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Universidad De Cuenca

Peña G, Ramirez J Página 1

RESUMEN

Este proyecto comprende el análisis de operación de los alimentadores

primarios de la subestaciones Obrapía y San Cayetano, que consiste en

determinar factores como caídas de tensión, factor de potencia, cargabilidad de

conductores, de manera que al existir algún tipo de inconveniente acertar con la

solución adecuada y así cumplir con el objetivo de conseguir beneficios para la

Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.

Para poder determinar los factores mencionados anteriormente se utiliza el

programa de análisis técnico Spard mp Distribution, el cual permite realizar la

modelación digital de la red primaria definiendo el comportamiento del

alimentador, para lograr esto es necesario establecer la demanda y parámetros de

operación. Una vez detectado los desperfectos que presenta cada uno de los

alimentadores se procede a utilizar las herramientas más adecuadas para

optimizar el sistema.

Se comprobó que los instrumentos más óptimos para el mejoramiento del

sistema son: el conocido proceso de transferencia de carga y el remplazo de

conductores, ya que con ellos se lograron grandes ventajas técnicas-económicas.

La viabilidad para la implementación del proyecto se lo determino con la

evaluación económica, dando buenos resultados y logrando el mejoramiento del

sistema actual de los alimentadores primarios en estudio.



ABSTRACT

This project involves the analysis of operation of the primary feeders of the

Obrapía San Cayetano substations, who is to determine factors such as

brownouts, power factor, fan-drivers, so to be some kind of inconvenience

matching the adequate solution and thus to fulfill the expectation of benefit to the

Southern Regional Electricity Company SA.

To determine the mentioned factors above ,It is used the technical analysis

program called Spard mp Distribution, which allows digital modeling of the primary

network defining the behavior of the feeder, to achieve this it is necessary to

establish the demand and operating parameters. Once we detected defects in

each of the feeders it is appropriate to use the most appropriate tools to optimize

the system.

It was found that more optimum tools for the improvement of the system are:

the known charge-transfer process and the replacement of conductors, since they

were achieved with great technical-economic advantages.

The feasibility for implementation of the project would determine with the

economic evaluation, achieving good results and improving of the current system

of primary feeders under study.



INDICE

RESPONSABILIDADES ---------------------------------------------------------------------------- 9 CERTIFICACIÓN ----------------------------------------------------------------------------------- 10 AGRADECIMIENTOS ----------------------------------------------------------------------------- 11 DEDICATORIA -------------------------------------------------------------------------------------- 12 RESUMEN ---------------------------------------------------------------------------------------------- 8 ABSTRACT --------------------------------------------------------------------------------------------- 8

CAPITULO I

GENERALIDADES.

1.1 Planteamiento del problema. ------------------------------------------------------------ 14 1.2 Justificación. --------------------------------------------------------------------------------- 14 1.3 Objetivos. ------------------------------------------------------------------------------------- 14

1.3.1 Objetivo general. ---------------------------------------------------------------------- 14 1.3.2 Objetivos específicos. ---------------------------------------------------------------- 15

1.4 Alcance ---------------------------------------------------------------------------------------- 15 1.5 Sistemas de información en la EERSSA --------------------------------------------- 15 1.6 Sistema de distribución eléctrica. ------------------------------------------------------ 16

1.6.1 Objetivo. --------------------------------------------------------------------------------- 16 1.6.1.1 Sistema radial. ---------------------------------------------------------------------- 16 1.6.1.2 Sistema en anillo. ------------------------------------------------------------------ 17 1.6.1.3 Sistema mallado. ------------------------------------------------------------------- 17

1.6.2 Componentes de un sistema de distribución. --------------------------------- 18 1.6.2.1 Subestación de distribución. ---------------------------------------------------- 18

1.6.2.1.1 Objetivo. -------------------------------------------------------------------------- 18 1.6.2.1.2 Componentes. ------------------------------------------------------------------ 19 1.6.2.1.3 Clasificación. -------------------------------------------------------------------- 19

1.6.2.2 Alimentadores primarios de distribución eléctrica. ------------------------ 19 1.6.2.2.1 Factores a considerar en la decisión del nivel de voltaje en el alimentador primario. ---------------------------------------------------------------------- 20 1.6.2.2.2 Factores que afectan la decisión de la ruta de un alimentador. --- 20 1.6.2.2.3 Factores que afectan al número de alimentadores. ------------------ 20

1.6.2.3 Transformadores de distribución. ---------------------------------------------- 20 1.6.2.3.1 Clasificación de los transformadores. ------------------------------------ 20

1.6.2.3.1.1 Por el número de fase. --------------------------------------------------- 20 1.6.2.3.1.2 De acuerdo al tipo de aislamiento. ----------------------------------- 21

1.6.2.3.2 Conexión de los transformadores. ----------------------------------------- 22 1.6.2.4 Red de baja tensión. --------------------------------------------------------------- 22

1.6.2.4.1 Usuarios. ------------------------------------------------------------------------- 23 1.6.3 Conductores en un sistema de distribución eléctrica. ----------------------- 23

1.6.3.1 Cargabilidad en los conductores. ---------------------------------------------- 23 1.6.3.2 Tipo de conductores. -------------------------------------------------------------- 25



1.6.3.3 Cargabilidad óptima en líneas trifásicas. ------------------------------------- 26 1.6.4 Solución al problema de flujo de carga. ----------------------------------------- 26

1.6.4.1 Métodos para la solución de flujos de carga. ------------------------------- 27 1.6.5 Voltajes en el sistema de distribución eléctrica. ------------------------------ 27

1.6.5.1 Regulación del voltaje. ------------------------------------------------------------ 28 1.6.5.2 Caída de tensión. ------------------------------------------------------------------- 28 1.6.5.3 Perfil de tensión. -------------------------------------------------------------------- 29 1.6.5.4 Niveles de tensión permisibles. ------------------------------------------------- 29

1.6.6 Pérdidas en un sistema de distribución eléctrica. ---------------------------- 29 1.6.6.1 Clasificación de pérdidas. -------------------------------------------------------- 30

1.6.6.1.1 Pérdidas técnicas. ------------------------------------------------------------- 30 1.6.6.1.2 Pérdidas no técnicas. --------------------------------------------------------- 30

1.6.7 Proyección de la demanda. -------------------------------------------------------- 30 1.6.7.1 Métodos para proyectar la demanda. ----------------------------------------- 30

1.7 Fundamentos teóricos. -------------------------------------------------------------------- 31 1.7.1 Definición de carga instalada. ----------------------------------------------------- 31 1.7.2 Definición de curva de carga. ------------------------------------------------------ 31 1.7.3 Definición de demanda. ------------------------------------------------------------- 31 1.7.4 Definición de factores. --------------------------------------------------------------- 32

1.7.4.1 Factor de carga. -------------------------------------------------------------------- 32 1.7.4.2 Factor de utilización o de demanda ------------------------------------------- 33 1.7.4.3 Factor de pérdidas. ---------------------------------------------------------------- 33 1.7.4.4 Factor de coincidencia. ----------------------------------------------------------- 33

CAPITULO II

ANÁLISIS DE PÉRDIDAS Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN UTILIZANDO SPARD MP. DSTRIBUTION

2.1 Configurador de la red de media tensión. -------------------------------------------- 35 2.2 Asignación de carga para la red de media tensión. ------------------------------- 35

2.2.1 Proporcional a la capacidad nominal de los transformadores. ------------ 36 2.2.2 Ajustar lecturas proporcionalmente a la capacidad de los transformadores. --------------------------------------------------------------------------------- 37 2.2.3 Ajustar lecturas proporcionalmente a los kWh de los transformadores. 38

2.3 Estudio de flujo de potencia utilizando Spard mp. Distribution para la red de media tensión. -------------------------------------------------------------------------------------- 39

2.3.1.1 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution.-------------------------- 41 2.3.1.1.1 Algoritmo del flujo de carga balanceado primario --------------------- 41 2.3.1.1.2 Algoritmo del flujo de carga desbalanceado primario ---------------- 42

2.4 Pérdidas de potencia y energía --------------------------------------------------------- 43 2.5 Técnicas para la optimización de la red de distribución. ------------------------- 43

2.5.1 Reconfiguración en alimentadores primarios. -------------------------------- 43 2.5.1.1 Introducción. ------------------------------------------------------------------------- 43 2.5.1.2 Técnicas y Métodos --------------------------------------------------------------- 43 2.5.1.3 Algoritmo utilizado por Spard mp. Distribution. ----------------------------- 44

2.5.2. Ubicación de capacitores en alimentadores primarios ---------------------- 46



2.5.2.1 Introducción. ------------------------------------------------------------------------- 46 2.5.2.2 Técnicas y Métodos --------------------------------------------------------------- 47 2.5.2.3 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution -------------------------- 48

2.5.3. Cambio de conductores en alimentadores primarios. -------------------- 49 2.5.3.1. Introducción ----------------------------------------------------------------------- 49 2.5.3.2. Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution ------------------------ 50

CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA S/E OBRAPÍA Y S/E SAN CAYETANO, Y

DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN

3.1 Descripción del Sistema Eléctrico EERSSA ----------------------------------------- 53 3.2 Área de concesión. ------------------------------------------------------------------------- 53 3.3 Área de estudio ----------------------------------------------------------------------------- 54 3.4Obtención de información para la modelación. ----------------------------------------- 56

3.4.1 Información de la subestación. ---------------------------------------------------- 56 3.4.2 Información de la troncal. ----------------------------------------------------------- 56

3.5 Descripción de la subestación Obrapía ----------------------------------------------- 57 3.5.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación Obrapía. -------------------------------------------------------------------------------------------- 59

3.5.1.1 Descripción del Alimentador Chontacruz ------------------------------------ 60 3.5.1.2 Descripción del Alimentador IV Centenario --------------------------------- 61 3.5.1.3 Descripción del Alimentador Hospital ----------------------------------------- 62 3.5.1.4 Descripción del Alimentador Celi Román ------------------------------------ 63

3.5.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos Subestación de Obrapía ------------------------------------------------------------------------ 64

3.5.2.1 Estimación de la demanda ------------------------------------------------------- 64 3.5.2.1.1 Demanda máxima. ------------------------------------------------------------- 64 3.5.2.1.2 Demanda mínima. ------------------------------------------------------------- 64

3.5.2.2 Cálculo de los parámetros eléctricos------------------------------------------ 65 3.5.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrica de la EERSSA--- 65

3.5.3.1 Alimentador Chontacruz ---------------------------------------------------------- 65 3.5.3.2 Alimentador IV Centenario: ------------------------------------------------------ 66 3.5.3.3 Alimentador Hospital: -------------------------------------------------------------- 67 3.5.3.4 Alimentador Celi Román: --------------------------------------------------------- 67

3.5.4 Proyección de la demanda. -------------------------------------------------------- 68 3.5.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo. ----------------------------------- 68 3.5.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados. ------------ 68

3.5.4.2.1 Alimentador Chontacruz. ----------------------------------------------------- 69 3.5.4.2.2 Alimentador IV Centenario. -------------------------------------------------- 69 3.5.4.2.3 Alimentador Hospital. --------------------------------------------------------- 70 3.5.4.2.4 Alimentador Celi Román. ---------------------------------------------------- 70

3.6 Descripción de la subestación San Cayetano. -------------------------------------- 71 3.6.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación San Cayetano. ------------------------------------------------------------------------------------ 74

3.6.1.1 Descripción del Alimentador Sur. ---------------------------------------------- 74



3.6.1.1 Descripción del Alimentador Norte. -------------------------------------------- 76 3.6.1.2 Descripción del Alimentador Juan de Salinas. ----------------------------- 77

3.6.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos Subestación San Cayetano. ------------------------------------------------------------------- 78

3.6.2.1 Estimación de la demanda. ------------------------------------------------------ 78 3.6.2.1.1 Demanda máxima. ------------------------------------------------------------- 78 3.6.2.1.2 Demanda mínima. ------------------------------------------------------------- 79

3.6.2.2 Calculo de los parámetros eléctricos. ----------------------------------------- 79 3.6.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrico de la EERSSA. -- 79

3.6.3.1 Alimentador Sur. -------------------------------------------------------------------- 79 3.6.3.2 Alimentador Norte. ----------------------------------------------------------------- 80 3.6.3.3 Alimentador Juan de Salinas. --------------------------------------------------- 81

3.6.4 Proyección de la demanda. -------------------------------------------------------- 81 3.6.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo. ----------------------------------- 81 3.6.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados ------------- 82

3.6.4.2.1 Alimentador Sur.---------------------------------------------------------------- 82 3.6.4.2.2 Alimentador Norte. ------------------------------------------------------------- 83 3.6.4.2.3 Alimentador Juan de Salinas. ----------------------------------------------- 83

CAPITULO IV

ESTUDIO DE RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS ALLIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA Y SAN

CAYETANO UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION.

4.1 Reconfiguración de los alimentadores primarios. ---------------------------------- 86 4.1.1 Transferencia de carga. ------------------------------------------------------------- 86 4.1.2 Descripción de los nuevos alimentadores. ------------------------------------- 95 4.1.3 Simulación a demanda máxima --------------------------------------------------- 98 4.1.4 Simulación a demanda mínima -------------------------------------------------- 101

4.2 Ubicación de capacitores en alimentadores primarios. ------------------------- 103 4.2.1 Procedimiento. ----------------------------------------------------------------------- 104 4.2.2 Simulación a demanda máxima ------------------------------------------------- 104 4.2.3 Simulación a demanda mínima -------------------------------------------------- 104

4.3 Remplazo de conductores en alimentadores primarios. ----------------------- 105 4.3.1 Situación a demanda máxima --------------------------------------------------- 106 4.3.2 Situación a demanda mínima ---------------------------------------------------- 107

4.4 Combinación de soluciones para proyecciones de la demanda. ------------ 108 4.5 Resumen y resultados. ------------------------------------------------------------------ 112

CAPITULO V

ANÁLISIS ECONÓMICO.

5.1 Justificación técnica- económica. ---------------------------------------------------- 115 5.2 Conceptos teóricos ----------------------------------------------------------------------- 116 5.3 Análisis costo-beneficio ----------------------------------------------------------------- 118



CAPITULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

6.1 Conclusiones. ------------------------------------------------------------------------------ 123 6.1.1 Conclusiones generales. ---------------------------------------------------------- 123 6.1.2 Conclusiones específicas. -------------------------------------------------------- 123

6.2 Recomendaciones. ----------------------------------------------------------------------- 126 Bibliografía. ------------------------------------------------------------------------------------- 127

ANEXOS

ANEXO 1:Diagrama unifilar EERSSA ------------------------------------------------------- 129 ANEXO 2:Transformadores de potencia --------------------------------------------------- 131 ANEXO 3:Descripción de los transformadores de distribuciones -------------------- 135 ANEXO 4:Curvas de demanda ---------------------------------------------------------------- 143 ANEXO 5:Estudio de flujos de potencia en estado actual ----------------------------- 151 ANEXO 6:Cargabilidad mayor a 40% de los condctores en estado actual -------- 154 ANEXO 7:Proyección de la demanda ------------------------------------------------------- 160 ANEXO 8:Estudio de flujos de potencia demanda proyectada en estado actual 164 ANEXO 9:Cargabilidad de conductores para la demanda proyectada año 2026. 167 ANEXO 10:Estado de seccionadores utilizados para la reconfiguacion. ---------- 177 ANEXO 11:Caracteristica del seccionador a utilizar ------------------------------------- 179 ANEXO 12:Estudio de flujos con reconfiguacion para demanda actual ----------- 181 ANEXO 13:Cargabilidad de conductores después de la reconfiguración y cambio de calibres. ------------------------------------------------------------------------------------------ 185 ANEXO 14:Tipo de estructuras.--------------------------------------------------------------- 194 ANEXO 15:Estudio de flujos con la combinación de soluciones. -------------------- 198 ANEXO 16:Estudio de flujos con la combinación de soluciones para demanda proyectada. ----------------------------------------------------------------------------------------- 201 ANEXO 17:Resumen de resultados demanda actual. ---------------------------------- 204 ANEXO 18:Resumen de resultados demanda proyectada ---------------------------- 207 ANEXO 19:Tasa de descuento del banco central. --------------------------------------- 210 ANEXO 20:Costos de inversión. -------------------------------------------------------------- 212



UNIVERSIDAD DE CUENCA

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA Y SAN CAYETANO PERTENECIENTES A LA

EERSSA

Tesis previa a la obtención

de Título de Ingeniera Eléctrica.

AUTORES:

Gina Tatiana Peña Ochoa.

Jessica Nathaly Ramírez Vargas.

DIRECTOR:

Ing. Hernando Merchán Manzano.

TUTOR:

Ing. Germán Arias Mosquera.

CUENCA – ECUADOR.

2012



RESPONSABILIDADES

Gina Tatiana Peña Ochoa y Jessica Nathaly Ramírez Vargas, reconocemos y

aceptamos el derecho de la Universidad de Cuenca, en base al Art. 5 literal c) de

su Reglamento de Propiedad Intelectual, de publicar este trabajo por cualquier

medio conocido o por conocer, alser este requisito para la obtención de nuestro

título de Ingeniero Eléctrico. El uso que la Universidad de Cuenca hiciere de este

trabajo, no implica afección alguna de nuestros derechos morales o patrimoniales

como autores.

Gina Tatiana Peña y Jessica NathalyRamírez certificamos que todas las ideas,

opiniones y contenidos expuestos en la presente investigación son de su exclusiva

responsabilidad de sus autores.

_____________________ _____________________

Gina Tatiana Peña Jessica Nathaly Ramírez

0705213783 1104347784



CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo de tesis fue desarrollado por Gina Tatiana Peña

Ochoa y Jessica Nathaly Ramírez Vargas, bajo mi dirección.

__________________________

Ing. Hernando Merchán Manzano

DIRECTOR DE TESIS



AGRADECIMIENTOS

Agradecemos el cumplimiento de este sueño a:

Dios, por darnos las fuerzas necesarias en los momentos en que más se lo

necesitó, llenándonos de alegría a lo largo de nuestras vidas con su infinito amor.

Los profesores de Ingeniería eléctrica que nos han acompañado durante el

largo camino, bríndanos siempre su orientación con su profesionalismo ético en la

adquisición de conocimientos, pero sobre todo por su confianza y amistad.

La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. por habernos permitido la

realización de esta tesis, principalmente a la Gerencia de Planificación por

brindarnos todo su apoyo y en especial al Ingeniero Estali Granda.

Los Ingenieros Hernando Merchán Manzano y Germán Arias Mosquera,

director y tutor del proyecto, por saber guiarnos en todo momento y así poder

concluir con el estudio.

Todas aquellas personas que sin esperar nada a cambio estuvieron con

nosotras en los buenos y malos momentos compartieron pláticas, conocimientos y

diversión, apoyándonos cuando más se las necesitaba al darnos palabras de

aliento; especialmente a David.

Gracias.



DEDICATORIA

Dedico de manera especial a mi “Mamita” Fanny quien con su simpleza me ha ayudado a encontrar la luz cuando todo era oscuridad; gracias por estar en todo momento dándome ejemplo de esfuerzo y diciéndome que jamás hay que darse por vencida.

A mi padre Manuel Alberto por inculcarme todos aquellos valores que me han ayudado a formarme como persona.

A mi “Ñaño” Manuel Eduardo, quien me acompañado en silencio con una compresión a prueba de todo.

Por medio del presente me permito decirles que los amo, y que todo esto se los debo a ustedes.

Taty

Dedico muy especialmente a mi mami “Franchezca”, por brindarme todo su inmenso amor, su cariño, sus consejos, su apoyo incondicional y sobretodo por enseñarme el valor de la vida a través de la fuerza de un abrazo.

A mi papi “Horacio”, por su comprensión, paciencia y palabras de aliento lo largo de mi vida.

A mis hermanos “Carlos, Jhon y Vero”, por toda la confianza siendo ustedes mi pilar y mi aliento para lograr la culminación de mi carrera.

¡Los Quiero mucho!

Jessy



CAPITULO I

GENERALIDADES.

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.2 JUSTIFICACIÓN.

1.3 OBJETIVOS.

1.4 ALCANCE

1.5 SISTEMA DE OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN E.E.R.S.S.A

1.6 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

1.7 FUNDAMENTOS TEÓRICOS



1.1 Planteamiento del problema.

Las empresas distribuidoras tienen como objetivo suministrar energía

eléctrica al cliente en el momento y lugar que lo requiera, mejorando el desarrollo

y la calidad de vida de los consumidores.

Uno de los problemas más importantes en los sistemas eléctricos de

distribución sonlas pérdidas que se generan, por lo que deben de analizarse,

encontrando las deficiencias existentes y de esta manera plantear las soluciones

más convenientes.

Las pérdidas técnicas se pueden disminuir utilizando métodos para la

optimización de la red de distribución, de modo que se logre la reducción de

dichas pérdidas y otros beneficios tales como el mejoramiento de los niveles de

tensión y la cargabilidad en los conductores, con mínimos costos de inversión.

1.2 Justificación.

La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) ha visto la

necesidad de realizar un estudio que contemple la optimización de su sistema de

distribución, para lo cual se hace imprescindible el análisis de sus alimentadores

primarios, mediante software de análisis técnico; obteniendo las mejores

soluciones, utilizando técnicas como la reconfiguración y optimización de dichos

alimentadores logrando eficiencia y calidad de la energía eléctrica que se entrega

a sus consumidores.

1.3 Objetivos.

1.3.1 Objetivo general.

Minimizar pérdidas técnicas, tanto de potencia como de energía y, mejorar

la calidad del servicio técnico y de operación en los alimentadores primarios de las

subestaciones de Obrapía y San Cayetano (Hospital, Chontacruz, IV Centenario,



Celi Román, Sur, Norte y Juan de Salinas) pertenecientes a la E.E.R.S.S.A y por

ende obtener beneficios económicos debido a la eficiencia que se obtendría.

1.3.2 Objetivos específicos.

Mejorar los niveles de tensión en los alimentadores primarios.

Disminuir las pérdidas de potencia y de energía.

Lograr mayor operatividad de los alimentadores primarios.

1.4 Alcance

A partir de la información recopilada por varios medios se realizará un

análisis del sistema de distribución en estado actual y proyectando la demanda 15

años para los alimentadores de la Subestación Obrapía y San Cayetano, con el

objetivo de determinar pérdidas técnicas. Además observar la situación del

sistema con respecto a la operatividad, caídas de tensión, factor de potencia; y de

esta manera encontrar soluciones y recomendaciones disminuyendo perdidas,

tomando en cuenta parámetros técnicos y económicos.

1.5 Sistemas de información en la EERSSA

La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. de la Gerencia de Operación y

Mantenimiento posee la información necesaria para cualquier gestión.

Para la realización de la presente tesis se obtuvo información de parte de:

Gerencia de Operación y Mantenimiento de la EERSSA, dentro del cual se

encuentra el sistema SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition

(Control de Supervisión y Adquisición de Datos).

Gerencia de Planificación, este departamento cuenta con el software de

análisis técnico Spard mp Distribution.

Sistema SCADA



Los datos obtenidos en el campo son enviados mediante un equipo

emisor, un MTU, y con la ayuda de un modem (DCE), se generan señales que

contiene la información a ser enviada, y de esta manera poder comunicar.

También se requiere de un medio de comunicación, en este caso la

comunicación se realiza mediante radio enlace y fibra óptica.

Posteriormente la información llegará a otro DCE, para luego ser receptada

por un dispositivo RTU D20, la cual llega a la computadora central.

Datos obtenidos del Spard mp Distribution.

El ingreso de los datos del campo se realiza de forma directa y masiva,

mediante el uso de computadoras portátiles.

La representación gráfica de datos presenta una gran diversidad de capas

graficas las cuales permiten al usuario visualizar:

La topología del sistema mediante colores.

Las redes de media y baja tensión aspectos como:

Voltajes, corrientes, identificación de los elementos, transformadores,

seccionadores, secciones de línea, etc.

1.6 Sistema de distribución eléctrica.

1.6.1 Objetivo.

El objetivo de la distribución eléctrica es el de suministrar un servicio

continuo y de calidad al cliente, esto es, que el suministro de energía sea

entregado sin interrupciones y con un nivel de tensión adecuado para que los

aparatos operen de manera eficiente.

1.6.1.1 Sistema radial.



Este tipo de distribución es aquel que parte de un punto o nodo central y

se va ramificando de manera radial. Este sistema es el más económico

1.6.1.2 Sistema en anillo.

En este sistema se parte de un punto o nodo central, se recorre todo el

sistema a alimentar y se vuelve al mismo nodo formando así un anillo. El punto

clave de este sistema radica en el hecho de que si se produce una falla en un

alimentador, la subestación se puede seguir alimentando por el otro lado.

1.6.1.3 Sistema mallado.

Figura 1.1: Sistema Radial Fuente:www.elprisma.com

Figura 1.2: Sistema en Anillo Fuente:www.elprisma.com



El sistema de distribución mallado es aquel en el cual en media tensión la

distribución es radial pero en baja es una serie de anillos que siguen los recorridos

de las calles.

1.6.2 Componentes de un sistema de distribución.

Los componentes principales de un sistema de distribución son: la

subestación de distribución, los alimentadores primarios, los transformadores de

distribución, las redes de baja tensión y los abonados.

1.6.2.1 Subestación de distribución.

1.6.2.1.1 Objetivo.

La subestación reductora, tiene como objetivo reducir el nivel de tensión,

con una determinada potencia y repartirla entre los alimentadores para distribuirla

en el área que se encuentra a su alrededor.

La subestación es el punto final de entrega de potencia para los sistemas

de transmisión, mientras que para el sistema de distribución es el punto de inicio.

Figura 1.3: Sistema Mallado Fuente:es.scribd.com



1.6.2.1.2 Componentes.

Como partes principales de la subestación se encuentra el lado de alta

tensión, el lado de baja tensión y transformador(es) de potencia. Donde los

transformadores definen la capacidad de la subestación1.

Además existen otros elementos como: interruptores de potencia, cuchillas

desconectadoras, cuchillas de puesta tierra, pararrayos, barras colectoras,

estructuras de soporte, transformadores para instrumentos (T.C. y T.P.)

1.6.2.1.3 Clasificación.2

Las Subestaciones se clasifican por su forma de construcción en:

S.E. TIPO INTEMPERIE: Diseñadas para operar expuestas a las

condiciones atmosféricas y ocupan grandes extensiones de terreno.

S.E. TIPO INTERIOR: Es una subestación construida en el interior de

edificios, no son aptas para operar bajo condiciones atmosféricas, son utilizadas

por la industria.

S.E. ENCAPSULADAS: Se encuentran totalmente protegidas del medio

ambiente, el espacio que ocupan es la tercera parte de una S.E. convencional,

todas las partes vivas y equipos que soportan la tensión están contenidos dentro

de envolventes metálicos, que forman módulos y se encuentran dentro de una

atmósfera de gas seco y a presión.

1.6.2.2 Alimentadores primarios de distribución eléctrica.

Los alimentadores primarios llevan la energía eléctrica desde la subestación

hasta los transformadores de distribución. Los conductores van soportados en

1(dspace.ups.edu.ec)(Jhon fredu Franco, 2006)

2MAR J, Vidal E. (Abril 2011). Descripción y función del equipo de una subestación eléctrica.



poste cuando se trata de instalaciones aéreas y en ductos cuando se trata de

instalaciones subterráneas.

1.6.2.2.1 Factores a considerar en la decisión del nivel de voltaje en el

alimentador primario.

Los factores a tomar en cuenta son: caída de voltaje, proyección de la

carga, perdidas de la potencia, costo de la disponibilidad del equipo, voltaje de

subtransmisión, longitud de los alimentadores, políticas de la empresa,

subestaciones adyacentes y voltajes en los alimentadores.

1.6.2.2.2 Factores que afectan la decisión de la ruta de un alimentador.

Factores como: caída de voltaje, limitaciones físicas, densidad de carga,

crecimiento futuro de la carga, tipo de alimentador, costos totales, patrones de

desarrollo.

1.6.2.2.3 Factores que afectan al número de alimentadores.

Factores tales como: Densidad de carga, longitud del alimentador, limitación

del alimentador, tamaño del conductor, caída de voltaje, niveles de voltaje

primario, capacidad de la subestación.

1.6.2.3 Transformadores de distribución.

A medida que se va acercando a zonas de consumo se hace necesario un

cambio en el nivel de tensión a un voltaje menor que el de los alimentadores

primarios, de modo que el usuario pueda utilizar este nivel de tensión de forma

segura y sin necesidad de realizar instalaciones costosas.

1.6.2.3.1 Clasificación de los transformadores.

1.6.2.3.1.1 Por el número de fase.



Monofásicos.

Son conectados a una fase y un neutro o tierra. Estos transformadores

tienen un solo devanado de alta tensión y uno de baja tensión

Trifásicos.

Son conectados a tres fases y pueden estar o no conectados a un neutro

común o tierra. Estos transformadores tienen tres devanados de alta tensión y tres

de baja tensión.

1.6.2.3.1.2 De acuerdo al tipo de aislamiento.

TIPO OA: Transformador sumergido en aceite y con enfriamiento natural.

TIPO OA/FA: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento a base de aire

forzado.

TIPO OA/FA/FOA: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento propio,

con enfriamiento a base de aire forzado y a base de aire forzado.

TIPO FOA: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento con aceite

forzado con enfriadores de aire forzado.

TIPO OW: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento por agua.

TIPO FOW: Transformador sumergido en aceite, con enfriamiento de aire forzado

con enfriadores de agua forzada.

TIPO AA: Transformadores tipo seco con enfriamiento propio.

TIPO AFA: Transformador tipo seco con enfriamiento por aire forzado.

TIPO AA/FA: Transformador tipo seco con enfriamiento propio y con enfriamiento

por aire forzado



1.6.2.3.2 Conexión de los transformadores.

Conexión delta -delta.

Se utiliza esta conexión cuando se desean mínimas interferencias en el

sistema. Además, si se tiene cargas desequilibradas, se compensa, ya que las

corrientes de la carga se distribuyen uniformemente en cada uno de los

devanados.

Conexión estrella-delta.

La conexión estrella-delta se emplea para reducir voltajes. En sistemas de

distribución esta conexión es poco usual.

Conexión estrella-estrella.

La conexión en estrella será particularmente adecuada para devanados de

alta tensión, en los que el aislamiento es el problema principal, ya que para una

tensión de línea determinada las tensiones de fase de la estrella sólo serían

iguales al producto 1/ 3 por las tensiones en el triángulo.

Conexión delta-estrella.

La conexión delta-estrella, de las más empleadas, se utiliza en los sistemas

de potencia para elevar voltajes de generación o de transmisión, en los sistemas

de distribución (a 4 hilos) para alimentación de fuerza y alumbrado.

1.6.2.4 Red de baja tensión.

Las redes secundarias son aquellas encargadas de entregar energía

desde los transformadores de distribución hacia las acometidas de los usuarios.

En la mayoría de los casos estos alimentadores secundarios son circuitos

radiales, salvo en los casos de las estructuras subterráneas malladas, en las que



el flujo de energía no siempre sigue la misma dirección. Los alimentadores

secundarios de distribución, por el número de hilos, se pueden clasificar en:

Monofásico dos hilos.

Monofásico tres hilos.

Trifásico cuatro hilos.

1.6.2.4.1 Usuarios.

Clasificación de los usuarios por el tipo de carga.

Cargas Residenciales.

Cargas Comerciales.

Cargas Industriales.

1.6.3 Conductores en un sistema de distribución eléctrica.

1.6.3.1 Cargabilidad en los conductores.

Los límites de cargabilidad se deben de tener en consideración al momento

de elegir el conductor adecuado; ya que en los alimentadores primarios, las

limitaciones de regulación de voltaje son las que definen las condiciones de carga

del mismo.

El nivel de carga óptimo en las líneas de distribución se determina para la

condición en que se produce el mínimo costo por amperio de carga.

Límites de cargabilidad económicos para las líneas de distribución.

Con las siguientes fórmulas se puede determinar el costo operativo anual.

Ecuación 1.1



Dónde:

( )

( )

( )

(

)

COSTO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA.

Ecuación 1.2

( )

(

)

PÉRDIDAS DE POTENCIA.

Ecuación 1.3

( )

( )

COSTO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA.

Ecuación 1.4

( )

( )

PÉRDIDAS DE ENERGÍA.

Ecuación 1.5



( )

( )

AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN MAS COSTO DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO.

(

( ) )

Ecuación 1.6

( )

( )

( )

( )

1.6.3.2 Tipo de conductores.

Existen distintos tipos de conductores entre los más conocidos se

encuentran los conductores Aluminum Conductor Steel Reinforced, Conductor de

Aluminio con Alma de Acero (ACSR), donde una de sus principales características

es que presenta muy buena carga de rotura.

ACSR

Calib. AWG o MCM

Sección Al mm

2

Sección total mm

2

Formación N° de hilos por

diámetro mm AL+St

Diámetro Exterior

mm

Peso Al

Kg/Km

Peso ACER

O Kg/Km

Peso Total

Kg/Km

Tensión de

Ruptura Kg

Resisten C.C.A 20°C

ohms/Km

CAP. De Corriente de AMP.

6 13,30 15,46 6x1,68 + 1x1,68 5,04 36,39 17,22 53,61 530,00 2,154 105

4 21,15 24,71 6x2,12 + 1x2,12 6,36 57,89 27,42 85,31 830,00 1,353 140

2 22,62 29,22 6x2,67 + 1x2,67 8,01 92,02 43,63 135,65 1265,00 0,8507 184

1/0 53,49 62,38 6x3,37 + 1x3,37 10,11 146,50 69,40 215,90 1940,00 0,5351 242

2/0 67,43 78,64 6x3,78 + 1x3,78 11,34 184,60 87,50 272,10 2425,00 0,4245 276

3/0 85,01 99,23 6x4,25 + 1x4,25 12,75 232,70 110,20 342,90 3030,00 0,3367 315

4/0 107,20 125,10 6x4,77 + 1x4,77 14,31 293,50 139,00 432,50 3820,00 0,2671 357

Tabla 1.1: Tabla de Conductores ACSR Fuente: www.electrocable.com

http://www.electrocable.com/



1.6.3.3 Cargabilidad óptima en líneas trifásicas.

Con los datos facilitados por la EERSSA y de la tabla de conductores

anteriormente descrita se obtiene la siguiente tabla de cargabilidad óptima de los

conductores para este caso en específico, con las ecuaciones 1,1 hasta la 1,6.

Conductor ACSR (7 hilos) 2 AWG 1/0 2/0 3/0 4/0

Límite Térmico 184 242 276 315 357

Resistencia (Ohmios/km) 0,8501 0,5352 0,4245 0,3367 0,2671

Factor de Pérdidas 0,293

Costos por demanda 67,2

Costo por energía 0,039

Costo de Línea ($/km) 2690 4181 4926 6561 7400

Tasa de Descuento (%) 8,17

Costo de Mantenimiento (%) 30

Vida Útil (años) 30

Costo anual de energía (Cta) 1049,79 1631,66 1922,40 2560,47 2887,89

Corriente Optima 49,60 77,94 94,99 123,09 146,77

Porcentaje respecto al límite térmico 26,96 32,21 34,42 39,08 41,11 Tabla 1.2: Cargabilidad óptima de líneas trifásicas- líneas de 13,8 kV-conductor ACSR

Fuente: Elaboración de las autoras

Al analizar la tabla 1.2 se puede observar que la cargabilidad de los

conductores no debe de exceder los límites del 41%, por lo que se toma el nivel de

cargabilidad óptimo del 40%.

1.6.4 Solución al problema de flujo de carga.

En un sistema de distribución radial, el problema de flujo de carga es

encontrar la solución a un sistema de ecuaciones donde las incógnitas son los

voltajes para cada nodo en magnitud y ángulo, para posteriormente hallar los

flujos de potencia y pérdidas en líneas y transformadores. En el sistema de

distribución se considera a la subestación como un punto de inyección de potencia

y a los transformadores como cargas.

El flujo de carga es muy importante para la operación y planeación de

sistemas eléctricos de potencia y sus mejores condiciones.



1.6.4.1 Métodos para la solución de flujos de carga.

Para la solución al problema de flujos de carga existen diversas técnicas

que reciben el nombre dependiendo del procedimiento que se realice de manera

iterativa.

Método de Gauss: En este método se calculan todos los valores de las

incógnitas correspondientes a una iteración y luego se emplean para

determinar los nuevos valores de las incógnitas en la siguiente iteración.

Método de Gauss-Seidel: Consiste en la modificación de Gauss tendiendo a

acelerar la convergencia del proceso iterativo, y a diferencia del método de

Gauss, los valores calculados en una iteración, se utiliza inmediatamente para

calcular los valores de las incógnitas que restan por calcular en la misma

iteración. Se disminuye el número de iteraciones si se corrige el voltaje

multiplicando por alguna constante, a la que se la llama “factor de

aceleración”. Además este método se utiliza para grandes sistemas.

Método de Newton Raphson: Exige mayor volumen de cálculos. Para este

método se necesita la formación del Jacobiano para el cálculo de las

variaciones de tensiones, tanto en módulo y en ángulo; luego para la

corrección y convergencia de este método se necesita del cálculo del ∆P y ∆Q.

1.6.5 Voltajes en el sistema de distribución eléctrica.

La caída de tensión desde la fuente hasta la carga se debe principalmente a

la corriente que circula por dicho conductor.

El nivel de tensión es de gran importancia para los equipos, debido a que se

encuentran diseñados para una tensión nominal, por lo tanto la empresa

distribuidora debe garantizar un nivel de voltaje que se encuentre dentro de los

límites tolerables para dichos aparatos.



1.6.5.1 Regulación del voltaje.

En una red de distribución interesa mantener la tensión lo más constante

posible, para evitar daños en los artefactos y en su vida útil.

La ecuación de la regulación de tensión se da a continuación:

| | | |

| |

Ecuación 1.7

Dónde:

1.6.5.2 Caída de tensión.

La Caída de tensión en las líneas puede ser determinada por la siguiente ecuación.

Ecuación 1.8

Que viene de la siguiente ecuación:

( )

Ecuación 1.9

Dónde:

[ ]

[ ]

[ ]

[ ]



[ ]

[ ]

[ ]

La caída de tensión admisible para red primaria considerados desde el

punto de salida de la subestación hasta el transformador más alejado

eléctricamente no debe de exceder dentro del área urbana el 3,5 %, según normas

de la EERSSA.3

1.6.5.3 Perfil de tensión.

El perfil de tensión es diferente para los alimentadores que sirven a cargas

urbanas y a cargas rurales, en los alimentadores que sirven a consumidores

urbanos, cada abonado tiene su transformador; mientras que para consumidores

rurales el transformador se ubica en un sitio céntrico de donde se encuentran los

usuarios.

1.6.5.4 Niveles de tensión permisibles.

Los límites de tensión permisibles por el CONELEC con respecto al voltaje

nominal se muestran a continuación:

Subetapa 1 Subetapa 2

Alto Voltaje 7,0 % 5,0 %

Medio Voltaje 10,0 % 8,0 %

Bajo Voltaje Urbanas 10,0 % 8,0 %

Bajo Voltaje Rurales 13,0 % 10,0 % Tabla 1.3: Niveles de Tensión permisible

Fuente: www.conelec.ec

1.6.6 Pérdidas en un sistema de distribución eléctrica.

La disminución de las pérdidas en un sistema de distribución es muy

relevante puesto que implica reducción de costos.

(EERSSA, 2006)



1.6.6.1 Clasificación de pérdidas.

Las pérdidas en los sistemas de distribución se las puede clasificar en

pérdidas técnicas y no técnicas.

1.6.6.1.1 Pérdidas técnicas.

Son las pérdidas de energía que se dan a lo largo de las líneas que

transportan la energía hasta el usuario; estas pérdidas no van a desaparecer pero

se pueden disminuir. Los métodos más comunes para disminuir pérdidas en un

alimentador primario son: reconfiguración de alimentadores primarios, cambios de

calibre del conductor, balance de cargas e instalaciones de bancos de capacitores.

1.6.6.1.2 Pérdidas no técnicas.

Llamadas también perdidas negras, las cuales consisten en el fraude

eléctrico, como robo de energía y mala facturación. La reducción de estas

pérdidas se hace posible implementando estrategias, y nuevas tecnologías

permitiendo detectarlas.

1.6.7 Proyección de la demanda.

La proyección de la demanda se la considera tomando en cuenta el estado

actual del sistema de distribución. La proyección de la demanda puede ser

realizada utilizando diferentes métodos.

1.6.7.1 Métodos para proyectar la demanda.

Existen métodos perspectivos, normativos y de confrontación oferta-

demanda.

El método perspectivo se basa en decisiones futuras tomando en cuenta las

necesidades pasadas. Los métodos estadísticos tales como las series de tiempo y

las regresiones y extrapolaciones, proyectan una demanda futura tomando en

cuenta lo ocurrido en el pasado, y como variable única el tiempo.



Los métodos normativos, toman algunas variables en consideración tales

como económicas, políticas de ahorro energético, crecimiento poblacional-

económico, dependientes de la demanda.

Los métodos de confrontación oferta-demanda son métodos en los cuales

intervienen muchas variables en cada modelo tanto para la oferta como para la

demanda.

1.7 Fundamentos teóricos.

A continuación se detallan algunas definiciones necesarias y ciertas

terminologías a tener en cuenta en el desarrollo del presente estudio.

1.7.1 Definición de carga instalada.

La carga instalada son todas las potencias nominales de todos los

aparatos de consumo conectados al sistema, ya sea que estén operando o no. Se

expresa generalmente en KVA, MVA,KW,MW.

1.7.2 Definición de curva de carga.

Es la representación gráfica de las demandas de potencia de un

consumidor en cada instante de tiempo, durante un periodo.

1.7.3 Definición de demanda.

Demanda.- Es la potencia media activa, reactiva o aparente consumida en

un determinado intervalo de tiempo. La potencia consumida generalmente se la

registra cada 15 min.

( )

Ecuación 1.10



Dónde:

[ ]

[ ]

[ ]

Demanda máxima.- Es el mayor valor de la potencia consumida en cierto

periodo especificado de tiempo.

Demanda promedio.- La demanda promedio en cualquier periodo es igual

al número de KWh consumido, dividido entre el número de horas en el periodo

considerado.

( )

Ecuación 1.11

Dónde:

[ ]

[ ]

[ ]

1.7.4 Definición de factores.

1.7.4.1 Factor de carga.

Indica el porcentaje máximo de la potencia instalada que está siendo

utilizada en una instalación.

∑

Ecuación 1.12

Dónde:

[ ]

[ ]



1.7.4.2 Factor de utilización o de demanda

Indica el porcentaje de la capacidad de la instalación que está siendo

utilizada en el instante de la demanda máxima.

Ecuación 1.13

Dónde:

[ ]

[ ]

1.7.4.3 Factor de pérdidas.

Es el porcentaje de tiempo que requiere el valor pico de una carga para

producir las mismas pérdidas que las produce una carga real en tiempo dado.

1.7.4.4 Factor de coincidencia.

Mide la fracción de la demanda máxima individual que cada usuario

contribuye para la demanda máxima.

∑

Ecuación 1.14

Dónde:

[ ]

[ ]



CAPITULO II

2. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE

DISTRIBUCIÓN UTILIZANDO SPARD mp. DSTRIBUTION

2.1 CONFIGURADOR DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN

2.2 ASIGNACIÓN DE CARGA PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN

2.3 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA UTILIZANDO SPARD MP.

DISTRIBUTION PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN

2.4 PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA

2.5 TÉCNICAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE

DISTRIBUCIÓN



2.1 Configurador de la red de media tensión.4

El configurador de la red de media tensión modela un circuito ordenando su

topología.

El configurador recorre los nodos eléctricos y las secciones, seleccionando

un punto de alimentación inicial y buscando en la base de datos la sección que

contenga a este nodo inicial; luego configura la sección que contiene al nodo

inicial y al nodo final suponiendo una inyección de potencia e identificando los

elementos que pertenecen a dicho circuito.

Para ejecutar esta aplicación se elige en el menú Aplicaciones, la opción

de Configuración de Alimentadores y aparecerá la siguiente ventana:

Figura 2.1: Ventana Configurador de la Red de Media Tensión

En la Figura 2.1 se muestran todos los alimentadores disponibles y con el

botón se los mueve a la ventana de Alimentadores seleccionados. Luego se

hace clic en Iniciar.

Una vez configurado las secciones de líneas de media tensión, éstos toman

el color del alimentador al cual pertenecen.

2.2 Asignación de carga para la red de media tensión.5

4 Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”



Al no conocer la carga con la que trabaja el transformador, se debe asigna

una carga dependiendo de los parámetros con los que se dispongan y

dependiendo del sistema que se vaya a analizar, sea este para operación o

planeación.

Para ejecutar esta aplicación en el Spard mp. Distribution, se elige en el

menú Aplicaciones la opción Asignación de Carga.

Figura 2.2: Ventana Asignación de Cargas

En la Figura 2.2 contiene la ventana Alimentadores disponibles y con el

botón se seleccionan los alimentadores para el estudio y luego aparecen en

la ventana Alimentadores seleccionados

2.2.1 Proporcional a la capacidad nominal de los transformadores.

Este método de asignación de carga se lo utiliza para planeación. El criterio

para utilizar esta opción es, que la máxima carga concentrada no supere, al

menos en condiciones normales, la capacidad del transformador.

La carga localizada en cada nodo es la del transformador, por lo que el

software reparte los KVA entre activos y reactivos, utilizando para ello el factor de




potencia del alimentador, introducido al momento de crear el alimentador o

modificarlo en la opción editar parámetros.

( )

Ecuación 2.1

( )

Ecuación 2.215

Dónde:

2.2.2 Ajustar lecturas proporcionalmente a la capacidad de los

transformadores.

Esta opción se utiliza para analizar el alimentador desde el punto de vista

operativo. Para este método se necesita las lecturas de los alimentadores, las

cuales pueden ser introducidas al software Spard mp Distribución utilizando la

opción de Lecturas de Alimentadores. Los datos a ingresar son fecha y hora,

voltaje, potencia en kW como en kVAr, energía en kWh y en kVArh, corriente y

factor de potencia trifásica y por fases.

Cabe señalar que para la presente tesis se ha creído conveniente utilizar

este método de asignación de carga debido a que se cuenta con estos datos.

El proceso de asignación de carga se efectúa mediante un procedimiento

iterativo, sumando las capacidades de los transformadores del circuito y

calculando un factor de demanda; luego, realiza un análisis de flujos de carga y

compara los datos para el alimentador siendo estas diferentes, debido a las



pérdidas del sistema, para lo que Spard mp. Distribution descuenta las pérdidas

de las lecturas y calcula un nuevo factor de demanda y las cargas en cada nodo,

corriendo nuevamente flujos de carga y comparando datos; el proceso se repite

hasta que exista un error mínimo.

Las ecuaciones que utiliza esta opción son:

( ) ∑ ( )

( ( ) )

Ecuación 2.3

( ) ∑ ( )

( ( ) )

Ecuación 2.4

Dónde:

( )

( )

2.2.3 Ajustar lecturas proporcionalmente a los kWh de los transformadores.

Esta opción se utiliza para analizar el alimentador desde el punto de vista

operativo. También utiliza la lectura de los alimentadores.

Para asignar la carga se suman las lecturas del consumo de los usuarios

para cada transformador, luego reparte la lectura del alimentador de acuerdo al

peso de cada nodo, posteriormente se analiza flujos de carga y observa que los

kW leídos coincidan con los inyectados; de lo contrario, resta las pérdidas del



alimentador, vuelve a repartir la carga y corre flujos de carga hasta que los KW

leídos con los inyectados tengan un error mínimo

La ecuación es la siguiente:

∑ ( )

∑ ( ) ( ) ( )

Ecuación 2.5

Dónde:

Para calcular la potencia reactiva se utiliza el factor de potencia del alimentador.

2.3 Estudio de flujo de potencia utilizando Spard mp. Distribution para la

red de media tensión. 6

Básicamente el método que utiliza Spard mp. Distribution es una extensión

del método iterativo de Gauss-Seidel.

Para ejecutar la aplicación de flujo de carga Balanceado primario, en el

menú Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga

Radial Balanceado




Figura 2.3: Ventana Flujo de Carga Radial Balanceado

Para ejecutar la aplicación de flujo de carga desbalanceado primario, en el

menú Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga

por Fases.

Figura 2.4: Ventana Flujo de Carga Radial Desbalanceado



2.3.1.1 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution.7

2.3.1.1.1 Algoritmo del flujo de carga balanceado primario

Este algoritmo acumula las cargas por secciones, en la primera sección se

acumulan las cargas que fluyen por esta y las totaliza como P+ jQ, que es la suma

de las cargas de los demás nodos, más las pérdidas en las secciones aguas

abajo.

Ingreso de datos del Sistema

Tensiones iniciales 1.0 en p.u.

2

22

2

22

Ri

ii

iloss

Ri

ii

iloss

V

QPXQ

V

QPRP

Donde:

iR Resistencia de la sección i

iX Reactancia de la sección i

ii QP , Cargas acumuladas que fluyen por la sección i

Resolver:

0***2 2222224 QPXRVXQRPVV sRR

¿Los nuevos voltajes se encuentran

dentro de un error permitido?

Calcular flujos de Potencia

Finalizar

NO

SI

Figura 2.5: Algoritmo de Flujo de Carga Balanceado




2.3.1.1.2 Algoritmo del flujo de carga desbalanceado primario

El algoritmo que se emplea para calcular el flujo de carga desbalanceado,

es análogo al flujo de carga balanceado, sólo que en este caso los cálculos se

hacen por fase.

Asignar valores iniciales en las fases de todos los nodos del sistema

Ingresar valores

Calcular las corrientes inyectadas en los nodos para cada una de las fases:

iaiga

ia

iaiaia Vy

V

jQPI *

*

ibigb

ib

ibibib Vy

V

jQPI *

*

icigc

ic

icicic Vy

V

jQPI *

*

icibia III ,, Fasores de corrientes inyectadas en las fases a,b,c del nodo i

icibia PPP ,, Cargas activas por fase en el nodo i

icibia QQQ ,, Cargas reactivas por fase en el nodo i

igcigbiga yyy ,, Admitancias a tierra (paralelo) por fase que estan conectadas al nodo i

icibia VVV ,, Voltajes por fase en el nodo i

Calcular las corrientes (por fase) que fluyen por las líneas

Calcular las caídas de voltajes (por fase) desde la subestación hasta el final del circuito

Calcular los voltajes nodales y por fase en cada fase de cada nodo de acuerdo a las caídas calculadas anteriormente

¿La variación en voltajes es muy

pequeña?

Calcular pérdidas y flujos

Finalizar

NO

SI

Figura 2.6: Algoritmo de Flujo de Carga Desbalanceado



2.4 Pérdidas de potencia y energía

Las pérdidas de potencia en la red de media tensión es la sumatoria de las

pérdidas de potencia, que se activa en todas las secciones de la red de media

tensión.

Las pérdidas de energía de media tensión están dadas por:

Ecuación 2.6

2.5 Técnicas para la optimización de la red de distribución.

2.5.1 Reconfiguración en alimentadores primarios.8

2.5.1.1 Introducción.

El objetivo de la reconfiguración es obtener mínimas pérdidas globales en el

sistema. Algunas cargas puedan estar suministradas por alimentadores con

tramos muy largos lo que puede producir pérdidas en el trayecto; además al

reconfigurar se obtienen beneficios como el balanceo de carga y el mejoramiento

de los niveles de tensión.

La reconfiguración de alimentadores consiste en transferir carga de un

circuito demasiado cargado a otro, proveniente o no de la misma subestación. El

problema consiste en determinar en qué estado se deben encontrar los

seccionadores, de tal manera que cumplan con ciertas condiciones como el de

radialidad del circuito y el que todas las cargas estén servidas.

2.5.1.2 Técnicas y Métodos




El tema de reconfiguración ha sido abordado por diversas técnicas y

modelos que tienen diferentes grados de complejidad, donde principalmente

existen dos tendencias estas son: programación lineal y métodos heurísticos.

PROGRAMACIÓN LINEAL.

La programación lineal consiste en maximizar o minimizar una función lineal

objetivo, satisfaciendo unas restricciones impuestas. Al resolver un problema de

programación lineal existen varias soluciones factibles, y aquellas soluciones que

hacen óptima a la función objetivo llevan el nombre de soluciones óptimas.

METODOS HEURÍSTICOS.

Son algoritmos utilizados para resolver problemas complejos, que son

capaces de dar soluciones que, si no tiene un resultado óptimo se acercan mucho

a éste, y que se determina mediante ensayos de pruebas y rensayos.

El método consiste en generar candidatos de soluciones posibles de

acuerdo a un patrón determinado, luego los candidatos de soluciones son

sometidos a pruebas de acuerdo a un criterio que caracteriza a la solución; si un

candidato no es aceptado, se genera otro y los pasos dados con el candidato

anterior no se consideran, es decir existe una vuelta atrás para comenzar a

generar un nuevo candidato (backtracking).9

El software Spard mp. Distribution utiliza la dependencia de las pérdidas de

potencia y energía con las magnitudes de voltaje.

2.5.1.3 Algoritmo utilizado por Spard mp. Distribution.

Spard mp. Distribution utiliza como base un algoritmo heurístico. El

algoritmo se describe a continuación.

9UNIVERSIDAD TECNICA FEDERICO SANTA MARIA DEPARTAMENTO DE ELECTRONICA,

Programación en Pascal, Algoritmos Heurísticos.



INICIO

Seleccionar nodos

terminales de cada circuito

Eliminar cargas laterales y las concentra en el punto

más cercana a la barra inicial de cada circuto

Formar Vector

Frontera*

Analizar cada

Frontera**

Se Puede cambiar

Fronteras

Finalizar

si

no

Figura 2.7: Algoritmo de Reconfiguración en Alimentadores Primarios

*Vector de frontera: Conjunto de secciones de líneas en que cada nodo pertenece

a distinto circuito, inicialmente son las líneas con switches abiertos.

** Analizar Vector de Frontera:

Si se tienen dos nodos A y B separados mediante un seccionador, entonces se

analiza si el voltaje en el nodo A es mayor que el voltaje en el nodo B, luego se

simula el traspaso del nodo B hacia el circuito que contiene al nodo A,

posteriormente se analiza si el voltaje en el nodo B nuevo es mayor que el voltaje

en el nodo B antiguo, de ser así se transfiere la carga del nodo B hacia el

alimentador que contiene al nodo A; de esta forma la frontera se desplaza un

tramo más. Y se continúa hasta que no se obtenga una mejora en el voltaje.

Para ejecutar la aplicación en el programa de análisis técnico se va al menú

Aplicaciones en la opción Optimización de la Red, en el ítem Re-configuración de

la Red de Media Tensión. A continuación aparecerá una ventana como la que

sigue



Figura 2.8: Ventana de Reconfigurador de Red de Media Tensión

En la figura 2.8 se muestra la ventana de Reconfiguración de Red de Media

Tensión para lo cual se ha señalado las opciones Usar Flujo Desbalanceado,

previamente ejecutado, y además generar reporte del balance antes y después de

la optimización y el ítem de Excel. Una vez colocados estas opciones se hace clic

en aceptar y comenzará a ejecutarse la aplicación; los resultados, como se pidió

anteriormente, se los muestra en una tabla de Excel.

2.5.2. Ubicación de capacitores en alimentadores primarios10

2.5.2.1 Introducción.

El problema de la ubicación de capacitores o PUC (o CPP, Capacitor

Placement Problem), consiste en encontrar la localización de los capacitores y

determinar el tipo y tamaño del banco para el Sistema de Distribución en estudio.

La instalación de Banco de Capacitores es una herramienta que ayuda a la

reducción de pérdidas y utilizada para mejorar el perfil de tensión, aumentando de

esta manera la capacidad de las subestaciones y alargando la vida útil de las

redes primarias. También se pueden obtener otros beneficios como el de mejorar

el factor de potencia y la reducción de cargos por alta demanda de reactivos.

10

Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”



2.5.2.2 Técnicas y Métodos

Algunas técnicas y métodos se han implementado para la solución al

problema de la ubicación del banco de capacitores, tales como: heurísticas,

métodos basados en inteligencia artificial como: algoritmos genéticos, redes

neuronales, las regla de los 2/3, programación no lineal.

HEURÍSTICAS

Inicialmente se coloca un banco de capacitores obteniendo una

compensación inicial, luego se tiene la solución del flujo de potencia donde se

determinan un conjunto de nodos aptos para el banco de prueba, con el fin de

obtener un nodo ganador. Luego de haber fijado la ubicación del banco de prueba

se hace un análisis económico, hasta que se establezca la mejor respuesta

técnico-económica.

ALGORITMO GENÉTICO.

Los algoritmos genéticos inician con un conjunto de posibles soluciones

debidamente codificadas, estas pasan a ser una estructura de datos conocida

como individuo integrante de una misma población, y para preservar la

información se aplican operadores q permitan evolucionar a las poblaciones de los

individuos, esto para conseguir la solución de mejor calidad.

LA REGLA DE LOS 2/3

Se aplica en los alimentadores donde la carga reactiva es continua y distribuida.

Esta regla quiere decir que el tamaño del banco de capacitores es 2/3 de la

carga reactiva total del alimentador, y que se debe localizar a una distancia a partir

de la subestación de 2/3.



2.5.2.3 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution

Spard mp. Distribution utiliza programación no lineal, el cual minimiza una

función objetivo, en término de costos de inversión en condensadores más las de

las pérdidas del circuito bajo las restricciones de satisfacer las ecuaciones del flujo

de carga, para máximas y mínimas cargas sin violar límites de voltaje

especificados.

El algoritmo con el que trabaja utiliza la ecuación de la reducción de

pérdidas sujeta a condiciones económicas.

| | (

)

Ecuación 2.7

De la ecuación 2.7 los parámetros conocidos son la R (impedancia del

conductor), P (Potencia generada en el nodo) y V (Voltaje en el nodo); por ende el

parámetro que se puede variar es Q (carga reactiva en el nodo).

La Carga total reactiva, se la puede denotar como la diferencia de la Carga

Inductiva y la Carga Capacitiva

Por lo tanto la Ecuación 2.7 se puede expresar como:

( ( )

)

Ecuación 2.8

Este algoritmo también debe estar sujeto a restricciones de tensión esto es:

Ecuación 2.9

Para análisis de costo Spard mp. Distribution utiliza la siguiente ecuación.

Ecuación 2.10

Dónde:



[ ]

[ ]

Para ejecutar la aplicación de ubicación de banco de capacitores en la red

de media tensión se va al menú Aplicaciones en la Opción Optimización de la Red

de Media Tensión en el ítem Ubicación de Capacitores en la Red de Media

Tensión, luego aparece la siguiente ventana.

Figura 2.9: Ventana de Ubicación Óptima de Condensadores

2.5.3. Cambio de conductores en alimentadores primarios.11

2.5.3.1. Introducción

Al aumentar el calibre en los conductores se obtiene una reducción en las

pérdidas debido a la disminución de la resistencia y se justifica si, los costos de

instalación y de la mano de obra que se requiere, se compensa con el beneficio

producido por la disminución del costo asociado a las pérdidas de energía.

11

Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”



Spard mp. Distribution, considera como conductor económico a aquel que

transporta un amperio a mínimo costo; es decir, en un tramo dado, minimiza el

costo del conductor / amperio + el costo de pérdidas / amperio.

Concretamente, el conductor económico para una sección, es aquel en que

al circular una corriente produce el mínimo costo (material+ pérdidas) por amperio.

2.5.3.2. Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution

Inicio

Con los conductores actuales correr un flujo de carga radial

Para cada tramo seleccionar el conductor cuya corriente económica calculada

(ecuación 2.11) sea más próxima a la corriente según flujo de carga

Calcular la corriente para cada tramo con el flujo de carga

¿Existen más cambios de

conductores?

Finalizar

SI

NO

Ecuación 2.10:Algoritmo de Cambio de Conductor en Alimentadores Primarios

√

Ecuación 2.161

Dónde:



En consecuencia para cada conductor existe una corriente óptima I* que

minimiza el costo por amperio transportado.

Para ejecutar la aplicación de cambio de calibre de conductores en la red

de media tensión se va al Menú Aplicaciones en la Opción Optimización de la Red

de Media Tensión en el ítem, luego se mostrará la siguiente ventana.

Figura 2.11: Ventana Conductor Óptimo



CAPITULO III

3. DESCRIPCIÓN DE LA S/E OBRAPÍA Y S/E SAN CAYETANO, Y

DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN

3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EERSSA

3.2 AREA DE CONCESIÓN

3.3 AREA DE ESTUDIO

3.4 OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN PARA LA MODELACIÓN

3.5 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA

3.6 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN SAN CAYETANO



3.1 Descripción del Sistema Eléctrico EERSSA

La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) brinda servicio a la

parte Sur del país a partir del 19 de marzo de 1973, cuyo objetivo es brindar

servicio de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica dentro

del marco Jurídico establecido para el sector eléctrico formado por la Constitución,

Leyes, Reglamentos y Regulaciones.

La interconexión con el S.N.I lo realiza mediante una línea de 138 kV

provenientes de la Subestación Cuenca 1, la cual llega hacia la Subestación Loja.

La Subestación Obrapía toma la energía de la Subestación Loja en 2 líneas de

transmisión a 69 kV, denominadas Loja 1 y Loja 2. La Subestación Obrapía brinda

servicio a las demás subestaciones.

Cuenta con dos centrales generadoras, una térmica denominada “Central

Térmica Catamayo” localizada en el cantón de Catamayo, y la segunda la “Central

Hidráulica Ing. Carlos Mora” ubicada en Zamora.

3.2 Área de concesión.

Presta servicio en las provincias de Loja (16 cantones), Zamora Chinchipe

(9 cantones) y el cantón Gualaquiza en la provincia de Morona Santiago, en una

superficie de 22.721 Km2, en los cuales se registran 129.000 clientes,

estimándose una cobertura del servicio del 89%.

El sistema de distribución de la EERSSA está conformado por 23

subestaciones de distribución con una capacidad instalada de 90 MVA, las cuales

se encuentran interconectadas a través de 24 líneas de subtransmisión con una

longitud total de 553 km, de las cuales la mayoría funciona a un nivel de tensión

de 69 KV (únicamente la L/S/T San Cayetano-Carlos Mora de 16 km opera a 22

KV).



En cuanto a redes de distribución se tienen 64 alimentadores primarios con

niveles de tensión de 13.8 kV en la zona de la Loja y 22 kV en la provincia de

Zamora Chinchipe y el cantón de Gualaquiza, cubriendo una longitud de 5.440 km,

en los cuales están instalados 10.030 transformadores de distribución con una

capacidad instalada de 134 MVA.

Para mayor detalle se puede observar el diagrama unifilar de la EERSSA en

el Anexo 1.

3.3 Área de estudio

El área de estudio contempla la Ciudad de Loja, la cual cuenta con cuatro

subestaciones que son:

Subestación Obrapía

Subestación San Cayetano

Subestación San Sur

Subestación Norte

El análisis a realizarse para el estudio de reconfiguración y optimización

corresponden a los alimentadores de Chontacruz, IV Centenario, Hospital, Celi

Román pertenecientes a la Subestación de Obrapía, y los alimentadores Sur,

Norte y Juan de Salinas de la Subestación san Cayetano.

En la siguiente figura se ubican los alimentadores en estudio en la ciudad

de Loja.



Figura 3.1:Área de Estudio

Fuente: Empresa Eléctrica Regional del Sur. Gerencia de Operación y Mantenimiento



3.4 Obtención de información para la modelación.

Una buena modelación del sistema es importante ya que se trata de tener

una configuración real, para lograrlo es necesario realizar con detalle y precisión

el levantamiento de los componentes de la red. Este proceso ya fue realizado,

por lo que a continuación se darán los datos necesarios para la modelación.

3.4.1 Información de la subestación.

Cada subestación deberá tener un código único de identificación, además

de determinar el nombre y su ubicación. También se debe ingresar el voltaje

principal, la carga pico que soporta y la capacidad instalada. Otro aspecto

importante es identificar el número de alimentadores, sus nombres, códigos que

identifican y demandas, así como el lugar de la salida del alimentador.

3.4.2 Información de la troncal.

Los alimentadores deberán tener la secuencia de las fases A B C.A partir

del primer poste, puntualizar el tipo, la altura, tipo de estructura (de acuerdo a las

normas establecidas por la EERSSA), la longitud, el tipo de conductor, el código

de la sección de línea, clase de sección, el número de fases, y el código

proporcionado a este, para cada uno de los postes.

Al instante de localizar los transformadores es necesario notar el código, la

capacidad, la conexión, y marca.

El código del condensador, la capacidad y voltajes nominales. Además

identificar a las fases y el tipo de conexión de condensador.

En los seccionadores se procede de igual forma designando un código,

voltajes, corrientes nominales, la fase a la cual está conectado, tipo (trifásico o

conectado a cada una de las fases), importante es el estado del transformador si

está abierto o cerrado.



Al igual que los equipos anteriores se asigna un código, y una descripción

textual con el regulador con las diferencias que debe especificar la impedancia en

porcentaje, la capacidad y voltajes nominales. Las fases han las que están

conectado, el tap mínimo y máximo a las que soporta el regulador como también

identificar el tap actual de este.

3.5 Descripción de la Subestación Obrapía

La subestación Obrapía (01) se encuentra ubicada al Noroeste de la ciudad

de Loja, en la parroquia Obrapía, en las calles vía Villonaco y Shushu-Huaico.

La S/E es de tipo convencional, barra principal y de transferencia, su

función es de reducir de 69Kv a 13.8kVy servir de enlace hacia las subestaciones

de Norte, Sur, San Cayetano y Catamayo.

La subestación recibe energía directamente del Sistema Nacional

Interconectado (SNI).

Figura 3.2: Subestación Obrapía



Tiene una capacidad de 10MVA, tipo ONAN y 12,5 MVAtipo ONAF. Cuenta

con dos transformadores cada uno de 5MVA, marca PAUWELS TRAFO

BELGIUM, con grupo de conexión YNyn0d5 del año 1977. En el Anexo 2 se

pueden observar las placas de los transformadores. La subestación de Obrapía

cuenta con seis alimentadores:

Alimentador Chontacruz.

Alimentador IV Centenario.

Alimentador Hospital.

Alimentador Celi Román.

Alimentador Villonaco.

Alimentador Consacola.

Figura 3.3: Diagrama Unifilar de la Subestación Obrapía Fuente: Empresa Eléctrica Regional del Sur. Gerencia de Operación y Mantenimiento



3.5.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación

Obrapía.

El presente estudio analiza cuatro alimentadores, Chontacruz, IV

Centenario, Hospital y Celi Román, los cuales se describirán más adelante. En

forma general, las estructuras que se encuentran a lo largo de los cuatro

alimentadores son las siguientes.

TIPOS DE ESTRUCTURAS: las siglas que se muestran a continuación son

propias de la Empresa Eléctrica Regional del Sur.

La descripción de los transformadores de distribución se encuentra

detallada en el Anexo 3.

CARACTERISTICAS DEL CIRCUITO

Descripción Tipo Cantidad

Tip

os

de

Est

ruct

ura

s

RC 113

RU 382

SV 182

RRU 97

SU 435

AU 118

RRV 24

P 63

PP 16

ARR 4

RRC 65

AR 4

SC 168

AC 85

HRR 14

RV 52

AV 15

TOTAL 1837 Tabla 3.1. Tipos de Estructura Subestación Obrapía

Fuente: Spard mp. Distribution



3.5.1.1 Descripción del Alimentador Chontacruz

CALLES PRINCIPALES: Vía de Integración Barrial, Vía Obrapía, Av.

Eugenio Espejo, Paraguay, Brasil, Colombia, Canadá, Estados Unidos,

Venezuela, Argentina, España, México, Perú, Huaoranis, Galcochima , Grecia,

Guayana, Rumiñahui.

En la tabla 3.2 se muestra información detallada de las características

principales del Alimentador Chontacruz.

ALIMENTADOR CHONTACRUZ

Potencia total instalada (KVA) 4232

Nodos Eléctricos 986

Número de líneas 984

Número de transformadores

Bancos 9

Trafos Monofásicos 195

Trafos Trifásicos 2

total 206

Longitud total (m) 41046,8

Tabla 3.2: Características principales del Alimentador Chontacruz Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution

Figura 3.4:Alimentador Chontacruz Fuente: Spardmp. Distribution



3.5.1.2 Descripción del Alimentador IV Centenario

CALLES PRINCIPALES: Miguel Riofrío, Maximiliano R., Venezuela, Inés

Jiménez, Ramón Pinto, Alonso de Mercadillo, Av. Pio Jaramillo, Quinara, Paracas,

Av. Manuel Carrión Pinzano, Tnte. M. Rodríguez, José A, Palacios, Macchu

Picchu, Av. De Los Incas, Aymaras, Quitumbe, José A. Palacios, Azuay.


principales del Alimentador IV Centenario.

ALIMENTADOR IV CENTENARIO

Potencia total instalada (KVA) 2882,5




Bancos de trafos 12


Trafos trifásicos 11

total 103


Tabla 3.3:Características principales del Alimentador IV Centenario Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution

Figura 3.5: Alimentador IV Centenario Fuente: Spardmp. Distribution.



3.5.1.3 Descripción del Alimentador Hospital

CALLES PRINCIPALES:Av. Manuel Carrión Pinzano, Ramón Pinto, J.A.

Eguiguren, 18 Noviembre, Miguel Riofrío, S. Juan de Dios, Colón, Eplicachima,

Juan J. Samaniego, 10 de Agosto, José María Peña, Calcochima, Av.

Universitaria.


principales del Alimentador Hospital.

ALIMENTADOR HOSPITAL





Bancos de trafos 15


Trafos trifásicos 46

total 127

Longitud total (m) 10089,2 Tabla 3.4:Características principales del Alimentador Hospital

Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution

Figura 3.6:Alimentador Hospital Fuente: Spardmp. Distribution.



3.5.1.4 Descripción del Alimentador Celi Román

CALLES PRINCIPALES:Puebla, Av. Manuel Carrión, José Riofrío, Ramón

Burneo, Benjamín Pereira, Av. Cuxibamba, Av. Gran Colombia, Guaranda, Juan

María Riofrío, Mons. Francisco Valdivieso, Francisco Valdivieso, Francisco Arias,

Puebla, Clotario Paz, Manuel Vivanco, Riobamba, Santo Domingo De Los

Colorados.


principales del Alimentador Celi Román.

ALIMENTADOR CELI ROMAN





Bancos de trafos 11


Trafos Trifásicos 21

total 162


Tabla 3.5:Características principales del Alimentador CeliRomán Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution

Figura 3.7:Alimentador Hospital Fuente: Spardmp. Distribution.



3.5.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos

Subestación de Obrapía

La información utilizada es la recopilación de la información de la base de

datos del software Spard mp. Distribution de fecha enero 2012.

3.5.2.1 Estimación de la demanda

Para estimar la demanda se procesa la información obtenida de las

demandas de los alimentadores para el año 2011, escogiendo el día y la hora de

demanda máxima para cada uno de los alimentadores. Las curvas de carga diaria,

semanal y mensual para cada uno de los alimentadores se las puede observar en

el anexo 4, desde la figura 4.1 hasta la figura 4.12.

3.5.2.1.1 Demanda máxima.

Tabla 3.6: Demanda Máxima. Subestación Obrapía

3.5.2.1.2 Demanda mínima.

Tabla 3.7: Demanda Mínima. Subestación Obrapía

ALIMENTADOR DIA DE DEM.

MAXIMA

HORA DE DEM.

MAXIMA

POT. ACTIVA

(KW)

POT. REACTIVA

(KVAR)

POT. APARENTE

(KVA)

FP IR IS IT

Chontacruz 16/01/2011 20:15 1778 563 1865,01 0,93 98 90 53

IV Centenario 12/05/2011 19:15 1380 431 1445,74 0,94 48 74 65

Hospital 17/03/2011 17:45 2390 807 2522,57 0,93 98 101 121

Celi Román 15/04/2011 18:45 1848 645 1957,33 0,93 75 90 84

ALIMENTADOR DIA DE DEM.

MÍNIMA

HORA DEM.

MÍNIMA

POT. ACTIVA

(KW)

POT. REACTIVA

(KVAR)

POT. APARENTE

(KVA)

FP IR IS IT

Chontacruz 01/01/2011 6:43 618 417 745,53 0,81 39 35 15

IV Centenario 08/05/2011 6:30 474 286 553,6 0,84 18 28 22

Hospital 30/03/2011 4:30 613 384 723,34 0,84 28 27 36

Celi Román 24/04/2011 6:45 696 443 825,024242 0,84 31 37 35



3.5.2.2 Cálculo de los parámetros eléctricos

Para el cálculo de la demanda promedio se utiliza la , para ello se

trabaja en el mes de demanda máxima. El cálculo del factor de carga, factor de

demanda se obtuvo a partir de las y

ALIMETADOR DEM. PROMED (KW)

FACTOR DE DEMANDA

FACTOR DE CARGA

FACTOR DE POT. PROMED

ENERGIA ACTIVA(KWh-mes)

ENERGIA REACTIVA (KVArh-mes)

Chontacruz 1035,39 0,78 0,35 0,865 770329,5 381415,5

IV Centenario 862,2 0,96 0,34 0,87 641477,25 307701,25

Hospital 1350 0,33 0,565 0,94 1004487 433883,25

Celi Román 1193,3 0,572 0,42 0,97 859178,5 402602

Tabla 3.8: Parámetros Eléctricos de la Subestación Obrapía

3.5.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrica de la EERSSA

Del SCADA se obtienen mediciones de corrientes, potencias, factor de

potencia, entregando registros cada 15 minutos.

En la mayoría de alimentadores en estudio las cargas son residenciales con

una mínima carga comercial, cabe mencionar que no existen cargas tipo

industriales.

A continuación se detallará el estado actual de cada uno de los

alimentadores de la Subestación Obrapía, para el mes de demanda máxima:

En el anexo 5, la tabla 5.1 se tiene el estudio de flujos a demanda máxima,

y mínima.

3.5.3.1 Alimentador Chontacruz

En el Alimentador Chontacruz aproximadamente un 5% de su carga es

comercial, y en su mayoría residencial debido a los picos de carga que se

pronuncian en horas de la noche.



Del estudio de flujos potencia se observa que los niveles de tensión se

encuentran dentro de los parámetros establecidos al igual que la regulación de

voltaje, además la cargabilidad de los conductores de este alimentador se

encuentran dentro de los límites permisibles En la siguiente tabla se observa un

resumen de pérdidas.

Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas

KW KVAr kW KVAr kW KVAr

1780,83 565,73 1759,9 539,6 20,93 26,13

Tabla 3.9: Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima

Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, se observa que la

máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la

regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.


kW KVAr kW KVAr kW KVAr

619,04 418,87 615,7 414,7 3,34 4,17

Tabla 3.10: Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima

3.5.3.2 Alimentador IV Centenario:

Del estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que la


regulación de voltaje, no existen problemas con la cargabilidad de los conductores

En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.



1380,29 433,67 1367,6 423,9 12,69 9,77









474,57 287,74 472,7 286,3 1,87 1,44


3.5.3.3 Alimentador Hospital:

Al correr de flujos potencia a demanda máxima, se observa que el nivel de

tensión se encuentra dentro de los límites aceptables al igual que la regulación de

voltaje. Dentro de la cargabilidad de los conductores, 24 secciones de línea con

una longitud de 3436,8 metros se encuentran fuera de los parámetros establecidos

en la tabla 1.2 del capítulo 1, el detalle se indica en el anexo 6, tabla 6,1. En la

siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.



2390,11 805,46 2355,2 780,2 34,91 25,26







614,27 382,38 611,4 380,3 2,87 2,08

Tabla 3.14:Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima

3.5.3.4 Alimentador Celi Román:

Al realizar el estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que

el nivel de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la regulación de



voltaje, y la cargabilidad de los conductores de este alimentador se encuentra

dentro de lo establecido. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.



1850,53 646,69 1837,1 631,7 13,43 14,99

Tabla 3.15:Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima


máxima caída de tensión y la regulación de voltaje se encuentra dentro de los

reglamentos. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.



696,08 444,86 693,7 442,2 2,38 2,66



3.5.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo.

Para realizar la proyección de la demanda de la Subestación Obrapía la

EERSSA brindó la información necesaria para dicho estudio, obteniendo la

demanda a partir del año 2005 y completando la proyección hasta el año 2026

mediante el método perspectivo.

En el anexo 7 se muestran las tablas de las proyecciones para cada uno de

los alimentadores en estudio de la Subestación Obrapía.

3.5.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados.

En el anexo 8 se presenta los resultados obtenidos del estudio de flujos de

potencia en función de la demanda, para los años proyectados en el estado actual.



Las simulaciones de flujos de potencia se las realizan para los años 5, 10 y

15.

3.5.4.2.1 Alimentador Chontacruz.

Los resultados obtenidos mediante el análisis de flujos de potencia para el

año de mayor proyección, en lo que se refiere a la máxima caída de tensión y en

la regulación de tensión no existe problemas, dado que se encuentra dentro de

las normas prestablecidas. Dentro de lo que concierne a la cargabilidad de

conductores no existen inconvenientes.

En la siguiente tabla se observa un resumen mensual a demanda máxima

de las pérdidas obtenidas, para cada uno de los años proyectados, estas

aumentan a medida que aumenta la demanda. Las pérdidas de energía se

incrementan cerca del doble en comparación al año 0.



2016 1921,54 761,51 1895,9 729,5 25,64 32,01

2021 2180,78 857,97 2147,8 816,8 32,98 41,17

2026 2435,21 964,96 2394 913,5 41,21 51,46

Tabla 3.17:Pérdidas Técnicas para Años Proyectados

3.5.4.2.2 Alimentador IV Centenario.


año de mayor proyección, en la máxima caída de tensión y en la regulación de

tensión se encuentran dentro de las normas de la empresa y del CONELEC.

Mientras que la cargabilidad de los conductores se salen de niveles óptimos, 19



secciones de líneas que contienen 4223,4 metros; el detalle se puede observar en

el anexo 9, tabla 9.1.

A continuación se resumen las pérdidas obtenidas para cada uno de los

años proyectados, estas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las

pérdidas de energía aproximadamente se triplican en comparación al año 0.

Tabla 3.18: Pérdidas Técnicas para Años Proyectados

3.5.4.2.3 Alimentador Hospital.

Los niveles de tensión presentados se encuentran dentro de los límites

aceptables al igual que la regulación de tensión. La cargabilidad de los

conductores se encuentra fuera de lo óptimo, como se indica en la tabla 9,2 del

anexo 9.

Un resumen de pérdidas técnicas mensuales para la demanda máxima

obtenidas para cada uno de los años proyectados, se presentan a continuación,

estas pérdidas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las pérdidas de

energía aumentan aproximadamente en relación de1, 5 veces del año 0



2016 2409,26 874,49 2373,2 848,4 36,06 32,01

2021 2713,86 985,71 2668,1 952,6 45,76 33,11

2026 3017,99 1096,04 2961,4 1055,1 56,59 40,94


3.5.4.2.4 Alimentador Celi Román.



2016 2011,57 729,37 1983,8 708 27,77 21,37

2021 2379,75 870,67 2356,4 840,4 38,95 29,97

2026 2783,38 1009,23 2730,2 968,3 53,18 40,93




año de mayor proyección, en lo que se refiere a la máxima caída de tensión y en

la regulación de tensión no existe problemas, dado que se encuentra dentro de las

normas prestablecidas; al igual que la cargabilidad en los conductores.

Un resumen de pérdidas técnicas obtenidas para cada uno de los años

proyectados para la demanda máxima mensual se presentan a continuación,

estas pérdidas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las pérdidas de

energía aumentan en relación de 2 a 1 el año proyectado 2026.



2016 2078,97 822,81 2061,5 803,3 17,47 19,51

2021 2375,74 941,89 2352,9 916,4 22,84 25,49

2026 2682,16 1056,54 2653,1 1024,1 29,06 32,44


3.6 Descripción de la subestación San Cayetano.

Figura 3.8: Subestación San Cayetano



La subestación San Cayetano (02) se encuentra ubicada al este de la

ciudad de Loja, sector San Cayetano, entre las calles Brúcelas y Paris.

La S/E es tipo convencional con barra simple, la energía que recibe

proviene de la subestación Obrapía a 69Kv, además desde San Ramón llega una

línea a 22kV.

Tiene capacidad de 15 MVA, está formado por dos transformadores un

TRAFO_1 de 10MVA a de 69/13.8 Kv marca PAULEWELS TRAFO BELGIUM con

año de fabricación 1986, enfriamiento ONAN, con grupo de conexión YNyn O (d5),

y el TRAFO_2 de 5MVA de 22/69 Kv marca CENEMES con año de fabricación

1989, enfriamiento ONAN/ONAF, grupo de conexión Dyn1.

La subestación san Cayetano cuenta con cinco alimentadores:

Alimentador Sur (0211).

Alimentador Norte (0212).

Alimentador Juan de Salinas (0213).

Alimentador Centro (0215).

Alimentador Calvario (0216).



Figura 3.9: Diagrama Unifilar de la Subestación San Cayetano Fuente: Empresa Eléctrica Regional del Sur. Gerencia de Operación y Mantenimiento



Tipo de estructuras

CARACTERISTICAS DEL CIRCUITO

Descripción Tipo Cantidad

T

ipo

s d

e E

stru

ctu

ras

RC 126

RU 362

SV 112

RRU 102

SU 228

AU 76

RRV 28

P 8

PP 0

ARR 9

RRC 100

AR 3

SC 257

AC 101

HRR 0

RV 35

AV 19

TOTAL 1566 Tabla 3.20. Tipos de Estructura Subestación San Cayetano

Fuente: Spard mp. Distribution

3.6.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación

San Cayetano.

La descripción de los transformadores de distribución se encuentra

detallada en el Anexo 3.

3.6.1.1 Descripción de Alimentador Sur.

CALLES PRINCIPALES: Manuel Zambrano, Barrio Las Palmeras, Sector

De El Churo, Bolívar, Piscina De La Caballería, Av. Emiliano Ortega, Urb. Atamer

Calle Cotopaxi, Máximo Rodríguez, González Suarez, Olmedo, 18 De Noviembre,

Coliseo Ciudad De Loja, Planta De Agua Potable Del Panecillo, Colegio De



Ingenieros Civiles, Av. Universitaria, Hno. Miguel, Av. Zoilo Rodríguez, 10 De

Agosto, Rocafuerte, Av. Rio Marañón, Parque Podocarpus Pucará, Río Yanayacu,

Av. Santa Mariana De Jesús, Av. Santa Mariana De Jesús, Caballería De Loja,

Zamora Huayco Alto.

Figura 3.10: Alimentador Sur Fuente: Spard mp. Distribution


principales del Alimentador Sur.

ALIMENTADOR SUR

Potencia total instalada (KVA)

6136,50

Nodos Eléctricos

729

Número de líneas

728


Bancos 24

Monofásicos 143

Trifásicos 25

total 192

Longitud total (Km)

27,172 Tabla 3.21: Características principales del Alimentador Sur




3.6.1.1 Descripción de Alimentador Norte.

CALLES PRINCIPALES: Barrio Amable María, Chinguilanchi, Sector la

Isla, Julio Jaramillo, Sebastián Ojeda, Paris, Antonio Navarro, Manuel Lozano,

Fran Slizt (La Samana), Wagner (La Samana), Salvador Bustamante E Isidro

Ayora, Daniel Armijos, Piscina De Jipiro, Agustín Carrión, Vía Jipiro. Complejo

Ferial, Colegio Iberoamericano, Urb. Mutualista Benalcazar, Salvador Bustamante,

Segundo Cueva Celi, Ciudadela La Paz, El Valle, Recinto Ferial, Gorriones,

Colegio Técnico DAB Piscina, Daniel Álvarez, Colegio Técnico (Sección Ciencias),

Av. Santiago D Las Montañas, Cdla. Isaac Ordoñez, Cdla. Isaac Ordoñez, Av.

Orillas Del Zamora.

Figura 3.11: Alimentador Norte Fuente: Spard mp. Distribution


principales del Alimentador Norte.



ALIMENTADOR NORTE





Bancos 28

Monofásicos 189

Trifásicos 21

total 238

Longitud total (Km)

34,53 Tabla 3.22: Características principales del Alimentador Norte


3.6.1.2 Descripción de Alimentador Juan de Salinas.

CALLES PRINCIPALES: Av. 24 de Mayo, Av. Colon, Av. 10 de Agosto,

Azuay, Miguel Riofrío, Bolívar, José Félix Valdivieso, Juan de Salinas, José

Antonio Eguiguren, Rocafuerte.

Figura 3.12:Alimentador Juan de Salinas Fuente: Spard mp. Distribution


principales del Alimentador Norte.



ALIMENTADOR JUAN DE SALINAS





Bancos 14

Monofásicos 42

Trifásicos 28

total 84

Longitud total (Km) 6,6 Tabla 3.23: Características principales del Alimentador Juan de Salinas Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution

3.6.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos

Subestación San Cayetano.

La información utilizada es la recopilación de la información de la base de

datos del software Spard mp. Distribution de fecha enero 2012.

3.6.2.1 Estimación de la demanda.

Para estimar la demanda se procesa la información obtenida de las

demandas de los alimentadores para el año 2011, escogiendo el día y la hora de

demanda máxima para cada uno de los alimentadores. Las curvas de carga diaria,

semanal y mensual para cada uno de los alimentadores se las puede observar en

el anexo 4, desde la figura 4.13 hasta la figura 4.21.

3.6.2.1.1 Demanda máxima.

ALIMENTADOR DIA HORA POT.

ACTIVA (KW)

POT. REACTIVA

(KVAR)

POT. APAREN

(KVA) FP IR IS IT

Sur 30/03/2011 19:45 3446,29 1111,15 3620,99 0,95 132,87 163,04 163,33

Norte 14/00/2011 20:30 2252,36 37,44 2252,67 0,941 99,75 134,33 52

Juan de Salinas 22/06/2011 19:00 1467,64 449,84 1535,03 0,95 70,46 52,88 71,63

Tabla 3.24: Demanda Máxima. Subestación San Cayetano



3.6.2.1.2 Demanda mínima.

ALIMENTADOR DIA HORA POT.

ACTIVA (KW)

POT. REACTIVA

(KVAR)

POT. APARENTE

(KVA) FP IR IS IT

Sur 08/03/2011 6:45 752,54 369,02 838,148 0,84 18 28 22

Norte 25/09/2011 6:00 519,45 -22,15 519,922 0,81 39 35 15

Juan de Salinas 19/06/2011 6:30 478,315 327,49 579,685 0,84 28 27 36

Tabla 3.25: Demanda Mínima. Subestación San Cayetano

3.6.2.2 Calculo de los parámetros eléctricos.

ALIMETADOR DEM.

PROMEDIO (KW)

FACTOR DE

DEMANDA

FACTOR DE CARGA

FACTOR DE POT.

PROMEDIO

ENERGIA ACTIVA(KWh-

mes)

ENERGIA REACTIVA

(KVArh-mes)

Sur 1341,13 0,591 0,389 0,878 997804,9037 483195,83

Norte 908,85 0,353 0,437 709185,6

Juan de Salinas 984,98 0,32 0,62 0,902 654373,7 274076,3

Tabla 3.26: Parámetros Eléctricos de la Subestación San Cayetano

3.6.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrico de la EERSSA.

Del SCADA se obtienen mediciones de corrientes, potencias, factor de

potencia, entregando registros cada 15 minutos.

En la mayoría de alimentadores en estudio las cargas son residenciales con

una mínima carga comercial, cabe mencionar que no existen cargas tipo

industriales.

El estudio de flujos de potencia se encuentra en la tabla 5.2 para demanda

máxima y demanda mínima del anexo 5. A continuación se presenta un resumen

de los alimentadores en estudio.

3.6.3.1 Alimentador Sur.



Del estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que los

niveles de tensión se encuentran dentro de los parámetros establecidos con una

máxima caída de tensión en la fase B de 3,42, al igual que la regulación de

voltaje. Los conductores pertenecientes a este alimentador presentan un

porcentaje de cargabilidad mayor al 40% que es el límite óptimo, son 53 secciones

de línea, que suman 5986,2 metros, el detalle se observa en el anexo6 tabla 6.2.

En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.



3446,84 1115,59 3358,1 1049,5 88,74 66,09







749,75 567,63 743,8 563,2 5,95 4,43


3.6.3.2 Alimentador Norte.

Del estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que la


regulación de voltaje. Las secciones de líneas que exceden las normas son 4, con

una longitud de 517,8 m, en el anexo 6, tabla 6.3. En la siguiente tabla se observa

un resumen de pérdidas.



2254,53 33,93 2221,5 7,9 33,03 26,03




Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, tabla 5.2 del Anexo 5, se

observa que la máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al

igual que la regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de

pérdidas.



518,34 -23,92 516,6 -25,3 1,74 1,38


3.6.3.3 Alimentador Juan de Salinas.

Al correr de flujos potencia a demanda máxima, tabla 5.1 del Anexo 5, se

observa que el nivel de tensión se encuentra dentro de los límites aceptables al

igual que la regulación de voltaje. El porcentaje de cargabilidad se encuentra

dentro de las normas, que es menor al 40%. En la siguiente tabla se observa un

resumen de pérdidas.



1467,42 449,91 1459,3 442 8,12 7,91


Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, tabla 5.2 del Anexo 5, se

observa que la máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al

igual que la regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de

pérdidas.



478,05 326,62 476,9 325,5 1,15 1,12

Tabla 3.32:Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima


3.6.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo.



Para realizar la Proyección de la Demanda de la Subestación San Cayetano

se procede de la misma manera que Obrapía, la EERSSA brinda la información

necesaria, obteniendo la demanda a partir del año 2005 y completando la

proyección hasta el año 2026 mediante el método perspectivo.

En el anexo 7 se muestran las tablas de las proyecciones para cada uno de

los alimentadores en estudio de la Subestación San Cayetano.

3.6.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados

En el anexo 8 se presenta los resultados obtenidos de potencia en función

de la demanda, para los años proyectados en el estado actual.

3.6.4.2.1 Alimentador Sur.


año de mayor proyección, se observa que en el año las caídas de tensión se

encuentran fuera de las normas dadas por la EERSSA, la máxima regulación se

encuentra dentro de las normas. Existen 71 secciones de líneas con 7715,1

metros, están fuera de la cargabilidad óptima de los conductores, en el anexo 9,

tabla 9.3.

En la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas obtenidas para

cada uno de los años proyectados, estas aumentan a medida que aumenta la

demanda. Las pérdidas de energía se incrementan el doble en comparación al

año 0.



2016 3449,36 1128,63 3360,3 1062,3 89,06 66,33

2021 4179,24 1373,99 4048,2 1276,4 131,04 97,59

2026 4912,14 1609,5 4731 1474,6 181,14 134,9




3.6.4.2.2 Alimentador Norte.


año de proyección del 2026, en lo que se refiere a la máxima caída de tensión

exceden los límites de las normas establecidas por la empresa, y en regulación

de tensión, se encuentran dentro de las normas del CONELEC, la cargabilidad de

conductores para el año de mayor proyección excede los límites;61 secciones de

líneas, con 6748,5, se encuentran fuera de las normas, los detalles se presentan

en el anexo 9, tabla 9.4.

A continuación se resumen las pérdidas obtenidas para cada uno de los

años proyectados, estas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las

pérdidas de energía se triplican desde el año 0.



2016 2693,41 870,86 2641,3 829,8 52,11 41,06

2021 3248,27 1164,91 3170,7 1103,8 77,57 61,11

2026 3792,77 1362,39 3686,9 1279 105,87 83,39

Tabla 3.34:Pérdidas Técnicas para Años Proyectados

3.6.4.2.3 Alimentador Juan de Salinas.

Los niveles de tensión presentados se encuentran dentro de los límites

aceptables al igual que la regulación de tensión. El porcentaje de cargabilidad de

los conductores se encuentra dentro de los óptimos.

Un resumen de pérdidas técnicas obtenidas para cada uno de los años

proyectados se presentan a continuación, estas pérdidas disminuyen a medida

que disminuye la demanda; al igual que las pérdidas de energía se disminuyen.





2016 1268,04 416,78 1261,9 410,8 6,14 5,98

2021 1241,28 408,13 1235,4 402,4 5,88 5,73

2026 1216,45 398,7 1210,8 393,2 5,65 5,5




CAPITULO IV

4. ESTUDIO DE RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS

ALLIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA Y SAN

CAYETANO UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION.

4.1 RECONFIGURACIÓN DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS.

4.2 UBICACIÓN DE CAPACITORES EN ALIMENTADORES

PRIMARIOS.

4.3 REEMPLAZO DE CONDUCTORES EN ALIMENTADORES

PRIMARIOS.

4.4 COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA PROYECCIONE DE LA

DEMANDA.

4.5 RESUMEN Y RESULTADOS.



4.1 Reconfiguración de los alimentadores primarios.

Al realizar la reconfiguración de los alimentadores primarios de las

Subestaciones de Obrapía y de San Cayetano, la topología se acomoda, de tal

manera que se consiga la reducción de pérdidas de potencia y energía, con la

disminución de los porcentajes de caídas de tensión, el mejoramiento del factor de

potencia y la cargabilidad de conductores, de una manera global, obteniendo una

red diferente al estado actual.

La reconfiguración para este estudio, se basa en las maniobras de abrir y

cerrar seccionadores para la transferencia de la carga de una sección de línea a

otra, sea ésta del mismo alimentador o de diferente. También se tiene como

opción las incorporaciones de nuevos seccionadores, creando una nueva

topología que sea la más óptima para la operación de la red.

Se considera una caída de tensión máxima de 3,5, según normas

establecidas por la EERSSA, con lo que brinda un servicio de calidad a los

usuarios.

4.1.1 Transferencia de carga.

Una vez ejecutada la aplicación, como se indica en el capítulo 2 ítem 2.5.1,

el programa exporta en un documento de excel, el cual contiene: en una primera

hoja el nombre del alimentador, los kilovatios leídos, las pérdidas de potencia del

sistema en estado actual; en la segunda hoja de cálculo muestra los mismos

puntos que para la primera, pero esta vez para la red nueva; y por último, en una

tercera hoja muestra el nuevo estado de los seccionadores, la sección de línea a

la que pertenece dicho seccionador, el nodo de fuente y de carga que contiene a

dicha línea y, el código del seccionador o si se tiene que crear uno nuevo.

En el anexo 10 se puede observar un resumen con la tabla de los estados

de los seccionadores utilizados para la realización de la reconfiguración.



A continuación se escogen los puntos donde se realiza la transferencia de

carga.

Para la transferencia de carga se realiza el cierre del seccionador

SECC_0111_0112 tipo cuchilla que se encuentra separando a Chontacruz con IV

Centenario, para luego pertenecer únicamente al nuevo alimentador IV

Centenario; este seccionador se encuentra en las calles Venezuela y Argentina.

Para la transferencia de carga se realiza cerrando del seccionador SW2040

tipo fusible que se encuentra inicialmente en Chontacruz y posteriormente pasa a

Figura 4.1:Seccionamiento en los nodos NEM_000664_0111 y NEM_000665_0111

Figura 4.2: Seccionamiento en los nodos NEM_000293_0111 y NEM_CE0054_0111



separar Chontacruz con IV Centenario; este seccionador se encuentra en las

calles Paraguay Y S/N.

Figura 4.3: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_000629_0111y NEM_000628_0111

El seccionador SW2714 inicialmente en estado cerrado ubicado en el

alimentador Chontacruz, luego pasa a estado abierto separando Chontacruz con

IV Centenario.

Figura 4.4: Seccionamiento en los nodos eléctricos MVEL9902y NEM_002343_0114

Inicialmente la separación de Celi Román con el Norte en la dirección Pedro

Canica y Diego de Vaca lo hace el seccionador SW2911, que se encontraba en

estado abierto, después de la reconfiguración este seccionador pertenece al

Norte.



Figura 4.5: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_000313_0111 y NEM_000314_0111

Con el seccionador SW2042 tipo fusible, inicialmente cerrado, se trata de

dar otra vía de alimentación a la carga de Chontacruz, ubicada en la Av. Eugenio

Espejo Y S/N; pasando a estado abierto y quedando en el mismo alimentador.


El seccionador SECC_0112_0113 inicialmente abierto, separaba Hospital

con IV Centenario, ahora se encuentra en el Alimentador Hospital en estado

cerrado, entre las calles Ramón Pinto y Miguel Riofrío.



Figura 4.7: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS449 y NEM_AS450

El seccionador SECC_AS39 pertenecía al Alimentador Sur en estado

cerrado, después de la reconfiguración pasa a estado abierto logrando separar

Juan de Salinas con el Sur, este seccionador tipo cuchilla se encuentra ubicada en

Juan José Peña y Lourdes.


La transferencia de carga se realizó con el seccionador SW2041, tipo

fusible, originalmente este se encontraba en estado abierto perteneciendo al

Hospital, para luego pasar a pertenecer a IV Centenario en estado cerrado, se

encuentra ubicado en las calles Paraguay y Trinidad y Tobago.




El seccionador SW2762, tipo cuchilla, se encuentra abierto en IV

Centenario, después de la reconfiguración se encuentra en el mismo alimentador

pero en estado cerrado; está ubicado en las calles Maximiliano Rodríguez y Av.

Pio Jaramillo.


El seccionador SW2763, tipo fusible, se encuentra abierto en Chontacruz,

después de la reconfiguración se encuentra en el mismo alimentador pero en

estado cerrado; está ubicado en las calles S/N y Av. Eugenio Espejo.



Figura 4.11: Seccionamiento en los nodos eléctricos MVEL9903y NEM_002295_0114


fusible, originalmente se encontraba en estado abierto separaba a Celi Román con

Norte, luego pertenece al Alimentador Norte.

Figura 4.12: Seccionamiento en los nodos eléctricos MVEL9905 y NEM_006130_0112

Inicialmente la separación de IV Centenario con Sur en la dirección Lourdes

y Av. Universitaria lo hace el seccionador SW2916, que se encontraba en estado

abierto, después de la reconfiguración este seccionador pertenece a IV

Centenario.




El seccionador SW2959, tipo fusible, se encuentra cerrado en el

alimentador IV Centenario, después de la reconfiguración se encuentra en el

mismo alimentador pero en estado abierto; está ubicado en las calles Ramón

Pinto y Maximiliano Rodríguez.

Figura 4.14: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS468 y NEM_C0433_0213


fusible, originalmente este se encontraba en estado abierto separando a Juan de

Salinas con Sur para luego pasar a pertenecer a Juan de Salinas estado cerrado,

se encuentra ubicado en las calles Juan José Peña Y Miguel Riofrío.



El seccionador SW2199, tipo fusible, se encuentra cerrado en Celi Román,

después de la reconfiguración separa el Alimentador Norte con Celi Román en

estado abierto; está ubicado en las calles Guaranda y Machala.

Se tienen que colocar tres nuevos seccionadores, a continuación se

detallará en qué lugar se debe de ubicar. Las características de estos

seccionadores se lo observa en el anexo 11

Figura 4.16: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS611y NEM_006087_0112

Después de la reconfiguración se tiene que se debe de colocar un nuevo

seccionador SW3140, que separe el Hospital con IV Centenario, ubicado en las

calles Ramón Pinto y Miguel Riofrío.

Figura 4.4: Seccionamiento en los nodos eléctricosNEM_002332_0114 y NEM_002332_0114



Figura 4.17: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS610 y NEM_AS611

Se debe de colocar un nuevo seccionador SW3154, que separe el

Alimentador Sur con IV Centenario en las calles Catacocha entre Sucre y 18 de

Noviembre.

Figura 4.18: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_002291_0114 y NEM_CE0231_0114

Se debe de separar el Alimentador Celi Román con Norte en las calles

Riobamba y Santo Domingo de los Colorados, por lo que se debe de colocar un

nuevo seccionador SW3165.

4.1.2 Descripción de los nuevos alimentadores.

A continuación se describen las características principales de los nuevos

alimentadores, en cada una de las siguientes tablas.






3239,5

Nodos Eléctricos

827

Número de líneas

826

Bancos 2


Número de transformadores Trafos Trifásicos 2

total 166

Longitud total (m)

36203 Tabla 4.1: Descripción del Alimentador Chontacruz después de la Reconfiguración.


ALIMENTADOR IV CENTENARIO


4597,5

Nodos Eléctricos

600

Número de líneas

599

Bancos 19



total 165

Longitud total (m)

19474 Tabla 4.2: Descripción del Alimentador IV Centenario después de la Reconfiguración.


ALIMENTADOR HOSPITAL


7720

Nodos Eléctricos

323

Número de líneas

322

Bancos 16





total 128

Longitud total (m)

10134 Tabla 4.3: Descripción del Alimentador Hospital después de la Reconfiguración.


ALIMENTADOR CELI ROMAN


4542,5

Nodos Eléctricos

437

Número de líneas

436

Bancos 10



total 149

Longitud total (m)

14070

Tabla 4.4: Descripción del Alimentador Celi Román después de la Reconfiguración

Alimentador Sur.

ALIMENTADOR SUR


4764

Nodos Eléctricos

604

Número de líneas

603

Bancos 17



total 157

Longitud total (m)

23157 Tabla 4.5:Descripción del Alimentador Sur después de la Reconfiguración

Alimentador Norte.

ALIMENTADOR NORTE


7353

Nodos Eléctricos

958

Número de líneas

957

Bancos 24





total 251

Longitud total (m)

35984 Tabla 4.6: Descripción del Alimentador Norte después de la Reconfiguración

Alimentador Juan de Salinas.

ALIMENTADOR JUAN DE SALINAS


5452

Nodos Eléctricos

272

Número de líneas

271

Bancos 14



total 96

Longitud total (m)

7384 Tabla 4.7: Descripción del Alimentador Juan de Salinas después de la Reconfiguración

4.1.3 Simulación a demanda máxima

Una vez efectuado los cambios de estado en los seccionadores, se procede

a correr flujos de potencia con la nueva topología de la red para cada uno de los

nuevos alimentadores. A continuación se realizará un análisis de dichos

resultados. Para mayor detalle en el Anexo 12. Tablas 12.1 y 12.2 para demanda

máxima tanto de Obrapía como San Cayetano.


El nuevo alimentador Chontacruz cuenta con una nueva longitud de 36,2

km, además del estudio de flujo de potencia a demanda máxima se puede

observar que las caídas de tensión han disminuido, la cargabilidad de los

conductores también a pesar de que no existía inconveniente. Las pérdidas tanto

de potencia como de energía se han reducido. A continuación se puede observar

un resumen de las pérdidas de potencia.





1777,51 563,34 1762 543,8 15,51 19,54

Tabla 4.8:Pérdidas Técnicas con Reconfiguración

Alimentador IV Centenario

El nuevo Alimentador IV aumenta su longitud a 19,47 km, debido a este

aumento, las pérdidas tanto de potencia como de energía se incrementan al igual

que las caídas de tensión, pero siguen dentro de los límites aceptables. De la

misma manera la cargabilidad de los conductores se incrementan pero se

encuentra dentro de los límites óptimos. En la siguiente tabla se puede observar

un resumen de las pérdidas.



1379,55 431,44 1366,1 421,4 13,45 10,36

Tabla 4.9: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración

Alimentador Hospital

El nuevo Alimentador Hospital no tiene mucha diferencia con el antiguo, las

pérdidas no disminuyen mucho. La cargabilidad de los conductores de este

alimentador están excediendo los límites como se observa en el anexo 13, tabla

13.1, 25 secciones de línea con una longitud de 3436,8 metros fuera de los límites

óptimos. En la siguiente tabla se puede observar un resumen de las pérdidas.



2390,17 806,94 2355,3 781,7 34,87 25,24





El nuevo Alimentador Celi Román tiene una nueva longitud de 14,07 km.

Además del estudio de flujo de potencia a demanda máxima se puede analizar

que las caídas de tensión han disminuido así como las pérdidas tanto de potencia

como de energía. La cargabilidad en los conductores se encuentra dentro de los

límites establecidos menores al 40%. A continuación se puede observar un

resumen de las pérdidas.



1847,56 646,66 1834,7 632,2 12,86 14,46


Alimentador Sur.

El nuevo Alimentador Sur disminuye su longitud a 23,15 km. Del estudio de

flujo de potencia se observa que las caídas de tensión han disminuido así como

las pérdidas de potencia y de energía. La cargabilidad de los conductores de este

alimentador están excediendo los límites óptimos, las secciones con problemas se

observa en el anexo 13, tabla 13.2; son 53 secciones con una longitud de 6192,2

metros. En la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas.



3447,13 1109,19 3369,6 1051,3 77,53 57,89


Alimentador Norte.

El nuevo Alimentador Norte disminuye su longitud a 35,98 km. Del estudio

de flujos se observa que las caídas de tensión han disminuido así como también

las pérdidas tanto de potencia como de energía. Después de la reconfiguración los

problemas de cargabilidad que existían en este alimentador han desaparecido. En

la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas.





2251,29 33,87 2221,2 9,8 30,09 24,07



El nuevo Alimentador Juan de Salinas aumenta su longitud a 7,38

km. De la corrida de flujos se determina que las caídas de tensión aumentan

dentro del rango tolerable, disminuyen las pérdidas de energía pero las pérdidas

de potencia se incrementan no muy significativamente. No existen problemas de

cargabilidad en los conductores. En la siguiente tabla se observa un resumen de

las pérdidas.



1466,37 447,59 1457,9 439,4 8,47 8,19


4.1.4 Simulación a demanda mínima

Al igual que para la demanda máxima, se procede a correr flujos de

potencia con la nueva topología de la red, para cada uno de los nuevos

alimentadores. A continuación se realizará un análisis de dichos resultados. Para

mayor detalle en el Anexo 12. Tablas 12.1 y 12.2 para demanda mínima tanto de

Obrapía como San Cayetano.


Del estudio de flujo de potencia a demanda mínima se puede observar que

en este nuevo alimentador las caídas de tensión han disminuido así como las

pérdidas tanto de potencia como de energía. A continuación se presenta un

resumen de las pérdidas.





622,3 417,45 619,8 414,3 2,5 3,15



El nuevo alimentador IV Centenario del estudio de flujos de potencia a

demanda mínima se observa que las caídas de tensión se incrementan, pero se

encuentran dentro de las normas, además las pérdidas de energía y de potencia

se incrementan. En la siguiente tabla se puede observar un resumen de las

pérdidas.



474,87 282,11 472,9 280,6 1,97 1,51



El nuevo alimentador Hospital en el estudio de flujo a demanda mínima, se

observa que no existe mucha diferencia con el anterior alimentador.



615,08 383,08 612,2 381 2,88 2,08



Del estudio de flujos a demanda mínima se observa que en este nuevo

alimentador las caídas de tensión han disminuido así como las pérdidas tanto de

potencia como de energía. A continuación se puede observar un resumen de las

pérdidas.



694,88 442,56 692,6 440 2,28 2,56


Alimentador Sur.



Del estudio de flujo de potencia a demanda mínima del nuevo alimentador

se puede observar que las caídas de tensión se reduce así como también

disminuyen las pérdidas tanto de potencia como de energía. En la siguiente tabla

se observa un resumen de las pérdidas.



753,86 570,43 748,60 566,5 5,26 3,93

Tabla 4.19:Pérdidas Técnicas con Reconfiguración

Alimentador Norte.

Al observar el estudio de flujos de potencia del nuevo alimentador las

caídas de tensión disminuyen así como las pérdidas tanto de potencia como de

energía. En la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas.



522,62 -19,8 521 -21,1 1,62 1,3



Del nuevo alimentador Juan de Salinas, al realizar el estudio de flujos de

potencia a demanda mínima, se concluye que las caídas de tensión aumentan

dentro del rango tolerable, disminuyen las pérdidas de energía pero las pérdidas

de potencia se incrementan no son muy significativamente. En la siguiente tabla

se observa un resumen de las pérdidas.



478,11 326,97 476,90 325,8 1,21 1,17


4.2 Ubicación de capacitores en alimentadores primarios.



El colocar capacitores en alimentadores primarios reduce pérdidas

eléctricas en una red de distribución, además de mejorar el factor de potencia y los

perfiles de tensión.

4.2.1 Procedimiento.

Para determinar el tamaño y la ubicación del banco de capacitores se

necesita analizar la curva de demanda mensual de cada uno de los alimentadores,

donde la demanda mínima ayuda a determinar la capacidad del banco de

capacitores que se debe colocar.

Los datos que se deben de tener en cuenta al momento de determinar el

banco de capacitores son: las corrientes, el factor de potencia y las pérdidas

iniciales, y de esta manera conseguir el valor máximo que se requiere para la

compensación capacitiva y no tener problemas en los alimentadores.

Posteriormente se ingresa la información pedida en el menú de

Aplicaciones de Spard mp. Distribution de la misma manera como se indica en el

capítulo 2 litera 2.5.2.

Al ejecutarse esta aplicación el programa de simulación da como resultado

“FLUJO NO CONVERGE”. Esto es debido a que los datos ingresados dependen

de entradas económicas, optimizando y decidiendo si es factible la ubicación de

capacitores dentro de dichos alimentadores. Por lo tanto al dar como resultado

que el flujo no converge significa que no es factible económicamente colocar

capacitores para la disminución de las pérdidas que se producirían.

4.2.2 Simulación a demanda máxima

No se obtienen ningún resultado debido a que la ubicación de capacitores

no es factible y no se obtienen resultados.

4.2.3 Simulación a demanda mínima



No se obtienen ningún resultado debido a que la ubicación de capacitores

no es factible y no se obtienen resultados.

4.3 Remplazo de conductores en alimentadores primarios.

Este método tiene como objetivo el remplazar los conductores sobre-

cargados, dependiendo de la cargabilidad optima que se toma, y en su lugar

colocar un conductor de mayor calibre.

Al realizar estos cambios en el alimentador, mejora la cargabilidad en las

líneas, así como la caída de tensión y reduce pérdidas.

Con el reconocimiento previo de los calibres de los conductores que se

tienen actualmente, y con los resultados obtenidos del estudio de flujos de

potencia de la red ya reconfigurada, se analiza cada uno de los vanos que

contengan una cargabilidad mayor al 40%, por lo que es recomendable realizar el

cambio de calibres de conductores en las secciones que excedan el limite óptimo.

Además como se describe en el capítulo 2, se ejecuta la aplicación de

Cambio de Conductores en Alimentadores Primarios, la cual da resultados con los

calibres de conductores que se deben cambiar según el concepto anteriormente

descrito.

Los calibres de conductores a cambiar dependen de los resultados de la

aplicación y de la cargabilidad óptima. Los conductores a cambiarse se detallan en

el anexo 13 para el alimentador Hospital y alimentador Sur, perteneciente a las

Subestaciones Obrapía y San Cayetano respectivamente; que son los

alimentadores que presentaron secciones de líneas que exceden el límite de

cargabilidad después de realizar la reconfiguración.



También se realiza cambio de conductores al Alimentador Norte, debido a

que presenta problemas en algunas secciones de línea al realizar el estudio de

flujos de demanda proyectada; estas secciones se detallan en el anexo 13.

Además se realizó el cambio de calibre para el neutro, además del de las

fases, con el mismo calibre.

En este anexo se indica porque calibre de conductor se debe de realizar el

cambio y las estructuras para cada nodo de envío.

En el anexo 14 se indican las figuras de cada una de las estructuras.

A continuación se van a analizar los tres alimentadores tanto a demanda

máxima y a demanda mínima. El estudio de flujos para la combinación de

soluciones para las dos subestaciones se encuentra en el anexo 15.

4.3.1 Situación a demanda máxima


Luego de realizar el estudio de flujos de potencia a demanda máxima para

el cambio de calibre, se observa que las caídas de tensiones mejoran con

respecto al estudio de reconfiguración. Además la cargabilidad de las secciones

con problemas mejoró y se encuentran dentro de lo óptimo.

Las pérdidas de energía y de potencia mejoraron y un resumen de las

pérdidas de potencia se puede observar en la siguiente tabla.



2390,17 806,94 2355,3 781,7 34,87 25,24

Tabla 4.22: Pérdidas Técnicas con combinación de soluciones

Alimentador Sur.



Los resultados obtenidos al realizar el cambio de calibres de la secciones

con problemas son buenos, las caídas de tensión se mejoran y la cargabilidad en

estas secciones también y además se encuentran dentro de los límites.

Las pérdidas de energía se reducen considerablemente al igual que las de

potencia. En la siguiente tabla se detalla las pérdidas técnicas después del cambio

de calibre al estado a reconfigurado.



3447,07 1112 3403 1058,8 44,07 53,2


Alimentador Norte.

Las caídas de tensión se mejoran y la cargabilidad en estas secciones

también, encontrándose dentro de los límites aceptables.

Las pérdidas de energía se reducen considerablemente al igual que las de

potencia. En la siguiente tabla se detalla las pérdidas técnicas después del cambio

de calibre.



2254,13 32,81 2234,1 9,9 20,03 22,91


4.3.2 Situación a demanda mínima


Después de realizar el estudio de flujos de potencia a demanda mínima

después del cambio de calibre, se observa que las caídas de tensiones obtienen

una mejoría con respecto al estudio de reconfiguración, al igual que la máxima

regulación para cada una de las fases.



Las pérdidas de energía y de potencia disminuyen y un resumen de las

pérdidas de potencia se puede observar en la siguiente tabla.



614,89 383,04 612,5 381 2,39 2,04


Alimentador Sur.

Los resultados obtenidos al realizar el cambio de calibres de la secciones

con problemas son buenos, las caídas de tensión al igual que la máxima

regulación se reducen.

Las pérdidas de energía son menores al igual que las de potencia. En la

siguiente tabla se detalla las pérdidas técnicas.



752,79 571,91 749,80 468,3 2,99 3,61


Alimentador Norte.

Existen mejoras en los parámetros tratados como la caída máxima de

tensión, máxima regulación y las pérdidas tanto de potencia como de energía. A

continuación se presenta un cuadro con un resumen de las pérdidas técnicas.



522,18 -19,87 521,1 -21,1 1,08 1,23


4.4 Combinación de soluciones para proyecciones de la demanda.



En esta sección de analiza a los alimentadores con la demanda proyectada,

considerando las soluciones que se presentaron en los puntos anteriores, siendo

estos la reconfiguración y el cambio de calibre. En el Anexo 16 se puede observar

las tablas del estudio de flujo para cada uno de los alimentadores para la

proyección de la demanda.


Al proyectar el alimentador con la combinación de las soluciones, se

observa una mejoría en la caída máxima de tensión, regulación de voltaje,

cargabilidad de los conductores y las pérdidas de potencia y energía.

A continuación se presenta una tabla con las pérdidas técnicas para cada

uno de los años a los cuales se realizó la corrida de flujos.



2016 1921,54 761,51 1895,9 729,5 25,64 32,01

2021 2180,78 857,97 2147,8 816,8 32,98 41,17

2026 2435,21 964,96 2394 913,5 41,21 51,46

Tabla 4.28: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones


Para los años de proyección de la demanda con la combinación de las

soluciones se observa que los parámetros a evaluar no tienen ningún

inconveniente, tanto la caída máxima de tensión, como la máxima regulación se

encuentran dentro de las normas establecidas por la Empresa y el CONELEC.

Las pérdidas de energía en comparación al estado actual se incrementan,

mientras que las de potencia disminuyen. A continuación se presenta una tabla

resumen de las pérdidas técnicas, para los años proyectados.





2016 2011,57 729,37 1983,8 708 27,77 21,37

2021 2379,75 870,67 2356,4 840,4 38,95 29,97

2026 2783,38 1009,23 2730,2 968,3 53,18 40,93



Las caídas de tensión para cada una de los años proyectados así como la

máxima regulación, se encuentran dentro de los límites, de igual manera la

cargabilidad de los conductores no tienen ningún problema para el año de mayor

proyección.

Las pérdidas de potencia y de energía disminuyen con respecto al estado

actual. Las pérdidas técnicas se muestran en la siguiente tabla para los años

proyectados.



2016 2409,26 874,49 2373,2 848,4 36,06 32,01

2021 2713,86 985,71 2668,1 952,6 45,76 33,11

2026 3017,99 1096,04 2961,4 1055,1 56,59 40,94



Todos los parámetros establecidos para analizar se encuentran dentro de

las normas y los límites establecidos.

Las pérdidas de potencia y energía disminuyen al realizar la combinación

de las soluciones. En la siguiente tabla se presentan las pérdidas técnicas para los

años en estudio.



2016 1921,54 761,51 1895,9 729,5 25,64 32,01



2021 2180,78 857,97 2147,8 816,8 32,98 41,17

2026 2435,21 964,96 2394 913,5 41,21 51,46

Tabla 4. 31: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones

Alimentador Sur.

Al analizar los parámetros que se tienen en consideración, después de la

corrida de flujos para los años de proyección se observa que se encuentran dentro

de las normas prestablecidas, sean estas, máxima caída de tensión, máxima

regulación y la cargabilidad.

Las pérdidas tanto de potencia como de energía al igual que para los

alimentadores de Obrapía disminuyen, en comparación con el estado actual. A

continuación se muestran las pérdidas técnicas para este alimentador.



2016 3449,36 1128,63 3360,3 1062,3 89,06 66,33

2021 4179,24 1373,99 4048,2 1276,4 131,04 97,59

2026 4912,14 1609,5 4731 1474,6 181,14 134,9


Alimentador Norte.

No se encuentra ningún inconveniente con la caída máxima de tensión la

máxima regulación. En lo concerniente a la cargabilidad, en primera instancia se

observaba que existía problemas como se mencionó en la sección 4.3, pero luego

de realizar los cambios para el año en estudio 2011, se observa que las secciones

con problemas se encuentran dentro de lo óptimo. Y luego de realizados los

cambios en el año 2011 se hace un estudio de flujos para la proyección,

encontrando una disminución en las pérdidas de potencia y energía en relación a

la proyección de la demanda en estado actual. En las siguiente tabla se muestra

las pérdidas técnicas para los año en estudio.





2016 2697,86 972,21 2665,4 935,1 32,46 37,11

2021 3244,11 1370,83 3195,1 1314,8 49,01 56,03

2026 3794,82 1365,41 3730,5 1291,9 64,32 73,51



Del estudio de flujos de potencia para la demanda proyectada se observa

que la caída máxima de tensión, la máxima regulación y la cargabilidad se

encuentran dentro de los límites establecidos.

Las pérdidas de potencia y de energía se mejoran en comparación a la

proyección de la demanda en estado actual.



2016 1268,02 416,7 1261,6 410,5 6,42 6,2

2021 1242,36 407,75 1236,2 401,8 6,16 5,96

2026 1217,21 399,31 1211,3 393,6 5,91 5,71


4.5 Resumen y resultados.

A continuación se indica una tabla con los resultados generales para la red

en estudio, esto es los cuatro alimentadores de la Subestación Obrapía y los tres

alimentadores de la Subestación de San Cayetano para el año 2011.

Estado Actual Reconfiguración Reconfigurado y Cambio de Calibre

Unidades

Pérdidas de Energía 47642,7 42146 33218 KWh

Potencia enviada P 13246,94 14559,58 14562,35 kW

Potencia enviada Q 3597,37 4039,03 4040,43 KVAr

Carga en el alimentador P 14358,7 14366,8 14419 kW

Carga en el alimentador Q 3874,8 3879,6 3886,98 KVAr

Pérdidas de Potencia P 178,18 192,78 143,35 kW



Pérdidas de Potencia Q 152,2 159,75 153,45 KVAr

Porcentaje de Pérdidas P 1,345065351 1,324076656 0,984387822 %

Porcentaje de Pérdidas Q 4,230868662 3,95515755 3,797863099 %

Tabla 4.35: Resumen de Pérdidas para demanda actual

En la tabla 4.35 se indica las pérdidas de energía, potencia enviada, carga

en los alimentadores y pérdidas de potencia para el estado actual, estado

reconfigurado y con la combinación de las soluciones.

En el Anexo 17 se presenta un resumen para cada uno de los

alimentadores, detallando pérdidas de energía y potencia, caída máxima de

tensión, máxima regulación y el factor de carga; tanto para el estado actual,

reconfigurado y con el remplazo de conductores.

De la misma manera que para el año actual se realiza el siguiente resumen,

que contiene el estado actual y con la combinación de las soluciones, para los

años proyectados, año 2016, 2021 y 2026.

Al igual que la tabla 4.35, la tabla 4.36 contiene la suma de las pérdidas de

energía, pérdidas de potencia y el porcentaje de dichas pérdidas para los siete

alimentadores: Chontacruz, IV Centenario, Hospital, Celi Román de la Subestación

Obrapía y Sur, Norte y Juan de Salinas pertenecientes a la Subestación San

Cayetano.

2016 2021 2026

un

idad

es

Esta

do

Act

ual

Re

con

figu

ra

do

y C

amb

io

de

Cal

ibre

Esta

do

Act

ual

Re

con

figu

ra

do

y C

amb

io

de

Cal

ibre

Esta

do

Act

ual

Re

con

figu

ra

do

y C

amb

io

de

Cal

ibre

Pérdidas de Energía 58546,5 43105,9 80266,6 59159,3 105773,9 76878,3 KWh

Potencia enviada P 15832,15 15837,59 18318,92 18342,4 20840,1 20827,96 kW

Potencia enviada Q 5604,45 5712,04 6603,27 6809,3 7497,36 7511,2 KVAr

Carga en el alimentador P 15577,9 15659,2 17979,5 18095,7 20367,4 20506,2 kW

Carga en el alimentador Q 5392,1 5523,1 6308,8 6548,3 7107,8 7170,2 KVAr



Pérdidas de Potencia P 254,25 178,17 355,02 246,7 472,7 321,76 kW

Pérdidas de Potencia Q 218,27 187,94 294,17 261,01 389,56 341 KVAr

Porcentaje de Pérdidas P 1,606 1,128 1,94 1,34 2,27 1,54 %

Porcentaje de Pérdidas Q 3,89 3,29 4,45 3,83 5,2 4,54 %

Tabla 4.36:Resumen de Pérdidas para demanda proyectada

En el Anexo 18 se detalla la información para cada uno de los

alimentadores y de los años proyectados a los cuales se les realizó el estudio de

flujos.

CAPITULO V

5. ANÁLISIS ECONÓMICO.

5.1 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA-ECONÓMICA

5.2 CONCEPTOS TEÓRICOS

5.3 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO.



5.1 Justificación técnica- económica.

En el capítulo anterior, tabla 4.35 se observa las pérdidas de potencia y de

energía existente de los alimentadores en estudio para el mes en el cual se

produjo la demanda máxima y de la misma manera se detalla en la tabla 4.36 para

cada año de la proyección de la demanda para la cual se realizó el análisis

A continuación se presentará una tabla en la cual se indica las pérdidas

para todo el año tanto en estudio como los proyectados.

Pérdidas de Potencia Pérdidas de Energía

Reducción de Pérdidas (%)

Reducción de Pérdidas de

Energía

Año Condición MW MVAr MWh % MWh

2011 Estado Actual 2,13816 1,8264 571,7124 19,5476484

173,0964

Combinación de Soluciones 1,7202 1,8414 398,616

2016 Estado Actual 3,051 2,61924 702,558 29,9233038

185,2872


2021 Estado Actual 4,26024 3,53004 963,1992 30,5109571

253,2876


2026 Estado Actual 5,6724 4,67472 1269,2868 31,9314576

346,7472


Tabla 5.1: Pérdidas de Potencia y Energía

Figura 5.1: Gráfico Comparativo de Pérdidas de Potencia

2,13816

3,051

4,26024

5,6724

1,7202 2,13804

2,9604

3,86112

0

1

2

3

4

5

6

2011 2016 2021 2026

Pérdidas de Potencia

Estado Actua Combinación de Soluciones



5.2 Conceptos teóricos

En la realización de un proyecto en estudio uno de los principales

indicadores que un inversionista toma en cuenta es su rentabilidad; ya que la

justificación es muy importante para su elaboración.

En un sistema eléctrico de distribución, el ahorro de energía es

básicamente lo que se valora para poder observar ganancias.

Para ello se ejecutan algunos procedimientos financieros como: cálculo del

valor actual neto, tasa interna de retorno, la relación beneficio-costo y el tiempo de

recuperación de la inversión.

VALOR PRESENTE

El valor del dinero es afectado por cuestiones de inflación; es decir que este

no es el mismo hoy que dentro de 15 años.

El cálculo del valor presente se lo determina mediante la siguiente formula:

((( ) ) ( ( ) ))

Ecuación 5 1

TASA DE DESCUENTO

Es el interés que se paga anticipadamente al obtener un crédito. Se

diferencia de la tasa de interés, en que esta se aplica a una cantidad original para



obtener un incremento, que sumado a ella da la cantidad final, mientras que el

descuento se resta de una cantidad esperada para obtener una cantidad en el

presente.

Según el Banco Central del Ecuador se tiene una tasa de descuento de

8,17% (ver el anexo 19 Tabla 19.1)

VALOR ACTUAL NETO

En Excel la función para el cálculo del VAN se llama VNA. Esta función devuelve

el valor actual neto a partir de un flujo de fondos y de una tasa de descuento.

( )

Ecuación 5.2: Fórmula de Excel

El valor actual neto debe ser mayor a uno para que la inversión produzca

ganancias y el proyecto sea rentable.

TASA INTERNA DE RETORNO

La función TIR devuelve la tasa interna de retorno de una serie de flujos de caja.

Sintaxis:

( )

Ecuación 5.3: Fórmula de Excel

Excel calcula el TIR mediante iteraciones sucesivas, se puede indicar el

valor de la tasa de descuento, caso contrario Excel toma como valor el 10%.

El TIR es la tasa de interés producida por un proyecto de inversión, con

pagos e ingresos, que ocurren en periodos regulares dentro de un tiempo

determinado.



El obtener una tasa interna de retorno mayor a la tasa activa, significa que

el proyecto es cada vez más rentable.

RELACION BENEFICIO-COSTO

Es la relación entre el valor presente respecto a la inversión inicial.

Ecuación 5.4

TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION

Permite medir el plazo de tiempo que se requiere para que los flujos netos

de efectivo de una inversión recuperen su costo o inversión inicial.

Ecuación 5.5

COSTOS DE INVERSIÓN

Los costos de inversión son asociadas con la transferencia de carga,

considerando precios unitarios de los materiales a ser utilizados, la mano de obra

y costos indirectos. Estos últimos se incluye rubros como movilización,

combustible, materiales menores, herramientas e imprevistos; por lo que se asigna

el 18% del valor de materiales que es el porcentaje establecido por la empresa

eléctrica.

5.3 Análisis costo-beneficio

Analizando los equipos eléctricos a instalar se ha determinado un promedio

de vida aproximado de unos 15 años. Por lo que se determinara el ahorro en



dólares para la empresa electica durante este lapso de tiempo y así justificar el

proyecto en estudio.

COSTOS DE INVERSION AL REALIZAR TRANFERENCIA DE CARGA

COSTO DE INVERSION TRANSFERENCIA DE CARGA DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO

MATERIALES (USD)

2217,6

MANO DE OBRA (USD)

224,57

COSTOS INDIRECTOS (USD)

399,168

TOTAL (USD)

2841,339

Tabla 5.2: Costo de Inversión para Trasferencia de Carga

En el anexo 20 en la tabla 20.1 se detalla el listado de materiales y mano de

obra a ser utilizados en la construcción de la solución propuesta.

COSTO DE INVERSION AL CAMBIAR CONDUCTOR

COSTOS DE INVERSION

CAMBIO DE CONDUCTOR DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO

MATERIALES (USD)

41869,15

MANO DE OBRA (USD)

3087,21

COSTOS INDIRECTOS (USD)

7536,44

TOTAL (USD) 52492,81

Tabla 5.3: Costo de inversión para el Remplazo de los conductores

En el anexo 20 en la tabla 20.2 se detalla el listado de materiales y mano de

obra a utilizar al realizar el cambio de conductores.



En resumen se considera un costo total de:

A continuación se detalla el ahorro de energía proyectada que se tiene en el

lapso de 15 años y se mostrara el flujo de caja obteniendo, el valor actual neto y la

tasa interna de retorno.

Años Ahorro (KW-h) mensual Ahorro (KW-h) año Energía ( $/KW-h)

C.I. FLUJO DE CAJA

2011 14424,7 173096,4 6871,92708 - -

2012 14628,08 175536,96 6968,81731 6871,92708

2013 14831,26 177975,12 7065,61226 6968,81731

2014 15034,44 180413,28 7162,40722 7065,61226

2015 15237,62 182851,44 7259,20217 7162,40722

2016 15440,6 185287,2 7355,90184 7259,20217

2017 16573,94 198887,28 7895,82502 7355,90184

2018 17707,28 212487,36 8435,74819 7895,82502

2019 18840,62 226087,44 8975,67137 8435,74819

2020 19973,96 239687,52 9515,59454 8975,67137

2021 21107,3 253287,6 10055,5177 9515,59454

2022 22644,96 271739,52 10788,0589 10055,5177

2023 24182,62 290191,44 11520,6002 10788,0589

2024 25720,28 308643,36 12253,1414 11520,6002

2025 51860,5 622326 24706,3422 12253,1414

2026 28795,6 345547,2 13718,2238 24706,3422

13718,2238

VAN $ 24.504,31

TIR 14%

Tabla 5.4: Flujo de Caja

El valor actual neto y la tasa interna de retorno se determinaron por medio

de las fórmulas de Excel 5.1 y 5.2 respectivamente.



VALOR PRESENTE:

Utilizando la Ecuación 5.1, se procede a determinar el valor presente de tal

modo se obtiene lo siguiente:

RELACION BENEFICIO-COSTO (B/C)

Al recurrir a la ecuación 5,2 se alcanzó la siguiente relación:

Lo que quiere decir por cada dólar invertido se obtiene 1,05 dólares de

beneficio hacia la empresa; diciendo así que el estudio es factible de realizarse.

TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION

Al utilizar la ecuación 5,3 se obtuvo:

Se puede decir que el proyecto es factible, ya que el tiempo de

recuperación es alrededor de 8 años.



CAPITULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

6.1 CONCLUSIONES

6.2 RECOMENDACIONES



Conclusiones.

6.1.1 Conclusiones generales.

El culminar el presente trabajo permite definir las siguientes conclusiones

generales:

Las empresas de distribución eléctrica, tienen la necesidad de la

implementación de herramientas informáticas que contribuyan a la

eficiencia del sector eléctrico, como el programa de análisis técnico Spard

mp Distribution que ayuden a realizar un análisis técnico.

El programa Spard mp. Distribution permite alcanzar el objetivo de

reducción de pérdidas, contribuyendo a que la EERSSA mejore su actividad

empresarial, además optimiza la red de distribución de energía siendo una

herramienta muy útil al momento de realizar los planes operativos y de

planificación.

Las aplicaciones como Reconfigurador Óptimo de redes de media tensión

del Spard mp. Distribution permite crear una nueva red, estableciendo los

puntos de corte de tal manera que las pérdidas sean las mínimas.

Otra de las aplicaciones con las que cuenta el Spard mp. Distribution, es

Conductor Económico que con la ayuda de la cargabilidad óptima facilita la

determinación del cambio de calibre por uno más eficiente desde el punto

de vista técnico- económico y de está obteniendo beneficios que

contribuyan a la eficiencia del sistema.

6.1.2 Conclusiones específicas.



Como resultado de la simulación en estado actual de los alimentadores en

estudio, las pérdidas de potencia a demanda máxima son de 178,18 kW

que equivale al 1,22% de la suma de la demanda máxima de los

alimentadores analizados; además unas pérdidas de energía de 47642,7

KWh/mes; lo que en el año se traduce en 2,13 MW y 571,71 MWh/año

pérdidas de potencia y energía respectivamente. En el alimentador Sur en

la fase B se presenta la caída máxima de tensión y la regulación máxima

que son de 3,42% y de 3,55% las cuales se encuentran dentro de las

normas, aunque la caída de tensión se encuentra cerca del límite. El

alimentador Celi Román es el que más bajo tiene su factor de potencia

que es de 0,944. La cargabilidad de los conductores que exceden el límite

óptimo se presenta en los alimentadores Hospital, Sur y Norte.

El resultado de la simulación para una demanda proyectada hasta el año

2026 indica unas pérdidas de potencia de 355,02 kW y unas pérdidas de

energía de 80266,6 KWh/mes que implican 6,67 MW y 1269,287

MWh/año. La caída de tensión y la máxima regulación son de 4,84% y

5,09% de la fase B del Alimentador Sur, donde se observa que la caída de

tensión se encuentra fuera de las normas. El factor de potencia más bajo

que se presenta es de 0,93 para el alimentador Chontacruz. Los

problemas de cargabilidad se dan en los alimentadores de IV Centenario,

Hospital, Sur y Norte.

Para la reconfiguración se necesita la realización de transferencia de

carga de un alimentador a otro de la siguiente manera: el alimentador IV

Centenario toma carga de Chontacruz, Hospital y Sur; también parte de la

carga del Norte pasa a Celi Román y carga del Sur al alimentador Juan de

Salinas. Además el Alimentador Chontacruz, Hospital y IV Centenario

tienen otra vía para alimentar su carga, obteniendo las mínimas pérdidas

globales para los siete alimentadores.



La ubicación de capacitores no es factible realizarla, debido a que no es

económicamente rentable efectuar inversiones si se toma en

consideración únicamente el ahorro de energía, para recuperar dicha

inversión.

El remplazo de calibres de conductores se lo realiza mediante dos

condiciones, las cuales son: la cargabilidad óptima y la aplicación

Conductor Óptimo del programa Spard mp. Distribution, lo que implica que

se debe de realizar el cambio en tres alimentadores, estos son: Hospital,

Sur y Norte, cuya longitud total a cambiarse se detalla de la siguiente

manera: a 1/0 ACSR 33,2 metros, a 2/0 ACSR 6810,8 m., a 3/0 ACSR

271,2 m, a 4/0 ACSR 11903,2 m. y a 4/0 5055 510 metros, teniendo una

longitud total a cambiarse de 19528,8 metros. Las secciones a cambiar así

como el nuevo calibre se encuentran detalladas en el Anexo 13.

Después de realizar las soluciones que se consideran posibles, del estudio

de flujos de potencia para la demanda máxima, se observa que las

pérdidas de potencia y energía son 143,35 kW y 33218 KWh/mes lo que

implica al año de 1,72 MW y 398,616 MWh/año, que significa un ahorro en

las pérdidas de potencia de 19,54% y de energía de 173,1 MWh/año. La

caída de tensión para el alimentador que se encontraba con mayor

dificultad, que era el del Sur, ha disminuido a un 2,06% y su regulación de

la misma manera a 2,1%. En lo que concierne al factor de potencia para el

alimentador Celi Román sigue igual. La cargabilidad en los conductores se

ha mejorado y se encuentra dentro de lo óptimo.

De la misma manera que se consideró para el estado actual, luego de

realizar la combinación de las soluciones se proyecta la demanda y se

realiza el estudio de flujos teniendo como resultados lo siguiente: pérdidas

de potencia de 321,76 kW que al año dan 3,86 MW y pérdidas de energía



de 76878,3kWh/mes que al año representa 922,54 MWh/año, obteniendo

un ahorro comparando al estado actual del 31,93% en las pérdidas de

potencia y 346,75 MWh/año en energía. La caída máxima de tensión que

se muestra luego de realizar los cambios es de 3,16 para el alimentador

Norte la fase B, y la máxima regulación es de 3,26 para el mismo

alimentador, que se encuentra dentro de las normas. La cargabilidad en

los conductores no presentan ningún inconveniente.

En lo que respecta a la evaluación económica del proyecto se puede

concluir que tiene una buena rentabilidad, debido a que se adquirió un

VAN mayor que la unidad, además una tasa interna de retorno del 14%

que es por encima de la tasa activa considerada. La relación beneficio-

costo es mayor que unode lo que se deduce que el proyecto es viable,

recuperando la inversión en 8 años.

6.2 Recomendaciones.

El programa Spard mp. Distribution presenta muchas ventajas para

realizar análisis técnicos como simulaciones flujos de potencia,

planificación, optimización de las redes, etc., tanto en media como en baja

tensión, por lo que se recomienda tener actualizado la base de datos para

que los resultados sean lo más cercanos a la realidad.

Para realizar la transferencia de carga, se recomienda reutilizar los

seccionadores para de esta manera reducir costos.

Se recomienda evaluaciones anuales para realizar ajustes en el programa

y de esta manera observar el comportamiento de las pérdidas y demás

parámetros de interés.



Al realizar el estudio de los alimentadores y observar, que con su nueva

topología y características los problemas que existen actualmente se

reducen, se recomienda la implementación del proyecto debido a que

tanto el estudio técnico como económico resultan viables, brindando

resultados favorables a la empresa y a los usuarios.

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http://www.bce.fin.ec/docs.php?path=documentos/Estadisticas/SectorMonFin/TasasInt

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dspace.ups.edu.ec/bitstream/123456789/1105/4/Capitulo_3.pdf

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GENERALES-SOBRE-REDES-DE-DISTRIUCION-ELECTRICA

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http://es.scribd.com/doc/90591337/18/CLASIFICACION-DE-LOS-TRANSFORMADORES-

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Reducción de Pérdidas.

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Subestación MAchala pertenecientes a la Coorporación NAcional de Electricidad S.A.-

Regional del Oro. Cuenca.

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del Cantón La Maná jurisdicción de la Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi (ELEPCO

S.A.) Utilizando el programa NEPLAN. Quito.



Anexo 1

DIAGRAMA UNIFILAR EERSSA



Página 130

VILLONACO

# 0116

S/E # 01

CONSACOLA

# 0115

GIS 1

SNICAYETANO

CATAMAYO

50.081 KM

266.8 MCM

LT YANACOCHA - CUMBARATZA

1/0 CU16.08 KM

SAN CAYETANO - SAN RAMON

52

D

062

SERVICIOS AUTOTRANS.

X2X3

Y2

Y3

X1

14252

Y1

40

AUXILIARES

52

1Ø2

52

0Ø2

MVA

CARIAMANGA CATACOCHA

S/E # 05

CATAMAYO

# 0511

MALCA

# 0512

EL TAMBO

LOJA

PARQUE

# 1914 # 1913# 1912# 1911

MOTUPERESERVA CHUQUIRIBAMBA

S/E # 19

# 0913

SAN LUCAS SARAGURO

# 0912# 0911

MANU

S/E # 09

MALACATOSRUMISHITANA VILCABAMBA

# 2113 # 2112 # 2111VALLADOLID

# 2223 # 2222

ZUMBA

# 2221

PALANDA

S/E # 22

# 2014

RESERVA

# 2013 # 2012 # 2011

CAJANUMAYAGUARCUNA

PIO

2/0 ACSR

21.30 KM

YANZATZA

22KV

22KV

S/E # 17

# 2324# 2323# 2322# 2321

ZAMORA 2 NAMBIJA YACUAMBI

# 2424# 2423# 2422# 2421

GUALAQUIZAEL PANGUI RESERVA

LOS

S/E # 24

MUCHIME

YANZATZA

LS/T. GONZANAMA - CARIAMANGA

17.8 KM

2/0 ACSR

S/E # 14

# 1411 # 1413# 1412

UTUANA AMALUZACARIAMANGA 1

SANTA

# 1414

CHANGAIMINAGONZANAMA

# 1311 # 1312

QUILANGA

# 1313

S/E # 13

de la subestación2 est. más adelante

#0611

VELACRUZ

S/E # 06

BUENA VISTA

# 1512

S/E # 23

S/E # 07

# 0711

CATACOCHA

S/E # 08

PLAYAS

# 0811

S/E # 12

S/E # 10

EMPLAME

# 1015

GUACHANAMA

# 1013

CELICA

# 1014

MERCADILLO

# 1012

CRUZPAMBA

# 1011

ALAMOR

# 1814

ZAPOTILLO

# 1813

PINDAL

# 1812

POZUL

# 1811

S/E # 18

S/E # 11

LA GUATARA

# 1114

SOSORANGA

# 1113

MACARA 2

# 1112

MACARA 1

# 1111

BORJA YROLDOS A.

LS/T. YAMBALACARA - PINDAL

18.83 KM

2/0 ACSR

CODIGO

54 KM266.8 MCM

LS/T. VILCABAMBA - PALANDA

40.1 KM

2/0 ACSR

LS/T. NORTE - SARAGURO

LS/T. CARIAMANGA - MACARA

54.74 KM

266.8 MCM - ASCR

LS/T. EMPALME-CELICA

14.05 KM

2/0 ACSR

R/V # 22

R/V # 20

HUERTAS

ALAMOR

PLAYAS - EMPALME

26.8 KM2/0 ACSR

LS/T. CATACOCHA - PLAYAS5.6 KM

2/0 ACSR TIERRAS MORADAS

LT. VELACRUZ - CATACOCHA11.2 KM2/0 ACSR

S/E # 15

LS/T. VELACRUZ - CHAGUARPAMBA16.93 KM

2/0 ACSR

GIS 2

NORTE

GIS 3

SUR

RUMICORRAL

31.5 KM

2/0 ACSR

LS/T. CATAMAYO - GONZANAMA

# 0513

LT. CATAMAYO - VELACRUZ24.5 KM2/0 ACSR 266.8 MCM ACSR

OBRAPIA - CATAMAYO16.7 KM

266.8 MCM ACSR0.469 KM

5 KM2/0 ACSR

LS/T. OBRAPIA - NORTE

60.68 KM

266.8 MCM

LS/T.

S/E LOJA

S/E # 04

S/E # 21

IV

# 0112

ROMAN

# 0114

HOSPITAL

# 0113

AUXILIARES

BOLIVAR

24 DE

OLMEDO

18 DE

# 0311 # 0312 # 0313 # 0314

SERVICIOS

CHONTACRUZ

# 0111

SAUCESNORTE

S/E # 20

25.82 KM266.8 MCM

LS/T. SUR - VILCABAMBA

5.03 KM266.8 MCM

LS/T. OBRAPIA - SUR

266. 8 MCM ACSR2.2 KM

LS/T OBRAPIA - SAN CAYETANO

ZAMORA 1

SAN

LA SAQUEA

EL PANGUI

13.8 KV

CARIAMANGA CATAMAYO

CHIRIGUALA

52

082

D

D

520Q2

10kV

S2

T1

0.8 MVA

S1

S3

60 KV

SF1

3x20A

60KV

2Q1

2Q1

T10.8 MVA

S1

1Q1

10KV

S3

S2

M4Q1

SF1 3x100A

T1

1 MVA

1Q1

S1

S2

S3

10kV

60KV

M2Q1

SF1 3x40A

T10.8 MVA

S1

1Q1

S2

10kV

60kV

2Q1

3Q1

60kV

1Q1

1Q5 1Q4 1Q3 1Q2

60kV

2Q1

T12.5 MVA

S1

1Q1

S2

S3 S5 S7 S9

S4 S6 S8 S10 S12

10kV 10kV 10kV 10kV 10kV

60kV60kV

1Q1

1Q2 1Q3 1Q4

S1

1Q5

S2

S6 S5 S4

10kV 10kV 10kV 10kV

60kV 60kV

SF1 3x40A

T15 MVA

1Q1

S2

S3

1Q2

S6

10kV 10kV 10kV 10kV

S5 S7 S9

1Q3 1Q41Q5

S4 S8 S10

60kV

2Q1

SF1 3x40A

T1 2.5MVA

SF2 50A

S1

S2 S4 S6

1Q2 1Q3 1Q4

S3 S5 S7

10kV 10kV 10kV

60kV 60kV 60kV

6Q4 6Q1

6Q2

7Q4

7Q2

7Q1 3Q4 3Q1

3Q2

4Q5

4Q3

4Q1

4Q4

2Q5

2Q3

2Q1

2Q4 5Q3

5Q2

5Q1

60kV60kV

T2 10 MVAT1

5 MVA

S4S6

1Q4

S5

1Q5

S7

S8

1Q3

S9

10kV

S13

1Q2 1Q1

S11 S12

10kV 10kV

S1 S2 S3

S14

T9

3.125 MVA

T10

3.125 MVA

G9

4.16kV2.5MW

G10

4.16kV2.5MW

G7

13.8KV2.88MW

G6

13.8KV2.88MW

G3

4.16KV750KVA

T3

0.75 MVA S17

S15

S16

G1

13.8kV1.2MW

G2

13.8kV1.2MW

S18 S19

60kV 60kV

4Q44Q1

4Q2

6Q4

6Q2

6Q1

60kV 60kV 60kV

2Q3

2Q4

2Q5

3Q3

3Q4

3Q5

5Q2

5Q3

T2

5 MVA

T1

5 MVA

S3

2Q1 3Q15Q1

S1

S4 S2

2Q2 3Q2

S7 S5 S13 S9 S11 S15

1Q61Q41Q31Q21Q11Q5

S8 S6 S14 S10 S12 S16

10kV 10kV 10kV10kV 10kV 10kV

60kV

1Q1

1Q3 1Q21Q5 1Q4

S1 S2 S3

GIS160kV

5 MVA

1Q1

1Q3 1Q2 1Q4

S1 S2 S3

10kV 10kV 10kV

1Q1

1Q2 1Q3 1Q4 1Q5

S5

1Q1

1Q2 1Q3 1Q41Q5

S

S

S9

S7

S8

S6

S5

S3

1Q1

S1

S2

S2 S3

S4

S1

S6 S9 S12

0.75 MVA

Yd11

0.8 MVA

Yd11

1.5 MVA

Yd11

1Q41Q2 1Q6

S7 S10 S13

S8 S11 S14

1Q1 1Q3 1Q5

G1

2.3kV

0.6 MW

G2

2.3kV

0.6 MW

G3

2.3kV

1.2 MW

60kV

T1

2.5 MVA

1Q1

1Q1

21kA

630A15kV

1Q2

21kA

630A

15kV

1Q3

21kA

630A

15kV

1Q4

21kA

630A

15kV

1Q5

21kA

630A

15kV

1Q6

21kA

630A

15kV

S/E # 03

0.3 MVA

13.8/0.220KV

SF140A

1Q21Q31Q4

60kV

SF140A

T1

2.5 MVA

1Q1

1Q4 1Q21Q3

60kV

2Q3

2Q2

2Q42Q1

T1

5 MVA

1Q1

1Q4 1Q3 1Q2 1Q5

1Q1

G4

4.16kV1.5MW

G8

4.16kV

2.5MW

S20

S21 S22 G5

4.16kV1.5MW

S S

S

S

1Q3 1Q4 1Q5 1Q6

S

M893-1 M892-1 M89-1

LS/T. S/E LOJA - CEMENTERIO OBRAPIA LS/T. S/E LOJA - OBRAPIA

266.8 MCM ACSR0.78 KM

CEMENTERIOOBRAPIA

INDUSTRIAL

GIS 260kV

M89-2

S4

TERESITA

CENTENARIO

JARAMILLO

NOVIEMBRE MAYO

ENCUENTROS

1Q2

1Q1

1Q1

SF33x50A

M

89H57H

52H

M

89-1

57

52

M

89-257

EL TOSCON

TORRE #11YANACOCHA

2.46 KM266.8 MCM

LS/T SAN CAYETANO - YANACOCHA

GIS 260kV

M

89-157

52

M89-2

GIS1

60kV

5 MVA

M

89H57H

52H

M

892-2572

M

893-2573

6Q3

6Q54Q3

4Q5

TRANSELECTRIC

GIS160kV

5 MVA

M

89H57H

52H

MUCHIME

M2Q5

GIS 1

60kV

M

89-1

52

M89-2

YANGANARUMISHITANA

SAN PABLO

LOS ENCUENTROS

VALLADOLID

2Q2

60kV

M

2Q4

2Q5

M2Q1

M2Q3

M

2Q1

2Q2

266.8 MCM ACSR

1.2 KM

LS/T. CEMENTERIO - OBRAPIA

3Q3

3Q5

7Q3

7Q5

6Q3

6Q5

T4

2 MVA

T8

2 MVA

T5

2 MVA

2Q2

2Q3

M

2Q1

2Q2

M

3Q1

3Q2

4Q1

SF23x80A

S1

SF33x80A

SF43x80A

SF53x80A

SF63x80A

# 1415

CARIAMANGA 2

S11

1Q6

10kV

S12

SF73x80A

30.77 KM

2/0 ACSR

LS/T. EL EMPALME - MACARA

M

2Q1

2Q2

M

3Q1

3Q2

SF23x40A

YAMBALACARA

LS/T. YAMBALARA-CELICA

0.2 KM

2/0 ACSR

S13

GIS1

60kV

T15 MVA

M

89H

57H

52H

S1 S2 S3 S4

NAMIREZ

LOS ENCUENTROS

M

89-103

89-108

M

89-145

M

89-143

89-144

M

89-141

M

89-101

89-106

M

89-003

89-008

M

89-001

89-006

M

89-065

M

89-063

89-064

M

89-061

M

89-0Q5

M

89-085

M

89-083

89-084

M

89-0Q3

M

89-0Q1

M

89-081

10kV 10kV 10kV 10kV

3 x 100A

14.4KV

3 x 114KVA

18kV

18kV

3 x 100A

14.4KV

3 x 127KVA

18kV18kV

3 x 50A

7.62KV

3 x 38KVA

10kV

10kV

3 x 150A7.62KV

3 x 167KVA

10kV

10kV

LAS CHINCHAS

60KV 60KV

M3Q1

M2Q1

S0

1.2 MVAR

ENTRADA 1

CAP. 1.2 MVAR

# 0214

CENTRO

# 0215

OBRAPIA CUMBARATZA

# 0221

22KV

SUR

# 0211

NORTE

# 0212

JUAN DE SALINAS

# 0213

S/E # 02

EL CALVARIO

# 0216

10kV 10kV 10kV

4Q4 4Q2 4Q3 5Q3 5Q2

S1

T1

10 MVAS11

S9

S10

T2

5MVA

SF1

1Q1

2Q2

2Q1

60kV

18kV

S4

GIS 160kV

3Q1

ENTRADA 2

5Q4

4Q1 5Q1

S5 S5

2Q1

CARLOS MORA C.

MS8

M

3Q2

891-1

3Q3571

LA FRAGANCIA

3 x 200A

14.4KV

3 x 288KVA

18kV

18kV

ALIMENTADOR

CAYETANO

ING. EFREN SOTOGERENTE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO

EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.

DE LA EERSSA

DISEÑADO POR:

DIBUJADO POR:

ESCALA:

ARCHIVO: UNIFILAR_EERSSA.dwg

MARZO/2007FECHA: REVISO:

PROVINCIA:

CONTIENE:

SUSEC CANTON:LOJA

DIAGRAMA UNIFILAR

1/2LAMINA:

FUSIBLE TIPO NH

SECCIONADOR DE BARRA

SECCIONADOR DE POTENCIA

SECCIONAMIENTO MANUAL

SECCIONADOR FUSIBLE

INTERRUPTOR PEQUEÑO

INTERRUPTOR AUTOMATICO

INTERRUPTOR CON RECIERRE

INTERRUPTOR MANUAL

SIMBOLOGIA

INTERRUPTOR CON PUESTA

INTERRUPTOR CON PUESTA

PARARRAYOS 10KV

PARARRAYOS 18KV

PARARRAYOS 60KV

TRANSFORMADOR DE POTENCIA

REGULADOR

GENERADOR

A TIERRA EN VACIO

CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA

VOLUMEN DE ACEITE

A TIERRA EN SF6

DE COLORES

S/E # 25

S1 S2

S3

1Q1

22KV

S4 S5

S6

1Q2

S7 S8

S9

1Q3

# 2521

ZUMBA 1

# 2522

ZUMBA 2

18kV

LS/T. CEMENTERIO

CELI

SAN

CUMBARATZA - EL PANGUI

18kV 18kV 18kV

S

18kV 18kV 18kV 18kV

S4

# 1721 # 1722

10kV 10kV 10kV 10kV

10kV 10kV 10kV 18kV 18kV 18kV

LS/T.

S

10kV 10kV 10kV 10kV

S15

1.5 MVA

Yd11

M

TRIPOLAR MOTORIZADO

SECCIONADOR DE POTENCIA

TRIPOLAR MANUAL

M

SECCIONAMIENTO MOTORIZADO

CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA

18kV

SF

SF

ANTENAS

S

13.8 KV

S S S

13.8 KV

S

S

S

LA CRUZS

CRUZPAMBAS

ALGARROBILLOS

EL MUERTOSMERCADILLOS

S

S

ALAMOR

S

POZUL

S

S

S

S

S

S

INTERRUPTOR EN SF6

INTERRUPTOR DE GRANVOLUMEN DE ACEITE

DESENCHUFABLE

DESENCHUFABLE

18kV

18kV

18kV18kV

SIN/ESC

ING. MARCOS VALAREZO

ING. CORNELIO CASTRO G.

S S1Q1

S S1Q2

NUEVO

PUENTE

VIEJO

PUENTE

3 x 150A

7.62KV

3 x 167KVA

10kV

10kV

3 x 150A

7.62KV3 x 167KVA

10kV10kV

RUMISHITANA

S

S EL TAMBO

2008-03-18ULTIMA ACTUALIZACION:

SF1 3x40A

T1

5 MVA

GIS160kV

5 MVA

M

89H57H

52H

B0132

B0131

B0532

B0531

B0511

B0111B0211

B0231

B0212

B2331

B2321

B2421

B1721

B0221

B0311

B2011

B2031

B2131

B2111

B2231

B2221

B2521

B1931

B1911

B0911

B1531 B1511

B0731

B0711

B1231

B1011

B1811

B1131

B1111

B1431

B1411

B1331

B1311

S10

S4

M2Q1

SF2

SF3

CHAGUARPAMBA

# 1511

10kVS4 SF4

S

SHINDAR

10kV 10kV

TRIGALES

SPEAJE

SLA URNA

S SEUCALIPTOS

S

SSAGENCIA

CATAMAYO

(VIA ANTIGUA)

ALUMBRE

*

ANGEL FELICISIMO

ROJAS Y CHUQUIRIBAMBA

VIA DE INTEGRACION

S

Y BOLONIA

CAJANUMA

S



Anexo 2 PLACA DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA



Placa del Transformador 1 de 69 kV de la Subestación Obrapía

Figura 6.1: Placa trafo 1



Placa del Transformador 2 de 69 kV de la Subestación Obrapía




Placa del Transformador 1 de 69 kV de la Subestación San Cayetano




Anexo 3 DESCRIPCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIONES



TRANSFORMADORES EXISTENTES DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO

DE LA SUBESTACION OBRAPIA


TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA

3 BCO_3x10_BGA Westinghouse

BANCOS 3 BCO_3x25_BGA Ecuatran, Moretran

4 TRF_3_1_BG Jimm Electric , Rymel

10 TRF_5_1_BG Ecuatran, Rymel, Jimm Electric,Magnetron,Howard,Rymel

2 TRF_5_1_CG Rymel , Ecuatran

3 TRF_7.5_1_BG Cesa,Federated

MONOFASICOS 38 TRF_10_1_BG

General Electric, Ecuatran, Magnetron, Westinghouse, Abb, Ermco, Siemens, Inatra

6 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra

50 TRF_15_1_BG Ermco, Rymel , Ecuatran, Inatra , Westinghouse, Inatra, Wagner, Allis Chalmers

5 TRF_15_1_CG Rymel, Inatra

53 TRF_25_1_BG Moretran, Ecuatran, Inatra, Mc Graw, Westinghouse,

17 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, Inatra, Siemens, Ermco, Siemens, Westinghouse, Moretran

10 TRF_50_1_BG Westinghouse, Ecuatran

1 TRF_30_3_FEC Ecuatran

TRIFASICOS 1 TRF_50_3_FEC Inatra

Tabla 2.1 Transformadores del Alimentador Chontacruz



ALIMENTADORES IV CENTENARIO


BA

NC

OS

2 BCO_2x15_BGE Westinghouse, Ecuatran

1 BCO_2x25_BGE Ecuatran

1 BCO_2x37.5_BGE Westinghouse

5 BCO_3x10_BGA Westinghouse, General Electric, Ecuatran

2 BCO_3x15_BGA Ermco, Westinghouse

1 BCO_3x25_BGA Ecuatran

MO

NO

FASI

CO

S

1 TRF_5_1_BG Jimm Electric

1 TRF_10_1_CG Rymel

11 TRF_10_1_BG General Electric, Westinghouse, Ecuatran , AllisChalmers,

1 TRF_15_1_CG Ecuatran, Westinghouse, Cooper

21 TRF_15_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper

2 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra

35 TRF_25_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Rymel, General Electric, Wagner, Ermco, Moretran

5 TRF_37.5_1_BG Abb, Ecuatran , Westinghouse,

3 TRF_50_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper

TRIF

ASI

CO

S

3 TRF_30_3_FEC Inatra, Cooper

1 TRF_45_3_IEC Inatra

1 TRF_45_3_FEC General Electric


1 TRF_50_3_IEC Ecuatran

1 TRF_60_3_IEC Transfotur


1 TRF_100_3_FEC Inatra

1 TRF_150_3_IEC Unido S.A.

Tabla 2.2 Transformadores del Alimentador IV Centenario



ALIMENTADORES HOSPITAL



2 BCO_3x10_BGA General Electric, Ermco

6 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson

BANCOS 3 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran

2 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran

1 BCO_3x100_DGA Ecuatran

MONOFASICOS

1 TRF_7.5_1_BG Cesa

9 TRF_10_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra

2 TRF_15_1_CG Ecuatran

13 TRF_15_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra


19 TRF_25_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran

1 TRF_37.5_1_DG Inatra

13 TRF_37.5_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner

4 TRF_50_1_BG Ecuatran, Ermco, Inatra

TRIFASICOS


2 TRF_30_3_FEC Padmounted, Ecuatran

1 TRF_45_3_IBC Inatra

3 TRF_45_3_FEC Aeg

3 TRF_50_3_FEC Ecuatran, Wagner, Magnetron

3 TRF_50_3_IEC Ecuatran, Inatra

1 TRF_75_3_E Ecuatran

4 TRF_75_3_FFC Magnetron

1 TRF_75_3_FDC Siemens

4 TRF_75_3_FBC Ecuatran

4 TRF_75_3_IEC Ecuatran, Rymel


1 TRF_112.5_3_FEC Inatra


2 TRF_150_3_FEC Ecuatran, Siemens


1 TRF_200_3_FCC Ecuatran

1 TRF_200_3_IFC Ecuatran

1 TRF_225_3_FEC Siemens


1 TRF_500_3_IEC Pauwels

Tabla 2.3 Transformadores del Alimentador Hospital



ALIMENTADORES CELI ROMÁN


BANCOS

2 BCO_2x10_BGE Ecuatran, Rymel

1 BCO_2x15_BGE Ermco

1 BCO_3x10_BGA General Electric

1 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson, Ecuatran

1 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran


1 BCO_10_15_BGE Ecuatran

1 BCO_15_50_BGE Cesa

1 BCO_7.5_50_BGE Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra, General Electric, AllisChalmers

1 BCO_15_37.5_BGE Ecuatran

MONOFASICOS

4 TRF_5_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra

1 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra

18 TRF_10_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran

1 TRF_15_1_CG Inatra

36 TRF_15_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner

3 TRF_25_1_DG Ecuatran, Ermco, Inatra

37 TRF_25_1_BG Inatra

1 TRF_37.5_1_DG Ecuatran

21 TRF_37.5_1_BG Inatra

5 TRF_50_1_BG Ecuatran, Inatra

TRIFASICOS

2 TRF_30_3_IEC Ecuatran, Wagner, Magnetron

5 TRF_30_3_FEC Ecuatran, Inatra


1 TRF_50_3_EEC Magnetron



2 TRF_75_3_FEC Ecuatran, Rymel


1 TRF_112.5_3_FBC Inatra

1 TRF_150_3_IJC Ecuatran

1 TRF_150_3_IEC Ecuatran, Siemens


Tabla 2.4 Transformadores del Alimentador Celi Román



TRANSFORMADORES EXISTENTES DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO DE LA

SUBESTACION SAN CAYETANO

ALIMENTADORES SUR


BANCOS

1 BCO_10_37.5_BGE

1 BCO_15_37.5_BGE Westinghouse

1 BCO_3_15_BGE

1 BCO_5_25_BGE

1 BCO_5_10_BGE

3 BCO_2x10_BGE Westinghouse, General Electric, Abb


2 BCO_3x10_BGA Ermco-Ecuatran

8 BCO_3x15_BGA Ecuatran, Edisson, Westinghouse, Howar

4 BCO_3x25_BGA Ecuatran, Cooper


MONOFASICOS

2 TRF_1.5_1_BG Arkansas

1 TRF_3_1_BG Jimm Electric

1 TRF_5_1_BG Westinghouse

28 TRF_10_1_BG Ecuatran, General Electric, Federated, Westinghouse, Magnetron

29 TRF_15_1_BG Ecuatran, Siemens, Westinghouse, Rymel

3 TRF_15_1_CG Inatra, Ecuatran

56 TRF_25_1_BG Ecuatran, Inatra, Ermco, General Electric, Wagner, Abb, Cooper

1 TRF_37.5_1_DG Ecuatran

1 TRF_50_1_DG Magnetron

21 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, General Electric, Moretran, Westinghouse, Wagner

TRIFASICOS





1 TRF_45_3_FEC Aeg

3 TRF_50_3_FEC Inatra, Moretran

2 TRF_50_3_IEC Inatra, Ecuatran


1 TRF_75_3_E Ecuatran

4 TRF_75_3_FEC Siemens, Westinghouse, Inatra


2 TRF_112.5_3_FEC Siemens, Westinghouse


1 TRF_200_3_IFC Inatra


Tabla 2.5 Transformadores del Alimentador Sur



ALIMENTADORES NORTE


BANCOS

1 BCO_2x5_10_BGA Cefa

1 BCO_10_25_BGE

4 BCO_15_25_BGE Ecuatran, Cooper

1 BCO_5_10_25_BGA

7 BCO_2x10_BGE Ecuatran, Ermco, Westinghouse, Abb



1 BCO_3x10_BGA Cefa

3 BCO_3x15_BGA Ecuatran, Ermco

1 BCO_25_37.5_BGE

4 BCO_3x37.5_BGA General Electric, Ecuatran, Abb

MONOFASICOS

6 TRF_3_1_BG Ecuatran, Cesa, JimmElect

13 TRF_5_1_BG Federated, Ecuatran, Rymel, Westinghouse, Jimm Electric, Cederatel

2 TRF_10_1_CG Rymel, Ecuatran

30 TRF_10_1_BG Westinghouse, General Electric, Ecuatran, Cooper, Inatra, Siemens, Rymel De Colombi, AllisChalmers, Ermco, Federated,

49 TRF_15_1_BG Ecuatran, Inatra, Siemens, Westinghouse, Edisson, Rymel, Ermco, Cooper, Delta Star

2 TRF_15_1_CG Inatra, Ecuatran

1 TRF_25_1_DG Ecuatran

55 TRF_25_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Siemens, General Electric, AllisChalmers, Ermco, Magnetron

1 TRF_37.5_1_DG Inatra

19 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, Wagner, Rymel, Inatra, Westinghouse

9 TRF_50_1_BG Ecuatran, Abb

2 TRF_50_1_DG Ecuatran

TRIFASICOS

4 TRF_30_3_FEC Ecuatran, Moretran

1 TRF_30_3_IBC Ecuatran


3 TRF_45_3_FEC Inatra, Aeg, Inelmo

2 TRF_50_3_FEC Magnetron, Ecuatran


1 TRF_75_3_FEC Rymel, Transformet


3 TRF_125_3_FEC Ecuatran, Inatra, Rymel


2 TRF_200_3_IFC Ecuatran, Inatra

Tabla 2.6 Transformadores del Alimentador Norte



ALIMENTADORES JUAN DE SALINAS


BANCOS

1 BCO_2x10_BGE Wagner

1 BCO_5_25_BGE Mc Graw-Ecuatran

4 BCO_3x15_BGA Ecuatran, Ermco-Allis

3 BCO_3x25_BGA Ecuatran

3 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran, Siemens



MONOFASICOS

1 TRF_5_1_BG Ecuatran

2 TRF_10_1_BG Abb, General Electric

1 TRF_10_1_CG Ecuatran

9 TRF_15_1_BG Ermco, Ecuatran, General Electric, Rymel, Westinghouse, Inatra


11 TRF_25_1_BG Ecuatran, Abb, General Electric, Westinghouse, Cooper, Inatra

13 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, AllisChalmers, Siemens, Moretran, Abb

1 TRF_50_1_DG Inatra

1 TRF_50_1_BG Ecuatran

TRIFASICOS






7 TRF_50_3_FEC Inatra, Magnetron, Rymel,

3 TRF_75_3_FEC Inatra , Morgan


2 TRF_112.5_3_FBC Siemens

1 TRF_112.5_3_FEC Inatra






Tabla 2.7 Transformadores del Alimentador Juan de Salinas



Anexo 4 CURVAS DE DEMANDA



CURVAS DE DEMANDA DE LOS ALIMENTARES EN ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN OBRAPIA

Alimentador Chontacruz

Figura 4.1

Figura 4.2

Figura 4.3

20:15 1778 kW

20:15 563 kVAr

0

500

1000

1500

2000

0:0

0

0:4

5

1:3

0

2:1

5

3:0

0

3:4

5

4:3

0

5:1

5

6:0

0

6:4

5

7:3

0

8:1

5

9:0

0

9:4

5

10

:30

11

:15

12

:00

12

:45

13

:30

14

:15

15

:00

15

:45

16

:30

17

:15

18

:00

18

:45

19

:30

20

:15

21

:00

21

:45

22

:30

23

:15

Curva de Carga Diaria

kW kVAr

16/01/2011-20:15 1778 kW

16/01/2011-20:15 563 kVAr

0

500

1000

1500

2000

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

03

:00

7:3

01

2:0

01

6:3

02

1:0

01

:30

6:0

01

0:3

01

5:0

01

9:3

00

:00

4:3

09

:00

13

:30

18

:00

22

:30

3:0

07

:30

12

:00

16

:30

21

:00

1:3

06

:00

10

:30

15

:00

19

:30

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

0

Curva de Carga Semanal

kW kVAr

Demanda Mínima 01/01/2011-06:45

618 kW

Demanda Máxima 16/01/2011-20:15

1778 kW


448 kVAr


510 kVAr 0

500

1000

1500

2000

0:1

52

0:…

16

:…

12

:…

9:0

0

5:1

5

1:3

02

1:…

18

:…

14

:…

10

:…

6:4

5

3:0

02

3:…

19

:…

15

:…

12

:…

8:1

5

4:3

00

:45

21

:…

17

:…

13

:…

9:4

5

6:0

02

:15

22

:…

18

:…

15

:…

11

:…7

:30

3:4

5

0:0

0

20

:…

16

:…

12

:…

9:0

0

Curva de Carga Mensual

kW kVAr




Figura 4.4

Figura 4.5

Figura 4.6

19:15 1380 kW

19:15 431 kVAr

0

500

1000

1500

0:0

0:0

0

0:4

5:0

0

1:3

0:0

0

2:1

5:0

0

3:0

0:0

0

3:4

5:0

0

4:3

0:0

0

5:1

5:0

0

6:0

0:0

0

6:4

5:0

0

7:3

0:0

0

8:1

5:0

0

9:0

0:0

0

9:4

5:0

0

10:

30:

00

11:

15:

00

12:

00:

00

12:

45:

00

13:

30:

00

14:

15:

00

15:

00:

00

15:

45:

00

16:

30:

00

17:

15:

00

18:

00:

00

18:

45:

00

19:

30:

00

20:

15:

00

21:

00:

00

21:

45:

00

22:

30:

00

23:

15:

00


kW KVAr

12/05/2011-19:15 1380 kW

12/05/2011-19:15

431 kVAr

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

03

:00

7:3

01

2:0

01

6:3

02

1:0

01

:30

6:0

01

0:3

01

5:0

01

9:3

00

:00

4:3

09

:00

13

:30

18

:00

22

:30

3:0

07

:30

12

:00

16

:30

21

:00

1:3

06

:00

10

:30

15

:00

19

:30

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

0


kW kVAr


474 kW


1380 kW


286 kVAr


411 kVAr 0

500

1000

1500

0:1

51

9:4

51

5:3

01

1:1

57

:00

2:4

52

2:3

01

8:1

51

4:0

09

:45

5:3

01

:15

21

:00

16

:45

12

:30

8:1

54

:00

23

:45

19

:30

15

:15

11

:00

6:4

52

:30

22

:15

18

:00

13

:45

9:3

05

:00

1:0

02

0:4

51

6:3

01

2:1

58

:00

3:4

52

3:3

01

9:1

51

5:0

01

0:4

5


kW kVAr




Figura 4.7

Figura 4.8

Figura 4.9

17:45:00 2390 kW

17:45:00 807 kVAr

0

1000

2000

3000

0:0

0

0:4

5

1:3

0

2:1

5

3:0

0

3:4

5

4:3

0

5:1

5

6:0

0

6:4

5

7:3

0

8:1

5

9:0

0

9:4

5

10

:30

11

:15

12

:00

12

:45

13

:30

14

:15

15

:00

15

:45

16

:30

17

:15

18

:00

18

:45

19

:30

20

:15

21

:00

21

:45

22

:30

23

:15


kW kVAr

17/03/2011 - 17:45:00 2390 kW

17/03/2011 - 17:45:00 807 kVAr 0

1000

2000

3000

0:0

0

4:4

5

9:3

0

14

:15

19

:00

23

:45

4:4

4

9:1

5

14

:15

19

:00

23

:30

4:1

5

9:0

0

13

:45

18

:30

23

:15

4:0

0

8:4

5

13

:30

18

:15

23

:00

3:4

5

8:3

0

13

:15

18

:00

22

:45

3:3

0

8:1

5

13

:00

17

:45

22

:30

3:1

5

8:0

0

12

:45

17

:30

22

:15


Kw kVAr

Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00

2390 kW

Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00

613 kW

Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00

807 kVAr

Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00

384 kVAr 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0:0

02

0:1

5

16

:30

12

:45

9:0

0

5:1

51

:30

21

:45

18

:00

14

:15

10

:30

6:4

5

3:0

0

23

:15

19

:30

15

:45

12

:00

8:1

5

4:3

0

0:4

52

1:0

0

17

:15

13

:30

9:4

5

6:0

02

:15

22

:30

18

:45

15

:00

11

:15

7:3

0

3:4

5

0:0

02

0:1

5

16

:30

12

:45

9:0

0


kW kVAr



Alimentador Celi Román

Figura 4.10

Figura 4.11

Figura 4.12

18:45 1848 kW

18:45 645 kVAr 0

500

1000

1500

2000

0:0

0

0:4

5

1:3

0

2:1

5

3:0

0

3:4

5

4:3

0

5:1

5

6:0

0

6:4

5

7:3

0

8:1

5

9:0

0

9:4

5

10

:30

11

:15

12

:00

12

:45

13

:30

14

:15

15

:00

15

:45

16

:30

17

:15

18

:00

18

:45

19

:30

20

:15

21

:00

21

:45

22

:30

23

:15


kW kVAr

15/04/2011-18:45 1848 kW

15/04/2011-18:45 645 kVAr

0

500

1000

1500

2000

0:0

0

5:0

0

10

:00

15

:00

20

:00

1:0

0

6:0

0

11

:15

16

:15

21

:15

2:0

0

7:0

0

12

:00

17

:00

22

:00

3:0

0

8:0

0

13

:00

18

:00

23

:00

4:0

0

9:0

0

14

:00

19

:00

0:0

0

5:0

0

10

:00

15

:00

20

:00

1:0

0

6:0

0

11

:00

16

:00

21

:00


kW kVAr


1848 kW


696 kW


645 kVAr


443 kVAr 0

1000

2000

0:1

52

1:…

18

:…1

5:…

13

:…

10

:…7

:30

4:4

5

2:0

02

3:…

20

:…

17

:…1

5:…

12

:…9

:30

6:4

5

4:0

01

:15

22

:…1

9:…

17

:…

14

:…

11

:…8

:45

6:0

03

:15

0:3

0

21

:…1

9:…

16

:…1

3:…

10

:…8

:00

5:1

5Curva de Carga Mensual

kW kVAr



CURVAS DE DEMANDA DE LOS ALIMENTARES EN ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN SAN CAYETANO

Alimentador Sur

Figura 4.13

Figura 4.14

Figura 4.15

19:45:00 3446,3 W

19:45:00 1111,15 kVAr

0

1000

2000

3000

4000

0:0

0:0

0

0:4

5:0

0

1:3

0:0

0

2:1

5:0

0

3:0

0:0

0

3:4

5:0

0

4:3

0:0

0

5:1

5:0

0

6:0

0:0

0

6:4

5:0

0

7:3

0:0

0

8:1

5:0

0

9:0

0:0

0

9:4

5:0

0

10

:30

:00

11

:15

:00

12

:00

:00

12

:45

:00

13

:30

:00

14

:15

:00

15

:00

:00

15

:45

:00

16

:30

:00

17

:15

:00

18

:00

:00

18

:45

:00

19

:30

:00

20

:15

:00

21

:00

:00

21

:45

:00

22

:30

:00

23

:15

:00


kW kVAr

30/03/2011-19:45 3446,3 kW

30/03/2011-19:45 1111,15 kVAr

0

1000

2000

3000

4000

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

03

:00

7:3

01

2:0

01

6:3

02

1:0

01

:30

6:0

01

0:3

01

5:0

01

9:3

00

:00

4:3

09

:00

13

:30

18

:00

22

:30

3:0

07

:30

12

:00

16

:30

21

:00

1:3

06

:00

10

:30

15

:00

19

:30

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

0


kW kVAr

Demanda Mínima 08/03/2011-06:45:00

752,54 kW

Demanda Máxima 30/03/2011-19:45:00

3406,2 kW

Demanda Mínima 08/03/2011-06:45:00

569 KVAr

Demanda Máxima 30/03/2011-19:45:00

1111,14 kVAr 0

1000

2000

3000

4000

0:1

51

9:1

51

4:3

09

:45

5:0

00

:15

19

:30

14

:45

10

:00

5:1

50

:30

19

:45

15

:00

10

:15

5:3

00

:45

20

:00

15

:15

10

:30

5:4

51

:00

20

:15

15

:30

10

:45

6:0

01

:15

20

:30

15

:45

10

:45

6:1

51

:30

20

:45

16

:00

11

:15

6:3

01

:45

21

:00

16

:15

11

:30


kW kVAr



Alimentador Norte

Figura 4.16

Figura 4.17

Figura 4.18

20:00 2252,36 kW

20:00 37,44 kVAr

-1000

0

1000

2000

3000

0:0

0:0

0

0:4

5:0

0

1:3

0:0

0

2:1

5:0

0

3:0

0:0

0

3:4

5:0

0

4:3

0:0

0

5:1

5:0

0

6:0

0:0

0

6:4

5:0

0

7:3

0:0

0

8:1

5:0

0

9:0

0:0

0

9:4

5:0

0

10

:30

:00

11

:15

:00

12

:00

:00

12

:45

:00

13

:30

:00

14

:15

:00

15

:00

:00

15

:45

:00

16

:30

:00

17

:15

:00

18

:00

:00

18

:45

:00

19

:30

:00

20

:15

:00

21

:00

:00

21

:45

:00

22

:30

:00

23

:15

:00

Curva de Carga Diaría

kW kVAr

14/03/2011-20:30:00 2252,35 kW

14/03/2011_20:30:00 37,44 kVAr

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

03

:00

7:3

01

2:0

01

6:3

02

1:0

01

:30

6:0

01

0:3

01

5:0

01

9:3

00

:00

4:3

09

:00

13

:30

18

:00

22

:30

3:0

07

:30

12

:00

16

:30

21

:00

1:3

06

:00

10

:30

15

:00

19

:30

0:0

04

:30

9:0

01

3:3

01

8:0

02

2:3

0


kW kVAr

Demanda Máxima 14/09/2011-20:30:00

2252,35 kW

Demanda Mínima 25/09/2011-06:00:00

519,45 kW

Demanda Máxima 14/09/2011-20:30:00

37,44 kVAr

Demanda Mïnima 25/09/2011-06/09/2011

-22,15 kVAr

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

0:1

5

19

:00

14

:00

9:0

0

4:0

0

23

:00

18

:00

13

:00

8:0

0

3:0

02

2:0

0

17

:00

12

:00

7:0

0

2:0

02

1:1

5

16

:00

11

:00

6:0

0

1:0

0

20

:00

15

:00

10

:00

5:0

0

0:0

01

9:0

0

14

:00

9:0

0

3:4

5

22

:45

18

:00

13

:00

8:0

0

3:0

0

22

:00

17

:00

12

:00


kW kVAr



Alimentador Juan de Salinas

Figura 4.19

Figura 4.20

Figura 4.21

19:00 1467,64 kW

19:00

449,84 kVA

0

500

1000

1500

2000

0:0

0:0

0

0:4

5:0

0

1:3

0:0

0

2:1

5:0

0

3:0

0:0

0

3:4

5:0

0

4:3

0:0

0

5:1

5:0

0

6:0

0:0

0

6:4

5:0

0

7:3

0:0

0

8:1

5:0

0

9:0

0:0

0

9:4

5:0

0

10

:30

:00

11

:15

:00

12

:00

:00

12

:45

:00

13

:30

:00

14

:15

:00

15

:00

:00

15

:45

:00

16

:30

:00

17

:15

:00

18

:00

:00

18

:45

:00

19

:30

:00

20

:15

:00

21

:00

:00

21

:45

:00

22

:30

:00

23

:15

:00


kW kVAr

22/06/2011-19:00 1467,64 kW

22/06/2011-19:00 409,75 kVAr 0

500

1000

1500

2000

0:0

0

4:4

5

9:3

0

14

:15

19

:14

23

:45

4:3

0

9:1

5

14

:00

18

:45

23

:30

4:1

5

9:0

0

13

:45

18

:30

23

:15

4:0

0

8:4

5

13

:30

18

:15

23

:00

3:4

5

8:3

0

13

:15

18

:00

22

:45

3:3

0

8:1

5

13

:00

17

:45

22

:30

3:1

5

8:0

0

12

:45

17

:30

22

:15


kW kVAr

Demanda mínima 19/06/2011-06:30

478,31 kW Demanda Máxima 22/06/2011-19:00

1467,64 kW

Demanda Mínima 19/06-06:30 324,33 kVAr


449,84 kVAr 0

500

1000

1500

2000

0:1

51

8:3

01

3:0

07

:30

2:0

02

0:3

01

5:0

09

:30

4:0

02

2:3

01

7:0

01

1:3

06

:00

0:3

01

9:0

01

3:3

08

:00

2:3

02

1:0

01

5:3

01

0:0

04

:30

23

:00

17

:30

12

:00

6:3

01

:00

19

:30

14

:00

8:1

53

:00

21

:30

16

:00

10

:30

5:0

02

3:3

01

8:0

01

2:3

07

:00


kW kVAr



Anexo 5 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA EN ESTADO ACTUAL



ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION OBRAPIA

CHONTACRUZ IV Centenario Hospital Celi Román

D. Máxima

D. mínima

D. Máxima

D. mínima

D. Máxima

D. mínima

D. Máxima

D. mínima

Potencia Total activa enviada 1780,83 619,04 1380,29 474,57 2390,22 614,27 1850,53 696,08 kW

Potencia Total reactiva enviada 565,73 414,87 433,67 287,74 805,45 328,38 646,69 444,86 KVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 550,13 192,57 431,44 148,82 769,94 198,89 553,28 208,64 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 585,37 205,02 451,06 155,68 786,1 203,15 430,63 162,77 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 587,07 205,1 450,93 155,53 777,25 201,13 526,81 198,65 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 171,18 129,74 131,2 89,11 250,79 124,17 193,09 132,18 KVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 181,16 137,99 136,64 93,29 256,65 126,98 148,11 102,98 KVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 184,46 138,52 136,98 93,14 253,94 125,76 182,19 125,72 KVAr

Pérdidas de Energía 5996,7 957,3 4049 595,5 9854,2 810,7 4620,4 819,6 KWh

Pérdidas de Potencia P 20,93 3,34 12,69 1,87 34,91 2,87 13,43 2,38 kW

Pérdidas de Potencia P 1,175 0,540 0,919 0,394 1,461 0,467 0,726 0,342 %

Pérdidas de Potencia Q 26,13 4,17 9,77 1,44 25,26 2,08 14,99 2,66 KVAr

Pérdidas de Potencia Q 4,619 1,005 2,253 0,500 3,136 0,633 2,318 0,598 %

Máxima Caída de Tensión Fase A 1,71 0,79 1,06 0,43 1,66 0,49 1,24 0,58 %

Máxima Caída de Tensión Fase B 1,66 0,75 0,9 0,36 1,61 0,49 0,52 0,24 %

Máxima Caída de Tensión Fase C 1,96 0,91 1,08 0,44 1,57 0,48 1,28 0,52 %

Máxima Regulación Fase A 1,74 0,79 1,08 0,43 1,68 0,5 1,26 0,58 %

Máxima Regulación Fase B 1,69 0,75 0,91 0,36 1,63 0,49 0,53 0,24 %

Máxima Regulación Fase C 2 0,92 1,09 0,44 1,6 0,48 1,19 0,53 %

Corriente en Alimentador Fase A 72,35 29,15 56,64 21,77 101,74 29,43 73,58 31 A

Corriente en Alimentador Fase B 76,95 31,02 59,2 22,78 103,91 30,08 57,17 24,17 A

Corriente en Alimentador Fase C 77,27 31,07 59,19 22,76 102,74 29,78 69,99 19,51 A

Longitud Total del Circuito 41,046 41,046 11,495 11,495 10,089 10,089 15,574 15,574 Km

Mayor Longitud 7,0196 7,0196 2,79 2,79 2,26 2,26 3,19 3,19 Km

Factor de Potencia 0,953 0,831 0,954 0,855 0,948 0,882 0,944 0,843 pu

Tabla 5.1: Flujos de potencia en estado actual para demanda máxima y mínima de la Subestación Obrapía



ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION SAN CAYETANO

Sur Norte Juan de Salinas

D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima

Potencia Total activa enviada 3446,84 749,75 2254,53 522,18 1467,42 478,05 kW

Potencia Total reactiva enviada 1115,59 567,63 33,93 -19,87 449,91 326,62 KVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 1103,99 243,82 657,78 154,3 447,92 145,93 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 1121,73 247,49 722,24 168,33 483,4 157,51 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 1074,5 237,5 683,19 160,55 465,15 151,79 kW

Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 333,03 183,55 1,79 -6,47 135,01 99,87 KVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 342,32 186,35 4,07 -7,03 145,99 107,95 KVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 326,72 178,93 2,11 -6,73 140,37 103,9 KVAr

Pérdidas de Energía 14184,8 951,5 6278,3 204,7 2659,3 378,2 KWh


Pérdidas de Potencia P 2,575 0,794 1,465 0,207 0,553 0,241 %

Pérdidas de Potencia Q 66,09 4,43 26,03 1,23 7,91 1,12 KVAr

Pérdidas de Potencia Q 5,924 0,780 76,717 -6,190 1,758 0,343 %

Máxima Caída de Tensión Fase A 3,16 0,87 1,63 0,24 0,75 0,3 %

Máxima Caída de Tensión Fase B 3,42 0,98 1,94 0,29 0,69 0,29 %

Máxima Caída de Tensión Fase C 2,93 0,84 1,27 0,17 0,61 0,26 %

Máxima Regulación Fase A 3,26 0,87 1,66 0,24 0,76 0,3 %

Máxima Regulación Fase B 3,55 0,98 1,98 0,29 0,69 0,29 %

Máxima Regulación Fase C 3,01 0,85 1,28 0,17 0,61 0,26 %

Corriente en Alimentador Fase A 144,82 38,31 82,61 19,38 58,73 22,19 A

Corriente en Alimentador Fase B 147,29 38,89 90,71 21,14 63,39 23,97 A

Corriente en Alimentador Fase C 141,04 37,32 85,79 20,17 60,99 23,09 A

Longitud Total del Circuito 27,172 27,172 34,534 34,534 6,601 6,601 Km

Mayor Longitud 7,03 7,03 7,5 7,5 2,21 2,21 Km

Factor de Potencia 0,9514 0,7973 0,9999 0,9993 0,9561 0,8257 pu

Tabla 5.1: Flujos de potencia en estado actual para demanda máxima y mínima de la Subestación San Cayetano



Anexo 6 CARGABILIDAD MAYOR A 40% DE LOS CONDCTORES EN

ESTADO ACTUAL



ALIMENTODOR HOSPITAL

fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)

FED@Hospital FED@Hospital FED@Hospital

NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113

A B C

106,6 106,6 106,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.71 43.62 43.14

103.36 105.55 104.39


NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113

A B C

16,4 16,4 16,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.71 43.62 43.14

103.36 105.55 104.39

NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113

NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113

A B C

255,4 255,4 255,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.71 43.62 43.14

103.36 105.55 104.39

NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113

NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113

A B C

73,6 73,6 73,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.71 43.62 42.87

103.36 105.55 103.75

NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113

NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113

A B C

39,7 39,7 39,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.16 43.62 42.61

102.02 105.55 103.11

NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113

NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113

A B C

35,5 35,5 35,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.16 43.62 42.61

102.02 105.55 103.11

NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113

NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113

A B C

36,7 36,7 36,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.16 43.62 42.61

102.02 105.55 103.11

NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113

NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113

A B C

6 6 6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.16 43.62 42.61

102.02 105.55 103.11


NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113

A B C

28,7 28,7 28,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.16 43.62 42.43

102.02 105.55 102.68

NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113

NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113

A B C

46,2 46,2 46,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.16 43.62 42.43

102.02 105.55 102.68

NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113


A B C

29,5 29,5 29,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.16 43.62 42.43

102.02 105.55 102.68


NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113

A B C

21,4 21,4 21,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.42 43.34 42.16

100.23 104.87 102.03

NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113

NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113

A B C

34,4 34,4 34,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.42 43.34 42.16

100.23 104.87 102.03

NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113

NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113

A B C

46,8 46,8 46,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.42 43.34 42.16

100.23 104.87 102.03

NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113

NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113

A B C

42,6 42,6 42,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.17 43.02 41.87

99.63 104.12 101.32

NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113

NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113

A B C

40,6 40,6 40,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.17 43.02 41.87

99.63 104.12 101.32

NEM_008033_0113 NEM_008033_0113

NEM_008034_0113 NEM_008034_0113

A B

52,4 52,4

1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR

40.95 43.02

99.09 104.12



Alimentador Sur


FED@A_sur FED@A_sur FED@A_sur

NEM_AS1 NEM_AS1 NEM_AS1

A B C

51,5 51,5 51,5

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.59 53.49 51.23

145.16 147.64 141.39



A B C

51,4 51,4 51,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.98 61.01 58.42

145.16 147.64 141.39



A B C

74,1 74,1 74,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.98 61.01 58.42

145.16 147.64 141.39



A B C

46,4 46,4 46,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.98 61.01 58.42

145.16 147.64 141.39



A B C

49 49 49

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.98 61.01 58.42

145.16 147.64 141.39



A B C

40,7 40,7 40,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.75 58.99 56.34

139.77 142.76 136.35



A B C

40,4 40,4 40,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.75 58.99 56.34

139.77 142.76 136.35



A B C

38,7 38,7 38,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

56.27 57.39 54.92

138.42 141.17 135.09

NEM_AS10 NEM_AS17 A 24,4 1x1/0 ACSR 57.20 138.42

NEM_008033_0113 NEM_008034_0113 C 52,4 1x1/0 ACSR 41.87 101.32

NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113

NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113

A B C

47,1 47,1 47,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.95 43.02 41.87

99.09 104.12 101.32

NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113

NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113

A B C

36,5 36,5 36,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.95 43.02 41.87

99.09 104.12 101.32

NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113

NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113

A B C

11,9 11,9 11,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.95 43.02 41.69

99.09 104.12 100.88

NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113

NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113

A B C

37,4 37,4 37,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.95 43.02 41.69

99.09 104.12 100.88

NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113

NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113

A B C

38,6 38,6 38,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.95 43.02 41.69

99.09 104.12 100.88

NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113

NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113

A B C

21,8 21,8 21,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.95 42.74 41.69

99.09 103.44 100.88

NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113

NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113

A B C

31,5 31,5 31,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.95 42.74 41.69

99.09 103.44 100.88

NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113


A B C

8,3 8,3 8,3

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

53.85 56.22 54.83

99.09 103.44 100.88

Tabla 6.37: Cargabilidad Alimentador Hospital



NEM_AS10 NEM_AS10

NEM_AS17 NEM_AS17

B C

24,4 24,4

1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR

57.96 55.82

140.27 135.09



A B C

37,6 37,6 37,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.90 57.74 55.82

137.69 139.73 135.09



A B C

41 41 41

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.90 57.74 55.82

137.69 139.73 135.09



A B C

19,2 19,2 19,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.90 57.74 55.04

137.69 139.73 133.20



A B C

34 34 34

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.56 57.49 54.73

136.87 139.13 132.44



A B C

46,1 46,1 46,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

55.64 56.56 53.84

136.87 139.13 132.44



A B C

42,8 42,8 42,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

55.64 56.38 53.61

136.87 138.68 131.87



A B C

38,6 38,6 38,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.00 56.89 53.97

135.52 137.68 130.61



A B C

42 42 42

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.00 56.89 53.97

135.52 137.68 130.61



A B C

20,5 20,5 20,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.00 56.27 53.97

135.52 136.18 130.61



A B C

20,4 20,4 20,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.74 56.27 53.97

132.47 136.18 130.61



A B C

40,3 40,3 40,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.74 56.27 53.97

132.47 136.18 130.61



A B C

37,3 37,3 37,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.74 56.27 52.79

132.47 136.18 127.76



A B C

41,7 41,7 41,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.74 56.27 52.79

132.47 136.18 127.76



A B C

26,2 26,2 26,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.74 55.34 52.79

132.47 133.92 127.76



A B C

20,3 20,3 20,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.90 55.34 52.01

130.43 133.92 125.85



A B C

44,7 44,7 44,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.39 54.97 51.53

129.20 133.02 124.71



A B C

76,6 76,6 76,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.88 54.59 51.53

127.98 132.11 124.71



A B C

32,8 32,8 32,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.00 54.59 51.53

118.57 132.11 124.71





A B B

46,3 46,3 46,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.00 54.59 51.06

118.57 132.11 123.57



A B C

38,4 38,4 38,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.73 54.59 51.06

115.50 132.11 123.57



A B C

36,6 36,6 36,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.16 54.18 50.53

114.14 131.10 122.29



A B C

13,5 13,5 13,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

45.89 51.36 43.89

111.07 124.29 106.21



A B C

43,1 43,1 43,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

45.89 51.36 43.89

111.07 124.29 106.21



A B C

61,2 61,2 61,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

45.89 50.74 43.89

111.07 122.78 106.21



A B C

53,9 53,9 53,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

45.89 50.49 43.89

111.07 122.17 106.21



A B C

9 9 9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

45.89 50.49 43.89

111.07 122.17 106.21



A B C

7,8 7,8 7,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.94 40.73

98.64 113.60 98.56



A B C

37,5 37,5 37,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

37,3 37,3 37,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

39,6 39,6 39,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

33,9 33,9 33,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

33,1 33,1 33,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

41,3 41,3 41,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

43 43 43

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

40,8 40,8 40,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56



A B C

38,7 38,7 38,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.76 46.57 40.73

98.64 112.69 98.56

NEM_AS112 NEM_AS112

NEM_AS113 NEM_AS113

A B

16,1 16,1

1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR

40.76 46.57

98.64 112.69



NEM_AS112 NEM_AS113 C 16,1 1x1/0 ACSR 40.73 98.56



A B C

22 22 22

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.48 44.68 39.53

95.55 108.13 95.67



A B C

41,9 41,9 41,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.48 44.68 39.53

95.55 108.13 95.67



A B C

37,1 37,1 37,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.48 44.68 39.53

95.55 108.13 95.67



A B C

40,7 40,7 40,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.48 44.68 39.53

95.55 108.13 95.67



A B C

36,1 36,1 36,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.48 44.68 39.22

95.55 108.13 94.90



A B C

44 44 44

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

38.63 44.05 38.42

93.49 106.60 92.98



A B C

23,8 23,8 23,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

38.63 44.05 38.42

93.49 106.60 92.98

Tabla 6.38: Cargabilidad Alimentador Sur

Alimentador Norte.


NEM_AN221 NEM_AN221 NEM_AN221


A B C

46,5 46,5 46,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.36 43.36 41.77

95.26 104.93 101.09



A B C

43,3 43,3 43,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.36 43.36 41.77

95.26 104.93 101.09



A B C

37,9 37,9 37,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.36 43.36 41.77

95.26 104.93 101.09



A B C

44,9 44,9 44,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.36 43.36 41.77

95.26 104.93 101.09

Tabla 4.39: Cargabilidad Alimentador Norte.



Anexo 7 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA



PROYECCIÓN DE LA DEMANDA SUBESTACIÓN OBRAPÍA

Chontacruz IV centenario Hospital CeliRoman

Año kW kVAr kVA KW kVAr kVA kW kVAr kVA KW kVAr kVA

2005 1394,07 550,97 1499 1168,42 424,08 1243 1726,78 626,74 1837 1362,45 538,47 1465

2006 1450,8 573,39 1560 1287,8 467,41 1370 1973,06 716,13 2099 1583,79 625,95 1703

2007 1461,96 577,8 1572 1226,7 445,23 1305 2017,24 732,16 2146 1579,14 624,12 1698

2008 1484,28 586,62 1596 1115,78 404,97 1187 1573,56 571,13 1674 1527,99 603,9 1643

2009 1490,79 589,2 1603 1871,54 679,28 1991 1894,1 687,47 2015 1613,55 637,72 1735

2010 1572,63 621,54 1691 1725,84 626,4 1836 1891,28 686,44 2012 1678,65 663,44 1805

2011 1778 563 1911,83 1380 500,87 1468,09 2390 867,45 2542,55 1848 730,38 1987,1

Año Proyectado

kW Proyectado

kVAr Proyectado

kVA Proyectado

KW Proyectado

kVAr Proyectado

kVA Proyectado

kW Proyectado

kVAr Proyectado

kVA Proyectado

KW Proyectado

kVAr Proyectado

kVA Proyectado

2012 1722,4 680,74 1852,04 1704,53 618,66 1813,33 2167 786,51 2305,32 1839,19 726,9 1977,63

2013 1773,27 700,84 1906,74 1781,52 646,61 1895,24 2227,82 808,59 2370,02 1899,22 750,62 2042,17

2014 1824,14 720,94 1961,44 1858,51 674,55 1977,14 2288,64 830,66 2434,72 1959,25 774,34 2106,72

2015 1875 741,05 2016,13 1935,5 702,49 2059,04 2349,46 852,74 2499,42 2019,28 798,07 2171,26

2016 1925,87 761,15 2070,83 2012,49 730,43 2140,94 2410,28 874,81 2564,12 2079,3 821,79 2235,81

2017 1976,74 781,26 2125,52 2089,47 758,38 2222,84 2471,1 896,89 2628,83 2139,33 845,52 2300,36

2018 2027,6 801,36 2180,22 2166,46 786,32 2304,75 2531,92 918,96 2693,53 2199,36 869,24 2364,9

2019 2078,47 821,46 2234,92 2243,45 814,26 2386,65 2592,74 941,04 2758,23 2259,39 892,97 2429,45

2020 2129,34 841,57 2289,61 2320,44 842,21 2468,55 2653,56 963,11 2822,93 2319,42 916,69 2494

2021 2180,21 861,67 2344,31 2397,43 870,15 2550,45 2714,38 985,19 2887,64 2379,44 940,42 2558,54

2022 2231,07 881,78 2399 2474,41 898,09 2632,35 2775,2 1007,26 2952,34 2439,47 964,14 2623,09

2023 2281,94 901,88 2453,7 2551,4 926,03 2714,26 2836,02 1029,34 3017,04 2499,5 987,87 2687,63

2024 2332,81 921,98 2508,39 2628,39 953,98 2796,16 2896,84 1051,41 3081,74 2559,53 1011,59 2752,18

2025 2383,67 942,09 2563,09 2705,38 981,92 2878,06 2957,66 1073,49 3146,44 2619,56 1035,31 2816,73

2026 2434,54 962,19 2617,79 278.36 1009,86 2959,96 3018,48 1095,56 3211,15 2679,58 1059,04 2881,27

Tabla 7.1. Proyección de la demanda Subestación Obrapía



PROYECCIÓN DE LA DEMANDA SUBESTACIÓN SAN CAYETANO


Año Kw kVAr kVA Kw kVAr kVA Kw kVAr kVA

2005 2058,65 676,65 2167 1306,11 469,71 1388 1333,8 438,4 1404

2006 2240,1 736,29 2358 1779,43 639,93 1891 1379,4 453,39 1452

2007 2051,05 674,15 2159 1967,63 707,61 2091 1441,15 473,68 1517

2008 1908,55 627,31 2009 1616,64 581,38 1718 1113,4 365,96 1172

2009 2101,4 690,7 2212 1909,29 686,63 2029 1171,35 385 1233

2010 2174,55 714,74 2289 1923,4 691,7 2044 1243,55 408,74 1309

2011 3446,3 1132,74 3627,68 2252,36 810 2393,58 1467,64 482,39 1544,89

Año Proyectado

KW Proyectado

KW Proyectado

kVA Proyectado

KW Proyectado

KW Proyectado

kVA Proyectado

KW Proyectado

kVAr Proyectado

kVA Proyectado

2012 2866,11 942,05 3016,96 2260,46 812,92 2402,19 1287,19 423,08 1354,94

2013 3011,9 989,97 3170,43 2370,04 852,33 2518,64 1282,19 421,44 1349,67

2014 3157,7 1037,88 3323,89 2479,63 891,73 2635,1 1277,19 419,79 1344,41

2015 3303,49 1085,8 3477,36 2589,21 931,14 2751,55 1272,19 418,15 1339,15

2016 3449,28 1133,72 3630,82 2698,8 970,55 2868,01 1267,19 416,51 1333,89

2017 3595,07 1181,64 3784,29 2808,38 1009,96 2984,47 1262,19 414,86 1328,62

2018 3740,87 1229,56 3937,75 2917,97 1049,37 3100,92 1257,19 413,22 1323,36

2019 3886,66 1277,48 4091,22 3027,55 1088,78 3217,38 1252,19 411,58 1318,1

2020 4032,45 1325,4 4244,69 3137,13 1128,19 3333,83 1247,2 409,93 1312,84

2021 4178,24 1373,32 4398,15 3246,72 1167,6 3450,29 1242,2 408,29 1307,58

2022 4324,04 1421,24 4551,62 3356,3 1207,01 3566,74 1237,2 406,65 1302,31

2023 4469,83 1469,16 4705,08 3465,89 1246,42 3683,2 1232,2 405 1297,05

2024 4615,62 1517,08 4858,55 3575,47 1285,83 3799,65 1227,2 403,36 1291,79

2025 4761,41 1565 5012,01 3685,06 1325,24 3916,11 1222,2 401,72 1286,53

2026 4907,21 1612,92 5165,48 3794,64 1364,65 4032,56 1217,2 400,07 1281,26

Tabla 7.2. Proyección de la demanda Subestación san Cayetano



Tabla 7.1: Gráfico de la Proyección de la demanda Subestación Obrapía

Tabla 7.2: Gráfico de la proyección de la demanda Subestación San Cayetano

0,00

500,00

1000,00

1500,00

2000,00

2500,00

3000,00

3500,00

Proyección S/E Obrapía Escenario Tendencial

Celi Roman Hospital IV Centenario Chontacruz

0,00

2000,00

4000,00

6000,00

8000,00

10000,00

12000,00

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

Proyección S/E San Cayetano Escenario Tendencial

Juan de Salinas Norte Sur



Anexo 8

ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA DEMANDA PROYECTADA EN ESTADO ACTUAL



ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA DEL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELECTRICO DE

DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION OBRAPÍA

Chontacruz IV Centenario Hospital Celi Román

2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026

Potencia Total activa enviada 1921,54 2180,78 2435,21 2011,57 2379,75 2783,38 2409,26 2713,86 3017,99 2078,97 2375,74 2682,16 kW

Potencia Total reactiva enviada 761,51 857,97 964,96 729,37 870,67 1009,23 874,49 985,71 1096,04 822,81 941,89 1056,54 kVAr

Flujo de Potencia Fase A 594,88 672,62 750,15 625,91 744,8 862,47 776,42 874,92 972,38 622,03 711,28 800,52 kW

Flujo de Potencia Fase B 633,12 715,93 798,4 654,01 778,1 900,65 792,5 893,1 992,32 483,75 552,87 621,65 kW

Flujo de Potencia Fase C 634,84 718,48 801,23 654,17 778,43 901,22 783,87 883,14 981,35 592,34 677,37 762,35 kW

Flujo de Potencia Fase A 231,92 262,27 291,63 220,84 261,76 301,03 271,71 308,54 341,69 245,17 281 316,89 kVAr

Flujo de Potencia Fase B 246,09 277,85 308,56 230,04 272,31 312,86 278,3 315,73 350,02 188,14 214,93 241,79 kVAr

Flujo de Potencia Fase C 249,91 283,04 314,96 230,91 273,61 314,63 275,27 312,71 346,59 231,35 264,83 298,19 kVAr

Pérdidas de Energía 7346,8 9449,6 11910,2 8857,3 12422,5 16961,9 10177,3 12916,2 15972,2 6013,6 7861 10002 kWh

Pérdidas de Potencia P 25,64 32,98 41,21 27,77 38,95 53,18 36,06 45,76 56,59 17,47 22,84 29,06 kW

Pérdidas de Potencia P 1,334 1,512 1,692 1,381 1,637 1,911 26,090 1,686 1,875 0,840 0,961 1,083 %

Pérdidas de Potencia Q 32,01 41,17 51,46 21,37 29,97 40,93 32,01 33,11 40,94 19,51 25,49 32,44 kVAr

Pérdidas de Potencia Q 4,203 4,799 5,333 2,930 3,442 4,056 3,660 3,359 3,735 2,371 2,706 3,070 %

Máxima Caída de Tensión Fase A 1,98 2,24 2,5 1,59 1,9 2,19 1,69 1,68 1,87 1,45 1,66 1,87 %

Máxima Caída de Tensión Fase B 1,91 2,16 2,41 1,35 1,6 1,86 1,64 1,62 1,8 0,61 0,7 0,78 %

Máxima Caída de Tensión Fase C 2,28 2,58 2,87 1,61 1,92 2,22 1,61 1,59 1,77 1,36 1,56 1,76 %

Máxima Regulación Fase A 2,02 2,29 2,56 1,62 1,93 2,24 1,72 1,71 1,9 1,47 1,69 1,91 %

Máxima Regulación Fase B 1,95 2,21 2,47 1,37 1,63 1,89 1,67 1,65 1,84 0,61 0,7 0,79 %

Máxima Regulación Fase C 2,33 2,65 2,96 1,64 1,96 2,27 1,64 1,62 1,8 1,38 1,58 1,79 %

Corriente Fase A 80,18 90,67 101,09 83,4 99,22 114,83 103,36 116,56 129,51 83,96 96,05 108,14 A

Corriente Fase B 85,31 96,46 107,52 87,12 103,62 119,87 105,54 119,02 132,23 65,17 74,48 83,76 A

Corriente Fase C 85,68 96,99 108,14 87,17 103,7 119,99 104,39 117,71 130,78 79,86 91,34 102,82 A

Longitud Total del Circuito 41,046 41,046 41,046 11,495 11,495 11,495 10,089 10,089 10,089 15,574 15,574 15,574 Km

Mayor Longitud 7,02 7,02 7,02 2,78 2,78 2,78 2,261 2,261 2,261 3,19 3,19 3,19 Km

Factor de Potencia 0,9297 0,9306 0,9297 0,9401 0,9391 0,9401 0,9400 0,9399 0,9399 0,9298 0,9296 0,9304 pu

Tabla 8.1:Flujos de potencia a demanda proyectada Subestación Obrapía



ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA DEL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELECTRICO DE

DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION SAN CAYETANO.


2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026

Potencia Total activa enviada 3449,36 4179,24 4912,14 2693,41 3248,27 3792,77 1268,04 1241,28 1216,45 kW

Potencia Total reactiva enviada 1128,63 1373,99 1609,5 870,86 1164,91 1362,39 416,78 408,13 398,7 kVAr

Flujo de Potencia Fase A 1104,72 1345,93 1576,91 786,02 943,07 1099,22 386,64 379,33 371 kW

Flujo de Potencia Fase B 1122,48 1367,2 1602,02 863,41 1036,22 1207,9 417,52 409,64 400,74 kW

Flujo de Potencia Fase C 1075,24 1310,69 1535,13 815,83 978,34 1139,44 401,52 349,1 385,6 kW

Flujo de Potencia Fase A 339,77 430,3 501,94 242,77 323,67 374,02 125,31 120,88 120,86 kVAr

Flujo de Potencia Fase B 349,22 441,59 516,55 269,58 359,75 416,47 135,47 130,64 130,77 kVAr

Flujo de Potencia Fase C 333,44 422,74 493,87 253,39 337,89 390,3 130,34 125,65 125,72 kVAr

Pérdidas de Energía 14235,8 20944,8 28953,3 9904,9 14745,1 20124,1 2010,8 1927,4 1850,2 kWh

Pérdidas de Potencia P 89,06 131,04 181,14 52,11 77,57 105,87 6,14 5,88 5,65 kW

Pérdidas de Potencia P 2,582 3,135 3,688 1,935 2,388 2,791 0,484 0,474 0,464 %

Pérdidas de Potencia Q 66,33 97,59 134,9 41,06 61,11 83,39 5,98 5,73 5,5 kVAr

Pérdidas de Potencia Q 5,877 7,103 8,381 4,715 5,246 6,121 1,435 1,404 1,379 %

Máxima Caída de Tensión Fase A 3,17 3,82 4,46 2,32 2,83 3,3 0,66 0,64 0,63 %

Máxima Caída de Tensión Fase B 3,44 4,15 4,84 2,94 3,62 4,21 0,6 0,59 0,58 %

Máxima Caída de Tensión Fase C 2,94 3,54 4,13 1,93 2,37 2,75 0,53 0,52 0,51 %

Máxima Regulación Fase A 3,28 3,98 4,67 2,37 2,92 3,41 0,66 0,65 0,63 %

Máxima Regulación Fase B 3,56 4,32 5,09 3,03 3,75 4,4 0,61 0,59 0,58 %

Máxima Regulación Fase C 3,03 3,67 4,31 1,96 2,42 2,83 0,54 0,52 0,52 %

Corriente Fase A 145,15 174,98 204,45 103,36 125,31 145,96 51,02 49,97 48,98 A

Corriente Fase B 147,64 178,02 208,09 113,67 137,89 160,66 55,1 53,97 52,91 A

Corriente Fase C 141,38 170,36 199,02 107,33 130,08 151,4 53,03 51,93 50,91 A

Longitud Total del Circuito 27,172 27,172 27,172 34,534 34,534 34,534 6,601 6,601 6,601 Km

Mayor Longitud 7,03 7,03 7,03 7,51 7,51 7,51 2,2 2,2 2,2 Km

Factor de Potencia 0,9504 0,9500 0,9503 0,9515 0,9413 0,9411 0,9500 0,9500 0,9503 pu

Tabla 8.2:Flujos de potencia a demanda proyectada Subestación San Cayetano



Anexo 9 CARGABILIDAD DE CONDUCTORES PARA LA DEMANDA

PROYECTADA AÑO 2026.





FED@IVCentenar FED@IVCentenar FED@IVCentenar

NEM_006001_0112 NEM_006001_0112 NEM_006001_0112

A B C

127,2 127,2 127,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.45 49.53 49.59

114.83 119.87 120.00

NEM_006001_0112 NEM_006001_0112 NEM_006001_0112

NEM_006002_0112 NEM_006002_0112 NEM_006002_0112

A B C

285,5 285,5 285,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.45 49.53 49.59

114.83 119.87 120.00

NEM_006002_0112 NEM_006002_0112 NEM_006002_0112

NEM_006003_0112 NEM_006003_0112 NEM_006003_0112

A B C

297 297 297

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.45 49.53 49.28

114.83 119.87 119.26

NEM_006003_0112 NEM_006003_0112 NEM_006003_0112

NEM_006017_0112 NEM_006017_0112 NEM_006017_0112

A B C

104,2 104,2 104,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.45 49.53 46.82

114.83 119.87 113.32

NEM_006017_0112 NEM_006017_0112 NEM_006017_0112

NEM_006018_0112 NEM_006018_0112 NEM_006018_0112

A B C

55,1 55,1 55,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 49.53 46.82

113.29 119.87 113.32

NEM_006018_0112 NEM_006018_0112 NEM_006018_0112


A B C

15,4 15,4 15,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 48.15 46.82

113.29 116.52 113.32


NEM_006019_0112 NEM_006019_0112 NEM_006019_0112

A B C

18 18 18

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 46.76 46.82

113.29 113.17 113.32

NEM_006019_0112 NEM_006019_0112 NEM_006019_0112

NEM_006028_0112 NEM_006028_0112 NEM_006028_0112

A B C

40,8 40,8 40,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 46.76 46.82

113.29 113.17 113.32

NEM_006028_0112 NEM_006028_0112 NEM_006028_0112

NEM_006029_0112 NEM_006029_0112 NEM_006029_0112

A B C

37,8 37,8 37,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 46.76 46.82

113.29 113.17 113.32

NEM_006029_0112 NEM_006029_0112 NEM_006029_0112

NEM_006030_0112 NEM_006030_0112 NEM_006030_0112

A B C

34,4 34,4 34,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 46.76 46.82

113.29 113.17 113.32

NEM_006030_0112 NEM_006030_0112 NEM_006030_0112

NEM_006031_0112 NEM_006031_0112 NEM_006031_0112

A B C

48 48 48

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 46.76 46.82

113.29 113.17 113.32

NEM_006031_0112 NEM_006031_0112 NEM_006031_0112

NEM_006032_0112 NEM_006032_0112 NEM_006032_0112

A B C

36,7 36,7 36,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.82 46.76 46.82

113.29 113.17 113.32

NEM_006032_0112 NEM_006032_0112 NEM_006032_0112

NEM_006033_0112 NEM_006033_0112 NEM_006033_0112

A B C

38,2 38,2 38,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.39 46.21 46.21

112.27 111.82 111.82

NEM_006033_0112 NEM_006033_0112 NEM_006033_0112

NEM_006034_0112 NEM_006034_0112 NEM_006034_0112

A B C

31,5 31,5 31,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.39 46.21 46.21

112.27 111.82 111.82

NEM_006034_0112 NEM_006034_0112 NEM_006034_0112

NEM_006049_0112 NEM_006049_0112 NEM_006049_0112

A B C

46,9 46,9 46,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.39 41.06 46.21

112.27 99.37 111.82

NEM_006049_0112 NEM_006049_0112 NEM_006049_0112


A B C

76,7 76,7 76,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.39 31.88 45.28

112.27 77.15 109.58


NEM_006072_0112 NEM_006072_0112 NEM_006072_0112

A B C

34 34 34

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.39 31.88 45.28

112.27 77.15 109.58

NEM_006072_0112 NEM_006072_0112 NEM_006072_0112

NEM_006073_0112 NEM_006073_0112 NEM_006073_0112

A B C

40,4 40,4 40,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.39 31.88 45.28

112.27 77.15 109.58

NEM_006073_0112 NEM_006073_0112 NEM_006073_0112

NEM_006074_0112 NEM_006074_0112 NEM_006074_0112

A B C

40 40 40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.39 31.88 45.28

112.27 77.15 109.58

Tabla 9.1: Cargabilidad de conductores para demanda proyectada año 2026





FED@Hospital

FED@Hospital

FED@Hospital

NEM _SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113

A B C

106.60 106.60 106.60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.32 54.45 53.83

129.04 131.76 130.28

NEM_SUBES2_0113

NEM_SUBES2_0113

NEM_SUBES2_0113

NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113

A B C

16.40 16.40 16.40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.32 54.45 53.83

129.04 131.76 130.28

NEM_008001_0113

NEM_008001_0113

NEM_008001_0113

NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113

A B C

255.40 255.40 255.40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.32 54.45 53.83

129.04 131.76 130.28

NEM_008002_0113

NEM_008002_0113

NEM_008002_0113

NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113

A B C

73.60 73.60 73.60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.32 54.45 53.50

129.04 131.76 129.48

NEM_008006_0113

NEM_008006_0113

NEM_008006_0113

NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113

A B C

39.70 39.70 39.70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.63 54.45 53.17

127.37 131.76 128.67

NEM_008006_0113

NEM_008006_0113

NEM_008003_0113

NEM_008007_0113 NEM_008009_0113 NEM_008004_0113

A C C

39.90 39.10 40.90

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

0.91 0.44 0.43

127.37 131.76 128.67

NEM_008011_0113

NEM_008011_0113

NEM_008011_0113

NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113

A B C

35.50 35.50 35.50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.63 54.45 53.17

127.37 131.76 128.67

NEM_008012_0113

NEM_008012_0113

NEM_008012_0113

NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113

A B C

36.70 36.70 36.70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.63 54.45 53.17

127.37 131.76 128.67

NEM_008013_0113

NEM_008013_0113

NEM_008013_0113


A B C

6.00 6.00 6.00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.63 54.45 53.17

127.37 131.76 128.67

NEM_CE0801_0113

NEM_CE0801_0113

NEM_CE0801_0113

NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113

A B C

28.70 28.70 28.70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.63 54.45 52.95

127.37 131.76 128.14

NEM_008019_0113

NEM_008019_0113

NEM_008019_0113

NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113

A B C

46.20 46.20 46.20

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.63 54.45 52.95

127.37 131.76 128.14

NEM_008020_0113

NEM_008020_0113

NEM_008020_0113


A B C

29.50 29.50 29.50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.63 54.45 52.95

127.37 131.76 128.14

NEM_CE0802_0113

NEM_CE0802_0113

NEM_CE0802_0113

NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113

A B C

21.40 21.40 21.40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.71 54.10 52.62

125.13 130.92 127.34

NEM_008028_0113

NEM_008028_0113

NEM_008028_0113

NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113

A B C

34.40 34.40 34.40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.71 54.10 52.62

125.13 130.92 127.34

NEM_008029_0113

NEM_008029_0113

NEM_008029_0113

NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113

A B C

46.80 46.80 46.80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.71 54.10 52.62

125.13 130.92 127.34

NEM_008030_0113

NEM_008030_0113

NEM_008030_0113

NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113

A B C

42.60 42.60 42.60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.40 53.71 52.25

124.39 129.98 126.44

NEM_008032_0113

NEM_008032_0113

NEM_008032_0113

NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113

A B C

40.60 40.60 40.60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.40 53.71 52.25

124.39 129.98 126.44

NEM_008033_0113

NEM_008033_0113

NEM_008033_0113

NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113

A B C

52.40 52.40 52.40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.71 52.25

123.71 129.98 126.44

NEM_008034_0113

NEM_008034_0113

NEM_008034_0113

NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113

A B C

47.10 47.10 47.10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.71 52.25

123.71 129.98 126.44



NEM_008035_0113

NEM_008035_0113

NEM_008035_0113

NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113

A B C

36.50 36.50 36.50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.71 52.25

123.71 129.98 126.44

NEM_008036_0113

NEM_008036_0113

NEM_008036_0113

NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113

A B C

11.90 11.90 11.90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.71 52.03

123.71 129.98 125.90

NEM_008047_0113

NEM_008047_0113

NEM_008047_0113

NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113

A B C

37.40 37.40 37.40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.71 52.03

123.71 129.98 125.90

NEM_008048_0113

NEM_008048_0113

NEM_008048_0113

NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113

A B C

38.60 38.60 38.60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.71 52.03

123.71 129.98 125.90

NEM_008049_0113

NEM_008049_0113

NEM_008049_0113

NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113

A B C

21.80 21.80 21.80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.36 52.03

123.71 129.13 125.90

NEM_008050_0113

NEM_008050_0113

NEM_008050_0113

NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113

A B C

31.50 31.50 31.50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.12 53.36 52.03

123.71 129.13 125.90

NEM_008051_0113

NEM_008051_0113

NEM_008051_0113


A B C

8.30 8.30 8.30

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

67.24 70.18 68.43

123.71 129.13 125.90


Alimentador Sur.




A B C

51,5 51,5 51,5

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

74.08 75.40 72.11

204.45 208.10 199.02



A B C

51,4 51,4 51,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

84.48 85.99 82.24

204.45 208.10 199.02



A B C

74,1 74,1 74,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

84.48 85.99 82.24

204.45 208.10 199.02



A B C

46,4 46,4 46,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

84.48 85.99 82.24

204.45 208.10 199.02



A B C

49 49 49

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

84.48 85.99 82.24

204.45 208.10 199.02



A B C

40,7 40,7 40,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

81.37 83.18 79.34

196.92 201.29 192.00



A B C

40,4 40,4 40,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

81.37 83.18 79.34

196.92

201.29 192.00



A B C

38,7 38,7 38,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

79.28 80.92 77.33

195.04 199.06 190.24



A B C

24,4 24,4 24,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

80.59 81.74 78.61

195.04 197.80 190.24



A B C

37,6 37,6 37,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

80.17 81.43 78.61

194.02 197.05 190.24

NEM_AS11 NEM_AS11

NEM_AS12 NEM_AS12

A B

41 41

1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR

80.17 81.43

194.02 197.05



NEM_AS11 NEM_AS12 C 41 1x1/0 ACSR 78.61 190.24



A B C

19,2 19,2 19,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

80.17 81.43 77.52

194.02 197.05 187.59



A B C

34 34 34

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

79.70 81.08 77.08

192.88 196.21 186.53



A B C

46,1 46,1 46,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

78.41 79.76 75.83

192.88 196.21 186.53



A B C

42,8 42,8 42,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

78.41 79.51 75.50

192.88 195.58 185.74



A B C

38,6 38,6 38,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

78.92 80.24 76.02

190.98 194.18 183.97



A B C

42 42 42

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

78.92 80.24 76.02

190.98 194.18 183.97



A B C

20,5 20,5 20,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

78.92 79.37 76.02

190.98 192.08 183.97



A B C

20,4 20,4 20,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

77.15 79.37 76.02

186.71 192.08 183.97



A B C

40,3 40,3 40,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

77.15 79.37 76.02

186.71 192.08 183.97



A B C

37,3 37,3 37,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

77.15 79.37 74.37

186.71 192.08 179.98



A B C

41,7 41,7 41,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

77.15 79.37 74.37

186.71 192.08 179.98



A B C

26,2 26,2 26,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

77.15 78.06 74.37

186.71 188.92 179.98



A B C

20,3 20,3 20,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

75.97 78.06 73.27

183.85 188.92 177.31



A B C

44,7 44,7 44,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

75.26 77.54 72.61

182.13 187.65 175.71



A B C

76,6 76,6 76,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

74.55 77.02 72.61

180.42 186.38 175.71



A B C

32,8 32,8 32,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

69.10 77.02 72.61

167.22 186.38 175.71



A B C

46,3 46,3 46,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

69.10 77.02 71.94

167.22 186.38 174.11



A B C

38,4 38,4 38,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

67.32 77.02 71.94

162.91 186.38 174.11



A B C

36,6 36,6 36,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

66.53 76.43 71.21

161.00 184.97 172.32



A B C

13,5 13,5 13,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

64.75 72.48 61.88

156.68 175.41 149.74





A B C

43,1 43,1 43,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

64.75 72.48 61.88

156.68 175.41 149.74



A B C

61,2 61,2 61,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

64.75 71.60 61.88

156.68 173.28 149.74



A B B

53,9 53,9 53,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

64.75 71.25 71.25

156.68 172.43 156.68



A B C

9 9 9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

64.75 71.25 61.88

156.68 172.43 149.74



A B C

7,8 7,8 7,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 66.28 57.43

139.23 160.39 138.98



A B C

37,5 37,5 37,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

37,3 37,3 37,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

39,6 39,6 39,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

33,9 33,9 33,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

33,1 33,1 33,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

41,3 41,3 41,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

43 43 43

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

40,8 40,8 40,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

38,7 38,7 38,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

16,1 16,1 16,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.53 65.75 57.43

139.23 159.11 138.98



A B C

22 22 22

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.73 63.09 55.76

134.88 152.67 134.93



A B C

41,9 41,9 41,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.73 63.09 55.76

134.88 152.67 134.93



A B C

37,1 37,1 37,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.73 63.09 55.76

134.88 152.67 134.93



A B C

40,7 40,7 40,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.73 63.09 55.76

134.88 152.67 134.93



A B C

36,1 36,1 36,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.73 63.09 55.31

134.88 152.67 133.85





A B C

44 44 44

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.53 62.20 54.19

131.97 150.52 131.14



A B C

23,8 23,8 23,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.53 62.20 54.19

131.97 150.52 131.14



A B C

5,8 5,8 5,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.05 47.42 49.22

111.44 114.77 119.11



A B C

68,3 68,3 68,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.05 47.42 49.22

111.44 114.77 119.11



A B C

8 8 8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.05 47.42 49.22

111.44 114.77 119.11



A B C

37,4 37,4 37,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

44.36 46.89 47.54

107.36 113.47 115.04



A B C

0,5 0,5 0,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

44.36 46.89 47.54

107.36 113.47 115.04



A B C

44,8 44,8 44,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.11 40.34 43.07

97.07 97.63 104.22



A B C

47,8 47,8 47,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.11 40.34 43.07

97.07 97.63 104.22



A B C

45,1 45,1 45,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.11 40.34 43.07

97.07 97.63 104.22



A B C

42,6 42,6 42,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.11 40.34 43.07

97.07 97.63 104.22



A B C

33,9 33,9 33,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

38.90 40.34 43.07

94.15 97.63 104.22



A B C

14,2 14,2 14,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

38.18 40.34 43.07

92.39 97.63 104.22



A B C

41,4 41,4 41,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

38.18 40.34 43.07

92.39 97.63 104.22



A B C

32,3 32,3 32,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

38.18 38.11 43.07

92.39 92.23 104.22



A B C

30,1 30,1 30,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

36.37 38.11 43.07

88.01 92.23 104.22



A B C

18 18 18

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

36.37 38.11 41.38

88.01 92.23 100.13



A B C

40,1 40,1 40,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

36.37 38.11 41.38

88.01 92.23 100.13



A B C

38,6 38,6 38,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

36.37 38.11 41.38

88.01 92.23 100.13



A B C

27,4 27,4 27,4

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

36.37 38.11 41.38

88.01 92.23 100.13




Alimentador Norte.


FED@A_Norte FED@A_Norte FED@A_Norte

NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212

A B C

227,7 227,7 227,7

1x4/0 1x4/0 1x4/0

XLPE XLPE XLPE

40.43 44.50 41.94

145.96 160.66 151.40

NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212


A B C

16,2 16,2 16,2

1x4/0 1x4/0 1x4/0

ACSR ACSR ACSR

40.89 45.00 42.41

145.96 160.66 151.40


NEM_022264_0212 NEM_022264_0212 NEM_022264_0212

A B C

27,8 27,8 27,8

1x4/0 1x4/0 1x4/0

ACSR ACSR ACSR

40.89 45.00 42.41

145.96 160.66 151.40

NEM_022264_0212 NEM_022264_0212 NEM_022264_0212

NEM_022265_0212 NEM_022265_0212 NEM_022265_0212

A B C

30,7 30,7 30,7

1x4/0 1x4/0 1x4/0

ACSR ACSR ACSR

40.68 45.00 42.18

145.23 160.66 150.59

NEM_022265_0212 NEM_022265_0212 NEM_022265_0212

NEM_022266_0212 NEM_022266_0212 NEM_022266_0212

A B C

16,9 16,9 16,9

1x4/0 1x4/0 1x4/0

ACSR ACSR ACSR

40.68 45.00 42.18

145.23 160.66 150.59

NEM_022266_0212 NEM_022266_0212 NEM_022266_0212

NEM_022267_0212 NEM_022267_0212 NEM_022267_0212

A B C

20,8 20,8 20,8

1x4/0 1x4/0 1x4/0

ACSR ACSR ACSR

40.68 45.00 42.18

145.23 160.66 150.59

NEM_022267_0212 NEM_022267_0212 NEM_022267_0212

NEM_022268_0212 NEM_022268_0212 NEM_022268_0212

A B C

17,8 17,8 17,8

1x4/0 1x4/0 1x4/0

ACSR ACSR ACSR

40.68 45.00 42.18

145.23 160.66 150.59

NEM_022268_0212 NEM_022268_0212 NEM_022268_0212


A B C

17,1 17,1 17,1

1x4/0 1x4/0 1x4/0

ACSR ACSR ACSR

40.68 45.00 42.18

145.23 160.66 150.59



A B C

14,8 14,8 14,8

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.62 58.21 54.56

145.23 160.66 150.59



A B C

32 32 32

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.62 57.99 54.56

145.23 160.04 150.59



A B C

55,5 55,5 55,5

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.62 57.99 54.56

145.23 160.04 150.59



A B C

34,4 34,4 34,4

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.62 57.99 54.56

145.23 160.04 150.59



A B C

44,6 44,6 44,6

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.62 57.65 54.56

145.23 159.11 150.59



A B C

29,3 29,3 29,3

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.62 57.65 54.56

145.23 159.11 150.59



A B C

36,3 36,3 36,3

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

51.18 54.74 52.96

141.26 151.09 146.18



A B C

42,7 42,7 42,7

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

51.18 54.74 52.96

141.26 151.09 146.18



A B C

46,5 46,5 46,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.61 61.32 58.94

134.58 148.40 142.64



A B C

43,3 43,3 43,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.61 61.32 58.94

134.58 148.40 142.64



A B C

37,9 37,9 37,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.61 61.32 58.94

134.58 148.40 142.64

NEM_AN245 NEM_AN245

NEM_AN248 NEM_AN248

A B

44,9 44,9

1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR

55.61 61.32

134.58 148.40



NEM_AN245 NEM_AN248 C 44,9 1x1/0 ACSR 58.94 142.64



A B C

27,6 27,6 27,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.46 56.41

128.68 139.04 136.50



A B C

38,9 38,9 38,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.46 56.41

128.68 139.04 136.50



A B C

42 42 42

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.33 56.41

128.68 138.73 136.50



A B C

37,7 37,7 37,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.33 56.41

128.68 138.73 136.50



A B C

41,2 41,2 41,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.33 56.41

128.68 138.73 136.50



A B C

40,2 40,2 40,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.33 56.41

128.68 138.73 136.50



A B C

37,6 37,6 37,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.33 54.54

128.68 138.73 131.99



A B C

40,1 40,1 40,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.33 52.00

128.68 138.73 125.83



A B C

37,9 37,9 37,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.72 57.33 52.00

127.57 138.73 125.83



A B C

42,3 42,3 42,3

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.26 56.94 51.49

126.46 137.79 124.60



A B C

40,7 40,7 40,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.26 56.94 51.49

126.46 137.79 124.60



A B C

33,1 33,1 33,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.26 56.94 51.49

126.46 137.79 124.60



A B C

9,6 9,6 9,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.11 54.99 50.21

123.68 133.08 121.52



A B C

42 42 42

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.11 54.99 50.21

123.68 133.08 121.52



A B C

32,6 32,6 32,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.11 54.99 50.21

123.68 133.08 121.52



A B C

47,7 47,7 47,7

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.11 54.99 50.21

123.68 133.08 121.52



A B C

35,9 35,9 35,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.11 54.34 50.21

123.68 131.51 121.52



A B C

44,9 44,9 44,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.11 54.34 50.21

123.68 131.51 121.52



A B C

36,1 36,1 36,1

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.11 54.34 50.21

123.68 131.51 121.52



A B C

5,5 5,5 5,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.39 49.57 38.75

102.59 119.96 93.76



A B C

51,1 51,1 51,1

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

37.17 43.47 33.97

102.59 119.96 93.76





A B C

23,6 23,6 23,6

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.28 48.50 37.55

97.47 117.37 90.87



A B C

34,5 34,5 34,5

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.28 48.50 37.55

97.47 117.37 90.87



A B C

38,8 38,8 38,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.28 48.50 37.55

97.47 117.37 90.87



A B C

8,2 8,2 8,2

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.28 48.11 37.55

97.47 116.42 90.87



A B C

32,9 32,9 32,9

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.97 47.06 35.50

96.73 113.89 85.91



A B C

10,8 10,8 10,8

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.97 47.06 35.50

96.73 113.89 85.91



A B C

35,3 35,3 35,3

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

50.95 58.47 45.34

93.74 107.58 83.43



A B C

41,5 41,5 41,5

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

50.95 58.47 45.34

93.74 107.58 83.43



A B C

38,3 38,3 38,3

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

48.65 56.52 42.79

89.51 103.99 78.74



A B C

42,4 42,4 42,4

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.84 56.52 41.89

88.02 103.99 77.08



A B C

40,6 40,6 40,6

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 56.29 41.59

87.52 103.57 76.53



A B C

41,6 41,6 41,6

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 55.43 40.47

87.52 101.99 74.46



A B C

34,4 34,4 34,4

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 55.43 40.47

87.52 101.99 74.46



A B C

15,4 15,4 15,4

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 54.91 40.47

87.52 101.04 74.46



A B C

36,3 36,3 36,3

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 54.39 39.79

87.52 100.08 73.21



A B C

44,6 44,6 44,6

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 53.88 39.11

87.52 99.13 71.97



A B C

39,3 39,3 39,3

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 53.88 39.11

87.52 99.13 71.97



A B C

42,1 42,1 42,1

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 53.88 39.11

87.52 99.13 71.97



A B C

16,7 16,7 16,7

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.56 53.88 39.11

87.52 99.13 71.97



A B C

30,3 30,3 30,3

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

36.64 47.99 32.67

67.41 88.31 60.11




Anexo 10 ESTADO DE SECCIONADORES UTILIZADOS PARA LA

RECONFIGUACION.



SECCION ELNODE1 ELNODE2 SW NUEVOS ESTADO INICIAL

USO INICIAL ESTADO ACTUAL

USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN

SLM_000665_0111 NEM_000664_0111 NEM_000665_0111 SECC_0111_0112

ABIERTO SEPARABA CONTACRUZ CON IV CENTENARIO

CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA VENEZUELA Y ARGENTINA

SLM_CE0054_0111 NEM_000293_0111 NEM_CE0054_0111 SW2040 CERRADO CHONTACRUZ ABIERTO SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO

FUSIBLE PARAGUAY Y S/N

SLM_000629_0111 NEM_000629_0111 NEM_000628_0111 SW2714 CERRADO CHONTACRUZ ABIERTO SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO

SLM_SEC0112_0113 NEM_006088_0112 NEM_006088_0113 SECC_0112_0113 ABIERTO SEPARABA HOSPITAL CON IV CENTENARIO

CERRADO HOSPITAL CUCHILLA RAMON PINTO Y MIGUEL RIOFRIO

SLM_006087_0112 NEM_CE0605_0112 NEM_006087_0112 CREATE SW3140 NO EXISTE ABIERTO SEPARA HOSPITAL CON IV CENTENARIO

CUCHILLA RAMON PINTO Y MIGUEL RIOFRIO

MVLS9053 MVEL9905 NEM_006130_0112 SW2916 ABIERTO IV CENTENARIO CON SUR

CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA LOURDES Y AV UNIVERSITARIA

SLM_AS593 NEM_AS610 NEM_AS611 CREATE SW3154 NO EXISTE ABIERTO SEPARA SUR CON IV CENTENARIO

CUHILLA CATACOCHA ENTRE SUCRE Y 18 DE NOVIEMBRE

MVLS9049 MVEL9903 NEM_002295_0114 SW2912 ABIERTO SEPARABA CELI ROMAN CON NORT

CERRADO NORTE FUSIBLE S/N

MVLS9047 MVEL9902 NEM_002343_0114 SW2911 ABIERTO SEPARABA CELI ROMAN CON NORT

CERRADO NORTE FUSIBLE PEDRO DE CIANCA Y DIEGO DE VACA

SLM_002291_0114 NEM_002291_0114 NEM_CE0231_0114 CREATE SW3165 NO EXISTE ABIERTO SEPARA CELI ROMAN CON NORTE

CUCHILLA RIOBAMBA Y SANTO DOMINGO DE LOS COLORADOS

SLM_CE0233_0114 NEM_002332_0114 NEM_CE0233_0114 SW2199 CERRADO CELI ROMAN ABIERTO SEPARA NORTE CON CELI ROMAN

FUSIBLE GUARANDA Y MACHALA

SLM_C0433_0213 NEM_AS468 NEM_C0433_0213 SW3055 ABIERTO SEPARABA JUAN DE SALINAS CON SUR

CERRADO JUAN DE SALINAS FUSIBLE JUAN JOSE PEÑA Y MIGUEL RIOFRIO

SLM_AS433 NEM_AS449 NEM_AS450 SECC_AS39 CERRADO SUR ABIERTO SEPARA JUAN DE SALINAS CON SUR

CUCHILLA JUAN JOSE PEÑA Y LOURDES

SLM_0003532_0111 NEM_0001922_0111 NEM_000192_0111 SW2763 ABIERTO CHONTACRUZ CERRADO CONTACRUZ FUSIBLE S/N Y AV. EUGENIO ESPEJO

SLM_000312_0111 NEM_000311_0111 NEM_0003122_0111 SW2041 ABIERTO CHONTACRUZ CERRADO IV CENTENARIO FUSIBLE PARAGUAY Y TRINIDAD Y TOBAGO

SLM_0061502_0112 NEM_0061052_0112 NEM_006105_0112 SW2762 ABIERTO IV CENTENARIO CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA MAXIMILIANO RODRIGUEZ Y AV. PIO JARAMILLO

SLM_000314_0111 NEM_000313_0111 NEM_000314_0111 SW2042 CERRADO CHONTACRUZ ABIERTO CHONTACRUZ FUSIBLE AV. EUGENIO ESPEJO Y S/N

SLM_0061001_0112 NEM_0061001_0112 NEM_006100_0112 SW2959 CERRADO IV CENTENARIO ABIERTO IV CENTENARIO FUSIBLE RAMON PINTO Y MAXIMILIANO RDRIGUEZ

Tabla 10.1:Tabla con los resultados del estado de los seccionadores para la Reconfiguración



Anexo 11 CARACTERISTICA DEL SECCIONADOR A UTILIZAR



Características de los equipos de apertura y cierre.

La Empresa Eléctrica Regional Del Sur normalmente utiliza el siguiente tipo de

seccionadores para la realización de apertura y cierre: Seccionador polímero, tipo

barra unipolar abierto, tensión 15 KV, una de las características importantes es

que este equipo no se abre bajo carga se necesita el equipo rompecarga.

Marca AB Chance- Modelo M3D67ALP

Especificaciones del producto

Producto de cabeza Monofásicos - Distribución DisconnectSwitch (Cruceta montada) Voltaje (BIL) 15 kV (110 kV) Corriente nominal 600 A Tipo de aislante ESP ™ Polímero (2 1/4 "CircleBolt) Tipo de base Base de distribución dentada, Slots Longitud del perno 10 "(254 mm) Terminal Conectores (ATC 1343) Sí Posición Abierta (160 ° de apertura) Sí Tensión Nominal 14.4kV Tensión máxima del sistema 15.5kV BIL (LIW) 110 kV Resistencia nominal 60 Htz; Seca (Wet) 38kV (30kV) Valor de corriente continua 630 A Sobrecarga de emergencia 8 horas 1080 A Valor de corriente momentánea 40kA, asimétrica Corriente de corta duración admisible (2 seg) 25kA, simétrico Corriente de corta duración admisible (3 seg) 16kA, simétrico Aumento de la temperatura máxima a 600 A 29 ° C Color Gray Distancia de fuga (aislante) 17.2 "(436.9mm) Distancia de arco seco (aislante) 7.1 "(180.3mm) Tensión (aislante) 5.000 libras (22,24 kN) Torsión (aislante) 3.000 en Lbs (339 NM) Material base Acero galvanizado según la norma ASTM A153 Base Descripción Base de distribución, ranuras dentadas con cuatro 3/8 "y Pernos de

Porte de cintura Zapatas terminales NEMA de dos agujeros, de cobre estañado Terminal Descripción Conector 2 - Conectores terminal (ATC1343, # 2 - 500kcmil) w / hardware

galvanizado Normas que rigen Se aplican todas las normas ANSI / IEEE Standards Peso / Ea. 32,663

Tabla11.1: Seccionador polímero, tipo barra unipolar Fuente: catalogo power sytem shubbell



Anexo 12 ESTUDIO DE FLUJOS CON RECONFIGUACION PARA DEMANDA

ACTUAL



ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA EN ESTADO RECONFIGURADO DE LA SUBESTACION OBRAPÍA.


D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima


Potencia Total reactiva enviada 563,34 417,45 431,44 282,11 806,94 383,08 646,66 442,56 kVAr




Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 175,29 132,5 129,74 88,52 250,82 124,49 191,63 131,11 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 183,15 138,5 137,3 93,91 256,59 126,87 141,63 97,98 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 184,54 138,76 137,69 93,6 254,1 125,67 176,67 121,9 kVAr

Pérdidas de Energía 4443,5 716,7 4291,3 626,8 9842,8 811,6 4426,6 783,4 kWh



Pérdidas de Potencia Q 19,54 3,15 10,36 1,51 25,24 2,08 14,46 2,56 kVAr







Máxima Regulación Fase C 1,43 0,66 1,17 0,48 1,59 0,48 1,16 0,51 %

Corriente en Alimentador Fase A 73,95 29,76 56,22 21,61 101,77 29,45 72,9 30,71 A






Tabla 12.1: Flujos de Potencia Reconfigurado a demanda máxima y mínima para la Subestación Obrapía



ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA EN ESTADO RECONFIGURADO DE LA SUBESTACION SAN

CAYETANO.




Potencia Total reactiva enviada 1109,19 570,43 33,87 -19,8 447,59 326,97 kVAr


Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 1122,71 247,49 723,97 168 483,71 157,64 kW


Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 335,72 183,55 2,22 -6,56 136,05 100,76 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 345,31 186,35 4,65 -7,19 145,88 107,98 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 326,13 178,93 2,72 -6,98 141,12 104,49 kVAr

Pérdidas de Energía 12391,8 841,4 5718,9 308,5 1031,1 147 kWh



Pérdidas de Potencia Q 57,89 3,93 24,07 1,3 8,19 1,17 kVAr









Corriente en Alimentador Fase B 147,52 38,89 90,93 21,1 63,42 23,98 A





Tabla 12.2: Flujos de Potencia Reconfigurado a demanda máxima y mínima para la Subestación San Cayetano



Anexo 13 CARGABILIDAD DE CONDUCTORES DESPUÉS DE LA

RECONFIGURACIÓN Y CAMBIO DE CALIBRES.



ALIMENTODOR HOSPITAL.

cambio a 2/0

Fuente Carga Estructura Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)

FED@Hospital FED@Hospital FED@Hospital


RC

A B C

106,60 106,60 106,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.05 42.93 42.46

101.77 103.89 102.75


NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113

RRC

A B C

16,40 16,40 16,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.05 42.93 42.46

101.77 103.89 102.75

NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113

NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113

RU

A B C

255,40 255,40 255,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.05 42.93 42.46

101.77 103.89 102.75

NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113

NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113

RU

A B C

73,60 73,60 73,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.05 42.93 42.20

101.77 103.89 102.12

NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113

NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113

SV

A B C

39,70 39,70 39,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.51 42.93 41.94

100.46 103.89 101.49

NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113

NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113

SV

A B C

35,50 35,50 35,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.51 42.93 41.94

100.46 103.89 101.49

NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113

NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113

SV

A B C

36,70 36,70 36,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.51 42.93 41.94

100.46 103.89 101.49

NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113


CRUCE_MT

A B C

6,00 6,00 6,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.51 42.93 41.94

100.46 103.89 101.49


NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113

CRUCE_MT

A B C

28,70 28,70 28,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.51 42.93 41.76

100.46 103.89 101.07

NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113

NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113

DS4 SV

A B C

46,20 46,20 46,20

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.51 42.93 41.76

100.46 103.89 101.07

NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113


CRUCE_MT

A B C

29,50 29,50 29,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

41.51 42.93 41.76

100.46 103.89 101.07


NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113

DS4 SV

A B C

21,40 21,40 21,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.78 42.65 41.50

98.70 103.22 100.44

NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113

NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113

PP

A B C

34,40 34,40 34,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.78 42.65 41.50

98.70 103.22 100.44

NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113

NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113

RRC

A B C

46,80 46,80 46,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.78 42.65 41.50

98.70 103.22 100.44

NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113

NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113

PP

A B C

42,60 42,60 42,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.54 42.35 41.21

98.11 102.49 99.73

NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113

NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113

PP

A B C

40,60 40,60 40,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.54 42.35 41.21

98.11 102.49 99.73

NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113

NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113

ARR

A B C

52,40 52,40 52,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.35 41.21

97.58 102.49 99.73



NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113

NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113

P

A B C

47,10 47,10 47,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.35 41.21

97.58 102.49 99.73

NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113

NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113

RC

A B C

36,50 36,50 36,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.35 41.21

97.58 102.49 99.73

NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113

NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113

PP

A B C

11,90 11,90 11,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.35 41.04

97.58 102.49 99.31

NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113

NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113

P

A B C

37,40 37,40 37,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.35 41.04

97.58 102.49 99.31

NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113

NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113

P

A B C

38,60 38,60 38,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.35 41.04

97.58 102.49 99.31

NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113

NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113

P

A B C

21,80 21,80 21,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.07 41.04

97.58 101.82 99.31

NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113

NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113

RV

A B C

31,50 31,50 31,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

40.32 42.07 41.04

97.58 101.82 99.31

Tabla 13.1: Cargabilidad y remplazo de conductores por 2/0

Cambio a 1/0

Fuente Carga Estructura Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)

NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113


PP

A B C

8,30 8,30 8,30

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

53.03 55.34 53.97

97.58 101.82 99.31

Tabla 13.2 Cargabilidad y remplazo de conductores por 1/0

Alimentador Sur

cambio a 4/0

Fuente Carga Estructuras Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)



AC

A B C

51,50 51,50 51,50

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

52.43 53.45 50.65

144.70 147.52 139.79



RRC

A B C

51,40 51,40 51,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.79 60.96 57.76

144.70 147.52 139.79



AR

A B C

74,10 74,10 74,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.79 60.96 57.76

144.70 147.52 139.79



RRC

A B C

46,40 46,40 46,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.79 60.96 57.76

144.70 147.52 139.79



SC

A B C

49,00 49,00 49,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

59.79 60.96 57.76

144.70 147.52 139.79





SC

A B C

40,70 40,70 40,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.00 58.26 55.10

137.95 141.00 133.34



SC

A B C

40,40 40,40 40,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

57.00 58.26 55.10

137.95 141.00 133.34



RRV A B C

24,40 24,40 24,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.31 56.89 54.43

136.26 137.66 131.72



ARR A B C

37,60 37,60 37,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.93 56.59 54.43

135.35 136.94 131.72



SC

A B C

41,00 41,00 41,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.93 56.59 54.43

135.35 136.94 131.72



CRUCE_MT

A B C

19,20 19,20 19,20

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.93 56.59 53.43

135.35 136.94 129.30



RRC

A B C

34,00 34,00 34,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

55.51 56.26 53.03

134.33 136.14 128.33



SC

A B C

38,60 38,60 38,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.81 55.45 52.06

132.64 134.20 125.98



SC

A B C

42,00 42,00 42,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.81 55.45 52.06

132.64 134.20 125.98



CRUCE:_MT

A B C

20,50 20,50 20,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

54.81 54.62 52.06

132.64 132.19 125.98



RRC

A B C

20,40 20,40 20,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.23 54.62 52.06

128.82 132.19 125.98



SC

A B C

40,30 40,30 40,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.23 54.62 52.06

128.82 132.19 125.98



SC

A B C

37,30 37,30 37,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.23 54.62 50.55

128.82 132.19 122.33



SC

A B C

41,70 41,70 41,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.23 54.62 50.55

128.82 132.19 122.33



SC

A B C

26,20 26,20 26,20

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

53.23 53.38 50.55

128.82 129.17 122.33



SC

A B C

20,30 20,30 20,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

52.18 53.38 49.54

126.27 129.17 119.89



SC

A B C

44,70 44,70 44,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

51.54 52.88 48.94

124.74 127.96 118.43



AC

A B C

76,60 76,60 76,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

50.91 52.38 48.94

123.20 126.75 118.43



AC

A B C

32,80 32,80 32,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.05 52.38 48.94

111.43 126.75 118.43



SC

A B C

46,30 46,30 46,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

46.05 52.38 48.33

111.43 126.75 116.96



AC

A B C

38,40 38,40 38,40

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

44.46 52.38 48.33

107.60 126.75 116.96





CRUCE_MT

A B C

36,60 36,60 36,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

43.76 51.82 47.66

105.89 125.40 115.33



SC

A B C

43,10 43,10 43,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.17 48.06 39.15

102.05 116.29 94.73



SC A B C

61,20 61,20 61,20

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.17 47.22 39.15

102.05 114.27 94.73



RRC

A B C

53,90 53,90 53,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.17 46.88 39.15

102.05 113.46 94.73



CRUCE_MT

A B C

9,00 9,00 9,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

42.17 46.88 39.15

102.05 113.46 94.73



SC

A B C

7,80 7,80 7,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 42.15 35.09

86.51 102.00 84.93



SC

A B C

37,50 37,50 37,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

37,30 37,30 37,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

39,60 39,60 39,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

33,90 33,90 33,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

33,10 33,10 33,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

41,30 41,30 41,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



RRC

A B C

43,00 43,00 43,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

40,80 40,80 40,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

38,70 38,70 38,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



CRUCE_MT

A B C

16,10 16,10 16,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

35.75 41.65 35.09

86.51 100.78 84.93



SC

A B C

22,00 22,00 22,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

34.15 39.12 33.57

82.65 94.68 81.24



SC

A B C

41,90 41,90 41,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

34.15 39.12 33.57

82.65 94.68 81.24



AC

A B C

37,10 37,10 37,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

34.15 39.12 33.57

82.65 94.68 81.24



AV

A B C

40,70 40,70 40,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

34.15 39.12 33.57

82.65 94.68 81.24



AV

A B C

36,10 36,10 36,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

34.15 39.12 33.16

82.65 94.68 80.26



Tabla 13.3:Cargabilidad y remplazo de conductores por 4/0

Cambio a 3/0




SC

A B C

44,00 44,00 44,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

33.09 38.28 32.15

80.07 92.64 77.80



RC

A B C

23,80 23,80 23,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

33.09 38.28 32.15

80.07 92.64 77.80


Cambio a 4/0 5005




SC

A B C

46,10 46,10 46,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

54.61 55.34 52.17

134.33 136.14 128.33



SC

A B C

42,80 42,80 42,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

54.61 55.10 51.87

134.33 135.54 127.60



SC

A B C

38,70 38,70 38,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

5005 5005 5005

55.94 56.99 54.12

1041.80 1060.86 1007.77

Tabla 13.41: Cargabilidad y remplazo de conductores por 4/0 5005

Alimentador Norte.

cambio a 4/0




AC

A B C

14,80 14,80 14,80

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 58.42 55.13

146.76 161.23 152.16



RRC

A B C

32,00 32,00 32,00

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 58.21 55.13

146.76 160.66 152.16



RV

A B C

55,50 55,50 55,50

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 58.21 55.13

146.76 160.66 152.16



SC

A B C

34,40 34,40 34,40

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 58.21 55.13

146.76 160.66 152.16





RRC

A B C

44,60 44,60 44,60

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.89 55.13

146.76 159.79 152.16



CRUCE_MT

A B C

29,30 29,30 29,30

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

53.17 57.89 55.13

146.76 159.79 152.16



SC

A B C

36,30 36,30 36,30

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

51.82 55.18 53.68

143.03 152.31 148.15



SC

A B C

42,70 42,70 42,70

1x2/0 1x2/0 1x2/0

ACSR ACSR ACSR

51.82 55.18 53.68

143.03 152.31 148.15



SC

A B C

46,50 46,50 46,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.51 61.90 59.89

136.76 149.80 144.94



SC

A B C

43,30 43,30 43,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.51 61.90 59.89

136.76 149.80 144.94



RRC

A B C

37,90 37,90 37,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.51 61.90 59.89

136.76 149.80 144.94



CRUCE_MT

A B C

44,90 44,90 44,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

56.51 61.90 59.89

136.76 149.80 144.94



RRC

A B C

27,60 27,60 27,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.41 52.32

120.57 131.67 126.61



SC

A B C

38,90 38,90 38,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.41 52.32

120.57 131.67 126.61



SC

A B C

42,00 42,00 42,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.29 52.32

120.57 131.38 126.61



SC

A B C

37,70 37,70 37,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.29 52.32

120.57 131.38 126.61



SC

A B C

41,20 41,20 41,20

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.29 52.32

120.57 131.38 126.61



RRC

A B C

40,20 40,20 40,20

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.29 52.32

120.57 131.38 126.61



SC

A B C

37,60 37,60 37,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.29 50.63

120.57 131.38 122.51



SC

A B C

40,10 40,10 40,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.82 54.29 48.32

120.57 131.38 116.92



SC

A B C

37,90 37,90 37,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

49.39 54.29 48.32

119.53 131.38 116.92



SC

A B C

42,30 42,30 42,30

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

48.96 53.93 47.85

118.49 130.50 115.81



RRC

A B C

40,70 40,70 40,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

48.96 53.93 47.85

118.49 130.50 115.81





CRUCE_MT

A B C

33,10 33,10 33,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

48.96 53.93 47.85

118.49 130.50 115.81



SC

A B C

9,60 9,60 9,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.88 52.11 46.70

115.88 126.11 113.00



SC

A B C

42,00 42,00 42,00

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.88 52.11 46.70

115.88 126.11 113.00



SC

A B C

32,60 32,60 32,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.88 52.11 46.70

115.88 126.11 113.00



RRC

A B C

47,70 47,70 47,70

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.88 52.11 46.70

115.88 126.11 113.00



SV

A B C

35,90 35,90 35,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.88 51.51 46.70

115.88 124.65 113.00



SC

A B C

44,90 44,90 44,90

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.88 51.51 46.70

115.88 124.65 113.00



CRUCE_MT

A B C

36,10 36,10 36,10

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

47.88 51.51 46.70

115.88 124.65 113.00



SV

A B C

5,50 5,50 5,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

39.72 46.15 35.13

96.11 111.68 85.02


cambio a 2/0

fuente carga ESTRUCTURAS fase longitud (m) conductor % cargabilidad Corriente (A)



RV

A B C

23,60 23,60 23,60

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

37.73 45.15 34.05

91.31 109.26 82.39



SV

A B C

34,50 34,50 34,50

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

37.73 45.15 34.05

91.31 109.26 82.39



SC

A B B

38,80 38,80 38,80

1x1/0 1x1/0 1x1/0

ACSR ACSR ACSR

37.73 45.15 45.15

91.31 109.26 109.26



RRC

A B C

35,30 35,30 35,30

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.73 54.42 41.11

87.82 100.14 75.64



SC

A B C

41,50 41,50 41,50

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

47.73 54.42 41.11

87.82 100.14 75.64



SC

A B C

38,30 38,30 38,30

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

45.57 52.61 38.80

83.85 96.80 71.38



SC

A B C

42,40 42,40 42,40

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.81 52.61 37.98

82.45 96.80 69.88



SC

A B C

40,60 40,60 40,60

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 52.39 37.71

81.99 96.40 69.38

NEM_AN514 NEM_AN514

NEM_AN515 NEM_AN515

SC

A B

41,60 41,60

1x2 1x2

ACSR ACSR

44.56 51.59

81.99 94.93



NEM_AN514 NEM_AN515 C 41,60 1x2 ACSR 36.68 67.50



CRUCE_MT

A B C

34,40 34,40 34,40

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 51.59 36.68

81.99 94.93 67.50



SC

A B C

15,40 15,40 15,40

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 51.11 36.68

81.99 94.04 67.50



SC

A B C

36,30 36,30 36,30

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 50.63 36.07

81.99 93.16 66.37



RRC

A B C

44,60 44,60 44,60

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 50.15 35.46

81.99 92.27 65.24



SC

A B C

39,30 39,30 39,30

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 50.15 35.46

81.99 92.27 65.24



SC A B C

42,10 42,10 42,10

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 50.15 35.46

81.99 92.27 65.24



CRUCE_MT A B C

16,70 16,70 16,70

1x2 1x2 1x2

ACSR ACSR ACSR

44.56 50.15 35.46

81.99 92.27 65.24




Anexo 14 TIPO DE ESTRUCTURAS.



ESTRUCTURA TIPO “RC” ESTRUCTURA TIPO “RRC”

ESTRUCTURA TIPO “SV” ESTRUCTURA TIPO “PP”

Figura 14.9: Estructura “RC” Fuente:Planificación EERSSA

Figura 14.2 Estructura “RRC” Fuente:Planificación EERSSA

Figura 14.3: Estructura “SV” Fuente: Planificación EERSSA

Figura 14.4: Estructura “PP” Fuente: Planificación EERSSA



ESTRUCTURA TIPO “ARR” ESTRUCTURA TIPO “P”

ESTRUCTURA TIPO “RV” ESTRUCTURA TIPO “SC”

Figura 14.5: Estructura “ARR” Fuente: Planificación EERSSA

Figura 14.6: Estructura “P” Fuente: Planificación EERSSA

Figura 14.7: Estructura “RV” Fuente: Planificación EERSSA

Figura 14.8: Estructura “SC” Fuente: Planificación EERSSA



ESTRUCTURA TIPO “AC” ESTRUCTURA TIPO “AV”

Figura 14.9: Estructura “AC” Fuente:Planificación EERSSA

Figura 14.10: Estructura “AV” Fuente:Planificación EERSSA



Anexo 15

ESTUDIO DE FLUJOS CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES.



ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES DE LA SUBESTACION OBRAPÍA.


D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima


Potencia Total reactiva enviada 563,34 417,45 431,44 282,11 806,59 383,04 646,66 442,56 kVAr




Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 175,29 132,5 129,74 88,52 253,59 124,64 191,63 131,11 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 183,15 138,5 137,3 93,91 259,78 127,24 141,63 97,98 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 184,54 138,76 137,69 93,6 257,2 126 176,67 121,9 kVAr

Pérdidas de Energía 4443,5 716,7 4291,3 626,8 8173,7 673,6 4426,6 783,4 kWh



Pérdidas de Potencia Q 19,54 3,15 10,36 1,51 24,79 2,04 14,46 2,56 kVAr







Máxima Regulación Fase C 1,43 0,66 1,17 0,48 1,4 0,43 1,16 0,51 %

Corriente en Alimentador Fase A 73,95 29,76 56,22 21,61 102,06 29,5 72,9 30,71 A






Tabla 15.1: Flujos de potencia con la combinación de soluciones para demanda máxima y mínima de la Subestación Obrapía



ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA COMBINACIÓN DE SOLUCIONESDE LA SUBESTACION SAN

CAYETANO.




Potencia Total reactiva enviada 1112 571,91 32,81 -19,8 447,59 326,97 kVAr


Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 1130,36 247,87 725,85 168 483,71 157,64 kW


Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 351,76 183,89 6,73 -6,56 136,05 100,76 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 360,54 187,37 8,57 -7,19 145,88 107,98 kVAr

Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 341,66 178,05 7,08 -6,98 141,12 104,49 kVAr

Pérdidas de Energía 7044 478,4 3807,8 308,5 1031,1 147 kWh



Pérdidas de Potencia Q 53,2 3,61 22,91 1,3 8,19 1,17 kVAr









Corriente en Alimentador Fase B 148,98 39 91,17 21,1 63,42 23,98 A





Tabla 15.2: Flujos de potencia con la combinación de soluciones para demanda máxima y mínima de la Subestación San Cayetano



Anexo 16

ESTUDIO DE FLUJOS CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA DEMANDA PROYECTADA.



ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES DE LA

SUBESTACION OBRAPÍA.


2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026

Potencia Total activa enviada 1924,31 2182,35 2429,9 2014,02 2397 2780,64 2409,48 2714,98 3016,77 2075,22 2381,1 2680,63 kW


Flujo de Potencia Fase A 608,09 687,89 767,32 621,04 738,95 855,19 778,22 874,93 972,47 616,03 548,01 793,17 kW

Flujo de Potencia Fase B 634,94 718,05 801,11 657,75 782,24 905,66 794,5 893,14 992,46 460,65 410,08 592,13 kW

Flujo de Potencia Fase C 635,9 719,53 802,98 656,89 781,45 904,69 785,65 883,26 981,63 574,22 510,68 739,14 kW

Flujo de Potencia Fase A 237,7 268,89 299,01 218,4 258,27 296,55 275,16 308,7 341,88 243,26 191,63 314,65 kVAr

Flujo de Potencia Fase B 248,21 280,78 312,22 231,22 273,35 314,11 281,47 315,83 350,22 179,2 141,15 230,24 kVAr

Flujo de Potencia Fase C 249,84 283 315,27 231,63 274,24 315,29 278,71 312,77 346,48 224,21 176,67 289,05 kVAr

Pérdidas de Energía 5474,7 7035,5 8740,1 9416,2 13364,4 18002 8433 10718,7 13228,5 5753,4 7570,9 9611,6 kWh

Pérdidas de Potencia P 19,11 24,55 30,5 29,52 41,9 56,44 29,88 37,98 46,87 16,72 22 27,93 kW









Máxima Regulación Fase C 1,67 1,9 2,12 1,77 2,11 2,45 1,43 1,61 1,8 1,34 1,16 1,74 %

Corriente Fase A 81,99 92,76 103,44 82,72 98,37 113,78 103,7 116,57 129,53 83,17 72,9 107,17 A

Corriente Fase B 85,62 96,84 108 87,61 104,15 120,51 105,89 119,03 132,25 62,06 54,45 79,77 A

Corriente Fase C 85,8 97,11 108,36 87,52 104,08 120,43 104,72 117,73 130,81 77,41 67,85 99,68 A




Tabla 16.1: Flujos de potencia con la combinación de soluciones de la demanda proyectada Subestación Obrapía



ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES DE LA

SUBESTACION OBRAPÍA.


2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026


Potencia Total reactiva enviada 1135,36 1374,08 1612,58 972,21 1370,83 1365,41 416,7 407,75 399,31 kVAr

Flujo de Potencia Fase A 1110,83 1342,87 1574,12 795,96 956,14 1115,52 389,83 382,53 374,18 kW

Flujo de Potencia Fase B 1131,68 1367,97 1603,46 868,61 1043,21 1217,57 417,61 409,66 400,76 kW

Flujo de Potencia Fase C 1073,66 1297,81 1520,76 826,55 992,31 1157,39 404,18 396,54 387,91 kW

Flujo de Potencia Fase A 358,38 431,86 504,77 281,43 395,97 391,99 126,34 124,6 121,79 kVAr

Flujo de Potencia Fase B 367,72 443,74 519,2 309,47 435,79 432,18 135,41 133,59 130,66 kVAr

Flujo de Potencia Fase C 348,4 420,2 491,32 293,42 412,63 408,69 131,11 129,24 126,49 kVAr

Pérdidas de Energía 7078,3 10404,9 14351,3 6169,1 9315,1 12225,2 781,2 749,8 719,6 kWh











Corriente Fase A 146,56 177,14 207,61 106,08 130,08 148,64 51,44 50,5 49,39 A

Corriente Fase B 149,42 180,6 211,68 115,88 142,14 162,46 55,11 54,09 52,91 A

Corriente Fase C 141,74 171,31 200,72 110,21 135,08 154,3 53,34 52,35 51,21 A




Tabla 16.2: Flujos de potencia con la combinación de soluciones de la demanda proyectada Subestación San Cayetano



Anexo 17 RESUMEN DE RESULTADOS DEMANDA ACTUAL.



DEMANDA MÁXIMA

CHONTACRUZ IV Centenario Hospital Celi Román

Un

idad

es

Es

tad

o A

ctu

al

Re

con

figu

rad

o

Co

mb

inac

ión

Solu

cio

ne

s

Esta

do

Act

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o

Co

mb

inac

ión

Solu

cio

ne

s

Esta

do

Act

ual

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figu

rad

o

Co

mb

inac

ión

So

luci

on

es

Esta

do

Act

ual

Re

con

figu

rad

o

Co

mb

inac

ión

Solu

cio

ne

s

Potencia Total activa enviada 1780,83 1777,51 1777,51 1380,29 1379,55 1379,55 2390,22 2390,17 2390,16 1850,53 1847,56 1847,56 kW


Pérdidas de Energía 5996,7 4443,5 4443,5 4049 4291,3 4291,3 9854,2 9842,8 8173,7 4620,4 4426,6 4426,6 kWh

Pérdidas de Potencia P 20,93 15,51 15,51 12,69 13,45 13,45 34,91 34,87 28,96 13,43 12,86 12,86 kW









Máxima Regulación Fase C 2 1,43 1,43 1,09 1,17 1,17 1,6 1,59 1,4 1,19 1,16 1,16 %




Tabla 17.1: Resumen de la los resultados de la Subestación Obrapía



DEMANDA MÁXIMA

SUR NORTE JUAN DE SALINAS

Un

idad

es

Esta

do

Act

ual

Re

con

figu

rad

o

Co

mb

inac

ión

Solu

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Solu

cio

ne

s

Esta

do

Act

ual

Re

con

figu

rad

o

Co

mb

inac

ión

So

luci

on

es


Potencia Total reactiva enviada 1115,59 1109,19 1112 33,93 33,87 32,81 449,91 447,59 447,59 kVAr

Pérdidas de Energía 14184,8 12391,80 7044 6278,3 5718,9 3807,8 2659,3 1031,1 1031,1 kWh














Tabla 17.2: Resumen de la los resultados de la Subestación San Cayetano



Anexo 18

RESUMEN DE RESULTADOS DEMANDA PROYECTADA



Tabla 18.1:Resumen Demanda Proyectada Obrapía

Chontacruz IV

Centenario Hospital Celi Román Chontacruz

IV Centenario

Hospital Celi Román Chontacruz IV

Centenario Hospital Celi Román

2016 2021 2021

Un

idad

es

Esta

do

Act

ual

Co

mb

inac

ión

So

luci

on

es

Esta

do

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Co

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ión

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do

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Co

mb

inac

ión

Solu

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do

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Co

mb

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So

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es

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do

Act

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Co

mb

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ión

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do

Act

ual

Co

mb

inac

ión

So

luci

on

es

Esta

do

Act

ual

Co

mb

inac

ión

So

luci

on

es

Potencia Total activa enviada 1921,5

4 1924,3

1 2011,5

7 2014,0

2 2409,2

6 2409,4

8 2078,9

7 2075,2

2 2180,7

8 2182,3

5 2379,7

5 2397 2713,8

6 2714,9

8 2375,7

4 2381,

1 2435,2

1 2429,

9 2783,3

8 2780,6

4 3017,9

9 3016,7

7 2682,1

6 2680,6

3 kW

Potencia Total reactiva enviada 761,51 761,57 729,37 726,34 874,49 871,27 822,81 828,59 857,97 860,54 870,67 871,37 985,71 986,6 941,89

938,13 964,96

964,63

1009,23

1014,57

1096,04

1092,81

1056,54

1061,89

kVAr

Pérdidas de Energía 7346,8 5474,7 8857,3 9416,2 10177,

3 8433 6013,6 5753,4 9449,6 7035,5 12422,

5 13364,

4 12916,

2 10718,

7 7861 7570,

9 11910,

2 8740,

1 16961,

9 18002 15972,

2 13228,

5 10002 9611,6 kWh

Pérdidas de Potencia P 25,64 19,11 27,77 29,52 36,06 29,88 17,47 16,72 32,98 24,55 38,95 41,9 45,76 37,98 22,84 22 41,21 30,5 53,18 56,44 56,59 46,87 29,06 27,93 kW

Pérdidas de Potencia P 1,33 0,99 1,38 1,47 26,09 1,24 0,84 0,81 1,51 1,12 1,64 1,75 1,69 1,40 0,96 0,92 1,69 1,26 1,91 2,03 1,88 1,55 1,08 1,04 %

Pérdidas de Potencia Q 32,01 24,07 21,37 22,74 32,01 25,57 19,51 18,79 41,17 30,94 29,97 32,27 33,11 32,5 25,49 24,73 51,46 38,43 40,93 43,47 40,94 40,11 32,44 31,39 kVA

r

Pérdidas de Potencia Q 4,20 3,16 2,93 3,13 3,66 2,93 2,37 2,27 4,80 3,60 3,44 3,70 3,36 3,29 2,71 2,64 5,33 3,98 4,06 4,28 3,74 3,67 3,07 2,96 %

Máxima Caída de Tensión Fase A 1,98 1,39 1,59 1,52 1,69 1,49 1,45 1,47 2,24 1,57 1,9 1,81 1,68 1,68 1,66 1,26 2,5 1,75 2,19 2,09 1,87 1,86 1,87 1,9 %

Máxima Caída de Tensión Fase B 1,91 1,41 1,35 1,79 1,64 1,44 0,61 0,52 2,16 1,59 1,6 2,13 1,62 1,62 0,7 0,45 2,41 1,77 1,86 2,46 1,8 1,8 0,78 0,67 %

Máxima Caída de Tensión Fase C 2,28 1,65 1,61 1,74 1,61 1,41 1,36 1,33 2,58 1,86 1,92 2,07 1,59 1,59 1,56 1,15 2,87 2,08 2,22 2,39 1,77 1,76 1,76 1,71 %

Máxima Regulación Fase A 2,02 1,41 1,62 1,55 1,72 1,51 1,47 1,49 2,29 1,6 1,93 1,84 1,71 1,71 1,69 1,28 2,56 1,79 2,24 2,14 1,9 1,9 1,91 1,94 %

Máxima Regulación Fase B 1,95 1,43 1,37 1,82 1,67 1,46 0,61 0,53 2,21 1,62 1,63 2,17 1,65 1,65 0,7 0,45 2,47 1,81 1,89 2,52 1,84 1,83 0,79 0,68 %

Máxima Regulación Fase C 2,33 1,67 1,64 1,77 1,64 1,43 1,38 1,34 2,65 1,9 1,96 2,11 1,62 1,61 1,58 1,16 2,96 2,12 2,27 2,45 1,8 1,8 1,79 1,74 %

Longitud Total del Circuito 41,046 36,2 11,495 19,47 10,089 10,13 15,574 14,07 41,046 36,2 11,495 19,47 116,56 10,13 15,574 14,07 41,046 36,2 11,495 19,47 10,089 10,13 15,574 14,07 Km

Mayor Longitud 7,02 7,78 2,78 3,79 2,261 2,26 3,19 3,19 7,02 7,78 2,78 3,79 2,261 2,26 3,19 3,19 7,02 7,78 2,78 3,79 2,261 2,26 3,19 3,19 Km

Factor de Potencia 0,930 0,930 0,940 0,941 0,940 0,940 0,930 0,929 0,931 0,930 0,939 0,940 0,940 0,940 0,930 0,930 0,930 0,929 0,940 0,939 0,940 0,940 0,930 0,930 pu



Tabla 18.2:Resumen Demanda Proyectada San Cayetano.

Sur Norte Juan de Salinas Sur Norte Juan de Salinas Sur Norte Juan de Salinas

2016 2021 2021

Un

idad

es

Esta

do

Act

ual

Co

mb

inac

ión

So

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on

es

Esta

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Act

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Co

mb

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ión

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on

es

Potencia Total activa enviada 3449,36 3448,68 2693,41 2697,86 1268,04 1268,02 4179,24 4180,5 3244,11 3244,11 1241,28 1242,36 4912,14 4907,99 3792,77 3794,82 1216,45 1217,21 kW

Potencia Total reactiva enviada 1128,63 1135,36 870,86 972,21 416,78 416,7 1373,99 1374,08 1370,83 1370,83 408,13 407,75 1609,5 1612,58 1362,39 1365,41 398,7 399,31 kVAr

Pérdidas de Energía 14235,8 7078,3 9904,9 6169,1 2010,8 781,2 20944,8 10404,9 9315,1 9315,1 1927,4 749,8 28953,3 14351,3 20124,1 12225,2 1850,2 719,6 kWh

Pérdidas de Potencia P 89,06 44,28 52,11 32,46 6,14 6,42 131,04 65,1 49,01 49,01 5,88 6,16 181,14 89,79 105,87 64,32 5,65 5,91 kW

Pérdidas de Potencia P 2,58 1,28 1,93 1,20 0,48 0,51 3,14 1,56 1,51 1,51 0,47 0,50 3,69 1,83 2,79 1,69 0,46 0,49 %

Pérdidas de Potencia Q 66,33 53,46 41,06 37,11 5,98 6,2 97,59 78,58 56,03 56,03 5,73 5,96 134,9 108,38 83,39 73,51 5,5 5,71 kVAr

Pérdidas de Potencia Q 5,88 4,71 4,71 3,82 1,43 1,49 7,10 5,72 4,09 4,09 1,40 1,46 8,38 6,72 6,12 5,38 1,38 1,43 %

Máxima Caída de Tensión Fase A 3,17 1,9 2,32 1,7 0,66 0,67 3,82 2,29 2,13 2,13 0,64 0,66 4,46 2,69 3,3 2,38 0,63 0,65 %

Máxima Caída de Tensión Fase B 3,44 2,07 2,94 2,25 0,6 0,61 4,15 2,51 2,85 2,85 0,59 0,6 4,84 2,94 4,21 3,16 0,58 0,59 %

Máxima Caída de Tensión Fase C 2,94 1,89 1,93 1,36 0,53 0,58 3,54 2,29 1,73 1,73 0,52 0,57 4,13 2,68 2,75 1,91 0,51 0,55 %

Máxima Regulación Fase A 3,28 1,93 2,37 1,73 0,66 0,68 3,98 2,35 2,17 2,17 0,65 0,67 4,67 2,76 3,41 2,44 0,63 0,65 %

Máxima Regulación Fase B 3,56 2,12 3,03 2,31 0,61 0,61 4,32 2,57 2,93 2,93 0,59 0,6 5,09 3,03 4,4 3,26 0,58 0,59 %

Máxima Regulación Fase C 3,03 1,93 1,96 1,38 0,54 0,58 3,67 2,34 1,76 1,76 0,52 0,57 4,31 2,75 2,83 1,94 0,52 0,56 %

Longitud Total del Circuito 27,172 23,15 34,534 35,98 6,601 7,38 27,172 23,15 35,98 35,98 6,601 7,38 27,172 23,15 34,534 35,98 6,601 7,38 Km

Mayor Longitud 7,03 7,03 7,51 7,5 2,2 2,21 7,03 7,03 7,5 7,5 2,2 2,21 7,03 7,03 7,51 7,5 2,2 2,21 Km

Factor de Potencia 0,950 0,950 0,952 0,941 0,950 0,950 0,950 0,950 0,921 0,921 0,950 0,950 0,950 0,950 0,941 0,941 0,950 0,950 pu



Anexo 19 TASA DE DESCUENTO DEL BANCO CENTRAL.



JUNIO 2012 (*)

1. TASAS DE INTERÉS ACTIVAS EFECTIVAS VIGENTES Tasas Referenciales Tasas Máximas

Tasa Activa Efectiva Referencial

para el segmento:

% anual Tasa Activa Efectiva Máxima

para el segmento:

% anual

Productivo Corporativo 8.17 Productivo Corporativo 9.33

Productivo Empresarial 9.53 Productivo Empresarial 10.21

Productivo PYMES 11.20 Productivo PYMES 11.83

Consumo 15.91 Consumo 16.30

Vivienda 10.64 Vivienda 11.33

Microcrédito Acumulación Ampliada 22.44 Microcrédito Acumulación Ampliada

25.50

Microcrédito Acumulación Simple 25.20 Microcrédito Acumulación Simple 27.50

Microcrédito Minorista 28.82 Microcrédito Minorista 30.50

Tabla 19.1: Tasa de descuento Banco Central



Anexo 20 COSTOS DE INVERSIÓN.



Costo de la reconfiguración

Costos de inversión Reconfigurando el sistema

Unidades Precio unitario Precio total Mano de obra Total

Seccionador 9 222 1998 12,37 111,33

Abrir seccionador 9 6,37 57,33

Cerrar seccionador 5 6,37 31,85

subtotal 1998 200,51

12% 239,76 24,0612

2237,76 224,5712

Tabla 20.1: Costo de Inversión

Costo del Remplazo de Calibre de Conductores

Costo de inversión cambiando conductores

Unidades nidad Precio Unitario

Ptotal mano de obra total

Conductor 1/0 ACSR m 33,3 1,07 35,631 0,1 3,33

Conductor 2/0 ACSR m 6810,8 1,32 8990,256 0,11 749,188

Conductor 3/0 ACSR m 671,2 1,66 1114,192 0,15 100,68

Conductor 4/0 ACSR m 12177,87 2,06 25086,4122 0,15 1826,6805

Conductor 4/0 5005 m 510,4 2,2 1122,88 0,15 76,56

V/ RET.PREF. ACSR 5005 u 120 0,05 6 --- ---

V/ Armar Prefor. u 12 0,2 2,4 --- ---

Cinta De Armar u 189 0,25 47,25 --- ---

Alambre De Armar u 276 0,15 41,4 --- ---

Conector Ranura u 6 0,1 0,6 --- ---

Subtotal 36447,0212 Subtotal 2756,4385

12% 4373,64254 12% 330,77262

Total 40820,6637 Total 3087,21112

Tabla 20.2: Costo de Inversión

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