

52.0

64.5

79.1

97.4

119.9

148.1

183.0

227*4

28

2*5

1.00 3

h.

(KW

)

44

.6

55.4

69.3

86.3

109.7

•

138.5

170.6

208.1

' 257.8

316.4

389 .*6

479.4

•59

2.4

.731.9

' 909. 7

1129.9

Pérd

idas

! P

ote

ncia

(%

)

neo

1.7

9

2.0

42

.28

2.6

12

.96

3.3

4

3.7

14

.18

4o 6

65.2

45.8

5

6.5

9

7.3

98.3

6

9.4

1-

Pérd

idas,

de

Energ

ía

MW

h/añ

o

108.0

134.3

168.0

'209,7

266.3

336.2

414.5

504.9

625.9

768.1

'

945.8

.

1163.7

1437.8

1776.7

2208.1

2742. Z

t

. C

osto

Pérd

idas

•¿(S

ucre

s)

37801

47012

•

58791

73392

93194

117671

1 4

5060

176717

219078

268824

331026

407280

503246

621849

772824

, 959939

Valo

r>

Pre

se

nte

(Su

cre

s)

37801

.

43528

50401

•

58259

68498

80087

. 91417

1031.1

4'í 1

8368

134466

1 5

3331

1 7

4682

1 9

9839

228654

- 263147

302573

2' 1

081

65

Conducto

r A

CS

R -

4/0

. fe

hilo

s d

e alu

min

io .

3100 m

ts./knru

{l

hilo

de

acero

Cost

o N

- 4/0

: S

/. 15.5

0/m

. C

osto

tota

l del c

onducto

r =

S/0

48*0

50

x

115 k

m,

= S

/. 5

*525.7

50

TO

TA

L

= 2

r 108. 165

+

5'5

25*7

50

- 7*6

33.9

15

LIN

EA

A 6

9 kV

* P

OR

TO

VIE

JQ -

SA

N IS

IDR

O ;

115 K

m.

CA

LIB

RE

AC

SR

26

6*8

Mcn

ruA

nexo 3

.8*2

\. A K

0 \

. 1

*975

U 9

76

1.9

77

1*

97

8-

1.9

79

1.9

80

1.98

11.9

82

1*983

1.9

84

1*985

^1*9

861.9

87

1*988

"í.

989

.1.9

90

Dem

anda

(KV

Á)

3095

3436

3826

4252

4767

5324

5876

'

6449

7131

7850

•8651

' •

953O

I05

t111585

12797

1412

1 •

KVA

x K

m.

x 1

0-3

178.8

199.1

22

2*

5248.0

279.3

313.

3347,0

382.6

424.7

468*8

518*1

572*0

632*5

698*8

773.8

855*8

Reg

ulac

ión

2*

02

' 2.2

5'

-2*

52

2*81

•3*

16

3*55

3.93

4.3

3"

4.8

15.

315.

" 86

6*48

.'

7*

16

7*91

8*76

9B6

9

PP

TvH

d*.

Tn

ffll

MD

eman

da(%

)

30 10

h.

(KW

)

3.7

"4*

65*8

' 7

.2'

9*

21

1.6

14.0

17.4

•21.

626*5

32*5

40*1

49

*5

61.1

76.0

94.3

50

j 10

0

11 h

.

(KW

)

'10

*4

12.9

_

.16

.120.1

-25

*5

32

*2

38.8

48

*4

59.9

73.5

90/4

111.3

137.5

169.8

21

1.0

26

1*

9

3 h

.

(KW

)

41

*5

51.5

64.5

80.3

10

2*

1128.8

155*

4-193*5

239.7

294*0

361

*£

44

5*

2550*0

679.2

•843

*91047.6

Perd

idas

Po

ten

cia

(%

)

1.4

91

*6

71*89

2*

12

2.4

32.7

53.

043

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ANEXO 3.13

Cuadro Cartas de Thomas; Esfuerzos y Longitud en términos Flecha a Vano

el

FactorEsf «Hori

27.7777

26.3158

25,0000

22.7273

20.8333

20,0000

19.2308

17,8571

16.6667

15.6250

14.7059

13.8889

'13.1579

12.5000

11.6279

10.6383

10.0000

9.0909

8.3333

7,6923

6 «2500

5.8824

5.5555

5.2632

5*0000

4.7619

4.5455

4.3478

4,1667

4.0000

yiFactor

Esfuerzo

27.7823

26.3205

25.0050

22.7328

20.8393

20.0063

19.2373

17.8641

16.6742

15e 6330

14.7144

13.8979

13.1674

12^5100

11.6387

10.6501

10.0125

"9.1047

8,3483

7.7084

6B 2700

5.9036

5.5781

5.2869

5.0250

4o 7882

4.5730

4.3766

4.1967

4.0313

di

FlechaUnidad

.00450

-00475

.00500

.00550

.00600

.00625

.00650-

.00700 -

.00750

.00800

.00850

.00900

.00950

,01000

,01075

.01175

.01250

.01375

.01500

.01626

.02001

.02126

.02252

.02377

.02502

.02627

.02753

.02878

.03004

.03120

*1LongitudUnidad

1.0000541.000060

1.000067

1.000081

1.000096

1.000 04

1.000113

1.000131

1.000150

1.000171

1.000193

1.000216

1.000241

1.000267

1.000308

1.000368

1.000417

1.000504

1.000600

1.000704

1.001066

1.001205

1.001351

1.001503

1.001668

1.001839

1.002017

1.002205

1.002402

1.002606

el

FactorEsf .Hori.

3.8462

3.7037

.3.5714

3.4483

3.3333

2.9412

2.5000

. 2.2727

1.8519

1.6667

1.56.25

1.4286

1.3514

1.2500

1.1905

1.1111

1.0638

1.0000

0.9091

0.8333

0.7143

0.6250

0.5555

0.5000

0.4545

0.4167

0.3846

0.3571

0.3333

_°.3122

yiFactorEsfuerzo

3.8787

3.7342

3.6065

'3.4846

3.3709

2.9838

2.5502

2.3280

1.9198

1.7422

1.6432

1.5170

1.4479

1.3513

1.2970

1.2255

1.1835

1.Í276

1,0501

0.9879

0.8965

0.8358

0.7962

0.7715

0.75842

0.75444

0.75804

0.76818

0.78414

0.80000

di

FlechaUnidad

.03255

.03380

' .03506

.03631

.03757"

.04260

.05017

.05522

.06791

.07556

.08068

.08840

.09356

.10134

.10655

.11441

.11968

«12763

.14100

.15455

,18226

.21083

.24061

.27154

.30387

.33777

.37343

.41104

.45080

.49070

iiLongitudUnidad

1.00282

1.00304

1.00327

1.00351

1.00375

1.00482

1.00668

1.00808

1.01219

1.01506

1.01715

1.02054

1.02297

1.02688

1.02966

1.03409

1.03722

1.04219

1.05119

1.06109

1.08369

1.11013

1.14057

1.17520

1.21423

1,25788

1.30645

1.360211.41952

1-45983

PE

RD

IDA

SD

E P

OTE

NC

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N L

OS

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RO

LLA

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1 ( K

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A

LT

ER

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TIV

A

69 kV

/

13» 8

kV

Anexo

3-1

^

Año

1.9

75

1*9

76

U 9

77

1,9

78

1.9

79

1*9

80

1.9

81

1,9

82

1.9

83

1.9

84

1*9

85

1*9

86

1.9

87

1.9

88

1,9

89

1.9

90

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Isid

ro

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6

1*5

11

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4*2

85

*05

5*9

3

7*0

18

*24

Cho

ne

- -5

*79

7*8

310.4

7

13.1

61

6*3

42

0*5

925,7

1

20.5

425,6

6

25.0

531,3

0

39

*18

49

*03

Tos

agu

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4.4

35

*68

6*9

98

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512*1

5

12.7

5

8.7

5

10

*52

12.6

4

15.2

0

18.3

122.0

5

Bahía ~ - ~

1 .,

54

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54

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12

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*36

36

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1

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42.4

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73

*03

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0

Manta

- 80,1

3

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11

780

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14

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3

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7

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*96

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5

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72

*31

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15

*75

6*8

6

8*2

0

9*8

011*7

3

12

*75

PERDIDAS TOTALES DE POTENCIA EN LAS SUBESTACIONES ( KW)

ALTERNATIVA

6.9 fcv/ 13.8 kV

Anexo 3 * 15

ARO

1.97

5

i;9

76

1.97

7

1.97

8

1.97

9

1.98

0

1.98

1

1*98

2

1.98

3

1.98

4

1.98

5

1.98

6

1,98

7

1.98

8

1,98

9

1.99

0

S.

Isid

rc

-- — — — 7.63

7.88

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8.5

4

9.0

0

9,46

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2

10.6

5

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2

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0

13.3

8

14.6

1

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ne

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-_ — — 21

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1

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0

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3

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5.

36

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41.5

9

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5

15.5

7

17.4

3

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16.8

3

. 18

.51

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8

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3

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6

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5

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91

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8

115.5

3

98

.96

111.

98

126.3

1

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38

191.

25

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3

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4

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3

238.

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4

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0

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47

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4

487.5

1

63

7.5

0

•

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ta A

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7.0

5

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4

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0

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rt.2

3

12.3

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15.6

4

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9

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3

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13.7

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15.5

7

17.9

1 .

19.1

2

Jip

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a

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0

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4

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1

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38

.26

41,8

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8

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an

«<_

-« 8,34

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8

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6

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1

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2

11.1

8

12.1

2

13.2

3

-

14.5

7

16.1

7

18.1

0

•

19,1

2

RESUMEN DE LAS PERDIDAS DE ENERGÍA EN SUBESTACIONES

ALTERNATIVA

69

KV /'13.8

KV

Anexo

3;16

Afto

1,97

5

1.97

6

1*97

7

1.97

8

1.97

9

1.98

0

1-98

1

1.9

82

1-98

3

1.98

4

1.98

5

1.98

6

1-98

7

1.98

8

1,9

89

1*99

0

>.

Isid

ro

-- — — — 18.5

419

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19.8

5

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1

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4

22

.94

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24

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25

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1

29.8

5

32.4

4

35.4

3

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ne

-„ -- — 52

.75

57

.69

64.1

0

70

.62

78.3

7

88

,67

101.

09

88

.52

100.

95

138.

15

153.3

0

172.4

3

196.

34

Xos

agua

-« -« — 26

.20

29

.22

32

.42

35

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39

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44

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46.4

152.1

5

56

.44

61.6

2

67

.87

75

.39

84.4

6

Bah

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_-

~~ -~ — 19,2

0

19.4

4

20

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21.2

6

22

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0

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1

27

.78

30

.56

33

.62

37

.78

42*3

2

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__ — 23.2

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26

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6

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2

37

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4

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5

41.4

7

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7

62

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0

415.9

5

464.

19

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1

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79

6.4

5

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1

883.1

6

1162

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1183.3

3

1547

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0

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17.8

7

•^ 18

-94

19.9

2

. 21.0

1.

22

.64

24

.49

26

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2704

.96

N E X O N- 3.17

69 kV

->.5 MVA69/13.8kV

1 .5 MVA69/13.8 kV

13.8 kVT

/ii

-, !Pass i

I I

Álimentadores

Primarios

D I A G R A M A U Í T I F I L Á R

S U B E S T A C I Ó N T I P O

Á R E A R O C Á F U E R T E

Demanda de Potencia para diseño de Lineas a 13,8 kV Anexo 3a 18V

A K 0

1-9731.9741,9751.9761.9771.9781-9791.9801,9811.9821.9831«9841,9851.9861.9871*9881.9891.990

D E M A N D A ( K V Á )

Convento

29- 31

343740434750555964

' 70788594

103114125

E, Al faro

2628303234363942454851 •55596368727883

F* Al faro

8090

101114128143161181203

" 2 2 9257294335

"383438500572653

Rieaurte

374146-5258657582-92

103115 .13ü148167189214243

.275

S.Antonic

56606570 •75. .

' 818793

- lUO108116126136148160173188204

Jama

.135145155166176191204219234251269290313338364393424

. 457

•

1.9731.9741.9751.9761.9771.9781*9791.9801,9811.9821.9831.984la 985

1.9861.987 .1.9881.9891.990

Canos,

4447"50545862667075808693

100107116124134144

iS» Isidro

6069 "8U92

106122140162186214247270295322352385421460

S.Vicentí

103108.114119126132139146153160169.179190201213225238253

Boyacá

32'3437394245485155596369758189

•97105115

Qui r oga

323538424651556167738089

100111124138154172

Calceta

161186232278328378457522580638710781859945

1039114312581383

Anexo 3.18

A S O

1.9731,9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801,9811,9821.9831.9841.9851.9861.9871.9881.9891.990

D E M A K P A ( K V A )

Junín

83- 94118138162185209235267299338

' 379424475532596667 .747

Canuto

67727682879399

106113121129 '139149161173186200215

La Estáncilla

343638394244464851

' 53565963

• • 67. 71

-758085

Bachille,

2223

. 252628303133-3538,4043464952 '5559

. 63

¿SPlácido

32343537 •

. 39. •414346

• 48'505356596366707479

Ohajuela

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100' 106

111118124131138.146

A 8*0

1.9731.9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801.9811.9821,9831.9841-9851.9861.987 .1.9881.9891.990 •

Calderón

9296101106111116121127133139146154163172181191202213

R. Chico

"6669 "72767983878196100105111117123130137145153

S*Jacinto

6569.737882879298104110117.124131139148157166176

Charapo té

101106•112118124131138145153161169179190202215•228242257

La Unión

1314151617182021232426

. 28303335384144

A-yacucho

212223242527282931323436384042444749

Anexo 3* 18 3/

Á fi 0

1.9731.9741.9751.9761.977-1.9781,9791*9801.9811.9821.9831.9841*9851.9861*9871.9881*989-1.990

0 E M A N D A ( K V Á )

H.Vásquez

1920

• 212223232426272829

- 313335373941 .44

Pto.Lápez

149164181200211243"268296326360397427459493531370613659

Machalilla

376941434547495154565962.

- 666973778185

Pto.Cayo

4345'47-.5052545760636669t37781869196

101

Olmedo

849095

102Io8116 '123131140 .149159171184198213229246265

Bel la-vista

283032353740

." 4346495357 -62667277839097

A N O

1.9731,9741,9751.9761,9771.9781.9791.9801.9811,9821.9831.9841«9851.9861.987 .1.9881.9891.990

Kobo a

7380 '8897

107-117,129142-156172'189210''233259287319354392

América

8391 -99

108118128140153156182198218239263289318349384

Anegado

106 ' '115120128136145 '154164175186198212 -228244 '-262280501322

Julcuy

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P.Gómez

99108119130143157172188 '206226248268270313339366396428

Cascol

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103110118126134

Anexo 3*18

A Ñ O

1.9731.9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801,9811.9821.9831,9841-9851*9861.9871.9881.9891.990

D E M A N D Á ( K V A )

Lascano

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• 262830333537

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' 5Ü545964697581

Guale

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Camposano

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" • 363739

S.LorenssD

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13071456162218072013.2243

A Ñ O

1.9731,9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801.9811.9821.9831.9841*9851*9861,987 .1.9881.9891.990

Picoazá

217230245260276293311330350372395422452483517553591633

Colon

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26

0'

282

30

6-

333

359

387

416

449

484

522

562

KV

A.

x K

m.

3201

3471

3783

4129

4496

4884

5314

5786

6313

6811

7351

'. 7912

8549

9220

9954

10730

Reg

ula

cio

a

(%)

U 9

72

.14

2.3

3

2*54

2,r

73.0

1'

3.2

73.5

63.8

94.2

04.5

34*87

5.2

75,6

86.1

3'6

. 61

Pér

dida

s T

ota

les

,

Dem

anda

(%

)

30 10 h

.

íKfrt 0.2

90.3

40.4

00.4

80.5

70.6

70.7

90.9

31

.11

1,3

0.1

.52

1.7

72

*0

82.4

32.8

63,3

4

50*

11 h

.

(rart

0.8

00.9

41

.12

1.3

31.5

7•1

.85

2.1

92.6

03

,10

3.6

24

.23

4.9

25.7

86.7

77.9

49.2

8

100 3

h.

CKW

)

3.2

23,7

74

.46

5,3

16.2

97

,42

*8,7

710.3

912.3

814.4

71

6¿9

319.6

923.1

127.0

631.7

537

* 1 4

Pér

did

as

Po

ten

cia

(%)

1,9

62

.12

2.3

22.5

42.7

83,0

43.3

23,6

33.9

94.3

34.7

65.1

45.6

56.1

56.7

6.-

7.3

4

Pér

dida

sde

E

nerg

ía

MW

h/af

ío

7.8

09.1

4•1

0.8

412.9

115.2

718.0

021.2

825.2

130.0

535.1

2.4

1.0

7"4

7.7

7.

56.1

065,6

8.

77.0

89

0.1

2

Cos

toP

érdid

as

(su

cre

s)

2729

3200

3794.

4517

5345

6299

7448.

'8824 '

10518

12293

14374

16721

1963

622989

26980

3154

1

Val

or

Pre

sente

(su

cre

s)

2729

2963

3253

3586

3929

4287

4694

*5149

5683

6149

6658

7172

7797

8453

9187

9942

91

63

1

Cos

to C

onduct

or

=3

.4 S/.

/rr

u x

3.3

00' m

/Krr

u x

21

Krr

u = S/.

235.6

20

Cos

to T

ota

l = S

/. 3

27.2

51

'

' . .

j _

oCT

II

tt

9

O

CD•si

Oo3

O

11

roa

g

X

Xco0

cooo

X10

U)

0)•ro

O)ro

C D C D C D C D C D C O Í O C Ü C D C D C D C D C D C D C O C D

O C D O ) * - 4 0 ) C n ^ - C O r O — O C D O D S O O l

co co co co

O C D O D C D - S O J O ) Oí. Oí CO CO CO CO

o.o) to

4^

— CJICD IO

WPP«5*

Regulación

oOJo

utO

Pérdidas

Potencia (%)cu(ü

ÍO CU

tjq cuH* E»ía oí

oHfDW

W

O

íT>Oí

^ Ocu oH» "»cu rtpa O01

01ro

(0

oH

177

CAPITULO IV

EVALUACIÓN ECONÓMICA

El presente capítulo tiene por objeto realizar un análisis

económico para definir cual es el sistema de subtransmision

y distribución más económico sin dejar un lado un análisis de

tipo técnico,

Para el estudio del .sistema de subtransmisión y distribu

-ción más económico se ha- considerado 2 .alternativas de ten-

sión que son:

- Líneas de subtransmisión a 69 kV, y circuitos prima

rios a 13,8 kV.

»- Líneas de subtransmisión a doble circuito 34.5 kV,

y circuitos primarios a 13". 8 kV*

El análisis económico de las alternativas se lo realizó pa

ra el período 1975 - 19903 para ello se empleó el método del

valor presente. Para la alternativa de 34.5 kV se considera

que se aumentará otro circuito en el momento que las condicio

nes límites máximas permisibles, de caída de voltaje fueren ex

cedidas,

Costos unitarios de líneas y subestaciones:

Para las líneas de subtransmisión se han tomado los si-

guiantes costos unitarios:

178.

Voltaje Número Estructuracircuitos tipo

Costo UnitarioSu/Km.

69-kV

34,5 kV

hormigón16.5 mts.

1 hormigón13 mts.

' 400,000

250.000

En cuanto se refiere a las capacidades de las subestacio

nes, son las que fueron seleccionadas en el capítulo anterior

las cuales están de acuerdo con las normas de catálogos en loL

que se refiere a la tensión y los costos, Para las subestacio

nes con una relación de tensión 69/13,8 kV se ha tomado un

costo unitario de §í 1900/kVA, mientras que para la relación

de voltaje 34,5/13,8 kV los costos unitarios disminuyen a -

$< 1700/kVA.

Los costos unitarios en divisas y moneda local son los -

siguientes; ;(Sucres)

Divisas M. Local Total

Líneas a 69 kV (Sí/Km)(estructura de hormigón)

Li'neas a 34.5 kV (Sí/Km)

(estructuras de hormigón)

Lineas a 34.5 kV (Sí/Km)

(estructuras de acero)

240000(60%)

150000

(60%)

160000(40%)

1 00000

(40%)

400000.(100%)

250000

(100%)

180OOO 120000 300000

179,

(Sucres)


Subestaciones

69/13.8 kV ($í/kVA)

Subestaciones

34.5/13,8 kV (5í/kVA)

1500(79%)

1343

(79%)

400

(21%)

375

(21%)

190O

(100%)

17OO

(100%)

4,1 Costo de realización *~

Para el análisis del costo de realización de las obras se

analizarán las dos alternativas: subtransmisión a 69 kV y sub-

transmisión a 34.5 kV, En ambos casos los alirnentadores pri

marios se consideran de 13.8 kV. T'ratándose de un Plan .'-

Maestro, se tomará como punto de partida, considerando el he

cho de que el Sistema Regional de Manabf en la -actualidad no

dispone en abasoluto de servicio eléctrico. Una vez estableci-

do el programa de obras maestro, se superpone con el total

de obras existentes y decididas, y se establece el plan de obras

a ejecutarse»

ALTERNATIVA I : 69 kV .-

El costo estimado del programa de obras de esta alterna-

tiva consta en detalle en el anexo N- 4.1.1, siendo en resumen

el siguiente;-

180,

,(Miles de Sucres)


Transmisión a 69 kV,

Transformación

TOTAL

6936O

136586

205946

46240

36314

82554

172900

288500

Se ha establecido un calendario de inversiones, el cual

puede verse en el anexo NI- 4,2.1, siendo en resumen el si-

guiente:

ANO INVERSIONES(Miles de Sucres )

1975

1976

1977

1978

1979

198O

1981

1982

1983

1984

3229O

60900

63365

38370

7500

2000

15010

3990

2850

181.

AÑO INVERSIONES

(Miles de Sucres)

1985

1986

1987

1988

1989

1990 .

TOTAL

19760

11115

10350

17010

399O

288.500

ALTERNATIVA II : 34,5 kV.-

Para esta alternativa se considera que se aumentará un

nuevo circuito para cumplir con-los límites de cafda'de voltaje

permisible ya analizados en el capítulo precedente. En el ane_^

xo N- 4,1,2 está detallado el costo del programa de obrasf pu

diendo resumirse asi:

(Miles de Sucres)

Transmisión . 177650

Transformación 151300

TOTAL 328950

El calendario de inversiones se presenta en el anexo N-

4.2*2 siendo en resumen el siguiente:

182,

AÑO INVERSIÓN(miles de sucres)

1375 29835

1976 42940

1977 44475

1978 , 34595

1979 14080

1980 ' 23740

1981 „ 19185

1982 21305

1983 • 6220

1984 12550

1985 36300

1986 18225

1987 6715

1988 15215

1989 3570

1990

TOTAL 328.950

4,2 Costo de las pérdidas,-

La limitación de las pérdidas en el diseño de un sistema

de subtransmision y distribución constituye un factor esencial

en elfuncíonamiento adecuado del sistema. Si se valorizan es-

tas pérdidas, veremos más adelante que, la selección de un ~

183,

sistema que no reúne las condiciones técnicas tanto de regula-

ción como de pérdidas de potencia y energía, ocacionarfa que

dicha selección sea inadecuada tanto desde el punto de vista -

técnico "como económico.

La práctica nos señala que en un sistema de subtransmi-

sión y distribución, normalmente las pérdidas no deben exeder

se en un 15% de la demanda a servirse. • Lógicamente este -

15% está dividido en los diferentes tramos del sistema (sub-

transnnisión, transformación, circuito primario,, secundario y

acometidas); desde luego en áreas rurales las pérdidas inclusi

ve pueden sobrepasar los límites indicados.

En cuanto se refiere a las pérdidas.de energía la valori-

zación de ellas están de acuerdo al costo promedio de venta

que significaría el vender un kWh a nivel de subestación princi

pal, o a nivel de transformador de distribución.

4.2*1 Peixlidas en subtransmisión; Las pérdidas en subtrans

misión para el voltaje adoptado de 69 kV, fueron valo-

rizadas en el capítulo anterior, para el efecto se consideró que

el costo del kWh perdido tiene un valor $% 0.35- Es posible -

que el costo unitario perdido se incremente, pues está de acuer

do a la política tarifaria de las empresas o del Sistema Nacional

Interconectado. En el anexo N- 3.8 se indica el detalle de los

cálculos seguidos, siendo en resumen el siguiente;

184.

PERDIDAS EN SUBTRANSMISION A 69 kV (miles de -sucres)

Año PortoviejoS. Isidro

266,8 Mcm

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989*199O

54,7

68.2

68,7

109.4

132.0

164.4

203.6

249.8

307.1

378.3

467.2

577.0

717.0

890.0

Portoviejo PortoviejoManta Paján

(336.5Mcm) 4/0

.

223.9

249.5

289.2

332,0

430.2

545.0

708.6

900.4

1174,1

1497.3

1961.9

2513.7

3313.3

4268.2

23.5

29.3

36.4

42.2

54.7

66.3

82.0

1OO.O

.122.0

149,9

187.7

' ' : 225.4

277.4

341.3

TosaguaBahía

2/0

'

1.0

1.0

1.1 •

- 1.2

1.4

1.7

2.0

2.4

3,0

3.6

4.4

5.3

6.5 .

8.0

TotalPérdidas

•

303,1

348.0

395.4

486.8

618.3

777.4

999,6

1252,6

1606.2

2029.1

2621.2

3321.4

4314.2

5507 . 5

Las perdidas en subtransmision para la alternativa de -

subtransmision a 34.5 kV, analizadas en el capítulo anterior.

(anexo N- 3,11 ) en resumen son las siguientes:

185.

PERDIDAS EN SUBTRAN5MISION A 84.5 kV (miles de sucres)

Año Porte-viejo Portoviejo Portoviejo Tosagua TotalSa Isidro Manta Paján Bahía Pérdidas

1975

1976

1977

1978

1979

198O

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

-

37.2

149.3

183,8

233.4

289.5

355.3

443,7 •

548.7

423.8

523.0

648,4

804,0

1003.1

1250.8

-

692.3

777.0

4O4.6

465/5

605,1

772.4

1009.7

1291.1

1696.8

1337.0

1754.2 *

2245.6

2954.0

3805,9

.-

-

44.7

167.6

207,5

261.8

322.3

180.2

229.2

275.4

340.2

422.1

523.2

649.9

810.2

-

-

-

8.5

9.2

11.0

13.6

16.0

. 19.2

21.9

28.7

35.5

42.8

53.2

64,5

•

-

729,5 -

971 .O

764.5

915.6

1167.4

1463.6

1649.6

2088.2

2417.9

2228-9

2860.2

3615.6-~i *

4660.2

5931.4

4.2.2 Pérdidas en subestaciones de 'distribución • —

Las pérdidas de energía en las subestaciones para 2

alternativas 69/13.8 kV y 34.5/13.8 kV fueron calculados en

186,

el capítulo anterior; si asuminos que las pérdidas tienen un eos

to de £fr O.35/KWH, los costos para estas 2 alternativas serán

las siguientes:

Año Alternativa

69/13.8 kV,

Alternativa

34,5/13.8 kV.

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

PérdidasEnergía

(kWh)

•

-

549,32

700.81

831.16

900.11

1O21.48

1088.49

1158.01

1413.57

1506,16

1555.21

1935.95

2019.99

2221.95

2704.96

Costo •Pérdidas( miles

sucres)

- .

192.26

245.28

290.91

315.04

357 . 52 :

380.97

405.30

494.75

527.16

544 . 32

677.58 •

707 . 00

777.68

946.74

PérdidasETnergfa

(kWh)

-

537.76

675.48

803.36

868 . 04

991.48

1059.62

1122.21

1378.11

1470.43

1528.89

1911.62

1983.97

2188.71

2668.60

CostoPérdidas(miles de

sucres)

-

188.22

236.42

281,18

304,16

346.98

' 370.87

392.77

482.34

514.65

535.11

669.07

694.39

766.05

934.01

187,

4*2.3 Perdidas en circuitos primarlos y secundarios .-

Pérdidas en circuitos primarios;

El costo de las pérdidas en el circuito primario han -

sido analizadas en el capítulo anterior en el acápite correspon

diente al estudio económico del calibre de conductor (anexo

un resumen de tales costos.se exponen a continuación;

ANO PERDIDAS

•( miles de sucres)

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1937

1988

1989

1990

59,0

69-8

82.2

96,8

114.9 :

'136.6

162,0

190.4

226.9

270.5

323.5

387.9

466-2

561,4

679.9

825.1

188.

PERDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS „-

Las pérdidas en los circuitos secundarios son las más im

portantes justamente porque esta parte del sistema de distribu-

ción es la que está más próxima al alcance de los usuarios. Se

estima que las pérdidas de potencia son del orden del 3 hasta

el 5%, dependiendo de la configuración adoptada^ corno también

del envejecimiento de los conductores, si nos referimos al ais

lamiento si la construcción es subterránea. Para el Sistema

Manabf no existe este problema por cuanto todo el sistema de

distribución es de tipo aéreo.

La valorización de las pérdidas de energfa, "siguen el mis

mo procedimiento de cálculo como el que se realizó para perdí

das en los circuitos primarios,

4.2.4 Pérdidas en transformadores de distribución.- '

Las pérdidas producidas en los transformadores de dis

tribución son debidas al hierro y cobre; para la capacidad de

estos transformadores se estima que las pérdidas son práctica-

mente despreciables y por lo tanto la valorización del costo de

la energía es despreciable. Anotemos que las pérdidas dismi-

nuyen a medida que aumenta la capacidad del transformador.

Como un ejemplo indiquemos que un transformador de 15 kVA

tiene pérdidas en el cobre de 2.24%. mientras que las pérdidas

sin carga (pérdidas del hierro) son del orden del 0.82%. Para

un transformador de capacidad de 150 kVA las pérdidas en el

cobre son de un 1.18%, mientras que para el hierro son de un

189,

Oa41%» Todas referidas a transformadores trifásicos de rela-

ción de transformación 12.470 a 208 Y/12O volt.

4. Q Costos de operación y mantenimiento . -

Los costos de operación anuales representan el monto de

los salarios, mientras que los costos anuales de mantenimien-

to representan los costos de repuestos y otros gastos de mante

nimiento. Con la finalidad de tomar en cuenta el hecho de que

varios componentes de los equipos, requieren un reemplazo en

un tiempo sustanctalmente menor que el tiempo estimado como

vida media, debe incluirse separadamente un costo anual adicio

nal.

Para valorizar los costos de operación y mantenimiento

se estima que, para lineas el costo varía entre 2 y 3% de las

inversiones, mientras que para subestaciones los costos de ope

ración serán aproximadamente entre 1.5 a 2% de la inversión.

Si consideramos que los costos de operación para líneas

son de un 2.5% y para subestaciones de 2%, los costos unita-

rios serán:

Líneas a §0 kV : Sí 10.000/Km.

Líneas a 34.5 kV: Sí 6.250/Km.

Subestaciones 69/13.8 gí 38/kVA.

Subestaciones 34.5/13.8 S£ . 34/kVA

190.

Los costos de operación y mantenimiento deben tomarse

en cuenta a partir del año en que entra a operar la línea o

la subestación.

Los costos de operación y mantenimiento de líneas para

las 2 alternativas son los siguientes;

ANO COSTO( miles de sucres)

69 kV 34.5 kV

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983t

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

530

1400

2890

2890

331

874

1805

2136

2473

2954

3360

3360

3466

3803

4303

4303

4303

4303

flecha significa valores iguales hasta 1990,

1-91.

PARA SUBESTACIONESy

ANO

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

Costos(miles de sucres)

69/13.8 kV

\

' 1007

1320

1586

1586

1586

1776

2156

2156

2213

2308

283O

2887

3077

3457 .

34.5/13.8

.-

884

1147

1368

1Q68

1368

1538 .

1912

1912

1963

2048

2515

2515

2685

3O25

COSTO ESTIMATIVO PE LAS OBRAS PERIODO 1975 - .1990ALTERNATIVA 69 KV (Miles de sucres) Anexo 4, '1.1

. O B R A S

SUBESTACIONESManta: 5 x 10000 kVA -69/1 3* 8k\: 3 x 5000 kVA-69/

13*8 kVRocafuerfce: 2 x 1 500 kVA-69 /

13*8 kVTosagua : 2 x 1500 kVA~69/13«8

• kVChone: 2 x 3750 kVA-69/13a8kVBahía: 1-x 1500 kVA -69/1 3. 8 kVSan Isidro: 1 x 1500 kVA *--69/

13»8-kVSanta Ana: 1 x 1 500 kVA - 69/

1308 kVSucre; 1 x 1500 kVA - 69/1 3, 8kVJipijapa: 2 x 2500 kVA - 69/1 3e 8

kVRajan: 1 x 1500 kVA - 69/13*8kV

S u b t o t a l

Lineas a 69 kV

ôrtoviejo - Rocafuerte 17 km*Rocafuerfce - Tosagua 34 krruTbsagua ~ Chone 30 krru3hone — San Isidro 44 km»Fosagua ~ Bahía 40. km.ôrtoviejo - Menta 36 km*ôrtoviejo - Santa Ana 25 km*Santa Ana- Sucre 8 km»Sucre - Jipijapa 25 krruJipijapa - Paján 40 km*

B u b t o t a l

SISTEMA MANABI

Divisas

/ _ 75050

22515

4503

4503" 1 1 26O

2250p

2250

22502250

75052250

1 36586

1

408C81604800

1 0560960086406000192060009600

69360

MonedaLocal

19950

5985'

1197- -

1197

2990600

600

600600

1995

600

3631 4

2720544032OO704064005760400012804000

' 6400.

46240

Costo Estimativodel Programa de Obras

T o t a l

9500O

28500

5700

57001425O2850

2850

28502850

95002850

172900

6800136008000

17600Í600O

.14400100003200

1OOOO -16OOO

1 1 5600

AnexoHoja

Anexo 4* 1(Miles de sucres) £

O B R A S

Líneas a 13*8 kV.

Lineas para servir a Jaramijó,Montacristi, San Lorenzo 50 km,Lineas para servir a Picuisá5

Colon 15 km,Rocafuerte - San Plácido 35 km*Rocafuerte - Charapotó, San Ja-cinto - San Clemente 25 krn<Tosagua - Calceta ~ Junín 23 krn,

Ramales para servir a:Bachillero ~ La Estancilla - Ca-nuto - Quiroga 27 km,Chone - Ricaurte- F* Alfaro

48 km.Chone - Boyaca - San Vicente

"47 km,Se Isidro ~ E* Alfaro - Converi

t o - . 4 0 krn,Ramales para servir a;Jama - Canoa 68 km,Santa Ana - La Misión " 36 krn,Ayacucho - H» Vasquez 8 km,Jipijapa - PtOo López 54 km.Jipijapa ~ Qímedo 60 km",Ramales para servir a JulcuyAnegado ,' 20 km,'Paján ~ P.FJ. Gornéz 21 km.Paján ™ Lascano 44 km,Ramales a Gascol 10 km.

S ub t o t a 1

DISTRIBUCIÓN

Redes de distribución para las -áreas de:Mantas . 23000 abonad*

SISTEMA MANA'BI

Divisas

"3750

11252625

.18751725

2025

3600

3525

3000

" 51002700600

40504500

150015753300750

47325

- 27600

MonedaLocal

B

375Q

1-1252625

18751725

•

2025

3600

3525

3000

51002700

6OO4050450O

150015753300750

47325

'

41400

• Costo Estimativodel Programa de Obras

T o t a l

7500

22505250

-'3750•3450

4050

7200

7O50

6000

1O2005400120081009000

30003150•66001500

94660

69000

AnexoHoja

Anexo 4*

(Miles de sucres) 3, =

O B R A S

Porfcoviejo 18500 abonadosRocafuerte 10500 "Tosagua 1 1 800 "Chone 19200 »Bahía 2700 ' »San Isidro Í800 "Santa Ana 7500 "Sucre . 9200 "Jipijapa 12000 " \n . 4500 "

S u b t o t a l

T O TA L

'•

i

li

SISTEMA MANABI

Divisas

2220O126001.416023040324021609000

1104O144OO5400

144840

388646

•

MonedaLocal

33300189002124034560.48603240

135001656021600

81 OO

217260

337674

-

~

-

Costo Es ti m ati vodel Programa de Obras

T o t a l

5550O31 50O3540O57600

810O5400

225002/6003600O13500

362100

726320

• •

AnexoHoja

COSTO ESTIMADO DE LAS OBRAS PERIODO 1.975 - 1 ,990 Anexo 4.1.2

ALTERNATIVA 34*5 KV ' (Miles de sucres) 2/

O B R A S

SUBESTACIONESManta 5x10 MVA - 34*5/13*8

kVPortoviejo 3 x 5 MVA - 34* 5/ •

13*8 kVRocafuerte 2 x 1 MVA - 34» 5/

13«8 kVTosagua 2 x 1 * 5 MVA - 34* 5/

' . 13*8.kVChone 2 x 3*75 MVA - 34* 5/

. 13*8 kVBahía 1 x 1 .5 MVA 34*5/13*8 kVSe Isidro 1 x 1 * 0 MVA 34* 5/ -

13*8 kVS* Anal x 1.0 MVA 34*5/13*8

kVSucre 1 x 1.5 MVA 34* 5/1 3. 8 kVJipijapa 2 X 2*5 MVA 34*5/13*8

kVPajan 1x1 .5 .MVA 34* 5/1 3* 8 kV

S u b t o t a l

L-íneas a 34* 5 kV

Portoviejo - Rocafuerte 17 km(3c) *

Rocafuerte - Tosagua 34 km,(3c)

Tosagua - Cho n e 20 km(3c)

Chone - S* Isidro 44 km(3c)

Tosagua - Bahía 40 krnCíe)

Portoviejo - Manta 36 km(Se)

Portoviejo - Santa Ana 25 km(2o)

Santa Ana - Sucre 8 km

SISTEMA MANABI

Divisas

67150

20145

2686-

4029

100722014.

' 1343

1343

2014. '

6715

2014

' 119525

,

765O

15300

9000

198QÓ

6000

19440'

7500

MonedaLocal

-

17850

5355

714'-

1071-

. 2678536

.357

.

357

536 . . .-.

1785

536

31775

'

5100.;

10200

60OO

13200

40OO

12960

50OO*


T o t a l

8500O

25500

3400

• "51 OO

12750255O

1700

17002550

85002550

1 51 30O

- 1 2750

25500

15000

33000

1OOOO

32400

12500

AnexoHoja

4. 1 ,2(Miles de sucres) 2/

O B R A S

C2c)Sucre - Jipijapa 25 km

(2c)Jipijapa - Pajan 40 km

S u b t o t a l

T O T A L

NOTASs

* Valores en paréntesis significans

(3c) = 3 circuitos(2c) = 2 circuitos(le) =1 circuito

SISTEMA MANABI

Divisas

2400'

7500í

1 200O

1O6590 .

2261.15

-:

MonedaLocal

1600

5000

, 8000

'. 71060

102835

. -


T o t a l

4OOO

12500

20000

177650

328950

AnexoHoja

' A

N E

X.O

4.

2.1

CA

LE

ND

AR

IO

D

E

IN

VE

RS

IO

NE

S s

ALT

ERN

ATI

VA

6

9 kV

/13'

.8 k

V (

mil

es

de

sucr

es)

.-

OB

RA

S

1,

SUB

EST

AC

ION

ES

Man

ta:

5x10

MV

AP

ort

ov

iejo

3x

5 M

VÁR

oca

fuer

te

2xL

5 M

VA

Tos

agua

2x

1.5

MV

ÁC

hañe

2x

3.7

MV

AB

ahía

1x

1.5

MV

ÁSa

n Is

idro

1x

1.5

MV

ÁS

ta.Á

na

1x1.

5 M

VA

Suc

re

1x1.

5 M

VÁ

Jip

ijap

a 2x

2.5

MV

A"

Paj

án

• 1x

1.5

MV

ASU

BTO

TÁL

2.

LIN

EAS

A

69 k

V

Po

rto

vie

jo-R

oca

fu

erte

Roc

afue

rte-

Tos

agua

Tos

agua

- Cho

neC

hone

-San

Isi

dro

Tos

agua

- Bah

íaP

ort

ov

iejo

-Man

taP

ort

ov

iejo

-Sta

A

naS

ta.

Ána

-Suc

reS

ucr

e-Ji

pij

apa

Jip

ijap

a-P

aján

SUB

TO

TÁ

L

TO

TA

L

1975

1577

075

00 - - - ~ - - - - -23

270

4420

4600

9020

3229

0

1976

2223

020

0028

50 - - - - - - - -27

080

2380

8840

4800

9800

6000

2000

3382

0

6090

0

1977 i - - 2850

7125 - -

2850

2850 - -

1567

5

4760

3200

1091

072

00

4000

1200

6500

9920

4769

0

6336

5

1978 „ '- - - - 2850

2850

4750

2850

1330

0

6690

8800

3500

6080

2507

0

3837

0

1979 „ - - - — - -••

. 19

80

M 7500 - - - -

7500

7500

1981 _.

2000 - _ —

. -

'

2000

2000

1982

1501

0- - _ -

' —

1501

0

1501

0

1983 39

90 - __ — - 3990

3990

1984 _ —- 28

50 - '

2850

2850

1985

1501

0- - —

4750

1976

0

1976

0

1986

3990 - — „ 7125

1111

5 •

1111

5

1987 — 7500

2850 _ —

1035

0

1035

0

1988

1501

020

00 —__ —

1701

0

1701

0

1989 3990 ~ — _ 3990

3990

' 19

90

•

CA

LE

ND

AR

IO

D

E I

NV

ER

SI

ON

ES

AN

EX

O

4.2

.2

ALT

ERN

ATI

VA

• 3

4.5

kV

/13.

8 kV

(m

iles

d

e.su

cres

)

OB

RA

S

1.

SUBE

STA

CIO

NES

Man

ta

• 5x

10

MVA

Po

rto

vie

jo

3x5

MV

AR

oca

fuer

te

2x1

MV

AT

osag

ua

2x1.5

MV

AC

hone

2x

3 .

75M

VAB

ahía

1x

1.5

MV

ÁSa

n Is

idro

1x

1 M

VÁ

San

ta A

na

1x1

MV

ÁS

ucre

1x

1.5

MV

AJi

pij

ap

a 2x

2.5

MV

ÁP

aján

1x

1.5

MV

A

SUBT

OTAL

2.

LIN

EAS

A 3

4.5

kV

.

Po

rto

vie

jo-R

oca

fuer

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ocaf

uert

e-T

osag

uaT

osag

ua-C

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Cho

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Por

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e j o

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ort

ov

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ta

Ana

- S

ucre

Su

cre-

Jip

ijap

a• J

ipij

ap

a-

Faj

an

SUBT

OTAL

TO

TA

L

1975

1375

067

15

2046

5

2650

6720

9370

2983

5

1976

2025

017

8517

00

2373

5

1600

. 53

0031

00

4080

3875

1250

1920

5

4294

0

1977

•

2550

6375

1700

2550

1317

5

3200

1900

6800

6200

2375 75

038

7562

00

3130

0

4447

5

1978

2550

1700

4250

2550

1105

0

2650

4200

3800

6720

2375

3800

2354

5

3459

5

1979 - 1600

5300

3100

4080

1408

0

1408

0

1980 67

15

. 6715

3200

1900

6800

1250

1702

5

2374

0

1981

1785

1785

4200

3875 75

0.

3G75

6200

1740

0

1918

5

1982

1343

0

1700

1513

0

2375

2375

3800

6175

2130

5

1983

3570

3570

2650

2650

6220

1984 25

50

2550

1600

5300

3100

1GOO

O

1255

0

1985

1343

0

4250

1768

0

3200

1900

6800

6720

1862

0

3630

0

1986

3570

6375

9945

4200

4080

8280

1822

5

1987

6715

6715

6715

1988

1343

017

85

1521

5

'' 1521

5

1989

3570

3570

3570

1980 -

-

192,

CAPITU LO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Solución económica .-

Para el estudio de la selección de alternativa más econó-

mica, se ha considerado dos posibilidades en cuanto se refiere

a la tensión de subtransmisión. La primera posibilidad corno

se analizó en el capítulo anterior, es desarrollar el sistema de

subtransmisión a 69 kV, con sus respectivas subestaciones, re_

lación de tensión 69/13.8 kV. Para la segunda posibilidad se

ha considerado una tensión de voltaje para el sistema de sub-

transmisión de 34.5 kV, con sus respectivas subestaciones de

relación de tensión 34.5/13.8 kV; hay que anotar en esta alter

nativa la entrada de otras líneas en el momento en que las cori

diciones máximas de regulación fueren superadas. No se han

tomado en cuenta para la comparación de alternativas, las lí

neas a 13.8 kV y las redes de distribución, por ser comunes

a ambos sistemas.

El análisis económico de las alternativas se realizó para

un período comprendido entre 1975 - 1990 y se empleó el mé-

todo del valor presente. El tiempo medio de la vida útil para

las líneas y subestaciones se estima en 25 años., en consecueri

cia el valor residual que consta en este estudio es el calcula-

do sobre este período.

193,

Las consideraciones para el cálculo económico de las

alternativas anteriormente indicadas son;

- Inversión en construcción

- Operación y mantenimiento de Ifneas y subestacio

nes

- El valor residual: se analizará para tasas de inte

res de 6,8 , 10 y -12%.

Los resultados del análisis económico de acuerdo al mé-

todo del valor presente se traducen en los siguientes valores:

Alternativa 69 kV. Alternativa 34.5 kV*

Tasa de interés Tasa de interés

6% 8% 10% 12% 6% 8% 10% 12%

204230 195291 187104 178256 206409 195460 185018 174312

1.00 1,00 i .00 1.00 1.01 1.00 1-99 0.97

El detalle de los cálculos para estas 2 alternativas se indii

ca en los anexos Nos. 5.1 y 5.2.

Desde el punto de vista económico la alternativa de 69 kV

para tasas de interés bajas (8%) es la más económica, notándose

que, a medida que crece la tasa de interés, la alternativa a -

34.5 kV resulta ser la más económica. Cuando la tasa de inte-

rés es un 8% más o menos, tenemos el punto de equilibrio don-

194,

de las 2 alternativas tienen el mismo costo reducido al valor -

presente , En el anexo NI- 5.3 se representa en forma gráfica

las 2 alternativas estudiadas,

5*2 Solución técnico - económica «-

Del estudio realizado para el cálculo de regulación, los

resultados alcanzados para cada una de las alternativas para la

solución técnica con una regulación permisible en el año 1990,

son los que se indican .a continuación:

TRAMO Regulación. %

69 kV. 34.5 kV.

Po rtoviej o-S . Is id ro

Portoviejo-Manta

Po rtovi e j o- Paj án

Tosagua-Bahía

9.69

15.10

5.80

1.47

12.62

14.70

11.60

3.42

Desde el punto de vista técnico la alternativa a 69 kV.

es la más conveniente, pues se tienen regulaciones menores

si las .compararnos con la alternativa a 34.5 kV, como se ve

en el cuadro anterior. Del análisis económico como ya se ~

indicó en el punto precedente, para tasas de interés menores

al 8%f la alternativa de 69 kV es la más económica.

Corno conclusión, la solución técnico - económica más

195,

atractiva es la alternativa de subtransmisión a 69 kV, que tarn

bien se ve justificada desde 'el punto de vista de financiamien-

to, pues los organismos de crédito internacionales normalmen

te ofrecen sus créditos a tasas de interés relativamente bajas.

5*3 Financiación de las obras .-

El programa de obras debería ser "financiado por INECEL

la parte correspondiente a la moneda local y con préstamo pro

veniente de proveedores la parte correspondiente, a divisas. No

se ha definido financiarniento en líneas primarias a 13.8 kV y

redes de distribución por cuanto tales programas los están rea

lizando la Empresa Regional con la participación de INECEL.

SUBESTACIONES ELEVADORAS

Ubicación Capacidad Volt, Entrada Voltj. Salida

(kVA) ' (kV) (kV) •

MANTA 5000

3750

3250

1500

10000

13.8

2.4

2.4

4.16

13.8

69

13,8

13.8

13.2

69. 0

196,

SUBESTACIONES REDUCTORAS

Ubicación

Portoviejo

Portoviejo

Portoviejo

Rocafuerte

Calceta

Chone

Santa Ana

Sucre

Jipijapa

Manta

Portoviejo

Capacidad

(kVA)

2500

2500

1500

1000

1000

1000

500

500 -

1000

3 x 500

10000

LINEAS DE

Voltaje Entrada

(KV)

69

69

13.8

.34.5

34.5/

34.5

34.5

34,5

34.5

13.8

69.0

TRANSMISIÓN

TRAMO

Voltaje Salida

(kV)

34.5-

13.8

6.0

13.8

13.8

13.8

13.8

13.8

13.8

2.4

34.5

TENSIÓN (kV)

Manta - Portoviejo

Portoviejo - Rocafuerte

Rocafuerte - Tosagua

Tosagua - Chone

Portoviejo - Lodana

Lodana - Sucre

Sucre - Jipijapa

Tosagua - Bahía

69

34.5

34.5

34.5

34.5

34.5

34.5

34.5

197.

Analizando el Programa Maestro definido corno la mejor

alternativa técnico - económica (anexo 4,1.1), se llega a la -

conclusión de que serian aprovechables los siguientes equipos -

existentes y por instalarse.

TRANSFORMADORES ;

MANTA 500O kVA - 13.8 kV/69 KV

MANTA 10000' kVA - 13.8/69 kV

PGRTOVIEJO 2500 kVA - 69/13.9 kV

LINEAS ;

Portoviejo - Manta .- La Ifnea actualmente tiene un calibre -

266.8 Mcm.

De acuerdo al programa maestro se determinó un cali-

bre económico de 336.4 Mcm (1 circuito), en consecuencia pa_

ra reforzar el sistema existente sería necesario construir una

Ifnea adicional de 69 kV (336*4 Mcm), pues para el aro 1990

de acuerdo a los cálculos no se tiene una regulación razona-

ble,

OTRAS LINEAS :

Las otras lineas existentes tienen un voltaje de 34.5 kV;

lamentablemente estas líneas en principio fueron diseñadas pa

ra operar a 13,8 kV, con la posibilidad de incrementar el vol

taje a 34.5 kV, consecuentemente resulta imposible la utiliza™

198.

ción de tales estructuras para una tensión de 69 kV.

De lo expuesto anteriormente se puede establecer el pro

grama de obras que debería ser llevada a cabo por la Empre-

sa Regional mediante aporte local y préstamo externo.

• LINEAS DE SUBTRANSMISION A 69 kV.

Divisas M.Local Total

portoviejo - San Isidro- 115 Km 27.600 18,400 46.000

Portoviejo - Manta 36 Km 8-640 5.760 14,400

Portoviejo - Paján 98 Km 23.52O 15.680 39.200

Tosagua - Bahía 40 Krn 9.600 6.400 16,000

Subtotal 69,360 46.24O 115.600

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN 69/13.8 kV


Manta 3 x 10 MVA (1)

Portoviejo 1 x 5 MVA (2)

Rocafuerte 2 x 1.5 MVA

•Josagua 2 x 1.5 MVA

45030 11970

7505

45O3

4503

1995

1197

1197

57000

9500

5700

5700

199,

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN 69/13,8 kV.

Bahfa 1 x 1,5 MVA

Chone 2 x 3,75 MVA

San Isidro 1 x 1 - 5 MVA

Santa Ana 1 x 1.5 MVA

•Sucre 1 x 1.5 MVA

Jipijapa 1 x 2.5 MVA (3) '

Paján 1 x 1.5 MVA

Subtotal

TOTAL

Divisas

2250

1126O

2250

2250

225O

3753

2250

87804

157164

M, Local

600

2990

600

600

600

997

600

23346

69586

Total

2850

1425O

2850

285O

2850

4750

2850

111150

226750

NOTAS;

(1) 2 x 10 MVA existentes

(2) 1 x 5 MVA existentes

i x 2,5 MVA existentes

El monto de las obras llega a un total de £^226' 750, 000

los cuales serian financiados así;

Aporte Local (INECEL) $í 69' 586. 000Aporte Externo (Proveedores) 157T 164,000

TOTAL 226'750.000

200-

RECOMENDACIONES

Gomo conclusión final se recomienda:

Estudiar la posibilidad de que en el futuro la línea a

138 kV del Sistema Nacional, llegue hasta las inme-

diaciones de Manta, principal centro de carga, por

cuanto para una carga estimable en el año 1990 se -

tiene regulaciones bajas. •

Construir la linea Portoviejo - Manta con un aisla—,

miento de 138 kV, que en principio funcionaría a

69 kV, esta línea necesariamente deberá ser en es

tructuras de acero*

Poner especial interés en tratar de obtener financia-

miento para el programa de obras con alguna entidad

crediticia internacional.

S I

S

TT E

A

'iEB

EA

nexo

5

81

AN

ÁLIS

IS E

CO

NÓ

MIC

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MIS

ION

Y D

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IBU

CIÓ

N

ALT

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NA

TIV

A

6 9

K

V

(mile

s d

e s

ucre

s)

AÑ

O

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

Invers

ión

en

Monst

ruo .

32290

60900-

63365

38370

~

7500

2000

15010

3990

2850

19760

11

11

5

10350

17010

3990

Opers

y M

ants

(Lin

eas;

« - 530

1400

2890

2890

2890

2890

2890

2890

2890

'

2890

2890

2890

2890

2890

Subes^

, ~1007

1320

1586

1586

1586

1776

' 2156

2156

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2308

2830

2887

3077

3457

Perd

idas de E

nerg

Lin

eas

3.0

3, 1

348,0

395,4

48

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6l:8

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4

99

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'2621.2

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4314.2

5507, 5

Subesta

c,

19

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3245 , 3

290,9

31

590

35

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38

1 ,

0-

40

5t3

494,7

52

7t2

54

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677.6

707*0

777.7

94

6a7

Valo

r R

esi

dual

Lin

eas

•

-57024

Subesta

c *

-

- 1

3 3

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3

TO

TA

L

32

29

0*0

60900*0

65397.4

,41683.3

5162.3

12777.8

7451.8

20834.4

10440.9

9643* 3

26996.4

16886.4

19368,8

26815.4

15048.9

«157975.8

TO

TA

L

°/«

Valo

r P

resente

6% 30462

54201

54858

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13102

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5426

14270

9442

9144

11936

6368

-

62083

204230

1,0

8%

29897

51601

51864

20609

3543

8073

4373

11283

5251

4501

11618

7544

7171

9189

4810

-46036

1 9

5291

1.0

10%

29355

50328

49088

28444

3233

7231

3846

9742

4452

3746

9494

6053

5650

7106

3654

-

34318

187104

1.0

12%

28832

48549

" 46507

26446

2954

6489

3390

8434

3785

3129

7788

4877

4470

5521

2788

- 2

5723

178256

1.0

AN

ÁLIS

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CO

NÓ

MIC

O D

EL S

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MA

DE

SU

BTR

AN

SM

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Anexo

5

*2

ALT

ER

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TIV

A

34.5

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>

(mile

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AÑ

O

1975

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1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

Invers

ión

en

Const

ruca

2983

542940

44475

34595

14080

23740

19185

21305

6220

1 2

550

36300

18225

6715

15215

3570

OperB

y M

ant*

Lín

eas

- 331

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1805

2136

2473

2954

3360

-3360

3466

3803

4303

4303

4303

4303

Subesta

„ - 884

1147

1368

1368

1368

1538

1912

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1963

2048

25

15

.

2515

2685

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2088.2

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2860o 2

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60

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4

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Valo

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Lín

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-108672

Subest

ac*

- 99467

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TA

L

29835,0

42940,0

46607*7

t 37823,4

' 18298.7

28463.8

24540,4

27631.5

1 5

534. 4

20392.5

44

66

1.5

26840.0

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26343*0

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-193945.6

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L

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-55

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4

195460

1.0

10%

26105

34924

35016

25068

10939

16068

1 2594

12890

5740

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1 5

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-41

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9

12%

25640

33690

33175

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11160

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5390

' 2920

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09

6

174312

089

7

Tesis previ aa l obtencióa denl Titul doe Ingenier eno la...

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