Metodologia Calculo de Perdidas

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA EEQ S.A., PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS, Y APLICACIÓN AL PRIMARIO 04D DE LA SUBESTACIÓN CHIMBACALLE

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

AILLÓN SÁNCHEZ CLAUDIA PATRICIA [email protected] DIRECTOR: ING. MENTOR POVEDA [email protected]

Quito, febrero de 2010

DECLARACIÓN

Yo, Claudia Patricia Aillón Sánchez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

_____________________________

Claudia Patricia Aillón Sánchez

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Claudia Patricia Aillón Sánchez, bajo mi supervisión.

________________________

Ing. Mentor Poveda DIRECTOR DEL PROYECTO

AGRADECIMIENTO

A Dios, por ser mi fuerza en los momentos difíciles y guiar mi camino para alcanzar las metas que me he propuesto. A mis padres José y Carmita, por la confianza y apoyar siempre mis decisiones, por estar conmigo en los instantes tristes y en los felices. Pero sobre todo por el amor que a su manera demostraron a sus hijos. A mis hermanos Mayfe, José e Iván por su cariño desinteresado, quienes me han enseñado que uno no puede dejarse vencer por el miedo a enfrentar situaciones desconocidas. A mis abuelitos Livino y Mariana, por recibirnos con los brazos abiertos y una sonrisa cada vez que llegamos a Tunga, por todo el cariño y enseñanzas que siempre recibí. A toda mi familia, quienes siempre estuvieron acompañándome durante toda mi vida, he recibido de todos ellos cariño, ayuda y comprensión. A mis amigas y amigos, por haber compartido conmigo todos los momentos alegres, de estudio, de estrés, de ilusión cada uno de ellos están guardados en mi memoria. Al Ing. Mentor Poveda, por aceptar dirigir este proyecto de titulación, por todos los conocimientos que me ha transmitido me ha enseñado que uno no debe conformarse solo con llegar a ser un buen profesional, sino también, un buen ser humano.

DEDICATORIA

A mis sobrinos, Doménica, Cayetana, Mathías y Antonella, cuatro estrellas que siempre serán mi inspiración.

1

CONTENIDO CAPíTULO 1 ................................................................................................................... 5 GENERALIDADES ......................................................................................................... 5 1.1

INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 5

1.2

OBJETIVOS ....................................................................................................... 6

1.2.1

OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 6

1.2.2

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................... 6

1.3

ALCANCE DEL PROYECTO ............................................................................. 7

1.4

JUSTIFICACIÓN ................................................................................................ 8

CAPíTULO 2 ................................................................................................................... 9 PRINCIPIOS TEÓRICOS ................................................................................................ 9 2.1 TÉRMINOS EMPLEADOS EN DISTRIBUCIÓN .................................................... 9 2.2 BASES TEÓRICAS ............................................................................................. 12 2.3 PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS ............................................... 15 2.3.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS............... 16 2.3.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS .................. 17 2.4 PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ............................ 18 2.4.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN EL NÚCLEO .............................................. 18 2.4.2 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LOS DEVANADOS .................................... 20 2.4.3 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL NÚCLEO ................................................ 22 2.4.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS DEVANADOS ...................................... 22 2.5 PÉRDIDAS EN REDES SECUNDARIAS............................................................ 23 2.5.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LA RED SECUNDARIA ............................... 24

2 2.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LA RED SECUNDARIA ................................. 26 2.6 PÉRDIDAS EN ACOMETIDAS ........................................................................... 27 2.6.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS ............................................ 27 2.6.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS .............................................. 30 2.7 PÉRDIDAS EN CONTADORES DE ENERGÍA .................................................. 31 2.7.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA ................... 31 2.7.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN CONTADORES DE ENERGÍA .................... 34 2.8 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ............................... 36 2.8.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ... 36 2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ..... 37

CAPíTULO 3 ................................................................................................................. 38 PROPUESTA METODOLÓGICA ................................................................................. 38 3.1 BASES DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS ........... 38 3.1.1 ANÁLISIS DE LOS REGISTROS DE CARGA DISPONIBLES ..................... 38 3.1.2 INSPECCIONES DE CAMPO........................................................................ 44 3.2 DESARROLLO DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS ................................................................................................................................... 47 3.2.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS............................................................................................................ 47 3.2.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS ................................................................................................................................ 49 3.2.3 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...................................................................................................... 50 3.2.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...................................................................................................... 56 3.2.5 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN REDES SEUNDARIAS ........ 60

3 3.2.6 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE REDES SECUNDARIAS ....... 65 3.2.7 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS ..................... 66 3.2.7.1 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES ............ 67 3.2.7.2 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS COMERCIALES.............. 73 3.2.8 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS ....................... 74 3.2.8.1 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES ........... 74 3.2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS COMERCIALES.............. 76 3.2.9 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA ................................................................................................................................ 77 3.2.10 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE CONTADORES DE ENERGÍA ................................................................................................................................ 79 3.2.11 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ................................................................................................................ 80 3.2.12 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ................................................................................................................ 86

CAPíTULO 4 ................................................................................................................. 88 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA ........... 88 4.1 JUSTIFICACIÓN DE LA SELECCIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO ............ 89 4.2 INFORMACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D....................................... 91 4.3 INFORMACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ............................................................................... 96 4.4 INFORMACIÓN DE LAS REDES SECUNDARIAS DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D.......................................................................................................... 99 4.5 INFORMACIÓN DE LAS ACOMETIDAS Y CONTADORES DE ENERGÍA PERTENECIENTES AL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ...................................... 101 4.6 INFORMACIÓN SOBRE EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO DEL PRIMARIO 04D........................................................................................................ 103

4 4.7 RESULTADO DE LA METODOLOGIA PROPUESTA APLICADA AL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ............................................................................. 104

CAPíTULO 5 ............................................................................................................... 107 PROPUESTA PARA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN EL PRIMARIO 04D ............. 107 5.1 DESCRIPCIÓN de la MODELACIÓN DIGITAL DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D .......................................................................................................................... 107 5.2 SITUACIÓN ACTUAL DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D .......................... 111 5.3 SIMPLIFICACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ................................ 113 5.4 PROPUESTA PARA REDUCIR LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS EN EL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ............................................................................. 117 5.4.1 RECONFIGURACIÓN DEL PRIMARIO ....................................................... 119 5.4.2 CAMBIO DE CONDUCTOR ........................................................................ 122 5.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS ........................................................................................................... 126

CAPíTULO 6 ............................................................................................................... 130 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 130 6.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 130 6.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 131

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................... 133

5

CAPÍTULO 1 GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCION Una de las actividades que las empresas distribuidoras tienen a su cargo es el cálculo de las pérdidas técnicas y no técnicas en el sistema de distribución, teniendo que dedicar parte del tiempo, personal humano y computacional en realizar esta actividad. Por tal motivo se ha visto la necesidad de agilitar estos procesos para que todos los recursos antes mencionados se liberen para planificar y resolver problemas que se presentan en la expansión, diseño y operación del sistema de distribución. La Empresa Eléctrica Quito S.A. conciente de esta realidad, considera necesario la revisión de los procedimientos de cálculo de pérdidas técnicas, ya que desea obtener resultados más acordes a sus condiciones de operación. Por consiguiente la empresa en busca de obtener procedimientos de cálculo acordes a las características particulares que refleja el sistema de distribución solicitó a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) asesoramiento técnico al respecto. Esta propuesta de cálculo fue aceptada y está siendo utilizada por el personal de la EEQ S.A. para la determinación de las pérdidas técnicas en los componentes del sistema de distribución puntualizados en este proyecto. La metodología de cálculo de pérdidas desarrollada en este proyecto aprovecha la información que dispone en las bases de datos

la Empresa Eléctrica Quito S.A.,

puesto que de esta forma, es fácil automatizar el cálculo con la ayuda de aplicaciones computacionales que interactúen con la información que tiene la empresa.

6 El cálculo de pérdidas técnicas en el presente estudio comprende los siguientes componentes:

conductores

de

alimentadores

primarios,

transformadores

de

distribución, redes secundarias, acometidas, contadores de energía y el sistema de alumbrado público, tanto en potencia y energía.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL ·

Desarrollar una metodología para mejorar la precisión y acelerar el proceso de cálculo de las pérdidas técnicas en potencia y energía, para alimentadores primarios y aplicarla al primario 04D de la subestación Chimbacalle de la Empresa Eléctrica Quito S.A.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ·

Mejorar la precisión de los cálculos y acelerar el proceso para la determinación de pérdidas técnicas en la Empresa Eléctrica Quito S.A.

·

Desarrollar una nueva metodología para el sistema de distribución de la Empresa

Eléctrica

Quito

S.

A.,

comprendiendo

procedimientos

computacionales y procedimientos que permitan validar los resultados. ·

Establecer para cada uno de los componentes del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito S. A., un procedimiento acorde a sus condiciones de operación y a sus características técnicas.

7 ·

Aplicar la metodología propuesta al primario 04D de la Subestación Chimbacalle.

1.3

1.3 ALCANCE DEL PROYECTO

Para desarrollar la nueva propuesta de cálculo es necesario realizar varias actividades complementarias que permitan lograr el objetivo trazado al iniciar este proyecto de titulación. La base de la nueva metodología de cálculo de pérdidas técnicas viene establecida por varias actividades, como son: la revisión de los procedimientos de cálculo actuales, la revisión de la información que interviene en el cálculo, las inspecciones de campo, la complementación de los registros de carga y finalmente la evaluación de resultados, ya que, cada una de estas actividades aportan con información necesaria para el correcto desarrollo de cálculo. El mismo que permitirá plantear procedimientos que agiliten y optimicen recursos. Con la información debidamente recopilada y tomando en cuenta la naturaleza de cada componente se aplicará la metodología que se fundamenta en las curvas de carga obtenidas de los registros de carga. Permitiendo calcular las pérdidas resistivas de la relación cuadrática entre la demanda horaria y la demanda máxima para luego calcular las pérdidas de energía correspondiente. La automatización del cálculo de las pérdidas estará relacionada con la elaboración de aplicaciones computacionales en base a algoritmos que reflejen las condiciones de operación del sistema de la Empresa Eléctrica Quito S.A., así como también a los resultados obtenidos de las corridas de flujo realizados en el FeederAll. En el presente trabajo se describirán los procedimientos computacionales, pues el desarrollo del software debe ser de la exclusiva responsabilidad del personal de informática de la EEQ S.A., encargado del manejo de las bases de datos.

8

1.4 JUSTIFICACIÓN Las pérdidas totales que presenta la Empresa Eléctrica Quito S. A., han venido reduciéndose en los últimos años, como consecuencia de los planes de control de pérdidas no técnicas. Con esa base, la Gerencia General ha establecido la necesidad de conocer con mayor precisión las pérdidas técnicas, a fin de trabajar en su reducción. Esta es la razón de ser del presente estudio. Las pérdidas técnicas en potencia y energía en el presente estudio comprenden un análisis detallado en los diferentes componentes del sistema de distribución, el mismo que permitirá transparentar los cálculos y acelerar el proceso cumpliendo con los estándares de confiabilidad, calidad de producto y servicio en el área de cobertura.

9

CAPÍTULO 2 PRINCIPIOS TEÓRICOS En el presente capítulo se describen los términos empleados en distribución y las bases teóricas para desarrollar la metodología de cálculo de las pérdidas de la EEQ S.A. por cada componente del sistema de distribución, necesarios para comprender la nueva propuesta de cálculo desarrollada en los capítulos siguientes.

2.1 TÉRMINOS EMPLEADOS EN DISTRIBUCIÓN Sistema de Distribución1 “Es la parte del sistema eléctrico cuya función es suministrar energía a un gran número de consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra restricción técnica de cualquier naturaleza”. Subestaciones de Distribución1 “Lugar donde se transforma del voltaje de subtransmisión al de distribución primaria”. Sistema Primario de Distribución1 “Conjunto de líneas troncales, ramales, seccionamiento y protecciones que enlaza la subestación de distribución con los transformadores de distribución”. Transformador de Distribución1 “Trasformador de reducción del nivel de voltaje primario al voltaje de utilización”.

1

Poveda Mentor, Planificación de Sistemas de Distribución, EPN, Julio 1987, Pág 7,8.

10 Red Secundaria1 “Líneas a nivel de voltaje de utilización que unen el transformador de distribución con las acometidas de los abonados”. Acometida1 “Circuito que enlaza la red pública con la instalación individual del abonado”. Contador de Energía1 “Administrativamente el contador de energía es parte de la acometida, pudiendo ésta ser en alto o en bajo voltaje”.

Sistema de Alumbrado Público Parte de la red de distribución que opera a nivel de voltaje secundario desde el cual se alimenta y controla el alumbrado de vías, de piletas, de parques, bombas de agua, semáforos, e iluminación de espacios públicos. Demanda1 “Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un intervalo previamente establecido. Los intervalos de demanda normalmente empleados son 15, 30 y 60 minutos”. Demanda Máxima1 “Es la mayor demanda ocurrida en un sistema o en la parte que interesa de él, durante el periodo considerado, Por ejemplo, demanda máxima diaria, mensual, anual. Comúnmente se la llama demanda o carga pico”. Carga Es la potencia eléctrica activa o aparente consumida por los equipos de los usuarios y se refleja en la red de diferente manera, dependiendo del tipo de equipo conectado.

11 Carga Instalada Es la suma de todas las potencias nominales de los equipos conectados a la red.

Curva de Carga Es la curva obtenida de las demandas que son registradas en cada intervalo de demanda, para un período de tiempo requerido. Estas presentan características específicas frente al tipo de carga que maneja el sistema. Por tanto se obtienen curvas para carga de tipo residencial, comercial, industrial o combinaciones de estas. Factor de Carga1 “Es la relación entre la demanda promedio de un periodo establecido con respecto a la demanda máxima del mismo periodo”. Factor de Utilización Es la relación entre la demanda máxima de un sistema y su capacidad instalada. Factor de Pérdidas1 “Es la relación de la pérdida de potencia promedio a la pérdida de potencia a demanda máxima, durante un período específico de tiempo”. Factor de Coincidencia Es relación de la demanda máxima coincidente y la suma de las demandas individuales.

Factor de Responsabilidad Es la relación entre el aporte de la demanda de un primario i en el día de máxima demanda del sistema, con la máxima demanda del primario i.

12

2.2 BASES TEÓRICAS Pérdidas Resistivas Las pérdidas resistivas se calculan con base en la expresión I 2 × R . En cada subsistema se calculan las pérdidas resistivas para la demanda máxima de la carga por los métodos usuales y con esa base se obtienen las pérdidas resistivas en un intervalo dado a través de la relación cuadrática entre la demanda en dicho intervalo y la demanda máxima. El procedimiento descrito se puede aplicar para todas las pérdidas resistivas, es decir, en las líneas de los sistemas de transmisión y distribución, en las líneas primarias, para las pérdidas resistivas de los transformadores de subtransmisión y distribución, para las líneas secundarias y para los conductores de las acometidas2. Los registros de carga en cualquier componente de la red de distribución (alimentadores primarios, transformadores de distribución, redes secundarias y acometidas) permiten obtener para cada intervalo de demanda un valor único, puesto que está registrando comportamientos que solo se dan una vez para los distintos usuarios que conforman el sistema de distribución. Si se utiliza el valor de demanda para calcular la pérdida se obtiene un valor de demanda de pérdidas para ese intervalo. Con la ecuación 2.1, modificada de la referencia2 se calcula la pérdida resistiva (Ppot_Di) a una demanda i cualquiera de la carga (Di) relacionado los valores de potencia y factor de potencia del intervalo i con respecto a los valores de demanda máxima al cuadrado y multiplicada por la demanda de pérdida resistiva (Ppot_Dmax) a demanda máxima de la carga (Dmax), obteniendo así las relaciones de corriente.

æ D * fp D max Ppot _ Di = çç i è Dmax * fp i

2

2

ö ÷÷ * Ppot _ Dmax ø

(2.1)

Poveda, Mentor, “A New Method to Calculate Power Distribution Losses in an Environment of High Unregistered Loads”, 1999 IEEE Transmission and Distribution Conference, New Orleans 1999.

13 Donde: Ppot_Di = Pérdidas en potencia en el intervalo i, en un elemento de la red. (kW). Ppot_Dmax = Pérdidas en potencia en el intervalo de demanda máxima, en el mismo elemento de la red. (kW). Di = Demanda en el intervalo i, en los terminales del elemento de la red. (kW). Dmax = Demanda máxima, en los terminales del elemento de la red. (kW) fpDmax = Factor de potencia a demanda máxima, en los terminales del elemento de la red. fpi = Factor de potencia en el intervalo i, en los terminales del elemento de la red.

Aplicando la expresión 2.1 para cada intervalo de demanda sobre un registro de carga de un año y como mínimo sobre el registro de carga para 7 días se obtiene la curva de demanda de la pérdida resistiva, donde, el área comprendida con el eje del tiempo permite calcular la energía de pérdidas, ver Figura 2.1

70

Pérdidas en el Transformador de Distribución 6761_75kVA

65 60 55 50

Potencia (kW)

45 40 35 Demanda

30

Pérdidas

25 20 15 10

5

9:50:00 13:50:00 17:50:00 21:50:00 1:50:00 5:50:00 9:50:00 13:50:00 17:50:00 21:50:00 1:50:00 5:50:00 9:50:00 13:50:00 17:50:00 21:50:00 1:50:00 5:50:00 9:50:00 13:50:00 17:50:00 21:50:00 1:50:00 5:50:00 9:50:00 13:50:00 17:50:00 21:50:00 1:50:00 5:50:00 9:50:00 13:50:00 17:50:00 21:50:00 1:50:00 5:50:00 9:50:00 13:50:00 17:50:00 21:50:00 1:50:00 5:50:00

0

Tiempo (Horas)

Figura 2.1. Curva de demanda de pérdida resistiva comparada con la demanda de la carga del transformador de distribución 6761_75kVA

14 Dado que la demanda de cada intervalo proviene del integral de la potencia instantánea promediada por el tiempo del intervalo será suficiente sumar las demandas de pérdidas de todos los intervalos del registro y multiplicar por el tiempo del intervalo. Con la fórmula 2.2 se determina la energía de pérdidas.

i =n

Perd _ energ = Dt * å Ppot _ Di i =1

(2.2)

Donde: Perd_energ = Pérdidas de energía (kWh). Δt = Duración del intervalo de demanda (horas). Ppot_Di = Perdida de potencia en el intervalo i. n = Número de intervalos en el período considerado.

Se puede calcular el factor de pérdidas con la expresión 2.3, de la relación entre la energía de pérdidas (Perd_energ), la pérdida en potencia en el intervalo de demanda máxima (Ppot_Dmax) y el tiempo que dura el registro.

FPerd =

Perd _ energ Ppot _ Dmax * t

(2.3)

Donde: FPerd = Factor de pérdidas. Perd_energ = Pérdida de energía en período analizado (kWh). Ppot_Dmax = Pérdida en potencia a demanda máxima (kW). t = 8,760 horas (cuando el período de análisis es un año)

Empleando la curva de carga se puede calcular el factor de pérdidas que permitirá calcular, a su vez, la energía de pérdidas, a partir de la pérdida en potencia a demanda

15 máxima, con la expresión 2.4, que resulta de despejar la pérdida de energía de la expresión 2.3.

Perd _ energ = Ppot _ Dmax * FPerd * 8,760

(2.4)

Donde: FPerd = Factor de pérdidas. Perd_energ = Pérdida de energía en período analizado (kWh). Ppot_Dmax = Pérdida en potencia a demanda máxima (kW). t = 8,760 horas (cuando el período de análisis es un año)

Se debe resaltar que el factor de pérdidas calculado en la forma descrita difiere totalmente de aquel que se determina a partir del factor de carga empleando una constante estimada.

2.3 PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS La cantidad de energía calorífica producida por una corriente eléctrica que circula por un conductor eléctrico, depende directamente del cuadrado de la intensidad de la corriente y de la resistencia que opone el mismo al paso de la corriente3, este efecto es conocido como Efecto Joule, la pérdida en los conductores de los alimentadores primarios puede calcularse mediante la expresión 2.5

Ppot = I 2 R Donde: Ppot = Pérdidas resistivas en potencia (W).

3

Augé R., Curso de Electricidad General 1, Editorial Paraninfo, España 1998.

(2.5)

16 I = Corriente que circula por el conductor (A). R = resistencia del conductor (Ω).

2.3.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS Los alimentadores primarios varían de acuerdo a la topología de la red (radial, mallado), por la forma de instalación (aéreo, subterráneo), número y tipo de usuarios a los que suministra energía, por consiguiente, la expresión 2.5 debería ser aplicada a cada sección que conforma al alimentador, considerando las características propias de este, como por ejemplo el material del conductor, la corriente circulante que depende del tipo de carga que requiere el servicio eléctrico. Este cálculo se complica a medida que las redes se hacen más extensas y tienen un mayor número de ramificaciones, siendo necesario realizarlo empleando modelos computacionales para flujos de carga. Para este estudio se realizaron las modelaciones en el programa computacional FeederAll, puesto que la EEQ S.A. posee la licencia de este software de ABB. Las modelaciones digitales deben tener como base a los registros de carga que se realizan a la salida de las subestaciones, ya que, estos registros guardan toda la información necesaria que permite representar las condiciones de operación de los alimentadores durante todo un año; voltaje, corriente, factor de potencia, demanda, potencia reactiva, etc. Datos necesarios para saber en qué intervalo se da la máxima solicitación y correr el flujo de carga para conocer la pérdida de potencia a demanda máxima. Ppot_Dmax-prim = Pérdidas en potencia de un alimentador, a demanda máxima (kW)

Para calcular las pérdidas en potencia del conjunto de alimentadores primarios de la empresa es preciso afectarlas por un factor que considere la coincidencia de la demanda de cada uno de los alimentadores.

17 Con la fórmula 2.6 se determina el Factor de Responsabilidad que relaciona la demanda del primario i en el día de máxima demanda del sistema con la demanda máxima del primario i. Aplicando la expresión 2.7 se calcula la pérdida en potencia total de todos alimentadores primarios.

FR prim-i =

Dcoinc- prim-i Dmax - prim-i

(2.6)

Donde: FRprim-i= Factor de Responsabilidad del primario i. Dcoinc-prim-i = Demanda del primario i en el día y hora de la demanda máxima del sistema de la empresa eléctrica (en el período de análisis). Dmax-prim-i = Demanda máxima del primario i (en el período de análisis).

i =n

PTpot prim = å ( Ppot _ Dmax - prim-i * FR prim-i )

(2.7)

i =1

Donde: PTpotprim = Pérdida en potencia del conjunto de todos los alimentadores primarios (kW). FRprim-i = Factor de responsabilidad del primario i sobre la demanda máxima del sistema de la Empresa. Ppot_Dmax-prim-i = Pérdida en potencia del primario i (kW).

2.3.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS Para determinar las pérdidas de energía en alimentadores primarios se utiliza la expresión 2.1, en la que, se considera la pérdida de potencia a demanda máxima el valor resultante de la corrida de flujo. Además, asume que la distribución de corrientes, en cualquier condición de carga, diferente a la de demanda máxima, es siempre similar.

18 Argumentando que la distribución de corrientes para la modelación a demanda máxima es aproximada y que para mejorar esa condición sería necesario tener registradores distribuidos a lo largo de toda la red para saber con precisión en que períodos se presentan variaciones para poder representarlas en la modelación de la red.

2.4 PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Se denomina transformador a una máquina eléctrica que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal, esto es, sin pérdidas, es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan pérdidas, ya sea por mala calidad del material empleado en su construcción ó por la construcción misma.4 Las pérdidas en potencia en los transformadores se originan por dos causas, la primera porque en el núcleo se presentan corrientes parásitas o de Foucault y también por el efecto de histéresis. La segunda en el cobre ya que, debido a la circulación de corriente los conductores se calientan, estas pérdidas son proporcionales a la resistencia de cada devanado y a la corriente que circula por ellos.

2.4.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN EL NÚCLEO Las pérdidas en el núcleo se denominan también pérdidas en el hierro, se subdividen en dos tipos: las pérdidas por histéresis y las pérdidas por corrientes de Foucault ó corrientes parásitas. Las primeras se deben a los cambios de orientación de los dominios magnéticos que se producen por los continuos cambios de polaridad de la corriente alterna, mientras que las últimas se deben a pequeñas corrientes que circulan 4

Guru Bhag S., Hiziroğlu Hüseying R., Máquinas Eléctricas y Transformadores, Oxford University Press, México, D.F. 2006.

19 por el material magnético del núcleo, produciendo calentamiento del mismo. Estas pérdidas son función de la densidad de flujo, de la frecuencia y del área del núcleo. 4 La pérdida en potencia en el hierro del circuito magnético del transformador se establece de la prueba de vacío. En efecto por ser nula la intensidad de corriente en el bobinado secundario y pequeña la corriente en el primario, las pérdidas resistivas de potencia son despreciables y por consiguiente se puede afirmar que el total de la potencia absorbida por un transformador funcionando al vacío a voltaje nominal, representa el valor de la pérdida de potencia en el hierro del circuito magnético. Los fabricantes proporcionan la información correspondiente al valor de las pérdidas resistivas en vacío y a plena carga.

Ppotnucleo = Pérdidas (en vacío) en el núcleo del transformador (kW).

(2.8)

Con la ecuación 2.9 se calculan las pérdidas de potencia en el núcleo de todos los transformadores de distribución de un alimentador primario, dado que el factor de coincidencia en este caso es 1.0.

i =n

PTpot _ nucleo = å Ppot nucleo- i

(2.9)

i =1

Donde: PTpot_nucleo = Pérdidas en potencia en el núcleo de todos los transformadores de distribución del alimentador primario (kW). Ppotnucleo-i = Pérdidas en vacío del transformador de distribución i (kW). n = número de transformadores de distribución en el alimentador primario.

20 2.4.2 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LOS DEVANADOS La variación del valor de la pérdida resistiva de potencia en los devanados es directamente proporcional al cuadrado de la intensidad de corriente y a la resistencia del conductor de los devanados. Así la potencia disipada por el efecto Joule será la calcula con la expresión 2.5 La información obtenida de los catálogos de los fabricantes complementa los datos necesarios para el cálculo de pérdidas a plena carga en los devanados del transformador (ecuación 2.10)

Pr pc = Ppc - Po

(2.10)

Donde: Prpc = Pérdidas a plena carga en devanados del transformador (kW). Ppc = Pérdidas totales a plena carga (kW). Po = Pérdidas en vacío (kW). Para determinar las pérdidas resistivas es imprescindible determinar la relación de corrientes que viene dada por el Factor de Utilización (ecuación 2.11), definido por la dependencia entre la potencia aparente de operación y la potencia nominal.

F Util =

D max/ fp Dmax kVAinst

(2.11)

Donde: FUtil = Factor de utilización del transformador. Dmax = Demanda máxima en bornes del transformador (kW). fpDmax = Factor de potencia a demanda máxima. kVAinst = Potencia nominal del transformador (kVA). Las pérdidas resistivas en los devanados, a demanda máxima, se calculan mediante la ecuación 2.12:

21

Ppot _ devanD max -trans = Pr pc * ( FUtil )2

(2.12)

Donde: Ppot_devanDmax-trans = Pérdidas en potencia en los devanados del transformador a demanda máxima (kW). Prpc = Pérdidas a plena carga en los devanados del transformador (kW). FUtil = Factor de utilización del transformador. El total de las pérdidas en potencia en los devanados de todos los transformadores servidos por un alimentador primario, se calcula con la expresión 2.13, afectadas por el factor de coincidencia, puesto que, las demandas máximas no son coincidentes entre transformadores.

i =n

PTpot _ devanD max -trans = FCoinTrans * å Ppot _ devanD max -trans-i

(2.13)

i =1

Donde: PTpot_devanDmax-trans = Pérdidas en potencia en los devanados de todos los transformadores de distribución del alimentador primario (kW). FCoinTrans = Factor de coincidencia entre transformadores de distribución. Ppot_devanDmax-trans-i = Pérdidas en potencia en los devanados del transformador i, a demanda máxima (kW). n = número de transformadores en el alimentador primario. El factor de coincidencia entre los transformadores de distribución de un alimentador primario se puede estimar con la expresión matemática de la ecuación 2.14.

FCoinTrans =

FCoin Pr imario FCoinTr -ind

(2.14)

22 Donde: FCoinTr-ind = Factor de coincidencia para el número de clientes promedio por cada transformador de distribución. FCoinPrimario = Factor de coincidencia para el número de clientes totales del alimentador primario.

2.4.3 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL NÚCLEO Las pérdidas de potencia en el núcleo son contantes y no dependen de las variaciones de la carga, por tanto, basta multiplicar las pérdidas en vacío por las horas del año para obtener las pérdidas en energía. Al sumar los valores referentes a la expresión 2.9 de todos los transformadores conectados al alimentador se obtiene el total, como se presenta en la ecuación 2.15

i =n

PTenerg _ nucleo anual = å (Ppot nucleo- i * t )

(2.15)

i =1

Donde: PTenerg_nucleoanual = Pérdidas de energía en el núcleo de todos los transformadores de distribución asociados al alimentador primario (kWh). Ppotnucleo-i = Pérdidas en vacío del transformador de distribución i (kW). t = 8,760 horas

2.4.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS DEVANADOS Las pérdidas resistivas de energía en los devanados (pérdida en el cobre), obedecen a las variaciones de corriente producidas por la carga, por tanto, para conseguir un cálculo más cercano a la realidad es importante contar con registros de carga a los bornes del transformador de distribución.

23 Con las pérdidas en potencia a demanda máxima calculadas con la expresión 2.12 y utilizando el registro de carga se aplica la ecuación 2.1 anteriormente detallada, que permite obtener la curva de demanda de pérdidas resistivas. La sumatoria de las demandas multiplicado por el tiempo del intervalo de demandas es la energía de pérdida en los devanados, con la ecuación 2.2 se obtienen los resultados deseados por transformador, mientras que para el total de transformadores pertenecientes a un alimentador primario se aplica la expresión 2.16 i =n

PTenerg _ devananual-trans = å Penerg _ devananual-trans-i

(2.16)

i =1

Donde: PTenerg_devananual-trans = Pérdidas de energía en los devanados de todos los transformadores de distribución del alimentador primario (kWh). Penerg_devananual-trans-i = Pérdidas de energía anuales en devanados del transformador i (kWh). n = Número de transformadores del alimentador primario.

2.5 PÉRDIDAS EN REDES SECUNDARIAS La metodología empleada para el cálculo de las pérdidas tanto en potencia como energía en redes secundarias tiene como base, los registros de carga durante 7 días con intervalos de demanda de 15 minutos, así como también, conocer las características de los elementos asociados a la red, ya que eso permitirá la determinación de las pérdidas.

24 2.5.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LA RED SECUNDARIA Las pérdidas resistivas en las redes secundarias se establecieron en base a la información obtenida de los registros de carga, ya que, esta información fue requerida para las modelaciones digitales, realizadas en el FeederAll. Programa computacional que permitió simular las condiciones de operación de las redes secundarias a demanda máxima para obtener las pérdidas resistivas en potencia. Para reproducir las condiciones de máxima demanda en las simulaciones computacionales es necesario conocer los siguientes datos:

-

Nivel de voltaje del registro.

-

Tipo de red, trifásica o monofásica

-

Topología y longitud de la red secundaria.

-

Calibre y tipo de los conductores aéreos.

-

Disposición de los conductores aéreos en los soportes ó características de los cables en redes subterráneas.

Para la determinación de las pérdidas resistivas en los circuitos secundarios, se emplearon las modelaciones, estas se realizaron a la demanda máxima que presentaron los registradores. Para saber cuál fue el aporte de demanda en cada poste asociado a la red, el día de máxima demanda del registro, se distribuyó la demanda por fase en función del promedio de la energía facturada de los usuarios asociados a la red de los últimos 2 años, por la confianza que brinda. Además de simular la carga de cada poste en función de la energía facturada, se simularon también las cargas de alumbrado (carga spot) en función de la potencia de cada luminaria representando de esta forma, todas las condiciones a las que se produjo la demanda máxima. La figura 2.2, 2.3 y la tabla 2.1 ejemplifican lo descrito.

25

Figura 2.2. Diagrama del circuito secundario simulado en el FeederAll, asociado al transformador de distribución 6761.

Figura 2.3. Red Secundaria asociada al transformador de distribución 6761

Tabla 2.1. Distribución de la demanda máxima en función de la energía facturada por poste del transformador de distribución 6761 P medio L1 13.79

Demanda Máxima P medio L2 P medio L3 27.16 17.99

% Fase A % Fase B % Fase C

P total medio 58.93

23 46 31

Nº Trafo: 6761_75kVA

POSTE P0 P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9 P10 P11 P12 P13 P14

kWh-mes/poste 1958.25 278.75 1615.33 1218.00 1987.29 249.25 1151.05 1424.17 2478.92 1789.67 93.75 296.08 1152.00 1694.42

kWh/poste_Fase A 458.24 65.23 378.00 285.02 465.04 58.33 269.35 333.26 580.08 418.79 21.94 69.29 269.58 396.50

kWh/poste_Fase B 902.53 128.47 744.48 561.36 915.91 114.88 530.50 656.38 1142.50 824.83 43.21 136.46 530.94 780.93

kWh/poste_Fase C 597.81 85.10 493.12 371.83 606.68 76.09 351.39 434.77 756.76 546.34 28.62 90.39 351.68 517.27 Total

Potencia de Potencia de Lámparas por fase Lámparas por fase kWh-mes_Total y piloto(kW) y piloto(kVA) 1958.58 0.04 0.05 278.80 0.04 0.05 1615.61 0.04 0.05 1218.21 0.04 0.05 1987.63 0.04 0.05 0.04 0.05 249.29 1151.25 0.04 0.05 1424.41 0.04 0.05 2479.34 0.04 0.05 1789.97 0.04 0.05 93.77 0.13 0.18 296.13 1152.20 0.13 0.18 1694.70 0.13 0.18 17389.88 0.73 1.03

26 Con los todos los datos debidamente ingresados se corre un flujo de carga para representar las condiciones de operación de los componentes de la red secundaria a demanda máxima y obtener las pérdidas resistivas. Ppot_resistDmax-secun-i = Pérdida en potencia para la red secundaria, a demanda máxima obtenida de la corrida de flujo en el FeederAll (kW).

(2.17)

El total de las pérdidas en potencia de los circuitos secundarios por alimentador primario, se calcula con la expresión 2.18

i=n

PTpot Dmax- secun = FCoinTransf * å Ppot _ resistDmax- secun-i

(2.18)

i =1

Donde PTpotDmax-secun = Pérdidas en potencia, de todas las redes secundarias del alimentador primario (kW). FCoinTrans

= Factor de coincidencia entre transformadores de distribución del

alimentador. Ppot_resistDmax-secun-i = Pérdida en potencia en el secundario i, a demanda máxima obtenida de la corrida de flujo en el FeederAll (kW). n = número de redes secundarias del alimentador primario.

2.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LA RED SECUNDARIA Empleando el registro de carga y con el valor de pérdidas en potencia a demanda máxima ya determinado se utiliza la expresión 2.1 para cada intervalo de demanda del registro, donde Ppot_resistDmax-secun es el valor de pérdidas resistivas resultante de correr el flujo de carga a demanda máxima.

27 Al realizar la suma de los resultados de cada uno de los intervalos del registro y multiplicar por el intervalo de demanda se logra determinar la energía de pérdidas resistivas para los 7 días que estuvo instalado el equipo de medición. Si ese valor es multiplicado por 52 semanas que tiene un año, se determina la energía de pérdidas anuales aproximadas del circuito secundario. Ver ecuación 2.19 i =n

PTenerg anual- secun = å Penerg anual- secun-i

(2.19)

i =1

Donde PTenerganual-secun = Pérdidas de energía, de todas las redes secundarias del alimentador primario (kWh). Penerganual-secun-i = Pérdidas de energía anuales de la red secundaria i (kWh). n = número de redes secundarias por alimentador primario.

2.6 PÉRDIDAS EN ACOMETIDAS Para las pérdidas resistivas en las acometidas el análisis considerado se resume como si se tratara de un conductor con la carga al final, relacionando con la demanda individual de cada usuario asociado. La información necesaria para el cálculo comprende: longitud, número de conductores y fases de cada acometida por tablero de medición y consumos facturados para los usuarios asociados.

2.6.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS Con base en los kWh/mes/usuario se aplica la metodología descrita en el Artículo5 sobre estimación de demanda de la Rural Electrification Administration (REA) para

5

STANLEY J. VEST. “AIEE Paper: Estimating kW Demand for Future Loads on Rural Distribution Systems”. USA, Agosto, 1957.

28 calcular la demanda máxima coincidente, considerando el número de usuarios de cada tablero. Puesto que la ecuación REA sirve para cinco usuarios ó más, si el número de consumidores es menor, se debe calcular la demanda individual y posteriormente la demanda máxima coincidente empleando la curva de factores de coincidencia. Posteriormente, se calcula la corriente de fase a demanda máxima con la expresión 2.20, diferenciando: sí se trata de un sistema trifásico, ó si se trata de un sistema monofásico.

I=

D max coincidente 0.12 * fp *h

(2.20)

Donde: I

= Corriente por fase de la acometida (A).

Dmaxcoincidente

= Demanda máxima coincidente (kW).

fp

= 0.95 (Factor de potencia).

h

= Número de fases por acometida.

0.12

= Voltaje Fase – Neutro (kV).

Para completar el cálculo de pérdidas es necesario determinar la resistencia del conductor de la acometida, para esto se aplica el siguiente procedimiento

L=l+k

(2.21)

Donde: L = Longitud de la acometida considera para el cálculo (m). k = 7 m (longitud aproximada existente con relación a la distancia vertical existente entre el punto de conexión de la acometida y el tablero). l = Longitud horizontal de la acometida entre el poste y el tablero (m).

29 Con base en la resistencia (Ω/km), de los catálogos de los fabricantes6 se aplica la ecuación 2.22, para determinar la resistencia total de la acometida.

R=

L*r 1000

(2.22)

Donde: L = Longitud de la acometida (m). r = resistencia (W/km). R = Resistencia de un conductor de la acometida (W). Para calcular las pérdidas resistivas en potencia por acometidas se aplica la expresión 2.23.

Ppot D max - acom =

I2 ´ R´ N 1000

(2.23)

Donde: PpotDmax-acom= Pérdidas en la acometida (kW). I = Corriente de fase a demanda máxima (A). R = Resistencia del conductor (W). N = Ver tabla 2.2

6

Catálogo ELECTRO CABLES C. A.:http://www.electrocable.com/electrocables/espanol/cobre/cobredesnudo.htm

30 Tabla 2.2. Constante “N” que depende del sistema, tipo de acometida y número de hilos.

Sistema Trifásico Monofásico

Tipo de acometida Trifásica Dos fases Monofásica Monofásica Monofásica*

Número de hilos 4 3 2 2 3

N 3 3 2 2 2

* Se considera un sistema equilibrado, ya que no se dispone de datos por hilo.

Finalmente para determinar las pérdidas resistivas en todas las acometidas de cada alimentador primario, se suman los resultados obtenidos para cada tablero y se multiplica por el factor de coincidencia entre acometidas. Ver ecuación 2.24

1= n

PTpot Dmax-acom = FCoin acom * å Ppot D max -acom-i

(2.24)

i =1

Donde: PpotDmax-acom-i = Pérdidas de potencia en la acometida i (kW). PTpotDmax-acom= Pérdidas en potencia, de todas las acometidas del alimentador primario (kW). FCoinacom = Factor de coincidencia entre acometidas del alimentador primario. n = número de acometidas por alimentador primario.

2.6.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS Después de haber determinado las pérdidas en potencia a demanda máxima se aplica la metodología descrita en la Referencia2, para de esta forma aplicar la expresión 2.1 en cada intervalo del registro de carga y obtener la curva de demanda de pérdidas resistivas para acometidas. Al sumar los resultados obtenidos y multiplicar por el intervalo de demanda se obtiene la pérdida de energía.

31 Se suman las pérdidas de energía obtenidas por acometida y se determina la energía de pérdidas resistivas de todas las acometidas por alimentador primario. Ver ecuación 2.25

n =i

PTenerg anual-acom = å Penerg anual-acom-i

(2.25)

i =1

Donde: Penerganual-acom-i = Pérdidas de energía de la acometida i (kWh). PTenerganual-acom = Pérdidas de energía, de todas las acometidas del alimentador primario (kWh). n

= número de acometidas por alimentador primario.

2.7 PÉRDIDAS EN CONTADORES DE ENERGÍA Los contadores de energía utilizados en el sistema de distribución de la EEQ S.A., son para una, dos o tres fases. Las pérdidas existentes en los contadores de energía se producen debido a la existencia de la bobina de voltaje y a la bobina de corriente (bobina amperimétrica). Las pérdidas en la primera son constantes y en la segunda dependen de la corriente que circule hacia la carga.

2.7.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA Del reporte de los usuarios existentes en el primario, se obtiene el número de fases de cada contador, esta información permite saber qué tipo de contadores de energía existen en cada tablero y aplicar las pérdidas establecidas en catálogos de contadores de energía. Referencia [7], [8] y [9]. Los datos que se asumen para estimar las pérdidas en potencia son los establecidos por los fabricantes y se los lista en la Tabla 2.3 7

Catálogo Iskraemeco: www.iskraemecro.si/emecoweb/eng/product.htm.

32 Tabla 2.3 Pérdidas en las bobinas de voltaje y corriente en contadores de energía

Contadores de energía electromecánicos

Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

1

0.18

2F (AB)

1.10 x2

0.13 x2

3F (AT)

1.10 x3

0.13 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Iskraemeco

Contadores de energía electrónicos

Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

0.8

0.02

2F (AB)

0.5 x2

0.02 x2

3F (AT)

0.6 x3

0.03 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Hexing electric

Contadores de energía electrónicos para clientes especiales

Pérdidas # de fases

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

5.2*

0.46

3F (AT)

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Landis+Gyr *Nota: Total trifásico incluyendo el autoconsumo.

Para determinar las pérdidas en las bobinas de voltaje se suman las pérdidas de voltaje de los usuarios asociados al primario, establecidas en el catálogo. Pero para determinar las pérdidas en las bobinas amperimétricas se debe tomar en cuenta la relación 8

cuadrática

entre

la

corriente

individual

del

contador

de

energía,

Catálogo Hexing Electric Catálogo Landis+Gyr http://www.landisgyr.us/08/northamerica/products/ProdDocs/S4-S4eMan11-62003.pdf

9

33 correspondiente a la demanda máxima del cliente, y la corriente nominal como se observa en la ecuación 2.26

2

Pbobina- amperimetrica

æI ö = çç individual ÷÷ × Pcatalogo è I nominal ø

(2.26)

Donde: Pbobina-amperimetrica= Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). Iindividual = Corriente individual del contador (A). Inominal = Corriente nominal del contador (A). Pcatalogo = Pérdidas establecidas en los catálogos de los contadores de energía (W) Al sumar las pérdidas en las bobinas voltimétricas y las pérdidas en las bobinas amperimétricas afectadas por el factor de coincidencia promedio de 0.27 10, da como resultado las pérdidas en los contadores de energía. Ver expresión 2.27.

Ppotconta- energ = Pbobina-voltaje + (Pbobina- amperimetrica * FCoin promedio)

(2.27)

Donde: Ppotconta-energ= Pérdidas en potencia en los contadores de energía (W). Pbobina-voltaje = Pérdidas en las bobinas de voltaje (W). Pbobina-amperimetrica = Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). FCoinpromedio = Factor de coincidencia promedio.

10

Westinghouse Electric Corporation, Distribution Systems, Electric Utility Engineering Reference Book Volumen 3. First Edition, Second print. East Pittsburgh, Pennsylvania, 1965.

34 2.7.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN CONTADORES DE ENERGÍA Las pérdidas en la bobina de voltaje del contador de energía no dependen de la variación de la carga, pues son constantes, multiplicando las pérdidas en potencia por el total de horas que tiene un año y sumando los resultados obtenidos en cada medidor, se obtienen las pérdidas en las bobinas de voltaje de todos los contadores de energía asociados al alimentador primario, expresión 2.28 n =i

Penerg bobina- voltaje = å Pbobina- voltaje-i * t

(2.28)

i =1

Donde: Penergbobina-voltaje = Pérdidas de energía de contadores de energía (Wh). Pbobina-voltaje-i = Pérdidas en las bobinas de voltaje (W). t = 8,760 (horas de un año). n = número de contadores de energía del alimentador primario.

Las pérdidas en la bobina de corriente del contador de energía se obtiene a partir de las pérdidas en potencia de las bobinas amperimétricas afectadas por el factor de pérdidas de un solo usuario, ecuación 2.29 2

Pbobina- amperimetrica

ö æI = çç individual ÷÷ × Pcatalogo × f Perd è I nominal ø

(2.29)

Donde: Pbobina-amperimetrica= Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). Iindividual

= Corriente individual del contador (A).

Inominal

= Corriente nominal del contador (A).

Pcatálogo

= Pérdidas

establecidas

en

los Catálogos

contadores de energía (W). fpér

= Factor de pérdidas de un solo usuario.

de

los

35 Las pérdidas en la bobina de corriente resultan despreciables como se demuestra en el ejemplo del caso referente al contador de energía asociado al transformador 12553, ver Tabla 2.4. Tabla 2.4. Pérdidas en las bobinas de voltaje y corriente en los contadores de energía del transformador 12553

Tipo de contadores de energía Electromecánicos

Pérdidas bobinas Pérdidas bobinas de Corriente de Voltaje (kWh) (kWh) 1,966 7

Electrónicos

1,072

Pérdidas Totales (kWh) 1,973

1

1,073

Entonces: %=

7 * 100 = 0.36% Contadores de energía electromecánicos. 1,973

%=

1 *100 = 0.09% Contadores de energía electrónicos. 1,073

Con los porcentajes anteriormente definidos, se concluye que el trabajo necesario para el cálculo de esta componente no es representativo en comparación al porcentaje de pérdidas en las bobinas de voltaje, por lo que se las puede considerar despreciables. Empleando la ecuación 2.30 se calcula las pérdidas en energía de los contadores de energía del alimentador primario. n =i

PTenerg anual- medir = å Penerg bobina- voltaje- i

(2.30)

i =1

Donde: PTenerganual-medir= Pérdidas de energía de los contadores de energía alimentador primario (kWh). Penergbobina-voltaje-i = Pérdidas de energía en contadores de energía (kWh).

por

36 n = número de contadores de energía del alimentador primario.

2.8 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para el análisis realizado del cálculo de las pérdidas del sistema de alumbrado público, se consideran solamente aquellos elementos que representan pérdidas tanto de potencia como de energía para la EEQ S.A., los elementos estudiados fueron: - las líneas de alimentación a las luminarias de las vías, parques, plazas, monumentos, - fachadas de iglesia, - lámparas de las piletas, - semáforos y - el conductor de alimentación de las derivaciones de conexión a las lámparas. No se toman en cuenta las pérdidas en los balastos, pues se consideran parte del consumo facturable por el alumbrado público.

2.8.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Las bases del cálculo de pérdidas en potencia para el sistema de alumbrado público son las simulaciones realizadas en el FeerderAll, de circuitos expresos y con hilo piloto. Logrando representar las condiciones de operación reales de los circuitos de alumbrado, la modelación de los circuitos consideró dos hilos (piloto y fase), detallando las características de los conductores de la red, tipo de estructuras, la potencia de las luminarias estableciendo que son cargas fijas (Spot). Para determinar las pérdidas totales en potencia del sistema de alumbrado público, se consideran las pérdidas en los circuitos expresos, en los circuitos con hilo piloto,

37 pérdidas en potencia de las bombas e iluminación de parques y fachadas, de los semáforos y la alimentación en derivaciones de conexión a las lámparas de las luminarias.

2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para obtener las pérdidas en energía anuales, en el sistema de alumbrado público se aplica la ecuación 2.31.

Penerg = Ppot * FPerd alum * t

(2.31)

Donde: Penerg= Pérdidas de energía anuales en alumbrado público (kWh). Ppot = Pérdidas en potencia en alumbrado público (kW). FPerdalum= Factor de pérdidas para alumbrado público. Ver tabla 2.5 t= 8,760 (horas en el año)

El factor de pérdidas que interviene en la ecuación 2.31, depende si es para el caso de líneas de alimentación a luminarias de las vías, parques, plazas, monumentos, fachadas de iglesias y el conductor de alimentación de las derivaciones de conexión a las lámparas ó para el caso de líneas de alimentación a piletas y semáforos. El factor de pérdidas considera el tiempo que permanecen funcionando los distintos elementos del sistema de alumbrado público. Ver tabla 2.5. Tabla 2.4. Factores de Pérdidas para el Sistema de Alumbrado Público de la EEQ S.A. Factor de Pérdidas Líneas de alimentación a luminarias de las vías, parques plazas, monumentos, fachada de iglesias y el conductor de alimentación de la derivación de conexión a lámparas

Líneas de alimentación a piletas

Líneas de alimentación a semáforos

0.55

0.50

1.00

38

CAPÍTULO 3 PROPUESTA METODOLÓGICA

3.1

BASES DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE

PÉRDIDAS Para el presente proyecto se aprovechó la información existente en las bases de datos que la empresa ha logrado implementar, tanto del Sistema Geográfico de Información (GIS), como del Sistema de Información para la Facturación (SIEEQ-COMERCIAL) complementada con información disponible y otra generada para el estudio por los diferentes departamentos que integran la empresa.

3.1.1 ANÁLISIS DE LOS REGISTROS DE CARGA DISPONIBLES La muestra se escogió de los registros existentes en el Departamento de Control de Calidad de Producto y Pérdidas Técnicas, Sección de Medición, tomando en cuenta que la única característica que se buscó identificar con los registros de carga fue la relacionada al factor de pérdidas. Se utilizaron tales registros por la limitación que tiene la Empresa de equipo y personal, para realizar la instalación y programación de los equipos de medición y por la necesidad de desarrollar el estudio en un período de tiempo limitado. Los registros de carga recopilados fueron sometidos a un proceso de validación que permita aprovechar al máximo toda la información que contienen, ya que estos, muestran el comportamiento que tienen las cargas durante los intervalos de medición y

39 sirven como base para realizar modelaciones digitales que permiten determinar las pérdidas en potencia cuando se produce la máxima solicitación de carga. Del total de registros disponibles primero se verificó que los intervalos de medición sean de 5 minutos, ya que, de esta manera se logra satisfacer los registros de calidad del servicio que son exigidos cada 10 minutos y los registros de demanda que tienen un intervalo de demanda de 15 minutos. En la tabla 3.1 se listan algunas razones que justifican que los intervalos de demanda sean requeridos cada 5 minutos. Tabla 3.1 Intervalos de demanda

5 minutos 12 valores en una hora Relacionados de 2: se obtiene 6 valores en una hora. Integrados de 3: se obtiene 4 valores en una hora.

10 minutos 6 valores en una hora

15 minutos 4 valores en una hora

-

Los registros de carga deben tener un período de medición de, por lo menos, 7 días para poder conocer el comportamiento real de los usuarios asociados al transformador de distribución y lograr así, representar las condiciones de operación de la carga.

De los registros analizados, algunos se descartaron por las siguientes consideraciones: -

Presentar intervalos de demanda de 10 minutos.

-

Registros de medición incompletos, con menos de 7 días.

-

La energía registrada es pequeña para la carga instalada en el transformador y para el número de usuarios.

Luego se procedió a determinar el Factor de Carga y el Factor de Utilización, de los registros que cumplían los requerimientos antes descritos empleando las expresiones 3.1 y 3.2.

40

FCarga =

Dmediareg Dmaxreg

(3.1)

Donde: FCarga = Factor de Carga Dmediareg = Demanda media de los 672 registros de la semana con intervalos de 15 minutos (kW). Dmaxreg = Demanda máxima de los 672 registros de la semana con intervalos de 15 minutos (kW).

FUtilizaci on =

D max reg / fp kVAtrans

(3.2)

Donde: FUtilizacion = Factor de Utilización del transformador de distribución. Dmaxreg = Demanda máxima de los 672 registros de la semana con intervalos de 15 minutos (kW). fp = Factor de potencia a demanda máxima. kVAtrans = Potencia nominal del transformador (kVA).

Además se procedió a calcular la energía de pérdidas para luego determinar los factores de pérdidas de cada uno de los registros validados con la expresión 2.3 descrita anteriormente. Con la codificación de los transformadores de distribución de los registros ya aprobados se inició el análisis, estableciendo la ubicación geográfica (sector, barrio, calles) y el alimentador primario al que pertenecen los transformadores para luego encerrar en un polígono (Ver Figura 3.1) toda la red y usuarios asociados al

41 transformador de distribución, con la ayuda de la aplicación Lista de abonados por región existente en el Sistema Geográfico de Información (GIS), se obtuvo un reporte con diversa información, entre la que se incluyeron, los números de suministro de cada una de las acometidas de la red secundaria. Como lo muestra la Figura 3.2

Figura 3.1. Polígono asociado al transformador 14334 de 150 (kVA)

Figura 3.2. Reporte del polígono asociado al transformador 14334 de 150 kVA.

42 Con los suministros reportados se determinó la facturación de los últimos 2 años de cada uno de ellos (Ver figura 3.3). Fue necesario descartar ciertos suministros que: · Constando en la base de datos del GIS, no presentan consumos en el año 2008, · No constan en el SIEEQ-COMERCIAL, ó · Tienen consumos menores a 35 kWh de todo el año.

Figura 3.3. Facturación del suministro 149663 asociado al transformador 14334 de 150 kVA.

La energía facturada se la obtuvo del SIEEQ-COMERCIAL, información necesaria para establecer el estrato de consumo al que pertenece cada transformador y así poder saber el comportamiento del consumo promedio (kWh/mes_usuario) de los usuarios asociados a los transformadores validados. La suma de los consumos de cada uno de los suministros, dividido para el número de usuarios existentes en la ruta de lectura, permite establecer el consumo promedio de la ruta. El consumo promedio determina el estrato de consumo. La Tabla 3.2 lista las categorías de los estratos de consumo.

43 11

Tabla 3.2 Estratos de consumo

Categoría de Estrato de consumo E D C B A >500

Escala de consumo 0 - 100 101 - 150 151 - 250 251 - 350 350 - 500 >500

Además se calculó el porcentaje de pérdidas de energía para el período (7 días) en que se efectuaron los registros de carga en los secundarios de cada transformador. Este procedimiento se basa en el mes de facturación más cercano a la fecha del registro. Para poder relacionar ese período de tiempo con el mes de facturación en el que se realizan las rutas de lectura para los abonados de cada suministro, del valor de la energía promedio/día al multiplicar por 7 días se obtiene el total de energía facturada de la semana para la que se llevó a cabo la medición y así calcular el valor de pérdidas en energía. Con la expresión 3.3 se calcularon las pérdidas totales para los 7 días de medición.

Perd _ Totales energ = Energ _ registrada - Energ _ facturada

(3.3)

Donde: Perd_Totalesenerg= Pérdidas totales en energía para el registro de carga. Energ_registrada =Energía registrada en los 7 días de medición (kWh). Energ_facturada =Energía facturada en los 7 días de medición (kWh).

Luego de realizar el cálculo de pérdidas en energía para los registros de carga se pudo observar discordancia en los resultados de algunos registros, entre la energía facturada

11

Informe Final del convenio de Cooperación Técnica EEQ S.A. – OLADE, Metodología para la Estimación de la Demanda Residencial para la EEQ S.A.

44 y la energía registrada, pues se obtuvieron resultados de pérdidas negativas, por lo tanto, se procedió a efectuar una segunda validación. Los registros que no cumplieron con los criterios establecidos fueron descartados. El Anexo 1 lista el total de transformadores por estrato de consumo.

La lista final de los transformadores validados se desagregó por estrato de consumo (kWh/mes_usuario), potencia, número de usuarios, número de postes, tipo de red monofásica o trifásica, tipo de propietario si pertenece a la empresa ó es de cliente, clasificación necesaria para proceder con el cálculo de las pérdidas técnicas en redes secundarias. Fueron escogidos aquellos transformadores cuya red es aérea. El Anexo 2 lista los transformadores seleccionados.

3.1.2 INSPECCIONES DE CAMPO Las inspecciones de campo se realizaron con el objetivo de comprobar la información recopilada del Sistema Geográfico de Información (GIS), puesto que, por el constante crecimiento de las redes se pueden presentar inconsistencias entre la información obtenida del GIS y la existente en el campo. Los parámetros en que se puso atención especial fueron los siguientes: · Potencia del transformador · Topología de las redes secundarias · Usuarios asociados · Número de postes que conforman el circuito · Tipo de conductor · Tipo de red Las Figuras 3.4 – 3.9 muestran algunos de los transformadores de distribución que fueron inspeccionados para confirmar la información obtenida del GIS.

45

Figura 3.4. Inspección de Campo – Transf. 17170

Figura 3.5. Inspección de Campo – Transf. 31572

Figura 3.6. Inspección de Campo – Transf. 105561

Figura 3.7. Inspección de Campo – Transf. 37810

Figura 3.8. Inspección de Campo – Transf. 14186

Figura 3.9. Inspección de Campo – Transf. 100589

46 Las inspecciones de campo realizadas a los transformadores validados presentaron novedades que se detallan a continuación: · Transformadores banqueados. · Transformadores de Cliente con red secundaria. · Número de usuarios superior o inferior a los reportados en el GIS. · Transformadores cuyas redes secundarias tienen conductores diferentes al que consta en el GIS. · Código de transformador diferente al registrado en el GIS. · Transformadores que en el GIS se observó que son monofásicos, pero que en el campo se verificó que son trifásicos. · Transformadores con acometidas ilegales. Ver Figura 3.10

Figura 3.10. Inspección de Campo – Conexiones ilegales

La realización de las inspecciones de campo fue un gran respaldo para el desarrollo de la nueva metodología, ya que, permitió validar la información obtenida de las bases de datos, así como también, conocer con más precisión cuál es la dimensión y el estado del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito S.A. Para realizar el cálculo de las pérdidas técnicas en el sistema de alumbrado público, también se requirieron inspecciones de campo para observar calibres de los

47 conductores y longitudes utilizadas en las acometidas a las piletas. Ver Figuras 3.11 y 3.12.

Figura 3.11. Inspección de Campo – Parque Italia

Figura 3.12. Inspección de Campo – Parque Italia

3.2 DESARROLLO DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS El cálculo de las pérdidas técnicas tiene como base esencial la disponibilidad de la gran cantidad información que la Empresa posee en las bases de datos y la capacidad de interacción que los recursos humanos y computacionales puedan manejar con estas bases. Con estos antecedentes se ha desarrollado la metodología general para el caso particular de la Empresa Eléctrica Quito S.A., tratando de aprovechar toda la información disponible en procesos computacionales más ágiles que permitan optimizar el tiempo destinado al cálculo de pérdidas.

3.2.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS El cálculo de pérdidas determinado para el caso particular de la EEQ S.A. viene dado en función de los registros de carga que se realizan en las distintas subestaciones que

48 conforman el sistema de distribución, puesto que, estos registran datos que reflejan las condiciones de trabajo de los alimentadores primarios, como por ejemplo la fecha, hora, nivel de voltaje, demanda, etc, en la que se produce la máxima ó mínima solicitación de carga. Con esta información es posible realizar modelaciones digitales que permiten determinar las pérdidas de potencia a demanda máxima. (Ver figura 3.13) Ppot_Dmax-prim = Pérdidas en potencia de un alimentador, a demanda máxima (kW) (3.4)

Figura 3.13. Diagrama simulado en el FeederAll del alimentador 04 D

Al sumar las pérdidas de potencia del total de alimentadores primarios que conforman el sistema de distribución de la empresa y relacionar la coincidencia de la máxima demanda de cada uno de ellos con la demanda que presentan los alimentadores primarios el día de máxima demanda del sistema de distribución, como lo hace la expresión 2.7 se obtiene la pérdida en potencia del conjunto de alimentadores primarios.

49 PTpotprim = Pérdida en potencia del conjunto de todos los alimentadores primarios (kW). (3.5) 3.2.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS Los registros de carga anuales de cada alimentador

constituyen

la base para

determinar las pérdidas técnicas en potencia a demanda máxima, de estos datos se procedió a calcular el factor de pérdidas y con la pérdida a demanda máxima resultante de las modelaciones se establece la pérdida de energía de cada alimentador primario empleando la expresión 3.6.

Penerg _ primario = Ppot _ primario * FPerd primario * t

(3.6)

Donde: Penerg_primario= Pérdidas en energía en el alimentador primario (kWh). Ppot_primario= Pérdidas en potencia a demanda máxima en el alimentador primario (kW). Fperdprimario= Factor de pérdidas en el alimentador primario. t = 8,760 (horas de un año).

Al sumar la pérdida en energía de todos los alimentadores primarios se obtiene la pérdida de energía para el conjunto de todos los alimentadores primarios. Ver expresión 3.7

1= n

PTenerg prim = å Penerg _ primario i =1

(3.7)

50 Donde: PTenergprim = Pérdida de energía en el conjunto de todos los alimentadores primarios (kWh). Penerg_primario= Pérdidas en energía en el alimentador primario (kWh). n = número de alimentadores primarios de todo el sistema de distribución de la EEQ S.A.

3.2.3 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA

EN TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN El cálculo de pérdidas en potencia desarrollado para el caso particular de la Empresa, empieza haciendo una desagregación a los transformadores instalados en el área de concesión de la EEQ S.A., basándose en los siguientes parámetros: ·

TIPO: Monofásicos y Trifásicos

·

PROPIETARIO: De Cliente y de la Empresa.

·

TIPO DE SERVICIO: - De cliente: Con Demanda y Sin Demanda. - De la Empresa: De Red y de Alumbrado Público.

·

POTENCIA NOMINAL

·

FABRICANTE

Esta clasificación permitirá a la aplicación computacional, desarrollada por el personal de la Empresa, distinguir del conjunto de transformadores de distribución instalados en el área de concesión de la empresa, aquellos que pueden entrar en el proceso de cálculo, ya que por ejemplo, transformadores de cliente con demanda tienen medición en media tensión y ya en la facturación considera un cargo por las pérdidas en el transformador, es decir, no son parte de las pérdidas técnicas de la Empresa. También se analizaron los transformadores por marca, potencia y tipo. Esta clasificación permitió determinar cuáles son las potencias nominales y fabricantes predominantes en el sistema de distribución, puesto que deberán recibir mayor

51 atención en cuanto se refiere, a la información correspondiente a pruebas de laboratorio y protocolos de prueba, que servirá para determinar las pérdidas tanto en vacío como a plena carga. La información resumida en las tablas 3.3 - 3.6 se encuentra detallada en el Anexo 3.

Tabla 3.3. Incidencia de las potencias en los transformadores monofásicos Potencia nominal (kVA) 10 15 25 37.5 Total

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Porcentaje con Porcentaje de Potencia del #de Transf. relación al número la potencia grupo (kVA) total de Transf. total 2,157 12% 21,570 5% 3,333 19% 49,995 11% 4,892 28% 122,300 26% 4,027 23% 151,013 32% 14,409 83% 344,878 74%

Tabla 3.4. Incidencia de las marcas en los transformadores monofásicos Porcentaje con Potencia Marca # Transf. relación al número nominal (kVA) total de Transf. Ecuatran 1211 56% 10 Magnetron 163 8% Ecuatran 2241 67% 15 Magnetron 209 6% Ecuatran 3455 71% 25 Magnetron 280 6% Ecuatran 2964 74% 37.5 Magnetron 318 8%

52 Tabla 3.5. Incidencia las potencias en los transformadores trifásicos Potencia nominal (kVA) 45 50 75 100 112.5 125 Total

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS Porcentaje con Porcentaje de Potencia del relación al número la potencia #de Transf. grupo (kVA) total de Transf. total 1,459 12% 65,655 5% 1,596 13% 79,800 6% 2,916 23% 218,700 15% 1,107 9% 110,700 8% 722 6% 81,225 6% 722 6% 96,750 7% 8,574 68% 652,830 46%

Tabla 3.6. Incidencia de las marcas en los transformadores trifásicos Potencia nominal (kVA) 45 50 75 100 112.5 125

Marca

# Transf.

Porcentaje con relación al número total de Transf.

Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra

131 282 560 489 555 747 268 336 83 210 123 341

9% 19% 35% 31% 19% 26% 24% 30% 11% 29% 16% 44%

Analizados los protocolos de pruebas, catálogos y referencias bibliográficas 10 se listaron los valores más representativos en porcentaje de pérdidas resistivas en el núcleo y a plena carga (devanados) con relación al nivel de voltaje que sirven, de los tamaños y fabricantes de mayor incidencia en el sistema de distribución. La Tabla 3.7 es una muestra de los valores que se utilizan para los cálculos. La tabla completa de

53 valores se presenta en el Instructivo para Cálculo de Pérdidas Técnicas a nivel de Transformadores de Distribución. Tabla 3.7. Pérdidas nominales en porcentaje de transformadores de distribución (41°C).

Voltaje (kW) 13.2/0.240 13.2/0.240 7.2/0.120 23.0/0.240 13.2/0.225 22.0/0.225 13.2/0.210 7.2/0.121 23.0/0.240

Fases

1ø

3ø

Potencia Marca_co Nominal dificación (kVA)

0 < =15

0 < =50

56 72

30 30 56

Marca

ECUATRAN MAGNETRON OTROS OTROS INATRA INATRA ECUATRAN OTROS OTROS

Porcentaje de pérdidas resistivas a plena carga (Ppdevan-trans) (%) 1.293 1.207 1.629 1.887 1.563 1.816 1.638 1.656 1.442

Porcentaje de pérdidas en el núcleo (Ppnucleo) (%) 0.600 0.500 0.670 0.800 0.533 0.627 0.478 0.790 0.711

Se realizó una modificación a la ecuación 2.12 para calcular la pérdida resistiva en los devanados, a demanda máxima, estimando las demandas individuales para cada uno de los transformadores en el alimentador primario al incluir el Factor de Coincidencia en la expresión. Ver las expresiones 3.8 y 3.9

Pr pc =

Pp devant-trans * kVAtrans 100

(3.8)

Donde:

Prpc= Pérdidas a plena carga en devanados del transformador (kW)1. kVAtrans= Potencia nominal del transformador, que se considera como el 100 porciento para la determinación de pérdidas(kVA). Ppdevan-trans= Porcentaje de pérdidas en devanados, con relación a la potencia nominal del transformador.

54

Ppot _ devanD max -trans = Pr pc * (

FUtil promedio FCoinTransf

)2

(3.9)

Donde: Ppot_devanDmax-trans = Pérdidas en potencia en los devanados del transformador a demanda máxima (kW). Prpc = Pérdidas a plena carga en los devanados del transformador (kW). FUtilpromedio= Factor de utilización promedio de los transformadores de distribución asociados al alimentador primario. FCoinTransf = Factor de coincidencia entre transformadores de distribución.

Como no se cuenta con registros de carga individuales para cada transformador, se adopta un factor de utilización promedio, calculado a partir de la relación entre la demanda máxima de cada alimentador primario con relación al total de la potencia instalada en el mismo alimentador, este factor se calcula con la expresión 3.10.

FUtil promedio =

Dmax / fp D max kVAinst

(3.10)

Donde: FUtilpromedio = Factor de utilización promedio de los transformadores de distribución asociados al alimentador primario. Dmax = Demanda máxima en el alimentador (kW). fpDmax = Factor de potencia en el alimentador a demanda máxima. kVAinst = Total de potencia instalada en transformadores de distribución (kVA).

El factor de coincidencia entre transformadores se obtiene de la relación entre los factores de coincidencia correspondientes al número de clientes existentes en el alimentador y el número de clientes promedio por transformador. Calculado mediante la ecuación 3.11.

55

FCoinTransf =

FCoin Primario FCoinTr -ind

(3.11)

Donde: FCoinTransf = Factor de coincidencia entre transformadores de distribución. FCoinTr-ind = Factor de coincidencia para el número de clientes promedio por cada transformador de distribución. FCoinPrimario = Factor de coincidencia para el número de clientes totales del alimentador primario. Para el cálculo de los factores de coincidencia se utiliza la curva de la Figura 3.14 10.

Figura 3.14. Coincidencia entre un gran número de usuarios ó cargas

56 Para determinar los factores de coincidencia se consideran los valores de la curva para “iluminación y varios electrodomésticos”, ya que, esta curva se ajusta a las condiciones de los usuarios de la empresa, a demás porque relaciona las demandas diversificadas de un gran número de clientes. Se calculó valores para 1 y 10 usuarios y se desarrollaron ecuaciones de ajuste para calcular el factor de coincidencia (ver Tabla 3.8.), para un número mayor de usuarios. Tabla 3.8. Factores de Coincidencia

# de usuarios 1 1.5 2 3 4 5 6 7 8 9 10 10 - 50 > 50

FCoin 1.000 0.950 0.850 0.783 0.683 0.650 0.625 0.583 0.533 0.517 0.500 Fcoin=(# de usuarios)-0.251939 e-0.177871 Fcoin=(# de usuarios) -0.0333 e-0.9984+0.00379

Las pérdidas para el grupo de transformadores del alimentador primario se calculan con la ecuación 2.9 en el núcleo y 2.13 en los devanados.

3.2.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN El cálculo de las pérdidas en energía como se explicó en el literal 2.2 se basa en las curvas de demanda, con la información obtenida de los registradores que se encuentran instalados en los bornes secundarios de los transformadores, durante 7 días, un mes ó un año con intervalos de medición de 15 minutos. Para utilizar este método se requeriría tener registros de carga de todos los transformadores instalados en el área de concesión de la empresa, una tarea muy exigente debido a lo extenso del

57 sistema, por lo que fue necesario generalizar los resultados de los registros de carga validados anteriormente. Se ha probado que es posible identificar en un plano del área de servicio de la EEQ S.A. la estratificación por consumo mensual (Ver figura 3.15), de manera que es posible identificar el estrato de consumo de los clientes servidos por cada transformador de distribución (Ver figura 3.16), por esta razón resulta conveniente buscar un método que relacione el estrato de consumo con los índices que permitan calcular la energía de pérdidas en los devanados.

Figura 3.15. Plano del área de servicio de la EEQ S.A. por estrato de consumo.

Figura 3.16. Polígonos por estrato de consumo y por primario.

58

Por lo tanto se utilizaron los registros de carga que se analizaron previamente, estos fueron clasificados por estrato de consumo, presentando tendencias en los factores de pérdidas calculados como lo muestra la figura 3.17. Se debe reiterar que existe un espacio para mejorar las tendencias presentadas, pues con un mayor número de registros que el analizado, es posible mejorar el ajuste de los datos.

0.4500

0.4000

0.3500

> 500

0.3000

A (351 - 500) B (251 - 350) C (151 - 250) D (100 - 151)

0.2500

E (0 -100)

0.2000

0.1500

0.1000

0.0500

0.0000 15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200

Figura 3.17. Tendencias de los factores de pérdidas por estrato de consumo para transformadores y redes secundarias

Luego se calculó el número de clientes promedio por transformador con red secundaria de todo el sistema de distribución de la Empresa, con el objeto de establecer factores de pérdidas que reflejen el comportamiento del usuario promedio en los diferentes estratos de consumo. Este cálculo fue realizado considerando el total de clientes (residenciales, industrial artesanal sin demanda e industrial artesanal, comerciales sin demanda y comerciales sin demanda), con el total de transformadores de la empresa con red secundaria, que resultó ser de 36. Ver Tabla 3.9

59 Tabla 3.9. Clientes promedio por transformador

Total de clientes

754,010

Total transformadores de la empresa con red secundaria

20,761

Promedio de clientes por transformador

36

Para este resultado (Promedio de clientes por transformador) se determina el factor de pérdidas para cada estrato de consumo que se aplicará en el cálculo de la aplicación computacional. Una vez que se cuente con la información de los usuarios de cada transformador de distribución, aspecto en el que se trabaja actualmente, será posible determinar el número de clientes promedio por transformador de cada estrato, a fin de utilizar un valor más cercano a la realidad, que el resultante del promedio general. La Tabla 3.10, presenta los factores de pérdidas para cada uno de los estratos que se emplearán en las aplicaciones computacionales. Los valores obtenidos sirven tanto para los transformadores de distribución como para las redes secundarias, las mediciones se encuentran registradas en los terminales secundarios de los transformadores, que a su vez son los inicios de las redes secundarias. Tabla 3.10. Factores de pérdidas en transformadores de distribución

Estratos

Factores de pérdidas (FPerdtrans-secund)

E (0 - 100)

0,1979

D (101 - 150)

0,2446

C (151 - 250)

0,2570

B (251 - 350)

0,2599

A (351 - 500)

0,2665

> 500

0,3230

Con el factor de pérdidas definido para cada estrato de consumo se puede aplicar la expresión 3.12 para calcular las pérdidas de energía para los devanados de los transformadores de distribución.

60

Penerg _ devananual-trans = Ppot _ devanD max -trans * FPerd trans * t

(3.12)

Donde: Penerg_devananual-trans = Pérdidas de energía anuales en devanados del transformador (kWh). Ppot_devanDmax-trans =Pérdidas en potencia en los devanados del transformador a demanda máxima (kW). FPerdtrans t

= Factor de pérdidas en transformadores de distribución. = 8760 horas (para un año).

Las pérdidas en el núcleo y en los devanados de todos los transformadores del alimentador primario se calculan con las expresiones 2.15 y 2.16, respectivamente. El Anexo 4, presenta el instructivo en el que se detalla el procedimiento con las formulas respectivas, que respaldan la metodología desarrollada para el cálculo de pérdidas tanto en potencia como energía para los transformadores de distribución.

3.2.5 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN REDES SEUNDARIAS El desarrollo del cálculo para los circuitos secundarios, además de tener como base los criterios de ingeniería descritos en el capítulo 2, partió de la muestra de trasformadores de distribución analizada y validada, ya que, las características de cada uno de ellos permitió saber las condiciones con que se contaba para elaborar el algoritmo que guíe a la aplicación computacional. La tabulación de los transformadores con secundarios detallaba los siguientes datos: · Estrato de consumo

61 · Potencia nominal (kVA) · Número de usuarios · Factor de Pérdidas · Factor de Carga · Factor de Utilización · Número de clientes asociados al transformador · Número de fase: monofásico ó trifásico · Número de postes de la red secundaria asociada al transformador · Propietario · Tipo de red: aérea ó subterránea Estas especificaciones proporcionaron un criterio para saber cuales sería los casos de estudio para las redes secundarias, es decir, los circuitos secundarios que se modelarían en detalle en el FeederAll (Ver Figura 3.18) para obtener las pérdidas en potencia a demanda máxima. Los resultados se presentan clasificados por número de fases del transformador y estrato de consumo de los clientes asociados a la red. El Anexo 5 lista los resultados de la modelación de redes secundarias monofásicas y para las redes trifásicas de la muestra.

Figura 3.18. Circuito secundario asociado al transformador de distribución 4996 de 45 kVA.

62 De los resultados de las modelaciones de las redes secundarias, se descartan los valores correspondientes a las redes con baja carga, es decir con factores de utilización muy bajos o aquellos demasiado altos, considerando que ambos casos se encuentran lejos de los promedios que se buscan. El mismo tratamiento reciben aquellos valores que, por ubicación del transformador lejos de los centros de carga, tienen porcentajes de pérdidas altos, pues se considera que esa condición no es general en el sistema. De los valores correspondientes a las redes más representativas de cada estrato se escogen los resultados de pérdidas. Para asociar las pérdidas a todas las redes secundarias existentes en el área de concesión de la EEQ S.A., se han obtenido los estratos de consumo aproximados de los usuarios existentes en todas las redes secundarias con base en las rutas de lectura y las áreas de los alimentadores primarios. La aplicación computacional elaborada por el personal de la Empresa, considera para el cálculo, las siguientes condiciones particulares de cada transformador: · Discriminar si el transformador en su característica “PROPIETARIO” tiene “E” es de la Empresa, o “C” es de Cliente. · Distinguir por el “TIPO_TRAFO” si es de Alumbrado “A”, Normal “N” o Particular “P”. · Diferenciar el número de fases “FASES_TRAFO” del transformador, si es Trifásico “3” o monofásico “1”. · Definir el código de la estructura para establecer si el transformador está asociado a una red secundaria.

Para asignar la pérdida en potencia a los circuitos secundarios, se lo hizo en función del estrato de consumo para las siguientes condiciones:

63 ·

Si el transformador es monofásico y es propiedad de la Empresa “E”. Ver tabla 3.11

·

Si el transformador es trifásico y es propiedad de la Empresa “E”. Ver tabla 3.12

·

Si el transformador es de propiedad de Cliente “C” y es tipo Normal “N”. Ver tabla 3.12. Tabla 3.11. Pérdidas en redes secundarias monofásicas

Estrato E D C, B, A y >500 kWh/mes/usuario

Porcentaje de pérdida en potencia con relación a la demanda máxima en la red (%) 0.50 1.15 1.00

Tabla 3.12. Pérdidas en redes secundarias trifásicas

Estrato

Porcentaje de pérdida en potencia con relación a la demanda máxima en la red (%)

E D C B A >500 kWh/mes/usuario

0.50 1.40 1.15 1.00 1.00 1.00

Para el caso de condominios y edificios, donde estrictamente no existe una red secundaria pero se tienen acometidas desde la cámara de transformación a los contadores de energía ó hay alimentación al tablero de contadores de energía, y no se tiene la información en la base de datos para diferenciar entre los dos casos, se adopta un solo valor medio para los dos, como se presenta en la Tabla 3.13. Además se conoce que este caso es más frecuente en los estratos de consumo más altos por lo que no se consideró necesario discriminar por estratos.

64 Tabla 3.13. Pérdidas en potencia en condominios y edificios

Estrato Todos los estratos

Porcentaje de pérdida en potencia con relación a la demanda máxima en la red (%) 0.5

Para calcular la pérdida resistiva por red secundaria se modificó la ecuación 2.12, considerando que el cálculo viene establecido en función, de la longitud de la red, calibre del conductor, densidad de usuarios, condiciones que se logran representar en las modelaciones computacionales y se encuentran representadas en el porcentaje de pérdidas en redes secundarias, relacionando todo esto, con la potencia nominal del transformador. Ver ecuación 3.13

æ FUtil promedio ö ÷÷ * Pp secun Ppot Dmax-secun = kVAtrans * fp secun * çç è FCoin secun ø

(3.13)

Donde: PpotDmax-secun =Pérdidas en potencia, en secundarios, a demanda máxima (kW). kVAtrans= Potencia nominal del transformador (kVA). Ppsecun= Porcentaje de pérdidas en redes secundarias. Ver tablas 3.11, 3.12 y 3.13 FUtilpromedio= Factor de utilización promedio de los transformadores de distribución asociados al alimentador primario. Ver ecuación 3.7 FCoinsecun= Factor de coincidencia entre redes secundarias del alimentador primario. Ver tabla 3.8 fpsecun= Factor de potencia para redes secundarias (0,95).

Las pérdidas para el grupo de redes secundarias del alimentador primario se calculan con la ecuación 2.18, afectándola nuevamente por el Factor de Coincidencia porque las pérdidas no son coincidentes. A continuación se reproduce, como 3.14.

i=n

PTpot Dmax- secun = FCoinTransf * å Ppot _ resistDmax- secun-i i =1

(3.14)

65 Donde PTpotDmax-secun = Pérdidas en potencia, de todas las redes secundarias del alimentador primario (kW). FCoinTrans

= Factor de coincidencia entre transformadores de distribución del

alimentador. Ppot_resistDmax-secun-i = Pérdida en potencia en el secundario i, a demanda máxima obtenida de la corrida de flujo en el FeederAll (kW). n = número de redes secundarias del alimentador primario.

3.2.6 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE REDES SECUNDARIAS Las pérdidas en energía anuales para las redes secundarias se establecieron con la metodología descrita en el capítulo 2, la misma que explica que la energía de pérdidas se calcula empleando la curva de carga (Ver ecuación 3.15). Para el cálculo de pérdidas de energía se utilizaron los mismos factores de pérdidas, esta consideración es correcta pues los registros de carga son los mismos tanto para transformadores de distribución como para circuitos secundarios.

Penerg anual-sec un = Ppot Dmax-sec un * FPerd sec un * t

(3.15)

Donde: Penerganual-secun= Pérdidas de energía anuales por red secundaria (kWh). PpotDmax-secun = Pérdidas en potencia, en secundarios, a demanda máxima (kW). FPerdsecun = Factor de pérdidas. Ver tabla 3.10 t = 8,760 horas (cuando el período de análisis es un año).

66 Las pérdidas en las redes secundarias del alimentador primario se calculan con la expresión 3.16.

i =n

PTenerg anual-secun = å Penerg anual-secun-i

(3.16)

i =1

Donde: PTenerganual-secun= Pérdidas de energía, de todas las redes secundarias del alimentador primario (kWh). Penerganual-secun-i = Pérdida de energía anual en la red secundaria i (kWh). n = número de transformadores asociados al alimentador primario con red secundaria.

El Anexo 6 presenta la propuesta de instructivo para la aplicación del procedimiento descrito en este numeral.

3.2.7 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS Las pérdidas resistivas en acometidas se calculan en función de registros de carga realizados al nivel del tablero de medición, en el que puede haber uno ó más clientes. Con la información obtenida se puede saber con más exactitud cuál es el comportamiento de consumo de energía de los usuarios para así desagregar las pérdidas por acometidas residenciales y comerciales, puesto que, la curva de carga de cada caso refleja condiciones distintas de demanda. A continuación se presenta el procedimiento de cálculo de pérdidas en potencia para acometidas de usuarios residenciales ó comerciales.

67 3.2.7.1 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES

Para determinar las pérdidas técnicas en acometidas se considera la información obtenida de las bases de datos de la Empresa, en las que se puede indagar las siguientes características de cada tipo de acometida: · Longitud · Número de conductores y · Fases de cada acometida por tablero de medición. Luego para el cálculo de la demanda máxima coincidente en usuarios residenciales, se aplica el método establecido en la Norma para Sistemas de Distribución de la EEQ S.A. basado en la metodología del Artículo5 de la Rural Electrification Administration (REA), esta metodología es la que más se ajusta a los hábitos de consumo de la EEQ S.A.11 La Rural Electrification Administration (REA), con base en registros históricos y 3 investigaciones de campo, una sobre 1,000 usuarios, la segunda sobre 5,000 usuarios y la tercera sobre 10,000 usuarios, estableció que la demanda se puede calcular con base en dos factores. El primer factor, relaciona la energía consumida por mes y por usuario (kWh/mes/usuario) está asociado al factor de carga y, el segundo factor, refleja el factor de coincidencia.

El valor del factor M, depende del número de usuarios asociados al tablero de medición. Ver Tabla 3.14. Tabla 3.14. Valores del Factor M en función del número de usuarios # de Factor # de Factor usuarios M usuarios M 1 21 30.40 22 2 31.70 3 23 32.80 24 33.90 4 5 9.49 25 34.90 26 36.00 6 10.80

68 # de Factor # de Factor usuarios M usuarios M 7 12.10 27 37.20 28 38.90 8 13.50 9 14.80 29 39.50 30 40.70 10 16.10 11 17.40 31 41.90 32 43.10 12 18.70 13 20.10 33 44.30 34 45.40 14 21.40 15 22.70 35 46.60 16 24.00 36 47.70 37 48.90 17 25.30 18 26.60 38 50.00 39 51.25 19 27.80 20 29.20 40 52.30

Mientras que los valores relacionados al factor N se determinan en base al promedio del consumo de energía de los últimos 12 meses (kWh/mes/usuario) ecuación 3.17 y de los usuarios asociados al tablero de contadores de energía expresión 3.18.

K=

K1 Num - Cl - Tablero

(3.17)

Donde: K = Promedio general de consumo de todos los usuarios asociados al tablero de contadores de energía (kWh/mes/usuario). K1 = Suma de los promedios de 12 meses de consumo de energía de los usuarios asociados al tablero de contadores de energía (kWh/mes/usuario). Num-Cl-Tablero = Numero de usuarios asociados al tablero.

N = 0,005925 * ( K )0.885

(3.18)

69 Donde: K= Promedio general de consumo de todos los usuarios asociados al tablero de contadores de energía (kWh/mes/usuario). N = Factor para cálculo de la demanda.

El producto de los términos M y N da como resultado la demanda máxima coincidente. Ver ecuación 3.19.

D max coincidente = N × M

(3.19)

Donde: Dmaxcoincidente = Demanda Máxima coincidente en la acometida (kW). N y M = Factores para el cálculo de la demanda máxima.

La metodología de la REA se aplica a partir de cinco clientes, si se desea determinar la demanda coincidente de uno a 4 se debe aplicar el factor de coincidencia. El factor de coincidencia relaciona la demanda máxima coincidente con la suma de las demandas individuales. Ver ecuación 3.20.

Fcoinc =

D max coincidente å Dmáz individual

(3.20)

Donde: Fcoinc.

= Factor de coincidencia.

D max coincidente

= Demanda máxima coincidente (kW).

åD

= Sumatoria de demandas individuales (kW).

máz individual

En la Tabla 3.15, se especifican los valores del factor de coincidencia hasta de 5 usuarios:

70 Tabla 3.15. Factores de Coincidencia12 # de Usuarios 1 2 3 4 5

Factor de Coincidencia 1.00 0.89 0.73 0.65 0.59

La demanda máxima coincidente de uno a cuatro clientes se calcula con el siguiente procedimiento: · Se empieza por determinar la demanda máxima coincidente para 5 clientes con las expresiones 3.18 y 3.19. · De la ecuación 3.20 se calcula el término relacionado a la sumatoria de las demandas individuales (

åD

máz individual )

con el factor de coincidencia de 5

usuarios (0.59). · Con el resultado anterior se determina la demanda máxima individual para 1 usuario, considerando que el cálculo se inició realizando para 5 usuarios.

Dmax individual =

åD

máz individual

5

(3.21)

· El producto del número de usuarios por la demanda máxima individual, y por el factor de coincidencia correspondiente al número de usuario que se desea determinar da como resultado la demanda máxima coincidente. Con la demanda máxima coincidente se determina la corriente que circula por la acometida, como lo especifica la ecuación 3.22.

I=

12

D max coincidente 0.12 * fp *h

Distribution Data Book. USA. GET- 1008K. General Electric

(3.22)

71 Donde: I = Corriente por fase de la acometida (A). Dmaxcoincidente= Demanda máxima coincidente (kW). fp = 0.95 (Factor de potencia).

h = Número de fases por acometida. 0.12 = Voltaje Fase – Neutro (kV).

Para proceder a determinar la resistencia del conductor de la acometida, primero se calcula la longitud de la misma a través de la expresión 3.23.

L=l+k

(3.23)

Donde: L = Longitud de la acometida considera para el cálculo (m). k = 7 m (longitud aproximada existente con relación a la distancia vertical existente entre el punto de conexión de la acometida y el tablero). l = Longitud horizontal de la acometida entre el poste y el tablero (m).

De catálogos de los fabricantes6 se obtiene la resistencia (Ω/km) y con la longitud establecida de procede a determinar la resistencia total de la acometida. Ver ecuación 3.24.

R=

L*r 1000

Donde: R= Resistencia de un conductor de la acometida (W). L= Longitud de la acometida (m).

(3.24)

72 r= Resistencia por unidad de longitud obtenida de catálogos (W/km). La pérdida en potencia por acometida se calcula con la ecuación 3.25.

Ppot_acom Dmax =

I 2 ´ R ´a 1000

(3.25)

Donde: Ppot_acomDmax= Pérdidas en potencia por acometida a demanda máxima (kW). I = Corriente por fase de la acometida (A). R = Resistencia del conductor (W). α = Constante. Ver Tabla 3.16. Tabla 3.16 Constante “α” que depende del sistema, tipo de acometida y número de hilos.

Sistema Trifásico Monofásico

Tipo de acometida Trifásica Dos fases Monofásica Monofásica Monofásica*

Número de hilos 4 3 2 2 3

α 3 3 2 2 2

* Se considera un sistema equilibrado, ya que no se dispone de datos por hilo.

Finalmente se determina las pérdidas totales en potencia por alimentador primario considerando el factor de coincidencia

entre acometidas, este valor se calcula

aplicando la ecuación 3.9 con las modificaciones respectivas, ya que el objetivo es determinar el factor de coincidencia a nivel de tableros y no de transformadores, aplicando las ecuación 3.26 y 3.27

FCoin acom =

FCoincl - alim Fcoin acom- ind

(3.26)

73 Donde: FCoinacom = Factor de coincidencia entre acometidas. FCoincl-alim = Factor de coincidencia para el número de clientes totales del alimentador primario. FCoinacom-ind = Factor de coincidencia para el número de clientes promedio por cada tablero de distribución. i =n

PTpot _ acomD max = FCoin acom * å Ppot _ acomD max - i

(3.27)

i =1

Donde: PTpot_acomDmax= Pérdidas en potencia en los devanados de todas las acometidas de distribución del alimentador primario (kW). FCoinacom= Factor de coincidencia entre acometidas. Ppot_acomDmax-i= Pérdidas en potencia en la acometida i, a demanda máxima (kW). n = número de acometidas en el alimentador primario.

3.2.7.2 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS COMERCIALES Para el caso de usuarios con acometidas comerciales la demanda máxima coincidente se determina a partir de registros de carga, puesto que, existen hábitos de consumo similares en este tipo de clientes. Para determinar las pérdidas se considera el factor de carga obtenido a partir de la curva de carga que refleja el registro. La demanda máxima coincidente de determina con la expresión 3.28

D max coincidente =

K t * fc

(3.28)

74 Donde: Dmaxcoincidente = Demanda máxima coincidente en la acometida (kW). K = Promedio general de consumo de todos los usuarios asociados al tablero de contadores de energía (kWh/mes/usuario). t = 730 horas (tiempo en horas de un mes). fc = 0.39 (Ver Tabla 3.18)

Para determinar la pérdida en potencia por acometida comercial y por alimentador primario se aplica el mismo procedimiento que se detalló para usuarios residenciales.

3.2.8 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS La dependencia entre demanda y energía es la base para el desarrollo del cálculo de la energía de pérdidas, con la expresión 2.4, y teniendo tanto las pérdidas en potencia como los factores de pérdidas establecidos el procesamiento de los datos sigue la metodología descrita en el capítulo 2. Los registros de carga realizados a nivel de tableros de medición reflejan factores de pérdidas más cercanos a la cotidianidad de los hábitos de consumo de los usuarios de la Empresa.

3.2.8.1 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES Con base en los resultados obtenidos de pérdidas en potencia en acometidas residenciales, para obtener las pérdidas de energía se aplica la ecuación 3.29

Penerg anual-acom = Ppot _ acomD max * FPerd acom * t

(3.29)

75 Donde: Penerganual-acom= Pérdidas de energía anuales por acometida (kWh). Ppot_acomDmax = Pérdidas en potencia en la acometida, a demanda máxima (kW). FPerdacom = Factor de pérdidas. Ver tabla 3.17 t = 8,760 horas (el período de análisis es un año).

Tabla 3.17. Factores de pérdidas considerando el número de usuarios y los estratos de consumo (kWh/mes/usuario)

# usuarios 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

E (0-100) 0.0070 0.0174 0.0282 0.0393 0.0506 0.0622 0.0738 0.0857 0.0976 0.1096 0.1218 0.1340 0.1463 0.1587 0.1652 0.1677 0.1700 0.1722 0.1743 0.1763 0.1782 0.1801 0.1819 0.1836 0.1852 0.1869 0.1884 0.1899 0.1914 0.1928 0.1942 0.1955 0.1969 0.1981 0.1994

Estratos de consumo D (101-150) C (151-250) B (251-350) 0.0086 0.0190 0.0298 0.0409 0.0522 0.0638 0.0754 0.0873 0.0992 0.1112 0.1234 0.1356 0.1479 0.1603 0.1668 0.1693 0.1716 0.1738 0.1759 0.1779 0.1798 0.1817 0.1835 0.1852 0.1868 0.1885 0.1900 0.1915 0.1930 0.1944 0.1958 0.1971 0.1985 0.1997 0.2010

0.0439 0.0543 0.0651 0.0762 0.0875 0.0991 0.1107 0.1226 0.1345 0.1465 0.1587 0.1709 0.1832 0.1956 0.2021 0.2046 0.2069 0.2091 0.2112 0.2132 0.2151 0.2170 0.2188 0.2205 0.2221 0.2238 0.2253 0.2268 0.2283 0.2297 0.2311 0.2324 0.2338 0.2350 0.2363

0.0469 0.0573 0.0681 0.0792 0.0905 0.1021 0.1137 0.1256 0.1375 0.1495 0.1617 0.1739 0.1862 0.1986 0.2051 0.2076 0.2099 0.2121 0.2142 0.2162 0.2181 0.2200 0.2218 0.2235 0.2251 0.2268 0.2283 0.2298 0.2313 0.2327 0.2341 0.2354 0.2368 0.2380 0.2393

A (351-500) 0.0629 0.0733 0.0841 0.0952 0.1065 0.1181 0.1297 0.1416 0.1535 0.1655 0.1777 0.1899 0.2022 0.2146 0.2211 0.2236 0.2259 0.2281 0.2302 0.2322 0.2341 0.2360 0.2378 0.2395 0.2411 0.2428 0.2443 0.2458 0.2473 0.2487 0.2501 0.2514 0.2528 0.2540 0.2553

>500 0.0936 0.1040 0.1148 0.1259 0.1372 0.1488 0.1604 0.1723 0.1842 0.1962 0.2084 0.2206 0.2329 0.2453 0.2518 0.2543 0.2566 0.2588 0.2609 0.2629 0.2648 0.2667 0.2685 0.2702 0.2718 0.2735 0.2750 0.2765 0.2780 0.2794 0.2808 0.2821 0.2835 0.2847 0.2860

76 # usuarios 36 37 38 39 40

E (0-100)

Estratos de consumo D (101-150) C (151-250) B (251-350)

0.2006 0.2018 0.2030 0.2041 0.2052

0.2022 0.2034 0.2046 0.2057 0.2068

0.2375 0.2387 0.2399 0.2410 0.2421

A (351-500)

0.2405 0.2417 0.2429 0.2440 0.2451

0.2565 0.2577 0.2589 0.2600 0.2611

>500 0.2872 0.2884 0.2896 0.2907 0.2918

Las pérdidas de energía por alimentador primario del conjunto de acometidas se calculan con la expresión 3.30.

i=n

PTenerg anual- acom = å Penerg anual- acom- i

(3.30)

i =1

Donde: PTenerganual-acom= Pérdidas de energía, de todas las acometidas del alimentador primario (kWh). Penerganual-acom-i = Pérdidas de energía anuales por acometida i (kWh). n = número de acometidas asociadas al alimentador primario.

3.2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS COMERCIALES Para el caso de acometidas comerciales se aplicada el mismo procedimiento anteriormente descrito, con diferencia que el factor de pérdidas se estableció en 0.22, en base a una muestra obtenida de tableros de contadores de energía de usuarios comerciales, puesto que, sus hábitos de consumo son aun más típicos. Ver tabla 3.18 Tabla 3.18. Factor de pérdidas del grupo de usuarios comerciales.

Tablero

Sector

D5 y D6

Mall el Jardín

# de usuarios por tablero 32

Factor de pérdidas 0.22

Factor de carga 0.39

77 3.2.9 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA En el sistema de distribución de la empresa los contadores de energía pueden ser para una, dos ó tres fases y las pérdidas se presentan debido a la existencia de la bobina de voltaje y la bobina de corriente (bobina amperimétrica). Las pérdidas en la primera vienen establecidas por el fabricante, son constantes, y en el segundo caso dependen de la corriente que circula hacia la carga. De las bases de datos de la empresa es posible obtener información sobre cada contador de energía que se encuentra instalado en los tableros de medición de los distintos clientes, para así establecer el número de fases del contador y aplicar la pérdidas establecidas en catálogos, referencias [7, 8, 9]. La Tabla 3.19 detalla los datos utilizados en el cálculo de las pérdidas en contadores de energía, la información fue recogida de catálogos de fabricantes. Tabla 3. 19 Pérdidas en las bobinas de voltaje y corriente en contadores de energía

Contadores de energía electromecánicos Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

1

0.18

2F (AB)

1.10 x2

0.13 x2

3F (AT)

1.10 x3

0.13 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Iskraemeco

Contadores de energía electrónicos Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

0.8

0.02

2F (AB)

0.5 x2

0.02 x2

3F (AT)

0.6 x3

0.03 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Hexing electric

78

Contadores de energía electrónicos para clientes especiales Pérdidas # de fases 3F (AT)

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

5.2*

0.46

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Landis+Gyr *Nota: Total trifásico incluyendo el autoconsumo.

Las pérdidas en la bobina voltimétrica son las establecidas por el fabricante mientras que las pérdidas de la bobina amperimétrica resultan de la relación cuadrática entre la corriente individual en el período de demanda máxima y la corriente nominal del contador de energía, como lo explica la expresión 3.31.

2

Pbobina- amperimetrica

æI ö = çç individual ÷÷ × Pcatalogo è I nominal ø

(3.31)

Donde: Pbobina-amperimetrica= Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). Iindividual = Corriente individual del contador (A). Inominal = Corriente nominal del contador (A). Pcatalogo = Pérdidas establecidas en los catálogos de los contadores de energía (W).

Las pérdidas en potencia en los contadores de energía son el resultado de sumar las pérdidas en las bobinas voltimétricas y las pérdidas en las bobinas amperimétricas afectadas por el factor de coincidencia promedio de 0.27. Ver expresión 3.32

Ppotconta- energ =

Pbobina- voltaje + (Pbobina- amperimetrica * FCoin promedio) 1000

(3.32)

79

Donde: Ppotconta-energ= Pérdidas en potencia en los contadores de energía (kW). Pbobina-voltaje = Pérdidas en las bobinas de voltaje (W). Pbobina-amperimetrica = Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). FCoinpromedio = Factor de coincidencia promedio.

El total de pérdidas en potencia de los contadores de energía se obtiene al aplicar la expresión 3.33 1= n

PTpotconta- energ = å Ppotconta- energ

(3.33)

i =1

Donde: PTpotconta-energ= Pérdidas totales en potencia de todos los contadores de energía por alimentador primario (kW). Ppotconta-energ = Pérdidas en potencia en los contadores de energía (kW).

3.2.10 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE CONTADORES DE ENERGÍA En el caso de contadores de energía las pérdidas se producen en la bobina de voltaje y en la bobina de corriente, en el primer caso no dependen de la variación de la carga ya que viene establecido por el fabricante, la pérdida en potencia al multiplicarla por 8,760 da como resultado la energía de pérdidas anual y si luego se suman las pérdidas de todos los contadores asociados al primario da como resultado el total de la energía de pérdidas. Ver ecuación 3.34

80 Las pérdidas en la bobina amperimétrica resultan despreciables como se demostró en el numeral 2.7.2, con el ejemplo detallado en la tabla 2.4, por lo tanto la pérdidas de energía en los contadores vienen dadas por la bobina de voltaje.

n =i

PTenerg anual- medir = å Pbobina-voltaje-i * t

(3.34)

i =1

Donde: PTenergaanual-medir = Pérdidas de energía de contadores de energía (Wh). Pbobina-voltaje-i = Pérdidas en las bobinas de voltaje del contador i (W). t = 8,760 (horas de un año). n = número de contadores de energía del alimentador primario.

3.2.11 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para el caso particular de la Empresa Eléctrica Quito S. A. la metodología desarrollada para calcular las pérdidas en el sistema de alumbrado público, en primer lugar, parte de diferenciar entre las pérdidas de los elementos del sistema cuyo consumo es facturado y el de los componentes que producen pérdidas técnicas. Por ejemplo son consideradas cargas de alumbrado ó iluminación

pública: los ventiladores de los

túneles, bombas de agua de las piletas y las pérdidas en los balastos de las lámparas. Además se establece como consumo la energía que se factura a los usuarios asociados al área de concesión de la Empresa. Se considera en el consumo de alumbrado público “los kWh del consumo de energía de 12 horas de operación

81 esperadas de las lámparas y sus balastos de las luminarias de las vías, parques, plazas, monumentos, fachadas de iglesia y de las lámparas de las piletas; más los kWh adicionales del consumo de las lámparas por la corriente de arranque en el encendido diario de las lámparas, del funcionamiento durante 24 horas de las lámparas de los semáforos y de los túneles, incluidos los ventiladores y las bombas de agua de las piletas;

así como, del consumo promedio de 1 hora adicional de un 20% de las

lámparas, porque se activa el control de su encendido o apagado antes de las 18H00 o después de las 6H00 del día respectivamente, por la nubosidad de los días” 13. Para determinar las pérdidas en potencia de las líneas de alimentación a luminarias de las vías, parques, plazas, monumentos y fachadas de iglesias, se realizaron modelaciones en el programa computacional FeederAll

de circuitos de alumbrado

expresos y con hilo piloto (Ver Figuras 3.19 y 3.20) para representar el comportamiento de los componentes y poder establecer las pérdidas en potencia, también, se estableció la longitud de cada uno de los circuitos.

Figura 3.19 Circuito de alumbrado expreso relacionado al transformador 41121 de longitud 2.41 km. 13

Cálculo del Consumo de Alumbrado Público, documento: PL.DPT.710.IN.06

82

Figura 3.20 Circuito de alumbrado con hilo piloto relacionado al transformador 15542 de longitud 0.73 km.

Las Tablas 3.20 y 3.21 resumen la información obtenida del análisis que se realizó en cada uno de los casos de estudio.

Tabla 3.20. Pérdidas en potencia kilometro dePÚBLICO circuitos de alumbrado con hilo piloto PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DEpor ALUMBRADO CON HILO PILOTO Pot_alumb Pérdidas Pérdidas Longitud Pérdidas #_Transf. Potencia # de fases (kW) (kW) (%) (km) (kW/km) 35790 37.5 1 1.23 0.001 0.08 0.46 0.002 41558 50 1 1.565 0.005 0.32 0.72 0.007 15542 112.5 3 6.119 0.049 0.88 0.73 0.067

Tabla 3.21. Pérdidas en potenciaEXPRESOS por kilometro circuitos de alumbrado PÉRDIDAS EN CIRCUITOS DEde ALUMBRADO PÚBLICO expresos Pot_alumb Pérdidas Pérdidas Longitud Pérdidas #_Transf. Potencia # de fases (kW) (kW) (%) (km) (kW/km) 41121 25 1 25.2 0.902 3.68 2.71 0.333 27727 25 1 7.599 0.061 0.87 0.62 0.099

La resistencia del conductor y la longitud se relacionan entre sí, con lo cual este parámetro se considera para determinar las pérdidas de circuitos de alumbrado público con hilo piloto y expresos, ya que, esta relación permite obtener resultados acordes a la realidad del sistema.

83 Luego se determinó la longitud promedio de los circuitos de alumbrado público con hilo piloto (ecuación 3.35), en función de la longitud promedio del sistema de alumbrado público, dato determinado al considerar la longitud de las redes de todos los alimentadores primarios del área de concesión de la Empresa y con la longitud promedio de los circuitos exclusivos de alumbrado público (expresos), información obtenida del levantamiento detallado de un grupo de alimentadores disponible a abril del 2009.

Long _ promalum_ hilo _ piloto = Long _ promSist _ alum_ publ - Long _ promalum_circ_ expresos

(3.35)

Donde: Long_promalum_hilo_piloto= Longitud promedio de los circuitos de público con hílo piloto.

alumbrado

Long_promSist_alum_publ= Longitud promedio del sistema de alumbrado público. Long_promalum_circ_expresos= Longitud promedio de los circuitos de público expresos.

alumbrado

Para determinar las pérdidas técnicas en potencia del sistema de alumbrado público tanto de los circuitos expresos y con hilo pilo, se consideró el producto de la longitud promedio, las pérdidas por kilometro y el número de alimentadores primarios como lo detalla la ecuación 3.36.

Ppot alum_publ = Long prom*Perd_km*# alim prim

(3.36)

Donde: Ppotalum_publ= Pérdidas en potencia en circuitos de alumbrado público con hilo piloto o expresos. Longprom

= Longitud promedio por primario de los circuitos de alumbrado público con hilo piloto o expresos.

84 Perd_km = Pérdidas por kilómetro (kW/km). Ver Tablas 3.20 y 3.21. #alimprim =Número de alimentadores primarios asociados al área de concesión de la Empresa.

Para determinar las pérdidas en líneas de alimentación a piletas, semáforos y conductor de alimentación de la luminaria

de las derivaciones de conexión a las

lámparas, primero se calcula la corriente que circula por el conductor aplicando la expresión 3. 37.

I=

P V * fp alum

(3.37)

Donde: I= Corriente que circula por el conductor (A). P= Potencia de la lámpara de la pileta o semáforo (kW). fpalum= Factor de potencia (0.707). V = Voltaje de alimentación (kV).

Luego se procedió a establecer la resistencia del conductor con la ecuación 3.38 para la longitud promedio dependiendo el caso de cálculo, sea entre el transformador y el tablero de distribución de las piletas, entre el semáforo y el tablero de control ó entre la red de conexión y la lámpara de la luminaria. Ver Tabla 3.22. Tabla 3.22. Longitud promedio de líneas de alimentación a piletas, semáforos y conductores de alimentación de las derivaciones de conexión a las lámparas

Longitud promedio del conductor de alimentación entre el transformador y el tablero de distribución de las piletas (m) Longitud promedio del conductor de alimentación entre el semáforo y el tablero de control (m) Longitud promedio del conductor de alimentación entre la red de conexión y la lámpara de la luminaria (m)

40 30 4

85

R=

L*r 1000

(3.38)

Donde: R = Resistencia del conductor de alimentación (W). L = Longitud promedio del conductor de alimentación entre el transformador y el tablero de distribución de las piletas, entre el semáforo y el tablero de control ó entre la red de conexión y la lámpara de la luminaria (m). Ver Tabla 3.22. r = resistencia por unidad de longitud del conductor determinada del catálogo del fabricante14 (W/km). Para calcular las pérdidas en potencia producidas en el conductor, se aplica la ecuación 3.39.

Pérdidas conductor =

I2 *R 1000

(3.39)

Donde: Pérdidasconductor=Pérdidas en potencia por conductor de alimentación (kW). I R

= Corriente que circula por el conductor (A). = Resistencia del conductor de alimentación (W).

La determinación de las pérdidas totales del sistema de alumbrado público del área de concesión de la Empresa, considera únicamente la suma de los resultados de pérdidas en potencia de los componentes considerados para el análisis, pues todas las demandas son coincidentes y el factor de coincidencia es 1.0. Ver expresión 3.40.

14

Cablec, Phelps Dodge del Ecuador Catálogo de cables eléctricos – líneas de baja y media tensión y Fink D. y Beaty H., Standard Handbook for Electrical Engineers, 13H Edition, McGraw Hill, 1993.

86

PTpot Sist _ alum_ publ = Ppot alum_ hilo _ piloto + Ppot alum_ circ _ exp resos + Ppotbom_ ilum + Ppot semaf + Ppotconex _ lamp (3.40) Donde: PTpotSist_alum_publ=Pérdidas totales en potencia del sistema de alumbrado público (kW). Ppotalum_hilo_piloto = Pérdidas en potencia de circuitos con hilo piloto (kW). Ppotalum_circ_expresos= Pérdidas en potencia de circuitos expresos (kW). Ppotbom_ilum = Pérdidas en potencia de bombas e iluminación (kW). Ppotsemaf = Pérdidas en potencia de los semáforos (kW). Ppotconex_lamp = Pérdidas en potencia de los taps de conexión a la lámpara (kW).

3.2.12 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para determinar las pérdidas de energía en el sistema de alumbrado público se utiliza la expresión 3.41 considerando el factor de pérdidas establecido en función del número de horas de uso de los conductores de vías, parques, plazas, monumentos, fachadas de iglesias, alimentación a las derivaciones de conexión a las lámparas de las luminarias, líneas de alimentación a bombas e iluminación a piletas y alimentación a los semáforos. Ver Tabla 3.23. Tabla 3.23. Factores de pérdidas para el tiempo de uso de los diferentes componentes del sistema de alumbrado público.

0.55 FPerdalum 0.50 1.00

Correspondiente a un uso de 13.2 horas/día. Tiempo que se considera debido al control del encendido y apagado antes de las 18H00 o después de las 6H00 del día respectivamente, por la nubosidad de los días14. 12 horas/día para iluminación de piletas14. 24 horas/día para las bombas de las piletas y 24 horas/día para los semáforos14.

87

Penerg anuales = Ppot * FPerd alum * t

(3.41)

Donde: Penerganuales= Pérdidas de energía anuales (kWh). Ppot t

= Pérdidas en potencia por conductor de alimentación (kW). = Tiempo 8,760 horas en el año.

FPerdalum= Factor de pérdidas para el sistema de alumbrado público. Ver Tabla 3.23

Para determinar el total de pérdidas de energía se suman los resultados de pérdidas de energía de cada elemento. Ver ecuación 3.42

PTenerg Sist _ alum_ publ= Penerg alum_ hilo _ piloto + Penerg alum_ circ _ exp resos + Penerg bom_ ilum + Penerg semaf + Penerg conex _ lamp

(3.42) Donde: PTenergSist_alum_publ=Pérdidas totales de energía del sistema de alumbrado público (kW). Penergalum_hilo_piloto = Pérdidas de energía de circuitos con hilo piloto (kW). Penergalum_circ_expresos= Pérdidas de energía de circuitos expresos (kW). Penergbom_ilum = Pérdidas de energía de bombas e iluminación (kW). Penergsemaf = Pérdidas de energía de los semáforos (kW). Penergconex_lamp = Pérdidas de energía de los taps de conexión a la lámpara (kW).

El Anexo 7 presenta la propuesta de instructivo para aplicar la metodología detallada en este numeral.

88

CAPÍTULO 4 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA La programación de las aplicaciones computacionales será parte de un proceso interno de la Empresa Eléctrica Quito S.A., ya que, solo el personal de la Empresa tiene acceso a todas las bases de datos que agrupan la información necesaria para el correcto funcionamiento de tales aplicaciones. La base conceptual para la elaboración de los programas es la metodología desarrollada en el capítulo 3 de este proyecto de titulación. El alimentador primario que fue escogido para realizar el análisis de resultados que arrojó la aplicación computacional fue el 04D de la subestación Chimbacalle, por tanto, en este capítulo se detalla porque fue escogido este alimentador, así como también, se desagrega por componente las pérdidas en: conductores del alimentador primario, transformadores de distribución, redes secundarias, acometidas, contadores de energía y sistema de alumbrado público. Para comprender de mejor forma los resultados obtenidos se procedió a describir las características más relevantes de cada componente. El estudio que se desarrolló para el alimentador primario 04D en base a la metodología propuesta para el cálculo de las pérdidas técnicas, se realizó en base a información detallada en los diferentes informes presentados por la Empresa del año 2008 (Demandas Máximas, Facturación, Flujos de Carga, ISP_Balance, Consumos SIEEQ_COMERCIAL, etc.), para así, trabajar con los datos de un año completo.

89

4.1 JUSTIFICACIÓN DE LA SELECCIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO

El primario 04D reúne las características adecuadas para los fines del proyecto. La actualización y verificación de la información existente en la base de datos GIS permitirá determinar la desagregación de pérdidas técnicas por componente con información real que sustente los resultados obtenidos.

El primario 04D ha sido seleccionado por las siguientes características: · Cuenta con la información detallada y recientemente actualizada a través de una actividad específica realizada por la unidad de información de la Empresa. · Composición de sectores de consumo y usuarios residenciales, comerciales e industriales (Ver Tabla 4.1). · Alto porcentaje de pérdidas totales de energía, mayores a 25% (Ver Tabla 4.2). · Forma de la curva de carga con predominio comercial e industrial (Ver Figura 4.5). · Red aérea. · Primario que sirve un área consolidada y donde se observan menos transferencias de carga. · Nivel de voltaje nominal 6.3 kV. · Topología radial. El alimentador primario escogido fue sometido a un proceso de actualización de datos para que la información del Sistema Geográfico de Información (GIS) sea verás y acorde a la realidad del primario (Ver figura 4.1).

90

Figura 4.1. Alimentador Primario 04D perteneciente a la Subestación Chimbacalle.

Tabla 4.1. Composición de consumos por usuarios residenciales, comerciales e industriales en la subestaciones 3 y 4. SUBESTACION Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionue(terceario) Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle

ENERGIA ENERGIA CONSUMO CONSUMO CONSUMO CONSUMO CONSUMO ENERGIA CLIENTES CLIENTES CLIENTES CLIENTES CLIENTES FACTURADO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS PERDIDAS PRIMARIO DISPONIBLE FACTURADA TOTALES RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS (MWH/MES) (MWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (MWH/MES) * 03A 1,663 1,243 6,469 5,390 953 79 47 1,246,315 823,290 354,357 35,769 32,899 420 03B 1,358 1,241 3,966 3,520 361 48 37 1,246,979 503,671 136,442 591,709 15,157 117 03C 1,135 873 5,420 4,989 313 97 21 873,576 695,870 79,283 67,962 30,461 262 03D 1,505 1,172 6,534 5,817 573 111 33 1,178,895 832,870 172,840 43,601 129,584 334 03E 1,428 1,065 5,242 4,220 897 84 41 1,071,652 660,656 335,720 59,861 15,415 363 03T 3,198 2,388 15,115 13,437 1,336 254 88 2,400,199 1,915,866 327,482 91,282 65,569 810 04A 1,014 858 5,553 5,042 398 75 38 865,719 733,874 82,902 21,765 27,178 156 04B 1,281 1,046 6,048 5,280 656 85 27 1,046,924 663,463 235,938 43,529 103,994 236 04C 1,230 891 6,042 5,450 478 84 30 892,719 706,412 138,384 25,970 21,953 339 04D 1,920 1,084 4,229 3,525 585 68 51 1,096,925 471,500 332,643 237,698 55,084 835 04E 1,109 880 5,870 5,335 443 67 25 977,049 679,014 83,303 17,059 197,673 229

Tabla 4.2. Porcentajes de participaciones de los clientes en los alimentadores. SUBESTACION

PRIMARIO

Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionue(terceario) Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle

03A 03B 03C 03D 03E 03T 04A 04B 04C 04D 04E

CLIENTES TOTALES 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

CONSUMO CONSUMO CONSUMO CONSUMO CONSUMO ENERGIA FACTURADO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS PERDIDAS (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (MWH/MES) * 0.7% 100% 66.1% 28.4% 2.9% 2.6% 25.3% 0.9% 100% 40.4% 10.9% 47.5% 1.2% 8.6% 0.4% 100% 79.7% 9.1% 7.8% 3.5% 23.1% 0.5% 100% 70.6% 14.7% 3.7% 11.0% 22.2% 0.8% 100% 61.6% 31.3% 5.6% 1.4% 25.4% 0.6% 100% 79.8% 13.6% 3.8% 2.7% 25.3% 0.7% 100% 84.8% 9.6% 2.5% 3.1% 15.4% 0.4% 100% 63.4% 22.5% 4.2% 9.9% 18.4% 0.5% 100% 79.1% 15.5% 2.9% 2.5% 27.6% 1.2% 100% 43.0% 30.3% 21.7% 5.0% 43.5% 0.4% 100% 69.5% 8.5% 1.7% 20.2% 20.6%

CLIENTES CLIENTES CLIENTES CLIENTES RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS 83.3% 88.8% 92.0% 89.0% 80.5% 88.9% 90.8% 87.3% 90.2% 83.4% 90.9%

14.7% 9.1% 5.8% 8.8% 17.1% 8.8% 7.2% 10.8% 7.9% 13.8% 7.5%

1.2% 1.2% 1.8% 1.7% 1.6% 1.7% 1.4% 1.4% 1.4% 1.6% 1.1%

- Se considera la información correspondiente al mes de agosto del 2008. - *Datos estimados debido a la no actualización de los usuarios asociados al alimentador primario.

91

4.2 INFORMACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D La Subestación Chimbacalle posee 5 alimentadores primarios (A, B, C, D y E) de los cuales el primario 04D fue seleccionado para aplicar la nueva metodología de cálculo de pérdidas técnicas, el mismo, que tiene una topología de tipo radial, la instalación de los componentes del primario en su mayor parte es aérea, la longitud de la red primaria aérea es de 11.09 km y de la red subterránea de 1.44 km, se encuentra ubicado en la parte sur de la ciudad, las subestaciones que se encuentran limitando a la subestación Chimbacalle son: LULUNCOTO (2), BARRIONUEVO (3), ESCUELA SUCRE (6), SAN ROQUE (7) y EPICLACHIMA (21). Ver figuras 4.2 y 4.3. El Anexo 8 presenta el diagrama unifilar del sistema de distribución de la EEQ S.A.

Figura 4.2. Alimentador Primario 04D, topología radial.

92

Figura 4.3. Ubicación del Alimentador Primario 04D.

El primario 04D como se observa en la figura 4.4, se caracteriza por un comportamiento de la demanda que refleja una combinación de consumos. Para el caso específico de este primario, según la información investigada, está conformado por usuarios de tipo comercial, industrial, residencial y otros como lo puntualiza la Tabla 4.3.

93 Curva de Carga - Primario 04D 4000

3500

3000

2000

Demanda 1500

1000

500

4:15:00

8:15:00

12:15:00

16:15:00

0:15:00

20:15:00

4:15:00

8:15:00

12:15:00

16:15:00

0:15:00

20:15:00

4:15:00

8:15:00

12:15:00

16:15:00

0:15:00

20:15:00

4:15:00

8:15:00

12:15:00

16:15:00

0:15:00

20:15:00

4:15:00

8:15:00

12:15:00

16:15:00

0:15:00

20:15:00

4:15:00

8:15:00

12:15:00

16:15:00

0:15:00

0

20:15:00

Potencia (kW)

2500

Tiempo (Horas)

Figura 4.4. Curva de carga del Alimentador Primario 04D de noviembre del año 2008.

Tabla 4.3. Usuarios por tarifa en el primario 04D a diciembre de 2008 Tarifa

Descripción

Clasificación

Clientes

201 Residencial sin Tasa Basura

Residencial

1

205 Residencial

Residencial

3,189

206 Residencial Temporal

Residencial

1

207 Jubilados EEQ

Residencial

4

209 Tercera Edad

Residencial

279

304 Trolebus Dem.Regis.Horario

Otros

1

405 Oficiales sin Demanda

Otros

3

408 Oficiales Dem.Reg.Horario

Otros

4

515 Beneficio Publico

Otros

5

715 Comercial sin Demanda

Comercial

545

716 Comercial con Demanda

Comercial

15

718 Comerc.Dem.Registrador

Comercial

1

719 Comerc.Dem.Reg.Horario

Comercial

10

905 Industrial Artesanal

Industrial

55

906 Industr. con Demanda

Industrial

5

922 Ind.Demanda con reg.horario

Industrial

6

951 Al.Pub/Serv.Comunitario

Otros

Clientes Totales

37 4,161

94 La tabla 4.4 detalla el incremento o reducción registrada durante todo el año 2008 por la Empresa, de los distintos tipos de usuarios asociados al primario y la facturación que tuvo cada tipo. Se puede obtener esta información porque a cada usuario que ingresa al sistema se le asigna una tarifa según los valores que arroja el estudio de carga respectivo, de esta forma se puede saber con exactitud el tipo de usuario al que sirve la Empresa. La tabla 4.5 lista la información tabulada en la tabla 4.4 en porcentajes.

Tabla 4.4. Facturación en función del tipo y número de clientes Subestación Chimbacalle - Primario 04D Mes

Clientes Totales

Clientes Residencial

Clientes Comercial

Clientes Industrial

Clientes Otros

Consumo Facturado (kWh)

Consumo Residencial (kWh/MES)

Consumo Comercial (kWh/MES)

Consumo Industrial (kWh/MES)

Consumo Otros (kWh/MES)

enero

4,165

3,472

569

74

50

1,141,656

490,271

347,200

245,121

febrero

4,157

3,468

566

73

50

1,017,854

456,523

298,456

207,303

59,064 55,572

marzo

4,152

3,466

566

70

50

1,097,041

487,797

330,047

218,065

61,132

abril

4,153

3,465

566

72

50

1,097,813

476,696

318,466

242,006

60,645

mayo

4,152

3,463

567

72

50

1,135,247

489,159

340,036

245,093

60,959

junio

4,200

3,501

578

69

52

1,108,994

475,308

331,017

243,697

58,972

julio

4,162

3,465

577

69

51

1,116,954

467,517

336,370

256,978

56,089 55,694

agosto

4,187

3,487

581

68

51

1,125,727

504,273

324,702

241,058

septiembre

4,186

3,486

581

68

51

1,082,206

462,423

323,380

240,718

55,685

octubre

4,187

3,491

578

67

51

1,110,150

484,796

339,273

228,841

57,240

noviembre

4,163

3,477

570

66

50

1,096,991

471,127

326,655

242,869

56,340

diciembre

4,161

3,474

571

66

50

1,064,941

489,077

339,502

178,060

58,302

Tabla 4.5. Facturación en función del tipo y número de clientes en porcentaje Subestación Chimbacalle - Primario 04D Mes

Clientes Totales

Clientes Residencial

Clientes Comercial

Clientes Industrial

Clientes Otros

Consumo Consumo Consumo Residencial Comercial Facturado (%) (%) (%)

Consumo Industrial (%)

Consumo Otros (%)

enero

100%

83.4%

13.7%

1.8%

1.2%

100%

42.9%

30.4%

21.5%

5.2%

febrero

100%

83.4%

13.6%

1.8%

1.2%

100%

44.9%

29.3%

20.4%

5.5%

marzo

100%

83.5%

13.6%

1.7%

1.2%

100%

44.5%

30.1%

19.9%

5.6%

abril

100%

83.4%

13.6%

1.7%

1.2%

100%

43.4%

29.0%

22.0%

5.5%

mayo

100%

83.4%

13.7%

1.7%

1.2%

100%

43.1%

30.0%

21.6%

5.4%

junio

100%

83.4%

13.8%

1.6%

1.2%

100%

42.9%

29.8%

22.0%

5.3%

julio

100%

83.3%

13.9%

1.7%

1.2%

100%

41.9%

30.1%

23.0%

5.0%

agosto

100%

83.3%

13.9%

1.6%

1.2%

100%

44.8%

28.8%

21.4%

4.9%

septiembre

100%

83.3%

13.9%

1.6%

1.2%

100%

42.7%

29.9%

22.2%

5.1%

octubre

100%

83.4%

13.8%

1.6%

1.2%

100%

43.7%

30.6%

20.6%

5.2%

noviembre

100%

83.5%

13.7%

1.6%

1.2%

100%

42.9%

29.8%

22.1%

5.1%

diciembre

100%

83.5%

13.7%

1.6%

1.2%

100%

45.9%

31.9%

16.7%

5.5%

95 Otro dato importante del primario es la carga instalada, la misma que se encuentra establecida en función de la suma de la potencia nominal del conjunto total de transformadores de distribución instalados sea de forma aérea ó en cámaras de transformación, esta información permite saber la capacidad de kVA que tiene el primario. La tabla 4.6 detalla la variación durante todo el 2008 de la carga instalada.

Tabla 4.6. Variación de la capacidad instalada durante todo el 2008 Subestación Primario

Chimbacalle

04D

Mes

Contar kVA NOMINAL

Suma kVA NOMINAL

enero

109

9,543

febrero

109

9,543

marzo

109

9,543

abril

109

9,543

mayo

109

9,543

junio

108

9,498

julio

108

9,498

agosto

108

9,498

septiembre

108

9,753

octubre

108

9,753

noviembre

108

9,753

diciembre

119

10,525

Para poder aplicar la metodología descrita para el cálculo de las pérdidas técnicas en alimentadores primarios, es necesario saber cuándo se da la máxima solicitación de carga, ya que, esta información refleja que el comportamiento de consumo de los usuarios asociados al primario en un determinado intervalo de tiempo, es el máximo en comparación a otros períodos. La tabla 4.7 detalla las demandas máximas registradas durante todo el año 2008 por el registrador instalado al inicio del alimentador en la subestación.

96 Tabla 4.7. Demandas máximas registradas durante el 2008. Subestación Primario

Chimbacalle

04D

Fecha Demanda Máxima

Hora Demanda Máxima

Demanda Máxima (kW)

Demanda Reactiva Máxima (kVar)

Energía Mensual (kWh)

01/22/2008

19:45

3,767.04

924.48

1,838,281

02/11/2008

20:00

3,672.00

812.16

1,812,199

03/17/2008

19:30

3,680.64

829.44

1,882,349

04/23/2008

19:15

3,680.64

820.80

1,913,984

05/14/2008

19:30

3,723.84

864.00

1,915,371

06/12/2008

20:00

3,680.64

820.80

1,885,099

07/29/2008

20:00

3,594.24

838.08

1,971,603

08/27/2008

20:00

3,559.68

786.24

1,919,722

09/29/2008

20:00

3,628.80

838.08

1,861,190

10/21/2008

19:30

3,689.28

881.28

1,996,844

11/12/2008

19:45

3,715.20

933.12

1,898,122

12/09/2008

20:00

3,741.12

838.08

1,704,255

Se destaca que la energía ha venido creciendo hasta noviembre pero baja en diciembre, por el menor consumo del grupo de clientes industriales.

4.3 INFORMACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D El componente que aporta información sobre el comportamiento de la carga en los primarios, es el transformador de distribución, ya que, por medio de él se puede registrar la demanda utilizada por los usuarios asociados a la red que sirve y censar los comportamientos de consumo. En el caso de la EEQ S.A. los transformadores están registrados en el Sistema de Información de Distribución (SDI) y en el Sistema de Información Geográfico (GIS) donde se encuentra la información correspondiente a cada unidad como por ejemplo: si está instalada ó retirada del sistema, potencia nominal, fases, etc.

El alimentador primario 04D tiene instalados 119 transformadores de distribución 74 son de propiedad de la empresa y 45 de particulares (Ver Tabla 4.8), la potencia

97 nominal de cada equipo varía según el dimensionamiento requerido y van desde 5 kVA hasta 400 kVA como lo detalla la Tabla 4.9 donde se desagregan las potencias en función de las fases de los transformadores instalados en el primario 04D.

Tabla 4.8. Transformadores de distribución instalados a diciembre de 2008 en el primario 04D

Alimentador 04D # Transf. % Transf. CLIENTE 45 38% EMPRESA 74 62% TOTAL 119 100%

Tabla 4.9. Desagregación de las potencias nominales en función del número de fases de los transf. PRIMARIO

NUMERO DE FASES

1

Total 1

04D

3

Total 3 Total 04D

kVA_NOMINAL

TOTAL

5

2

15

10

25

6

37.5

2

50

1

435

21

30

16

45

16

50

9

60

4

75

16

90

5

100

3

112.5

6

125

5

150

3

200

2

250

4

300

5

400

4

10,090

98

10,525

119

98 La

Tabla 4.10 detalla el resumen de la desagregación de transformadores de

distribución monofásicos y trifásicos. Así como también los porcentajes en función del total de la potencia nominal y del número de transformadores.

Tabla 4.10. Resumen de la desagregación de los transformadores en función del número de fases. % % NUMERO kVA_NOMIN NUMERO_ kVA_NOMIN NUMERO_ DE FASES AL TRANSF AL TRANSF

Total 1 Total 3 Total

435.0 10,090 10,525

4.1% 95.9% 100.0%

21 98 119

18% 82% 100%

La Tabla 4.11 lista una muestra de los transformadores de distribución existentes en el alimentador primario 04D, la misma que detalla el código o número que la empresa le asigna para identificar al equipo, la marca del fabricante, el tipo de propietario si es de la empresa ó cliente, así como también tipo de transformador si tiene red (N), es de alumbrado (A) ó particular (P). La tabla completa se presenta en el Anexo 9. La tabla 4.12 tabula las marcas predominantes en el sistema primario.

Tabla 4.11. Resumen de los transformadores existentes en el primario 04D. NUMERO_ EMPRESA 32823

kVA_NO CODIGO_ES MINAL TRUCTURA 45 MNT4-45

MARCA

NUMERO_ TIPO_PROP TIPO_TRAF FASES 6.3 3 EMPRESA N

VOLTAJE T.P.L.

DETALLE

2835

45

MNT4-45

OSAKA

6.3

3

EMPRESA

13155

30

MNT4-30

MECELSA

6.3

3

CLIENTE

26874

112.5

MNT4-112.5 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

26426

200

SNT1-1-200

ECUATRAN

6.3

3

CLIENTE

26896

112.5

MNT4-112.5

INATRA

6.3

3

EMPRESA

3346

200

SNT1-1-200 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

3411

75

SNT1-1-75 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

CLIENTE

P Cuerpo de ingenieros militares

A.E.G.

6.3

3

CLIENTE

P Textiles Magdalena

MNT4-45 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

N

6.3

3

EMPRESA

N

SNT1-1-400

N P Conjunto Habitacional Panecillo N P CC. Mi Comisariato N N

3374

400

16049

45

5545

125

SNT1-1-125

INATRA

33941

15

MNT3-15

ECUATRAN

6.3

2

EMPRESA

N

5082

75

MNT4-75 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

N

33791

50

6.3

3

EMPRESA

N

3262

30

SNT1-I-30

SIEMENS

6.3

3

EMPRESA

N

4140

5

MNT3-45

MITSUBISHI

6.3

1

EMPRESA

A

MNT4-50 LE'TRANSFORMATEUR

99 Tabla 4.12. Resumen de la desagregación de los transformadores en función del fabricante. MARCA

# transf

INATRA ECUATRAN

20 14 13

AEG

12

LE'TRANSFORMATEUR

OSAKA TRANSUNEL BROWN-BOVERY T.P.L. Otros Total

4.4

% transf

INFORMACIÓN

DE

LAS

17% 12% 11% 10% 8% 4% 4% 3% 31% 100%

9 5 5 4 37 119

REDES

SECUNDARIAS

DEL

ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Las redes de baja tensión aérea en el alimentador primario 04D tienen una longitud de 13.93 km y la red subterránea de 0.96 km esta información fue investigada en el Sistema Geográfico de Información (GIS), también se presentó en la Tabla 4.2 la composición de usuarios de tipo residencial, comercial e industrial, información obtenida del Sistema de Facturación (SIEEQ_COMERCIAL). Los usuarios residenciales del primario 04D presentan categorías de consumo de tipo D, B y C (Ver figura 4.5) en base al Plano polígonos por estratos de consumo y por primario11, este plano se elaboró considerando la facturación establecida por las rutas de lectura que tiene implantadas la Empresa. El consumo de energía eléctrica está asociado directamente al nivel socioeconómico de la población, por lo que, con la información de las rutas de lectura, se establece la base geográfica de la distribución de estratos de consumo.

100

Figura 4.5. Plano polígonos por estrato de consumo y por primario.

Las redes secundarias pertenecientes a la categoría D, C y B son las que presentan consumos entre 101 – 150, 151 – 250 y 251 - 350 kWh/mes/usuario, respectivamente como lo ilustran los siguientes ejemplos listados en la Tabla 4.13, así como también, se puede observar en la figura 4.6 a los transformadores 101016 y 40791 con la red secundaria asociada a cada uno.

Figura 4.6. Polígonos determinados en el estrato de consumo D del primario 04D.

101 Tabla 4.13. Ejemplo de suministros cuyos consumos pertenecen a la escala de consumo D, C y B. Potencia # Consumo Transformador Estrato (kVA) Sumi_asociados (kWh/mes/usuario) 40791 125 136 138 73317 75 76 150 D 32823 45 61 149 101016 112.5 165 129 22831 25 17 216 43339 50 39 190 C 115253 15 21 216 73120 45 65 169 21052 45 47 253 B 73358 45 10 349

4.5 INFORMACIÓN DE LAS ACOMETIDAS Y CONTADORES DE ENERGÍA PERTENECIENTES AL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Las bases de datos que dispone y maneja la Empresa, Sistema de Facturación (SIEEQ_COMERCIAL) y el Sistema de Información Geográfica (GIS) contienen la información de acometidas (longitud, fases, tipos y calibres) y contadores de energía (tipos, fases y marcas) que representan la base para determinar las pérdidas en potencia y en energía. En las acometidas la información que almacenada la base de datos permite a través del tipo de tarifa establecer si se trata de una acometida residencial o comercial. Para el caso del alimentador primario en estudio, la Tabla 4.14 lista el número reportado de cada tipo de acometida con el número de suministros asociados a cada acometida.

Tabla 4.14. Número de acometidas residenciales y comerciales existentes en el primario 04D. Tipo_acom #_tableros #_suministros Acometidas 671 1,978 Residenciales Acometidas 97 156 Comerciales

102 Las acometidas sean residenciales ó comerciales tienen un código, el mismo que contiene los siguientes datos técnicos: · Descripción. · Calibre. · Resistencia por km. · Número de líneas. · Número de Fases. Las acometidas que se encuentran instaladas en el primario 04D presentan los códigos que se listan en la Tabla 4.15. Tabla 4.15. Características de las acometidas existentes en el primario 04D. Estr_acom 402 403 404 405 406 407 408 423 424 425 426 427 460 467 468 SU2X1/0(2) SU2X6(6) SU3X1/0(2) SU3X2(2) SU3X2(4) SU3X2/0(2) SU3X2-1/0(1/0) SU3X3-4/0(2-4/0) SU3X4(4) SU3X4(6) SU3X6(6)

Descripción ACOM. 1F AER-AER 2 X 10 AWG ACOM. 1F AER-AER 2 X 8 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 10 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 8 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 6 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 4 AWG ACOM. 2F AER-AER DOB_CIRC 2(3 X 4) AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 8 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 6 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 4 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. DOB._CIRC. 2(4 X 8) AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. DOB._CIRC. 2(4 X 4) AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 10 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. DOB.-CIRC. 2(4 X 6) AWG ACOM. 3F AER-AER DOB_CIRC 2(3 X 6) AWG COND. CU 2F. 1/0 TTU; NEU. 2 COND. CU 2F. 6; NEU. 6 COND. CU 3F. 1/0 TTU; NEU. 2 COND. CU 3F. 2 TTU; NEU. 2 COND. CU 3F. 2 TTU; NEU. 4 COND. CU 3F. 2/0 TTU; NEU. 2 DOB. COND. CU 3F. 1/0 TTU; NEU. 1/0 TRIP COND. CU. 3F. 4/0 TTU; NEU. DOB. 4/0 COND. CU 3F. 4 TTU; NEU. 4 COND. CU 3F. 4 TTU; NEU. 6 COND. CU 3F. 6 TTU; NEU. 6

Calibre Resi_por (Ω/km) Nume_Line Nume_Fase 10 3.32 2 1 8 2.10 2 1 10 3.32 3 2 8 2.10 3 2 6 1.32 3 2 4 0.83 3 2 4 0.83 3 2 8 2.10 4 3 6 1.32 4 3 4 0.83 4 3 8 2.10 4 3 4 0.83 4 3 10 3.32 4 3 6 1.32 4 3 6 1.32 4 3 1/0 0.33 3 2 6 1.32 3 2 1/0 0.33 4 3 2 0.52 4 3 2 0.52 4 3 2/0 0.26 4 3 1/0 0.33 4 3 4/0 0.05 4 3 4 0.83 4 3 4 0.83 4 3 6 1.32 4 3

Los contadores de energía existentes en el alimentador primario 04D se encuentran tabulados en la Tabla 4.16 en función del número de fases.

103 Tabla 4.16. Contadores de energía por el número de fases del primario 04D. Tipo Detalle # cont_energ AM Medidor monofásico 2,743 AB Medidor a dos fases 1,148 AT Medidor trifásico 195 CO Medidores en clientes especiales 21 HO Medidores en clientes especiales 21 PP Medidores en clientes especiales 22 RE Medidores en clientes especiales 1 DP Medidores en clientes especiales 21 FO Medidores en clientes especiales 1 OO Medidores en clientes especiales 22 Total 4,195

Los fabricantes más frecuentes para contadores de energía son los tabulados en la Tabla 4.17, además se presenta el porcentaje de participación por marca. Tabla 4.17. Marcas más frecuentes en el primario 04D. Marca # cont_energ % cont_energ HEXING 1,086 26% KRIZIK 931 22% CONTELECA 700 17% HOLLEY 393 9% LANDIS 309 7% COT 135 3% FUJI 118 3% SCHLUMBERGER 106 3% PAFAL 105 3% TECUN 82 2% Otros 230 5% Total 4,195 100%

4.6 INFORMACIÓN SOBRE EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO DEL PRIMARIO 04D El sistema de alumbrado público en el alimentador primario posee una longitud de la red aérea de 21.84 km y de la red subterránea de 3.15 km información obtenida del Sistema de Información Geográfico (GIS), además también se puede obtener un reporte de luminarias en el primario, el mismo que permite saber la cantidad de

104 reflectores y luminarias que conforman el sistema de alumbrado, así como también, la potencia nominal de cada equipo. Ver Tabla 4.18.

Tabla 4.18. Reporte de las luminarias existentes en el 04D. ESTRUCTURA ABDA-NA-250 ABDC-NA-250 ABDC-NA-400 ABLA-HG-125 ABLC-HG-125 ABLA-HG-175 ABLC-HG-175 ABLA-HG-250 ABLC-HG-250 ABLC-NA-100 A-CFI-250 AT1-400 ABLC-NA-250 ABLC-NA-70 ABLA-NA-150 ABLC-NA-150 ABLA-NA-250 ABLA-NA-400 ABLC-NA-400 ABLA-NA-70 AHLC-NA-70 ATRC-HG-400 ATRC-HG-800 ABRA-NA-150 ABRC-NA-250 ABRC-NA-400 ABRC-NA-70 AHRC-NA-150 AHRC-NA-400 ATRC-NA-400

TIPO Y POTENCIA NA-250 NA-250 NA-400 HG-125 HG-125 HG-175 HG-175 HG-250 HG-250 NA-100 NA-250 NA-400 NA-250 NA-70 NA-150 NA-150 NA-250 NA-400 NA-400 NA-70 NA-70 HG-400 HG-800 NA-150 NA-250 NA-400 NA-70 NA-150 NA-400 NA-400

POTENCIA TOTAL POTENCIA UNITARIA (W) UNITARIA (W) LUMINARIA DE SODIO DOBLE POTENCIA ESPECIAL EN BRAZO 250 W ABIERTA 3 250 750 LUMINARIA DE SODIO DOBLE POTENCIA ESPECIAL EN BRAZO 250 W CERRADA 14 250 3,500 LUMINARIA DE SODIO DOBLE POTENCIA ESPECIAL EN BRAZO 400 W CERRADA 4 400 1,600 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W ABIERTA 20 125 2,500 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W CERRADA 1 125 125 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W ABIERTA 1 175 175 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W CERRADA 8 175 1,400 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 250W ABIERTA 2 250 500 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 250W CERRADA 40 250 10,000 LUMINARIA DE SODIO CERRADO EN BRAZO DE 100 W 97 100 9,700 LUMINARIA DE SODIO DE 250W,CON FOTOCELULA INCORPORADA 1 250 250 LUMINARIA DE SODIO DE 400W., CON FOTOCELULA INCORPORADA 5 400 2,000 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W CERRADA 134 250 33,500 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W CERRADA 174 70 12,180 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTA 23 150 3,450 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W CERRADA 73 150 10,950 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W ABIERTA 17 250 4,250 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 400W ABIERTA , 52 400 20,800 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 400W CERRADA 26 400 10,400 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W ABIERTA 26 70 1,820 LUMINARIA DE SODIO ORNAMENTAL 70W CERRADA 10 70 700 REFLECTOR DE MERCURIO EN TOPE 400W CERRADO 10 400 4,000 REFLECTOR DE MERCURIO HALOGENADO 2x400 W 18 800 14,400 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTO 3 150 450 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 250W CERRADO 54 250 13,500 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 400W CERRADO 118 400 47,200 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 70W CERRADO 18 70 1,260 REFLECTOR DE SODIO ORNAMENTAL 150W CERRADO 12 150 1,800 REFLECTOR DE SODIO ORNAMENTAL 400W CERRADO 4 400 1,600 REFLECTOR EN TOPE DE POSTE, SODIO 400W CERRADO 8 400 3,200 TOTAL POTENCIA INSTALADA ALUMBRADO (kW) 218 DESCRIPCIÓN

NÚMERO

4.7 RESULTADO DE LA METODOLOGIA PROPUESTA APLICADA AL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Luego de puntualizar datos importantes acerca de los componentes que conforman el alimentador primario en estudio se presentan los resultados de la metodología de cálculo de pérdidas técnicas propuesta para las características y las condiciones de operación que presenta el sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito S.A. La Tabla 4.19 lista el balance general de pérdidas técnicas para el caso particular del alimentador primario 04D de la Subestación Chimbacalle.

105 Tabla 4.19. Pérdidas Técnicas por componente del primario 04D Demanda máxima primario (kW)

3,767

Energía disponible (kWh) Fperd

22,599,019 0.50271 Pérdidas en Potencia (kW)

Pérdidas de Energía anuales (kWh)

Perd_Dmax-prim

78.3

2.1%

344,955.6

1.5%

Perd_devan_Dmax-trans

32.9

0.9%

82,273.7

0.4%

Perd_nucleo

55.9

1.5%

489,757.1

2.2%

Perd_total_trans

88.8

2.4%

572,030.8

2.5%

Perd_Dmax-secun

37.5

1.0%

92,909.9

0.4%

Perd_alum_publ

3.6

0.1%

17,423.6

0.1%

Perd_Dmax-acom_resi

5.9

0.2%

9,189.1

0.04%

Perd_Dmax-acom_come

0.2

0.004%

857.2

0.004%

Perd_total_acom

6.0

0.2%

10,046.3

0.04%

Perd_Dmax-medir

6.0

0.2%

52,397.1

0.2%

220.3

5.8%

1,089,763.4

4.8%

Perd Tecnic_Totales

La Figura 4.7 grafica los resultados obtenidos de la Pérdidas de Energía con relación a la energía suministrada por la Empresa al primario durante todo el año 2008, además se logra apreciar como es la distribución de las pérdidas y cuál componente es el que presenta el porcentaje de pérdidas mayor para así poder determinar las posibles soluciones para reducir pérdidas.

Figura 4.7. Porcentajes de las pérdidas de energía de los componentes del primario 04D.

106 En el caso del primario 04D se observa que los componentes que presentan porcentajes importantes de pérdidas son los relacionados a los transformadores de distribución, la red primaria y las redes secundarias. En el siguiente capítulo se presentan las propuestas más factibles que la Empresa podría realizar para reducir las pérdidas técnicas en el caso específico del alimentador primario 04D de la Subestación Chimbacalle.

107

CAPÍTULO 5 PROPUESTA PARA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN EL PRIMARIO 04D Este capítulo tiene por objeto presentar una propuesta a la Empresa que sea confiable y que sea posible de realizar, para obtener reducción de pérdidas técnicas en el alimentador primario 04D de la Subestación Chimbacalle, aplicando criterios de ingeniería de distribución para alcanzar condiciones de operación apropiadas con la realidad del sistema y lograr que las pérdidas tengan niveles aceptables. La propuesta vendrá acompañada de modelaciones digitales en el FeederAll, programa computacional que sirve para simular el entorno del sistema de distribución que opera la Empresa, ya que, este software permite modelar al alimentador primario con todos los componentes que lo conforman como son: transformadores de distribución, demandas de potencias máximas tanto activas como reactivas, niveles de voltaje, tipo de conductor, estructuras, etc. Este programa tiene la capacidad de realizar flujos de carga balanceados y desbalanceados, coordinación de protecciones, análisis de cortocircuitos (fallas monofásicas, bifásicas y trifásicas), ubicación de capacitores.

5.1

DESCRIPCIÓN

DE

LA

MODELACIÓN

DIGITAL

DEL

ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Para realizar el análisis del sistema primario en estudio, el FeederAll necesita saber la topología de la red y los componentes que la integran, a través de la interface GISFEEDERALL (Ver Figura 5.1) se migran todos los datos necesarios desde el Sistema de Información Geográfico (GIS) hacia el programa computacional. La migración no siempre es del 100% correcta porque algunas líneas no están bien dibujadas ó están

108 desconectadas, también puede suceder que algunos transformadores no se incluyan por tal motivo, luego de tener el primario correctamente representado se procede con la revisión de datos como: potencia nominal

del transformador de potencia y de los

transformadores de distribución, calibres de los conductores, longitudes de los vanos.

Figura 5.1. Migración del primario 04D hacia el FeederAll.

Cuando se termina de realizar la verificación se procede a ingresar los datos que permitan representar las condiciones de máxima demanda del primario en el Medidor “Meter Property” (Ver Figura 5.2). Se procede a repartir la demanda ingresada a todas las cargas (transformador de distribución) existentes en el primario, considerando la potencia instalada como base para la distribución, para el caso de estudio será de tipo balanceado “Balanced”, puesto que no se dispone de medición en todos los puntos de transformación para saber con exactitud cuál es la demanda del grupo de clientes asociados a cada transformador, además la repartición de carga es con factor de corrección “with loss correction” ya que así, el valor total de la demanda ingresada se distribuye a las cargas, restando el valor correspondiente a las pérdidas. Ver Figura 5.3

109

Figura 5.2. Pantalla en la que se ingresan los valores de demanda máximas para la modelación.

Figura 5.3. Opciones para repartir la demanda máxima en las cargas.

Se corre el flujo balanceado (BLF) cumpliendo los siguientes pasos: primero realiza el cálculo de impedancias (Ver Figura 5.4), segundo la demanda máxima se asigna a cada transformador de la forma antes detallada, tercero se elige el tipo de corrida de

110 flujo (balanceado, desbalanceado) donde se define el máximo de iteraciones que realizará el programa. Ver Figura 5.5.

Figura 5.4. Ventana donde se calcula las impedancias.

Figura 5.5. Ventana donde se especifica las condiciones del BLF.

La corrida de flujo balanceada considera los métodos15 Gauss Seidel y Newton Raphson, para ser calculada y las características de estos algoritmos son los siguientes: 15

CHAPRA ESTEVEN C., CANELE RAYMOND P., Métodos numéricos para ingenieros, McGraw-Hill Interamericana Editores S.A., México, DF 2003.

111

-

Gauss Seidel: convergencia lenta, no requiere cantidades grandes de memoria, es menos susceptible a problemas numéricos porque no usa la matriz inversa.

-

Newton Raphson: rápida convergencia, requiere cantidades de memoria más grandes, computacionalmente pesado, y puede experimentar problemas numéricos debido a la inversión de la matriz.

5.2 SITUACIÓN ACTUAL DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D El alimentador primario 04D presenta en su topología dos ramales, los cuales como se aprecian en la Figura 5.6 no se dividen la carga de una forma equilibrada, puesto que, las líneas troncales que enlazan la subestación de distribución con las transformadores de distribución se debieron diseñar en función de la carga a la que se necesitaba suministrar el servicio y de la topografía del sector. Teniendo el primario 04D migrado y verificados los datos se procedió a realizar la modelación digital a las condiciones que presentaba el primario cuando se inició el desarrollo de este proyecto de titulación, por tanto la demanda máxima ingresada fue la correspondiente al mes de noviembre del 2008 (Ver Tabla 5.5), puesto que la propuesta de mejoras fue hecha para las condiciones más actuales que reportaba el alimentador primario. Tabla 5.1. Demanda máxima de potencia activa y reactiva del primario 04D Subestación

Primario

Chimbacalle

04D

Fecha Demanda Máxima 11/12/2008

Hora Demanda Máxima 19:45

Demanda Máxima (kW) 3,715.20

Demanda Reactiva Máxima (kVar) 933.12

Factor de Potencia 0.97

Carga Instalada (kVA)

9,753

112

Figura 5.6. Sistema primario completo del A/P 04D modelado en el FeederAll.

113 La Tabla 5.2 tabula el resumen de cargas máximas, secciones con mayores caídas de voltaje y pérdidas, que reporta la corrida de flujo balanceada después de ingresar los datos en el intervalo en que se da la máxima solicitación de carga, el Anexo 10 muestra la información detallada. Tabla 5.2. Resumen de cargas máximas, secciones con mayores caídas de voltaje y pérdidas. Secciones con mayores caídas de voltaje Nombre Nodo ID 908440

Caída de Voltaje (%) 3.7 Batallon Chimborazo

Ubicación

908884

3.7 Policlínico Cuerpo de Ing. Ejercito

908439

3.7 Calle Bahía

Secciones con cargas máximas Nombre Línea ID

Carga de la Línea (%)

Ubicación

24879838

74.5 Calle Chambo entre la Av. 1 de Mayo y la calle Cero Hermoso

24879828

72.7 Calle Cerro Hermoso entre las calles Casitigua y Chambo

24870496

71.3 Calle Casitigua entre Av. Vicente Maldonado y Cerro Hermoso Secciones con mayores pérdidas Pérdidas Ubicación (%) 0.17 Calle Casitigua entre Av. Vicente Maldonado y Cerro Hermoso 0.25 Av. Vicente Maldonado entre la calle P. Alfaro y Psj. A 0.18 Calle Santa Ana entre las calles P. Alfaro y Fco. Gomez

Nombre Línea ID

24870496 24847441 24879538

5.3 SIMPLIFICACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Con el fin de facilitar la interpretación y análisis de resultados se trabajó con un esquema reducido que permite reducir detalles excesivos y trabajar solo con los aspectos más relevantes para la operación del alimentador primario. Además, se asignaron nombres a los nodos y líneas en correspondencia a los accidentes geográficos asociados a su ubicación para saber con precisión que puntos son los que reportan problemas después de realizar la corrida de flujo, como son: violaciones de voltaje, conductores sobrecargados, excesivas pérdidas, etc. A diferencia de la corrida detallada que referencia con coordenadas universales de 6 y 8 dígitos.

114 Al comparar resultados entre la modelación detallada que incluye la representación de todos los elementos que constan en la base de datos del GIS y la modelación reducida, se demuestra en los resultados que el proceso de análisis se facilita sensiblemente, sin sacrificar precisión en los resultados. El proceso consistió en respetar la topología original pero con la diferencia de que se fueron agrupando las cargas que se encuentran cerca (Ver Figuras 5.7 y 5.8) y descartando los nodos eléctricos que no tienen relevancia para obtener así un esquema con el menor número de secciones y nodos. Después se realizó la corrida de flujo balanceada, la Tabla 5.3 compra entre el esquema completo y el reducido los resultados de las pérdidas El Anexo 11 detalla el reporte completo de la corrida de flujo. Una vez demostrada la validez y facilidad de análisis de la modelación reducida, en adelante solo se usa esta para el resto del estudio.

Figura 5.7. Ejemplo de la agrupación de las cargas.

115

Figura 5.8. Valor resultante de la agrupación.

Tabla 5.3. Comparación entre los resultados del esquema completo y el reducido.

Carga Total Esquema

Actual Propuesto

# Nodos

(kW)

(kvar)

Pérdidas Potencia Potencia Activa (kW) Activa (%)

255

3,639.55

1,103.87

76.01

2.09

110

3,639.97

1,102.84

75.59

2.08

116

Figura 5.9. Esquema reducido del primario 04D modelado en el FeederAll.

117

5.4 PROPUESTA PARA REDUCIR LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS EN EL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Para reducir las pérdidas técnicas en un alimentador primario se comienza por analizar las condiciones de operación del sistema de distribución que se desea mejorar, ya que, de esta forma se podrá saber porque se producen y que criterios aplicar para desarrollar medidas para la reducción de pérdidas técnicas. Ver Figura 5.10.

Figura 5.10. Clasificación de las pérdidas técnicas.

Luego de analizar los criterios descritos se resumen las alternativas que mejor se adapten al estudio, para lograr posibles soluciones que optimicen los recursos existentes en el primario y a su vez conlleve a la reducción de las pérdidas técnicas. Entre las soluciones se encuentran:

-

Reconfiguración de la topología del alimentador primario.

-

Cambio del calibre de los conductores primarios con niveles excesivos de carga.

-

Ubicación óptima de capacitores.

-

Mejora de operación de redes secundarias (ubicación del transformador de distribución en los centros de carga).

118 -

Balance de Fases.

La ubicación del transformador de distribución con respecto al centro de carga de la red, tiene gran importancia, pues se demuestra que reubicando un transformador alejado del centro de carga se reducen las pérdidas considerablemente. Ver Figura 5.11 y 5.12.

Figura 5.11. Configuración original del circuito secundario asociado al Transf. 6767.

Figura 5.12. Reubicación en el centro de carga del circuito secundario del Transf. 6761

En la Tabla 5.4 se observan los resultados de las corridas de flujo del circuito secundario asociado al transformador de distribución 6761 de 75 kVA en el FeederAll, dependiendo donde se encuentra el centro de carga. Tabla 5.4. Resumen de pérdidas según la ubicación del transformador de distribución 6767.

Pérdidas de Demanda Configuración Actual Transf. Reubicado kW % (kW) kW % (kW) 1.831

3.11%

1.464

2.48%

119 5.4.1 RECONFIGURACIÓN DEL PRIMARIO Con los resultados de las corridas de flujo se analizó la situación del primario y se plantearon soluciones que se ajusten a las condiciones de operación que presenta el alimentador primario 04D, entre ellas, la reconfiguración de la topología permite una solución efectiva ya que aliviaría al ramal que concentra la mayor cantidad de carga. La propuesta para reducir las pérdidas técnicas en el alimentador primario 04D está dividida en dos fases: · la primera será la reconfiguración de la topología y · la segunda el cambio de conductor Esta propuesta permitirá que la calidad del servicio mejore y que las pérdidas se reduzcan. Con la ayuda del GIS se investigaron los sectores por donde podrían construirse tramos que dividan en tres ramales al primario en vez de los dos que son en la actualidad, para lograr una mejor distribución de la carga. Se ubicó al Parque Ecológico Santa Ana por donde se haría la construcción subterránea del primer tramo y el otro tramo sería una construcción aérea desde la calle Machuca hasta la Av. 5 de Junio. Ver Figura 5.13

Figura 5.13. Ubicación en el GIS de los sectores por donde irá el troncal propuesto.

120 Se realizó una visita de campo a los sitios señalados para verificar si sería factible realizar las construcciones propuestas, en la Figuras 5.14 y 5.15 se observa el poste ubicado a la entrada del parque Ecológico Santa Ana, donde sería el inicio del tramo subterráneo en la calle Pedro de Alfaro.

Figura 5.14. Inicio del tramo subterráneo.

Figura 5.15. Inicio del tramo subterráneo.

La Figura 5.16, 5.17 y 5.18 se observa el área por donde se construirá el tramo subterráneo al interior del parque hasta llegar a la calle Machuca, donde se añadiría un poste para soportar la transición aéreo-subterráneo.

Figura 5.16. Tramo subterráneo

Figura 5.17. Tramo subterráneo

121

Figura 5.18. Ubicación poste

En la Figura 5.19 se aprecian los postes que resultarían enlazados por el nuevo tramo aéreo de red primaria.

Figura 5.19. Incremento del tramo aéreo

Para completar el objetivo será necesario realizar actividades que complementen lo propuesto, como: colocar equipo de seccionamiento, para abrir la red primaria situada en la calle Chasqui entre las calles Galte y Barba, así como también la línea ubicada en la Av. 5 de Junio entre las calles Barba y Necochea, con el fin de realizar la transferencia de carga de un ramal a otro. Ver Figura 5.20

122

Figura 5.20. Red primaria donde se colocarán los equipos de seccionamiento.

5.4.2 CAMBIO DE CONDUCTOR Después de realizar los cambios antes mencionados en la topología de la red primaria, se consideró que además sería necesario reforzar las secciones existentes que presentan distintos calibres y tipos de conductor (Ver Figura 5.21), la nueva repartición de demanda es mayor que para la que fue diseñada esa sección de red primaria. La alternativa de crear solo el nuevo ramal repercutió en las pérdidas de los conductores por el Efecto Joule, ya que, las pérdidas son directamente proporcionales a la corriente y a la resistencia (Ver ecuación 2.5); la cantidad de corriente se puede disminuir aumentando ramales porque la demanda de la carga no se puede modificar mientras que la resistencia está definida por el calibre del conductor.

Figura 5.21. Tipo y calibre del conductor existente que conforman el ramal propuesto.

123 Se determina el calibre del conductor necesario para el requerimiento de demanda propuesto, sin que hayan excesivas pérdidas y las caídas de voltaje disminuyan en función de los kVA que serían parte del ramal y el voltaje de servicio (6.3 kV) estableciendo la corriente que circularía por el mismo, con la expresión 5.1 y 5.2.

S = 3 *V * I

(5.1)

Donde: S = Potencia aparente (kVA). V = Voltaje (V). I = Corriente (A)

S 3 *V 3,613 (kVA) I= 3 * 6.3 (kV ) I = 331( A) I=

(5.2)

Para esa corriente y según la Tabla 2 “Characteristics of Aluminum Conductors, Hard Drawn, 61 Per Cent Conductivity”10, el conductor que tiene la capacidad para transportar 331 A es el # 4/0 A.W.G. Luego de simular la alternativa de mejoras propuesta para reducir las pérdidas en el primario se detallan a continuación los resultados obtenidos comparados con el estado actual que presenta el primario en cuanto a niveles de carga, caídas máximas de voltaje y pérdidas. Ver Tabla 5.5 y el Anexo 12 presenta el reporte completo de la corrida de flujo.

124 Tabla 5.5. Tabla comparativa entre el estado actual y el propuesto del primario 04D. Nombre Nodo ID

Esquema

Av. Rodrigo de Chavez Galte

Actual Propuesto Actual Machuca 3 Propuesto Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo Actual Propuesto de Chavez Actual Av. 5 de Junio - Barba Propuesto Nombre Línea ID

Pedro de Alfaro Eplicachima 3 Jambeli Av. 5 de Junio 3 Nombre Línea ID

Prim. Pedro de Alfaro Prim Galte 2 Prim. Jambeli Prim. Av. 5 de Junio 3

Esquema

Actual Propuesto Actual Propuesto Actual Propuesto Actual Propuesto Esquema

Actual Propuesto Actual Propuesto Actual Propuesto Actual Propuesto

Caída de Voltaje (%)

2.5 2.0 2.7 1.9 3.1 2.1 3.3 2.6 Carga de la Línea (%) 45.4 19.5 34.4 4.1 28.2 6.1 30.6 0.3 Pérdidas (%) 0.15 0.06 0.03 0.003 0.12 0.03 0.11 0.001

En la Figura 5.21 se muestra el esquema propuesto para obtener una reducción en las pérdidas técnicas en porcentaje del 14% y a continuación se calcula la relación Beneficio - Costo de la construcción de las mejoras para determinar si conviene o no que la Empresa Eléctrica Quito S.A. decida ponerlas en práctica.

125

Figura 5.21. Esquema propuesto del primario 04D modelado en el FeederAll.

126 5.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS La propuesta de mejora como se especificó está conformada por dos etapas, la construcción de nuevos tramos y el cambio de conductor, estas acciones tienen un costo, por lo tanto, es necesario analizar el costo / beneficio de la ejecución del proyecto y establecer su rentabilidad mediante la comparación de los costos previstos con los beneficios esperados en la realización del mismo. La inversión económica para la realización del proyecto viene establecida por ciertos costos (Ver Tabla 5.6), los

precios referenciales utilizados en el estudio fueron

proporcionados por el personal de la Empresa, Departamento de Estudios de Distribución, sección Planeamiento y Estudios. 16

Tabla 5.6. Costos de Inversión .

Descripción

(usd)

Materiales

9,282.33

Mano de Obra

2,784.70

Administración, ingeniería y estudios

1,113.88

Total

13,180.91

El rubro de materiales está conformado por los ítems que detalla la Tabla 5.17, los cuales se determinaron en función de los parámetros requeridos por la sección de Planeamiento y Estudios para la construcción de este tipo de proyectos, con relación al plan de reforzar el conductor en las secciones ya existentes del primario se considera utilizar las mismas estructuras y únicamente cambiar el tipo de conductor.

16

Precios de materiales y mano de obra fueron tomados de la base de datos del DISREQ_2009, establecidos por el departamento de la Dirección Financiera de la EEQ S.A.

127 15

Tabla 5.17. Costos de materiales .

Materiales Item

(usd)

Conductores

4,620.00

Estructuras

1,352.31

Equipo de Seccionamiento Materiales para construcción subterranea

2,141.46 1,168.56 Total

9,282.33

Los costos de mano de obra fueron calculados como el 30% del valor de los Materiales y el costo de Administración, Ingeniería y Estudios se establece en el 12%, dentro de estos rubros se encuentran inmersos valores como: movilización de materiales, de personal, obras civiles, combustible. Se cobra por Transporte únicamente cuando el lugar donde se quiere construir es inaccesible. Estos porcentajes son con los que trabaja el DISREQ. La inversión necesaria para realizar las mejoras en el alimentador primario 04D tiene un valor de 13,180.91 dólares al año 2009. Con este proyecto se obtiene una reducción en las pérdidas en potencia y de energía, por consiguiente es necesario establecer el costo que representa cada uno de estos factores, porque la Empresa dejaría de facturar por esos valores, que a su vez están definidos por las condiciones de operación del sistema de distribución de la EEQ S.A. La Tabla 5.8 tabula los valores de pérdidas en potencia y energía.

Tabla 5.8. Reducción de pérdidas en potencia y de energía con las mejoras en el primario 04D.

Descripción

Potencia (kW)

Energía (kWh)

Pérdidas esquema original

76.01

334,708.06

Pérdidas esquema propuesto

65.33

287,680.27

Reducción de pérdidas

10.68

47,027.79

128 El ahorro que representa para la Empresa la reducción de pérdidas en el alimentador primario 04D es del 14% tanto en potencia como en energía y para calcular el costo del ahorro se considera el precio referencial de potencia de 5.7 dólares kW-mes y el de energía de 6 ctvos/kWh, estos precios pueden llegar a variar según el modelo de mercado que rija a los contratos que la Empresa tiene con las Empresas Generadoras, la Tabla 5.9 detalla estos valores. Tabla 5.9. Ahorro anual en potencia y energía.

Descripción

(usd)

Costo de potencia

730.44

Costo de energía

2,998.49

Total

3,728.94

Para saber el valor presente del ahorro anual de potencia y energía se considera que la vida útil del proyecto será de 10 años, con una tasa de interés de 10%. Con los datos aplicamos la expresión 5.3 para determinar el valor presente requerido.

é (1 + i )n - 1ù VP = A * ê ú n ë (1 + i ) *1 û

(5.3)

Donde: VP = Valor presente de dinero A = Anualidad

i = Tasa de interés n = Número de años de vida útil del proyecto Luego de realizar el cálculo con los datos que intervienen en el proceso se determinó que el valor presente para ese ahorro anual es de 19,736.79 dólares. El análisis beneficio / costo del proyecto considera el valor presente del beneficio obtenido, que sería el ahorro en dólares de la potencia y energía, así como también el costo de la inversión para saber si la rentabilidad del proyecto es aceptable o no para la

129 Empresa y tomar la decisión de ejecutar el proyecto. Se determina con la expresión 5.4.

B VB = C VC

(5.4)

Donde: B/C = Análisis beneficio costo VB = Valor presente del beneficio VC = Valor presente del costo de inversión

El análisis beneficio / costo resultante para este proyecto es de 1.74, lo que quiere decir es que, el cambio de conductor y construcción de secciones de red primaria es rentable, pues por cada dólar que la Empresa invierte en el proyecto, está obtiene 1.74 dólares de beneficio. El Anexo 13 detalla la información referente a los precios unitarios de los materiales que son parte de la obra.

130

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES · Para conseguir desagregar las pérdidas técnicas en los compontes que conforman el sistema de distribución de la EEQ S.A., se analizó en detalle la operación de cada elemento considerando las características particulares de cada uno, los procedimientos propuestos en este proyecto aprovechan

la

información disponible en las bases de datos de la Empresa, la misma que ha sido ordenada y recopilada por varios años. · La metodología desarrollada toma como base la información obtenida de los registros de carga realizados en los distintos niveles de tensión, ya que, las demandas registradas de los subsistemas muestran todas las variaciones de la carga producidas en los diferentes intervalos de medición, reflejando así comportamientos de consumo. Además, emplea la información de la red que contiene el GIS · El factor de pérdidas depende de la forma de la curva de demanda de la carga y es independiente de la magnitud de la demanda máxima y de la demanda de pérdidas.

· Para determinar las pérdidas resistivas en los alimentadores primarios es necesario la utilización de un programa computacional que facilite el análisis del sistema, a través de la modelación de las cargas a demanda máxima,

131 permitiendo así conocer las condiciones de operación con los resultados de las corridas de flujo.

· La metodología propuesta desarrolla un procedimiento particular para cada componente del sistema de distribución de la EEQ S.A., considerando las características y condiciones de operación que reflejan cada uno de ellos, obteniendo así mayor precisión en los cálculos. · La reducción de pérdidas técnicas en el presente proyecto pretende establecer procedimientos que aprovechen los conceptos de ingeniería de distribución, para que los resultados obtenidos sean coherentes con la realidad del sistema que maneja la Empresa. · El análisis realizado en el primario 04D no solo sirve para disminuir las pérdidas técnicas sino también para mejorar las condiciones operativas del primario, relacionadas con el nivel de carga de las líneas primarias y los perfiles de voltaje.

6.2 RECOMENDACIONES · Debido al continuo crecimiento del sistema de distribución de la EEQ S.A., se recomienda la permanente actualización de las bases de datos que maneja la Empresa no solo por el personal encargado de la información, sino por parte de todos los usuarios, a través del reporte sistemático de las diferencias encontradas con la realidad y de los cambios que se realizan. · Los registros de carga deberían utilizar intervalos de medición de 5 minutos, ya que así, se logra satisfacer los requisitos de registros de calidad del servicio que son exigidos cada 10 minutos y los registros de demanda que son realizados con un intervalo de integración de 15 minutos.

132

· Todos los registros que han sido debidamente validados deben formar parte de una base de datos de curvas de carga por transformador de distribución, para obtener factores de pérdidas que mejoren los valores obtenidos en el presente proyecto.

· En el caso particular de las redes secundarias es necesario que la Empresa trabaje en la relación usuario – poste, para que las modelaciones de los circuitos secundarios en la herramienta computacional, repartan la demanda máxima registrada de cada fase en función de la energía total facturada por poste. · En el caso de contadores de energía es necesario que el personal de la Empresa encargado de las bases de datos, agregue la información para distinguir los contadores electromecánicos de los electrónicos porque los valores de pérdidas son diferentes. · El cálculo mensual de pérdidas presenta errores, pues se obtiene por diferencia entre dos valores no comparables, el primero proviene de la energía facturada que se obtiene a diferentes fechas pues las lecturas se rigen a las rutas de lectura que se encuentran afectadas por feriados y fines de semana, el segundo depende de la información obtenida de los equipos registradores programados desde 00:00 del primer día de cada mes hasta las 24:00 del último día del mes. Por tanto no se recomienda considerar valores de pérdidas mensuales, sería mejor generar valores por mes con base en años móviles.

· Es importante que el personal encargado del cálculo de las pérdidas técnicas de la empresa optimice los recursos personales y computacionales, para dedicarse a planificar propuestas que permitan la reducción y control de las pérdidas técnicas en los diferentes componentes del sistema de distribución.

133

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[22]

Catálogo Magnetrón: www.magnetron.com.co/

[23]

Catálogo Inatra.

LISTADO DE ANEXOS ANEXO 1:

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DESAGREGADOS POR

ESTRATOS DE CONSUMO. ANEXO 2:

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN SELECCIONADOS PARA EL

CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS. ANEXO 3:

INCIDENCIA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA

EEQ. POR TIPO, POTENCIA NOMINAL Y FABRICANTE. ANEXO 4:

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN

POTENCIA Y ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN. ANEXO 5:

RESULTADOS DE PÉRDIDAS PARA REDES MONOFÁSICAS Y

TRIFÁSICAS. ANEXO 6:

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN

POTENCIA Y ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS. ANEXO 7:

INSTRUCTIVO PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN

POTENCIA Y ENERGÍA EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO. ANEXO 8:

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A. ANEXO 9:

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES EN EL

ALIMENTADOR PRIMARIO 04 PERTENECIENTES A CLIENTE Y A LA EMPRESA. ANEXO 10: REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA COMPLETO.

ANEXO 11: REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA REDUCIDO. ANEXO 12: REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA PROPUETO PARA REDUCIR PÉRDIDAS. ANEXO 13: PRECIOS UNITARIOS DE LOS MATERIALES UTILIZADOS EN LA PROPUESTA DE MEJORAS PARA EL ALIMNETADOR PRIMARIO 04D.

ANEXO 1 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DESAGREGADOS POR ESTRATOS DE CONSUMO. MUESTRA PARA TRANSFORMADORES Estrato

E (0 -100)

D (101 -150)

C (151 - 250)

B (251 - 350)

A (351 -500)

>500

N° Transf.

Potencia (kVA)

100589

37.5

88

0.20

0.18

0.11

165081

75

79

0.13

0.29

0.12

5%

4

trifásica

110996

75

98

0.33

0.34

0.23

57%

59

trifásica

34030

15

117

0.68

0.24

0.18

62%

kWh/m es

Factor de utilización

Factor de carga

Factor de pérdidas

% Pérdidas 63%

# usuarios considerados

Red 5 monofásica

5 monofásica

162518

100

148

0.29

0.42

0.21

70%

16

trifásica

162517

112.5

139

0.29

0.38

0.19

59%

21

trifásica

103051

37.5

102

0.37

0.32

0.20

39%

23 monofásica

19303

75

115

0.37

0.40

0.23

30%

28

32505

25

139

0.96

0.37

0.19

30%

30 monofásica

163386

125

121

0.28

0.43

0.26

47%

47

trifásica

105560

75

115

0.32

0.24

0.24

15%

50

trifásica

31968

50

127

0.66

0.22

0.22

30%

59 monofásica

trifásica

31196

50

124

0.65

0.48

0.28

43%

63 monofásica

105561

75

111

0.50

0.36

0.27

13%

69

34495

50

147

1.08

0.47

0.29

45%

70 monofásica

trifásica

31195

50

121

0.75

0.43

0.28

11%

78 monofásica

19055

100

142

0.46

0.45

0.27

18%

85

trifásica

35274

50

124

0.91

0.52

0.30

31%

89

trifásica

34218

75

136

0.68

0.43

0.24

22%

91

trifásica

14461

112.5

137

0.54

0.43

0.24

11%

116

trifásica

24179

125

127

0.48

0.52

0.35

27%

133

trifásica

6761

75

117

0.81

0.49

0.30

14%

149

trifásica

14334

150

136

0.66

0.51

0.31

21%

218

trifásica

32504

25

218

0.43

0.28

0.15

21%

162519

150

181

0.15

0.46

0.25

50%

26

19230

37.5

161

0.69

0.53

0.30

36%

37 monofásica

32670

45

193

0.60

0.61

0.31

18%

52

31197

50

157

0.70

0.42

0.29

27%

62 monofásica

37810

50

155

0.68

0.49

0.30

27%

63 monofásica

34207

75

161

0.73

0.40

0.26

18%

77

trifásica

17170

45

165

0.99

0.50

0.31

13%

86

trifásica

14186

100

152

0.48

0.48

0.29

21%

154

trifásica

73354

150

160

0.37

0.55

0.36

32%

120

trifásica

4013

75

152

0.83

0.50

0.32

5%

122

trifásica

34208

75

159

0.82

0.51

0.36

8%

131

trifásica

34052

75

265

0.21

0.24

0.09

66%

4

trifásica

101120

125

260

0.26

0.63

0.15

82%

9

trifásica

32031

112.5

295

0.30

0.37

0.17

14%

28

trifásica

115659

125

324

0.34

0.40

0.19

16%

33

trifásica

17384

100

334

0.53

0.49

0.26

35%

36

trifásica

13855

125

350

0.42

0.56

0.25

34%

45

trifásica

19071

75

258

0.51

0.46

0.26

4%

47

trifásica

19495

75

275

0.82

0.41

0.32

3%

64

trifásica

25615

150

382

0.40

0.52

0.32

75%

6

trifásica trifásica

9 monofásica trifásica

trifásica

3355

75

354

0.27

0.49

0.21

41%

12

21705

160

412

0.17

0.41

0.22

4%

18

trifásica

16758

100

407

0.69

0.47

0.23

21%

46

trifásica

4996

45

364

0.96

0.63

0.26

11%

50

trifásica

19474

250

459

0.23

0.64

0.28

13%

56

trifásica

10989

300

456

0.37

0.61

0.33

34%

77

trifásica

31572

50

1141

0.48

0.28

0.12

83%

1 monofásica

162002

100

1550

0.70

0.25

0.15

69%

1

27578

100

3451

0.75

0.33

0.27

70%

1

trifásica

10993

125

681

0.42

0.41

0.22

69%

7

trifásica

22485

100

542

0.21

0.49

0.27

58%

9

trifásica

22406

200

804

0.18

0.47

0.28

5%

12

trifásica

164297

160

629

0.22

0.52

0.28

28%

15

trifásica

trifásica

13502

50

585

0.60

0.52

0.29

9%

16

trifásica

32701

100

1006

0.90

0.54

0.32

4%

34

trifásica

17354

200

723

0.44

0.50

0.32

16%

38

trifásica

ANEXO 2 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN SELECCIONADOS PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS. MUESTRA PARA REDES SECUNDARIAS Trafo

Potencia (kVA)

# de usuarios considerados

kWh mes usuario

# de Postes

Red

Propietario

Estrato E (0 - 100) 100589

37.5

5

88

4

monofásica

Cliente

110996

75

59

98

8

trifásica

Cliente

Estrato D (101 -150) 32505

25

30

139

7

monofásica

Normal

37.5

23

102

8

monofásica

Cliente

31195

50

78

121

15

monofásica

Normal

35274

45

89

124

17

trifásica

Normal

6761

75

149

117

15

trifásica

Normal

19055

100

85

142

14

trifásica

Normal

14461

112.5

116

137

19

trifásica

Normal

Normal

103051

Estrato C (151 - 250) 32504

25

9

218

4

monofásica

19230

37.5

37

161

7

monofásica

Normal

37810

50

63

155

23

monofásica

Normal

34207

75

77

161

12

trifásica

Normal

17170

45

86

165

16

trifásica

Cliente

34208

75

131

159

22

trifásica

Normal

14186

100

154

152

14

trifásica

Normal

19071

75

47

258

7

trifásica

Normal

32031

112.5

28

295

7

trifásica

Normal

4996

45

50

364

7

trifásica

Normal

16758

100

46

407

11

trifásica

Normal

50

16

582

9

trifásica

Normal

Estrto B (251 - 350)

Estrato A (351 - 500)

>500 13502

ANEXO 3 INCIDENCIA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA EEQ. POR TIPO, POTENCIA NOMINAL Y FABRICANTE -

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS

Potencia nominal (kVA) 10 15 25 37.5 50 Otras Potencias Total

Porcentaje con relación al número total de Transf.

# de Transf. 2,157 3,333 4,892 4,027 2,140 754 17,303

Potencia nominal (kVA)

12% 19% 28% 23% 12% 4% 100%

56%

163

8%

M. G. EDISON

118

5%

665

31%

2,157

100%

ECUATRAN

2,241

67%

MAGNETRON

209

6%

RYMEL

150

5%

Otras marcas

733

22%

3,333

100%

ECUATRAN

3,455

71%

RYMEL

259

5%

MAGNETRON

280

6%

Otras marcas

898

18%

Total

Total

Porcentaje con relación al número total de Transf.

1,211

Total

37.5

5% 11% 26% 32% 23% 3% 100%

MAGNETRON Otras marcas

25

Porcentaje del grupo sobre la potencia total

ECUATRAN

Total

15

21,570 49,875 122,300 151,013 107,000 15,551 467,308

# Transf.

Marca

10

Potencia del grupo (kVA)

4,892

100%

ECUATRAN

2,964

74%

MAGNETRON

318

8%

Otras marcas

745

19%

4,027

100%

-

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS Potencia nominal (kVA) 45 50 75 100 112.5 125 150 200 250 300 500 Otras Potencias Total

Potencia nominal (kVA)

45

50

75

100

# de Transf. 1,459 1,596 2,916 1,107 722 774 447 260 220 262 173 2,642 12,578

Porcentaje con relación al número total de Transf. 12% 13% 23% 9% 6% 6% 4% 2% 2% 2% 1% 21% 100%

Marca INATRA LE'TRANSFORMATEUR UNIAO TRANSUNEL ECUATRAN Otras marcas Total ECUATRAN INATRA MAGNETRON UNIAO RYMEL Otras marcas Total ECUATRAN INATRA UNIAO LE'TRANSFORMATEUR RYMEL MAGNETRON Otras marcas Total ECUATRAN CONVERSION MAGNETRON

Potencia del grupo (kVA) 65,655 79,800 218,700 110,700 81,225 96,750 67,050 52,000 55,000 78,600 86,500 428,913 1’420,893

# Transf. 282 206 176 102 131 562 1,459 560 489 93 101 88 265 1,596 555 747 235 185 108 130 956 2,916 268 65 60

Porcentaje del grupo sobre la potencia total 5% 6% 15% 8% 6% 7% 5% 4% 4% 6% 6% 30% 100%

Porcentaje con relación al número total de Transf. 19% 14% 12% 7% 9% 39% 100% 35% 31% 6% 6% 6% 17% 100% 19% 26% 8% 6% 4% 4% 33% 100% 24% 6% 5%

Potencia nominal (kVA)

Marca

100

Otras marcas Total INATRA ECUATRAN CONVERSION SIEMENS Otras marcas

112.5 Total

INATRA ECUATRAN SIEMENS CONVERSION MAGNETRON Otras marcas

125

Total

# Transf. 378 1,107 210 83 66 60 303 722 341 123 70 61 40 139 774

Porcentaje con relación al número total de Transf. 34% 100% 29% 11% 9% 8% 42% 100% 44% 16% 9% 8% 5% 18% 100%

ANEXO 4

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN POTENCIA Y ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

CODIGO: DD.CPT.751.IN.07

ANEXO 5 -

RESULTADOS DE PÉRDIDAS PARA REDES MONOFÁSICAS Transformadores Monofásicos

N° Trafo

Potencia (kVA)

# de usuarios considerados

Demanda máxima(kW)

# de Postes

Demanda unitaria diversificada (kW)

Pérd. Potencia (kW)

% Pérd. Potencia

Estrato E 100589

37.5

5

4

7.31

1.46

0.014

0.19%

Estrato D 32505 103051 31195

25

30

7

23.30

0.78

0.35

1.50%

37.5

23

8

13.86

0.60

0.059

0.43%

50

78

15

36.16

0.46

0.407

1.13%

0.21%

Estrato C 32504

25

9

4

10.39

1.15

0.022

19230

37.5

37

7

24.46

0.66

0.179

0.73%

37810

50

63

23

32.19

0.51

0.282

0.88%

-

RESULTADOS DE PÉRDIDAS PARA REDES TRIFÁSICAS Transformadores Trifásicos

N° Trafo

Potencia (kVA)

# de usuarios considerados

Demanda máxima(kW)

# de Postes

Demanda unitaria diversificada (kW)

Pérd. Potencia (kW)

% Pérd. Potencia

Estrato E 110996

75

59

8

24.14

0.41

0.114

0.47%

0.69%

Estrato D 35274

45

89

17

38.91

0.44

0.268

6761

75

151

15

58.98

0.39

1.831

3.11%

19055

100

85

14

43.66

0.51

0.453

1.04%

14461

112.5

116

19

57.90

0.50

0.816

1.41%

0.92%

Estrato C 17170

45

86

17

43.46

0.51

0.399

34208

75

139

23

59.29

0.43

0.683

1.15%

34207

75

77

12

53.51

0.69

0.582

1.09%

14186

100

154

14

74.40

0.48

0.309

0.42%

Estrato B 19071

75

47

7

33.69

0.72

0.274

0.73%

32031

112.5

28

7

37.41

1.34

0.179

0.53%

Estrato A 4996

45

49

8

40.66

0.83

0.227

0.56%

16758

100

46

11

68.29

1.48

0.694

1.02%

50

16

8

29.73

1.86

0.288

0.97%

Estrato >500 13502

ANEXO 6

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN POTENCIA Y ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS

ODIGO: DD.CPT.751.IN.07

ANEXO 7

INSTRUCTIVO PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN POTENCIA Y ENERGÍA EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO

CODIGO: DD.CPT.751.IN.09

ANEXO 8

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

50 25

50 300

SNT1-1-75

SNT1-1-400

MNT4-50

MNT3-25

MNT3-25

MNT8-30

MNT4-50

SNT1-1-300

MNT4-30

MNT3-25

MNT4-75

MNT4-50

MNT4-30

MNT4-30

SNT1-1-250

MNT4-125

3411

3374

13395

16154

100187

111113

101934

19516

100174

33015

13465

13471

31785

70638

115273

113401

MECELSA

MARCA

125

250

30

30

50

75

25

30

30

25

400

ECUATRAN

RYMEL

INATRA

INELMO

BROWN-BOVERY

TRANSUNEL

INELMO

INATRA

INMETEL

MAGNETRON

ECUATRAN

INATRA

INATRA

TRANSUNEL

A.E.G.

ECUATRAN LE'TRANSFORMAT 75 EUR

200

SNT1-1-200

26426

30

MNT4-30

13155

kVA_NO MINAL

PERTENECIENTES A CLIENTE

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

VOLTAJE

NUMERO_ FASES

3

3

3

3

3

3

1

3

3

3

3

1

1

3

3

3

3

3

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

TIPO_ PROP

DETALLE

N

P

P

P

P

P

P

N

N

N

N

P

P

P

P

P

N

C.H. Portal de Chimbacalle

C.C. Santa María Villaflora

Clínica de Especialidades Sur

Batallon Chimborazo Iglesia de Jesucristo de los Santos de

Edificio María Luisa Pérez

Urb. Monte Alegra

Fabrica Umco

Colegio Fernandez Salvador

Servicentro Machangara

Edificio Sr. José Llumigusin

Juan Chicaiza

Edificio Cordova

Textiles Magdalena

Cuerpo de ingenieros militares

CC. Mi Comisariato

P Conjunto Habitacional Panecillo

TIPO_ TRAF

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES EN EL ALIMENTADOR PRIMARIO 04

NUMERO_ CODIGO_ES EMPRESA TRUCTURA

-

ANEXO 9

60 50

MNT8-15

SNT1-I-15

SNT1-I-400

MNT4-75

MNT8-30

MNT3-37.5

SNT1-1-75

MNT4-125

MNT4-45

MNT4-100

SNT1-1-60

MNT4-50

MNT3-15

MNT4-100

SNT1-1-150

MNT4-50

MVT4-90

MNT4-75

MNT4-50

MNT3-37.5

MNT4-30

MNT8-30

MNT8-30

6834

1794

20676

22513

36058

100863

13575

114186

13214

13220

13574

73316

162784

162912

162377

115212

163325

26889

24165

163563

163670

162999

36297

30

30

30

37.5

50

75

90

50

150

100

15

100

45

125

75

37.5

30

75

400

15

15

90

MNT4-90

30

MNT8-30

32992

kVA_NO MINAL

14078

NUMERO_ CODIGO_ES EMPRESA TRUCTURA

INATRA

INATRA

INATRA

ECUATRAN

INATRA

UNIANO

INATRA

ECUATRAN

ECUATRAN

INATRA

ECUATRAN

WESTINGHOUSE

A.E.G.

F.B.M.

BROWN-BOVERY

INATRA

BROWN-BOVERY

ECUATRAN

ECUATRAN

T.P.L.

INATRA

DESCONOCIDO

OSAKA

INATRA

TRANSUNEL

MARCA

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

6.3

VOLTAJE

NUMERO_ FASES

3

3

3

1

3

3

3

3

3

3

1

3

3

3

3

3

3

1

3

3

3

1

1

3

3

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

CLIENTE

TIPO_ PROP

Policia Militar Ministerial

Guillermo Meneses

DETALLE

Fca. Umco Comp. Cucasa

Locales La Magdalena

Ed. Policia Militar Ministerial

Fabrica Farto

La Química

Bodegas de TIA

Batallon Chimborazo Policlínico Cuerpo de Ing. Ejercito

Edificios Arcos

P

P

N

P

P

P

N

N

Edificio Paldes

Condominio María Otilia Cooprogreso Agencia Villa Flora

Edificio Herrera Farmacia Fybeca Rodrigo de Chavez

Edificio San Francisco 2

Edificio Cobo Bernal Conjunto Habitacional Caralunya

N Conjunto Portal de Chimbacalle

P

N

P

N

P

P

N

N

P

P Estación de Servicio Santa Ana

P

N

N Fca. de Productos Balanceados

P

P

N

TIPO_ TRAF

INATRA

INATRA

MARCA

MNT4-45 MNT4-45 MNT4-112.5 MNT4-112.5 SNT1-1-200 MNT4-45 SNT1-1-125 MNT3-15 MNT4-75 MNT4-50 SNT1-I-30 MNT3-45 MNT8-45 MNT8-75 MNT8-30

45 45 112.5 112.5 200 45 125 15 75 50 30 5 45 75 30

kVA_NO MINAL

6.3

6.3

VOLTAJE

T.P.L. OSAKA LE'TRANSFORMATEUR INATRA LE'TRANSFORMATEUR LE'TRANSFORMATEUR INATRA ECUATRAN LE'TRANSFORMATEUR LE'TRANSFORMATEUR SIEMENS MITSUBISHI OSAKA OSAKA OSAKA

MARCA

PERTENECIENTES A LA EMPRESA

NUMERO_ CODIGO_EST EMPRESA RUCTURA

32823 2835 26874 26896 3346 16049 5545 33941 5082 33791 3262 4140 6744 6748 6779

300

250

kVA_NO MINAL

NUMERO_ FASES

3

3 CLIENTE

CLIENTE

TIPO_ PROP

P

N

TIPO_ TRAF

6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3

VOLTAJE

NUMERO_ FASES 3 3 3 3 3 3 3 1 3 3 3 1 3 3 3

EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA

TIPO_ PROP

N N N N N N N P N N N A P N N

TIPO_ TRAF

DETALLE

DETALLE

Conquito

Estación de Bombeo El Sena

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES EN EL ALIMENTADOR PRIMARIO 04

165611

-

SNT1-I-250

SNT1-1-300

165190

NUMERO_ CODIGO_ES EMPRESA TRUCTURA

6790 2935 2213 2214 2250 6811 1792 1793 1611 4167 35406 5497 14188 28784 4774 38851 13213 4219 20803 70747 16568 2946 17031 5080 3547 3548 34562

MNT4-45 MNT4-45 SNT1-I-60 SNT1-1-60 SNT1-1-400 MNT4-75 SNT1-1-250 SNT1-I-15 MNT4-100 MNT3-5 MNT4-150 MNT3-25 MNT3-15 MNT4-112.5 MNT4-75 SVT1-1-75 MNT4-75 MNT3-15 MNT4-90 MNT4-45 MNT4-45 MNT4-45 MNT4-112.5 MNT4-75 SNT1-I-300 SNT1-1-300 MNT4-75

NUMERO_ CODIGO_EST RUCTURA EMPRESA

45 45 60 60 400 75 250 15 100 5 150 25 15 112.5 75 75 75 15 90 45 45 45 112.5 75 300 300 75

kVA_NO MINAL OSAKA LE'TRANSFORMATEUR THRIG THRIG A.E.G. OSAKA DESCONOCIDO ELEKTRA BROWN-BOVERY AICHI INATRA AICHI DELTA STAR ECUATRAN LE'TRANSFORMATEUR MAGNETRON UNIAO MITSUBISHI A.E.G. LE'TRANSFORMATEUR AICHI OSAKA T.P.L. LE'TRANSFORMATEUR A.E.G. UNELEC SIEMENS

MARCA 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3

VOLTAJE

NUMERO_ FASES 3 3 3 3 3 3 3 1 3 1 3 1 1 3 3 3 3 1 3 3 3 3 3 3 3 3 3

EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA

TIPO_ PROP N N N N N N P N P A N N A N N N N A P N N N N N N N N

TIPO_ TRAF DETALLE

3790 3687 17568 3227 43339 3261 35406 1275 1507 70648 70649 20327 15039 91003007 60000057 91016138 73315 3785 73317 21052 73358 73359 22831 73120 101016 4746 2836

MNT4-75 MNT3-15 MNT4-30 MNT4-90 MNT4-50 SNT1-1-300 MNT4-150 MNT8-25 MNT4-60 MNT4-30 MNT4-50 MNT4-112.5 MNT3-50 SNT1-1-125 SNT1-1-400 MNT3-15 MNT4-30 MNT4-75 MNT4-75 MNT8-45 MNT4-45 MNT4-45 MNT3-25 MNT4-45 MNT4-112.5 MNT6-45 MNT4-45

NUMERO_ CODIGO_EST RUCTURA EMPRESA

75 15 30 90 50 300 150 25 60 30 50 112.5 50 125 400 15 30 75 75 45 45 45 25 45 112.5 45 45

kVA_NO MINAL A.E.G. WESTINGHOUSE LE'TRANSFORMATEUR A.E.G. ECUATRAN A.E.G. INATRA WESTINGHOUSE A.E.G. TRANSUNEL TRANSUNEL T.P.L. M.V.A. CONVERSION CONVERSION CONVERSION DESCONOCIDO A.E.G. DELCROSA LE'TRANSFORMATEUR LE'TRANSFORMATEUR INATRA ECUATRAN ASEA BROWN-BOVERY SHILIN LE'TRANSFORMATEUR OSAKA

MARCA 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3

VOLTAJE

NUMERO_ FASES 3 1 3 3 3 3 3 1 3 3 3 3 1 3 3 1 3 3 3 3 3 3 1 3 3 3 3

EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA

TIPO_ PROP N A N N N N N P N N N N N N P A N N N N N N N N N N N

TIPO_ TRAF

Fundación Peréz Pallares

DETALLE

3391

115253 12466 40791 70745

15 250 125 30

kVA_NO MINAL

90 MNT4-90

MNT3-15 SNT1-1-250 MNT4-125 MNT4-30

NUMERO_ CODIGO_EST RUCTURA EMPRESA

A.E.G.

WAGNER INMETEL MAGNETRON A.E.G.

MARCA

6.3

6.3 6.3 6.3 6.3

VOLTAJE

NUMERO_ FASES

3

1 3 3 3 EMPRESA

EMPRESA EMPRESA EMPRESA EMPRESA

TIPO_ PROP N P N P N

TIPO_ TRAF DETALLE

ANEXO 10 REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA COMPLETO -

RESULTADOS EN LOS NODOS Nodo ID

Voltage

Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

Angulo (deg)

PU

13051039

ABC

0

26.56

1

0

13051038

ABC

0.002

3.64

1

-0.001

11865126 NODO

ABC

0.005

3.64

1

-0.002

10120471 NODO

ABC

0.019

3.639

1

-0.01

930174 NODO

ABC

0.279

3.63

0.997

-0.158

24879834 NODO

ABC

0.366

3.627

0.996

-0.207

929795 NODO

ABC

0.366

3.627

0.996

-0.207

24879833 NODO

ABC

0.368

3.627

0.996

-0.208

930152 NODO

ABC

0.369

3.627

0.996

-0.209

11076334 NODO

ABC

0.373

3.626

0.996

-0.209

24862440 NODO

ABC

0.374

3.626

0.996

-0.209

929704 NODO

ABC

0.374

3.626

0.996

-0.209

929703 NODO

ABC

0.374

3.626

0.996

-0.209

929701 NODO

ABC

0.377

3.626

0.996

-0.209

11076363 NODO

ABC

0.377

3.626

0.996

-0.209

930153 NODO

ABC

0.372

3.626

0.996

-0.209

1 NODO

ABC

0.372

3.626

0.996

-0.209

11856388 NODO

ABC

0.368

3.627

0.996

-0.208

930253 NODO

ABC

0.888

3.608

0.991

-0.509

13100901 NODO

ABC

0.892

3.608

0.991

-0.509

930258 NODO

ABC

0.974

3.605

0.99

-0.559

24870495 NODO

ABC

1.193

3.597

0.988

-0.688

13035581 NODO

ABC

1.312

3.592

0.987

-0.698

13035582 NODO

ABC

1.377

3.59

0.986

-0.715

13035586 NODO

ABC

1.484

3.586

0.985

-0.743

13035587 NODO

ABC

1.493

3.586

0.985

-0.745

11076461 NODO

ABC

1.497

3.586

0.985

-0.747

929916 NODO

ABC

1.704

3.578

0.983

-0.817

11076509 NODO

ABC

1.997

3.567

0.98

-0.918

930228 NODO

ABC

2.113

3.563

0.979

-0.958

929697 NODO

ABC

2.169

3.561

0.978

-0.982

929929 NODO

ABC

2.232

3.559

0.978

-0.988

930244 NODO

ABC

2.401

3.553

0.976

-1.003

12258185 NODO

ABC

2.498

3.549

0.975

-1.011

12258187 NODO

ABC

2.519

3.548

0.975

-1.013

12258186 NODO

ABC

2.534

3.548

0.975

-1.014

12002696 NODO

ABC

2.536

3.548

0.975

-1.015

12002707 NODO

ABC

2.618

3.545

0.974

-1.022

12037140 NODO

ABC

2.647

3.544

0.974

-1.024

902755 NODO

ABC

2.657

3.543

0.973

-1.025

Nodo ID

Voltage

Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

PU

Angulo (deg)

902560 NODO

ABC

2.683

3.542

0.973

-1.026

11213154 NODO

ABC

2.688

3.542

0.973

-1.026

902473 NODO

ABC

2.691

3.542

0.973

-1.027

2 NODO

ABC

2.691

3.542

0.973

-1.027

902466 NODO

ABC

2.688

3.542

0.973

-1.026

902695 NODO

ABC

2.686

3.542

0.973

-1.027

902754 NODO

ABC

2.686

3.542

0.973

-1.027

902760 NODO

ABC

2.662

3.543

0.973

-1.027

902693 NODO

AXC

2.665

3.543

0.973

-1.027

902690 NODO

ABC

2.67

3.543

0.973

-1.028

13690845 NODO

ABC

2.67

3.543

0.973

-1.028

902460 NODO

ABC

2.671

3.543

0.973

-1.028

12037142 NODO

ABC

2.649

3.544

0.974

-1.025

24915936 NODO

ABC

2.655

3.543

0.973

-1.025

24770906 NODO

ABC

2.498

3.549

0.975

-1.011

930162 NODO

ABC

2.19

3.56

0.978

-0.985

930237 NODO

ABC

2.248

3.558

0.978

-0.991

11860270 NODO

ABC

2.254

3.558

0.977

-0.991

930238 NODO

ABC

2.285

3.557

0.977

-0.995

11076637 NODO

ABC

2.288

3.557

0.977

-0.995

930240 NODO

ABC

2.322

3.555

0.977

-0.999

929684 NODO

ABC

2.327

3.555

0.977

-0.999

930241 NODO

ABC

2.323

3.555

0.977

-0.999

11076642 NODO

ABC

2.326

3.555

0.977

-1

930158 NODO

ABC

2.33

3.555

0.977

-1.001

929683 NODO

ABC

2.335

3.555

0.977

-1.001

930227 NODO

ABC

2.138

3.562

0.979

-0.96

930224 NODO

ABC

2.151

3.562

0.978

-0.961

13073081 NODO

ABC

2.153

3.562

0.978

-0.962

24028565 NODO

ABC

2.164

3.561

0.978

-0.963

13561703 NODO

ABC

2.165

3.561

0.978

-0.963

24028604 NODO

ABC

2.175

3.561

0.978

-0.964

24028371 NODO

ABC

2.175

3.561

0.978

-0.964

930222 NODO

ABC

2.199

3.56

0.978

-0.964

11076524 NODO

ABC

2.2

3.56

0.978

-0.964

930163 NODO

ABC

2.2

3.56

0.978

-0.964

930160 NODO

ABC

2.203

3.56

0.978

-0.965

11076604 NODO

ABC

2.204

3.56

0.978

-0.965

24835745 NODO

ABC

2.208

3.56

0.978

-0.965

24835741 NODO

ABC

2.211

3.56

0.978

-0.966

24836322 NODO

AXC

2.209

3.56

0.978

-0.965

13035580 NODO

ABC

1.193

3.597

0.988

-0.688

929706 NODO

ABC

1.236

3.595

0.988

-0.715

13212694 NODO

ABC

1.263

3.594

0.987

-0.732

930269 NODO

ABC

1.277

3.594

0.987

-0.74

13212688 NODO

ABC

1.277

3.594

0.987

-0.74

930268 NODO

ABC

1.323

3.592

0.987

-0.768

11076703 NODO

ABC

1.394

3.589

0.986

-0.813

Nodo ID

Voltage

Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

PU

Angulo (deg)

930270 NODO

ABC

1.445

3.587

0.986

-0.845

11076710 NODO

ABC

1.45

3.587

0.985

-0.845

11076712 NODO

ABC

1.452

3.587

0.985

-0.845

24846083 NODO

ABC

1.513

3.585

0.985

-0.887

930151 NODO

ABC

1.513

3.585

0.985

-0.887

930149 NODO

ABC

1.513

3.585

0.985

-0.887

13212677 NODO

ABC

1.524

3.585

0.985

-0.894

930212 NODO

ABC

1.552

3.584

0.984

-0.912

24846460 NODO

ABC

1.776

3.575

0.982

-1.057

930164 NODO

ABC

1.776

3.575

0.982

-1.057

11076776 NODO

ABC

1.777

3.575

0.982

-1.058

930217 NODO

ABC

1.777

3.575

0.982

-1.058

930215 NODO

ABC

1.881

3.572

0.981

-1.126

24846235 NODO

ABC

1.956

3.569

0.98

-1.175

24846204 NODO

ABC

2.001

3.567

0.98

-1.204

930210 NODO

ABC

2.012

3.567

0.98

-1.212

929910 NODO

ABC

2.134

3.562

0.979

-1.293

929944 NODO

ABC

2.185

3.56

0.978

-1.328

930208 NODO

ABC

2.19

3.56

0.978

-1.331

930207 NODO

ABC

2.248

3.558

0.978

-1.37

11076840 NODO

ABC

2.308

3.556

0.977

-1.41

24880188 NODO

ABC

2.47

3.55

0.975

-1.52

13746673 NODO

ABC

2.47

3.55

0.975

-1.521

11115521 NODO

ABC

2.47

3.55

0.975

-1.521

11115523 NODO

ABC

2.483

3.55

0.975

-1.527

913662 NODO

ABC

2.493

3.549

0.975

-1.527

11115526 NODO

ABC

2.493

3.549

0.975

-1.53

913663 NODO

ABC

2.494

3.549

0.975

-1.53

11115528 NODO

ABC

2.501

3.549

0.975

-1.531

11115535 NODO

ABC

2.517

3.548

0.975

-1.535

11115539 NODO

ABC

2.524

3.548

0.975

-1.536

24846699 NODO

ABC

2.542

3.547

0.975

-1.54

11115546 NODO

ABC

2.544

3.547

0.975

-1.541

11115556 NODO

ABC

2.542

3.547

0.975

-1.54

11115620 NODO

ABC

2.603

3.545

0.974

-1.547

24846780 NODO

ABC

2.637

3.544

0.974

-1.547

11115702 NODO

ABC

2.651

3.544

0.973

-1.547

908447 NODO

ABC

2.652

3.543

0.973

-1.547

913903 NODO

ABC

2.664

3.543

0.973

-1.547

11115728 NODO

ABC

2.668

3.543

0.973

-1.548

11115731 NODO

ABC

2.668

3.543

0.973

-1.548

11115793 NODO

ABC

2.681

3.542

0.973

-1.548

23898598 NODO

ABC

2.683

3.542

0.973

-1.548

913670 NODO

ABC

2.641

3.544

0.974

-1.547

11115922 NODO

ABC

2.654

3.543

0.973

-1.547

11115984 NODO

ABC

2.667

3.543

0.973

-1.546

11115982 NODO

ABC

2.667

3.543

0.973

-1.546

11115541 NODO

ABC

2.525

3.548

0.975

-1.537

Nodo ID

Voltage

Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

PU

Angulo (deg)

3 NODO

ABC

2.525

3.548

0.975

-1.537

11115511 NODO

ABC

2.475

3.55

0.975

-1.524

913661 NODO

ABC

2.482

3.55

0.975

-1.524

11115500 NODO

ABC

2.524

3.548

0.975

-1.562

11115498 NODO

ABC

2.576

3.546

0.974

-1.59

11114824 NODO

ABC

2.656

3.543

0.973

-1.631

11114816 NODO

ABC

2.772

3.539

0.972

-1.691

11114815 NODO

ABC

2.811

3.538

0.972

-1.712

11114813 NODO

ABC

2.819

3.537

0.972

-1.716

24880259 NODO

ABC

2.896

3.535

0.971

-1.756

11114830 NODO

ABC

2.896

3.535

0.971

-1.756

913681 NODO

ABC

2.906

3.534

0.971

-1.756

11114868 NODO

ABC

2.912

3.534

0.971

-1.756

11114913 NODO

ABC

2.981

3.531

0.97

-1.757

11114933 NODO

ABC

2.983

3.531

0.97

-1.758

11114925 NODO

ABC

2.983

3.531

0.97

-1.758

11114948 NODO

ABC

2.99

3.531

0.97

-1.757

11115050 NODO

ABC

3.014

3.53

0.97

-1.758

11115059 NODO

ABC

3.02

3.53

0.97

-1.758

11115099 NODO

ABC

3.024

3.53

0.97

-1.758

913658 NODO

ABC

3.026

3.53

0.97

-1.758

11115183 NODO

ABC

3.017

3.53

0.97

-1.758

11115160 NODO

ABC

3.028

3.53

0.97

-1.758

913858 NODO

ABC

3.028

3.53

0.97

-1.758

11115159 NODO

ABC

3.028

3.53

0.97

-1.758

11114951 NODO

AXC

2.991

3.531

0.97

-1.758

11115223 NODO

ABC

3.022

3.53

0.97

-1.821

11116078 NODO

ABC

3.023

3.53

0.97

-1.821

913657 NODO

ABC

3.026

3.53

0.97

-1.821

11115227 NODO

ABC

3.025

3.53

0.97

-1.822

11115238 NODO

ABC

3.039

3.529

0.97

-1.829

11115252 NODO

ABC

3.098

3.527

0.969

-1.86

11115290 NODO

ABC

3.245

3.522

0.968

-1.936

913671 NODO

ABC

3.308

3.52

0.967

-1.97

24881590 NODO

ABC

3.311

3.519

0.967

-1.971

24847085 NODO

ABC

3.405

3.516

0.966

-2.02

908927 NODO

ABC

3.494

3.513

0.965

-2.067

11078431 NODO

ABC

3.507

3.512

0.965

-2.074

908924 NODO

ABC

3.509

3.512

0.965

-2.074

908990 NODO

ABC

3.514

3.512

0.965

-2.074

11339470 NODO

ABC

3.534

3.511

0.965

-2.088

908621 NODO

ABC

3.549

3.511

0.965

-2.095

908622 NODO

ABC

3.559

3.51

0.964

-2.101

11528003 NODO

ABC

3.574

3.51

0.964

-2.109

908879 NODO

ABC

3.579

3.51

0.964

-2.111

24695612 NODO

ABC

3.614

3.508

0.964

-2.112

908647 NODO

ABC

3.648

3.507

0.964

-2.113

908449 NODO

ABC

3.657

3.507

0.963

-2.112

Nodo ID

Voltage

Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

PU

Angulo (deg)

909048 NODO

ABC

3.701

3.505

0.963

-2.114

908878 NODO

ABC

3.707

3.505

0.963

-2.114

11078419 NODO

ABC

3.707

3.505

0.963

-2.114

909044 NODO

ABC

3.708

3.505

0.963

-2.114

909046 NODO

ABC

3.721

3.505

0.963

-2.115

908440 NODO

ABC

3.722

3.505

0.963

-2.115

24695616 NODO

ABC

3.721

3.505

0.963

-2.115

908884 NODO

ABC

3.73

3.504

0.963

-2.117

908952 NODO

ABC

3.745

3.504

0.963

-2.118

908439 NODO

ABC

3.748

3.504

0.963

-2.117

908882 NODO

ABC

3.574

3.51

0.964

-2.109

908881 NODO

ABC

3.574

3.51

0.964

-2.109

908880 NODO

ABC

3.575

3.51

0.964

-2.109

908853 NODO

ABC

3.576

3.51

0.964

-2.109

908453 NODO

ABC

3.537

3.511

0.965

-2.088

908448 NODO

ABC

3.544

3.511

0.965

-2.088

13511290 NODO

ABC

3.494

3.513

0.965

-2.067

908926 NODO

ABC

3.494

3.513

0.965

-2.067

908614 NODO

ABC

3.498

3.513

0.965

-2.069

908923 NODO

ABC

3.503

3.512

0.965

-2.071

908922 NODO

ABC

3.503

3.512

0.965

-2.071

908921 NODO

ABC

3.528

3.512

0.965

-2.072

908984 NODO

ABC

3.553

3.511

0.964

-2.072

908986 NODO

ABC

3.572

3.51

0.964

-2.073

11078480 NODO

ABC

3.572

3.51

0.964

-2.073

908998 NODO

ABC

3.573

3.51

0.964

-2.073

908915 NODO

ABC

3.575

3.51

0.964

-2.073

908997 NODO

ABC

3.573

3.51

0.964

-2.073

11115410 NODO

ABC

3.405

3.516

0.966

-2.02

11115419 NODO

ABC

3.407

3.516

0.966

-2.021

24881682 NODO

ABC

3.409

3.516

0.966

-2.021

913672 NODO

ABC

3.409

3.516

0.966

-2.021

11115427 NODO

ABC

3.409

3.516

0.966

-2.021

11115428 NODO

ABC

3.41

3.516

0.966

-2.021

11115474 NODO

ABC

3.413

3.516

0.966

-2.021

11115480 NODO

ABC

3.413

3.516

0.966

-2.021

913669 NODO

ABC

3.311

3.519

0.967

-1.971

908886 NODO

ABC

3.32

3.519

0.967

-1.976

908885 NODO

ABC

3.377

3.517

0.966

-1.989

909055 NODO

ABC

3.38

3.517

0.966

-1.99

11078532 NODO

ABC

3.389

3.517

0.966

-1.991

909004 NODO

ABC

3.39

3.517

0.966

-1.991

11078553 NODO

ABC

3.39

3.517

0.966

-1.991

909002 NODO

ABC

3.391

3.517

0.966

-1.992

11078557 NODO

AXC

3.392

3.517

0.966

-1.992

909001 NODO

ABC

3.392

3.517

0.966

-1.992

909058 NODO

ABC

3.392

3.517

0.966

-1.991

908456 NODO

ABC

3.397

3.516

0.966

-1.993

Nodo ID

-

Voltage

Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

Angulo (deg)

PU

908446 NODO

ABC

3.398

3.516

0.966

-1.993

909060 NODO

ABC

3.397

3.516

0.966

-1.993

12003188 NODO

ABC

3.397

3.516

0.966

-1.993

908445 NODO

ABC

3.392

3.517

0.966

-1.99

913665 NODO

ABC

3.317

3.519

0.967

-1.97

11115246 NODO

ABC

3.1

3.527

0.969

-1.86

11313483 NODO

ABC

3.102

3.527

0.969

-1.86

11115249 NODO

ABC

3.102

3.527

0.969

-1.86

11114806 NODO

ABC

2.82

3.537

0.972

-1.717

913878 NODO

ABC

2.82

3.537

0.972

-1.717

930209 NODO

ABC

2.003

3.567

0.98

-1.205

929888 NODO

ABC

2.005

3.567

0.98

-1.205

929886 NODO

ABC

2.007

3.567

0.98

-1.206

930167 NODO

ABC

2.001

3.567

0.98

-1.204

929796 NODO

ABC

2.001

3.567

0.98

-1.204

930166 NODO

ABC

1.961

3.569

0.98

-1.175

11076816 NODO

ABC

1.961

3.569

0.98

-1.175

929689 NODO

ABC

1.959

3.569

0.98

-1.175

930069 NODO

XBC

1.963

3.569

0.98

-1.175

930257 NODO

ABC

0.975

3.605

0.99

-0.559

11076388 NODO

ABC

0.982

3.604

0.99

-0.56

11076419 NODO

ABC

1.001

3.604

0.99

-0.56

11076423 NODO

ABC

1.001

3.604

0.99

-0.56

RESULTADOS EN LAS LÍNEAS

Línea ID

Del Nodo

Fase

Capacidad

Flujo (Amps)

(Amps)

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

(kVAR)

(PF)

13051045

13051039 ABC

350.831

1060

33.097

3715.555

933.678

0.97

13051043

13051038 ABC

350.831

845

41.518

3715.48

933.602

0.97

11879804

11865126 ABC

350.831

765

45.86

3715.41

933.48

0.97

24879816

10120471 ABC

350.831

460

76.268

3715.007

932.836

0.97

24879823

930174 ABC

350.831

460

76.268

3707.727

920.856

0.971

24879824

24879834 ABC

0

460

0

0

0

0

24879826

24879834 ABC

8.003

460

1.74

83.343

25.226

0.957

24879821

24879833 ABC

3.791

109

3.478

39.479

11.949

0.957

11853291

930152 ABC

3.791

109

3.478

39.478

11.948

0.957

11853300

11076334 ABC

3.791

109

3.478

39.477

11.948

0.957

11853299

24862440 ABC

0

109

0

0

0

0

11853302

24862440 ABC

0

109

0

0

0

0

11853304

24862440 ABC

3.791

109

3.478

39.476

11.948

0.957

11853385

929701 ABC

0

109

0

0

0

0

24879822

24879833 ABC

4.212

109

3.864

43.863

13.275

0.957

11853245

930153 ABC

0

109

0

0

0

0

24879825

24879833 ABC

0

460

0

0

0

0

24879838

24879834 ABC

342.838

460

74.53

3621.953

891.63

0.971

Línea ID

Del Nodo

Fase

Capacidad

Flujo (Amps)

(Amps)

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

(kVAR)

(PF)

13100902

930253 ABC

8.469

195

4.343

87.726

26.55

0.957

24879828

930253 ABC

334.384

460

72.692

3519.859

841.437

0.973

24870496

930258 ABC

328.038

460

71.313

3451.756

817.734

0.973

24870488

24870495 ABC

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109

96.897

1088.982

335.8

0.956

24835145

13035581 ABC

105.617

205

51.521

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0.956

24835146

13035582 ABC

105.617

205

51.521

1087.115

334.66

0.956

13193634

13035586 ABC

105.617

400

26.404

1086.098

333.761

0.956

13035602

13035587 ABC

105.617

280

37.72

1086.007

333.687

0.956

24898078

11076461 ABC

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214

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1070.187

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0.956

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929916 ABC

101.522

214

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0.956

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11076509 ABC

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214

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999.999

304.172

0.957

930541

930228 ABC

78.278

280

27.956

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243.06

0.957

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109

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325.931

98.875

0.957

24860677

929929 ABC

31.882

109

29.249

325.732

98.78

0.957

24860684

930244 ABC

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109

28.776

319.931

96.932

0.957

24860689

12258185 ABC

21.036

109

19.299

214.359

64.928

0.957

24879863

12258187 ABC

20.003

109

18.351

203.788

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0.957

24879862

12258186 ABC

1.55

109

1.422

15.79

4.779

0.957

24879872

12258186 ABC

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109

16.929

187.968

56.929

0.957

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12002707 ABC

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109

16.455

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0.957

24914305

12037140 ABC

9.314

109

8.545

94.772

28.687

0.957

24860710

902755 ABC

5.692

129

4.413

57.915

17.529

0.957

24860720

902560 ABC

2.588

129

2.006

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0.957

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11213154 ABC

2.588

230

1.125

26.317

7.965

0.957

11886989

902473 ABC

0

129

0

0

0

0

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11213154 ABC

0

205

0

0

0

0

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902560 ABC

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230

1.35

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9.558

0.957

24879878

902695 ABC

0

230

0

0

0

0

24879915

902755 ABC

3.622

230

1.575

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0.957

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902760 AXC

0.776

129

0.602

5.264

1.593

0.957

24879918

902760 ABC

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230

1.35

31.582

9.559

0.957

24879914

902690 ABC

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230

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5.263

1.593

0.957

24948434

902690 ABC

2.587

195

1.327

26.317

7.965

0.957

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12037140 ABC

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109

7.91

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26.55

0.957

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12037142 ABC

8.622

195

4.421

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26.55

0.957

24915974

12258185 ABC

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300

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105.268

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0.957

24879955

929697 ABC

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0.957

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930162 ABC

46.396

170

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143.66

0.957

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0.957

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930237 ABC

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930238 ABC

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11076637 ABC

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0.957

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930240 ABC

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4.779

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930241 ABC

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170

0.91

15.79

4.779

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230

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0.957

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930158 ABC

24.062

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24910890

930228 ABC

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125

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0.957

24910889

930227 ABC

19.39

125

15.512

198.33

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0.957

Línea ID

Del Nodo

Fase

Capacidad

Flujo (Amps)

(Amps)

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

(kVAR)

(PF)

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0.957

24847453

930224 ABC

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125

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0.957

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0.957

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24028565 ABC

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0.957

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9.954

125

7.963

101.778

30.804

0.957

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0.957

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1.03

129

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0.957

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930222 ABC

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230

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10.527

3.186

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11076604 AXC

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0

0

24870497

24870495 ABC

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335

0

0

0

0

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335

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0.981

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0.981

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109

3.75

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0.957

24389594

11076710 ABC

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109

1.406

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4.779

0.957

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930270 ABC

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335

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0.982

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0

335

0

0

0

0

24846080

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0

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0

0

0

0

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0.982

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13212677 ABC

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460

46.518

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0.982

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0

460

0

0

0

0

24879539

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0.957

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2.563

460

0.557

26.317

7.965

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460

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0.983

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930215 ABC

208.89

460

45.411

2200.578

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460

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0.985

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930210 ABC

195.365

460

42.471

2058.813

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0.985

930482

929910 ABC

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460

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0.985

24879990

929944 ABC

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460

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0.985

24879991

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193.322

460

42.027

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351.162

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24879992

930207 ABC

193.322

460

42.027

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24880177

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24880178

24880188 ABC

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0.957

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0

460

0

0

0

0

24880179

24880188 ABC

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460

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11115523 ABC

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0.957

24881624

11115523 ABC

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230

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0.955

914171

11115526 ABC

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195

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0.957

24881625

11115526 ABC

24.967

230

10.855

253.755

79.252

0.955

Línea ID

Del Nodo

Fase

Capacidad

Flujo (Amps)

(Amps)

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

(kVAR)

(PF)

24881629

11115528 ABC

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230

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0.954

24881628

11115535 ABC

22.385

230

9.732

227.388

71.247

0.954

24881622

11115539 ABC

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230

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0.954

24846690

24846699 ABC

3.1

230

1.348

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0.957

24846693

24846699 ABC

0

170

0

0

0

0

24846704

24846699 ABC

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170

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0.953

24846778

11115620 ABC

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129

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0.953

24846776

24846780 ABC

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129

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0.957

24846831

11115702 ABC

2.069

195

1.061

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6.372

0.957

24846777

24846780 ABC

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129

4.011

52.654

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0.957

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913903 ABC

2.587

109

2.373

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0.957

11502176

11115728 ABC

0

109

0

0

0

0

24846750

913903 ABC

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78

3.317

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7.966

0.957

24846742

11115793 ABC

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78

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0.957

24846779

24846780 ABC

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129

5.329

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24846727

913670 ABC

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129

3.326

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0.941

24766570

11115922 ABC

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129

1.327

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0.913

24766569

11115984 ABC

0

129

0

0

0

0

24881623

11115539 ABC

2.583

230

1.123

26.317

7.965

0.957

11564014

11115541 ABC

0

230

0

0

0

0

24880180

24880188 ABC

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460

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0.993

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11115511 ABC

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150

9.18

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0.957

24880192

11115511 ABC

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460

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24880191

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460

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24880190

11115498 ABC

131.272

460

28.537

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11114815 ABC

128.512

460

27.937

1303.485

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11114813 ABC

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335

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0

129

0

0

0

0

24880252

24880259 ABC

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129

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0.957

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11.594

129

8.988

117.66

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0.957

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11114868 ABC

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129

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0

230

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0

0

0

24881608

11114913 ABC

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0.957

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0.957

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129

3.22

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0.957

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26.317

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0.957

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11115050 ABC

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2.013

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0

0

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11114948 AXC

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460

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Línea ID

Del Nodo

Fase

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(Amps)

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(kW)

(kVAR)

(PF)

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104.805

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22.784

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0.956

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21.055

6.372

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0.957

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335

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0.957

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0.957

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21.626

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0.957

24695626

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230

1.137

26.321

7.966

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2.027

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0

0

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0

0

0

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0

0

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2.781

109

2.551

28.072

8.496

0.957

Línea ID

Del Nodo

Fase

Capacidad

Flujo (Amps)

(Amps)

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

(kVAR)

(PF)

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0

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0

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0

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0

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0

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0.957

24881705

11076419 ABC

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129

1.314

17.545

5.31

0.957

-

RESULTADOS DE PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Nombre

Pérdidas (kW)

Pérdidas / Flujo (%)

(kVAR)

13051045

13051039 ABC

486 SUBN NA3X1000 3F

0.074

0.076

0.002

13051043

13051038 ABC

331 SUBN NA3X700 3F

0.07

0.122

0.002

11879804

11865126 ABC

339 SUBN NB3X600 3F

0.403

0.644

0.011

24879816

10120471 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

7.28

11.979

0.196

24879823

930174 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.432

4.001

0.066

24879824

24879834 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24879826

24879834 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.002

24879821

24879833 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0

11853291

930152 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.002

0.001

0.004

11853300

11076334 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.001

11853299

24862440 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

11853302

24862440 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

11853304

24862440 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0.001

11853385

929701 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24879822

24879833 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0.001

11853245

930153 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24879825

24879833 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24879838

24879834 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

14.368

23.642

0.397

13100902

930253 ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0.003

0.001

0.004

24879828

930253 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.301

3.787

0.065

24870496

930258 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

5.819

9.576

0.169

24870488

24870495 ABC

300 RNA1 AA3X2/0 3F

1.248

0.593

0.115

24835145

13035581 ABC

302 RNA1 AA3X2/0 3F

0.618

0.547

0.057

24835146

13035582 ABC

302 RNA1 AA3X2/0 3F

1.017

0.899

0.094

13193634

13035586 ABC

328 SUBN NA3X4/0 3F

0.091

0.073

0.008

13035602

13035587 ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

0.03

0.04

0.003

24898078

11076461 ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

1.842

2.005

0.172

24847441

929916 ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

2.554

2.779

0.245

24847448

11076509 ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

0.969

1.054

0.097

930541

930228 ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

0.357

0.477

0.045

24860665

929697 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.199

0.095

0.061

24860677

929929 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.537

0.255

0.165

24860684

930244 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.304

0.145

0.095

24860689

12258185 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.045

0.021

0.021

24879863

12258187 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.029

0.014

0.014

24879862

12258186 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.002

24879872

12258186 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.154

0.073

0.082

24914306

12002707 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.053

0.025

0.029

24914305

12037140 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.01

0.005

0.01

24860710

902755 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.015

0.005

0.026

24860720

902560 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.001

0

0.005

24860731

11213154 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0.001

0.003

11886989

902473 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

24860742

11213154 ABC

0

0

24879877

902560 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0.001

24879878

902695 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

24879915

902755 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.001

302 RNA1 AA3X2/0 3F

0.002

0.003 0.003

0.003 0.005

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Nombre

Pérdidas (kW)

Pérdidas / Flujo (%)

(kVAR)

24836068

902760 AXC

171 RNA1 CU2X6 2F

0

0

0.003

24879918

902760 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.002

0.007

24879914

902690 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0

24948434

902690 ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0

0

0.001

24914307

12037140 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0.001

0.002

24866555

12037142 ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0.006

0.002

0.006

24915974

12258185 ABC

321 SUBN NA3X2/0 3F

0.001

0

0

24879955

929697 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.094

0.049

0.02

24879965

930162 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.269

0.14

0.057

11860273

930237 ABC

333 SUBN NB3X2 3F

0.006

0.002

0.006

24879958

930237 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.133

0.069

0.035

24879959

930238 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.009

0.005

0.003

24879960

11076637 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.115

0.06

0.033

11860483

930240 ABC

333 SUBN NB3X2 3F

0.005

0.002

0.006

24910903

930240 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0

0

0.001

24910904

930241 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0

0

0.003

24929797

930240 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.019

0.015

0.008

24929752

930158 ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0.013

0.004

0.005

24910890

930228 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.048

0.023

0.024

24910889

930227 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.026

0.012

0.013

24847451

930224 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.001

0

0.002

24847453

930224 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.019

0.009

0.013

13561746

24028565 ABC

340 SUBN NC3X2 3F

0.001

0

0.001

24847454

24028565 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.011

0.005

0.011

24847455

24028604 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.001

0

0.001

24879844

24028371 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.017

0.006

0.024

24879845

930222 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0.001

24879846

930222 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0

0.001

24879847

930163 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0

0.003

24929749

930160 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.001

24929748

11076604 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.004

24835775

24835745 ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0

0

0.003

24929795

11076604 AXC

155 RNA1 AA2X2 2F

0

0

0.005

24870489

24870495 ABC

302 RNA1 AA3X2/0 3F

0

0

24870497

24870495 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.806

1.326

0.034

24870494

929706 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.49

0.806

0.021

24389684

13212694 ABC

330 SUBN NA3X500 3F

0.273

0.389

0.012

24845953

930269 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

24845954

930269 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.862

1.39

0.037

24845960

930268 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.324

2.136

0.057

24845958

11076703 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.941

1.517

0.041

24389593

930270 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.002

0.001

0.005

24389594

11076710 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.001

24846078

930270 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.229

1.982

0.054

24846079

24846083 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

24846080

24846083 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24846081

24846083 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.195

0.321

0.009

24846082

13212677 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.507

0.834

0.022

24879538

930212 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

4.015

6.606

0.18

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Nombre

Pérdidas (kW)

Pérdidas / Flujo (%)

(kVAR)

24879537

24846460 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24879539

24846460 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24879542

11076776 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

0

24879544

24846460 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

1.869

3.076

0.085

24846229

930215 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

1.325

2.18

0.06

24846230

24846235 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.774

1.273

0.036

24846185

24846204 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.182

0.3

0.009

11853914

930210 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.053

3.379

0.1

930482

929910 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.867

1.427

0.042

24879990

929944 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.076

0.125

0.004

24879991

930208 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.972

1.599

0.048

24879992

930207 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.993

1.635

0.049

24880177

11076840 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.666

4.386

0.134

24880178

24880188 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

0

24880171

13746673 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24880179

24880188 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.047

0.077

11511193

11115523 ABC

348 SUBN ND3X4 3F

0.014

0.003

0.01

24881624

11115523 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.029

0.023

0.009

0

0.01

914171

11115526 ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0.001

0

0.001

24881625

11115526 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.017

0.013

0.007

24881629

11115528 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.033

0.026

0.015

24881628

11115535 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.015

0.012

0.006

24881622

11115539 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.032

0.025

0.016

24846690

24846699 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0

0.002

24846693

24846699 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0

0

24846704

24846699 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.101

0.053

0.06

24846778

11115620 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.049

0.017

0.034

24846776

24846780 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.003

0.001

0.014

24846831

11115702 ABC

345 SUBN ND3X2 3F

0

0

0.001

24846777

24846780 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.015

0.005

0.028

11502185

913903 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.004

11502176

11115728 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24846750

913903 ABC

307 RNA1 AA3X4 3F

0.005

0.001

0.018

24846742

11115793 ABC

307 RNA1 AA3X4 3F

0

0

0.002

24846779

24846780 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.003

0.001

0.004

24846727

913670 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.006

0.002

0.014

24766570

11115922 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.002

0.001

0.014

24766569

11115984 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

24881623

11115539 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

11564014

11115541 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

24880180

24880188 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.068

0.113

0.005

11511210

11115511 ABC

348 SUBN ND3X4 3F

0.01

0.002

0.007

24880192

11115511 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.587

0.965

0.043

24880191

11115500 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.52

0.856

0.039

24880190

11115498 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.791

1.302

0.059

24880282

11114824 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

1.138

1.872

0.086

24880277

11114816 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.379

0.624

0.029

24880276

11114815 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.084

0.139

0.006

24880262

11114813 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.739

1.192

0.057

0.001

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Nombre

Pérdidas (kW)

Pérdidas / Flujo (%)

(kVAR)

24880251

24880259 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

24880252

24880259 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.013

0.004

0.011

24880238

913681 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.007

0.002

0.006

24881539

11114868 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.072

0.024

0.071

24881606

11114913 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0.002

24881604

11114933 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

24881608

11114913 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.008

0.003

0.009

24881609

11114948 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.017

0.006

0.025

24846972

11115050 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.002

0.001

0.006

12037061

11115059 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.001

0

0.005

11892307

11115099 ABC

344 SUBN ND3X1/0 3F

0

0

0.001

24846978

11115050 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.001

0

0.003

24846980

11115183 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.003

0.001

0.011

24846974

11115160 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0

11502838

913858 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0

0

24881610

11114948 AXC

169 RNA1 CU2X2 2F

0

0

0.001

24880263

24880259 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.112

1.795

0.095

11511292

11115223 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.001

0.001

11885410

11116078 ABC

345 SUBN ND3X2 3F

0.002

0.001

0.003

11565709

11115223 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.022

0.036

0.002

11565708

11115227 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.109

0.18

0.01

24881556

11115238 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.472

0.761

0.045

24881555

11115252 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.149

1.853

0.111

24929719

11115290 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.485

0.798

0.047

24929721

913671 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.023

0.039

0.003

24929717

24881590 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.401

0.646

0.072

24847076

24847085 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.357

0.576

0.067

909289

908927 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.038

0.063

0.01

909266

11078431 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.001

24847097

908924 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.001

0.001

0.006

24847105

11078431 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.074

0.119

0.02

24847103

11339470 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.036

0.058

0.011

24847104

908621 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.026

0.042

0.008

24847244

908622 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.034

0.056

0.011

24847246

11528003 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.011

0.019

0.004

24695634

908879 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.1

0.034

0.036

24695633

24695612 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.1

0.034

0.036

13146883

908647 ABC

337 SUBN NB3X4 3F

0.004

0.001

0.009

24695627

908647 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.128

0.043

0.054

24695626

909048 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.003

0.002

0.006

13147702

908878 ABC

222 RNA1 CU3X6(6) 3F

0

0

0

13146931

11078419 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0.001

24847328

909044 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.003

0.001

0.013

24866829

909046 ABC

327 SUBN NA3X4 3F

0

0

0.001

24847286

909048 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.037

0.017

0.02

24847285

24695616 ABC

299 RNA1 AA3X1/0 3F

0.004

0.003

0.008

24929842

24695616 ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.033

0.016

0.024

24929845

908952 ABC

327 SUBN NA3X4 3F

0.005

0.001

0.004

24847249

11528003 ABC

0

0

304 RNA1 AA3X281 3F

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Nombre

Pérdidas (kW)

Pérdidas / Flujo (%)

(kVAR)

24910843

11528003 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0

24910844

908881 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0.001

24846354

908880 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0

24929824

11339470 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0.001

0.003

24948462

908453 ABC

327 SUBN NA3X4 3F

0.003

0.001

0.007

24868493

908927 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

0

24868492

13511290 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24868498

908927 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.004

0.006

0.003

24881643

908614 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.005

0.008

0.004

24881644

908923 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0

24881652

908923 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.032

0.011

0.026

24881654

908921 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.022

0.008

0.026

24881641

908984 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.008

0.003

0.019

13146351

908986 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

24929859

908984 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.01

0.003

0.021

24929858

908998 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.001

0

0.002

24929873

908998 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0

24847082

24847085 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24847083

24847085 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.001

24881673

11115419 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.002

24881672

24881682 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24881674

24881682 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24881675

24881682 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.001

24881686

11115428 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.003

24881681

11115474 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24929718

24881590 ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0

24929720

24881590 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.023

0.038

0.007

909238

908886 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.175

0.137

0.052

909321

908885 ABC

352 RNA1 CU3X1/0 3F

0.003

0.003

0.002

11563822

909055 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.006

0.003

0.009

11563821

11078532 ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0

0

0.001

12037167

909004 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0

13147907

11078553 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.001

13147906

909002 AXC

155 RNA1 AA2X2 2F

0

0

0.001

13147910

909002 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0.001

24847351

909055 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.007

0.003

0.012

24847384

909058 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.002

0.005

11862926

908456 ABC

333 SUBN NB3X2 3F

0

0

0.001

24847379

908456 ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

12003203

909060 ABC

319 SUBN NA3X1/0 3F

0

0

11862901

908885 ABC

333 SUBN NB3X2 3F

0.031

0.011

24948440

913671 ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0.011

0.004

0.01

24881557

11115252 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0.002

24881558

11115246 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0.002

24881559

11313483 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

24880275

11114813 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24880273

11114806 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

24846186

24846204 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.001

0.001

13748536

930209 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.002

0.015

0.001

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Fase

13748535

929888 ABC

24846195 24846200 24846231

24846235 ABC

24846234

930166 ABC

24846236 24846239

ID

Nombre

Pérdidas (kW)

Pérdidas / Flujo (%)

(kVAR)

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.002

24846204 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

0

930167 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

300 RNA1 AA3X2 3F

0.003

0.001

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

24846235 ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.003

929689 XBC

155 RNA1 AA2X2 2F

0.001

0

0.004

24881707

930258 ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.001

0.001

24881700

930257 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.005

0.002

0.007

24881704

11076388 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.005

0.002

0.019

24881705

11076419 ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0

0.005

ANEXO 11 REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA REDUCIDO -

RESULTADOS EN LOS NODOS Nodo

Voltage

Sub. Chimbacalle

Nombre Sub. Chimbacalle

Fase ABC

1

Angulo (deg) 0

Sub. Chimbacalle 2

Sub. Chimbacalle 2

ABC

0.002

3.64

1

-0.001

Sub. Chimbacalle 3

Sub. Chimbacalle 3

ABC

0.005

3.64

1

-0.002

Alamor - Av. 1 de Mayo

Alamor - Av. 1 de Mayo

ABC

0.019

3.639

1

-0.01

Chambo - 1 de Mayo

Chambo - 1 de Mayo

ABC

0.366

3.627

0.996

-0.207

Chambo 2

Chambo 2

ABC

0.888

3.608

0.991

-0.509

Chambo - Cerro Hermoso

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

0.974

3.605

0.99

-0.559

Cerro Hermoso - Casitagua

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

1.193

3.597

0.988

-0.688

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

ABC

1.436

3.588

0.986

-0.752

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

ABC

1.643

3.58

0.984

-0.822

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

ABC

1.936

3.57

0.981

-0.923

Av. Vicente Maldonado - Andrade

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

2.052

3.565

0.979

-0.963

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

2.108

3.563

0.979

-0.987

Sincholagua - A de la Torre

Sincholagua - A de la Torre

ABC

2.187

3.56

0.978

-0.996

Sincholagua 2

Sincholagua 2

ABC

2.258

3.558

0.977

-1.004

Sincholagua 3

Sincholagua 3

ABC

2.286

3.557

0.977

-1.007

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi

ABC

2.339

3.555

0.977

-1.007

Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T ABC

2.491

3.549

0.975

-1.021

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

ABC

2.575

3.546

0.974

-1.028

Polivio Chavez Y1

Polivio Chavez Y1

ABC

2.625

3.544

0.974

-1.033

Polivio Chavez Y2

Polivio Chavez Y2

ABC

2.63

3.544

0.974

-1.034

Polivio Chavez 3

Polivio Chavez 3

AXC

2.633

3.544

0.974

-1.034

Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez

Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez

ABC

2.638

3.544

0.974

-1.036

Transf. 32992

Transf. 32992

ABC

2.651

3.544

0.973

-1.033

Transf. 32992 fin

Transf. 32992 fin

ABC

2.654

3.543

0.973

-1.034

Av. 5 de Junio 2

Av. 5 de Junio 2

ABC

2.656

3.543

0.973

-1.033

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio 3

ABC

2.656

3.543

0.973

-1.033

Av. 5 de Junio

Av. 5 de Junio

ABC

2.659

3.543

0.973

-1.034

Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo

Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo

ABC

2.493

3.549

0.975

-1.021

Andrade 1

Andrade 1

ABC

2.106

3.563

0.979

-0.968

Andrade 3

Andrade 3

ABC

2.13

3.562

0.979

-0.97

Cardenal de la Torre

Cardenal de la Torre

ABC

2.137

3.562

0.979

-0.97

Cardenal de la Torre - Teran

Cardenal de la Torre - Teran

AXC

2.142

3.562

0.979

-0.971

Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

ABC

2.141

3.562

0.979

-0.971

Urb. Monte Alegre

Urb. Monte Alegre

ABC

2.144

3.562

0.979

-0.971

Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

ABC

1.31

3.592

0.987

-0.761

Transf. 101943

Transf. 101943

ABC

1.427

3.588

0.986

-0.834

Transf 22513

Transf 22513

ABC

1.478

3.586

0.985

-0.866

Transf 5080

Transf 5080

ABC

1.545

3.584

0.985

-0.909

Pedro de Alfaro

Pedro de Alfaro

ABC

1.808

3.574

0.982

-1.079

ID

Caída (%) 0

kVLN 26.56

PU

Nodo ID

Voltage Caída (%)

kVLN

PU

Angulo (deg)

Nombre

Fase

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

1.988

3.568

0.98

-1.196

Av. Rodrigo de Chavez 3

Av. Rodrigo de Chavez 3

ABC

1.991

3.568

0.98

-1.197

Av. Rodrigo de Chavez 4

Av. Rodrigo de Chavez 4

XBC

1.995

3.567

0.98

-1.197

Av. Rodrigo de Chavez

Av. Rodrigo de Chavez

ABC

1.993

3.567

0.98

-1.197

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

2.032

3.566

0.98

-1.226

Rodrigo de Ch.

Rodrigo de Ch.

ABC

2.035

3.566

0.98

-1.227

Rodrigo de Ch. 3

Rodrigo de Ch. 3

ABC

2.165

3.561

0.978

-1.315

Rodrigo de Ch. 4

Rodrigo de Ch. 4

ABC

2.339

3.555

0.977

-1.432

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

2.501

3.549

0.975

-1.542

Galte

Galte

ABC

2.522

3.548

0.975

-1.553

Galte - Chazqui

Galte - Chazqui

ABC

2.552

3.547

0.974

-1.559

Chazqui - Barba

Chazqui - Barba

ABC

2.569

3.546

0.974

-1.563

Barba - Batallas

Barba - Batallas

ABC

2.631

3.544

0.974

-1.57

Batallas - Machuca

Batallas - Machuca

ABC

2.664

3.543

0.973

-1.57

Machuca 2

Machuca 2

ABC

2.692

3.542

0.973

-1.571

Transf. 73317

Transf. 73317

ABC

2.696

3.542

0.973

-1.571

Machuca 3

Machuca 3

ABC

2.714

3.541

0.973

-1.571

Machuca 4

Machuca 4

ABC

2.679

3.542

0.973

-1.57

Machuca - Batallas 2

Machuca - Batallas 2

ABC

2.68

3.542

0.973

-1.57

Machuca 13395

Machuca 13395

ABC

2.694

3.542

0.973

-1.569

Galte 3

Galte 3

ABC

2.555

3.547

0.974

-1.584

Galte 4

Galte 4

ABC

2.687

3.542

0.973

-1.652

Eplicachima - Jambeli

Eplicachima - Jambeli

ABC

2.85

3.536

0.971

-1.738

Condorazo

Condorazo

ABC

2.851

3.536

0.971

-1.739

Gatazo - Eplicachima

Gatazo - Eplicachima

ABC

2.927

3.533

0.971

-1.777

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

3.053

3.529

0.969

-1.843

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

3.129

3.526

0.969

-1.882

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio 3

ABC

3.276

3.521

0.967

-1.958

Av. 5 de Junio - Barba

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

3.342

3.518

0.967

-1.993

Barba - Antonio Baquerizo

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

3.437

3.515

0.966

-2.042

Barba - Necochea

Barba - Necochea

ABC

3.525

3.512

0.965

-2.089

Barba - Bahia

Barba - Bahia

ABC

3.539

3.511

0.965

-2.096

Barba - Albion

Barba - Albion

ABC

3.546

3.511

0.965

-2.096

Bahia 2

Bahia 2

ABC

3.577

3.51

0.964

-2.116

Bahia 3

Bahia 3

ABC

3.602

3.509

0.964

-2.129

Prim 4D

Prim. 4D

ABC

3.602

3.509

0.964

-2.129

Bahia 4

Bahia 4

ABC

3.603

3.509

0.964

-2.129

Bahia - Rodrigo de Chavez

Bahia - Rodrigo de Chavez

ABC

3.603

3.509

0.964

-2.13

Cuerpo de Ing. del Ejercito

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

3.622

3.508

0.964

-2.14

Transf. 91030007

Transf. 91030007

ABC

3.631

3.508

0.964

-2.139

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

3.675

3.506

0.963

-2.141

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

3.695

3.505

0.963

-2.142

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

ABC

3.704

3.505

0.963

-2.144

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

ABC

3.723

3.504

0.963

-2.145

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

3.685

3.506

0.963

-2.141

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

3.693

3.506

0.963

-2.141

Bahia - Roberto Posso

Bahia - Roberto Posso

ABC

3.534

3.511

0.965

-2.093

Roberto Posso - Av. Miller

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

3.595

3.509

0.964

-2.095

Nodo ID

Voltage Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

PU

Angulo (deg)

Av. Miller 4

Av. Miller 4

ABC

3.614

3.508

0.964

-2.095

Av. Miller 3

Av. Miller 3

ABC

3.616

3.508

0.964

-2.095

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

ABC

3.441

3.515

0.966

-2.043

Jose Ascazubi

Jose Ascazubi

ABC

3.444

3.515

0.966

-2.043

Av. 5 de Junio - Necochea

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

3.385

3.517

0.966

-2.016

Necochea 1

Necochea 1

ABC

3.397

3.516

0.966

-2.017

Necochea 2

Necochea 2

ABC

3.403

3.516

0.966

-2.018

Av. 5 de Junio 5

Av. 5 de Junio 5

ABC

3.395

3.516

0.966

-2.017

Av. 5 de Junio - Av. Miller

Av. 5 de Junio - Av. Miller

ABC

3.397

3.516

0.966

-2.017

Av. Miller 2

Av. Miller 2

ABC

3.398

3.516

0.966

-2.018

Av. Miller

Av. Miller

AXC

3.398

3.516

0.966

-2.017

Rodrigo de Chavez 5

Rodrigo de Chavez 5

ABC

3.132

3.526

0.969

-1.882

Gatazo - Collahuazo

Gatazo - Collahuazo

ABC

3.01

3.53

0.97

-1.779

Transf. 2935

Transf. 2935

ABC

3.012

3.53

0.97

-1.78

Gatazo - Trinidad Linares

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

3.042

3.529

0.97

-1.78

Perucho - Trinidad Linares

Perucho - Trinidad Linares

ABC

3.042

3.529

0.97

-1.78

Gatazo inicio

Gatazo inicio

ABC

3.055

3.529

0.969

-1.78

Transf 73359

Transf 73359

ABC

1.481

3.586

0.985

-0.867

Chambo 4

Chambo 4

ABC

0.977

3.604

0.99

-0.56

Chambo 5

Chambo 5

ABC

0.996

3.604

0.99

-0.561

Chambo - 1 de Mayo 2

Chambo - 1 de Mayo 2

ABC

0.368

3.627

0.996

-0.208

Cayambe - 1 de Mayo

Cayambe - 1 de Mayo

ABC

0.377

3.626

0.996

-0.209

-

RESULTADOS EN LAS LÍNEAS

Línea ID

Del Node

Fase

Flujo (Amps)

Capacidad (Amps) (%)

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF)

Primario 4D

Sub. Chimbacalle

ABC

350.8

1060

33.097

3715.557

933.68

0.97

Prim 4D inicio

Sub. Chimbacalle 2

ABC

350.8

845

41.518

3715.483 933.604

0.97

Prim 4D inicio 1

Sub. Chimbacalle 3

ABC

350.8

765

45.86

3715.413 933.482

0.97

Av. 1 de Mayo

Alamor - Av. 1 de Mayo

ABC

350.8

460

76.268

3715.009 932.838

0.97

Chambo 2

Chambo - 1 de Mayo

ABC

342.8

460

74.53

3621.947 891.656

0.971

Chambo 3

Chambo 2

ABC

334.4

460

72.692

3519.847

841.49

0.973

Cerro Hermoso

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

328

460

71.313

3451.739 817.806

0.973

Casitagua

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

105.6

205

51.494

1088.482 335.413

0.956

Av. Vicente Maldonado

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

ABC

104

214

48.612

1070.385 328.601

0.956

Vicente Maldonado 2

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

ABC

101.5

214

47.416

1042.225 318.641

0.956

Vicente Maldonado 3

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

ABC

97.62

214

45.616

1000.194 303.928

0.957

Vicente Maldonado 4

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

78.24

280

27.943

800.826 242.872

0.957

Sincholagua

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

46.37

170

27.273

474.384 143.556

0.957

Sincholagua 2

Sincholagua - A de la Torre

ABC

34.18

170

20.106

349.442 105.704

0.957

Sincholagua 3

Sincholagua 2

ABC

10.14

170

5.962

103.553

31.313

0.957

Vicente Maldonado 5

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

31.88

109

29.243

326.085

98.839

0.957

Vicente Maldonado 6

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

ABC

31.36

109

28.77

320.085

96.898

0.957

ABC

18.45

109

16.924

188.01

56.886

0.957

Cardenal de la Torre fin

Línea ID

Capacidad (Amps) (%)

Flujo (Amps)

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF)

Del Node

Fase

Polivio Chavez

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

ABC

17.93

109

16.45

182.592

55.221

0.957

Polivio Chavez 2

Polivio Chavez Y1

ABC

3.621

230

1.574

36.852

11.143

0.957

Polivio Chavez 3

Polivio Chavez Y2

AXC

0.776

129

0.601

5.264

1.591

0.957

Polivio Chavez 4

Polivio Chavez Y2

ABC

3.103

230

1.349

31.586

9.55

0.957

Transf. 32992

Polivio Chavez Y1

ABC

5.691

129

4.411

57.922

17.513

0.957

Transf. 32992 2

Transf. 32992

ABC

3.104

230

1.35

31.585

9.549

0.957

Transf 34562

Transf. 32992

ABC

2.587

129

2.005

26.322

7.958

0.957

Av. 5 de Junio 2

Av. 5 de Junio 2

ABC

0

205

0

0

0

0

Av.5 de Junio

ABC

2.587

230

1.125

26.32

7.958

0.957

Vicente Maldonado 7

Av. 5 de Junio 2 Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

ABC

1.549

109

1.421

15.792

4.774

0.957

Andrade

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

19.38

125

15.503

198.4

60.003

0.957

Andrade 2

Andrade 1

ABC

6.861

125

5.489

70.205

21.228

0.957

Andrade 3

Andrade 3

ABC

2.402

109

2.203

24.568

7.428

0.957

Cardenal de la Torre

Cardenal de la Torre

AXC

1.287

109

1.18

8.774

2.653

0.957

Cardenal de la Torre 2

Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

ABC

1.029

109

0.944

10.529

3.183

0.957

ABC

1.029

195

0.528

10.528

3.183

0.957

ABC

221.3

460

48.113

2341.646 468.042

0.981

Transf. 101943

Cerro Hermoso - Casitagua Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

ABC

219.8

335

65.61

2323.695 459.715

0.981

Transf 22513

Transf. 101943

ABC

218.1

335

65.105

2303.973 450.902

0.981

Transf 5080

Transf 22513

ABC

214

335

63.89

2260.92 436.652

0.982

Transf 4774

Transf 5080

ABC

211.5

460

45.976

2233.371 426.711

0.982

Pedro de Alfaro

Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

208.9

460

45.422

2202.349 411.016

0.983

ABC

2.141

109

1.964

21.934

6.632

0.957

XBC

1.927

109

1.768

13.16

3.979

0.957

ABC

5.138

109

4.714

52.642

15.916

0.957

Pedro de Alfaro 2

Av. Rodrigo de Chavez 3 Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

201.7

460

43.849

2124.577 383.211

0.984

Rodrigo de Ch.

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 ABC

2.742

460

0.596

Rodrigo de Ch. 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 ABC

195.4

460

Rodrigo de Ch. 3

Rodrigo de Ch. 3

ABC

193.4

Rodrigo de Ch. 4

Rodrigo de Ch. 4

ABC

Galte

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

Galte 2

Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso 2

Av. Rodrigo de Ch. 2 Av. Rodrigo de Ch. 3 Av. Rodrigo de Ch.

28.075

8.489

0.957

42.481

2058.88 362.309

0.985

460

42.036

2035.588 352.263

0.985

189.5

460

41.202

1993.207 335.554

0.986

ABC

45.64

460

9.921

464.408 142.949

0.956

Galte

ABC

22.39

230

9.735

227.459

71.217

0.954

Chazqui

Galte - Chazqui

ABC

19.81

230

8.612

201.077

63.211

0.954

Barba

Chazqui - Barba

ABC

16.71

170

9.827

169.462

53.638

0.953

Batallas

Barba - Batallas

ABC

14.12

129

10.946

143.041

45.628

0.953

Machuca 2

Batallas - Machuca

ABC

5.176

129

4.012

52.661

15.922

0.957

Transf 73317

Machuca 2

ABC

2.588

109

2.374

26.321

7.958

0.957

Machuca 3

Machuca 2

ABC

2.588

78

3.318

26.326

7.959

0.957

Machuca 4

Batallas - Machuca

ABC

2.07

129

1.605

21.059

6.367

0.957

Batallas 2

Batallas - Machuca

ABC

4.292

129

3.327

42.952

15.366

0.942

Machuca

Machuca - Batallas 2

ABC

1.713

129

1.328

16.625

7.406

0.913

Galte 3

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

127.5

460

27.716

1350.674 135.171

0.995

Galte 4

Galte 3

ABC

131.3

460

28.541

1334.24 414.207

0.955

Jambeli

Galte 4

ABC

129.6

460

28.166

1315.381 406.744

0.955

Eplicachima

Eplicachima - Jambeli

ABC

1.728

460

0.376

Eplicachima 2

Eplicachima - Jambeli

ABC

126.8

335

37.851

17.547

5.305

0.957

1285.698 395.608

0.956

Línea ID

Del Node

Fase

Capacidad (Amps) (%)

Flujo (Amps)

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF)

Eplicachima 3

Gatazo - Eplicachima

ABC

115.2

335

34.389

Eplicachima 4

ABC

103.9

335

31.029

Av. 5 de Junio 3

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

102.4

335

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio 3

ABC

101.3

460

Barba 2

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

55.48

Barba 3

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

Barba 4

Barba - Necochea

Barba 5

1167.285 358.836 1052.12

0.956

322.56

0.956

30.564

1035.725 316.814

0.956

22.032

1024.048 311.777

0.957

335

16.562

560.18 170.696

0.957

52.7

335

15.731

531.703 161.561

0.957

ABC

38.25

460

8.315

385.604 116.908

0.957

Barba - Bahia

ABC

2.088

170

1.228

21.057

6.367

0.957

Bahia 2

Barba - Bahia

ABC

31.81

335

9.495

320.642

97.216

0.957

Bahia 3

Bahia 2

ABC

30.76

335

9.183

310.021

93.883

0.957

Primario 4D

Bahia 3

ABC

0

335

0

0

0

0

Bahia 4

Bahia 3

ABC

1.567

335

0.468

15.792

4.775

0.957

Bahia 4

Bahia 4

ABC

1.045

335

0.312

10.528

3.183

0.957

Transf. 91030007

Bahia 3

ABC

27.89

335

8.326

281.01

85.034

0.957

Transf. 91030007 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

4.355

150

2.903

43.874

13.264

0.957

Cuerpo de Ing. del Ejercito

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

23.54

129

18.244

237.092

71.699

0.957

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

18.31

125

14.645

184.317

55.738

0.957

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

4.358

153

2.848

43.87

13.265

0.957

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

13.95

125

11.159

140.41

42.456

0.957

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

5.229

109

4.797

52.647

15.917

0.957

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

2.615

150

1.743

26.322

7.958

0.957

Bahia

Barba - Necochea

ABC

12.71

335

3.795

128.195

38.772

0.957

Roberto Posso

Bahia - Roberto Posso

ABC

12.54

129

9.72

126.432

38.227

0.957

Av. Miller 4

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

3.919

129

3.038

39.487

11.938

0.957

Miller 3

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

4.702

129

3.645

47.385

14.326

0.957

Antonio Baquerizo

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

2.782

109

2.552

28.076

8.488

0.957

Jose Ascazubi

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

ABC

1.043

109

0.957

10.528

3.183

0.957

Av. 5 de Junio 4

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

33.36

460

7.252

337.018

102.04

0.957

Necochea

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

5.735

109

5.261

57.913

17.511

0.957

Necochea 1

Necochea 1

ABC

4.171

230

1.813

42.114

12.733

0.957

Av. 5 de Junio 5

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

6.777

170

3.986

68.439

20.692

0.957

Av. 5 de Junio 6

Av. 5 de Junio 5

ABC

3.649

109

3.348

36.849

11.141

0.957

Av. Miller 2

Av. 5 de Junio - Av. Miller

ABC

1.043

230

0.453

10.528

3.183

0.957

Av. Miller

AXC

1.303

109

1.196

8.773

2.652

0.957

Av. Rodrigo de Chavez 5

Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

1.04

129

0.806

10.528

3.183

0.957

Gatazo 2

Gatazo - Eplicachima

ABC

10.04

129

7.784

101.882

30.806

0.957

Tansf. 2935

Gatazo - Collahuazo

ABC

1.558

230

0.677

15.792

4.775

0.957

Gatazo 3

Gatazo - Collahuazo

ABC

6.752

129

5.234

68.457

20.697

0.957

Trinidad Linares

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

2.597

260

0.999

26.32

7.957

0.957

Gatazo 4

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

2.597

129

2.013

26.323

7.958

0.957

Transf 73359

Transf 22513

ABC

1.533

109

1.407

15.792

4.775

0.957

Chambo 4

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

6.358

460

1.382

65.806

19.897

0.957

Chambo 5

Chambo 4

ABC

2.543

129

1.972

26.325

7.959

0.957

Chambo

Chambo - 1 de Mayo

ABC

8.003

460

1.74

83.351

25.201

0.957

Av. 1 de Mayo 2

Chambo - 1 de Mayo 2

ABC

3.791

109

3.478

39.483

11.937

0.957

-

RESULTADOS DE PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS

Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Tipo de Línea Nombre

Pérdidas (kW) (kVAR)

Péridas / Flujo (%)

inicio 4D

Sub. Chimbacalle

ABC

486 SUBN NA3X1000 3F

0.074

0.076

0.002

4D inicio

Sub. Chimbacalle 2

ABC

331 SUBN NA3X700 3F

0.07

0.122

0.002

4D inicio 2

Sub. Chimbacalle 3

ABC

339 SUBN NB3X600 3F

0.403

0.644

0.011

Av. 1 de Mayo

Alamor - Av. 1 de Mayo

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

9.712

15.98

0.261

Chambo 2

Chambo - 1 de Mayo

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

14.368

23.642

0.397

Chambo 3

Chambo 2

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.302

3.787

0.065

Cerro Hermoso

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

5.82

9.576

0.169

Casitagua

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

302 RNA1 AA3X2/0 3F

2.305

2.038

0.212

Av. Vicente Maldonado

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

1.841

2.003

0.172

Vicente Maldonado 2

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

2.551

2.776

0.245

Vicente Maldonado 3

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

0.968

1.053

0.097

Vicente Maldonado 4

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

0.357

0.477

0.045

Sincholagua

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.362

0.189

0.076

Sincholagua 2

Sincholagua - A de la Torre

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.239

0.124

0.068

Sincholagua 3

Sincholagua 2

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.028

0.015

0.027

Vicente Maldonado 5

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.736

0.35

0.226

Vicente Maldonado 6

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.476

0.226

0.149

Cardenal de la Torre fin

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.154

0.073

0.082

Polivio Chavez

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.089

0.042

0.049

Chavez 2

Polivio Chavez Y1

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.001

0.005

Chavez 3

Polivio Chavez Y2

AXC

171 RNA1 CU2X6 2F

0

0

0.003

Chavez 4

Polivio Chavez Y2

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.002

0.008

Transf. 32992

Polivio Chavez Y1

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.015

0.005

0.026

Transf. 32992 2

Transf. 32992

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0.001

0.003

Transf 34562

Transf. 32992

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.001

0

0.005

Av. 5 de Junio 2

Av. 5 de Junio 2

ABC

302 RNA1 AA3X2/0 3F

0

0

Av.5 de Junio

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0.001

0.003

Vicente Maldonado 7

Av. 5 de Junio 2 Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.002

Andrade

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.105

0.05

0.053

Andrade 2

Andrade 1

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.017

0.008

0.024

Andrade 3

Andrade 3

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.002

0.001

0.006

Cardenal de la Torre

Cardenal de la Torre

AXC

155 RNA1 AA2X2 2F

0

0

0.005

Cardenal de la Torre 2

Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.004

ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0

0

0.003

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.16

3.553

0.092

Transf. 101943

Cerro Hermoso - Casitagua Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

2.175

3.508

0.094

Transf 22513

Transf. 101943

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.941

1.518

0.041

Transf 5080

Transf 22513

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.23

1.983

0.054

Transf 4774

Transf 5080

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

4.702

7.738

0.211

Pedro de Alfaro

Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

3.196

5.259

0.145

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.003

Av. Rodrigo de Chavez 3 Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

XBC

155 RNA1 AA2X2 2F

0.001

0

0.004

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.003

0.001

0.005

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.774

1.274

0.036

Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso 2

Av. Rodrigo de Ch. 2 Av. Rodrigo de Ch. 3 Av. Rodrigo de Ch. Pedro de Alfaro 2

Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Tipo de Línea Nombre

Pérdidas (kW) (kVAR)

Péridas / Flujo (%)

Rodrigo de Ch.

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.001

0.002

Rodrigo de Ch. 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.237

3.68

0.109

Rodrigo de Ch. 3

Rodrigo de Ch. 3

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.901

4.773

0.142

Rodrigo de Ch. 4

Rodrigo de Ch. 4

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.667

4.388

0.134

Galte

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.071

0.117

0.015

Galte 2

Galte

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.062

0.048

0.027

Chazqui

Galte - Chazqui

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.032

0.025

0.016

Barba

Chazqui - Barba

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.101

0.053

0.06

Batallas

Barba - Batallas

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.049

0.017

0.034

Machuca 2

Batallas - Machuca

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.015

0.005

0.028

Transf 73317

Machuca 2

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.004

Machuca 3

Machuca 2

ABC

307 RNA1 AA3X4 3F

0.006

0.002

0.023

Machuca 4

Batallas - Machuca

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.003

0.001

0.014

Batallas 2

Batallas - Machuca

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.007

0.002

0.017

Machuca

Machuca - Batallas 2

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.002

0.001

0.014

Galte 3

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.643

1.058

0.048

Galte 4

Galte 3

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

1.312

2.158

0.098

Jambeli

Galte 4

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

1.609

2.648

0.122

Eplicachima

Eplicachima - Jambeli

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

0.001

Eplicachima 2

Eplicachima - Jambeli

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.739

1.192

0.057

Eplicachima 3

Gatazo - Eplicachima

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.113

1.795

0.095

Eplicachima 4

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.602

0.972

0.057

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.149

1.854

0.111

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio 3

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.515

0.848

0.05

Barba 2

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.401

0.647

0.072

Barba 3

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.357

0.577

0.067

Barba 4

Barba - Necochea

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.038

0.063

0.01

Barba 5

Barba - Bahia

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.001

0.001

0.007

Bahia 2

Barba - Bahia

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.093

0.15

0.029

Bahia 3

Bahia 2

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.059

0.095

0.019

Primario 4D

Bahia 3

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

Bahia 4

Bahia 3

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

Bahia 4

Bahia 4

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0

Transf. 91030007

Bahia 3

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.044

0.071

0.016

Transf. 91030007 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

337 SUBN NB3X4 3F

0.004

0.001

0.009

Cuerpo de Ing. del Ejercito

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.128

0.043

0.054

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.037

0.017

0.02

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

299 RNA1 AA3X1/0 3F

0.004

0.003

0.008

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.039

0.018

0.027

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.005

0.002

0.01

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

327 SUBN NA3X4 3F

0.002

0.001

0.009

Bahia

Barba - Necochea

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.009

0.014

0.007

Roberto Posso

Bahia - Roberto Posso

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.079

0.027

0.063

Av. Miller 4

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.008

0.003

0.019

Miller 3

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.01

0.003

0.021

Antonio Baquerizo

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.004

Jose Ascazubi

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.003

Av. 5 de Junio 4

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.109

0.179

0.032

Necochea

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.007

0.003

0.012

0.001

Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Tipo de Línea Nombre

Pérdidas (kW) (kVAR)

Péridas / Flujo (%)

Necochea 1

Necochea 1

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.002

0.005

Av. 5 de Junio 5

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.006

0.003

0.009

Av. 5 de Junio 6

Av. 5 de Junio 5

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.002

Av. Miller 2

Av. 5 de Junio - Av. Miller

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0.001

Av. Miller

Av. 5 de Junio - Av. Miller

AXC

155 RNA1 AA2X2 2F

0

0

0.001

Av. Rodrigo de Chavez 5

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0.003

Gatazo 2

Gatazo - Eplicachima

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.086

0.029

0.085

Tansf. 2935

Gatazo - Collahuazo

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0.002

Gatazo 3

Gatazo - Collahuazo

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.022

0.008

0.032

Trinidad Linares

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

344 SUBN ND3X1/0 3F

0

0

0

Gatazo 4

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.004

0.001

0.014

Transf 73359

Transf 22513

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.003

Chambo 4

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.002

0.002

Chambo 5

Chambo 4

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.005

0.002

0.02

Chambo

Chambo - 1 de Mayo

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.002

0.002

Av. 1 de Mayo 2

Chambo - 1 de Mayo 2

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.003

0.002

0.009

ANEXO 12 REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA PROPUETO PARA REDUCIR PÉRDIDAS. -

RESULTADOS EN LOS NODOS Nodo ID

Voltage Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

Angulo (deg)

PU

Sub. Chimbacalle

Sub. Chimbacalle

ABC

0

26.56

1

0

Sub. Chimbacalle 2

Sub. Chimbacalle 2

ABC

0.002

3.64

1

-0.001

Sub. Chimbacalle 3

Sub. Chimbacalle 3

ABC

0.005

3.64

1

-0.002

Alamor - Av. 1 de Mayo

Alamor - Av. 1 de Mayo

ABC

0.019

3.639

1

-0.01

Chambo - 1 de Mayo

Chambo - 1 de Mayo

ABC

0.366

3.627

0.996

-0.207

Chambo - 1 de Mayo 2

Chambo - 1 de Mayo 2

ABC

0.368

3.627

0.996

-0.208

Cayambe - 1 de Mayo

NODO

ABC

0.377

3.626

0.996

-0.209

Chambo 2

Chambo 2

ABC

0.888

3.608

0.991

-0.509

Chambo - Cerro Hermoso

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

0.973

3.605

0.99

-0.559

Cerro Hermoso - Casitagua

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

1.193

3.597

0.988

-0.688

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

ABC

1.437

3.588

0.986

-0.751

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

ABC

1.646

3.58

0.984

-0.822

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

ABC

1.941

3.569

0.981

-0.922

Av. Vicente Maldonado - Andrade

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

2.057

3.565

0.979

-0.962

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

2.114

3.563

0.979

-0.986

Sincholagua - A de la Torre

Sincholagua - A de la Torre

ABC

2.194

3.56

0.978

-0.994

Sincholagua 2

Sincholagua 2

ABC

2.265

3.558

0.977

-1.002

Sincholagua 3

Sincholagua 3

ABC

2.293

3.557

0.977

-1.005

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi

ABC

2.347

3.555

0.977

-1.006

Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T ABC

2.5

3.549

0.975

-1.019

Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo

Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo

ABC

2.502

3.549

0.975

-1.019

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

ABC

2.584

3.546

0.974

-1.026

Polivio Chavez Y1

Polivio Chavez Y1

ABC

2.634

3.544

0.974

-1.03

Transf. 32992

Transf. 32992

ABC

2.66

3.543

0.973

-1.031

Av. 5 de Junio 2

Av. 5 de Junio 2

ABC

2.665

3.543

0.973

-1.031

Av. 5 de Junio

Av. 5 de Junio

ABC

2.668

3.543

0.973

-1.031

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio 3

ABC

2.665

3.543

0.973

-1.031

Transf. 32992 fin

Transf. 32992 fin

ABC

2.663

3.543

0.973

-1.031

Polivio Chavez Y2

Polivio Chavez Y2

ABC

2.639

3.544

0.974

-1.031

Polivio Chavez 3

Polivio Chavez 3

AXC

2.642

3.544

0.974

-1.031

Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez

Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez

ABC

2.647

3.544

0.974

-1.033

Andrade 1

Andrade 1

ABC

2.112

3.563

0.979

-0.966

Andrade 3

Andrade 3

ABC

2.137

3.562

0.979

-0.968

Cardenal de la Torre

Cardenal de la Torre

ABC

2.143

3.562

0.979

-0.969

Cardenal de la Torre - Teran

Cardenal de la Torre - Teran

AXC

2.148

3.562

0.979

-0.969

Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

ABC

2.147

3.562

0.979

-0.969

Urb. Monte Alegre

Urb. Monte Alegre

ABC

2.15

3.562

0.978

-0.969

Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

ABC

1.308

3.592

0.987

-0.761

Nodo ID

Voltage Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

PU

Angulo (deg)

Transf. 101943

Transf. 101943

ABC

1.425

3.588

0.986

-0.835

Transf 22513

Transf 22513

ABC

1.476

3.586

0.985

-0.867

Transf 5080

Transf 5080

ABC

1.543

3.584

0.985

-0.909

Pedro de Alfaro

Pedro de Alfaro

ABC

1.804

3.574

0.982

-1.079

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

1.865

3.572

0.981

-1.137

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

1.879

3.572

0.981

-1.151

Rodrigo de Ch.

Rodrigo de Ch.

ABC

1.882

3.572

0.981

-1.152

Rodrigo de Ch. 3

Rodrigo de Ch. 3

ABC

1.917

3.57

0.981

-1.191

Rodrigo de Ch. 4

Rodrigo de Ch. 4

ABC

1.966

3.568

0.98

-1.244

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

2.009

3.567

0.98

-1.292

Galte

Galte

ABC

2.021

3.566

0.98

-1.298

Galte - Chazqui

Galte - Chazqui

ABC

2.024

3.566

0.98

-1.299

Galte 3

Galte 3

ABC

2.009

3.567

0.98

-1.306

Galte 4

Galte 4

ABC

2.039

3.566

0.98

-1.322

Eplicachima - Jambeli

Eplicachima - Jambeli

ABC

2.075

3.564

0.979

-1.34

Gatazo - Eplicachima

Gatazo - Eplicachima

ABC

2.09

3.564

0.979

-1.348

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

2.105

3.563

0.979

-1.356

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

2.107

3.563

0.979

-1.357

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio 3

ABC

2.108

3.563

0.979

-1.358

Rodrigo de Chavez 5

Rodrigo de Chavez 5

ABC

2.11

3.563

0.979

-1.357

Gatazo - Collahuazo

Gatazo - Collahuazo

ABC

2.173

3.561

0.978

-1.35

Transf. 2935

Transf. 2935

ABC

2.175

3.561

0.978

-1.35

Gatazo - Trinidad Linares

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

2.204

3.56

0.978

-1.35

Perucho - Trinidad Linares

Perucho - Trinidad Linares

ABC

2.205

3.56

0.978

-1.35

Gatazo inicio

Gatazo inicio

ABC

2.218

3.559

0.978

-1.35

Condorazo

Condorazo

ABC

2.075

3.564

0.979

-1.341

Av. Rodrigo de Chavez

Av. Rodrigo de Chavez

ABC

1.87

3.572

0.981

-1.137

Av. Rodrigo de Chavez 3

Av. Rodrigo de Chavez 3

ABC

1.868

3.572

0.981

-1.137

Av. Rodrigo de Chavez 4

Av. Rodrigo de Chavez 4

XBC

1.872

3.572

0.981

-1.137

Machuca 3

Machuca 3

ABC

1.943

3.569

0.981

-1.097

Machuca 2

Machuca 2

ABC

2.146

3.562

0.979

-1.182

Transf. 73317

Transf. 73317

ABC

2.15

3.562

0.979

-1.183

Batallas - Machuca

Batallas - Machuca

ABC

2.311

3.556

0.977

-1.252

Barba - Batallas

Barba - Batallas

ABC

2.324

3.555

0.977

-1.252

Chazqui - Barba

Chazqui - Barba

ABC

2.336

3.555

0.977

-1.253

Machuca 4

Machuca 4

ABC

2.5

3.549

0.975

-1.332

Av. 5 de Junio - Necochea

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

2.542

3.547

0.975

-1.35

Av. 5 de Junio 5

Av. 5 de Junio 5

ABC

2.552

3.547

0.974

-1.351

Av. 5 de Junio - Av. Miller

Av. 5 de Junio - Av. Miller

ABC

2.554

3.547

0.974

-1.352

Av. Miller

Av. Miller

AXC

2.555

3.547

0.974

-1.352

Av. Miller 2

Av. Miller 2

ABC

2.555

3.547

0.974

-1.352

Necochea 1

Necochea 1

ABC

2.554

3.547

0.974

-1.351

Necochea 2

Necochea 2

ABC

2.56

3.547

0.974

-1.353

Av. 5 de Junio - Barba

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

2.63

3.544

0.974

-1.396

Barba - Antonio Baquerizo

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

2.724

3.541

0.973

-1.444

Barba - Necochea

Barba - Necochea

ABC

2.813

3.538

0.972

-1.49

Barba - Bahia

Barba - Bahia

ABC

2.826

3.537

0.972

-1.497

Barba - Albion

Barba - Albion

ABC

2.834

3.537

0.972

-1.497

Nodo ID

Voltage Nombre

Fase

Caída (%)

kVLN

Angulo (deg)

PU

Bahia 2

Bahia 2

ABC

2.865

3.536

0.971

-1.516

Bahia 3

Bahia 3

ABC

2.89

3.535

0.971

-1.529

Prim 4D

NODO

ABC

2.89

3.535

0.971

-1.529

Bahia 4

Bahia 4

ABC

2.891

3.535

0.971

-1.53

Bahia - Rodrigo de Chavez

Bahia - Rodrigo de Chavez

ABC

2.891

3.535

0.971

-1.53

Cuerpo de Ing. del Ejercito

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

2.91

3.534

0.971

-1.54

Transf. 91030007

Transf. 91030007

ABC

2.919

3.534

0.971

-1.54

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

2.963

3.532

0.97

-1.541

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

2.983

3.531

0.97

-1.542

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

ABC

2.992

3.531

0.97

-1.544

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

ABC

3.01

3.53

0.97

-1.545

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

2.972

3.532

0.97

-1.542

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

2.981

3.531

0.97

-1.541

Bahia - Roberto Posso

Bahia - Roberto Posso

ABC

2.822

3.537

0.972

-1.494

Roberto Posso - Av. Miller

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

2.883

3.535

0.971

-1.495

Av. Miller 4

Av. Miller 4

ABC

2.902

3.534

0.971

-1.496

Av. Miller 3

Av. Miller 3

ABC

2.903

3.534

0.971

-1.496

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

ABC

2.728

3.541

0.973

-1.445

Jose Ascazubi

Jose Ascazubi

ABC

2.731

3.541

0.973

-1.445

Machuca - Batallas 2

Machuca - Batallas 2

ABC

2.327

3.555

0.977

-1.252

Machuca 13395

Machuca 13395

ABC

2.34

3.555

0.977

-1.251

Transf 73359

Transf 73359

ABC

1.479

3.586

0.985

-0.867

Chambo 4

Chambo 4

ABC

0.976

3.604

0.99

-0.56

Chambo 5

Chambo 5

ABC

0.996

3.604

0.99

-0.561

-

RESULTADOS EN LAS LÍNEAS

Línea ID

Del Node

Fase

Flujo (Amps)

Capacidad (Amps)

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

(kVAR)

(PF)

Primrio 4D

Sub. Chimbacalle

ABC

350.821

1060

33.096

3715.493

933.503

0.97

4D inicio

Sub. Chimbacalle 2

ABC

350.821

845

41.517

3715.418

933.427

0.97

4D inicio 1

Sub. Chimbacalle 3

ABC

350.821

765

45.859

3715.349

933.305

0.97

Av. 1 de Mayo

Alamor - Av. 1 de Mayo

ABC

350.821

460

76.265

3714.945

932.661

0.97

Chambo

Chambo - 1 de Mayo

ABC

8.038

460

1.747

83.584

25.727

0.956

Av. 1 de Mayo 2

Chambo - 1 de Mayo 2

ABC

3.808

109

3.493

39.594

12.186

0.956

Chambo 2

Chambo - 1 de Mayo

ABC

342.796

460

74.521

3621.65

890.955

0.971

Chambo 3

Chambo 2

ABC

334.308

460

72.676

3519.307

840.241

0.973

Cerro Hermoso

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

327.937

460

71.291

3451.017

816.144

0.973

Casitagua

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

106.027

205

51.72

1091.593

342.293

0.954

Av. Vicente Maldonado

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

ABC

104.487

214

48.826

1073.432

335.363

0.955

Vicente Maldonado 2

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

ABC

101.916

214

47.624

1045.181

325.219

0.955

Vicente Maldonado 3

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

ABC

98.048

214

45.817

1003.017

310.234

0.955

Vicente Maldonado 4

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

78.584

280

28.066

803.084

247.918

0.956

Sincholagua

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

46.568

170

27.393

475.717

146.546

0.956

Sincholagua 2

Sincholagua - A de la Torre

ABC

34.33

170

20.194

350.423

107.906

0.956

Sincholagua 3

Sincholagua 2

ABC

10.18

170

5.988

103.843

31.966

0.956

Línea ID

Del Node

Fase

Flujo (Amps)

Capacidad (Amps)

Flujo de Potencia (kW)

(kVAR)

Vicente Maldonado 5

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

32.015

109

29.372

(%)

327.007

100.891

(PF) 0.956

Vicente Maldonado 6

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi

ABC

31.497

109

28.897

320.986

98.914

0.956

Vicente Maldonado 7

Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

ABC

1.556

109

1.428

15.836

4.874

0.956

Cardenal de la Torre fin

Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

ABC

18.529

109

16.999

188.538

58.07

0.956

Polivio Chavez

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

ABC

18.01

109

16.523

183.104

56.372

0.956

Transf. 32992

Polivio Chavez Y1

ABC

5.716

129

4.431

58.084

17.878

0.956

Transf 34562

Transf. 32992

ABC

2.598

129

2.014

26.396

8.124

0.956

Av.5 de Junio

Av. 5 de Junio 2

ABC

2.598

230

1.13

26.394

8.124

0.956

Av. 5 de Junio 2

Av. 5 de Junio 2

ABC

0

205

0

0

0

0

Transf. 32992 2

Transf. 32992

ABC

3.118

230

1.356

31.673

9.748

0.956

Polivio Chavez 2

Polivio Chavez Y1

ABC

3.637

230

1.581

36.955

11.376

0.956

Polivio Chavez 3

Polivio Chavez Y2

AXC

0.779

129

0.604

5.279

1.625

0.956

Polivio Chavez 4

Polivio Chavez Y2

ABC

3.117

230

1.355

31.675

9.75

0.956

Andrade

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

19.464

125

15.571

198.957

61.253

0.956

Andrade 2

Andrade 1

ABC

6.891

125

5.513

70.402

21.671

0.956

Andrade 3

Andrade 3

ABC

2.412

109

2.213

24.637

7.583

0.956

Cardenal de la Torre

Cardenal de la Torre

AXC

1.292

109

1.185

8.798

2.708

0.956

Cardenal de la Torre 2

Cardenal de la Torre

ABC

1.034

109

0.948

10.558

3.25

0.956

Prim. Urb. Monte Alegre

Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

ABC

1.034

195

0.53

10.558

3.249

0.956

Prim. Cerro Hermoso 2

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

220.81

460

48.002

2337.772

459.407

0.981

Transf. 101943

Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

ABC

219.281

335

65.457

2319.786

450.996

0.982

Transf 22513

Transf. 101943

ABC

217.581

335

64.95

2300.026

442.089

0.982

Transf 5080

Transf 22513

ABC

213.499

335

63.731

2256.859

427.581

0.983

Transf 4774

Transf 5080

ABC

210.947

460

45.858

2229.242

417.484

0.983

Pedro de Alfaro

Pedro de Alfaro

ABC

89.81

460

19.524

962.971

11.17

1

Pedro de Alfaro 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

82.835

460

18.008

887.596

-12.819

1

Rodrigo de Ch.

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

2.749

460

0.598

28.154

8.666

0.956

Rodrigo de Ch. 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

76.812

460

16.698

822.361

-33.072

0.999

Rodrigo de Ch. 3

Rodrigo de Ch. 3

ABC

74.87

460

16.276

800.9

-40.139

0.999

Rodrigo de Ch. 4

Rodrigo de Ch. 4

ABC

71.247

460

15.488

760.875

-53.039

0.998

Galte

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

25.81

460

5.611

263.958

81.269

0.956

Galte 2

Galte

ABC

2.581

230

1.122

26.394

8.124

0.956

Galte 3

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

34.783

460

7.561

320.59

-189.079

0.861

Galte 4

Galte 3

ABC

29.801

460

6.478

304.706

94.034

0.956

Jambeli

Galte 4

ABC

28.08

460

6.104

287.043

88.507

0.956

Eplicachima 2

Eplicachima - Jambeli

ABC

25.325

335

7.56

258.814

79.718

0.956

Eplicachima 3

Gatazo - Eplicachima

ABC

13.777

335

4.113

140.782

43.35

0.956

Eplicachima 4

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

2.583

335

0.771

26.394

8.124

0.956

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

1.033

335

0.308

10.558

3.249

0.956

Av. Rodrigo de Chavez 5

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

1.033

129

0.801

10.558

3.249

0.956

Gatazo 2

Gatazo - Eplicachima

ABC

9.998

129

7.75

102.166

31.447

0.956

Tansf. 2935

Gatazo - Collahuazo

ABC

1.551

230

0.674

15.836

4.874

0.956

Gatazo 3

Gatazo - Collahuazo

ABC

6.724

129

5.212

68.649

21.129

0.956

Trinidad Linares

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

2.586

260

0.995

26.394

8.123

0.956

Gatazo 4

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

2.586

129

2.005

26.397

8.124

0.956

Eplicachima

Eplicachima - Jambeli

ABC

1.722

460

0.374

17.596

5.416

0.956

Av. Rodrigo de Ch.

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

5.154

109

4.729

52.79

16.247

0.956

Av. Rodrigo de Ch. 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

2.148

109

1.97

21.996

6.77

0.956

Av. Rodrigo de Ch. 3

Av. Rodrigo de Chavez 3

XBC

1.933

109

1.773

13.197

4.062

0.956

Línea ID

Del Node

Fase

Flujo (Amps)

Capacidad (Amps)

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

(kVAR)

(PF)

Parque Sta. Ana

Pedro de Alfaro

ABC

120.81

300

40.27

1235.199

390.493

0.953

Machuca 3

Machuca 3

ABC

118.231

280

42.226

1207.179

381.436

0.954

Transf 73317

Machuca 2

ABC

2.584

109

2.371

26.394

8.124

0.956

Machuca 2

Machuca 2

ABC

115.647

280

41.303

1178.848

370.726

0.954

Batallas

Batallas - Machuca

ABC

5.696

129

4.416

58.077

17.875

0.956

Barba

Barba - Batallas

ABC

3.107

170

1.828

31.676

9.75

0.956

Machuca 4

Batallas - Machuca

ABC

103.07

280

36.811

1049.767

326.989

0.955

Machuca 5

Machuca 4

ABC

100.995

280

36.07

1027.072

318.38

0.955

Av. 5 de Junio 5

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

6.747

170

3.969

68.63

21.124

0.956

Av. 5 de Junio 6

Av. 5 de Junio 5

ABC

3.633

109

3.333

36.952

11.373

0.956

Av. Miller

Av. 5 de Junio - Av. Miller

AXC

1.298

109

1.19

8.798

2.708

0.956

Av. Miller 2

Av. 5 de Junio - Av. Miller

ABC

1.038

230

0.451

10.557

3.249

0.956

Necochea

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

5.71

109

5.238

58.075

17.876

0.956

Necochea 1

Necochea 1

ABC

4.152

230

1.805

42.232

12.999

0.956

Av. 5 de Junio 4

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

67.779

460

14.735

688.876

213.938

0.955

Barba 2

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

55.313

335

16.511

561.737

174.208

0.955

Barba 3

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

52.54

335

15.683

533.185

164.9

0.955

Barba 4

Barba - Necochea

ABC

38.131

460

8.289

386.68

119.333

0.956

Barba 5

Barba - Bahia

ABC

2.082

170

1.225

21.116

6.499

0.956

Bahia 2

Barba - Bahia

ABC

31.711

335

9.466

321.537

99.232

0.956

Bahia 3

Bahia 2

ABC

30.67

335

9.155

310.887

95.834

0.956

Primario4D

Bahia 3

ABC

0

335

0

0

0

0

Bahia 4

Bahia 3

ABC

1.562

335

0.466

15.836

4.874

0.956

Bahia 4

Bahia 4

ABC

1.042

335

0.311

10.557

3.249

0.956

Transf. 91030007

Bahia 3

ABC

27.805

335

8.3

281.795

86.803

0.956

Transf. 91030007 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

4.342

150

2.895

43.997

13.541

0.956

Cuerpo de Ing. del Ejercito

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

23.464

129

18.189

237.754

73.192

0.956

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

18.251

125

14.601

184.833

56.9

0.956

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

4.345

153

2.84

43.993

13.541

0.956

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

13.906

125

11.125

140.803

43.341

0.956

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

5.213

109

4.782

52.794

16.249

0.956

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

2.607

150

1.738

26.396

8.124

0.956

Bahia

Barba - Necochea

ABC

12.674

335

3.783

128.553

39.579

0.956

Roberto Posso

Bahia - Roberto Posso

ABC

12.501

129

9.69

126.785

39.023

0.956

Av. Miller 4

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

3.907

129

3.028

39.598

12.187

0.956

Miller 3

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

4.688

129

3.634

47.518

14.625

0.956

Antonio Baquerizo

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

2.773

109

2.544

28.154

8.665

0.956

Jose Ascazubi

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

ABC

1.04

109

0.954

10.558

3.249

0.956

Batallas 2

Batallas - Machuca

ABC

4.297

129

3.331

43.073

15.686

0.94

Machuca

Machuca - Batallas 2

ABC

1.716

129

1.33

16.672

7.56

0.911

Transf 73359

Transf 22513

ABC

1.54

109

1.413

15.837

4.874

0.956

Chambo 4

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

6.385

460

1.388

65.99

20.312

0.956

Chambo 5

Chambo 4

ABC

2.554

129

1.98

26.399

8.125

0.956

RESULTADOS DE PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS

-

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Fase

ID

Nombre

Péridas / Flujo (kVAR) (%)

Pérdidas (kW)

Primario 4D

Sub. Chimbacalle

ABC

486 SUBN NA3X1000 3F

0.075

0.076

0.002

Prim 4D inicio

Sub. Chimbacalle 2

ABC

331 SUBN NA3X700 3F

0.07

0.122

0.002

Prim 4D inicio 1

Sub. Chimbacalle 3

ABC

339 SUBN NB3X600 3F

0.403

0.644

0.011

Av. 1 de Mayo

Alamor - Av. 1 de Mayo

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

9.711

15.979

0.261

Chambo

Chambo - 1 de Mayo

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.002

0.002

Av. 1 de Mayo 2

Chambo - 1 de Mayo 2

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.003

0.002

0.009

Chambo 2

Chambo - 1 de Mayo

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

14.364

23.637

0.397

Chambo 3

Chambo 2

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.3

3.785

0.065

Cerro Hermoso

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

5.816

9.57

0.169

Casitagua

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

302 RNA1 AA3X2/0 3F

2.325

2.056

0.213

Av. Vicente Maldonado

Casitagua - Av. Vicente Maldonado

ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

1.857

2.021

0.173

Vicente Maldonado 2

Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro

ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

2.574

2.801

0.246

Vicente Maldonado 3

Av. Vicente Maldonado - Psj. A

ABC

305 RNA1 AA3X3/0 3F

0.976

1.063

0.097

Vicente Maldonado 4

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

0.36

0.481

0.045

Sincholagua

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.365

0.19

0.077

Sincholagua 2

Sincholagua - A de la Torre

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.241

0.125

0.069

Sincholagua 3

Sincholagua 2

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.029

0.015

0.028

Vicente Maldonado 5

Av. Vicente Maldonado - Sincholahua

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.743

0.353

0.227

Vicente Maldonado 6

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.48

0.228

0.15

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.002

Cardenal de la Torre fin

Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.155

0.074

0.082

Polivio Chavez

Polivio Chavez - Cardenal de la Torre

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.09

0.043

0.049

Transf. 32992

Polivio Chavez Y1

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.015

0.005

0.026

Transf 34562

Transf. 32992

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.001

0

0.005

Av.5 de Junio

Av. 5 de Junio 2

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0.001

0.003

Av. 5 de Junio 2

Av. 5 de Junio 2

ABC

302 RNA1 AA3X2/0 3F

0

0

Transf. 32992 2

Transf. 32992

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0.001

0.003

Prim. Polivio Chavez 2

Polivio Chavez Y1

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.001

0.005

Polivio Chavez 3

Polivio Chavez Y2

AXC

171 RNA1 CU2X6 2F

0

0

0.003

Polivio Chavez 4

Polivio Chavez Y2

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.002

0.008

Andrade

Av. Vicente Maldonado - Andrade

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.106

0.05

0.053

Andrade 2

Andrade 1

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.017

0.008

0.024

Andrade 3

Andrade 3

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.002

0.001

0.006

Cardenal de la Torre

Cardenal de la Torre

AXC

155 RNA1 AA2X2 2F

0

0

0.005

Cardenal de la Torre 2

Cardenal de la Torre

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.004

Urb. Monte Alegre

Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre

ABC

320 SUBN NA3X2 3F

0

0

0.003

Cerro Hermoso 2

Cerro Hermoso - Casitagua

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

2.15

3.537

0.092

Transf. 101943

Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

2.165

3.492

0.093

Transf 22513

Transf. 101943

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.937

1.511

0.041

Transf 5080

Transf 22513

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

1.223

1.973

0.054

Transf 4774

Transf 5080

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

4.678

7.698

0.21

Pedro de Alfaro

Pedro de Alfaro

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.59

0.972

0.061

Pedro de Alfaro 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.131

0.215

0.015

Rodrigo de Ch.

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.001

0.002

Rodrigo de Ch. 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.346

0.569

0.042

Rodrigo de Ch. 3

Rodrigo de Ch. 3

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.435

0.716

0.054

Vicente Maldonado 7

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Péridas / Flujo (kVAR) (%)

Pérdidas

Fase

ID

Rodrigo de Ch. 4

Rodrigo de Ch. 4

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.377

0.62

0.05

Galte

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.023

0.038

0.009

Galte 2

Galte

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.001

0.001

0.003

Galte 3

Av. Rodrigo de Chavez - Galte

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.048

0.079

0.015

Galte 4

Galte 3

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.068

0.111

0.022

Jambeli

Galte 4

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.076

0.124

0.026

Eplicachima 2

Eplicachima - Jambeli

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.029

0.048

0.011

Eplicachima 3

Gatazo - Eplicachima

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.016

0.026

0.011

Eplicachima 4

Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0.001

0.001

Av. 5 de Junio 3

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0.001

Av. Rodrigo de Chavez 5

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0

0

0.003

Gatazo 2

Gatazo - Eplicachima

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.086

0.029

0.084

Tansf. 2935

Gatazo - Collahuazo

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0.002

Gatazo 3

Gatazo - Collahuazo

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.022

0.007

0.032

Trinidad Linares

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

344 SUBN ND3X1/0 3F

0

0

0

Gatazo 4

Gatazo - Trinidad Linares

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.004

0.001

0.014

Eplicachima

Eplicachima - Jambeli

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0

0

0.001

Av. Rodrigo de Ch.

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.003

0.001

0.005

Av. Rodrigo de Ch. 2

Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.003

Av. Rodrigo de Ch. 3

Av. Rodrigo de Chavez 3

XBC

155 RNA1 AA2X2 2F

0.001

0

0.004

Parque Sta. Ana

Pedro de Alfaro

ABC

321 SUBN NA3X2/0 3F

1.627

0.934

0.132

Machuca 3

Machuca 3

ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

1.937

2.586

0.16

Transf 73317

Machuca 2

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.004

Machuca 2

Machuca 2

ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

1.537

2.053

0.13

Batallas

Batallas - Machuca

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.008

0.003

0.014

Barba

Barba - Batallas

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.004

0.002

0.011

Machuca 4

Batallas - Machuca

ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

1.581

2.111

0.151

Machuca 5

Machuca 4

ABC

308 RNA1 AA3X4/0 3F

0.343

0.458

0.033

Av. 5 de Junio 5

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.006

0.003

0.009

Av. 5 de Junio 6

Av. 5 de Junio 5

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.002

Av. Miller

Av. 5 de Junio - Av. Miller

AXC

155 RNA1 AA2X2 2F

0

0

0.001

Av. Miller 2

Av. 5 de Junio - Av. Miller

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0

0

0.001

Necochea

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.007

0.003

0.012

Necochea 1

Necochea 1

ABC

353 RNA1 CU3X2 3F

0.002

0.002

0.005

Av. 5 de Junio 4

Av. 5 de Junio - Necochea

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.449

0.739

0.065

Barba 2

Av. 5 de Junio - Barba

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.398

0.643

0.071

Barba 3

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.355

0.573

0.067

Barba 4

Barba - Necochea

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.038

0.063

0.01

Barba 5

Barba - Bahia

ABC

357 RNA1 CU3X4 3F

0.001

0.001

0.007

Bahia 2

Barba - Bahia

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.093

0.149

0.029

Bahia 3

Bahia 2

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.059

0.095

0.019

Primario 4D

Bahia 3

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

Bahia 4

Bahia 3

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

Bahia 4

Bahia 4

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0

0

0

Transf. 91030007

Bahia 3

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.044

0.071

0.016

Transf. 91030007 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

337 SUBN NB3X4 3F

0.004

0.001

0.009

Cuerpo de Ing. del Ejercito

Cuerpo de Ing. del Ejercito

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.127

0.043

0.053

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.037

0.017

0.02

Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

299 RNA1 AA3X1/0 3F

0.004

0.003

0.008

Nombre

(kW)

0.001

Tipo de Línea Línea ID

Del Nodo

Péridas / Flujo (kVAR) (%)

Pérdidas

Fase

ID

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

ABC

316 RNA1 AS3X2 3F

0.038

0.018

0.027

Cuerpo de Ing. del Ejercito 5

Cuerpo de Ing. del Ejercito 2

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.005

0.002

0.009

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

Cuerpo de Ing. del Ejercito 6

ABC

327 SUBN NA3X4 3F

0.002

0.001

0.009

Bahia

Barba - Necochea

ABC

304 RNA1 AA3X281 3F

0.009

0.014

0.007

Roberto Posso

Bahia - Roberto Posso

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.079

0.027

0.062

Av. Miller 4

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.008

0.003

0.019

Miller 3

Roberto Posso - Av. Miller

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.01

0.003

0.021

Antonio Baquerizo

Barba - Antonio Baquerizo

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.004

Jose Ascazubi

Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0

0

0.003

Batallas 2

Batallas - Machuca

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.007

0.002

0.017

Machuca

Machuca - Batallas 2

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.002

0.001

0.014

Transf 73359

Transf 22513

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.001

0

0.003

Chambo 4

Chambo - Cerro Hermoso

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.001

0.002

0.002

Chambo 5

Chambo 4

ABC

359 RNA1 CU3X6 3F

0.005

0.002

0.02

Nombre

(kW)

7.62

UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO METROS UNITARIO

PERNO MAQUINA FE. GALV. 13 X 51 MM (1/2" X 2"), TUERCA, ARAND. PLANA Y PRESION

PERNO ESPARRAGO FE. GALV. 16 X 254 MM (5/8" X 10") 4 TUERCAS Y 2 ARAND. PLANAS

ARANDELA PLANA DE HIERRO DE 1/2" (13 MM)

ARANDELA DE PRESION FE. GALVANIZADO DE 13 MM (1/2") DIAM.

ARANDELA DE PRESION FE. GALVANIZADO DE 16 MM (5/8") DIAM.

TUERCA OJO GALV PARA PERNO DE 16 MM (5/8")

AISLADOR TIPO SUSPENSION CLASE ANSI 52 - 1, 6.3 KV

GRAPA TERMINAL APERNADA DE AL. ANGULAR No. 6 - 2/0 AWG

GRAPA TERMINAL APERNADA DE AL. TIPO PISTOLA NO. 6 - 4/0 AWG

HORQUILLA ANCLAJE GALV. DE 16 MM DIAM, 75 MM LONG. 7.000 KG, CON PASADOR

CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 8 KV, 4/0 AWG, 19 H, 133% NA.

CONECTOR RANURA PARALELA DE AL 1 PERNO, NO. 1/0 - 4/0 AWG

1.89

9.84

20.26

1.34

0.94

11.70

2.31

0.31

0.17

0.03

6.36

2.51

1.69

UNITARIO

PLATINA DE UNION GALVANIZADA DE 75 X 6 MM Y 400 MM LONG ABRAZADERA PLATINA GALV. 50 X 6 MM 2 PERNOS, EXTENSION SIMPLE, COLLARIN RECTO SIMPLE.

26.98

UNITARIO

2.07 VALOR DISREQ 2009

2.59

VALOR DISREQ 2009

CRUCETA FE. GALV. ANGULO "L" DE 70 X 70 X 6 MM Y 1.20 M LONG, CON APOYO

UNIDAD

METROS

CONDUCTOR DESNUDO CABLEADO ALUMINIO ACERO ACSR 6/1, NO. 4/0 AWG, 7 HILOS.

Estructura RNA4

METROS

UNIDAD

CONDUCTOR COBRE AISLADO PVC 2000 V. TTU No. 2/0 AWG, 7 HILOS.

Conductor

ALIMNETADOR PRIMARIO 04D

Total (usd)

cantidad

6

9

3

3

3

3

1

4

8

8

2

8

1

2

1

11

89

61

4

3

35

2

1

1

0

13

20

8

3

27

Total (usd)

552 1,144

153 1,187

cantidad

PRECIOS UNITARIOS DE LOS MATERIALES UTILIZADOS EN LA PROPUESTA DE MEJORAS PARA EL

ANEXO 13

UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO UNITARIO METROS UNITARIO METROS

TERM. EXT. UNIP. ENCOG. FRIO O CONTRAIBLE 8 KV. CABLE 2/0 AWG - 250 MCM

CRUCETA FE. GALV. ANGULO "L" DE 70 X 70 X 6 MM Y 2.30 M. LONG.

CRUCETA FE. GALV. ANGULO "L" DE 70 X 70 X 6 MM Y 1.80 M LONG.

PIE AMIGO DE PLATINA FE. GALV. 38 X 6 MM Y 620 MM LONG

ABRAZADERA PLATINA GALV. 38 X 6 MM 3 PERNOS, PIE AMIGO SIMPLE

ABRAZADERA PLATINA GALV. 38 X 6 MM 4 PERNOS, PIE AMIGO DOBLE

PERNO MAQUINA FE. GALV. 13 X 51 MM (1/2" X 2"), TUERCA, ARAND. PLANA Y PRESION

PERNO ESPARRAGO FE. GALV. 16 X 254 MM (5/8" X 10") 4 TUERCAS Y 2 ARAND. PLANAS

ACCES. HORQUILLA BOLA GALV. L=2 7/8" B=1 9/16" W=15/16"

FLEJE DE ACERO 0.76 MM ESPESOR X 19 MM ANCHO, SUJECION TUBO

GRAPA DERIVACION CALIENTE AL. NO. 6 - 4/0 AWG Y 6 - 2/0 AWG

CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 8 KV, 4/0 AWG, 19 H, 133% NA.

UNITARIO UNITARIO UNITARIO METROS

PERNO MAQUINA FE. GALV. 13 X 51 MM (1/2" X 2"), TUERCA, ARAND. PLANA Y PRESION

PERNO "U" GALV. 16 MM DIAM. 140 X 150 MM, 2 TUERCAS Y 2 ARAND. PLANAS Y PRESION

GRAPA DERIVACION CALIENTE AL. NO. 6 - 4/0 AWG Y 6 - 2/0 AWG

CONDUCTOR DESNUDO CABLEADO ALUMINIO ACERO ACSR 6/1, NO. 2 AWG, 7 HILOS.

UNITARIO METROS

TUBO DE PVC REFORZADO 110 MM DIAMETRO X 6 M LONGITUD, LISO

TUBO DE HIERRO GALVANIZADO DE 3" DIAM. (76 MM)

UNIDAD

UNITARIO

CRUCETA FE. GALV. ANGULO "L" DE 70 X 70 X 6 MM Y 1.20 M LONG, CON APOYO

Otros Materiales

UNITARIO

SECCIONADOR BARRA UNIPOLAR ABIERTO 27 KV, 8 KA, BIL: 150 KV, 300 A

UNIDAD

METROS

CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 8 KV, 4/0 AWG, 19 H, 133% NA.

Seccionamiento MNF2

UNITARIO

UNIDAD

POSTE DE HORMIGON CIRCULAR DE 400 KG, LONGITUD 11.5 M

Estructura MVCI

58.19

18.46

0.67 VALOR DISREQ 2009

5.68

8.78

2.51

26.98

91.17

9.84 VALOR DISREQ 2009

5.68

3.30

0.12

6.36

2.51

5.63

8.99

5.15

28.10

42.40

67.56

9.84

232.85

VALOR DISREQ 2009

cantidad

cantidad

cantidad

12

25

9

6

1

3

1

3

12

6

8

6

4

8

2

2

4

2

2

6

2

1

698

470

Total (usd)

6

34

9

8

27

274

Total (usd)

118

34

26

1

25

20

11

18

21

56

85

405

20

233

Total (usd)