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
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]
POVEDA MENTOR, “Planificación de Sistemas de Distribución”, Escuela Politécnica Nacional, Julio 1987, Pág. 7,8.
[2]
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.
[3]
AUGÉ R., “Curso de Electricidad General 1”, Editorial Paraninfo, España 1998.
[4]
Guru Bhag S., Hiziroğlu Hüseying R., “Máquinas Eléctricas y Transformadores”, Oxford University Press, México, D.F. 2006.
[5]
STANLEY J. VEST. “AIEE Paper: Estimating kW Demand for Future Loads on Rural Distribution Systems”. USA, Agosto, 1957.
[6]
Catálogo ELECTRO CABLES C. A.:http://www.electrocable.com/electrocables/espanol/cobre/cobre-desnudo.htm
[7]
Catálogo Iskraemeco: www.iskraemecro.si/emecoweb/eng/product.htm.
[8]
Catálogo Hexing Electric
[9]
Catálogo Landis+Gyr: www.landisgyr.us/08/northamerica/products/ProdDocs/S4S4eMan11-6-2003.pdf
134 [10]
WESTINGHOUSE ELECTRIC CORPORATION, “Distribution Systems”, Electric Utility Engineering Reference Book Volumen 3. First Edition, Second print. East Pittsburgh, Pennsylvania, 1965.
[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.”.
[12]
Distribution Data Book. USA. GET- 1008K. General Electric.
[13]
Cálculo del Consumo de Alumbrado Público, documento: PL.DPT.710.IN.06.
[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.
[15]
CHAPRA ESTEVEN C., CANELE RAYMOND P., Métodos numéricos para ingenieros, McGraw-Hill Interamericana Editores S.A., México, DF 2003.
[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.
[17]
RIOFRIO CARLOS, Apuntes de Sistemas de Distribución, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, EPN.
[18]
LUCIO MIGUEL, Apuntes de Construcción de Redes Eléctricas, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, EPN.
[19]
CAÑAR SANTIAGO, Proyecto de Titulación: “Calculo detallado de pérdidas en Sistemas Eléctricos de Distribución aplicado al alimentador Universidad perteneciente a la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A.”,
135 Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Quito 2007.
[20]
COYAGO NUVIA, Proyecto de Titulación: “Reconfiguración del Sistema de Distribución de la EEQ por el crecimiento de la demanda en el sector Belisario Quevedo de Quito”, Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Quito 2006.
[21]
Catálogo Ecuatran: www.ecuatran.com/index.asp?idioma=sp
[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
105.617
109
96.897
1088.982
335.8
0.956
24835145
13035581 ABC
105.617
205
51.521
1087.733
335.207
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
104.084
214
48.637
1070.187
328.869
0.956
24847441
929916 ABC
101.522
214
47.44
1042.028
318.899
0.956
24847448
11076509 ABC
97.668
214
45.639
999.999
304.172
0.957
930541
930228 ABC
78.278
280
27.956
800.652
243.06
0.957
24860665
929697 ABC
31.882
109
29.249
325.931
98.875
0.957
24860677
929929 ABC
31.882
109
29.249
325.732
98.78
0.957
24860684
930244 ABC
31.366
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
61.721
0.957
24879862
12258186 ABC
1.55
109
1.422
15.79
4.779
0.957
24879872
12258186 ABC
18.453
109
16.929
187.968
56.929
0.957
24914306
12002707 ABC
17.936
109
16.455
182.551
55.263
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
26.319
7.966
0.957
24860731
11213154 ABC
2.588
230
1.125
26.317
7.965
0.957
11886989
902473 ABC
0
129
0
0
0
0
24860742
11213154 ABC
0
205
0
0
0
0
24879877
902560 ABC
3.105
230
1.35
31.581
9.558
0.957
24879878
902695 ABC
0
230
0
0
0
0
24879915
902755 ABC
3.622
230
1.575
36.848
11.154
0.957
24836068
902760 AXC
0.776
129
0.602
5.264
1.593
0.957
24879918
902760 ABC
3.104
230
1.35
31.582
9.559
0.957
24879914
902690 ABC
0.517
230
0.225
5.263
1.593
0.957
24948434
902690 ABC
2.587
195
1.327
26.317
7.965
0.957
24914307
12037140 ABC
8.622
109
7.91
87.726
26.55
0.957
24866555
12037142 ABC
8.622
195
4.421
87.725
26.55
0.957
24915974
12258185 ABC
10.33
300
3.443
105.268
31.859
0.957
24879955
929697 ABC
46.396
170
27.292
474.363
143.709
0.957
24879965
930162 ABC
46.396
170
27.292
474.27
143.66
0.957
11860273
930237 ABC
9.617
195
4.932
98.255
29.737
0.957
24879958
930237 ABC
36.779
170
21.635
375.746
113.783
0.957
24879959
930238 ABC
34.202
170
20.119
349.296
105.749
0.957
24879960
11076637 ABC
34.202
170
20.119
349.287
105.744
0.957
11860483
930240 ABC
8.593
195
4.407
87.727
26.55
0.957
24910903
930240 ABC
1.547
170
0.91
15.791
4.779
0.957
24910904
930241 ABC
1.547
170
0.91
15.79
4.779
0.957
24929797
930240 ABC
24.062
230
10.462
245.654
74.355
0.957
24929752
930158 ABC
24.062
195
12.34
245.636
74.341
0.957
24910890
930228 ABC
19.39
125
15.512
198.379
60.058
0.957
24910889
930227 ABC
19.39
125
15.512
198.33
60.035
0.957
Línea ID
Del Nodo
Fase
Capacidad
Flujo (Amps)
(Amps)
Flujo de Potencia
(%)
(kW)
(kVAR)
(PF)
24847451
930224 ABC
4.289
125
3.431
43.862
13.275
0.957
24847453
930224 ABC
15.102
125
12.081
154.443
46.748
0.957
13561746
24028565 ABC
5.147
195
2.64
52.634
15.929
0.957
24847454
24028565 ABC
9.954
125
7.963
101.789
30.809
0.957
24847455
24028604 ABC
9.954
125
7.963
101.778
30.804
0.957
24879844
24028371 ABC
6.866
129
5.322
70.198
21.246
0.957
24879845
930222 ABC
1.03
129
0.798
10.527
3.186
0.957
24879846
930222 ABC
5.836
230
2.537
59.654
18.055
0.957
24879847
930163 ABC
2.403
230
1.045
24.564
7.435
0.957
24929749
930160 ABC
1.888
109
1.732
19.3
5.841
0.957
24929748
11076604 ABC
1.03
109
0.945
10.527
3.186
0.957
24835775
24835745 ABC
1.03
195
0.528
10.527
3.186
0.957
24929795
11076604 AXC
1.287
109
1.181
8.773
2.655
0.957
24870489
24870495 ABC
0
205
0
0
0
0
24870497
24870495 ABC
222.788
460
48.432
2356.954
472.358
0.981
24870494
929706 ABC
221.266
460
48.101
2340.358
466.254
0.981
24389684
13212694 ABC
221.266
685
32.302
2339.869
465.448
0.981
24845953
930269 ABC
0
335
0
0
0
0
24845954
930269 ABC
221.266
335
66.05
2339.596
465.059
0.981
24845960
930268 ABC
219.742
335
65.595
2322.944
458.89
0.981
24845958
11076703 ABC
218.048
335
65.089
2304.076
451.445
0.981
24389593
930270 ABC
4.088
109
3.75
42.109
12.744
0.957
24389594
11076710 ABC
1.533
109
1.406
15.79
4.779
0.957
24846078
930270 ABC
213.982
335
63.875
2261.026
437.183
0.982
24846079
24846083 ABC
0
335
0
0
0
0
24846080
24846083 ABC
0
460
0
0
0
0
24846081
24846083 ABC
213.982
460
46.518
2259.797
435.2
0.982
24846082
13212677 ABC
213.982
460
46.518
2259.602
434.879
0.982
24879538
930212 ABC
211.438
460
45.965
2232.779
426.081
0.982
24879537
24846460 ABC
0
460
0
0
0
0
24879539
24846460 ABC
2.563
460
0.557
26.317
7.965
0.957
24879542
11076776 ABC
2.563
460
0.557
26.317
7.965
0.957
24879544
24846460 ABC
208.89
460
45.411
2202.447
411.51
0.983
24846229
930215 ABC
208.89
460
45.411
2200.578
408.434
0.983
24846230
24846235 ABC
201.66
460
43.839
2124.685
383.685
0.984
24846185
24846204 ABC
195.365
460
42.471
2058.995
362.764
0.985
11853914
930210 ABC
195.365
460
42.471
2058.813
362.464
0.985
930482
929910 ABC
194.344
460
42.249
2046.232
355.9
0.985
24879990
929944 ABC
193.322
460
42.027
2034.838
351.287
0.985
24879991
930208 ABC
193.322
460
42.027
2034.763
351.162
0.985
24879992
930207 ABC
193.322
460
42.027
2033.791
349.563
0.986
24880177
11076840 ABC
189.486
460
41.193
1993.322
335.981
0.986
24880178
24880188 ABC
3.442
460
0.748
35.086
10.619
0.957
24880171
13746673 ABC
0
460
0
0
0
0
24880179
24880188 ABC
45.625
460
9.918
464.379
143.071
0.956
11511193
11115523 ABC
13.772
150
9.181
140.369
42.481
0.957
24881624
11115523 ABC
31.853
230
13.849
323.963
100.514
0.955
914171
11115526 ABC
6.886
195
3.531
70.179
21.239
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
22.385
230
9.732
227.421
71.273
0.954
24881628
11115535 ABC
22.385
230
9.732
227.388
71.247
0.954
24881622
11115539 ABC
19.802
230
8.609
201.056
63.271
0.954
24846690
24846699 ABC
3.1
230
1.348
31.581
9.558
0.957
24846693
24846699 ABC
0
170
0
0
0
0
24846704
24846699 ABC
16.702
170
9.824
169.443
53.688
0.953
24846778
11115620 ABC
14.117
129
10.943
143.025
45.671
0.953
24846776
24846780 ABC
2.069
129
1.604
21.057
6.373
0.957
24846831
11115702 ABC
2.069
195
1.061
21.054
6.372
0.957
24846777
24846780 ABC
5.174
129
4.011
52.654
15.936
0.957
11502185
913903 ABC
2.587
109
2.373
26.318
7.965
0.957
11502176
11115728 ABC
0
109
0
0
0
0
24846750
913903 ABC
2.587
78
3.317
26.322
7.966
0.957
24846742
11115793 ABC
1.035
78
1.327
10.527
3.186
0.957
24846779
24846780 ABC
6.875
129
5.329
69.266
23.345
0.948
24846727
913670 ABC
4.291
129
3.326
42.946
15.38
0.941
24766570
11115922 ABC
1.712
129
1.327
16.623
7.413
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
141.007
460
30.654
1491.192
177.905
0.993
11511210
11115511 ABC
13.77
150
9.18
140.363
42.479
0.957
24880192
11115511 ABC
127.47
460
27.711
1350.761
135.314
0.995
24880191
11115500 ABC
131.272
460
28.537
1334.385
414.617
0.955
24880190
11115498 ABC
131.272
460
28.537
1333.865
413.761
0.955
24880282
11114824 ABC
129.548
460
28.163
1315.529
407.15
0.955
24880277
11114816 ABC
128.512
460
27.937
1303.864
402.091
0.956
24880276
11114815 ABC
128.512
460
27.937
1303.485
401.468
0.956
24880262
11114813 ABC
126.785
335
37.846
1285.856
396.019
0.956
24880251
24880259 ABC
0
129
0
0
0
0
24880252
24880259 ABC
11.594
129
8.988
117.672
35.618
0.957
24880238
913681 ABC
11.594
129
8.988
117.66
35.613
0.957
24881539
11114868 ABC
10.038
129
7.782
101.863
30.832
0.957
24881606
11114913 ABC
1.557
230
0.677
15.79
4.779
0.957
24881604
11114933 ABC
0
230
0
0
0
0
24881608
11114913 ABC
8.481
129
6.575
86.001
26.029
0.957
24881609
11114948 ABC
6.751
129
5.233
68.448
20.716
0.957
24846972
11115050 ABC
4.154
129
3.22
42.111
12.745
0.957
12037061
11115059 ABC
2.596
129
2.013
26.318
7.965
0.957
11892307
11115099 ABC
2.596
260
0.999
26.317
7.965
0.957
24846978
11115050 ABC
2.597
129
2.013
26.32
7.966
0.957
24846980
11115183 ABC
2.597
129
2.013
26.32
7.966
0.957
24846974
11115160 ABC
1.039
129
0.805
10.527
3.186
0.957
11502838
913858 ABC
0
170
0
0
0
0
24881610
11114948 AXC
2.596
230
1.128
17.545
5.31
0.957
24880263
24880259 ABC
115.191
335
34.385
1167.445
359.209
0.956
11511292
11115223 ABC
6.924
460
1.505
70.181
21.241
0.957
11885410
11116078 ABC
6.924
195
3.551
70.18
21.24
0.957
11565709
11115223 ABC
104.805
460
22.784
1061.066
325.556
0.956
Línea ID
Del Nodo
Fase
Capacidad
Flujo (Amps)
(Amps)
Flujo de Potencia
(%)
(kW)
(kVAR)
(PF)
11565708
11115227 ABC
104.805
460
22.784
1061.044
325.52
0.956
24881556
11115238 ABC
103.94
335
31.027
1052.163
322.686
0.956
24881555
11115252 ABC
102.381
335
30.561
1035.901
317.146
0.956
24929719
11115290 ABC
101.34
460
22.03
1024.225
312.106
0.957
24929721
913671 ABC
89.881
460
19.539
907.935
276.26
0.957
24929717
24881590 ABC
55.478
335
16.561
560.281
170.89
0.956
24847076
24847085 ABC
52.698
335
15.731
531.808
161.747
0.957
909289
908927 ABC
38.252
460
8.316
385.75
117.061
0.957
909266
11078431 ABC
2.088
109
1.915
21.055
6.372
0.957
24847097
908924 ABC
2.088
170
1.228
21.055
6.372
0.957
24847105
11078431 ABC
36.165
335
10.795
364.656
110.626
0.957
24847103
11339470 ABC
31.814
335
9.497
320.717
97.231
0.957
24847104
908621 ABC
31.64
335
9.445
318.926
96.642
0.957
24847244
908622 ABC
30.77
335
9.185
310.128
93.945
0.957
24847246
11528003 ABC
29.203
335
8.717
294.303
89.11
0.957
24695634
908879 ABC
27.897
129
21.626
281.133
85.109
0.957
24695633
24695612 ABC
27.897
129
21.626
281.033
85.075
0.957
13146883
908647 ABC
4.356
150
2.904
43.869
13.276
0.957
24695627
908647 ABC
23.541
129
18.249
237.064
71.765
0.957
24695626
909048 ABC
5.23
109
4.798
52.641
15.932
0.957
13147702
908878 ABC
2.615
129
2.027
26.321
7.966
0.957
13146931
11078419 ABC
2.615
230
1.137
26.321
7.966
0.957
24847328
909044 ABC
2.615
129
2.027
26.321
7.966
0.957
24866829
909046 ABC
2.615
150
1.744
26.317
7.965
0.957
24847286
909048 ABC
18.311
125
14.649
184.296
55.789
0.957
24847285
24695616 ABC
4.359
153
2.849
43.865
13.277
0.957
24929842
24695616 ABC
13.952
125
11.161
140.394
42.495
0.957
24929845
908952 ABC
13.952
150
9.301
140.361
42.479
0.957
24847249
11528003 ABC
0
335
0
0
0
0
24910843
11528003 ABC
1.567
335
0.468
15.79
4.779
0.957
24910844
908881 ABC
1.567
335
0.468
15.79
4.779
0.957
24846354
908880 ABC
1.045
335
0.312
10.527
3.186
0.957
24929824
11339470 ABC
4.351
109
3.991
43.866
13.276
0.957
24948462
908453 ABC
4.351
150
2.9
43.864
13.275
0.957
24868493
908927 ABC
1.739
460
0.378
17.545
5.31
0.957
24868492
13511290 ABC
0
460
0
0
0
0
24868498
908927 ABC
12.706
335
3.793
128.156
38.8
0.957
24881643
908614 ABC
12.706
335
3.793
128.153
38.794
0.957
24881644
908923 ABC
0.174
335
0.052
1.754
0.531
0.957
24881652
908923 ABC
12.532
129
9.715
126.393
38.255
0.957
24881654
908921 ABC
8.617
129
6.68
86.886
26.297
0.957
24881641
908984 ABC
3.917
129
3.036
39.483
11.95
0.957
13146351
908986 ABC
0
129
0
0
0
0
24929859
908984 ABC
4.7
129
3.644
47.381
14.34
0.957
24929858
908998 ABC
3.134
129
2.429
31.581
9.558
0.957
24929873
908998 ABC
1.567
129
1.215
15.79
4.779
0.957
24847082
24847085 ABC
0
109
0
0
0
0
24847083
24847085 ABC
2.781
109
2.551
28.073
8.496
0.957
24881673
11115419 ABC
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)
24881672
24881682 ABC
0
109
0
0
0
24881674
24881682 ABC
0
109
0
0
0
0 0
24881675
24881682 ABC
2.781
109
2.551
28.072
8.496
0.957
24881686
11115428 ABC
1.043
109
0.957
10.527
3.186
0.957
24881681
11115474 ABC
0
109
0
0
0
0
24929718
24881590 ABC
1.042
335
0.311
10.527
3.186
0.957
24929720
24881590 ABC
33.361
460
7.252
337.103
102.145
0.957
909238
908886 ABC
33.361
230
14.505
337.08
102.107
0.957
909321
908885 ABC
12.51
310
4.036
126.34
38.242
0.957
11563822
909055 ABC
6.776
170
3.986
68.431
20.712
0.957
11563821
11078532 ABC
5.213
170
3.066
52.634
15.93
0.957
12037167
909004 ABC
3.649
109
3.348
36.844
11.151
0.957
13147907
11078553 ABC
1.911
109
1.753
19.299
5.841
0.957
13147906
909002 AXC
1.303
109
1.196
8.772
2.655
0.957
13147910
909002 ABC
1.043
230
0.453
10.527
3.186
0.957
24847351
909055 ABC
5.734
109
5.261
57.906
17.527
0.957
24847384
909058 ABC
4.17
230
1.813
42.109
12.745
0.957
11862926
908456 ABC
4.17
195
2.139
42.107
12.743
0.957
24847379
908456 ABC
0
230
0
0
0
0
12003203
909060 ABC
0
260
0
0
0
0
11862901
908885 ABC
20.85
195
10.693
210.565
63.728
0.957
24948440
913671 ABC
11.459
195
5.876
115.805
35.048
0.957
24881557
11115252 ABC
1.559
129
1.209
15.791
4.779
0.957
24881558
11115246 ABC
1.039
129
0.806
10.527
3.186
0.957
24881559
11313483 ABC
0
129
0
0
0
0
24880275
11114813 ABC
1.727
460
0.376
17.545
5.31
0.957
24880273
11114806 ABC
0
460
0
0
0
0
24846186
24846204 ABC
5.824
460
1.266
59.653
18.055
0.957
13748536
930209 ABC
2.741
109
2.514
28.072
8.496
0.957
13748535
929888 ABC
1.713
109
1.572
17.545
5.31
0.957
24846195
24846204 ABC
0.514
460
0.112
5.263
1.593
0.957
24846200
930167 ABC
0
460
0
0
0
0
24846231
24846235 ABC
5.137
109
4.712
52.636
15.93
0.957
24846234
930166 ABC
0
109
0
0
0
0
24846236
24846235 ABC
2.14
109
1.964
21.932
6.638
0.957
24846239
929689 XBC
1.926
109
1.767
13.159
3.983
0.957
24881707
930258 ABC
6.358
460
1.382
65.802
19.916
0.957
24881700
930257 ABC
6.358
129
4.928
65.802
19.915
0.957
24881704
11076388 ABC
2.543
129
1.972
26.322
7.966
0.957
24881705
11076419 ABC
1.696
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)
