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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERÍA

ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DE LA FUNCIONALIDAD DELOS SERVICIOS AUXILIARES EN SUBESTACIONES DEL

SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

FERNANDO MANUEL LLIVE TINGO

DIRECTOR: ING. ANTONIO BAYAS

Quito, Mayo 2001

DECLARACIÓN

Yo Fernando Manuel Llive Tingo, 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.

FERMANQO^MANOEL LLIVE TINGO

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Fernando Manuel Llive

Tingo, bajo mi supervisión.

ING. ANTONIO BAYAS

DIRECTOR DE PROYECTO

AGRADECIMIENTOS

> Al Ingeniero Antonio Bayas por su acertada dirección y permanente

colaboración brindada durante el desarrollo de este Proyecto de Titulación.

> A las personas que conforman el área de Explotación de

TRANSELECTRIC S.A., en especial al Ingeniero Christian Ortega por su

ayuda incondicional y sincera.

> A todas las personas que de una u otra manera contribuyeron en la

realización de este trabajo.

Este trabajo dedico

A la persona más importante que ha sido parte

de mi formación y vida, a mi madre María ya que

con su ejemplo ha sabido inculcarme la

responsabilidad al trabajo y el amor a Dios. Y

aunque ahora no estés aquí, siempre te

recordaré y llevaré en mi corazón.

Al resto de mi familia, mi Padre, hermanos y

sobrinos por su apoyo, cariño y consejos.

Gradas por todo.

FERNANDO

RESUMENCAPITULO I

INTRODUCCIÓN

1.1. Introducción 1

1.2. Objetivos .- 3

1.3. Alcance 4

CAPITULO II

CLASIFICACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES EN LAS

SUBESTACIONES

2.1. Importancia de los Servicios Auxiliares en una subestación 6

2.2. Clasificación de los servicios auxiliares 7

2.2.1. Servicios Auxiliares de corriente alterna 7

2.2.1.1. Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por

Corriente Alterna 8

2.2.2. Servicios Auxiliares de corriente continua 8

2.2.2.1. Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por

Corriente Continua 9

2.3. Formas de alimentación de los Servicios Auxiliares (SS,AA.) 10

2.3.1. Introducción 10

2.3.2. Alimentación a SS.AA. utilizando las barras principales de

la subestación 11

2.3.2.1. Generalidades 11

2.3.2.2. Conexión 12

2.3.3. Alimentación a SS.AA. utilizando los terciarios de

transformadores principales de la subestación 14



2.3.4. Alimentación a SS.AA. utilizando líneas de distribución 17



2.3.5. Alimentación a SS.AA. utilizando grupo de emergencia -

diesel 19


2.3.6. Utilización de baterías o acumuladores 21


2.3.6.2. Comparación de baterías 23

2.3.7. Utilización de rectificadores 24


2.3.7.2. Clases de Rectificadores 25

CAPITULO III

CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T. Y

METODOLOGÍA A APLICAR PARA EL ESTUDIO

3.1. Descripción del Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.) 26

3.2. Clasificación de las subestaciones para su estudio 33

3.3. Metodología a aplicar para el estudio 38

CAPITULO IV

DESCRIPCIÓN DE LAS SUBESTACIONES EN ESTUDIO

4.1. Subestación "VICENTINA" 44

4.1.1. Información 44

4.1.2. Descripción Servicios Auxiliares 46

4.1.2.1. Tipo de alimentación AC y DC 46

4.1.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de

trabajo 47

4.1.2.3. Curva de carga de la Subestación e influencia

de las principales cargas 49

4.2. Subestación "SANTA ROSA" 53





trabajo 57



4.3. Subestación "PUCARÁ" 64




4.3.2.2. Clasificación de cargas de acuerdo aE ciclo de

trabajo 66



4.4. Subestación "SANTO DOMINGO" 70





trabajo 74



4.5. Subestación "QUEVEDO" 80





trabajo 84



4.6. Subestación 'PASCUALES" 91





trabajo 95

4.6.2.3. Curva de carga de ia Subestación e influencia


CAPITULO V

ANÁLISIS DE RESULTADOS Y PROPUESTAS DE MEJORAS

5.1. Resumen de la situación actual 103

5.2. Alternativas de optimización de servicios auxiliares en

subestaciones 110

5.2.1. Automatización de los Servicios Auxiliares 111

5.2.2. Optimización del consumo de Servicios Auxiliares 119

5.2.2.1. Iluminación de subestación 122

5.2.2.2. Aire Acondicionado 135

5.2.2.3. Enfriamientos de autotransformadores 143

5.2.2.4. Otras opciones 146

5.2.3. Optimización de los recursos disponibles 148

5.2.4. Mejora del factor de potencia en las subestaciones 149

CAPITULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. Conclusiones 158

6.2. Recomendaciones 160

BIBLIOGRAFÍA 162

ANEXOS

ANEXO 1 : DIAGRAMAS UNIFILARES

1 -1 Subestación "Vicentina"

1-2 Subestación "Santa Rosa"

1-3 Subestación "Pucará"

1-4 Subestación "Santo Domingo"

1-5 Subestación "Quevedo"

1-6 Subestación "Pascuales"

ANEXO 2 : PLANOS DE EDIFICIOS Y PATIOS

2-1 Subestación "Vicentina"






ANEXO 3 : PLANOS DE SERVICIOS AUXILIARES


3-2 Subestación "Santa Rosa'1





ANEXO 4 : TABLAS DE CONSUMO DE ENERGÍA HORARIA






ANEXO 5 : TABLAS DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES






5-6 Subestación "Pascuales''

RESUMEN

Los Servicios Auxiliares en una subestación representan elementos necesarios

que permiten el funcionamiento norma! del resto de equipos que componen la

subestación, como son: equipo primario, medición, control y protección; de allí

aparece la necesidad de realizar un estudio sobre su operación y costos de

funcionamiento.

Las subestaciones sobre las cuales se aplica el estudio son las del Sistema

Nacional de Transmisión (S.N.T.), las cuales pertenecen a TRANSELECTRIC

S.A., se realizó una clasificación previa abarcando todos los casos posibles con el

objetivo de generalizar los resultados. En las subestaciones elegidas para el

análisis se realizó lo siguiente: actualización de la información, visita técnica,

medición de cargas de servicios auxiliares, levantamiento de planos.

Con estos datos se obtuvieron gráficos y tablas que muestran la influencia de las

principales cargas de auxiliares en la curva total de demanda de la subestación.

Finalmente se presentaron propuestas para optimizar los Servicios Auxiliares: en

diferentes áreas como por ejemplo: operación, consumo, bienes y costos.

Sobretodo se describe procedimientos a seguir para obtener ahorros económicos,

gracias a la utilización raciona! de la energía.

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

1.1 INTRODUCCIÓN

En los últimos años, los Servicios Eléctricos han venido experimentando cambios

importantes en su estructura. Sin embargo, la naturaleza de esta reestructuración

no es tan clara debido a que en un futuro próximo se presentan múltiples

alternativas posibles que pueden hacer más eficientes y competitivos los

mercados. Un servicio auxiliar es imprescindible para mantener la integridad,

calidad y seguridad operacional del servicio eléctrico. Éstos servicios atañen tanto

a generadores, transmisores y distribuidores; es decir a todos los agentes del

Mercado Eléctrico.

Las subestaciones constituyen elementos importantes en la formación de un

Sistema Eléctrico de Potencia, más aún cuando éstas forman parte de la

transmisión (niveles altos de voltaje) de electricidad a través del país, además

obviamente se incluyen las líneas de transmisión. De allí se puede deducir que la

confiabilidad de las subestaciones deberá mantener altos índices.

Las subestaciones se hallan principalmente formadas en la parte eléctrica por:

Equipo primario, aquí tenemos disyuntores, seccionadores, pararrayos,

transformadores de corriente, divisores capacitivos de potencial. Además se tiene:

transformadores o autotransformadores de potencia (230/138KV), reactores,

capacitores. Adicionalmente se tiene la parte de protección, medición, control y

comunicaciones. Finalmente tenemos servicios complementarios como:

iluminación de la subestación, de la sala de control, aire acondicionado,

suministro de energía para: taller, bodega, oficinas, equipo tratamiento de agua,

etc.

Todo lo anteriormente señalado requiere del suministro de voltaje, sea este

alterno ó continuo dependiendo del tipo de carga, es decir ía alimentación de

voltaje lo suministra los Servicios Auxiliares. Para entender mejor a continuación

se presenta un ejemplo: Un disyuntor de 230KV que tiene un comando tipo

neumático, lo que nos indica que para recargarlo y tenerlo listo para la siguiente

operación, requiere de un compresor que deberá operar las veces que sean

necesarias para mantener al gas SFe a la presión adecuada, el cual a su vez

necesita un motor, además se tiene calefacción e iluminación para el gabinete

donde se hallan los controles del disyuntor; entonces se necesita abastecerlo de

voltaje continuo DC adecuado.

Entonces los Servicios Auxiliares, se podría decir que están constituidos por:

voltajes (alternos y continuos), equipos, accesorios complementarios, que

permiten operar ai resto de equipo de la subestación en condiciones normales y

también en casos de emergencia.

Como se verá más adelante los Servicios Auxiliares se hallan constituidos por

diferentes elementos que independientemente parecerían no tener ninguna

importancia, lo que no sucede cuando se los ve en conjunto. Podríamos concluir

que los Servicios Auxiliares constituyen guardianes necesarios para el buen

funcionamiento de la Subestación y así coadyuvan a mantener al Sistema

Eléctrico Total en normal operación.

Este trabajo corresponde a una investigación sobre los Servicios Auxiliares, los

cuales resultan imprescindibles para la operación de un Sistema Eléctrico de

Potencia, pues permiten garantizar la calidad y continuidad de suministro,

complementando así los servicios primarios. Algunos de los puntos que abordará

el presente trabajo se describen a continuación en forma resumida.

Para desarrollar el tema lo hemos dividido de la siguiente forma, en el Capítulo 2

se hace una introducción teórica sobre los servicios auxiliares, diferentes formas

de alimentarlos y como se los puede clasificar en una subestación. En el Capítulo

3, se describe el Sistema Nacional de Transmisión, para tener una idea clara de

su operación y conformación, lo cual nos permitirá obtener una clasificación de las

subestaciones para realizar el estudio, adicionalmente se incluye la metodología a

aplicar para obtener los resultados deseados. Para el Capítulo 4. se tiene ya los

datos obtenidos en las diferentes visitas técnicas a las subestaciones escogidas,

en consecuencia en este capítulo se describe las subestaciones y conformación

de los Servicios Auxiliares, se presentan las curvas de demanda de carga horaria

de cada subestación, así como, mediciones, gráficos y tablas donde se demuestra

la influencia de las principales cargas sobre el consumo total de la subestación,

esto nos ayudará a plantear soluciones posteriores. El Capítulo 5. constituye la

tabulación de los análisis y resultados, es decir el objetivo central de la tesis de

grado, realizar un análisis técnico-económico del funcionamiento de los servicios

auxiliares, siempre con el objetivo de optimizar: su operación, consumo, recursos

disponibles, costos entre los más importantes. Para lo cual se hace un análisis de

los costos actuales por consumo de servicios auxiliares; luego se plantean las

soluciones y sugerencias, para disminuir este costo en diferentes campos.

Finalmente en el Capítulo 6. se presenta las conclusiones del trabajo realizado y

recomendaciones a tener presente por parte de TRANSELECTRIC S.A.

1.2 OBJETIVOS

Los objetivos constituyen metas que se las deben ir cumpliendo paso a paso, para

lograr un producto final, que es justificar el tema planteado, en esta tesis se

presentan los siguientes objetivos:

& Conocimiento de la operación y división del Sistema Nacional de

Transmisión (S.N.T.), especialmente en lo que refiere a subestaciones.

* Clasificación de las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión

*> Recopilación de información y levantamiento de los servicios auxiliares de

las subestaciones elegidas.

<* Medición de consumo de los servicios auxiliares en las subestaciones y

adicionalmente de todas sus cargas independientemente.

<* Tabulación de resultados, que nos permitan justificar soluciones.

*> Plantear soluciones para optimizar los servicios auxiliares, en los diferentes

campos, como por ejemplo: operación, consumo, recursos disponibles,

costos.

•:* Proponer conclusiones y recomendaciones a tener presente por parte de

TRANSELECTR1C S.A.

1.3 ALCANCE

El alcance constituye la metodología, las acciones a tomar para poder cumplir los

objetivos que previamente se han planteados, en consecuencia se tiene el

siguiente alcance:

*> Análisis de la información, principalmente en planos sobre subestaciones

que tenga TRANSELECTRIC S.A.

*> Sobre la base de la información disponible y factibilidad de maniobras se

procede a la clasificación más adecuada, donde se cubre todas las

posibilidades de funcionalidad de las subestaciones del S.N T.

*> Luego se presenta una metodología a aplicar, que es un procedimiento que

se seguirá para recabar la información necesaria.

<* Visita técnica a las diferentes subestaciones para comprobar, actualizar y

obtener información adicional, que nos permitan justificar las soluciones.

*> Medición de las diferentes variables eléctricas: voltaje, corriente, potencia y

energía, tiempo de funcionamiento; estas mediciones se las realizará a

nivel de toda la subestación e individualmente carga por carga.

* Con la información obtenida anteriormente nos permitirá presentar gráficos,

donde se observe el consumo horario de los servicios auxiliares en fa

subestación; adicionalmente tabulando los datos medidos se puede

obtener la influencia de los principales grupos de cargas en la curva

general de la subestación.

*> A continuación, se realiza un análisis de los costos actuales que se

deberán pagar por consumo de auxiliares, este nos servirá como referencia

importante para proponer soluciones que nos permitan disminuir el pago

por servicios auxiliares.

* Luego se proponen alternativas de optimización de los Servicios Auxiliares

que tienen que ver con los siguientes campos: Automatización,

Optimización del Consumo donde se incluye principalmente la iluminación

de los patios y aire acondicionado, Optimización de los recursos, Mejora

del factor de potencia.

Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones obtenidas a

través del transcurso de la tesis.

CAPITULO II

CLASIFICACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES EN

LAS SUBESTACIONES

2.1 IMPORTANCIA DE LOS SERVICIOS AUXILIARES EN UNASUBESTACIÓN

Si partimos de la idea que una subestación es tan importante y necesaria en un

sistema eléctrico, así también de importantes y necesarios son los Servicios

Auxiliares que se requieren en las subestaciones para mantenerlas funcionando

normalmente, y en consecuencia a todo el sistema.

Por ejemplo en una subestación junto a una central generadora, debe preverse un

buen servicio de los circuitos auxiliares para evitar en caso de fallas, daños muy

graves en equipos generadores, transformadores de la central; en fin evitar daños

que conlleven gastos muy altos, además de innecesarios y que se los puede

evitar con un adecuado cuidado, mantenimiento y modernización de los servicios

de auxiliares.

Igualmente, en subestaciones junto a los centros de consumo, son muy

importantes los Servicios Auxiliares, ya que de ellos depende en gran parte la

confiabilidad y continuidad del suministro eléctrico a los usuarios, que en la

actualidad bajo el nuevo funcionamiento en el Mercado Eléctrico, podría acarrear

penalizaciones en este caso a las distribuidoras.

Puede inferirse entonces que de acuerdo a la importancia de la subestación en el

sistema se puede determinar la magnitud, cantidad de fuentes de alimentación,

protecciones y esquemas redundantes en los Servicios Auxiliares.

Como se verá más adelante los Servicios Auxiliares se hallan constituidos por

diferentes elementos que independientemente parecerían no tener ninguna

importancia, lo que no sucede cuando se los ve en conjunto. Podríamos concluir

que los Servicios Auxiliares constituyen guardianes necesarios para el buen

funcionamiento de la Subestación y así coadyuvan a mantener al Sistema

Eléctrico Total en normal operación.

2.2 CLASIFICACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES

Se puede tener una idea preliminar de clasificar a los Servicios Auxiliares

dependiendo de la importancia de la subestación o incluso del diagrama unifilar

de ésta; ya que eso determinado el número de seccionadores, disyuntores,

divisores de potencial, incluso tipo de barra, etc. Pero analizando un poco más se

concluye que todo estos equipos primarios, se los puede básicamente dividir de

acuerdo a que tipo de corriente funciona, por esto es preciso hablar de Servicios

Auxiliares de corriente alterna y corriente continua.

2.2.1 SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE ALTERNA

Los Servicios Auxiliares alimentados con corriente alterna, son bastante

importantes y por tanto necesarios ya que existen cargas auxiliares que requieren

de un permanente y normal suministro de energía, para accionar elementos que

son básicos para el trabajo en condiciones normales de funcionamiento de una

subestación.

Citaremos algunos ejemplos, los circuitos de refrigeración de transformadores y

reactores, los de compresores y tratamiento de aceite y también algunos circuitos

de iluminación. En la actualidad con la automatización de grandes subestaciones,

donde hay la posibilidad de controlar casi en su totalidad y en forma automática,

la operación de cada una de ellas por medio de un computador central, por lo

tanto el suministro permanente de energía alterna es vital.

En resumen, la importancia y necesidad de los servicios auxiliares de alterna

están en relación directa con la complejidad del diagrama de conexiones de fa

8

subestación. A continuación veremos las cargas auxiliares más comunes en una

subestación.

2.2.1,1 Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por Corriente Alterna

Las principales cargas servidas por el sistema de auxiliares en corriente alterna,

pueden las que a continuación se detallan:

> Cargador de baterías o rectificador

> Equipos de refrigeración de transformadores, bombas de aceite y

ventiladores

> Equipos de refrigeración de reactores

> Alimentación a estación de aire comprimido

> Equipo para el tratamiento de aceite

> Iluminación de la casa de comando y del patio de la subestación

(iluminación interna y externa)

> Motor del cambiador de taps del transformador de potencia.

> Equipo anti-incendio del banco de transformadores

> Equipo de aire acondicionado

> Tomacorriente mono y trifásico distribuidos en el patio y safa de control

> Circuitos de alimentación del taller mecánico

> Circuitos de calefacción de gabinetes y equipos de control

> Circuito de alimentación de la casa del guardián

> Calentador de agua

2.2.2 SERVICIOS AUXILIARES DE CORRIENTE CONTINUA

El mismo grado de importancia poseen los servicios auxiliares de continua ya que

se los utiliza especialmente para la supervisión y control de la subestación. En

consecuencia de la buena operación y alimentación de los circuitos auxiliares de

corriente continua depende el control de operaciones vitales.

Así por ejemplo, se puede vigilar por intermedio de ellos, la conexión o

desconexión automática de interruptores en alta y baja tensión, así como Ea

operación de transferencia a través de los seccionadores dispuesto para ello.

Además se incluyen los circuitos de señalización y alarma, los de protección

carrier y diferencial, los de alumbrado de emergencia y comunicaciones.

Para alimentar las cargas de corriente continua obliga en la mayoría de los casos

a tener en las subestaciones un banco de baterías cuya carga puede ser

proporcionada a través de un cargador con rectificador de características técnicas

y económicas de acuerdo a las necesidades propias de ia instalación. Los detalles

generales sobre baterías, rectificadores o cargadores se darán más adelante.

2.2.2.1 Cargas de Servicios Auxiliares alimentadas por Corriente Continua

Las principales cargas servidas por el sistema de auxiliares en corriente alterna,

pueden las que a continuación se detallan:

> Control de disyuntores de líneas, transformadores y auto-transformadores

en alta y baja tensión.

> Control de seccionadores de líneas, transformadores y auto-

transformadores en alta y baja tensión.

> Alimentación de motores auxiliares para el mecanismo de cierre de

interruptores en baja tensión.

> Control de interruptores y seccionadores de transferencia o acoplamiento.

> Alimentación para protección diferencial de barras, transformadores y auto-

transformadores.

> Alimentación a instrumentos y lámparas indicadoras del tablero de control.

> Alimentación a circuitos de alarma local

> Alumbrado de emergencia de edificio de comando y sala de control.

> Alimentación a equipo carrier y comunicaciones

10

2.3 FORMAS DE ALIMENTACIÓN DE LOS SERVICIOS

AUXILIARES (SS.AA.)

2.3.1 INTRODUCCIÓN

En todo proyecto siempre se debe tratar de minimizar la inversión, optimizando

los gastos, pero sin descuidar las normas y seguridades básicas para

implementación de ese proyecto. En el caso que nos compete se deben satisfacer

ciertas condiciones que son necesarias en todo sistema eléctrico:

a. Mayor simplicidad

b. Mayor seguridad, y

c. Menor costo del equipo y del sistema de alimentación

A continuación citaremos algunos ejemplos; Los motores de rotor jaula de ardilla

se utilizan en todo cuanto sea posible por su segundad y menor costo, y los de

inducción se emplean para el accionamiento de ventiladores, bombas, etc.; con

corriente continua funcionan principalmente los motores necesarios para el

accionamiento de los resortes de interruptores de líneas y transformadores.

Las principales fuentes de energía que se emplean en la alimentación de los

servicios auxiliares de subestaciones son:

En Corriente Alterna:

a. Alimentación a SS.AA. utilizando las barras principales de la subestación

b. Alimentación a SS.AA. utilizando los terciarios de transformadores

principales de la subestación.

c. Alimentación a SS.AA. utilizando líneas de distribución

d. Alimentación a SS.AA. utilizando grupo de emergencia - Diesel

11

En Corriente Continua:

a. Utilización de Baterías o acumuladores

b. Utilización de Rectificadores

2.3.2 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO LAS BARRAS PRINCIPALES

DE LA SUBESTACIÓN

2.3.2.1 Generalidades

Generalmente en las subestaciones que tienen una central generadora cerca se

utiliza las barras principales para ia provisión de energía a los circuitos de servicio

auxiliares en una gran mayoría. Comúnmente se utiliza el juego de barras de baja

tensión, pudiendo en casos especiales emplearse también el juego de alta tensión

dependiendo lógicamente de las condiciones de servicio que se requieren para

alimentar la carga.

La continuidad de servicio de la subestación que es uno de los factores que

intervienen en la selección de un esquema para su construcción, influirá en la

seguridad que tendrán los servicios auxiliares por estar estos últimos supliéndose

desde las barras principales. Por ejemplo, un esquema de lo más simple con un

único juego de barras sin seccionamiento tiene varias desventajas:

> La falta de flexibilidad

> La interrupción total de servicio en caso de fallas o de mantenimiento, y

> Reparación de la barra, afectará directamente ei servicio de ios circuitos

auxiliares.

Si se utiliza un esquema más complejo, como uno de doble juego de barras, las

ventajas son:

12

> La alta continuidad, y

> El mantenimiento o reparación sin interrupción de servicio, ayudarán en un

buen funcionamiento de los servicios auxiliares.

2.3.2.2 Conexión

A continuación vamos a analizar ciertas conexiones del transformador de

auxiliares, las cuales van a depender de las características del esquema de

barras seleccionado para la zona desde la cual se ha previsto alimentar a dicho

transformador. Ver Figura 1.

CASO I: Si la subestación dispone de una sola barra principal, como el diagrama

que se muestra, esta configuración es de menor costo, de protección sencilla,

pero de pobre continuidad puesto que en el caso de mantenimiento o de falla en

la barra de alimentación desaparece el servicio en el transformador.

CASO II : Para la siguiente disposición donde se tiene doble barra, como se

muestra en la figura, el costo aumenta, las protecciones se complican un poco,

pero prácticamente el diagrama sigue siendo simple y tienen la ventaja de mayor

continuidad debido a que una falla o mantenimiento de una barra cualquiera, no

implica la salida del transformador pues se repone inmediatamente desde la otra

barra.

CASO III y IV : En estos caso se dispone de dos transformadores de servicios

auxiliares de los cuales uno hace las funciones de principal y el otro es la reserva

o emergencia, lógicamente estos circuitos son de mayor confiabilidad que los

anteriores, sobretodo el cuarto. La selección de la fuente de alimentación se la

realiza mediante una llave de conmutación.

13

Barra 1

H>c

Barra de SS.AA.

l „^ c c

r *£L^TRF.DE

r SS.AA. V-A-rv^

f CBT

r » R irr i rln ^ AA

, ka V| Á /¿ X-

Barra 2

^LA^TRF.DEpv^ SS.AA.oi

RTD 1

i /¿ /*o

CASO ICASO II

Barra Principal (AT)

/T.P.

AT

T.R.

Barra de SS.AA. BT

fi Á A^ \* \o

Barra 1Barra 2

T.P. T.R.

\

/(

Xt

Barra de SS.AA.

fSf /O j\

BT

Q r,

l llCASO III

FIGURA 1. Conexionado del Transformador de Servicios Auxiliares

14

Debe tenerse presente que cuando funciona ei transformador principal T.P., debe

estar bloqueado el transformador de reserva T.R. para evitar el funcionamiento en

paralelo de las dos unidades y viceversa. Y cuando se alimenta con dos

transformadores funcionando al mismo tiempo, entonces para evitar el

paralelismo, un interbioqueo en las barras principales, hará de los SS.AA. dos

circuitos independientes.

2.3.3 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO LOS TERCIARIOS DE

TRANSFORMADORES PRINCIPALES DE LA SUBESTACIÓN


En la utilización de ios terciarios de transformadores principales de subestaciones

se debe tener presente una serie de factores que determinan el uso o no de esta

fuente de energía para servicios auxiliares de corriente alterna:

a. La configuración del sistema.

b. La conexión del terciario del transformador.

c. El valor de la corriente de corto-círcuito en el terciario del transformador

d. La utilización de reactores para limitar la corriente de corto-circuito.

e. El uso de protección rápida

Aunque todavía se halla en discusión, su aprovechamiento es bien práctico pues,

con un buen cuidado y vigilancia se obtiene ganancia económica no solo en lo

que se refiere al transformador sino también a los arreglos de barraje, espacio,

operación y mantenimiento.

Pero es necesario tener presente que puede suceder que fa potencia requerida

por los servicios auxiliares es tan pequeña que no justifica el empleo del terciario

como fuente de estos servicios, o que no se desee utilizarlo para evitar

comprometer la seguridad del transformador principal debido a que pueden

producirse altas corrientes de cortocircuito.

15

En las subestaciones generalmente se utilizan auto-transformadores (y en

algunos transformadores), por lo general ellos se instalan en configuración Y-Y, e!

primario y secundario, en estos caso es normal aumentar en cada unidad trifásica

un devanado terciario conectado en delta. El objetivo del terciario es para cumplir

las siguientes funciones:

a. Eliminar las terceras armónicas de voltaje y corriente.

b. Alimentar una carga externa, a un tercer voltaje generalmente normalizado.

c. Estabilizar e! neutro cuando se alimentan cargas monofásicas línea-neutro

que puedan ser desbalanceadas,

d. Impedir la interferencia telefónica debido a las corrientes de terceras

armónicas en las líneas y tierra.

Las terceras armónicas de los voltajes referidos al neutro de un banco Y-Y de

transformadores monofásicos (o una unidad trifásica del tipo acorazado) pueden

reducirse grandemente si cada transformador contiene un tercer bobinado

conectado en delta. Las terceras armónicas de la corriente de excitación

necesarias para mantener las variaciones sinusoidales del flujo en el núcleo,

pueden circular en el terciario en delta sin necesitar circular en las líneas donde

causarían interferencias inductiva en los circuitos telefónicos. En la Figura 2. se

muestra una conexión típica de los transformadores de potencia.

Primario Terciario Secundario

FIGURA 2. Conexión típica de los bobinados en un Transformador de

potencia

16

Por otro lado en un banco de transformadores monofásicos, si las características

de excitación entre elfos no son idénticas, el terciario en delta también provee un

circuito en el cual puede circular una corriente de excitación monofásica o de

secuencia cero, que sirve para compensar los desequilibrios de las características

de excitación y prevenir el desbalance de los voltajes referidos al neutro, que de

otro modo ocurrirían en un banco Y-Y- con neutros aislados.

Muchas veces el terciario en delta de un transformador alimenta una carga

externa; por ejemplo: los circuitos auxiliares de una subestación (cargas

monofásicas y trifásicas), condensadores y reactores para el control del factor de

potencia y del voltaje cuando se requiere mejorar las condiciones de operación

del sistema. Bajo estas condiciones, el terciario debe poder soportar los efectos

de posibles corto-circuitos en sus terminales.

2.3.3.2 Conexión

Las normas actuales requieren que un transformador sea capaz de resistir las

fuerzas térmicas y mecánicas debidas al flujo de corriente de corto-circuiío,

cuidando que su magnitud y duración no sean excesivas. La máxima magnitud de

corriente permitida por estas normas es de 25 veces la corriente de carga

designada para los devanados, durante 2 segundos. Con esto, el terciario

normalmente se construye con un 35% del tamaño equivalente de un de los otros

dos devanados porque una falla línea-neutro en el secundario, sometería a una

bobina del terciario a 1/3 de los KVA de la corriente que circularía por una bobina

del secundario. De lo último se desprende que la capacidad del terciario va a ser

aproximadamente un tercio de la capacidad del secundario o primario.

Puesto que el voltaje que tenemos en los terminales del terciario conectado en

delta, generalmente corresponde a valores nominales de distribución

(generalmente 13.8KV en delta), entonces conectar el transformador de SS.AA.

no requiere mucha dificultad.

17

230KV

y ATT

Y138KV Disyuntor

ReactorBarra de SS.AA.

DESS.AA.(13.8KV/480V)

BT

FIGURA 3. Utilización del Terciario, del autotransformador (ATT),

Subestación Quevedo, para alimentar los Servicios Auxiliares

En el Figura 3. se puede apreciar un diagrama simplificado de la conexión del

transformador ATT(2307138/13.8KV), de la Subestación Quevedo, la mayor

facilidad se obtiene con una barra que salga del terciario, de donde se toma la

energía para alimentar indistintamente los servicios auxiliares de la subestación,

el banco de condensadores para la generación de reactivos en el sistema y/o el

banco de reactores para evitar que se produzca el efecto ferranti en el mismo

sistema.

2.3.4 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO LINEAS DE DISTRIBUCIÓN


La red primaria de distribución es la porción comprendida entre la subestación de

distribución y los transformadores de distribución. Esta red primaria parte de las

barras de baja tensión de la subestación y se reparte por toda el área de carga,

las líneas de distribución principales son predominantemente trifásicas de 3 o 4

hilos (3 fases y neutro), las ramificaciones generalmente son bifásica o

monofásicas.

18

Esta constituye la forma más fácil de suministrar energía al transformador de

auxiliares, además de la más barata y se la realiza a través de un transformador a

cuyos terminales primarios llega la tensión de distribución del sistema (13.8kV

normalmente), esto sucede cuando la subestación se encuentra cerca de una

línea primaria de distribución.

En subestaciones de gran importancia sucede que los servicios auxiliares tienen

ya su alimentación principal a partir de cualquiera de las posibilidades anteriores,

y la línea de distribución se tome en cuenta pero como fuente de emergencia para

el caso en que falle la alimentación principal.

2.3.4.2 Conexión

La conexión es idéntica a las anteriores, se utiliza un transformador de

distribución, a través de fusibles y otros dispositivos que brinden la protección

deseada a la instalación; es necesario tener presente las cargas que se van a

alimentar sean monofásicas y trifásicas. Un diagrama simplificado se muestra en

la Figura 4.

De la RedPública13.8KV

Barra de SS.AA.

DESS.AA.(13.8KV/480V)

BT

c~l íuFIGURA 4. Utilización de una Línea deLRettPública, para alimentar los

Servicios

19

2.3.5 ALIMENTACIÓN A SS.AA. UTILIZANDO GRUPO DE EMERGENCIA -

DIESEL


Los grupos de emergencia están constituidos por los generadores diesel y son

utilizados en centrales eléctricas de potencia consideradas importantes. Para

grupos de emergencia, la velocidad común es de 1800 r.p.m. y pueden ser de dos

o cuatro tiempos. Una visión general de la disposición de los componentes se

muestra en la Figura 5.

COMBUSTIBLE

AIRE

ESCAPE

MOTOR

GENERADOR

FIGURA 5. Componentes básicos y diagrama en bloques de un Grupo de

Emergencia - Diesel

20

1. Motor diesel

2. Alternador

3. Bomba de circulación de agua de refrigeración

4. Motor del ventilador

5. Compresor para aire de arranque

6. Filtro de aceite de entrada

7. Tanque exterior de combustible

8. Bomba de impulsión de combustible

9. Silenciador

10. Escape

11. Enfriador de aceite de lubricación

12. Bomba de circulación de agua de enfriamiento de aceite

13. Bomba de circulación de aceite.

Mecanismos del grupo de emergencia-diesel:

> Sistema de enfriamiento

> Sistema de lubricación

> Sistema de inyección de combustible

> Sistema de escape de los gases de combustible

> Regulador de velocidad

> Sistema de control de arranque y paro del motor.

Las ventajas de la utilización de grupo diesel para la alimentación de los SS.AA.

en las instalaciones de potencia son:

a. Bajo consumo de combustible; basta con unos 200 gr. De combustible por

HP efectivo - hora

b. Durante las paradas, el consumo de combustible de un motor diesel es

nulo.

c. Tiempo de arranque corto, pudiendo recibir toda la carga en unos cuantos

segundos.

d. Conjunto de la instalación es de gran limpieza.

21

2.3.6 UTILIZACIÓN DE BATERÍAS O ACUMULADORES


Los circuitos de mando y control de la subestación, necesitan de una fuente de

energía independiente y de confianza capaz de asegurar el servicio en todo

momento y sobre todo en circunstancias de emergencia por falta del servicio

general de ia red.

En caso de fallas en la subestación pueden seguir suministrando el servicio a los

circuitos indispensables durante el tiempo permitido por sus características

(tiempo de descarga). Además los circuitos de mando y control, se sirven también

por medio de baterías, los circuitos de comunicaciones y los de alumbrado de

emergencia, cada uno de los cuales tiene una justificación importante y por ello

deben operar bajo cualquier circunstancia.

Para la carga de los acumuladores debe disponerse de una fuente de energía

eléctrica cuya tensión deberá ser mayor a la tensión en circuito abierto de la

batería, la fuente de alimentación ha de ser de corriente continua o en su defecto

de corriente alterna con rectificador. A veces la fuente de continua puede estar

suministrando simultáneamente corriente continua a la batería y a un circuito de

carga, en éste caso la batería puede funcionar como floating 6 tampón.

Una batería puede emplearse en diferentes clases de servicio, de las cuales las

principales son:

a. Servicio exclusivamente de batería; cuando se conecta al circuito de

utilización durante la descarga y al de alimentación durante la carga.

b. Servicio de compensación, cuando se conecta tanto al circuito de

utilización como también a la fuente de carga para cubrir las puntas de

corriente y mantener constante la tensión funcionando en tamoón o

evaluación.

22

c. Servicio en paralelo, en disposición de actuar, cuando funciona en fíoatina

alimenta la carga mientras es necesario sin que se produzca ninguna

interrupción de! servicio,

d. Servicio con conmutación, en disposición de actuar, cuando estando en

reposo y convenientemente cargada se le obliga a conectar la batería al

consumidor, se denomina también servicio de socorro

Hay que tener presente ciertos conceptos y términos que se usan en las

características técnicas de las baterías, como los que se detallan a continuación:

^ CAPACIDAD: La capacidad de un acumulador es la cantidad de

electricidad que puede almacenar entre sus elementos; se mide en

amperios-hora. Para un banco de baterías, su capacidad es igual a la

intensidad de corriente de descarga en amperios multiplicada por el tiempo

en horas que se demora dicha descarga

> INTENSIDAD DE CARGA Y DESCARGA: Esta propiedad esta

íntimamente relacionada con su capacidad y duración de la descarga de la

batería, típicamente 8 horas; Para el caso de la carga son intensidades

parecidas a las de las descargas; sin embargo se puede adoptar una

intensidad de carga menor con el consiguiente aumento del tiempo de

carga.

> TENSIONES DE CARGA Y DESCARGA: La tensión en bornes de un

acumulador es variable durante la descarga, para esta propiedad las

celdas tienen señalizadores de tensión máxima y mínima del electrolito;

que generalmente para el caso de bancos de baterías de 125VCC; son

como máximo: 2.73V y mínima de descarga: 1.75V.

> ENERGÍA UTILI2ABLE: Es aquella que puede suministrar estando

completamente cargado durante el tiempo empleado hasta su descarga

total; se mide en W-H (watios-hora) y se obtiene del producto de su

capacidad (A-H) por la tensión (V) media entregada.

> RENDIMIENTO: Existen dos clases de rendimientos: Rendimiento en

cantidad: relación entre las cantidades de electricidad de descarga y de

carga, teóricamente debería ser el 100%, pero como se consumo energía

23

para descomponer el electrolito hace que el banco de baterías tenga un

rendimiento del 90% aprox. Rendimiento en energía: es la relación entre

la energía utilizable y la que ha sido suministrada para la carga completa,

con referencia al 90% de utilidad.

En base a las características anteriores se debe optar por la mejor opción del

banco de baterías.

2.3.6.2 Comparación de baterías

Existen generalmente dos tipos de baterías de tipo ácido y alcalino, se diferencian

fundamentalmente por las características de su constitución pues si bien es cierto

que están formadas cada una de ellas por los mismos elementos) sin embargo los

detalles de fabricación o construcción de cada uno de ellos es distinto.

A continuación se muestra una tabla que indica las características de cada una:

TABLA 1. Comparación de las propiedades de los dos tipos de baterías

BATERÍAS

PROPIEDADES ACIDA ALCALINA

RECIPIENTE Es un envase que puede ser

de poliestireno transparente

o vidrio, para una

observación visual por fuera.

Son de plástico opaco y

tienen el inconveniente de no

permitir la inspección ocular

al interior

PLACAS Las placas positivas están

formadas por dióxido de

plomo (PbCte), de dos tipos:

plana empastada y

multitubular. Las placas

negativas son de plomo puro.

La placa positiva está

formada por una hilera de

tubos de malla de acero de

hidróxido de níquel. La placa

negativa igual a la anterior,

pero llena de óxido dei

cadmio.

24

SEPARADORES Son láminas ranuradas, de

hule microporoso, que

permiten el paso del

electrolito.

Se usan barras de hule o de

polietileno.

ELECTROLITO Está formado por ácido

sulfúrico diluido en agua, la

densidad del electrolito es de

1.21

Una solución de hidróxido de

potasio, con densidad entre

1.6 y 1.9a25°C.

OPERACIÓN Cuando una celda está

completamente cargada, en

la placa positiva hay dióxido

de plomo y en la negativa

plomo. Ambas placas están

bañadas por el electrolito.

Reacción:

Pb02 + Pb + 2H2SO4 o

2PbS04 + 2H20

En esta el electrolito no

interviene en la reacción,

sino únicamente como

conductor de iones, lo cual

muestra que el estado del

electrolito no indica el estado

de la batería, sino su vejez.

Reacción:

2Ni(OH)3 + Cd <=> 2Ni(OH)2 +

2Cd(OH)2

2.3.7 UTILIZACIÓN DE RECTIFICADORES


Son dispositivos que permiten obtener corriente continua, de la alterna, cuyo

principio de funcionamiento se basa en la utilización de la característica de

conducción unidireccional que ellos tienen. Estos pueden estar constituidos por

tubos de vacío (ya en desuso), rectificadores de estado sólido o semiconductores

(diodos, y SCR generalmente). Estos últimos son más empleados debido a su

menor costo, buen rendimiento, larga duración y mínimo mantenimiento.

Estos rectificadores a más de suministrar el voltaje continuo necesario para el

funcionamiento de cargas continuas, funcionan también como cargadores de

25

baterías, para el caso en que estas entren a funcionar. El cargador se conecta en

paralelo con la batería.

La capacidad de los cargadores va a depender de la eficiencia de ia batería, o

sea, del tipo de batería que se adquiera. Para una misma demanda impuesta a la

batería, se requiere un cargador de mayor capacidad, si es alcalina, por tener ésta

una eficiencia menor, de acuerdo con lo visto anteriormente.

2.3.7.2 Clases de Rectificadores

Como ya se dijo anteriormente los semiconductores son los elementos más

empleos para formar los rectificadores, es así que tenemos generalmente dos

tipos de rectificadores:

a. Circuitos rectificadores monofásicos

b. Circuitos rectificadores trifásicos

Cabe anotar que para cualquiera de estos tipos se puede utilizar indistintamente

diodos o SCR. En el caso de subestaciones y generadores los únicos tipos de

rectificadores que se utilizan son los Trifásicos.

Adicionalmente se puede utilizar combinaciones de diodos y SCR, a continuación

se presenta un diagrama típico de un cargador de baterías de 125VCC, utilizado

en la Subestación Pucará. Ver Figura 6.

Matos: YUASAModelo: RFOOQO«SVTCC/ISAnom. ,THW- SH1R

C4-

3W92W

1 — I ^ — t) u—1 —FIGURA 6. Rectificador- Cargador de 125VCC instalado en S/E Pucará

26

CAPITULO III

CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T.Y METODOLOGÍA A APLICAR PARA EL ESTUDIO

3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DETRANSMISIÓN (S.N.T.)

El Sistema Eléctrico en el país se halla dividido en 3 grandes actores del Mercado

Eléctrico Mayorista, a saber: Generadores, Distribuidores y Transmisor. Este

último se encarga de la transmisión de la Electricidad a lo largo y ancho del

territorio ecuatoriano, en consecuencia sus instalaciones las cuales se hallan

constituidas principalmente por: Subestaciones y Líneas de Transmisión

(230kV/138kV/69kV); deben presentar un alto grado de Confiabilidad y

Continuidad en e! servicio, más aún cuando, de acuerdo a la Ley del Sector

Eléctrico, en un párrafo dice:"... Precautelarla seguridad e intereses nacionales y

asumir, a través de terceros, las actividades de generación, transmisión y

distribución de energía eléctrica cuando los obligados a ejecutar tales actividades

y servicios rehusen hacerlo, hubieren suspendido el servicio de forma no

justificada o lo presten en condiciones que contravengan las normas de calidad

establecidas por el CONELEC... "1.

Adicionalmente a las penalizaciones que el CENACE aplicará cuando por causa

de un agente del MEM, se obligue a sobrecostos en la generación, en el caso de

TRANSELECTRIC S.A. por salida de una subestación y/o línea de transmisión.

De allí radica la importancia de mantener en buen estado las Subestaciones y

Líneas de Transmisión del Sistema Nacional de Transmisión (S.N.T.) por parte de

TRANSELECTRIC S.A., con un adecuado mantenimiento y monitoreo

constante de sus instalaciones.

Tomado del literal m), del Artículo 13, LEY DE RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO

27

Adicionalmente al control en el mantenimiento que se debe dar a las

subestaciones del S.N.T., se debe tener presente que cada subestación presenta

un consumo de energía por parte de los servicios auxiliares, que en la actualidad

no se esta facturando; porque no existe la información suficiente, pero que parte o

temprano el CENACE lo va hacer. Y por lo tanto a TRANSELECTRIC S.A., le

conviene reducir su consumo de auxiliares, optimizando el uso de la energía.

Para tener una idea más clara del Sistema Nacional de Transmisión lo

describimos a continuación:

Como se dijo anteriormente TRANSELECTRIC S.A., maneja la transmisión de la

electricidad en el país, por lo tanto posee Líneas de transmisión de 230KV y

138KV; y Subestaciones, las cuales se manejan a voltajes de 230KV, 138KV y

69KV. Ahora bien el S.N.T., posee un anillo de 230KV, el cual se halla formado

por 10 líneas en las cuales se incluyen las que tienen doble circuito; además en el

anillo interviene 8 subestaciones (230KV/138KV/69KV).2

En lo que refiere a las líneas de 138KV, su disposición es radial a través de todo

el país, se incluyen a esta disposición radial el resto de subestaciones a nivel de

138KV/69KV 2 Para más detalles de lo expresado ver el Mapa del Sistema

Nacional de Transmisión a Marzo del 2000, en la Figura 7

Entonces por la extensión del territorio, a las Subestaciones que posee el S.N.T.

se las ha divido de acuerdo a ia ubicación geográfica en el país, con el objetivo de

atender su mantenimiento y operación, así existen cuatro zonas:

> Transmisión Norte

> Transmisión Noroccidental

> Transmisión Sur

> Transmisión Occidental

2 Datos tomados de TRANSELECTRIC S.A., a marzo del 2000

IPIALES

; ESMERALDAS

Pana mercanay15.49KnA

28

COLOMBIAESMERALDA?

132.5 MW.CAN

U54.8Km

BQ.2K

74,48Km%

f® IBARRA'Ibaira

GUANGOPOLO.31.2MW

Sto. Domingo iQUITO

78.34Krr 'St¿.

104Km

HA ROSA51.3MW

74Km

@ NUEVA LOJA

• Shushufmdi-O- E.E. SUCUMBIOS

15.3 HW

>Coca

>ChoneDAULE-PERIPA

213 MW

Manta 'portoviejo 91.2KtnA j? Qy?y

¿t *^<$2K?

110.C

LATACUNGA TENA3 Pucará ©„

PORTOVIEJO

145.25KTT1

Pascuales-

Babartoyo

AMBATO ©Totoraá

GUARANDA /T33Km AÍ0¿n© //42.88Km

„- . ,J®RIOBAMBARiobarf ""

I 'CARA /Tena74Km 76 MW /

ibato ^7 66.1 KmKm r

AGOYAN /156 MW < Puyo

©PUYO

M7.3Km

BABAHOYO20Q.18Km

59.8

Sta Etena

1157.3Km

-2«¿39.33Km

135.74Km

AZOGUES, Molñio

60.6Km

©MACASPAUTE

FASE AB: 500 MWFASE C: 575 MW

> Méndez

i Liman

SIMBOLOGÍA

^©MÁCHALA

M34.2Km

© CAPITAL DE PROVINCIA• CANTÓNO PARROQUIA* SUBESTACIÓN

& CENTRAL TÉRMICA

E=] CENTRAL HIDRÁULICA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN A 230KV

LINEA DE TRANSMISIÓN A 138KV

LINEA DE 13BKV QUE OPERA A69KV

54.1Km^^^ > Cumbaratza

LOJA© - ^ .Nambjj

ZAMORA

PERÚ

TESIS DE GRADO

SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

A MARZO DEL 2000

TRANSELECTRIC S A FECHA: 30/MARA11 DIBUJADO: FERNANDO LLIVE

FIGURA 7

29

En cada una de estas zonas existe un Supervisor de Transmisión, el cual se

encarga del buen funcionamiento de las subestaciones y líneas bajo su cargo; y

de reporta cualquier novedad al Gerente de Explotación.

Por ser de nuestro interés las subestaciones, a continuación presentamos las

subestaciones que pertenecen a cada zona:

SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN NORTE:

Tulcán

Ibarra

Vicentina

Sta. Rosa

Muíalo

Ambato

Totoras

Riobamba

Pucará

SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN NOROCCIDENTAL:

Esmeraldas

Sto. Domingo

Quevedo

Portoviejo

SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN SUR:

Paute(Molino)

Cuenca

Loja

30

SUBESTACIONES EN TRANSMISIÓN OCCIDENTAL:

Pascuales

Milagro

Babahoyo

Pol ¡centro

Salitral

Trinitaria

Posorja

Sta. Elena

Máchala

En conclusión, existen 25 subestaciones a cargo del Transmisor dispersas por

diferentes partes del Ecuador, para tener una idea más clara del área de

influencia de cada zona de transmisión, ver el Mapa de División del Sistema

Nacional de Transmisión para atender su mantenimiento a Marzo del 2000, en la

Figura 8.

B^v3510" TENAjfepFucaiá ©^

JX- Í.'CARA /y,-•"ír^Km 76 MW /S nhatn / fifi

.X-íSi ESMERALDASikíai?»^

(PIALES

® NUEVA LOJA

• Shushufmdi. E.E. SUCUMBfOS

15.3 MW

«Coca

"TA nbáto ^/ee.AMBATO ® WKm T*

T^^r>V3is5YMw <p^GUARANDA /T33Km Á^n ©© //428BKm PUYO

l o ^fef®1"08*"8*©BABAHOYO \\ 20018Km j \m

©MACAS

PAUTEFASE AB: 500 MWFASE C 575 MW• Méndez

SIMBOLOGICAPITAL DE PROVINCIACANTÓNPARROQUIA

SUBESTACIÓN

CENTRAL TÉRMICA

CENTRAL HIDRÁULICA

TRANSMISIÓN NORTE: 570Km -1107MVA

TRANSMISIÓN NOROCCÍDENTAL:

TRANSMISIÓN SUR: 538 6Km - 166.7MVA

TRANSMISIÓN OCCIDENTAL:728.7Km-1576.7MVA

PERÚ

TESIS DE GRADO

DIVISIÓN DEL S.N.T. PARA ATENDER

SU MANTENIMIENTO (MARZO 2000)

TRANSELECTRIC SA FECHA: 30ÍMAR/D1 DIBUJADO: FERNANDO LLIVE

FIGURA 8

32

Las características más importantes de las Subestaciones de! S.N.T. se indican a

con*inu^9yftfoormadores y Autotransformadores del Sistema Nacional Interconectado

Instalaciones de las Unidades de Transmisión.

Unidad deTransmisión

Norte

Noroccidental

Occidental

Sur

Subesta-ciones

Sta.Rosa«

Vicentina

Totoras

AmbatoMuíaloRiobamba1 barra

TulcánSto. Domingo

Quevedo

Portoviejo

^ascuales

PolicentroSalitralTrinitaria

Santa ElenaPosorjaMilagro

MáchalaBaba hoyoCuenca.oja

Transformadores

#4111431131113341111443

434114331A

1

Capacidad

(MVA)

(75/100/125)(45/60/75)

(33/43)(38/48)

(20/26.7/33.3)(20/267/333)

(33/43)(40/53,34/66.707)

(20/26.7/33.3)(20/266/333)

(30/40)(20/26/07/33)

(33.3/444/555)(20/26.7/33.3)

(33.3/44.4/55.5)(20/26.7/33.3)(20/26.7/33.3)(44.8/59.7/75)(44.8/59.7/75)(75/100/125)(30/40/50)(30/40/50)(30/40/50)

(75/100/125)(30/40/50)

(40/53.3/66.7)(20/26.6/33 3)

(333/44.4/55.5)(20/267/33.3)(20/26.7/33.3)

(33/53/75)(20/26.7/33.3)(40/53.3/66.7)

N°. Serie

5BA225402

31959

63985-1

63985-2

308303-1

308302-1

63986-1

31858

62490

5BA225501

5BA256001

5BA225504

IN8009

108301

108302

5BA225406

SLM50721

31973

574710

574725

5BK000801

574692

574690

R2256005

574711

TipoTrafo

(w)1+3*

3*3T-H

1*3*3t

1*3*3*3lr14»

1*1+

3*3*3*3<t»14.

1*1*If14.

1*3<|>

3tlf

<t

1*3f

1+

1*

Marca

Osaka¡EL

Pedral PioneerPedral Pioneer

¡taltrafoItaltrafo

Pedral Pioneer

MitsubishiCENEMESA

IELMitsubishi

OsakaOsakaOsakaItaltrafoOsakaItaltrafoABB

OsakaWestinghouse

GIED Legnano

CENEMESAMitsubishiMitsubishiMitsubishi

OsakaMitsubishiMitsubishi

CENEMESAOsaka

Mitsubishi

Voltajes

(KV)230/1 38/13.B138/46/13.6

136/46138/46/13.B

230/1 38/13.B138/69/13.8136/69/13.6136/69/13.8230/69/13.8136/69/13. 8

138/34.5/13.8138/69/13.8

230/136/13.8138/69/13.8

230/1 3B/13.8136/69/13.813B/69/13.8136/69/13.8138/69/13.8

230/138/13.8138/69/13.8138/69/13.8138/69/13.8

230/133/138133/69/13.8133/69/13.8138/69/13.8230/69/138138/69/138138/69/13.8138/69/13.6138/69/13.8138/69/1 3. B

Designación

ATU

TRN

T1

T2

ATT

ATO

AT1

ATQ

TRK

ATQ

T1

ATQ

ATÜ

ATR

ATT

TRR

ATQ

AA1

AA2

ATU

ATR

ATQ

ATQ

ATT

ATQ

ATQ

ATQ

ATK

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

ATQ

Refrigeración

OA/FA/FOA

OA/FA/FA

ONAN/ONAF

ONAN/ONAF

OA/FA/FA

OA/FA/FA

ONAN/ONAF

ONAN/ONAF/OFAF

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

OA/FA

OA/FA/FA

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

OA/FA/FA

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

OA/FA/FA

OA/FA/FA

OA/FA

ONAN/ONAF/OFAF

ONAN/ONAF/OFAF

OA/FA/FOA

OA/FA/FA

OA/FA/FOA

OA/FA/FA

OA/FA/FA

ONAN/ONAF/OFAF

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

Subestación MÓVIL 1[ -303f> Mitsubishi 136/69/46 1 FOA |

Instalaciones de las Centrales de Generación.

Central deGeneración

Hidráulicas

Térmicas

Subesta-ciones

PucaráAgoyánPaute

GuangopoíoSanta RosaG. Zevallos

Esmeraldas

HidronaciónDaule-Perípa

Transformadores

#22

53352312113

Capacidad

(MVA)10

-85

(114/1277)(75/100/125)(75/100/125)

-134

_ (15/20)-28

(20.4/27.2/34)(52/70/86)

(90/120/160)(445/59.7/75)

-85

N°. Serie

63984

406006

6BA22411

5BA225409

60594-001

E503TR0268

106301

TipoTrafo

(tn)H3*3+H1+3+3+3+

3*3lr

3*3-r

3*

Marca

Federal PioneerMitsubishi

Trafo-UnionOsakaOsakaNuova

MeindenVolta-Werke

N/DN7D

ItattrafbItaftrafo

Voltajes

(KV)

13.8^138

138/138138/138

230/138/13.8230/138/13.8

13.8/2306.6/138

138/13813.8/68.8

13.2/6913.8/143.8

138/69/13813.85/138

Designación

U1/U2

MT U1/MT U2

U1/U5

AT1

AT2U6/U10

T1/T2

T1/T2/T3

TG-l

TV2/TV3

MTU1

AA1

G1/G2/G3

Refrigeración

OFiWF

FOA

OF/WF

OA/FA/FOA

OA/FAffOA

OF/WF

OA/FA

OMÁN

OA/FA/FOA

OA/FA/FOA

ONAN/ONAF/OFAF

ONAN/ONAF/OFAF

33

Como características importantes de acuerdo a la tabla anterior se tiene:

> Casi la totalidad de Transformadores y Autotransformador de las

subestaciones posee un tercer devanado en Delta de 13.8 kV, que se lo

utiliza para alimentación de Servicios Auxiliares. (Excepto T2 en

Subestación Vicentina)

> En algunas subestaciones por la importancia de estas, en especial aquellas

que poseen transformadores monofásicos se tiene un cuarto

transformador, de reserva.

> Los tipos de enfriamientos son variados, y tienen diferentes

denominaciones, pero podemos concluir que los principales son: Por

aceite, Por aire forzado y Una mezcla de los dos.

> Para el caso de subestaciones que se encuentran en instalaciones de

Centrales de Generación la alimentación a los Servicios Auxiliares, se da a

través de la generación de las unidades en la mayoría de casos, cuando fa

Subestación fue construida contemporáneamente con la Generadora

adjunta; caso contrario no.

3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES PARA SU

ESTUDIO

Una vez conocidas en forma preliminar las subestaciones, ahora corresponde una

clasificación adecuada que permita tener una referencia válida, para poder

generalizar los resultados que se van a obtener.

Como se pudo apreciar en el Capítulo Dos, los servicios auxiliares se hallan

íntimamente relacionados, con el diagrama unifilar de la Subestación, ya que la

complejidad o no de los Servicios Auxiliares, igualmente depende de las

complejidades o no de las subestaciones, por un lado; adicionalmente tenemos

que para alimentar a los Servicios Auxiliares se los puede realizar de diferentes

formas, como igual se vio en el capítulo anterior, esto también constituye un buen

punto de vista para poder elegir la clasificación más adecuada.

34

En conclusión, se ha optado por clasificar a las subestaciones de acuerdo a 3

criterios que son:

1. Región en la cual se ubica la Subestación: Este criterio se justifica ya

que no existen las mismas condiciones climáticas y necesidades en la

región Costa y Sierra, de allí que existirán servicios extras o diferentes en

las subestaciones dependiendo de la región.

2. Tipo de Funcionamiento de la Subestación: Es decir de acuerdo al

funcionamiento de la Subestación, sean los siguientes casos:

> S/E de enlace (generalmente 138KV),

> S/E con generación cercana, y

> S/E del anillo de 230KV

Este criterio es principalmente porque una subestación de doble tensión

(230/138KV) tendrá más equipo primario, que una simple (138KV). Y en

consecuencia más servicios auxiliares.

3. Tipo de alimentación de los Servicios Auxiliares: Como se vio en el

capítulo 2 existen diferentes tipos de alimentación, como por ejemplo: Por

el terciario de los transformadores principales, utilizando una línea de

distribución, utilizando grupos generadores de emergencia, etc. Cabe

destacar que puede existir combinaciones de ios diferentes tipos de

alimentación alterna; esta redundancia en la alimentación principalmente

depende de cuan importante es la subestación.

Como se puede ver, aquí se trata de abarcar todas las posibilidades que se

puedan dar, para tener una buena elección de las subestaciones.

Entonces en base a los criterios ya expuestos tenemos la siguiente clasificación

preliminar:

35

SIERRA:

TIPO DE SUBESTACIÓN

1.- De enlace

2.- Con Generacióncercana

3.- Del anillo de230KV

r Tulcán

Ibarra

Vicentina

Muíalo

Ambato

Cuenca

Loja

Guangopolo

Pucará

Agoyán

Sta. Rosa

Totoras

Paute (con generación)

Riobamba (*)

(*) Esta subestación es sólo de 230KV

COSTA:

TIPO DE SUBESTACIÓN

1.- De enlace Portoviejo

Posorja

Policentro

Babahoyo

Máchala

Trinitaria

36

2.- Con Generación r Esmeraldas

cercana ' Sta. Elena

Salitral

Sto. Domingo(*)

Daule Peripa

3.- Del anillo de Quevedo

230KV ' Pascuales

Milagro

(*) La generadora cercana es ECUAPOWER, adicionalmente esta

subestación pertenece ai anillo de 230KV, a la fecha Diciembre/2000.

Ahora bien, ai ya tener 6 grupos de Subestaciones con una clasificación

preliminar, se procede al escogitamiento de una subestación por grupo, para lo

cual se aplica, principalmente los siguientes criterios:

> Cateqorización de las subestaciones en cada grupo, en base a su

importancia en el Sistema y complejidad de la subestación. Esto quiere

decir que una vez que las subestaciones que conforman un grupo

determinado tienen similar función, ahora corresponde escoger entre ellas

la más representativa e influyente.

> Análisis de la información necesario que debe poseer la subestación.

tanto en: planos, manuales, estadísticas. Este punto es importante debido

a que con el nuevo modelo eléctrico, especialmente con las generadoras

se deben definir ios límites de funcionalidad de las instalaciones; y por lo

tanto la información de subestaciones todavía se halla dispersa en

subestaciones cerca de generadoras.

> Sugerencias de los ingenieros que trabajan TRANSELECTRIC S.A.. va

que siendo ellos personas que trabajan por mucho más tiempo, tienen

mayor familiaridad con el Sistema Nacional de Transmisión. Además de la

37

necesidad que requiera la empresa, que se realice un estudio en alguna

subestación determinada.

> Factíbilidad de traslado a las subestaciones, este punto es importante

debido que las subestaciones, no se encuentran cerca de las ciudades,

sino que por seguridad en la periferia; entonces los traslados a las

subestaciones se complican un poco. Entonces éste constituye un punto a

tomar muy presente para el escogitamiento de las subestaciones, materia

del estudio.

De acuerdo a todas las justificaciones antes anotadas, se concluye con las

siguientes subestaciones:

> Subestación VICENTINA

> Subestación SANTA ROSA

> Subestación PUCARÁ

> Subestación PASCUALES (*)

> Subestación STO. DOMINGO

> Subestación QUEVEDO

(*) La subestación originalmente elegida fue Portoviejo, ya que esta es una

subestación de enlace, pero por necesidad de TRANSELECTRIC S.A. de

realizar el estudio del consumo de energía que reporta la subestación

Pascuales se eligió a ésta.

Entonces corresponde ahora, realizar el estudio respectivo de estas 6

subestaciones. Pero antes se van a delinear los procedimientos que se van a

aplicar para el estudio.

38

3.3 METODOLOGÍA A APLICAR PARA EL ESTUDIO

La metodología para realizar diagnósticos en general y especialmente energéticos

se muestra en forma esquemática en la Figura 9. la cual se va a aplicar en

nuestro estudio. Esta metodología está resumida en tres etapas:

> La primera, en obtener información preliminar de las subestaciones en la

Sala de Planos de TRANSELECTRIC S.A., así como de la bibliografía

disponible por la empresa, sobre el tema en cuestión;

> La segunda, investigación de campo, consiste en la visita a las diferentes

subestaciones para comprobar, actualizar y obtener información adicional,

que nos permitan justificar las soluciones y conclusiones posteriores. En

esta etapa se incluye el proceso de mediciones de las magnitudes

eléctricas necesarias, para demostrar las soluciones, en especial

mediciones de energía consumida por las cargas.

> La tercera etapa, el procesamiento de datos y la evaluación de

oportunidades de ahorro de energía y demás soluciones a los problemas

planteados.

39

OBTENERINFORMACIÓN

DETECCIÓN DEPOT ENCIMES

1> EFECTUAR MEDICIONES

ESTIMACIÓN DEBENEFICIOS

ANÁLISIS DEFACTIBILIDAD

FIGURA 9. Metodología a aplicar para el estudio

En base a la figura anterior, vamos a describir los pasos más detalladamente a

seguir y además indicar en que capítulos se los irá realizando:

> Obtener información.- Ese paso se lo ha estado realizando, al enterarse

del tipo de subestaciones que tiene el S.N.T., al realizar la clasificación

respectiva, obtener información preliminar de planos, etc.; es decir lo que

corresponde al capítulo 3.

> Analizar información y realizar mediciones.- Este se lo realizará en el

capítulo 4, donde se muestra una descripción detallada de cada

subestación, aquí se validará o mejorará la información obtenida en el paso

anterior, además se incluirán las mediciones realizadas y curvas de carga

de las subestaciones.

> Detección de potenciales.- Esto se refiere a que en base a las

mediciones y observaciones realizadas en las subestaciones, existen ya,

potenciales soluciones que se podrían aplicar, esto se desarrolla en el

capítulo 5. Donde ya se tabulan los datos y se dan soluciones.

40

> Estimación de beneficios y análisis de factibilidad.- Se refiere cuando

dinero se puede ahorrar y la practicidad de las soluciones, lo cual

corresponde al capítulo 5 y 6, en este último se incluirán las conclusiones y

recomendaciones.

Lo anteriormente descrito corresponde a un breve resumen de las actividades que

se van ir realizando.

A continuación se da a conocer las actividades típicas que se realizarán en las

visitas a tas subestaciones:

1. Verificación de los planos obtenidos en la primera etapa; para actualizarlos,

debido a la diversidad de las instalaciones, así como a la falta de

información actualizada por las últimas ampliaciones realizadas en las

subestaciones; ya que los planos que posee TRANSELECTRIC SA,

pertenecen a planos de construcción generalmente, donde no se incluyen

las actualizaciones posteriores, por lo tanto es muy importante la visita

personal a las diferentes subestaciones.

2. Mediciones de variables eléctricas durante dos períodos definidos

previamente: el primero para las horas de la mañana o tarde, donde se

puede observar el consumo de las cargas que permanecen funcionando

durante todo el día (cuando la subestación opera en condiciones

normales); y el segundo período por la noche, donde se incluyen

principalmente fas cargas de iluminación de patios y calles de la

subestación; con estos dos períodos se conoce el comportamiento diario

de la subestación. Las magnitudes a medir serán: voltaje, corriente por

fase, potencia consumida por fase y por carga; adicionalmente se

recogerán las lecturas de los medidores de auxiliares y datos de placa de

las principales cargas de auxiliares. Para más información ver la

descripción de cada subestación.

41

3. Recorrido por todas las áreas de la subestación para analizar y evaluar el

estado actual de los servicios de auxiliares; en especia! de los sistemas de

aire acondicionado, iluminación y calefacción de cada subestación.

4. Se procedió a la indagación del tiempo y modo de funcionamiento de las

principales cargas de auxiliares que posee la subestación a los operadores

de turno, que proporcionaron una información valiosa para determinar

opciones de ahorro de energía y demás beneficios.

42

DESCRIPCIÓN

Una vez seleccionadas las subestaciones para nuestro estudio, mediante todas

ias justificaciones antes anotadas, y además propuesta la metodología a aplicar

para la recolección de la información, se procedió a la visita de cada una de las

subestaciones.

Primeramente hablaremos algo breve sobre los diagramas unifilares típicos de las

subestaciones.

La elección del diagrama unifilar de una subestación depende de las

características específicas de cada sistema eléctrico y de la función que realiza

dicha subestación en el sistema. Por otra parte, en la realización de un mismo

diagrama de conexiones, se pueden adoptar diferentes disposiciones

constructivas, que presentan variaciones de la superficie ocupada, en función del

tipo de barras, del tipo de estructuras, de la mayor o menor sencillez de ta

instalación, del aspecto de la instalación, etc.

Los criterios que se utilizan para seleccionar el diagrama unifilar más adecuado y

económico de una instalación son los siguientes:

a. Continuidad de servicio

b. Versatilidad de operación

c. Facilidad de mantenimiento de los equipos

d. Cantidad y costo de! equipo eléctrico

Existen muchos tipos de diagramas, pero nos centraremos básicamente en dos

que son los más utilizados en las subestaciones del S.N.T., y son:

43

> Diagrama con un juego de barra principal y uno de barra de

transferencia. Esta es una alternativa donde la posición de transferencia

se utilizan para sustituir, a través del interruptor de transferencia, cualquier

interruptor que necesite mantenimiento. Este modelo generalmente se

utiliza para las subestaciones de 138KV y 69KV del S.N.T.

Entre las principales características tenemos:

• En condiciones normales de operación, todas las líneas y bancos de

transformadores se conectan a la Barra Principal. Con este

diagrama se obtiene buena continuidad de servicio.

• Los arreglos con interruptor de transferencia logran mayor

flexibilidad de operación, aunque aumentan las maniobras en el

equipo.

• Este arreglo permite sustituir y dar mantenimiento a cualquier

interruptor, conectando el interruptor de transferencia, cabe destacar

que en condiciones normales, éste interruptor pasa abierto o

desconectado.

> Diagrama con doble juego de barras o barra 1 y 2. El diagrama tiene

como característica principal que la mitad de las líneas y transformadores

se conectan a un juego de barras y la otra mitad a otro juego. Este modelo

es muy utilizado en las subestaciones de 230KV.

Entre las principales características tenemos:

• Desde el punto de vista de continuidad, el arreglo no es bueno

debido a que por cada interruptor que necesite revisión se tiene que

desconectar el transformador o línea correspondiente.

• La subestación, en condiciones normales, se opera con el interruptor

de acoplamiento y sus dos seccionadores en posición cerrado, de tal

manera que, en caso de una falla en uno de los juegos de barras, el

otro sigue operando, trabajando la subestación a media capacidad,

mientras se efectúan las maniobras necesarias para librar Jas

cuchillas de todos los circuitos de las barras dañadas dejando la

44

subestación conectada al juego de barras en buen estado, mientras

se reparan las barras afectadas.

• Para dar mantenimiento a cada interruptor, se necesita desconectar

el circuito correspondiente, lo cual representa una desventaja para

este diagrama.

• Este arreglo es un 30% más caro que el tratado en el caso de un

juego de barras.

4.1 SUBESTACIÓN "VICENTINA"

4.1.1 INFORMACIÓN

La subestación Vicentina pertenece a la Unidad de Transmisión Norte del S.N.T.,

su función principalmente es de enlace con la parte norte del país (Imbabura y

Carchi); por lo tanto es una subestación de 138KV, tiene como líneas de entrada

a la subestación las siguientes: Santa Rosa, Muíalo (vienen del sur del país) y

Guangopolo (del valle); y las líneas que salen de la subestación son: Ibarra 1 e

Ibarra 2 (van al norte del país). El voltaje en el secundario es 46 kV que va a la

subestación adjunta de la E.E.Q. para la distribución en la ciudad de Quito.

La importancia de esta subestación radica en que, cuando exista una

contingencia grave, y la subestación se vea imposibilitada de operar, la

transmisión a la parte norte del país se afecta, y por lo tanto sin suministro de

energía eléctrica a esa zona del Ecuador.

A continuación presentamos datos técnicos de las líneas.

45

NOMBREDÉLALÍNEA

-Sta.Rosa-Vi cantinaMuíalo -VicentinaGuangopolo- VicentinaVicentina -Ibarra

CAPACiD.DETRANSItfL

MVAÍD112

112

112

112

TOPOLOGÍA

R

R

R

R

VOLTAJE

KV{2}138

138

138

138

LOMG

Kra18.5

74

7

80

# DECIRC.

1

1

1

2

TIPOCOHDUCTORASCR^

477

477

477

477

FECHA iINÉCIOOPERAC,

1978

1977

1977

1980

NOTAS: (1) Capacidad de transmisión de diseño y por circuito

(2) Voltaje de diseño

La subestación tiene un sistema de Barra principal y Barra de transferencia; cada

línea tiene sus seccionadores y disyuntor, además tenemos la posición de

transferencia. Para más detalles ver el diagrama unifilar de la subestación.

ANEXO 1-1.

Posee dos transformadores llamados T1 y T2, cuyos datos técnicos presentamos

a continuación:

DESIGNAC.

T1

T2

TfPQ«D ,

*

T

T

«ARCA

f

FEDERAL

PIONER

FEDERAL

PIONER

P

OA

33

33

OTEN(MW

FA,

44

48

CJA :« -X

FOA

44

48

TIPO

ENF8IAMIENTOONAN/

ONAF

ONAN/

ONAF

Plti

,OA

11

11

ore=RCM(«MFA,

14

14

JC1A«?IO

V 'FOA

14

14

VOLTAJE

KV

138/46

/13.8

138/46

/13.8

UPOCONEXIÓN

•• '

YYD

YYD

NOTAS: (1) T = Transformador y A = Autotransformador

Una vez conocida técnicamente la subestación, ahora describiremos físicamente,

esta subestación se halla ubicada en la parte NORTE-OCCIDENTAL de la ciudad

de Quito, en el barrio la Vicentina, posee un edificio de una planta en donde se

ubican toda la operación de la subestación; es decir: sala de control, paneles,

cargadores; y tiene dos patios: de los transformadores y el patio de 138KV. Para

más detalles ver ANEXO 2-1.

4.1.2 DESCRIPCIÓN SERVICIOS AUXILIARES

4.1.2.1 Tipo de alimentación AC y DC

La alimentación de alterna para auxiliares, viene dos tipos: La principal que viene

del terciario del transformador T2 a 13.8 KV (Delta), y la alimentación alternativa

de la línea de distribución de la E.E.Q., a 6.3 KV (Delta); se puede deducir

entonces que cuando el T2 esta fuera de servicio, el suministro de auxiliares viene

de la línea de distribución de la E.E.Q., siempre y cuando el T1 no este fuera de

servicio, ya que la subestación adjunta de ia E.E.Q., se alimenta de los dos

transformadores T2 y T1. Para cada alimentación se tiene un transformador de

Servicios Auxiliares (SS.AA.), que para el caso del terciario tiene las siguientes

características: 75 kVA ,13.8kV/208-120V y para la alimentación de la línea de

distribución es de: 75 KVA, 6.3 kV/208-120V.

Las dos alimentaciones van a un tablero de conmutación automático, que

selecciona una de ellas, en condiciones normales la alimentación principal

siempre se la toma, de allí pasa al tablero de distribución de 2Q8/120V, para las

diferentes cargas de alterna, entre ellas tenemos los cargadores-rectificadores,

los cuales nos entregan el voltaje DC, para lo cual tenemos dos rectificadores

(BC1 y BC2) de 125 VDC y dos rectificadores (BC3 y BC4) a 48 VCC. La

alimentación de 125 VDC va a ia barra de distribución para cargas de continua y

la de 48 VCC a la barra de comunicaciones.

Adicionalmente se tiene dos bancos de baterías con las siguientes características:

DESiO;;NACIÓ *

N <

B-1 IB-2

WSPU -; ,

- -•• -

Plomo acidaacida

MARCA

v !

••

DUNCANC&D

»CELDAS

6024

CAPACIDADA-h '

240560

!*£<S»«BIDEQPERACIÓM

H -,

88

47

Para más detalles de las cargas ver el ANEXO 3-1. Un detalle importante a tomar

en cuenta es que de los tableros de AC y DC, sale el suministro de servicios

auxiliares para la subestación adyacente que pertenece a la E.E.Q.; es un dato

válido para tomar en cuenta cuando se desee optimizar el consumo.

4.1.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo a! ciclo de trabajo

Primeramente vamos a definir 3 tipos de cargas de alterna que generalmente

existen:

> Cargas Permanentes.- Son aquellas que funcionan durante un período

determinado y generalmente constante en el día. Es decir cumplen cierto

horario de funcionamiento al día.

> Cargas Discontinuas.- Son aquellas que operan cuando sean necesarias

solamente, es decir que no tienen un período regular de funcionamiento.

> Cargas Especiales.- Son aquellas que rara vez funcionan, generalmente

permanecen desconectadas, casi todo el tiempo, pero son de vital

importancia para el buen funcionamiento de la subestación.

De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Vicentina", se ha

agrupado las cargas de alterna de acuerdo a la clasificación anterior:

TK*Q5PERMAttBiTSS ;i

CalefactoresgabinetesGabineteTransformador 1GabineteTransformador 2IluminaciónproteccionesIluminación casa decontrol, Circuito 1Iluminación casa de

i BE CAR<3ASOEALTíOÍSCONTIf tí AS ^- -

Tomas edificio,Circuito 1Tomas edificio,Circuito 2Tomas patio 1 38 KV

Tomas tableros CA yCCTomas radio, biblioteca

ESNA"• x"'€S^EC?tftL'Cargador de Baterías-125VCCCargador de Baterías-48VCC

48

control, Circuito 2iluminación Tableros,Circuito 1Iluminación Tableros,Circuito 2Iluminación EdificioexteriorIluminación patio 138KVIluminación patiotransfor. T1 y T2Cargador de Baterías- 125VCCCargador de Baterías-48VCCCasa guardiánServicios auxiliaresDÚPLEXUTRServicios AuxiliaresE.E.Q.D

NOTA: (*) Se suministra alimentación de auxiliares a la E.E.Q., tanto de alterna

(208 VCA), como de continua (125 VCC).

En lo que tiene que ver con las cargas de continua, no es necesario realizar una

clasificación parecida a la anterior, ya que estas permanecen siempre

funcionando, a excepción de las siguientes cargas:

> Motores de los seccionadores (en continua)3

> Alumbrado de emergencia.

La primera operará cuando sean necesarias maniobras en el patio, y la segunda

cuando se pierda la alimentación de Servicios Auxiliares, y entren a funcionar

solamente las baterías. Además de que un incremento de estas cargas

(continuas) se pueden notar, con el incremento de la demanda del cargador de

baterías.

A Excepción del disyuntor de la posición ibarra 2, que opera con voltaje alterno

49

En base a esta clasificación, más adelante podremos determinar la influencia de

cada grupo sobre la curva de carga, y así poder plantear soluciones para poder

reducir el consumo.

4.1.2.3 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas.

Ahora en base a datos que se toman del consumo de auxiliares, se puede

determinar una curva de carga, cabe tener presente que la curva de carga de una

subestación como se puede deducir fácilmente, no diferirá grandemente en todos

los días, ya que ia subestación esta permanentemente funcionando y con una

carga constante.

Con el nuevo modelo del sector eléctrico, ahora se facturará el consumo de todas

las subestaciones, con este objetivo TRANSELECTRIC a tratado de modernizar la

medición del consumo instalando medidores digitales en la mayoría de

subestaciones bajo su cargo. La política de la empresa es tomar el tercer

miércoles de cada mes, el consumo de auxiliares hora por hora.

Para nuestro estudio, se ha tomado la estadística desde el mes de Octubre 2000

hasta Enero 2001. Con los datos que constan en el ANEXO 4-1, obtenidos del

medidor de la Vicentina se tiene la siguiente curva de carga:

CURVA DE DEMANDA DE CARGA -SUBESTACIÓN "VICENTINA"

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 241 2 3 4 5 6 7 8

-á^ Noviembre 15,2000 Octubre 18,2000 -»- Diciembre 2D. 2000 -«-Enero 17. 2001

50

ANÁLISIS DE LA CURVA:

Primeramente vamos a deducir cual sería una curva de demanda de carga típica

en una subestación, la cual va estar formada por tres tipos de cargas:

• Demanda Base: Es aquella demanda que esta presente las 24 horas del

día, y por lo tanto es aproximadamente constante para cualquier instante

que se la mida. Constituye la base de la curva de demanda.

• Demanda por Iluminación: Es obvio deducir que esta demanda se

incluirá a la curva, en el horario de 18:00 a 6:00, es decir

aproximadamente 12 horas en un día. En una curva típica se mostrará un

incremento al inicio y al final de la curva de demanda de carga.

• Demanda aleatorias: En esta se incluyen principalmente los enfriamientos

de los transformadores el cual va a depender del flujo de potencia por el

transformador, condiciones climáticas en la subestación, operaciones por

mantenimiento o fallas; otra carga a destacar tenemos que son: motores

de seccionadores y compresores de los disyuntores, entre las más

importantes. En la curva se presentarán como pequeños sobresaltos de

corta duración.

Se ha tomado el consumo 4 meses para tener una idea más clara de la curva de

esta subestación, como se puede dar cuenta la curva del mes de Diciembre, se

encuentra un poco fuera de lugar, especialmente en las primeras horas del día,

pero a partir de las 8:00am retoma la forma típica de la curva; esto error se puede

explicar por una falla humana al tomar las lecturas, ya que es poco probable que

haya fallado el medidor El resto de meses presentan una tendencia

aproximadamente igual, y con esto podemos concluir como datos preliminares de

esta subestación los siguientes:

DEMANDA BASE = 13 kW

DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 23 kW

DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 10 kW

ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 410 kWh/día

ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 12.3 MWh/mes

51

Ahora bien, vamos a determinar la influencia de ias cargas de auxiliares antes

clasificadas de acuerdo a su ciclo de trabajo, en la curva de demanda general.

Por lo tanto por sentido común se puede deducir que la principal influencia estará

dado por las cargas permanentes, ya que estas están presentes en diferentes

partes del día, o a veces todo el día y con horarios definidos. El resto de cargas

como son: discontinuas y especiales; para fines prácticos no influirán

representativamente en la curva de carga, ya que estas funcionarán muy rara vez.

Se ha medido el consumo de cada carga de los servicios auxiliares, como se

puede ver en el ANEXO 5-1, de estos resultados se ha formado para el caso de la

Subestación "Vicentina", los siguientes grupos:

> Gabinete transformador T1 y T2

> Calefactores

> Iluminación

> Cargadores de Baterías (48V y 125V)

> SS.AA. paraE.E.Q.

> Otros

Ahora, bien en base a la clasificación anterior de las cargas y para un día

cualquiera, se obtiene los siguientes datos:

CUADRO DE INFLUENCIA DE CARGAS SOBRE LA DEMANDA

TOTAL DIARIA DE LA SUBESTACIÓN

GRÜPOS-CARGAS

2.98

2.857.732.331.422.25

HORAS í310f>£RAG{ÓW IIWERGIAKWH

9:OOAM -10:OOPM (13 horas)NUNCA ARRANCA

24

6:OOPM - 6AM (12 horas)24

24

6:DOPM - 6AM (12 horas)

38.74

1.96 24

100.00

53

ANÁLISIS DE LOS GRÁFICOS:

El primer gráfico muestra, la influencia de los diferentes grupos sobre la demanda

máxima de la subestación. En el caso de la subestación Vicentina ésta se

presenta en la noche, se puede concluir que los grupos que más demanda

requieren son: iluminación 36%, enfriamiento T1 14%, calefactores 13%, etc. Lo

cual nos induce a pensar que una forma de ahorrar energía comenzaría por

disminuir el porcentaje de influencia de la iluminación.

En segundo gráfico, en cambio se trata de dar a conocer la influencia en

consumo(KWH) durante todo el día de los mismos grupos, arriba señalados; es

decir si nosotros tenemos un consumo en el día determinado, y queremos saber

que cargas y en que orden influyen más sobre éste. Para la subestación

Vicentina, se puede notar que la iluminación sigue prevaleciendo sobre las

demás.

Estos datos preliminares nos ayudaran a proponer soluciones para mejoras la

funcionalidad de los servicios auxiliares.

4.2 SUBESTACIÓN "SANTA ROSA"

4.2.1 INFORMACIÓN

La subestación Santa Rosa pertenece a la Unidad de Transmisión Norte del

S.N.T., cumple dos funciones principalmente, la primera pertenece al anillo de

230KV y la segunda también es una subestación de enlace para 138KV; su

importancia es alta, ya que una falla en esta subestación provocaría dejar sin

suministro de energía a Quito y la zona norte del país (ya que una línea de 138KV

va a la subestación Vicentina). Ésta tiene un patio para fa llegada y salida de

líneas de 230KV, otro para las barras de 230 KV, otro para el ATU

(Autotransformador 230/138/13.8KV) y reactores RCX y RCW; y un último patio

donde están ubicadas las barras de 138 KV y las líneas de salida.

54

Adicionalmente se halla e! TRN (138/69/13.8KV) que suministra el voltaje a la

subestación Epiicachima y el Transformador MÓVIL (138/69/46), también para la

E.E.Q.

Las líneas de transmisión son las siguientes:

230 KV:

Líneas Totoras 1 y Totoras 2 (vienen del sur del país, de la Subestación Totoras)

Líneas Sto. Domingo 1 y Sto. Domingo 2 (salen a la subestación Sto. Domingo)

138KV:

L1 - Turbina de Gas (viene de la Central Térmica Sta. Rosa - Termopichincha)

Línea Ei Carmen (va a la Empresa de agua potable)

Línea Vicentina (a la subestación Vicentina)

Línea Eugenio Espejo (a la subestación del mismo nombre de la E.E.Q.)

Línea Selva Alegre 2

A continuación presentamos datos técnicos de las líneas.

ÍI0RÍBREDÉLALÍNEA - ; ' '- , - , -Sta. Rosa -TotorasSta. Rosa -Sto.DomingoSta. Rosa -VicentinaSta. Rosa -El CarmenSta. Rosa -EugenioEspejoSta. Rosa -Selva alegre2

CAPACID.,DB"VTRAKSM:' ;MV&(1};342

342

112

No es de!S.N.TNo es delS.N.T.

No es delS.N.T.

TOPOLOGÍA *

-A

A

R

R

R

R

VOLTAJE

K¥{2>230

230

138

138

138

138

LONG

-< * / Jf

-Km110.0978.34

18.5

54

25

25

.*ro£CiR&

2

2

1

1

1

1

-UPO :COND r,UGTORASCfc ,1113

1113

477

636

636

636

FECHAINtCIQOPálAC,

f f

1989

1980

1978

-



55

A la subestación se la puede dividir en dos partes principalmente: la de 230 KV y

la parte de 138 KV. En la primera tenemos un sistema de doble barra o barra 1 y

2, cada línea tiene su disyuntor y seccionadores asociados) además tenemos una

posición de transferencia y la posición, que sale al ATU. Luego del

autotransformador llega conjuntamente con la línea de la turbina a gas, al sistema

de barras de 138 KV, en este patio de 138KV tenemos el modelo de barra

principal y barra de transferencia, de allí salen las líneas de 138 KV y al

transformador TRN y autotransformador MÓVIL, para alimentar a la E.E.Q.

Para más detalles ver el diagrama unifüar, en el ANEXO 1-2.

Entonces tenemos dos autotransformadores llamados ATU y MÓVIL; y un

transformador que se lo conoce como TRN, cuyos datos técnicos presentamos a

continuación:

DESIONAC*

\U

TRN

MÓVIL

TIPOai

-

A

T

T

«ARCA

f

- - - - ,

OSAKA

LE.L

MITSUBISHl

m

OA

225

45

OT£N

FA

300

60

CÍA

^FPA

375

75

30

TIPODEBJFRS ;AMIEN

ONAN/ONAF/OFAFOA/FA/FAFOA

Pl

,

OA

60

15

-—

$Tm:RCU(MV.FA

80

20

—

ICiA\KK>q :..FQA

100

25

10

VOLTAJE i

KV

230/138/13.8

138/46/13.8138/69/46

TWQ ,COMÍ ;XIÓN

- - -

YYD

YYD

YYD

NOTAS: - . (1) T = Transformador y Á = Autotransformador

Esta subestación se halla ubicada en la parte SUR de la ciudad de Quito, en el

barrio Cutuglahua, su superficie, posee un edificio de dos plantas en donde se

ubican toda la operación de la subestación; es decir: paneles, medición,

cargadores, oficinas, taller. Para más detalles ver el plano de distribución del área

ANEXO 2-2.

56



Por ser esta una subestación de gran importancia como lo hemos hecho notar

anteriormente, el suministro de voltaje para Servicios Auxiliares, debe ser

meticuloso, de allí que posee las siguientes alimentaciones para AC:

> Aumentación principal 13.8 KV (de los terciarios de ATU y TRN)

> Alimentación alternativa 23 KV (línea de red pública E.E.Q.)

> Alimentación de Emergencia 208/120V (Generador Diesel)

Para la alimentación principal que vienen de los terciarios del ATU y TRN, se

selecciona uno con un conmutador mecánico; y pasa a través del transformador

T1 (de auxiliares) cuyas características son: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a

la barra del tablero Pl; por el otro lado llega la línea de distribución a 23 KV, pasa

a través del T2 (de auxiliares) 300 KVA, 23KV/480-277V, de igual forma va a la

barra del P1; ailí mediante un conmutador automático se selecciona una de las

entradas. Del tablero P1 se distribuyen para los otros tableros de AC (P2, P3, P4).

Cabe destacar que del tablero P1, sale del terminal 8, para un transformador T3

(reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-120V, a ese nivel de voltaje se

alimenta e! tablero P8, es decir las cargas conectadas a ese tablero trabajan con

menor voltaje.

En conclusión existen dos tipos de voltajes de alterna; 480 y 208 VAC, voltaje

fase-fase. Para alimentar las diferentes cargas de alterna de la subestación.

Cuando falla la alimentación principal, enseguida entra la alimentación alternativa

(línea de red pública), además se enciende el generador auxiliar; al notar éste que

el voltaje es adecuado se apaga; en el caso que el relé de bajo voltaje detecte mal

voltaje o ausencia, desconecta ia alimentación alternativa y permanece prendido

el Generador de Diesel. Lo que lamentablemente en la práctica no funciona, ya

que el Generador se halla descompuesto, por causa de un problema mecánico.

57

Adicionalmente como la Línea de red pública, viene de la E.E.Q., que a su vez es

alimentada por Sta. Rosa, en caso de falla de la subestación, la alimentación de

AC para Servicios Auxiliares sería nula, adicionalmente a esto como los

seccionadores funcionan exclusivamente con AC, quedaría toda la subestación

deshabilitada; caso muy crítico tomando en cuenta que la Subestación es muyimportante para el S.N.I.

Luego del tablero P8, se toma para los cargadores-rectificadores de 125 VCC

(BC1 y BC2); y para los cargadores de 48 VCC (BC3 y EA.31). En esta

subestación funcionan los dos cargadores de Baterías de 125 VCC y también los

dos de 48 VCC; cabe señalar que el EA.31 es de uso exclusivo del CENACE,

para comunicaciones y acciones de control.

Adicionalmente se tiene tres bancos de baterías con las siguientes características:

Plomo acidacida

Plomo

NOTA: (1) Cada celda es de 4 Voltios.

Para más detalles de las demás cargas de auxiliares ver el plano de ServiciosAuxiliares, ANEXO 3-2.

4.2.2.2 Clasificación de cargas de acuerdo al ciclo de trabajo

De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Sta. Rosa", se ha

agrupado las cargas de alterna en base a la clasificación ya conocida:

58

TIPOS DE CARGAS DE ALTERNAPERMANENTES

Enfriamiento ATU(A,B,C,R)Enfriamiento TRN

Enfriamiento MÓVILCalefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 2CalefactoresSintonizadores 138KVCalefactoresseccionadores 230KV,Líneas Totoras 1 y 2Calefactores divisoresde potencial, línea230KVCalefactores divisoresde potencial, Barras230KVCalefactoresSeccionadores 89-1U1,1U3,1U5Iluminación patio138KVy46KVIluminación callessector 1 38 KV

Iluminación patio ycalles sector ATU

Iluminación patio230KV

Iluminación callespatio 230KVRegulador de voltaje yde IluminaciónCargador de Baterías-125VCC(BC1)

DISCONTINUASSeccionadores yDisyuntor Totoras 1 y2Seccionadores yDisyuntorAcoplamiento

Seccionadores yDisyuntor ATU (52-2U2)Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 1Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 2Seccionadores ydisyuntor El Carmen

Seccionadores ydisyuntor Vicentina

Seccionadores ydisyuntor Selva Alegre2Seccionadores ydisyuntor EugenioEspejoSeccionadores ydisyuntor TRNSeccionadores ydisyuntorTransferenciaSeccionadores ydisyuntor Turbina aGasSeccionadores ydisyuntor ATU (52-1U2)Disyuntor Reactor 7W2y 7X2Planta tratamiento deaguaBomba pozo profundo

ESPECIALESTratamiento deaceite ATUTratamiento deaceite TRN

Bomba contraincendios

59

Cargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías- 48VCC (BC3)Cargador de Baterías-48VCC(EA.31)

Bomba agua pozo

Taller

Tomas patio 138KV

Tomas patio ATUGrupo Diesel deEmergenciaCargador Bateríasgrupo emergencia

Como se puede ver la operación de los seccionadores se realiza en base a

motores de AC, de allí se deduce que es necesario un permanente suministro de

alterna.

En base a esta clasificación, más adelante podremos determinar la influencia de

cada grupo sobre la curva de carga, y así poder plantear soluciones para obtener

reducir el consumo.


Ahora en base a datos que se toman del consumo de auxiliares, se puede

determinar una curva de carga, cabe tener presente que la curva de carga de una

subestación como se puede deducir fácilmente, no diferirá grandemente en todos

los días, ya que la subestación esta permanentemente funcionando y con una

carga constante, en esta de operación normal.

Con los datos obtenidos del medidor electromecánico4 de Santa Rosa, para el

período de Octubre 2000 hasta Enero 2001, los consumos de cada mes consta

en el ANEXO 4-2, entonces se tiene la siguiente curva de carga:

Es la única subestación que hasta el momento (15/febrero/2001), el registro del consumo se lo

toma del medidor electromecánicx), ya que el digital se halla en pruebas, el resto de subestaciones

posee medidores digitales QUAD 5S/6S.

60

CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "SANTA ROSA"

120

100

2 3 4 5 6 7 6 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

- Noviembre 15. 2DOO -•»- Diciembre 20. 2000 Octubre 1S. 2000 ¡

NOTA IMPORTANTE: No se tomó los datos del mes de Enero ya que no

corresponden con la realidad del consumo. Las mediciones de este mes se

las realizó con el medidor digital recientemente instalado, pero como sus

lecturas no fueron coherentes, se lo tiene bajo pruebas.

Como se puede notar, existe poca lógica en las curvas que se obtiene de los

meses anteriores, por lo tanto resulta difícil determinar el comportamiento de los

servicios auxiliares, en la Subestación Santa Rosa; esto se debe principalmente a

dos razones: La primera por que las lecturas de consumo se los realiza en un

watihorímetro electromecánico que seguramente se halla descalibrado y no refleja

fielmente el consumo de energía. Y segundo mientras no entre a funcionar

plenamente el medidor digital instalado, no se tiene una adecuada apreciación del

consumo.

Con la visita técnica realizada y mediante las mediciones de la demanda de las

diferentes cargas de auxiliares, podemos decir que la Subestación Santa Rosa

presenta las siguientes características:

DEMANDA BASE - 40 kW



ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 950 kWh/día (según las

mediciones realizadas carga por carga)

ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 1216 kWh/día (según las lecturas

de medidor electromecánico)

ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 28.5 MWh/mes (según las

mediciones realizadas carga por carga)

ENERGÍA CONSUMIDA AL MES (TÍPICA) = 36.48 MWh/mes (según las

lecturas de medidor electromecánico)

Ahora bien, vamos a determinar la influencia de las cargas antes clasificadas en

la curva de carga general. Por lo tanto por sentido común se puede deducir que la

principal influencia esta dado por las cargas permanentes, ya que estas están

presentes en diferentes partes del día, o a veces todo el día. El resto de cargas



Se ha medido el consumo de cada carga de los servicios auxiliares, como se

puede ver en el ANEXO 5-2, de estos resultados se ha formado para el caso de la

Subestación "Santa Rosa", los siguientes grupos: -

> Enfriamiento ATU, TRN y MÓVIL

> Calefactores

> Iluminación patios y calles subestación

> Regulador de voltaje

> Cargadores de baterías

> Otros

Agrupando los consumos de acuerdo a la clasificación anterior, se tiene el

siguiente cuadro y gráficos:


TOTAL PIARÍA DE LA SUBESTACIÓN

GRUPOS* CAIGAS POTENCIA

KWHORASOE OPERACIÓN

KWB6.8 10:OOAM-10:OOPM(12 horas) 81.6

6.72 10:OOAM-10:OOPM(12 horas) 80.64

1.87 6:OOPM-10:OOPM(4 horas) 7.487.55 24 181.2

14.62 12 175.44

10.35 24 248.44.35 24 104.40.86 24 20.64

0.85 24 20.4 zm

TOTAL 100

(1) Los horarios de operación de los enfriamientos fueron deducidos de las

demandas P y Q por los transformadores de Diciembre 2000, Enero 2001 y

por información de los operadores de las subestaciones.

GRÁFICOS DE INFLUENCIA

INFLUENCIA POR POTENCIA

Cargador EA31Ca rgadores de 2% Otros

baterías -^ L^ 2%8%

Enfriamiento ATU13%

Regulador deVoltaje

19%

Iluminación patios ycallessubest

27%

Enfriamiento TRN12%

Enfriamiento MÓVIL3%

Calefactores14%

63

INFLUENCIA POR ENERGÍA

Cargador EA31

Cargadores debaterías

11%

Otros2% Enfriamiento ATÜ fc. ^^ TRN

** f 9%

Regulador deVoltaje

27%

Enfriamiento MÓVIL1%

Iluminación patiosy calles subest

19%

Calefactores20%


El primer gráfico muestra, la influencia de ios diferentes grupos sobre la demanda

máxima de la subestación. En el caso de ta subestación Santa Rosa esta se

presenta en la noche, corno en la mayoría de todas las subestaciones,

ocasionada esta demanda máxima por la iluminación, ésta constituye el 27%,

seguida por el Regulador de voltaje con 20%, y luego por enfriamientos del ATU

y TRN con igual porcentaje (13%), etc. Lo cual nos induce a pensar que una

forma de ahorrar energía comenzaría por disminuir el porcentaje de influencia de

la iluminación.

En segundo gráfico, en cambio se trata de dar a conocer la influencia en

consumo(KWH) durante todo el día de los mismos grupos, arriba señalados; es

decir si nosotros tenemos un consumo de un día determinado, y queremos saber

64

que cargas y en que orden influyen más sobre éste. Para la subestación Santa

Rosa, se puede notar que el grupo de mayor influencia es: Regulador de Voltaje

(30%), seguido por la iluminación (20%) y los calefactores (15%); en este caso a

pesar de que el regulador de voltaje necesita menos potencia, para operar, pero

como pasa funcionando más horas al día, entonces consuma más energía que la

iluminación.



4.3 SUBESTACIÓN "PUCARÁ'1

4.3.1 INFORMACIÓN

La subestación Pucará pertenece a la Unidad de Transmisión Norte del S.N.T.,

como se encuentra junto a la generadora HIDROPUCARA fue escogida para el

análisis, en la época de INECEL la subestación y la central eran un solo complejo,

pero ahora con el nuevo modelo; la subestación de 138KV paso a manos de

TRANSELECTRiC y la central pertenece a HIDROPUCARA; como se puede

deducir el suministro para ¡os Servicios Auxiliares de la Subestación está dada por

la generadora, más adelante lo explicaremos detalladamente. De la subestación

Pucará salen dos líneas de transmisión que son; Muíalo y Ambato. A

continuación presentamos datos técnicos de las líneas.

NOMBREDÉLA D

TOPoto;fia*

LOfliS # DE UPO; *COND -UCTÍSR OPERA

Pucará -Ambato

112 R 138 27.74 477 1977

Pucará -Muíalo

112 R 138 35 1 477 1977



65

La subestación tiene un sistema de doble barra: Barra principal y Barra de

transferencia; cada línea tiene sus seccionadores de transferencia; y su disyuntor

asociado. Ver el diagrama unifilar en el ANEXO 1-3., para más detalles.

Con el nuevo modelo eléctrico, los límites operativos en este caso están dados de

la siguiente forma: Los transformadores elevadores de voltaje 13.8KV/138KV

pertenecen a HIDROPUCARA, los transformadores de servicios auxiliares de

13.8KV/220V, los cargadores de Baterías de 125 VCC de igual forma. Por lo tanto

en la sala de control donde se maneja la operación de la Central se tiene los

tableros de manejo de la subestación también; que en condiciones normales no

presenta ningún tipo de operación, de allí que la supervisión de la subestación se

halla a cargo por el momento de HIDROPUCARÁ, TRANSELECTRIC por su parte

se debe preocupar del mantenimiento de la subestación.

Esta subestación se halla ubicada en la Provincia de Tungurahua, junto a la

Generadora HIDROPUCARA, la subestación se halla dentro de las instalaciones

de la Central Pucará, la operación de la subestación la realiza el personal de la

generadora, ya que comparte un solo tablero de operación, y además que sería

ineficiente mantener un personal de TRANSELETRIC allá.

Para tener una idea de la distribución del área ver el plano adjunto, ANEXO 2-3.



Como ya dijimos anteriormente los servicios auxiliares que pertenecen a

TRANSELECTRIC para e! manejo de la subestación, se los obtiene de la Barra

General de SS.AA. de ia casa de máquinas de HIDROPUCARA, de igual forma se

tiene ciertas cargas en continua de la Barra General de continua, que son usadas

en la operación de la subestación y finalmente los cargadores de baterías de

48VCC para comunicaciones pertenecen a la Subestación es decir a

TRANSELECTRIC, y por lo tanto todas sus cargas relacionadas.

66

A continuación, se va a describir que tipo de aiimentacióri se tiene para los

servicios auxiliares de la central. Primeramente la alimentación principal esta dada

cuando alguna o las dos turbinas de la central están generando, cada una tienen

un transformador de auxiliares de las siguientes características: 300KVA,

13.8KV/220-127V, luego existe un interbloqueo para seleccionar una de ellos,

luego va a la barra general de servicios auxiliares de la casa de máquinas, allí se

conectan todas las cargas de alterna, tanto de la central como de la subestación,

de una posición de esta barra, sale a través del interruptor 24-E, a un

transformador T1 de 225KVA-220/13.8KV y de allí a otro transformador T2 de

300KVA-13.8KV/220V, el lado de baja tensión de éste transformador esta

conectado al generador de emergencia a través del interruptor 24-D, de este lado

se toma para alimentar la iluminación de la subestación.

Al lado de 13.8KV, del T1 y T2, llega ia línea de la red pública, de la Empresa

Eléctrica de Ambato. En conclusión la central HIDROPUCARA, posee tres tipos

de alimentaciones para sus servicios auxiliares y los de TRANSELECTRIC, que

son: el principal por las unidades 1 y 2; la alimentación alternativa por la Empresa

distribuidora Ambato y la de emergencia por su generador auxiliar Diesel. Para

más detalles por favor ver el ANEXO 3-3.


Del tablero General de Servicios Generales de la Casa de Máquinas, se han

seleccionado las cargas que pertenecen a TRANSELECTRIG, y la clasificación de

acuerdo al tipo de carga es la siguiente:

, , , .. , .. f tr^«

PERMANENTESCalefactores yFuerza, Circuito 1Calefactores yFuerza, Circuito 2Calefactores yFuerza, Circuito 3Iluminación patio138KVCargador de Baterías-48VCC(BC3)

> i-rt Vf*rw*w %/is J-u-ii

DISCONTINUASTomas Fuerza patio138KV

-rM*m - « - ' ; - - - -

; ESPECIALESCargador de Baterías-48VCC(BC3)

67

Como se puede observar, se deduce que ias cargas que pertenecen a la

Subestación Pucará, dan un consumo constante durante un período determinado,

por ejemplo un mes, mientras no existan contingencias fuera de lo esperado, que

hagan operar principalmente a los seccionadores y disyuntores. Otro dato

importante es que los motores de los seccionadores y disyuntores de la

subestación operan con voltaje continuo, entonces mientras todo marche bien, no

operarán y por lo tanto el consumo no subirá.


Una coincidencia importante, en nuestro estudio de esta Subestación es que

TRANSELECTRIC, pensaba instalar un medir de auxiliares en esta subestación,

de igual forma como se lo esta realizando en todas las subestaciones del S.N.T. y

por lo tanto el viaje se lo realizo con el Ing. Proaño a comprobar si justificaba o no

la instalación del medidor, y en base a las mediciones de cargas hechas, ver

ANEXO 5-3.

Se pudo deducir que:

1. El consumo que pertenece a la Subestación Pucará, en condiciones

normales es constante. Tampoco se puede decir que el consumo

aumentará grandemente cuando se tenga que operar un disyuntor o

seccionador, ya que estos funcionan totalmente con voltaje continuo

(motores de accionamiento).

2. Que el consumo de la subestación Pucará representa el 4.5% del

consumo total de auxiliares de HIDROPUCARA, y por lo tanto no

justifica realizar una inversión de 1500 USD (costo del medidor a instalar);

más bien se debería optar por un acuerdo en la forma de pago del

consumo de la subestación Pucará a la Generadora HIDROPUCARA.

Salvo el caso que el CENACE exija una medición constante, se tendría que

instalarlo.

68

Como en la centra! H1DROPUCARA no se toma mediciones de consumo de

auxiliares horariamente, sino sólo al final del día y por lo tanto no se tiene esa

estadística; entonces en base a las mediciones y datos obtenidos, se puede

esbozar una curva de carga, sólo de la subestación, como la que se presenta a

continuación.

CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "PUCARÁ"

10

o etu

1 2 3 A 5 6 7 B 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

HORAS (H)

El resto de meses presentan una tendencia aproximadamente igual, y con esto

podemos concluir como datos de esta subestación los siguientes:

DEMANDA BASE = 3.49 kW

DEMANDA MÁXIMA DE LA CURVA = 11.31 kW

DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 7.82 kW

ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 177.6 kWh/día


Y también se puede determinar la influencia de las cargas que pertenecen a la

subestación de acuerdo a su consumo sobre el total como se puede apreciar en el

cuadro y gráfico siguientes.

63



[GRUPOS CARGAS POTENC4AVíH

POT, HORAS DE OPERACIÓN ENERGÍAKWH

ENER.

1.35! 24 32.4

0.16 24 3.84

1.26 24 30.24

0.72 24 17.28

Discontinua7.82 6:OOPM-6:OOAM(12 horas) 93.84

100 too



Calefactor y FuerzaCirc.112%

Calefactor y FuerzaOrc.2

1%

Calefactor y FuerzaCIrcJ11%

Cargador Baterías4BVN°1

6%Cargador Baterías

48VPT20%

Tomas de Fuerza S/E0%

Iluminación Patto S/E70%

70

Calefactor yFuerza Circ.1

18%

Calefactor yFuerza Circ.2

2%

Iluminación PatioS/E53%

Ca lefactor yi-Fuerza Circ.3

17%

Cargador Baterías48VN61

10%

Cargador Baterías48VN°2

0%

Tomas de FuerzaS/E0%


Ef primer y segundo gráficos, se puede apreciar que la influencia más importante

esta dada por la iluminación de la subestación. Ya que en las otras cargas no se

puede influir mucho para reducir su consumo, entonces se podría pensar en tratar

de optimizar el consumo de iluminación.

4.4 SUBESTACIÓN "SANTO DOMINGO"

4.4.1 INFORMACIÓN

La subestación Santo Domingo pertenece a la Unidad de Transmisión

Noroccídental del S.N.T., esta subestación pertenece al anillo de 230KV, de allí su

importancia con el terminó del contrato de concesión a ECUAPOWER, la cual

generaba reactivos al sistema y estaba conectada a través del disyuntor 52-242

71

de la línea Quevedo 1, de va a ia subestación Quevedo; actualmente nueva se

conectó esta línea al sistema. A ia subestación llegan dos líneas de 23QKV, de

Quito que son Sta. Rosa 1 y 2; salen de a la subestación Quevedo, dos líneas del

mismo nombre, Quevedo 1 y 2. En lo que tiene que ver con el patio de 138KV;

tenemos dos líneas que van a la subestación Esmeraldas; y finalmente a nivel de

69KV, tenemos dos líneas Sto. Domingo 1 y 2, que van a la empresa de

distribución de Santo Domingo. A continuación se presenta los detalles técnicos

de las líneas.

NOMBREDÉLALINEA

.. ..

Sta. Rosa -Sto.DomingoSto. Domingo- QuevedoSto. Domingo

Esmeraldas

CAPACiáDÉTRAfISM,

MVAÍD342

353

113.2

TOPOLO,GÍA

-A

A

R

VOLTA4E

KV{2)230

230

138

LQNG

Km78.34

104

154.6

# DECJRC,

2

2

2

UPO.GONDUCTQRA3CR1113

1113

397.5

FECHft iÍNICIOOPERAC.

1980

1980

1981



Como ya es común en el resto de subestaciones se tiene para el patio de 230KV,

un sistema de DOBLE BARRA o Barra 1 y 2, para este modelo como se sabe las

posiciones de conectan alternadamente a las barras. Para el caso del patio de

138KV en cambio se tiene un sistema de Barra principal y barra de transferencia,

para éste modelo en cambio todas las posiciones se conectan a la barra principal,

y la posición de transferencia se halla abierta, sólo se deberá conectar una

posición a la vez a la barra de transferencia, de igual forma sucede en el patio de

69 KV, para más detalles ver ANEXO

Posee dos autotransformadores llamados ATU y ATR, además en el terciario del

autotransformador de 230KV, se conecta un reactor trifásico RCW que entrega

10MVAR, cuando se los necesite. Un dato importante es que, como en la mayoría

de subestaciones que tienen autotransformadores, estos se forman de

72

transformadores monofásicos (A,B,C) y se tiene otro de reserva (R); pero en esta

subestación no posee el transformador monofásico de reserva, para ninguno de

los autotransformador (ATU y ATR). A continuación presentamos los datos

técnicos del equipo:

DESIGNAC.

ATU

ATR

TIPO(D

A

A

MARCA

OSAKA

OSAKA

POTENCIA,(MVA) ,

OA

100

60

FA

133

80

FOA

167

100

TIPODEENFRIAMIENTO ,OA/FA/FOAOA/FA/FOA

POI NCIATERCIARIO

(MVA)OA

27

16

FA

36

22

FOA

45

27

VOLTAJE

KV

230/138/13.8138/69/13.8

UPOCONEX»6N

YYD

YYD


La subestación se halla ubicada aproximadamente a 3 Km. antes de llegar a la

ciudad de Santo Domingo, posee un edificio de una planta en donde se ubican

toda la operación de la subestación y oficinas, ya que esta es la oficina central de

la Unidad de Transmisión Noroccidental, donde se realizan las coordinaciones y

operaciones de la unidad. En la terraza de este edificio se ubica el equipo de aire

acondicionado.

Para tener una idea clara de la distribución física, ver el ANEXO 2-4.


4.4.2.1 Tipo de alimentación AC yDC

De acuerdo al proyecto inicial el suministro de voltaje para los Servicios Auxiliares

debería ser de la misma forma que la Subestación Santa Rosa, es decir, como se

indica a continuación:

> Alimentación principal 13.8 KV (de los terciarios de ATU y ATR)

> Alimentación alternativa (línea de red pública)


73

En esta subestación no se dispone de la alimentación alternativa; entonces en

caso de fallar la alimentación principal, entrará el Generador de Emergencia que

si se halia en funcionamiento.

Entonces tenemos como en la mayoría de subestaciones de los terciarios de los

autotransformadores de potencia (ATU y ATR), en delta a 13.8KV, se selecciona

uno de ellos mediante un interbloqueo mecánico ubicado cerca de los

transformadores de auxiliares, luego pasa a través del transformador T1 (de

auxiliares) de características: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a la barra del

tablero P1; por el otro debería llegar la línea de distribución que actualmente se

halla deshabílitada, en consecuencia el transformador T2 se falla fuera de

servicio; allí mediante un conmutador automático se selecciona una de las

entradas, cabe señalar que este posee un interbloqueo con el generador de

emergencia, en este caso siempre la del terciario. Del tablero P1 se distribuyen

para los otros tableros de 480VAC (P2, P3, P4).

Cabe destacar que del tablero P1 como es común en estos arreglos, sale del

terminal 9, para un transformador T3 (reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-

120V, a ese nivel de voltaje se alimenta el tablero P8, es decir las cargas

conectadas a ese tablero trabajan con menor voltaje, pero mayores corrientes,

adicionalmente tenemos los tableros P7 y P9.


fase-fase.

Luego del tablero P8, se toma para todas las cargas de alterna, entre ellas los

cargadores-rectificadores de 125 VCC (BC1 y BC2); y para el cargador de 48

VCC (BC3). Con estos niveles de voltaje de alimentan a las cargas de continua.


74

DESIGNACIÓNB1B2

TIPO

Piorno acidaAcida

MARCA

EXIDE -EPULGAR

&C€t£»AS

6024

CAPACIDADA-h

430390

RÉGIMEN DEOPERACIÓN

H;810

Para complementar todas las demás cargas de auxiliares que posee la

subestación, ver ei ANEXO 3-4.


De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Quevedo", se ha


¡iiiiiiiiilisiiiEnfriamiento ATU(A,B,C)Enfriamiento ATR

Panel aireacondicionado

Calefactores Sintoniz.de línea 230KVCalefactores divisoresde potencial 230KV,LíneasCalefactores divisoresde potencial 230KV,BarrasCalefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 2Calefactores ReactorRCW

CalefactoresSintonizadores delínea 138KVCalefactores

Seccionadores yDisyuntor Sta. Rosa 1Seccionadores yDisyuntor Sta. Rosa 2Seccionadores yDisyuntor ATU(patio230KV)Seccionadores yDisyuntor Quevedo 1Seccionadores yDisyuntor Quevedo 2

Seccionadores yDisyuntorAcoplamientoDisyuntor ReactorRCW

Seccionadores yDisyuntor ATU(patio138KV)Seccionadores yDisyuntor Esmeraldas1Seccionadores yDisyuntor Esmeraldas2Seccionadores y

wa^ i i ^ i ^v^ - ---; - - ;- :- ;:- 1: ^^^^^^ ;1:1;

:•:• :-:-:-:>:-:-:-:-:-:-:-É**Mk •*:••* *W¡K-; *;•«•:-".»•• JPJK-. •;-;••.•:-:•;-:•;-:•:• .-

mms^imm/it^^^ímmTratamiento deaceite ATUTratamiento deaceite ATRBomba contraincendios

Cargador de Baterías-125VCC(BC1)

75

seccionadores 138KV

Calefactor equipo decomunicación

Iluminación calles230KV, circuito 1Iluminación calles230KV, circuito 2Iluminación callesautotrans. y casa contIluminación patio230KVIluminación callessector 138KVIluminación patio138KVyautotransf.Iluminación calles69KV y autotransf.Iluminación patio69KVPanel de iluminación yTomas - Casa de ConCargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías-48VCC(BC3)Planta de tratamiento

DisyuntorTransferenciaSeccionadores yDisyuntor ATR(patio138KV)Disyuntor Línea Sto.Domingo 2Disyuntor Línea Sto.Domingo 1Disyuntor ATR(patio69KV)Disyuntor transferenciaPatio 69KVTomas patio 230KV

Tomas patioautotransf. ATUTomas patio 138KV

Tomas patio 69KV yautotransf. ATRGrupo Diesel deEmergenciaCargador Bateríasgrupo emergencia



alterna. En caso de una falla.

4.4.2.3 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas

En base a las estadísticas, de los consumos que los van tomando el tercer

miércoles de cada mes, y como ya es común en nuestro estudio los tomamos

desde octubre 2000 hasta enero 2001, los datos ver en el ANEXO 4-3. En base

a estas estadísticas se tiene la siguiente curva de carga diaria de consumo.

76

CURVA DE DE

eaoo

QOO1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 15 20 21 22 23 24

Octi¿re18,2aQD -4-Nbáentre 15,2000 -e-adentre 2Q 2000 -»-Biero 17,2001


esta subestación, como se puede notar la tendencia de las cuatro curvas es muy

similar, y cumple las condiciones típicas de una curva de demanda de una

subestación. Es decir entre las 6:00 a.m. hasta las 6:00 p.m., se tiene una

demanda base, en el resto de horas del día se añade la demanda de iluminación.

Podemos concluir como datos preliminares de esta subestación se tiene los

siguientes:




ENERGÍA CONSUMIDA AL DÍA (TÍPICA) = 720 kWh/día


77

NOTA IMPORTANTE: En las curvas de demanda de carga de los diferentes

meses, no se registra el funcionamiento del sistema de aire acondicionado,

ya que justo los días de medición, éste se hallaba apagado. De acuerdo a la

medición hecha en la visita técnica, se pudo determinar que el sistema de

aire acondicionado requiere una potencia de 32kW: ahora bien, dependiendo

de las horas de uso al día, que suponiendo un promedio de 12 horas al día,

la curva de demanda se verá afectada y los nuevos valores serán:












De acuerdo a las mediciones hechas en la visita técnica a la subestación, como

consta en el ANEXO 5-4, se ha formado para el caso de la Subestación "Santo

Domingo", los siguientes grupos:

> Enfriamiento ATT, ATR

> Aire acondicionado

> Calefactores

> Iluminación

> Panel de Iluminación y tomas


> Otros

78

En base a la clasificación simplificada de las cargas anteriores de acuerdo a su

consumo, se obtiene la siguiente tabla y gráficos:



GRUPOS-CARGAS POTENCIAKW

POT.%

HORAS DE OPERACIÓNEN £t PÍA jh)

EMERGÍA

6.90 (2) NO OPERANO OPERA

32.00 12

4.93 24

20.71 12

9.42 244.49 240.84 24

(1) Los horarios de operación de los enfriamientos fueron deducidos de

las demandas P y Q por los transformadores de Diciembre 2000,

Enero 2001 y por información de los operadores de las subestaciones.

(2) En e( momento de la medición sólo funcionaba los ventiladores de la

fase A del ATU, lo cual es anormal por dos razones: Primera, de

acuerdo al flujo por el transformador y a las condiciones ambientales

no debería funcionar el enfriamiento de ninguna fase; y Segunda

podría estar ocurriendo que los sensores de temperatura de esa fase

se encuentren descalibrados. El funcionamiento de una sola fase

representa una demanda de 2.3KW, pero en nuestra tabla se incluye

como si funcionarán los enfriamientos de las 3 fases.

(3) En el total de potencia demandada y energía consumida se incluye el

sistema de aire acondicionado, en los reportes mensuales de

consumo de auxiliares de TRANSELECTRIC, no se incluye esta carga,

por lo tanto la demanda máxima requerida disminuye a: 47.29KWy la

energía consumida en el día será de: 720.S4KWH; lo cual representa

una reducción del 34.76% del consumo diarlo.

78


Panel de 6%iluminación L1

12%

Otros*% Enfriamiento ATU

9%

Iluminaciónpatios y calles

subesL26% Calefactores

6%

Enfriamiento ATR0%

& Aire-acondicionado

40%



10%

Panel deiluminación L1—

20%


subesL22%

Enfriamiento ATR0%

Enfriamiento ATU0%

Aireacondicionado

35%

Calefactores11%

80

ANÁLISIS PE LOS GRÁFICOS:

En los gráficos anteriores se ha incluido el uso del aire acondicionado en el día;

ahora bien según datos tomados en la subestación a los operadores, el sistema

de aire acondicionado se lo enciende pasando 3 días y durante 5 horas; lo cual

creo que es una política racional de ahorro de energía. Para el gráfico de

influencia por potencia como se puede ver: el aire acondicionado representa el

40%, seguido por la iluminación de ia subestación 26%, luego panel de

iluminación L1 12%, y a continuación el resto. Con lo cual se quiere dar a conocer

que si se incluye en la medición de auxiliares el aire acondicionado aumentará el

consumo como es obvio.

En lo que tiene que ver con la energía, se han asumido dos datos importantes:

Primero que de acuerdo a las mediciones de flujos por los autotransformadores

ATU y ATR, en éstos no debería funcionador el enfriamiento FA (primera etapa)

en ninguna hora del día; y Segundo para tener una idea más clara de la energía

consumida por el aire acondicionado se ha considerado que este funcione 12

horas en el día; para el resto de cargas se puede considerar que los horarios de

operación son los normales.

Como se puede advertir, nuevamente el aire acondicionado representa el mayor

consumido de energía 35%, luego tenemos de la subestación 22%, y panel de

iluminación 20%, etc. Estos datos preliminares nos ayudaran a proponer

soluciones para mejoras la funcionalidad de los servicios auxiliares.

4.5 SUBESTACIÓN "QUEVEDO"

4.5.1 INFORMACIÓN

La subestación Quevedo pertenece a la Unidad de Transmisión Noroccidental del

S.N.T., por ser una subestación de 230KV, pertenece al anillo de allí su

importancia, cuando funcionaba ECUAPOWER5 cerca de la subestación Santo

Domingo, la línea Santo Domingo 1(230Kv), se hallaba desconectada del sistema

y esta trabajando como compensador de reactivos (funciona como capacitor), por

81

lo tanto el anillo de 230Kv, se cerraba por una sola línea, la de Santo Domingo 2

que llega a la subestación, tenemos también dos líneas más la Pascuales 1 y 2

que van a la Provincia del Guayas. En lo referente a 138KV, se tiene dos líneas

que vienen de la Central Daule Peripa, que son Daule 1 y 2; finalmente en el patio

de 69KV se tiene dos líneas que van a Quevedo Norte y Sur; a la distribuidora

EMELGUR.

NOMBREDÉLALINEA

Sto.Domingo- QuevedoQuevedo -PascualesQuevedo -

Daule Peripa

CAPACID*DETRAKSM,

MVA(1)353

353

113.2

TOPOLOGÍA

A

A

R

VOLTAJE

KV{2)230

230

138

LONG

Km104

145.3

43.2

# DECIRG.

2

2

2

UPOCONOUCTQRASCR

1113

1113

397.5

FECHAINICIO0PEBAC.

1980

1980

1981(3)



(3) Tramo Daule - Peripa hasta el seccionamiento de L/T

Quevedo - Portoviejo entró en operación en 1999.

Como ya es común en el resto de subestaciones se tiene para el patio de 23QKV,


posiciones de conectan alternadamente, por ejemplo: La línea Sto. Domingo 1 se

halla conectada a la Barra 1; La línea Sto. Domingo 2 a la barra 2; el ATT

(autotransformador) a la barra 1, etc; la posición de acoplamiento suele estar

siempre conectada. Para el caso del patio de 138KV en cambio se tiene un

sistema de Barra principal y barra de transferencia, para éste modelo en cambio

todas las posiciones se conectan a la barra principal, y la posición de

transferencia se halla abierta, sólo se deberá conectar una posición a la vez a la

barra de transferencia, de igual forma sucede en el patio de 69 KV, para más

detalles del diagrama unifilar ver ANEXO 1-5.

El 12 de marzo del 2001, se le terminó el permiso de concesión para generar electricidad, por

parte del CONELEC.

82

Posee dos autotransformadores llamados ATT y OSAKA, y un transformador

llamado TRR; es posible que el autotransformador OSAKA salga de la

subestación para ser trasladado a una nueva subestación que se planifica

construir en Chone; pero hasta la visita técnica realizada la disposición esta como

se indica, a continuación presentamos los datos técnicos del equipo:

DESIGNAC,

ATT

TRR

OSAKA

TIPO(1}

A

T

A

MARCA

OSAKA

ITALTRAFOOSAKA

POTENCIA(MVA) ,:

OA

10020

20

FA

13327

27

FOA

167

33

33

TIPODE ;ENFf»AMIENTQOA/FA/FOAOA/FA/FOAOA/FA/FOA

POTENCIA, TERCIARIO

ÍWIVA) *OA

27

20

12

FA

36

20

16

FOA

45

20

20

VDLTAJE

KV

230/138/13.8138/69/13.8138/69/13.8

TIPOCOME,XIÓN

YYD

YYD

YYD


La subestación se halla ubicada aproximadamente a 3Km. antes de llegar a la

ciudad de Quevedo, posee un edificio de dos plantas en donde se ubican toda la

operación de la subestación; solo se hallan ocupadas ia sala de control y sala de

planos, el resto de las instalaciones de hallan vacías es decir: bodega, taller, y

demás instalaciones.

Para tener una idea clara de la distribución física, ver el ANEXO 2-5.


4.5.2.1 Tipo de alimentación AC yDC

De acuerdo al proyecto inicial el suministro de voltaje para los Servicios Auxiliares

debería ser de la misma forma que la Subestación Santa Rosa, es decir, como se

indica a continuación:

> Alimentación principal 13.8 KV (de los terciarios de ATT y TRR)

> Alimentación alternativa (línea de red pública)


83

En esta subestación no se dispone de la alimentación alternativa; entonces en

caso de fallar la alimentación principa!, entrará el Generador de Emergencia que

si se halla en funcionamiento.

Adicionalmente a lo anterior, la alimentación principal sólo viene del terciario del

ATT, ya que de los terciarios del TRR o del OSAKA no se tiene conexión, Por lo

tanto el conmutador mecánico que selecciona una entrada siempre se halia en

una sola posición (la del terciario del ATT); luego pasa a través del transformador

T1 (de auxiliares) de características: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a la

barra del tablero P1; por el otro debería llegar la línea de distribución que

actualmente se halla deshabilitada, es decir el transformador T2 se falla fuera de

servicio; allí mediante un conmutador automático se selecciona una de las

entradas, en este caso siempre la del terciario. Del tablero P1 se distribuyen para

los otros tableros de 480VAC (P2, P3, P4).

Cabe destacar que del tablero P1 como es común en estos arreglos, sale del

terminal 8, para un transformador T3 (reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-

120V, a ese nivel de voltaje se alimenta el tablero P8, es decir las cargas

conectadas a ese tablero trabajan con menor voltaje, pero mayores corrientes.


fase-fase.

Como ya se indico anteriormente al existir la pérdida de la alimentación del

autotransformador (ATT), enseguida entra el generador auxiliar para tomar carga.

Luego del tablero P8, se toma para todas las cargas de alterna, entre ellas los

cargadores-rectificadores de 125 VCC (BC1 y BC2); y para el cargador de 48

VCC (BC3). Con estos niveles de voltaje de alimentan a las cargas de continua.


84

DESIGNACIÓNB1B2

TIPO

Plomo acidaAcida

«ARCA

EXIDE -EPULGAR

#CE18AS

6024

CAPACIDADA-h

430390


H810

Para complementar todas las demás cargas de auxiliares que posee la

subestación, ver el ANEXO 3-5.


De acuerdo al plano de Servicios Auxiliares de la Subestación "Quevedo", se ha


*— . :. ^ UFO?f RMAMEHTESx

Enfriamiento ATT(A.B.C.R)

Enfriamiento TRR

Panel aireacondicionado

Calefactores divisoresde potencial 230KV,Circuito 1Calefactores divisoresde potencial 230KV,Circuito 2Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 230KV,Circuito 2Calefactores ReactorRCWCalefactoresSintonizadores delínea138KVCalefactoresseccionadores 138KV

5 DE CARGAS DE ALTlDISCONTINUAS

Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 1Seccionadores yDisyuntor Sto.Domingo 2Seccionadores yDisyuntor ATT(patio230KV)Seccionadores yDisyuntor Pascuales 1

Seccionadores yDisyuntor Pascuales 2

Seccionadores yDisyuntorAcoplamientoSeccionadores yDisyuntor ATT(patio138KV)Seccionadores yDisyuntor Daule 1Seccionadores yDisyuntor Daule 2

Seccionadores yDisyuntor

3HU * - r; * v

EMBOLESTratamiento deaceite TRR

Tratamiento deaceite ATT

Iluminacióntratamiento de agua

Bomba contraincendios

Planta tratamiento deagua

Bomba pozoprofundo

Taller

Cargador de Baterías-125VCC(BC1)

85

Calefactor equipo decomunicación

Iluminación patio230KVIluminación callespatio autotransf.Iluminación patio138KVy69KVIluminación calles230KVIluminación callessector 138KVRegulador de voltaje yde IluminaciónCargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías-48VCC(BC3)Sirena

TransferenciaSeccionadores yDisyuntor TRR(patio138KV)Disyuntor LíneaQuevedo NorteDisyuntor LíneaQuevedo SurDisyuntor TRR(patio69KV)Disyuntor transferencia

Disyuntor Reactor 7W2

Tomas patioautotransformador ATTTomas patio 69KV

Tomas patio 230KV

Tomas patio 138KVGrupo Diesel deEmergenciaCargador Bateríasgrupo emergencia



alterna. En caso de una falla.

Adicionalmente se tiene que la Planta de tratamiento de agua y todos sus

accesorios se hallan fuera de funcionamiento, no por estar dañadas sino que

ahora se toma el agua potable de otro lugar.


Como se dijo anteriormente, se tiene como política de TRANSELECTRIC, tomar

mediciones de consumo de Servicios Auxiliares en forma horaria, sólo el tercer

miércoles de cada mes. El problema en esta subestación es que el medidor digital

se instaló el 11 de Enero del 2001, y por lo tanto solo se tiene los datos de

86

consumo de Enero v Febrero deí 2001. los datos ver en ei ANEXO 4-4. En base a

estas estadísticas se tiene ia siguiente curva de carga diaria de consumo.

CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "QUEVEDO"

60.00

50,00

1 2 3 4 5 6 7 fl B 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2Ü 21 22 23 24

[ Enero 17._ 2001 -A—Febrero 21. 2001

Como se puede advertir, las curvas de carga son muy variables especialmente a

partir del medio día, vamos a explicar las razones por las cuales varían, en el

período de 1:00am a 6:00am, se debería producir la demanda máxima ya que en

esta además de las cargas permanentes se incluyen fa iluminación, es decir están

funcionando todas las cargas, un detalle importante es que en el mes de Febrero

para ese período, no se encuentra funcionando el sistema de aire acondicionado

(posteriormente mediante las mediciones se puede justificar lo indicado).

Siguiendo con ei análisis se puede demostrar que la subestación presenta una

demanda base, durante el período de 6:00am hasta 6:00pm, la cual se ve

interrumpida principalmente por el funcionamiento del sistema de aire

acondicionado, los enfriamientos de los transformadores no se los toma mucho en

cuenta, ya que en lo que refiere al enfriamiento del ATU, es muy variable,

dependiendo principalmente su operación, del flujo que entregue HIDRONACIÓN

al sistema, lo cual alivio al potencia por el autotransformador y los ventiladores no

operan, los demás enfriamientos TRR y OSAKA no operan.

87

La curva de Enero a partir de las 6:00pm presenta valores erráticos, ya que la

demanda disminuye muy por debajo de lo normal, para el mes de Febrero se

tiene valores más reales donde se puede observar ía influencia de la iluminación,

y nuevamente se producen picos por el funcionamiento del sistema de aire

acondicionado.

Podemos concluir como datos preliminares de esta subestación los siguientes:

a).- INCLUIDO EL AIRE ACONDICIONADO:






b).- SIN AIRE ACONDICIONADO:

POTENCIA REQUERIDA POR AIRE ACONDICIONADO = 20 kW

La curva se desplaza 20kW , hacia abajo y obviamente el consumo de

energía se ve reducida drásticamente, más adelante se podrá ver la

influencia en porcentaje de esta carga.



principal influencia esta dado por las carcas permanentes, ya que estas están




De acuerdo a las mediciones hechas en la visita técnica a la subestación, como

consta en el ANEXO 5-5, se ha formado para el caso de la Subestación

"Quevedo", los siguientes grupos:

88

Enfriamiento ATT, TRR y OSAKA

Aire acondicionado

Calefactores

Iluminación subestación

Regulador de voltaje

Cargadores de baterías

Otros


consumo, se obtiene la siguiente tabla y gráficos:



GRUPOS-CARGAS POTENCIAKW

FOT, HORAS DE OPERACIÓNEKELDJAfo)

ENERGÍAKWH

6.60 (2) NO OPERANO OPERA

NO OPERA19.90 12 238.83.38 24 81.12

20.71 12 248.524.71 24 113.083.5 24

0.33 24 7.92

7ÍSM4




(2) En el momento de la medición sólo funcionaba los ventiladores de la

fase R del ATU, lo cual es anormal por dos razones: Primera, de

acuerdo al flujo por el transformador y a las condiciones ambientales

no debería funcionar el enfriamiento de ninguna fase; y Segunda

89

podría estar ocurriendo que los sensores de temperatura de esa fase

se encuentren descalabrados. El funcionamiento de una sofá fase

representa una demanda de 2.2KW, pero en nuestra tabla se incluye

como si funcionarán ios enfriamientos de tas 3 fases.

(3) En el total de potencia demandada y energía consumida se incluye el

sistema de aire acondicionado, cuyo horario de funcionamiento de

acuerdo a los operadores es el siguiente: En Invierno de 10:00am

hasta 3:00am; y en Verano de 10:00am hasta 8:OQpm; lo que da un

aproximado de 12 horas al día de funcionamiento.



Enfriamiento

11%

Cargadores debaterías otros

e%Regulador de

Voltaje8%


subest34%

Calefactores6%

EnfriamientoOSAKA

0%Enfriamiento

TRR0%

Aireacondicionado

34%

90

Cargadores de Qtros

baterías -\11% X 1A

Regulador deVoltaje

15%


subest.32%

TRR0% Enfriamiento

ATT0%

Aireacondicionado

31%

Calefactores10%


Como se puede ver en lo referente a potencia; tas mayores cargas son el aire

acondicionado y la iluminación de fa subestación 34% respectivamente; luego

tenemos el enfriamiento del ATT 11%, para esta carga es necesario hacer una

aclaración la operación del enfriamiento se halla sujeto al flujo de HIDRONACIÓN

(Daule Peripa), el mismo que alivia o disminuye la potencia del ATT, y no operan

los ventiladores; ahora bien el ingreso de ésta generadora depende de las

condiciones del sistema generalmente HIDRONACIÓN es despachada entre el

horario de 9:00am hasta 10:00pm, aunque en ciertos días se la tiene funcionando

todo el día. En consecuente el resto de horas del día que la generadora no opere,

el flujo por el ATT se aumentará; pero en condiciones normales el flujo máximo es

aproximadamente 120MVA, lo cual no debería llevar a operar los ventiladores, ya

que estos operan cuando se sobrepasa los 130MVA, puede ser que por

condiciones climáticas la temperatura del aceite se halla sobre los 55°C, lo cual

81

llevaría a operar a ios ventiladores, pero lo normal serie que operen ios

enfriamientos de las 3 fases.

En ei tiempo de la visita técnica a la subestación, sólo ei ventilador de la fase R,

se halla funcionando lo que no es normal, por lo explicado anteriormente.

En lo que tiene que ver con la energía, el mayor consumo lo tiene la iluminación

32%, seguido por el aire acondicionado 31%, luego tenemos reguiador de voltaje

15%, etc. Como se puede ver el aire acondicionado representa una carga

importante en el consumo diario de la subestación, la cual podría constituir una

opción válida para disminuir el consumo.



4.6 SUBESTACIÓN "PASCUALES"

4.6.1 INFORMACIÓN

La subestación más grande que existe actualmente en el país, y se la considera

tal vez como la más importante del sistema. Pascuales pertenece a la Unidad de

Transmisión Occidental de! S.N.T., por ser una subestación de 230KV, es muy

importante por el flujo de potencia que maneja, además de constituir un punto

neurálgico para la distribución de la energía. Debido a su importancia esta

subestación a sufrido cambios significativos, a partir de su construcción inicial,

entre los más significativos tenemos: en el patio de 230KV, nuevas posiciones

para recibir líneas5 de ia subestación Molino (Paute) doble circuito y para enviar a

ia subestación Trinitaria6 doble circuito; en lo que tiene que ver con 138KV

ampliación para Líneas que van a la Subestación Policentro doble circuito;

además de ampliaciones en el patio de 69KV, para atender nuevas demandas, a

nivel de distribución.

Las líneas Paute 1 y 2; y Trinitaria 1 y 2, entraron en operación el año 1997

82

A continuación se presentan ias líneas de transmisión que tiene esta subestación:

NOMBREDÉLALINEA

Pascuales -TrinitariaPaute -PascualesQuevedo -

Pascuales

Milagro

Pascuales

Pascuales -

Salitral

Pascuales -

Sta. Elena

Policentro -

Pascuales.

CAPACID.OETRANSNU

MVA{1}188.43

342

353

353

126

113.5

126

TOPOLOGIA

R

A

A

A

R

R

R

VOLTAJE

KV{2)230

230

230

230

138

138

138

LOMO••

Km28.28

188.4

145.2

52.7

17.4

45.67

+ 59.8

15.1

# PEciRa

2

2

2

2

2

2

2

TIPO,CONOUCTORA9GR,,1113

1113

1113

1113

477

397.5

477

FECHAINICIOQPERAC,

1997

1997

1980

1.983

1980

1987

1989



Como ya es común en ei resto de subestaciones se tiene para el patio de 230KV,


posiciones de conectan alternadamente. Para el caso del patio de 138KV en

cambio se tiene un sistema de Barra principal y barra de transferencia, para éste

modelo en cambio todas las posiciones se conectan a la barra principal, y la

posición de transferencia se halla abierta, sólo se deberá conectar una posición a

la vez a la barra de transferencia, de igual forma sucede en el patio de 69 KV,

para más detalles del diagrama unifilar de la subestación Pascuales, ver ANEXO

1-6.

La subestación tiene dos autotransformadores llamados ATU y ATR,

adicionalmente en el terciario del transformador de 230KV/138KV, se conectan

dos rectores RCX y RCW, para compensar reactivos cuando sea necesario, cada

93

uno entrega 10MVAR a! sistema, a continuación presentamos ios datos técnicos

de los autotransformadores:

DESiGMAC,

ATU

ATR

TIPOm

A

A

MARCA

OSAKA

OHIO

POTENCIAPVA)

OA

225

200

FA

300

~

PDA

375

224

TIPODEENFRIAMIENTOOA/FA/FOAOA/FA/FOA

PÓTENOSTERCIARIO

(UVA)OA

60

40

FA

80

•

FOA

100

40

VOLTAJE

KV

230/138/13.8138/69/13.8

UPOCON£XIÓN

YYD

YYD


La subestación se halla ubicada en la población de Pascuales, antes de llegar a la

ciudad de Guayaquil, posee un edificio de una planta en donde se ubican toda la

operación de ta subestación y el área administrativa, ya que aquí son las oficinas

de la Unidad de Transmisión Occidental; además tenemos el taller y el comedor.

Para tener una idea clara de la distribución física del área, ver el ANEXO 2-6.



Por ser esta una subestación de gran importancia como lo hemos hecho notar

anteriormente, es una de las pocas subestaciones que tiene el suministro de

voltaje para Servicios Auxiliares completo, es decir posee las siguientes

alimentaciones para AC:

> Alimentación principal 13.8 KV (del terciario de ATU y ATR )

> Alimentación alternativa 13.8 KV (línea de red pública SIDEG)


S4

Para la alimentación principal que vienen de los terciarios del ATU y ATR, se

selecciona uno con un iníerbloqueo mecánico; y pasa a través del transformador

T1 (de auxiliares) cuyas características son: 300 KVA, 13.8KV/480-277V y llega a

la barra del tablero P1; por e! otro lado llega la línea de distribución a 13.8 KV,

pasa a través del T2 (de auxiliares) 300 KVA, 23KV/480-277V, de igual forma va a

la barra del P1; allí mediante un interbloqueo eléctrico una de las entradas, luego

existe otro interbloqueo eléctrico para seleccionar, entre la entrada normal y el

Generador de emergencia. Del tablero P1 de 480VAC se distribuyen para los

otros tableros de AC (P2, P2-A, P3, P4-A, P4-B, P6).

Cabe destacar que del tablero P1, sale del terminal 8, para un transformador T3

(reducción/elevación) 112.5 KVA, 480/208-120V, a ese nivel de voltaje se

alimenta el tablero P8 y P11 con 208VAC, es decir las cargas conectadas a ese

tablero trabajan con menor voltaje.


fase-fase. Para alimentar ias diferentes cargas de alterna de la subestación.

Cuando falla la alimentación principal, enseguida entra la alimentación alternativa

(línea de red pública), además se enciende el generador auxiliar; al notar éste que

el voltaje es adecuado se apaga; en el caso que el relé de bajo voltaje detecte mal

voltaje o ausencia, desconecta la alimentación alternativa y permanece prendido

el Generador de Diese!.

Luego del tablero P8, se toma para los cargadores-rectificadores de 125 VCC

(BC1 y BC2); y para los cargadores de 48 VCC (BC3 y EA.31)y las demás cargas

de alterna que operen a 208/120V, como por ejemplo: iluminación y tomas de

patio, casa de control, calefactores. Una vez rectificado el voltaje a nivel de

125VCC, se distribuye del panel D2, a los paneles D4, D1-A, D1-B, D5, D4-1. En

esta subestación funcionan un solo cargadores de Baterías de 125 VCC (BC2) y

también para las comunicaciones se obtiene del cargador-rectificador de 48 VCC,

el cual alimenta al panel PC.

95


DESIGNACIÓNB1B2

TIPO

Plomo acidaAcida

MARCA

Exide EPulgar

#•CELDAS

6024

CAPACIDADA4l

580760


Ho

8

Para más detalles de las demás cargas de auxiliares ver el plano de Servicios

Auxiliares, ANEXO 3-6.


De acuerdo al piano de Servicios Auxiliares de ia Subestación "Pascuales", se ha


V •" *• " , - , Uf-Wü

PER«ANEI4TeSEnfriamiento ATU(A,B,C,R)Enfriamiento ATR

Panel aireacondicionadoCalefactores divisoresde potencial 230KV,LíneaCalefactores divisoresde potencial 230KV,BarrasCalefactoresseccionadores 230KV,Circuito 1Calefactoresseccionadores 23QKV,Circuito 2Calefactores ReactoreRCWyRCXCalefactoresSintonizadores delínea138KVCalefactores

> uc \***r*vw*o i/c **&, * i

DISCONTINUASeccionadores yDisyuntor Trinitaria 2Seccionadores yDisyuntor Trinitaria 1Seccionadores yDisyuntor Paute 2Seccionadores yDisyuntor Paute 1

Seccionadores yDisyuntor Quevedo 2

Seccionadores yDisyuntor Quevedo 1

Seccionadores yDisyuntor Milagro 2

Seccionadores yDisyuntor Milagro 1Seccionadores yDisyuntorAcoplamientoSeccionadores y

;»\jw« - - -

ESPECIALESTratamiento deaceite ATUTratamiento deaceite ATRBomba contraincendios

96

seccionadores 138KV

Calefactores divisoresde potencia! 138KVCalefactoresseccionadores Posic.9y 10Calefactores CDG

iluminación patio230KVIluminación callesautotransf. y sala decontrolIluminación patio138KV

Iluminación calles230KVIluminación callessector 138KVIluminación patio ycalles 69KVPanel de iluminación ytomas

Cargador de Baterías-125VCC(BC2)Cargador de Baterías-48VCC(BC3)Bodega y ComedorAire acondicionadooficinas

Disyuntor ATU (patio230KV)Seccionadores yDisyuntor CEDEGESeccionadores yDisyuntor Sta. Elena

Seccionadores yDisyuntor PosorjaSeccionadores yDisyuntor Salitral 2Seccionadores yDisyuntorTransferenciaSeccionadores yDisyuntor ATU(patio138KV)Seccionadores yDisyuntor MilagroSeccionadores yDisyuntor Policentro 2Seccionadores yDisyuntor Poücentro 1Seccionadores yDisyuntor ATR(patio138KV)Disyuntor LíneaTurbina a Gas(Pasa)Disyuntor ATR(patio69KV)Disyuntor Línea DauleDisyuntor Línea LaTomaDisyuntor LíneaCerveceríaDisyuntor Línea VGuayasDisyuntor LíneaVergelesDisyuntorTransferenciaTomas patioautotransformador ATTTomas patio 69KVTomas patio 230KVTomas patio 138KVGrupo Diesel deEmergencia

37

Cargador Bateríasgrupo emergenciaCalentador de agua

Como se puede ver ta operación de los seccionadores se realiza en base a


alterna, en caso de una falla.

4,6.23 Curva de carga de la Subestación e influencia de las principales cargas

Como ya se conoce sea tomado ios consumos desde el mes de octubre 2000

hasta enero 2001, y por lo tanto se tiene el siguiente gráfico, para más detalles

ver la tabla de valores en el ANEXO 4-5.

CURVA DE DEMANDA DE CARGA - SUBESTACIÓN "PASCUALES"

140.00

120.00

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13' 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24000

2000 -A- Noviembre 15, 2000 -•— Diciembre 20. 2000 -•- En»o 17. 2001


esta subestación, como se puede notar el mes de Octubre no presenta una

tendencia parecida al resto de meses. En lo que tiene que ver con la demanda

base se podría considerar que si existe, además de unos sobrepicos pequeños

que podrían ser cargas que ingresan por corta duración y luego desaparecen.

98

Podemos concluir como datos preliminares de esta subestación ios siguientes:



DEMANDA APROXIMADA POR ILUMINACIÓN = 16.5 kW



Es necesario aclarar que la curva de demanda presenta muchas fluctuaciones,

esto se debe principalmente al funcionamiento de los enfriamientos del ATU Y

ATR, tal como se explica a continuación: Generalmente la primera etapa de

enfriamiento FA, es decir funcionamiento de los ventiladores con una demanda de

2.3KW, opera en un período de 12 horas al día aproximadamente, pero como ya

se dijo anteriormente depende del flujo por el autotransformador y la temperatura

ambiental, principalmente para su operación; es decir no se tiene un horario fijo;

además que en ciertas ocasiones opera la segunda etapa del enfriamiento FA, es

decir la bomba de recirculación de aceite con una demanda de 4.6KW; éste tipo

de enfriamiento tiene horarios muy variados.

En lo que tiene que ver con el enfriamiento del ATR, este tiene 4 radiadores cada

uno de 3 ventiladores; cada radiador requiere de 7.9 KW; el modo de operación

es el siguiente: las 24 horas del día opera dos radiadores, el tercero se incluye

aproximadamente a partir de las 2:00pm hasta la noche. En este

autotransformador se debería poner más atención debido a que de acuerdo al

flujo que pasa por este transformador y temperatura del aceite, los enfriamientos

nunca deberían operar pero en la actualidad lo hacen.





como son; discontinuas y especiales; para fines prácticos no influirán


99

De acuerdo a las mediciones hechas en la visita técnica a ia subestación, como

consta en el ANEXO 5.6, se ha formado para el caso de la Subestación

"Pascuales", ios siguientes grupos:

> Enfriamiento ATU, ATR

> Aire acondicionado

> Calefactores

> Iluminación patios y calles subestación

> Panel de iluminación y tomas


> Otros


consumo, se obtiene ia siguiente tabla y gráficos:



GRUPOS-CARGAS FOT. «ORÍ® BE OPeiAC*St* Í ifiEROA

12 82.82 radíadores(24h¡

+1radiador(10h| 47424 811.224 183.6

12 197.88

24 233.2824 125.04

39.52

2147*32 too




100

(2J Enfriamiento dei ATR, este tiene 4 radiadores cada uno de 3

ventiladores; cada radiador requiere de 7.9 KW; el modo de operación

es el siguiente: las 24 horas del día opera dos radiadores, el tercero

se incluye aproximadamente a partir de las 2:00pm hasta la noche. Un

detalle es que de acuerdo a los flujos y temperatura externa, no

deberían operar los ventiladores; pero el medidor de temperatura del

aceite registra lectura superior a los 60*C, lo que obligadamente lo

hace operar. Se debería poner atención a los sensores y contactos de

temperatura del ATR.



Pane! de 5%iluminación L1

9%

Iluminación patiosy calles subest

15%

Enfriamiento ATU6%

Enfriamiento ATR22%

Calefactores7%

Aire acondicionado31%

101


Panel deiluminación L1

11%

Iluminación patíosy calles subest

9%

Calefactores9%


6%

Otros En fría mié nto ATU2% 4%

Enfriamiento ATR22%

Aireacondicionado

37%


Como se puede observar en lo que tiene que ver con potencia, las principales

cargas lo constituyen: Aire acondicionado (31%), Enfriamiento ATR (22%),

Iluminación subestación (15%), y el resto de cargas; entonces se puede notar que

a diferencia de las clasificaciones de carga en las otras subestaciones de ta costa,

donde predomina el aire acondicionado en Pascuales, se incluye el enfriamiento

del ATR como carga representativa, éste presenta un funcionamiento que

aparentemente no es el adecuado, por que de acuerdo a los flujos de potencia por

el autotransformador y temperatura extema de! ambiente, no deberían operar los

ventiladores; pero el medidor de temperatura de los bobinados registra una

lectura superior a los 60°C, lo que obligadamente lo hace operar. Se debería

poner atención a los sensores y contactos de temperatura del ATR.

En io que tiene que ver con Energía, las clasificaciones se siguen respetando en

el mismo orden, aquí nuevamente se puede deducir que el tiempo de operación

del ATR, es durante todo el día. El aire acondicionado es otro factor importante

que influye muy representativamente en el consumo total de la subestación, es

por eso que será necesario el optimizar su uso.

Ahora bien, una vez analizadas las diferentes subestaciones, se procederá a

plantear las soluciones más convenientes, lo cual se describe en el capítulo

subsiguiente.

103

CAPITULO V

ANÁLISIS DE RESULTADOS Y PROPUESTAS DE

MEJORAS

5.1 RESUMEN DE LA SITUACIÓN ACTUAL

El estudio se planteo con el objetivo principal de obtener mejoras en la operación

actual de los servicios auxiliares en las subestaciones del Sistema Nacional de

Transmisión, partiendo de ese punto de vista, es necesario establecer una

referencia actual del funcionamiento de los auxiliares.

Se ha pensado en muchas alternativas, pero la más viable es la económica, ya

que todas las otras concluyen en este tópico. Por lo tanto se establecerá como

referencia inicial los costos por el consumo de energía de las subestaciones del

Sistema Nacional de Transmisión.

Primeramente, diremos que el CENACE con el nuevo modelo eléctrico, facturará

el consumo de energía de las subestaciones de TRANSELECTRIC S.A. en forma

horaria durante todos los días del mes; lo que en la actualidad7 no se lleva acabo

por falta de definiciones y problemas de logística. Por ejemplo; este proceso

requiere que la información de los medidores digitales instalados en las diferentes

subestaciones envíen en forma remota y directa la información de los consumos,

lo que en !a actualidad no se realiza. El sistema que se tiene en la actualidad

consiste en que, los operadores toman lecturas horarias del consumo en un solo

día del mes (tercer miércoles del mes), luego el consumo se lo multiplica por 30

días, y se obtiene el valor de energía consumida al mes.

Hasta la realización de la tesis de grado 12/Marzo/2001, no se cobra por parte del CENACE, el

consumo de energía de servicios auxiliares en las subestaciones de TRANSELECTRIC S.A.

Ahora bien, el precio ai cuai se debería cobrar el KWh8, corresponderá al precio

marginal de mercado; por lo que este varía en forma horaria y diaria; se requiere

una estadística real de consumo de energía diaria y en forma horaria.

Para nuestro estudio, y en base a un costo promedio de energía de 5 ctvs

USD/kWh, se ha calculado un valor que debería pagar TRANSELECTRIC S.A.,

por consumo de auxiliares en sus subestaciones.

A continuación se presentan reportes de ios meses de Noviembre/2000 a

Febrero/2001 de consumo mensual de las subestaciones9, ha estos reportes lo

único que se ha añadido es el precio del kWh, ya señalado anteriormente.

8 Fuente: Área de Operación de TRANSELECTRtC S.A.

9 Reportes realizados por el Sr. Luigi Vásquez, área de Operación -TRANSELECTRIC S.A.

105

CONTROL DE LA OPERACIÓNDE LOS EQUIPOS DEL S.N.T.

MES: NOVIEMBRE / 2000

CCHtfSWEO&E ENERGÍA POH SERVICIOS AUXILIARES \

23456789

1011121314151617181920212223

242526

.SüfíESTACMDhi

PASCUALES

MILAGROTRINFTARIASALFTRALPOLCENTRO

MÁCHALA

SANTA ELENAPOSORJABABAHOYO

QUEVEDO

PORTOViEJOSANTO DOMINGOTULCANBARRAVCENTINA

SATsTTAROSAMULALOAMBATO

TOTORASRDBAMBA

CUENCALOJA

MÓVIL

CENTRALESESMERALDASMOLINOPUCARÁ

Consumo

díaHo

2404.1"1391.00715.13981.01545.39

0.00

189.00

148.390.00

0.00

40.64

761.78227.95347.60

414.811184.00238.94

189.09

610.79213.35

406.28

208.21

491.00

lOTAtttA gfcíBÍ 11¥708>47

VAMSRíUSEWJt' JM&

Lecturaanterior381524.00

XXX

36853.68

91037.4079221.50

0.00

24793.0020607.70

0.00

0.00

7614.96

15408.351692.00468.70

3100000* 10&3Ü

38861.18

32440.1057770.0028096.90

51967.72

27277.07

3423.12

Lecturaactual ,

448094.00

33290.0057180.00

110030.00

94040.000.00

29993.00

24826.150.000.00

9066.05

36214.476149.00

9920.00

* 1l400XSft, * , mss45030.0037888.0075290.00

34360.0063376.95

32561.78

3437.85

ConsumorasfKwH)

66,570.0

20,326.3

18,992.614,818.5

0.05,200.04,218.5

0.0

0.0

1,451.120,806.1

4,457.09,451.3

12,444.3

$}&&&6,168.85,447.9

17,520.06.263.1

11,409.25,284.7

14,730.0

Observaciones(DFunciona desde 24-10-00

(D

(D

(DMedidor falloso

No hay medidorMedidor falloso

(1)

fcteduSM axerado (2>

Medidor ectíwnecántco (3J

No hay medidor

Medidor de Termoesmerald.

No hay medidorNo hay medidor

TOTAL MES ÍMWty 273.40

VAUDltAPW^ 13*$e9.»7V$£> _ , ..

Notas: (1) Estos valores o son muy altos o muy bajos, requierenrevisión del consumo o contrasiacion.de la medición

Notas: (2) El consumo de los auxiliares de la subestación Vicentinaes compartido con la subestación de la EEQSA

Notas: (3) El consumo de los auxiliares de la subestación Santa Rosaes compartido con el CENACE

106


MES: DICIEMBRE / 2000

CONSUMO DE EMERGÍA Í*aRSEm/ÍCIQS AUXILIARES ;

123456789

1011121314151617181920212223

242526

SUBESTACIÓNPASCUALES

MILAGROTRINITARIA

SALITRAL

POLICENTRO

MÁCHALA

SANTA ELENAPOSORJA

BABAHOYOQUEVEDOPORTOVIEJO

SANTO DOMINGO

TULCAN

BARRA

VICENTiNA

SACAROSAMULALO

AMBATO

TOTORAS

RIOBAMBACUENCA

LOJA

MÓVIL

CENTRALES

ESMERALDAS

MOLINO

PUCARÁ

Consumodiarto2366.79

820.10

742.67

772.23

538.590.00

209.00

141.500.00

0.00

39.78694.70217.46

337.60397.40

1184.00

214.20

192.10677.80

223.20

382.00

18970

491.00

TOTAL CTA $KwhJ tt,V3tt2

" VALOR USDrkWftl O.W i

Lecturaanterior448094.00

33290.00

57160.00

91037.40

79221.50

o.ooj29993.00

24826.15

0.00

0.00

9066.05

36214.47

6149.00

9920.00

11400.00

193Ü45030.00

37888.00

75290.00

34360.00

63376.95

32561.78

3423.12

Lecturaactual

525910.8182660.00

85166.00134040.00

114560.00

0.00

37461.0030528.00

0.00

0.0010552.42

62820.70

14146.00

21860.00

24975.00

3G&DQ52940.00

44612.00

98400.00

42074.00

76576.00

39238.00

3437.85

Consumomes(KwH)

77,816.8

49,370.0

27,986.0

43,002.635,338.5

0.0

7,468.0

5,701.9

0.0

0.0

1,486.4

26,606.2

7,997.0

11,940.0

13,575.0

3@,D64¿37,910.0

6,724.0

23,110.07,714.0

13,199.1

6,676.2

14,730.0

Observatíojies(D

(D(1)Medidor falloso

No hay medidor

No hay medidor

(D

(2)Med« : ÍÍtiÉ^ P: : ^

No hay medidor

Medidor de Termoesmerald.

No hay medidor

No hay medidorTQT«H«e$ tMwbí «4.4Z - -VALOR A PAGAR: 21,220.78 USD

Notas: (1) Estos valores o son muy altos o muy bajos, requierenrevisión de! consumo o contrastacion.de la medición

Notas: (2) El consumo de tos auxiliares de la subestación Vicentinaes compartido con la subestación de la EEQSA

Notas: (3) El consumo de tos auxiliares de la subestación Santa Rosaes compartido con el CENACE

Notas: No se habilita aún el medidor digital en S/E Santa RosaNo se habilita aún tos medidores digitales en Que\«do y Máchala

107

CONTROLDE LOS

DE LA OPERACIÓNEQUIPOS DEL S.N.T.

MES: ENERO/ 2001 PERIODO DE 28 DÍAS

..

12345

6789

1011121314151617181920212223

242526

-

V

.SUBESTACIÓN *

PASCUALES

MILAGROTRINITARIASALITRALPOLICENTRO

MÁCHALA

SANTA ELENAPOSORJABABAHOYOQUEVEDOPORTOVIEJO

SAfsfTO DOMNGOTULCANIBARRAVICENTTINA

SANTA ROSAMULALOAMBATOTOTORASRIO BAMBA

CUENCALOJA

MÓVILCENTRALES

ESMERALDASMOLINOPUCARÁTOTAi.EHA{Kwfrí

VAWWtt&BWft s

CONSUMÍCüfíiumo

rfiario2428.491347.00866.90

64010

507.80320.60

207.00

230.500.00

676.67

35.64726.10

254.90368.00423.14

31.43222.50

198.94

699.40225.40

419.63194.87

0.00

491.00

11,S«.01

i« ;

>OÉ grate{¿tetera.anterior -

525910.8182660.00

85166.00134040.00

114560.00

0,0$37461.00

30528.00

0.00•• Q.OC

10552.00

62821.0014146.0021860.00

0.00-. f ' \0

44612.00

98400.00

42074.0087148.47

44526.900.00

3423.12

WflKkl»

ítA . POR 'SELecítiraactuad -

595062.60122800.00

105980.00151760.00129303.00

190.10

43587.0035985.00

0.00

4545.4311803.66

83007.60

20430.0030910.004223.45

-59294.10

50135.00116980.0048414.9087148.47

44526.90

0.00

3437.85

£4Mwh*'APAGAR:

TOPÓOS wCORStimomes(KwH)

69,151.840,140.020,814.0

17,720.014,743.08,976.8

6,126.05,457.0

0.0

18,946.81,251.7

20,186.6

6,284.09,050.0

11,847.9

6,354.1

5,523.018,580.06.340.9

0.00.0

0.0

14,730.0

;- - aw+tf

^s&ié

(iu» s.. . -•

Observaciones

(D

M^c^etectn?mecártco

SSAA se alimentan de EMELRIOSMetSckff írsíalaÜD jEne -1.1 )

Medidor encerado.

Recibe auxiliares de ta S/E Sta. Rosa

SSAA se alimentan de Temí o- E sm

SSAA se alimentan de Hidro-PauteSSAA se alimentan de Hidro-Pucará

. ,*,*

USD ^- -,-- , ; - -

Nota 1 La S/E Sta. Rosa suministra energía por el terciarioal CENACE, esta energía no es facturada

Nota 2 En la S/E Sía. Rosa el medidor digital está en pruebaslos datos corresponden al medidor electromecánico

Nota 3 En la S/E Máchala el medidor digital no emite datos correctos.los datos corresponden al medidor electromecánico

108


MES: FEBRERO/2001 PERIODO DE 35 DÍAS

CONSUMO D£ ENERGÍA POR SERVICIOS AUXILIARES

123456789

1011121314151617181920212223

242526

SUBESTAGtON

PASCUALESMILAGROTRINCARÍASALITRALPOLICErxTTRO

MÉCHALASANTA ELE NA

POSORJA

BABAHOYO

QUEVEDOPORTOVEJOSANTO DOMINGOTULCANIBARRA

VCENTINASANTA ROSA

MULALO

AWBATOTOTORASRDBAMBACUENCA

LOJAMÓVIL

CENTRALESESMERALDASMOLINOPUCARÁ

Consumadiario2473.981499.00

826.10808,80538.32

1054.23

240.00234.60

0.00

874.50

65.51

835.80192.56350.47

418.522110

229.00

197.35693.90224.00

423.99199.26

0.00

491.00

TQTM_DJA<Kwh) • 12,891,98

VALOftUSD/kWtí 0.06 '

Lecturaatrtetfor595062.60

122800.00105980.00

151760.00129303.00

43587.0035985.00

0.00

4545,4311803.66

83007.6020430.0030910.00

0.00

0-Oü5929410

50135.00116980.00

48414.9087148.47

44526.900.00

3423.12

Lecturaactual

686224.00175040.00132600.00176700.00

148630.00462900.00

51818.0043840.00

0.00

36010.6014071.49

109236.00

28140.0042950.0010220.00

$$9JO67175.00

57146.00141500.0056500.00

101840.00

51174.620.00

3437.85

Consumo

W*$íKwiH)91,161.4

52,240.026,620.024,940.0

19,327.036,898.0

8,2310

7,855.00.0

24,486,92,267.8

26,228.4

7,710.012,040.014,648.2

738,57,880.9

7,011.024,520.08,085.1

14,691.5

6,647.70.0

14,730.0

Observaciones

MedKter INSTALADO EL 3íK>1-2Q01

SSAA se alimentan de EMELRIOS

Medidor remplazado por otro.Medidor en Prueía,

Recibe auxiliares de la S/E Sta. Rosa

SSAA se alimentan de Termo-Esm.SSAA se alimentan de Hidro-PauteSSAA se alimentan de Hidro-Pucara

. TOTUMES pwhjp *3*¿*" " • • " . . , ¡

VALQRAPA8AR; Z\M?M USO

Nota 1 La S/E Sta. Rosa suministra energía por el terciarioal CENACE, esta energía no es medida por medidores de Transelectric S.A.

Nota 2 En la S/E Sta. Rosa el medidor digital está en pruebas

109

A continuación, se presenta un cuadro resumido del valor que se debería pagar

por consumo de energía.

MES ,

NOVIEMBRE/2000

DICIEMBRE/2000

ENERO/2001

FEBRERO/2001

CONSUMO MENSUAL

<MWh)273.40

424.42

303.10

438.96

VALOR A PASAR

{USD)

13,669.97

21,220.78

15,155.18

21,947.88

Se puedo notar que los consumos mensuales han ido aumentando, esto se debe

a que en el transcurso de los meses, se han instalado nuevos medidores digitales

en las subestaciones que faltaban.

Por ejemplo, para el mes de Diciembre se incluya el consumo de la Subestación

Milagro (en noviembre no existía), adicionalmente se nota un incremento

exagerado de los consumos de las subestaciones Policentro y Salitral, entre las

novedades más importantes.

Para el mes de Enero, se incluye los consumos de las subestaciones Quevedo y

Máchala (en los meses anteriores no había); pero según los reportes las

subestaciones Cuenca y Loja no presentan ningún consumo; además que las

subestaciones Policentro y Salitral disminuyen radicalmente su consumo y el caso

más sobresaliente es el de Santa Rosa, donde el consumo disminuye de 36MWh

(Diciembre) a 0,88MWh (Enero), lo cual no es lógico, para este mes se instaló un

medidor digital pero como se puede ver no esta reportando valores coherentes de

consumo de energía.

En Febrero, se registra todos los consumos de las subestaciones de

TRANSELECTRIC S.A., a excepción de la subestación Babahoyo (SS.AA. se

alimentan de EMELRIOS) se podría decir que este es el valor más real del

consumo total de auxiliares; nuevamente con ei detalle de Santa Rosa, donde el

medidor digital sigue registrando consumos no reales, para este mes se registra

110

un consumo de 0,74 MWh/mes; lo cual esta muy por debajo del consumo típico

de esta subestación 36 MWh.

En conclusión, se puede afirmar que el consumo total típico de las

subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión, es de 450 MWh/mes.

Partiendo de esta idea y del precio por kWh antes acordado (5 ctvs.USD/kWh); se

tiene que al año TRANSELECTRIC S.A., tendría que pagar por el concepto de

servicios auxiliares un valor referencia! de:

I VALOR POR CONSUMO DE SS.AA. =

450.000 kWh/mes * 12 meses * 0,05 USD/kWh

I VALOR POR CONSUMO DE SS.AA. =

22.500 USD al mes

VALOR POR CONSUMO DE SS.AA. =

270.000 USD al año

Como se puede ver, el valor referencial que se debería pagar no es nada

despreciable; de allí la necesidad de mejorar, optimizar, economizar, modernizar

los servicios auxiliares en las subestaciones del S.N.T.

5.2 ALTERNATIVAS DE OPTIMIZACIÓN DE SERVICIOSAUXILIARES EN SUBESTACIONES.

Una vez conocido, el principal y más importante parámetro para tener como

referencia, el valor a pagar por consumo de SS.AA., ahora se analizan

alternativas en los diferentes campos, con el objetivo principal de optimizar los

recursos disponibles al menor costo posible.

111

Vamos a pensar en que campos nos podríamos infiltrar para poder mejorar; bien,

si nosotros nos ubicamos en una subestación, cualquiera que esta sea no

importa, y la observamos y visitamos nos daremos cuenta a primera vista hace

cuantos años fue construida; para nuestro caso se tiene una antigüedad de entre

15 a 20 años. De allí salta la idea preliminar de modernizar la subestación, este es

un punto muy válido a tomar en cuenta. Si seguimos visitándola, a la subestación,

y miramos que existen bienes que al inicio de su construcción se ios utilizaba,

pero que en la actualidad por diferentes circunstancias ya no se los emplea, no es

difícil deducir que sería bueno tratar de reubicar dichos bienes. En io que tiene

que ver con la parte técnica; consumos, voltajes, factor de potencia, etc., todo lo

que se haga en beneficio de los servicios auxiliares constituyen valiosos apoyos

para optimizar los recursos.

Si ponemos en orden las ideas antes mencionadas, podríamos realizar una

clasificación sobre los campos que se tiene que mejorar:

• Automatización de los Servicios Auxiliares

• Optimización del Consumo de Servicios Auxiliares

• Optimización de los recursos disponibles

• Mejora del factor de potencia en las subestaciones

A continuación se analizará, los diferentes tópicos antes indicados.

5.2.1 AUTOMATIZACIÓN DE LOS SERVICIOS AUXILIARES

Una automatización de un proceso es aquella que permite lograr una mayor

eficiencia operativa, confort y seguridad, mediante la Optimización de tres

elementos básicos: su estructura, sus sistemas, y la administración de los

mismos. La manera de alcanzar éstos objetivos reside en la oportunidad que

ofrece el avance tecnológico en comunicaciones y computación de operar estos

tres elementos en un sistema integrado. La evolución de los sistemas de control e

112

instrumentación digital ha permitido la optimización de los procesos de control y

supervisión en e! sector eléctrico y en la industria en general.

Esto se logra mediante la incorporación en e! diseño de la flexibilidad,

medularidad y conectividad que permita la optimización de uso en el tiempo y

espacio de la propia estructura de la subestación, la infraestructura

electromecánica y de seguridad y de los servicios de comunicaciones y

tratamiento de la información.

Entre las variables que se pueden controlar se tienen en forma general las

siguientes: operación de equipo primario, aire acondicionado, iluminación, control

de incendios, consumo de energía eléctrica; y en el diseño de los mismos,

debemos tener en cuenta consideraciones especiales sobre la calidad y su costo

de operación.

Los sistemas eléctricos, mecánicos y de comunicaciones, representan con alto

porcentaje de los costos totales de construcción de las subestaciones de allí la

importancia de: optimizar los costos de construcción, por la concepción del diseño

que asegure la flexibilidad, medularidad y conectividad de los elementos antes

mencionados, y por la dotación de productos acordes a sus exigencias

específicas, pero seleccionado sobre una base de sistemas con protocolos

abiertos es fundamental.

Ahora bien, al pensar en una automatización de los servicios auxiliares de una

subestación, la primera pregunta sin lugar a dudas que nos hacemos es, Qué

automatizar...?; para lo cual es necesario tener presente el principio básico de

todo proyecto costo/beneficio. Para nuestro caso, los servicios auxiliares de la

subestaciones, nos debemos contestar dos preguntas básicas: Que nos

interesaría automatizar y a través de que equipo se lo debería realizar.

Primeramente contestemos la primera pregunta: ¿Qué nos interesa automatizar

de los servicios auxiliares?, muy bien se tiene ya, dos criterios básicos que se

los han ido desarrollando a través de la tesis de grado, que son:

113

• Cuales servicios auxiliares son más representativos, de acuerdo a su

importancia operativa.

• Cuales servicios auxiliares son más representativos, de acuerdo al

consumo de energía.

En base a los dos criterios antes anotados, y al desarrollo detallado de la

influencia de las diferentes cargas de auxiliares que tienen las subestaciones,

desarrollado en el capítulo anterior, se puede concluir que los grupos de cargas

que se deberían automatizar son los siguientes:

1. Enfriamiento de transformadores

2. Iluminación patios

3. Aire acondicionado

4. Sistemas de compresores

En esta clasificación cabe hacer dos observaciones:

• Los resultados obtenidos del estudio de carga realizado para las 6

subestaciones, se puede generalizar a nivel de todas las subestaciones,

respetando la clasificación a la cual pertenezcan.

• Es obvio, deducir que para subestaciones de la Sierra, el aire

acondicionado no existe, y por lo tanto no entrará a la automatización.

Continuemos con la segunda pregunta: A través de que equipo se debería

realizar la automatización?, en el mundo actual existen diversas formas de

automatizar procesos, para este caso se sugiere controlar las variables arriba

señaladas, mediante un PLC; ya que el proceso a controlar no presenta mayores

dificultades, ni tampoco son procesos muy delicados.

¿Cómo funcionaría la automatización mediante el PLC?.

Se debería instalar una unidad de PLC en cada subestación, que tendría las

siguientes entradas y salidas:

114

Entrada señales de voltaje que llegan de los RTD, que se encuentran

instalados en cada lado del autotransformador monofásico: alta (H), baja

(B) y terciario (T)¡ y por cada fase.

SITUACIÓN ACTUAL: Ya que de acuerdo al diagrama de control cuando

la temperatura de los arrollamientos es superior a 90°C ingresan los

ventiladores, luego si la temperatura sigue en aumento sobrepasando los

100°C ingresan las bombas de aceite, y si sigue aumentando la

temperatura hasta 150°C se da la señal de disparo del autotransformador

monofásico; estos procesos de encendido de ventiladores y bombas se los

hace mecánicamente a través de contactos y con instrumentos no tan

precisos y que generalmente se dañan y descalibran con facilidad, por

ejemplo: El caso del autotransformador ATR de Pascuales, presenta

funcionamiento anormales de los ventiladores.

NUEVA SITUACIÓN: Los valores de temperatura para que arranque los

enfriamientos en las diferentes etapas serían calibrados fácilmente en el

PLC, y esto conlleva mayor exactitud para la operación de los

enfriamientos y a su vez ahorro en el consumo, como primer beneficio.

Luego tenemos como segundo beneficio, que se podrá enviar la

información actual e instantáneamente de la temperatura de los

arrollamientos y del aceite (si se lo requiere, implementando accesorios

adicionales) directamente al C.O.T., a través a un módem, línea dedicada,

UTR, etc. de acuerdo a lo que se disponga, para los análisis que ellos

necesiten; lo que actualmente no lo tienen.

Entradas discreías de las fotocélulas, para encender la iluminación de los

patios de la subestación.

SITUACIÓN ACTUAL: Las fotocélulas se hayan instaladas en las partes

altas de los postes metálicos en la mayoría de subestaciones, controlando

un aproximado de 6 luminarias, el problema está en que, cuando una de

estas se daña, permanecen prendidas todo el día o nunca funcionan las

luminarias que están bajo su control, como por ejemplo: En las

subestaciones Sta. Rosa (4 luminarias), Sto. Domingo (3 luminarias).

Adicionalmente para dar mantenimiento a estos sensores entonces se

requiere, tener por lo menos una escalera lo suficientemente grande para

115

alcanzar la fotocélula, lo que conlleva pérdida de tiempo, y lo que

generalmente no se hace.

NUEVA SITUACIÓN: Se tendrá solamente 3 fotocélulas como máximo,

dependiendo de la subestación una para cada patio, aunque se podría

trabajar con solo una fotocélula. Se la podrá ubicar en un lugar accesible (a

1.5m de altura), para darle un mantenimiento más rápido y fácil. La señal

de encendido lo recogerá el PLC y a su salida encenderá la iluminación del

patio; se podría formar varios circuitos para encenderlos de diferentes

formas como por ejemplo: temporizadamente, en etapas, solo en

emergencia, en fin diferentes alternativas que se podrían aplicar para

reducir el consumo de energía que como se puedo apreciar corresponde a

un rubro importante.

Control de aire acondicionado.

SITUACIÓN ACTUAL: El objetivo principal es mantener una temperatura

adecuada y un ambiente fresco, especialmente para los equipos de la sala

de control y oficinas principales. Existen casos como por ejemplo:

Subestación Quevedo, el edificio tiene dos plantas (ver anexo 2.5) de las

cuales sólo se utiliza la sala de control, el resto de oficinas permanecen

vacías, pero el sistema de aire acondicionado tiene ductos que se

distribuyen por todo el edificio, y cuando se lo enciende obviamente se

produce un desperdicio innecesario. Adicionalmente el sistema de aire

acondicionado se ve obligado a funcionar casi permanentemente, ya que

en ciertas oficinas y salas de control se mantiene abiertas las puertas y

ventanas.

NUEVA SITUACIÓN: Mediante la instalación de RTDs, termómetro, y

sensores en las puertas y termostato electrónico, principalmente en la sala

de control, se podría controlar adecuadamente en encendido del sistema

de aire acondicionado; Los termostatos electrónicos entre otras funciones

traen la programación del encendido y apagado automático de la unidad.

Cabe señalar que los logros que se espera obtener con este nuevo sistema

no podrán funcionar, sin el apoyo de las personas que trabajan en las

diferentes subestaciones. Finalmente cabe destacar que con el uso

116

racional del aire acondicionado se puede reducir en gran parte e! consumo

de una subestación de la Costa.

Una vez instalados en cada subestación los PLC, para el control se deberá

interconectar entre subestaciones y todas estas enviarán la información a una

computadora del C.O.T. con un software muy fácil de manejar, donde se podrán

obtener curvas, estadísticas, proyecciones, etc. en fin toda la información

necesaria, a todo esto se lo conoce con el nombre de SISTEMA SCADA DE USO

GENERAL, la gran ventaja de este tipo de proceso es:

• Los Sistemas Scada de Uso General, son más baratos y prácticos que los

sistemas Scada de uso cerrado, ya que estos son creados exclusivamente

para un fin determinado. En cambio que los de uso genera! tienen

directrices principales, que se los puede ir adecuando de acuerdo a las

necesidades.

• Un valor aproximado que costaría instalar un PLC en una subestación esta

alrededor de los 6.000 USD americanos (Marca SIEMENS), valor que no

representa una gran inversión, si la comparamos con los beneficios arriba

indicados.

La siguiente pregunta es: En que subestaciones se debería tomar como

pilotos.?

Para responder esta pregunta, debemos tenemos presente, que se van a obtener

dos logros principalmente: El primero, automatizar los servicios auxiliares de la

subestación y segundo, enviar información de temperatura de los transformadores

al C.O.T.; en base a esto, si analizamos el primer punto automatizar los servicios

auxiliares, de querer se podría realizar en todas las subestaciones, pero la

inversión a realizar aproximadamente 6000 USD, da que pensar, entonces desde

este punto de vista se debería empezar por las más importantes y grandes del

sistema.

117

En cuanto a la información de temperatura que se enviará, es necesario

determinar cuaíes autotransformadores/transformadores requieren más control;

aquí se pueden apuntar las subestaciones ubicadas en zonas de mayor consumo.

Una vez analizados los dos puntos anteriores, se sugiere instalar este nuevo

sistema en las siguientes subestaciones, y de acuerdo al orden indicado:

• Subestación Pascuales

• Subestación Sta. Rosa

• Subestación Quevedo

• Subestación Sto. Domingo

Para tener una idea gráfica de las conexiones a realizar, se presenta un diagrama

simplificado de las entradas y salidas del PLC. Ver Figura 10 en ia siguiente hoja.

118

PARA CADA FASE

A.T.

• ACEPTE

1 FOTOCELDAPARA PATIO 230KV

1 FOTOCELDAPARA PATIO 138KV

Condiciones do operacióri

ENTRADAS

ANALÓGICAS

PLCENTRADASDIGrTALES

ESQUEMA DE CONTROLVENTILADORES Y BOMBAS

ENVÍO DE INFORMACIÓNTEMPERATURAS AL C.O.T.

PROCESAR INFORMACIÓN:

OBTENCIÓN DE CURVAS1

ILUMINACIÓN PATIOS

DE LA SUBESTACIÓN (sepueden formar vahos circuitos)

CONTROL DELARE ACONDICIONADO

SISTEMA SCADA DE USO GENERALTESIS DE GRADO

1SCUKLA POLITÉCNICA NACIONAL

AUTOMATIZACIÓN DE SS.AA.

DIAGRAMA ENTRADAS/SALIDAS

DfcUJADü POR: fERHAHOO LLIVE

119

5.2.2 OPTÍMIZACIÓN DEL CONSUMO DE SERVICIOS AUXILIARES

Este constituye el punto más importante a analizar y poder determinar logros

importantes, ya que como es sabido, ahorro en el consumo lo único que conlleva

es tener más dinero disponible para otras actividades de ia empresa.

A continuación, vamos a tabular los datos obtenidos en el capítulo anterior de las

6 subestaciones que formaron parte del estudio, y así poder determinar que

grupos de cargas representan los más influyentes en el consumo total, lo cual nos

permitirá tener una idea más clara, por donde se puede empezar con la

optimización del consumo.

CUADRO DE INFLUENCIA EN PORCENTAJES DE LAS PRINCIPALES

CARGAS EN EL CONSUMO DE ENERGÍA DIARIA

SUBESTACIÓN

VICENTINA (2)

STA. ROSA

PUCARÁ

STO.DOMINGO

QUEVEDO

PASCUALES

ENFRIAMIENTOAUTOTRAflSF,

10.64

19.51

0

0

0

25.95

ILUMINACIÓN

PATÍOS

25.49

20.17

52,84

22.49

32.13

9.22

^ ^ ^ AfcRE * ^

AG0N0JCIQNADO

0

0

0

34.76

30.88

37.78

RESTODE

CARÓAS47.09

60.32

47.16

42.75

36.99

27.05

ENERGÍATOTAL

% :

100

100

100

100

100

100

NOTAS:

1. Estos porcentajes se obtuvieron de acuerdo a las mediciones

realizadas, en las diferentes visitas técnicas a las subestaciones.

2. Del Panel de auxiliares de la subestación Vicentína, se suministra

para la Subestación 10N de la E.E.Q., la cual se haya adjunta. La

energía suministrada representa un 16.78%, del consumo total de la

S/E Vicentina.

120

3. En la Subestación Pucará las únicas cargas que existen son:

iluminación, cargador de baterías 48VCC, calefactores y tomas de

patio.

CONCLUSIONES:

El objetivo del estudio es poder generalizar los resultados y tener una idea ciara

de cómo poder reducir ei consumo de energía en todas las subestaciones; pero

es necesario tener presente dos sugerencias importantes, que son:

1. Los resultados se pueden generalizar, sin temor a equivocarse, que se

quiere decir cuando se plantea generalizar resultados; se quiere dar a

entender que las principales cargas sobre las cuales se puede influir para

reducir el consumo van hacer las mismas en cada subestación.

2, Esto no quita, lo necesario e importante que resulta visitar personalmente

cada subestación y realizar un levantamiento de toda la información,

parecida ai trabajo realizado para las 6 subestaciones del estudio; ya que

cada subestación tiene sus particularidades.

Entonces se puede concluir, que los grupos susceptibles para reducir el consumo

y dependiendo de la región son los siguientes:

SUBESTACIONES - REGIÓN SIERRA:

• Iluminación patios subestación

• Calefactores de equipos

• Enfriamientos de autotransformadores (seguimiento - control)

• Panel de Iluminación (iluminación y tomas Edificio).

SUBESTACIONES - REGIÓN COSTA:

• Aire acondicionado

• Iluminación patios subestación

• Enfriamientos de autotransformadores (seguimiento - control)

• Panel de Iluminación (iluminación y tomas Edificio).

121

El ahorro de energía como fuente, representa la diferencia entre la demanda de

energía existente y la demanda óptima relativa:

AHORRO DE ENERGÍA = DEMANDA _ DEMANDA ÓPTIMA

COMO FUENTE EXISTENTE RELATIVA

La diferencia en que se hace referencia en la fórmula anterior y a la que se

denomina Ahorro de Energía como fuente constituye el excedente energético

resultante de un uso racional y eficiente de la energía y como tal cambia su

condición de energía potencialmente consumida a la de energía potencialmente

disponible.

Con el uso racional de la energía se tiene igual o mayor rendimiento con menor

cantidad de energía, o en término de consumo igual o mayor satisfacción con

menor cantidad de energía, por tanto, con menores costos. Lo anterior se logra

con un uso más eficiente de la energía por cambios tecnológicos, modificación de

los procesos.

La energía no puede ser ahorrada hasta no conocer dónde y cómo está siendo

usada y cuándo y dónde su eficiencia puede ser mejorada. En la mayoría de los

casos, el establecimiento de esta referencia requiere de una inspección

comprensiva y detallada de los usos y pérdidas de energía.

El uso de consumo eléctrico se cobra de acuerdo a unos de los siguiente factores:

Demanda Máxima en KVA, Consumo de energía en kWh y Penalidad del factor

de Potencia, en base del voltaje suministrado y de ia demanda medida.

Las oportunidades de ahorro de electricidad se limitan a:

• Reducción de la DEMANDA MÁXIMA (kW)

• Reducción del CONSUMO (kWh)

122

Partiendo de estos dos puntos vamos a optimizar y a la clasificación de las cargas

susceptibles a reducir su consumo, resulta que los equipos de aire acondicionado

e iluminación de patios representan la parte más importante de las cargas

conectadas permanentemente, por lo que el estudio se concentró en estas dos

cargas.

5.2.2.1 Iluminación de Subestaciones

Las instalaciones de energía eléctrica, como son las subestaciones, deben ser

dotadas de iluminación para que el personal de operación, mantenimiento y

vigilancia pueda desarrollar sus trabajos respectivos. En la iluminación de una

subestación se pueden considerar cuatro propósitos básicos:

1. Seguridad en la operación del equipo

2. Tránsito sin peligro

3. Inspección del equipo

4. Trabajos de mantenimiento

No se pueden establecer reglas para la iluminación de subestación, ya que

depende de muchos factores entre otros de: reglamentos de las autoridades de

trabajo en cuanto a iluminación, políticas sobre ahorro de energía, reglamentos de

las empresas eléctricas de no realizar mantenimientos nocturnos, etc.

Pero podemos considerar la siguiente sugerencia: La iluminación de

subestaciones debe estar comprendida entre 30 y 70 luxes, aumentándose en las

salas de control hasta 150 luxes. En general, en una subestación, dependiendo

del área de trabajo, se deben tener los siguientes niveles de iluminación.

ÁREA: LUXES:

Zonas de transformadores/alta tensión/baja tensión

Superficies horizontales 22

Superficies verticales 54

123

Iluminación Horizontal: Esta iluminación debe abarcar toda ia subestación al

nivel del suelo, para asegurar el tránsito del personal sin peligro. Los peligros

potenciales como conductores caídos y objetos que yazcan en el suelo, deben ser

visibles. Se sugiere instalar luminarias instaladas en el perímetro de la

subestación, montados sobre postes de 6 a 9 metros de altura. Las luminarias

deben colocarse alejadas de las partes energizadas, de modo que se puedan

sustituir las lámparas defectuosas, sin riesgo para el personal de mantenimiento.

Iluminación Vertical: Esta iluminación debe abarcar las superficies verticales del

equipo, localizadas generalmente arriba del nivel del ojo, de tal manera que se

tenga una iluminación adecuada a ese plano de trabajo, que es donde se

encuentra la mayoría de las tareas visuales.

En las todas las subestaciones del S.N.T., se tiene instaladas luminarias del tipo

Vapor de Mercurio (Hg); cuando se podría cambiar las luminarias por el tipo Vapor

de Sodio (Na). A continuación se presenta una breve justificación de porque son

mejores las luminarias de Na.

TIPOS DE LÁMPARAS:

Cuando se desea seleccionar una lámpara apropiada para un sitio determinado,

al menos se deben considerar 3 condiciones:

• La cantidad de potencia que requiere la lámpara, para suministrar la

iluminación necesaria.

• El color de la lámpara de acuerdo a su aplicación.

• El mantenimiento requerido para lámpara.

Para poder determinar cual lámpara es más eficiente, se puede aplicar dos

técnicas: a).- Se puede comparar la potencia requerida por la lámpara, asumiendo

una nivel de iluminación igual para todas; esta técnica es poco usada, b).-

Comparar el nivel de iluminación (lumen) con ia potencia requerida (W). Se divide

los lúmenes de la lámpara para la potencia, y al valor se lo denomina Eficiencia

de la lámpara.

124

Una eficiencia mayor significa que la lámpara produce una mayor cantidad de luz

por cada watio consumido. También es necesario tener presenta la potencia que

consume el balasto.

A continuación presentamos una tabla comparativa de las diferentes luminarias.

RANGOS DE FUNCIONAMIENTO DE LAS DIFERENTES LÁMPARAS10

TIPO

LAMPARA ,

/ ' /

incandescente

Mercurio

Fluorescente

Metal-Halide

^ í pl r:Sotíto/Low-p, -•

Potencia

Requerida

W1000

,-. -. -.-.v.v •. J*í-f* JS.

- s; _250

116

250

--1 ^25&-. í- •• ' •«••£*:: ::,,,;Xvv,*3§:

líumin.

(tal)'

17000

1§62S<.• -. v •> •• J.

6300

14000

2*rsqj}'&&PA

Potencia

Balasto

:m ,NO

' :-, -3S

9

35

- ;r;;^;-;,r-,43.

- Total

Potencia

m1000

' ;~":285

125

285

\-\'~ 310:

::::-', -1758 i

Eficiencia

(ia^W)

-

- , 17, r> - ¿asr,-

' '60

''.. ' , " '49,..-^••"-M-,..,¡'.~'.$2&'

Duración

(H)

:

2000

'J246DO;

9000

10000

;: ?^^:"i«x»]

A continuación se presenta una descripción y datos técnicos de las luminarias

"Philips", como un ejemplo.

11PORQUÉ LAS LÁMPARAS "SON" DE PHILIPS SON MÁS EFICIENTES.

Todas las lámparas de sodio de alta presión de Philips tienen una mayor cantidad

de sodio en el tubo de descarga, lo que le da al vapor condiciones de saturación

durante el funcionamiento de la lámpara, y permite que ocurra la absorción interna

en la superficie. También hay una cantidad mayor de mercurio, que actúa como

un gas de protección. El xenón, que se adiciona a baja presión, facilita la ignición

y limita ia conducción del calor de! arco de descarga hacia la pared del bulbo.

Tabla tomada del libro:" Eiectrical Wiring Industrial" by Smith Robert

Información tomada de la página Web de Philips The Light Site, http://www.lighting-

philips.com/latinoamerica/products

125

Ei tubo de descarga, colocado dentro de una envoltura de vidrio duro, al vacío, se

hace de óxido de aluminio sinterizado y resiste a la intensa actividad química del

vapor de sodio a la temperatura de operación de 700°C.

Las lámparas de sodio de alta presión irradian energía en gran parte del espectro

visible. Estas lámparas proporcionan una reproducción de color razonable (su

índice de reproducción de colores (IRC) es de 23). Estas lámparas alcanzan una

eficiencia lumínica de hasta 130 Im/W y poseen una temperatura de color de

aproximadamente 2100 K.

Partes principales de la lámpara de sodio. Figura 11:

FIGURA 11. Partes de una lámpara de Sodio (Na)

1- Electrodos con niobio2- Tubo de descarga hecho de óxido de aluminio sinterizado3- Conjunto de montaje del tubo de descarga. Tiene un formato especialpara evitar sombras en el sistema óptico de la lámpara.4- Conexión eléctrica flexible.5- Anillo en el cual el material de conducción se deposita durante sufuncionamiento.6- Tubo de drenado del bulbo externo.7- Conexiones eléctricas.8- Tubo de vidrio duro externo.9- Caequillo

Las lámparas SON Philips, proporcionan más economía de energía y

seguridad a las calles y avenidas de su ciudad.

126

La iluminación pública se constituye en un bien que transforma la vida de las

personas, ofreciendo mayor seguridad a las ciudades y proporcionando más

diversión y mejor calidad de vida a la población. Con la utilización de las lámparas

SON Philips, su ciudad será beneficiada a través de:

<* menor consumo de energía eléctrica

<* menores costos de mantenimiento

<* disminución en el número de accidentes de tránsito

<* menor depreciación de los bienes públicos y privados

<* más belleza en el paisaje nocturno de la ciudad, tornándola más

atractiva para los turistas.

El rápido retorno obtenido con el reemplazo de los sistemas de iluminación

convencional por lámparas SON Philips, posibilita la inversión de estos recursos

en otras actividades para la empresa.

Philips dispone del sigue stock de iluminación:

Productos Disponibles y Flujo Luminoso

SON/T

50W - 3.500 Im

70W - 5.600 Im

-

150W-1 5.000 Im

250W - 28.000 Im

400W - 48.000 Im

¡ SON PLUS/T

I 50W - 4.400 ImL _ -. -.

70W - 6.600 Im

100W-1 0.500 Im

150W- 16.500 Im

250W- 32.000 Im

400W- 55.000 Im

| 600W-90.000lm

SON-H

-

-

-

-

220W- 20.000 Im

350W-34.500lm

No es difícil deducir que, se tiene que cambiar de iluminación en las

subestaciones de TRANSELECTRIC S.A., por las luminarias del tipo Vapor de

Sodio de Baja presión ó Alta presión (un poco menos eficientes). Con lo cual se

produce un gran ahorro en el consumo.

Para tener una idea más clara del ahorro que se obtendría al implementar el

cambio de luminaria se presenta el siguiente caso:

127

SUBESTACIÓN: STA. ROSA

DATOS DE LUMINARIAS - ACTUALES:

• 29 postes metálicos de dos brazos con lámparas de vapor de mercurio de

250W

• 10 brazos adosados a los pórticos con artefactos tipos faroles con

lámparas de vapor de mercurio de 250W.

• 6 postes metálicos con lámparas (no se tiene la potencia de la lámpara)

En conclusión tenemos:

29 postes x 2 lámparas por poste x 250W cada lámpara = 14,5 kW

10 brazos x 250W cada brazo = 2,5 KW

6 postes X 250W cada poste = 1,5 KW

Tenemos en total: 74 luminarias

Entonces tenemos que la demanda instalada debería ser: 18,5 kW

DEMANDA POR ILUMINACIÓN - MEDIDA: 14,62 KW

Como se puede ver !a demanda real de iluminación es menor, lo que nos indica y

como se pudo apreciar físicamente existen muchas luminarias que no funcionan,

ya sea, por que su fotocélula se halla dañada o por que la misma luminaria se

halla fuera de servicio.

Ahora bien, si nosotros divididos los 14,62kW / 250W (requiere cada luminaria de

cualquier tipo) = 58 luminarias que funcionan actualmente de 74 luminarias

instaladas. De acuerdo a la tabla anterior de Eficiencia de luminarias, nosotros

podríamos escoger cambiar las actuales luminarias por las de Vapor de Sodio de

250W, con las siguientes ventajas:

Nivel de Iluminación lámparas de Hg = 10.625 Im

Potencia requerida = 250 W

Nivel de Iluminación lámparas de Na (High-pressure) = 24.750 Im

Potencia requerida = 250 W

128

Con se puede ver el nivel de iluminación de la lámpara de Na duplica a lámpara

de Hg (100% más luz), con lo cual es fácil deducir que por cada 2 lámparas de Hg

se puede colocar solo una lámpara de Na. Es decir se necesitaría solamente 29

lámparas de Na, para cubrir el mismo nivel de iluminación actual (cabe señalar

actualmente es deficiente) por la mala distribución y poco mantenimiento.

Entonces tendríamos el siguiente cuadro de resumen:

SITUACIÓN

ACTUAL,;

NUEVA

; :'* /Lumin,

58

29

W/luntin,

250

250

TÜTAUIMA;

fcW

14,5

7,25

KWh

174

87

Costo

USOtáía

8.7

4.35

; , ": Inversión

' ,-r;:;-*180' ' ; ".-, wySDfcada Hankíá.(2J ,

IpTAlá 4263 USE

NOTAS:

1. Dato obtenido en el Departamento de Alumbrado, de la E.E.Q.

Luminaria Vapor de Na (high-press.) de 250W => $ 125 USD



2. La inversión inicial para instalar la luminaria representara adquirir:

La luminaria con todos sus accesorios (balasto) que tiene un costo de

$ 147 USD; pero luego, cuando la luminaria termine su vida útil sólo

se deberá cambiar la luminaria que cuesta $ 125 USD.

MÉTODOS PARA DETERMINAR SI UNA INVERSIÓN ES RENTABLE.

Una inversiones cualquier sacrificio de recursos hoy, con la esperanza de recibir

algún beneficio en el futuro. Es necesario conocer mecanismos que nos permitan

determinar si la decisión a tomar es la más adecuada, una forma de hacerlo es

utilizar el concepto de equivalencia para llevar los flujos de caja libre a un período

determinado y allí si comparar las cifras. Los métodos más utilizados y que tienen

en cuenta el valor del dinero en el tiempo son:

> Valor Presente Neto (VPN)

> Tasa Interna de Retorno (TIR)

> Relación Beneficio/Costo (RB/C)

> Relación Inversión/Ahorro (Pay back)

129

Para nuestro estudio, se aplicará los tres últimos métodos para poder determinar

si la inversión a realizar es rentable.

TASA INTERNA DE RETORNO (TIR).- Este método es muy utilizado y para el

común de la gente es más fácil de visualizar de manera intuitiva. La Tasa interna

de retorno es una medida porcentual de la magnitud de los beneficios que le

reporta un proyecto a un inversionista.

Se debe aplicar la siguiente fórmula:

Donde:

I = Inversión inicial

D = Débitos o gastos en cada período j

B = Beneficios o ahorros en cada período j

n = Vida útil de la inversión

i = Interés a encontrar.

La inversión es rentable sí: i % es mayor que TIRM (tasa de descuento)

RELACIÓN BENEFICIO/COSTO ÍRB/C).- Este método también tiene en cuenta

el cambio del valor del dinero a través del tiempo. Éste índice se define como la

relación entre los beneficios y los costos o egresos de un proyecto.

Se debe aplicar ia siguiente fórmula:

VPbeneficios = Btotal VPcostos =

RB/C =Beneficios totales

Costos totales

0+0'lnv.incial = Ctotal

La inversión es rentable si: La relación RB/C es mayor que 1.

130

RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO (Pav backK- Este parámetro permite saber si

una inversión puede ser recuperada en un tiempo razonable comparada con la

vida estimada (V). Normalmente si X es menor que ia mitad de V, la inversión es

rentable. Se utiliza normalmente cuando solamente se requiere tener en cuenta el

"cash-flow", es decir la motivación principal es recuperar la inversión lo antes

posible, es decir beneficios lo antes posible.

Siguiendo con el ejemplo anterior, y aplicando los tres métodos antes indicados

tenemos que:

V = Vida estimada de cada lámpara 24.000 horas = 5,56 años

I = Inversión = $ 4.263 USD

A = Ahorro al año = $ 1.578,96 USD

T% = Tasa de descuento típica = 12%

RESULTADOS DE LOS MÉTODOS:

TIR: ¡% = 29% > T%; la inversión es rentable

! RB/C: RB/C = 6.491,8/4.263 = 1,52 > 1; la inversión es rentableiPay Back: I/A = 4.263/1.578,96 = 2,69 años; en este tiempo se recupera la

I inversión y la vida útil de las luminarias es 5,56 años.

Como se puede ver la inversión es rentable por cualquier lado que se la vea, ya

que la inversión que se debe realizar se la recupera en un período menor a la

mitad de ia vida útil de las lámparas. Adicionalmente se logra gran rentabilidad es

disminuir el pago que se tiene que realizar por consumo de auxiliares, como se

verá a continuación:

Se ha estimado el ahorro que se podría obtener al cambiar las luminarias en las 6

subestaciones que formaron parte del estudio, realizando las siguientes acciones:

131

• Reemplazar 2 luminarias de Hg con 1 luminaria de Na (alta - presión); de

la misma potencia. Se podría cambiar también por luminarias de Sodio de

menor potencia (150W, 75W); pero obviamente se tendría menor nivel de

iluminación y se forzaría un poco el poder reemplazar las 2 luminarias de

Hg por 1 de Na; Cabe destacar que esa decisión depende del concepto

que tenga la empresa con respecto a la iluminación de la subestación.

• Se podría optar por realizar una mezcla de iluminación de Na, como

sugerencia se plantea que las luminarias de Sodio de 150W, se las utilice

en la periferia y calles de la subestación; y las de 250W en la iluminación

de ios patios.

• Se puede formar dos circuitos de iluminación; donde el primero lo conforme

la iluminación de periferia y calles de la subestación el cual siempre

debería funcionar; y el segundo que sería la iluminación del patio, el cual

funcionará solo en caso de que se requiera hacer operación en el patio de

la subestación.

• Con la sugerencia planteada en la parte de automatización de Servicios

Auxiliares, también se podría ahorrar energía.

Entonces tenemos el siguiente cuadro de resumen mensual, de los ahorros que

se podrían obtener en las subestaciones analizadas:

CUADRO DEL AHORRO QUE SE PODRÍA OBTENER POR EL CAMBIO DE

LUMINARIAS.

SUBESTACIÓN

' ^ ' üVICENTIISIASTA.ROSAPUCARÁSTO.DOMINGOQUEVEDOPASCUALES

TOTAL;

'•• f SíTUACÍON ', , :

n\ - ACTU/UÍ - ,- - '.CONSUMO

TGT&L ^

KWh/mes10918.2

276065328

21625.223203.264419.6

153100,2

CONSUMO

ILUMfNAC.

KWh/mee2782.85263.22815.27455.67455.65936.4

317084

COSTO

TOTAL

USD/mes545.91

1380.30266.40

1081.261160.163220.98

7655.01

COSTO

¿UWÍNA

USD/mes139.14263.16140.76372.78372.78296.82

1585,44

«mvAAHORRO

USO/meséájr

13158,&99

,m*$'16&39148.41

-

TWtTÍ

CONSUMO

TOTAi

KWh/mes9526.8

24974.43920.4

17897.419475.461451.4

137245.8

B£DyeC

QSTCÍ*

% :12.749.53

26.4217.2416.074.61

10.30

132

RESUMEN TOTAL MENSUAL DE LAS 6 SUBESTACIONES EN ESTUDIO:

CONSUMO ANTERIOR = 153,1 MWh

COSTO ANTERIOR = 7655,01 USD

ENERGÍA AHORRADA = 15,85 MWh

CONSUMO NUEVO = 137,25 MWh

COSTO NUEVO = 6862,3 USD

DINERO AHORRADO = 792,72 USD al mes

DINERO AHORRADO = 9.512,64 USD al año

INVERSIÓN APROXIMADA = 18.000 USD

TIR = 47,77%

RB/C = 2,17 > 1

RELACIÓN Inversión/Ahorro = 1.89 años

VIDA ÚTIL APROXIMADA = 5.56 años

NOTA IMPORTANTE: En la Vicentina se puede obtener una reducción a la mitad

del consumo, con solo formas dos tipos de circuitos: una para la iluminación de la

periferia y calles; y el otro para la iluminación del patio, el cual deberá funcionar

con solo la mitad de sus luminarias actuales, la inversión a realizar es NULA.

Ahora si vamos a generalizamos el resultado para todo el sistema S.N.T.

podríamos tener un ahorro como el que se muestra a continuación:

133

Inversión nueva

Inversión nueva

Primeramente vamos a estimar rango de inversión

Subestaciones dé 230/138KV

Iluminación = $ 4.000 USD

Para 9 subestaciones.

• Subestaciones de 138/69KV

Iluminación = $ 2.000 USD

Para 17 subestaciones.

• INVERSIÓN TOTAL = (9 X $ 4.000) + (17 X $ 2.000) = $ 70.000 USD

. SITUACIÓN ACTUAL:

. CONSUMO TOTAL SUBESTACIONES = 450 MWh/mes X12 meses

= 5.400 MWh/año

. COSTO POR SS.AA. AL AÑO = $ 270.000 USD

Se puede estimar un ahorro del 10% (escenario medio-bajo, se puede

aspirar a un mayor ahorro) del consumo total anual, por cambio del tipo de

luminarias, es decir:

SITUACIÓN NUEVA:AHORRO DE ENERGÍA POR NUEVAS

LUMINARIAS = 540 MWh/año

AHORRO POR NUEVAS LUMINARIAS = $ 27.000 USD

INVERSIÓN A REALIZAR = $ 70.000 USD

• TIR = 30.91%

134

RB/C =

RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO = 2.6 años

VIDA ÚTIL DE LAS LUMINARIAS = 5.56 años

CONCLUSIÓN: Como se puede ver el cambio de luminarias representa una

GRAN INVERSIÓN, porque se ahorrará cerca de $30.000 dólares anuales y el

tiempo en que se recuperará la inversión de instalar las nuevas luminarias de

Vapor de Sodio alta-presíón, es la mitad del tiempo de vida útil de las nuevas

luminarias.

Claro que, hay otra opción donde se requiere mucho menos inversión, y que se

puede aplicar en cualquier subestación sin ningún problema, es la siguiente:

• Mantener el sistema actual de iluminación, es decir las lámparas de Vapor

de Mercurio actuales, dar mantenimiento a estas luminarias para que

mejoren su eficiencia y rehabilitar las dañadas.

• Permitir que funcione solamente la iluminación que rodea a la subestación,

como es: Iluminación de calles, periferia de la subestación y patio de

autotransformadores (como excepción). Y que permanezca desconectada

la Iluminación de patios (230/138/69); solo se utilizará esta iluminación

cuando se desee dar mantenimiento y en fallas nocturnas.

• Esta se podría tomar como una solución inmediata mientras se tienen los

recursos necesarios; pero nunca como una solución definitiva.

Una observación a esta última solución, es que no sé esta atacando al

problema, sólo dando soluciones parches; que a largo o corto plazo, no

constituirán la solución definitiva al problema del consumo de la

iluminación. Cabe señalar que por la economía de TRANSELECTRIC S.A., y

por el tamaño de la inversión, se puede pensar para arrancar el proyecto en

subestaciones pilotos.

135

RECOMENDACIONES DE MANTENIMIENTO PARA LUMINARIAS:

a. El cambio de las lámparas y de los cebadores así como la limpieza de los

aparatos de alumbrado forman parte de los trabajos de mantenimiento

normales.

b. El rendimiento de los aparatos de alumbrado se reduce en el transcurso del

tiempo bajo los efectos del polvo y la suciedad, el flujo luminoso puede

reducirse en un plazo de dos años, de un 20 a 50% respecto al valor inicial.

Tanto los costes de instalación como los de mantenimiento se pueden

reducir planificando desde un principio la limpieza regular, a intervalos

prefijados, de los aparatos de alumbrado. Se recomienda su limpieza una o

dos veces al año.

c. Se recomienda implementar el sistema de automatización, con lo cual se

tiene más opciones para ahorrar en consumo; y menores esfuerzos para el

mantenimiento de las fotocélulas.

5.2.2.2 Aire Acondicionado

La carga frigorífica comprende: calor de transmisión, radiación solar, calor emitido

por personas, lámparas, máquinas, aparatos u otras fuentes de calor existentes

en el local y, en caso necesario, la ventilación.

En superficies acristaladas, por ejemplo, ventanas y puertas de balcones es

necesario tener en cuenta una carga frigorífica adicional, a causa de las

radiaciones solares. Sin embargo, ei calor de radiación no eleva inmediatamente

la temperatura del recinto, sino que penetra primeramente en el suelo y las

paredes, acumulándose allí, y luego, poco a poco, se transmite al aire del local.

Por tanto, la capacidad de almacenamiento del local contribuye igualmente a la

reducción de la carga máxima de refrigeración.

Otros factores tenemos:

ALUMBRADO: El calor procedente de las lámparas de alumbrado, especialmente

en almacenes o grandes oficinas, es una parte importante de la carga de

refrigeración.

136

HUMANO: En caso de haber muchas personas permanentemente en el local,

deberá considerarse ei calor emitido por ellos.

VENTILACIÓN: Si se tiene entrada de aire del exterior en forma continua, habrá

que tener en cuenta el enfriamiento de éste hasta la temperatura del local.

OTROS: Se deberá considerar también el calor emitido por máquinas o aparatos

y las posibles salidas o entradas de calor de locales vecinos, que se encuentren a

temperatura mayor o menor, respectivamente.

En definitiva el sistema de aire acondicionado cumple con las siguientes

funciones: movimiento, renovación, filtrado, refrigeración y deshumidificación del

aire. En el caso de las subestaciones la principal función que debe cumplir ei aire

acondicionado es mantener una temperatura ambiental adecuada para que las

actividades se realicen con armonía y ganas. Las partes principales de un aire

acondicionado son: Evaporador, Compresor, Condensador y Expansión. Ver

figura siguiente. Ver FIGURA 12.

FIGURA 12. Partes más importantes de un Aire Acondicionado

137

Como se puede deducir los ahorros de energía se pueden obtener en las

subestaciones de la Costa, en nuestro caso se analizará las 3 subestaciones que

se visitaron: Sto. Domingo, Quevedo y Pascuales.

Los datos técnicos del Sistema de aire acondicionado instalado en las

subestaciones Sto. Domingo y Pascuales es:

MARCA: SINGER- Intemperie

SERIE: R250 455101

CAPACIDAD: 196 m'/min - 360000 BTU

MOTORES DE VENTILADORES: 3 X 1.5 HP / 480V

MOTOR DEL EVAPORADOR: 1 X 10 HP / 480V.

MOTOR DEL COMPRESOR: 1 X 30HP / 480V.

A continuación se presenta el consumo que representa el sistema de aire

acondicionado en las diferentes subestaciones:

CUADRO DE CONSUMO Y COSTO POR EL SISTEMA DE AIRE

ACONDICIONADO AL DÍA

SUBESTACIÓN

STO.DOMINGO

QUEVEDO

PASCUALES

POTENCIA

32

19.9

33.8

HORAS AL DIA

QUÉ bPERAN.(*}

Pasando 3 días

(aprox. 5

horas/día)

INVIERNO: 10AM-

3AM y VERANO:

10AM-8PM

24

ENERGÍA

KWh

384

238.8

811.2

COSTO

USD/DÍA

1&2

41.34

', <-• 40J

NOTA: (*) Datos obtenidos por los operadores de ¡as diferentes

subestaciones.

138

RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR EL CONSUMO DEL SISTEMA DE

AIRE ACONDICIONADO EN LAS SUBESTACIONES STQ. DOMINGO v

PASCUALES:

• La operación eficiente de un equipo no depende solamente de tener un

equipo de alta eficiencia, hay detalles que sumados a un equipo de alta

eficiencia contribuyen a constituir un conjunto verdaderamente eficiente.

Los ductos, ei termostato, los dampers, son elementos que influyen

notablemente en el desempeño de un equipo, por eso se debe prestar

atención a las siguientes recomendaciones:

• Asegúrese que no existan infiltraciones o fugas de aire a través de ductos,

ventanas, puertas y paredes, recuerde que el equipo de aire acondicionado

extrae el calor del ambiente y lo expulsa a otro donde no interesa cederlo,

entonces mientras más calor penetre al ambiente mas tiempo tardará el

equipo en lograr la temperatura deseada con el consiguiente consumo de

energía.

• El termostato es su mejor aliado para disminuir el consumo de electricidad,

se debe graduar para lograr una temperatura entre 23 y 25°C, con el uso

de este dispositivo se pueden obtener disminuciones hasta de un 30% del

consumo. En el caso, de aires acondicionados centrales el termostato

electrónico es el ideal, ya que permite un control mas preciso de la

temperatura del ambiente, logrando un mayor confort y un mejor uso de la

energía. Los termostatos electrónicos -entre otras funciones traen la

programación del encendido y apagado automático de la unidad, logrando

con esto controlar las horas de uso de los equipos, y evitando dejarlos

encendidos por olvido, además que el control del sistema de aire

acondicionado se halla en la sala de control y por lo tanto la operación del

sistema depende de la temperatura y condiciones del aire de esa zona.

• No enfrié en exceso. Tenga en cuenta que por cada grado de temperatura

que se le exige al acondicionador por debajo de los 25°C, estará

consumiendo aproximadamente un 8% mas de energía.

139

Realizar ei lavado del filtro una vez por semana, y realizar limpieza del

evaporador por lo menos una vez al año, dependiendo por supuesto del

uso que se dé al mismo.

No debe existir ningún obstáculo en la parte exterior a menos de 50 cm.

En sistemas centrales se pueden instalar dampers motorizados en los

ductos, permitiendo reducir hasta un 30% el costo de operación del equipo

ya que, éste direcciona el flujo de aire solo hacia las áreas ocupadas,

además reduce el costo de instalación de un aire acondicionado debido a

que permite instalar un equipo de menor capacidad.

Los ductos juegan un pape! importante en los sistemas centrales, se debe

asegurar que no exista fuga de aire a través de los mismos, deben estar

pintados de blanco en su parte externa, ya que el color blanco rechaza

hasta el 80% de ia radiación solar, esto para evitar la ganancia térmica a

través de ellos.

Adicionalmente a las recomendaciones anteriores, se sugiere instalar el

sistema de automatización que como ya se explicó anteriormente,

mediante la instalación de RTDs, y sensores en las puertas, principalmente

en la sala de control, se podría controlar adecuadamente en encendido del

sistema de aire acondicionado. En el caso de que no se opte por la

automatización se sugiere mantener un poco más de cuidado con

mantener las puertas y ventanas bien cerradas.

Mantener el valor de referencia de los termostatos del sistema.

Ajustar el termostato u otros controladores de temperatura en espacios sin

uso.

Apagar e! equipo de ventilación cuando el edificio o espacio no se ocupa.

Realizar un preenfriamiento, sin introducir aire exterior, dos horas antes de

iniciar labores.

Poner protección en unidades tipo ventana para evitar el sol directo sobre

el condensador.

Ajustar bandas, calafatear juntas con fugas, reparar o reemplazar sellos en

cubiertas de inspección y mejorar el aislamiento.

Finalmente se sugiere tener presente el siguiente detalle; al permanecer

ciertas zonas de la casa de control desocupadas se generaría un

140

desperdicio de energía ya que en algunos momentos estaríamos

acondicionando áreas desocupadas, para este caso debería considerarse

instalar equipos independientes (aires acondicionados de ventana o

portátiles) en esas zonas y el resto de áreas permanecerían con el sistema

actual, teniendo la flexibilidad de encender solo el necesario, evitando con

esto el desperdicio de energía y aumentando también la disponibilidad de

las unidades en caso de falla.

Con las recomendaciones anteriores se puede estimar que las horas que

actualmente opera el sistema de aire acondicionado se disminuirán en un 20%, ya

que ahora la única zona para la cual funcionará será la Sala de control. Lo cual

implica ahorros en el consumo, aproximadamente de:

CONSUMO ACTUAL AIRE ACONDICIONADO: 35,86 MWh/mes

COSTO POR CONSUMO ACTUAL: 1792,8 USD/mes

NUEVO CONSUMO APLICANDO RECOMENDACIONES: 28,68

MWh/mes

NUEVO COSTO APLICANDO RECOMENDACIONES: 1.434 USD/mes

AHORRO AL MES y AÑO: 358,8 USD/mes y 4.305,6 USD/año

CASO SUBESTACIÓN "QUEVEDO":

Esta subestación presenta una particularidad importante, como se puede ver en el

ANEXO N° 2-5, el edificio tiene dos plantas con las diferentes oficinas que se

muestra en el plano respectivo; donde la única parte que se ocupa es la Sala de

Control, el resto de oficinas permanecen obviamente desocupadas; el problema

esta cuando e! aire acondicionado funciona entonces los duelos que se

distribuyen por todo el edificio producen que éste opere por mucho más tiempo y

lo que es peor se producen una pérdida innecesaria de energía.

141

SUGERENCIA: Primeramente se debería confirmar que no se va a ocupar el

resto de oficinas y que la subestación va a permanecer ta! como esta, es decir las

oficinas y demás dependencias seguirán desocupadas. Si este es el caso

entonces, se recomienda definitivamente clausurar el Sistema de Aire

Acondicionado de la subestación "Quevedo", e instalar sólo en la Sala de Control

un sistema de aire acondicionado, como sigue:

6 equipos de aire acondicionado, de tas siguientes características:

<* Dirección de aire 4 vías

* Velocidad Fan/Cool: 2/3

*> Termostato Ajustable

*> Filtro anti-bacterias

*> Capacidad enfriamiento: 10000BTU

*:* Potencia entrada enfriamiento: 1050 W

* EER:9.5

COSTO POR EL NUEVO SISTEMA: 500USD/cada uno ^> TOTAL: 3.000 USD

Adicionalmente se tiene que seguir las recomendaciones dadas para disminuir el

consumo en las otras subestaciones.

TABULACIÓN DE RESULTADOS:

CONSUMO ACTUAL AIRE ACONDICIONADO: 7,16 MWh/mes

COSTO POR CONSUMO ACTUAL: 385,2 USD/mes

NUEVO CONSUMO APLICANDO RECOMENDACIÓN: 2,27 MWh/mes

(se supone el mismo tiempo de operación actual 12 horas dianas,

pero se puede aspirar a reducir las horas de operación siguiendo

las recomendaciones anteriores.)

NUEVO COSTO APLICANDO RECOMENDACIÓN: 113,4 USD/mes

AHORRO AL MES y AÑO: 244,8 USD/mes y 2.937,6 USD/año

TIR = 100%>T%

RB/C = 4,02 > 1

142

RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO: 1 año

VIDA ÚTIL DEL EQUIPO: 6 años

En conclusión, como se puede apreciar en este campo también se presenta una

gran oportunidad de ahorro de energía, en las tres subestaciones (Sto. Domingo,

Quevedo y Pascuales) se puede alcanzar un ahorro al año aproximado de:

$ 7.243,2 USD. A nivel Costa tenemos 13 subestaciones, que son las siguientes;

Esmeraldas

Sto. Domingo

Quevedo

Portoviejo

Pascuales

Milagro

Babahoyo

Policentro

Salitral

Trinitaria

Posorja

Sta. Elena

Máchala

Se sugiere realizar un estudio parecido al anterior para las siguientes

subestaciones: Milagro, Trinitaria, Portoviejo y Esmeraldas, ya que estas por su

tamaño e importancia, se podría obtener buenos resultados de ahorro por

consumo de aire acondicionado. Para el resto de subestaciones por ser pequeñas

se debería pensar en conservar el sistema actual.

Por ejemplo en las subestaciones Sta. Elena y Posorja, el aire acondicionado esta

dado por 4 equipos de aire acondicionado instalados en los cuatro extremos de la

sala de control, similares a los que se sugiere para la subestación Quevedo.

143

Ésta es una muy buena opción en cuanto a ahorro, ya que las subestaciones en

las cuales esta instalado son pequeñas.

Finalmente, sin temor a equivocar y partiendo de bases reales de ahorro por aire

acondicionado, se podría pensar en un ahorro de cerca de $ 10.000 USD, por

optimización del aire acondicionado en el resto de las subestaciones costeñas.

5.2.2.3 Enfriamientos de autotransformadores.

Las pérdidas de energía que se producen en un transformador, en servicio, tanto

en el circuito magnético como en los arrollamientos, se convierten en calor, que

es necesario evacuar al medio exterior con objeto de que la elevación de la

temperatura interna sea inferior al calentamiento admitido como normal en los

distintos elementos que constituyen el transformador.

Los límites de calentamiento tienen gran importancia, ya que el envejecimiento del

transformador es función de la temperatura del punto más caliente del

arrollamiento. Está demostrado experimentalmente que un aumento de

temperatura de 8°C sobre los límites permitidos, representa una reducción de la

vida del transformador de un 50%. En este sentido, también tiene gran

importancia el régimen de trabajo del transformador, puesto que si está sometido

a frecuentes cortocircuitos de cierta duración, los calentamientos pueden rebasar

los valores máximos admitidos, lo que provoca una disminución de la vida del

equipo.

La mayoría de los transformadores están refrigerados por aceite, el cual sirve

para que el calor producido por pérdidas de energía eléctrica en los arrollamientos

se traspase al agente refrigerante exterior, generalmente aire o agua, y al material

aislante. La construcción de la cuba de aceite se rige por la clase de refrigeración

elegida.

En los transformadores y autotransformadores, instalados en las subestaciones

del S.N.T., se tienen los dos o tres tipos de enfriamientos típicos que son:

144

• Autoenfriamiento, o sea, por radiación y convección natural (ONAN-OA)

• Por ventilación, es decir circulación de aire por medio de ventiladores

(OFAF-FA(1)).

• Circulación forzada de aceite, por medio de bombas que se incluyen a los

ventiladores (FA(2)).

La operación de los enfriamientos por ventilación y por circulación forzada de

aceite, depende de la temperatura de los arrollamientos y cobre; para la medición

de la temperatura de los arrollamientos se aplica un método de medición indirecta

mediante la imagen térmica. Para la medición de la temperatura del cobre se la

realiza mediante RTD, cuya información va a un termómetro local.

Para cualquiera de los dos métodos, se mide en los bobinados de Alta, Baja y

Terciario, es decir cualquier sobrecorriente, lo que ocasiona un calentamiento en

algún tipo de bobinado, arrancará los enfriamientos. Cabe señalar en este punto

que cuando la temperatura por diferentes circunstancias sigue en aumento, y

sobrepasa los 100°C se presenta una señal de alarma; si a pesar de eso sigue en

aumento la temperatura hasta llegar aproximadamente a 150°C, el circuito de

control dispara los disyuntores asociados al Transformador.

Esta misma función la cumple la medición de la temperatura del aceite, la cual a

temperaturas determinadas, nos muestra una señal de alarma y posteriormente si

la temperatura aumenta dispara al transformador, el método utilizado es mediante

imagen térmica (generalmente). Se sugiere instalar un termómetro que registre la

temperatura, mediante una termoresistencia tipo PT100, con la cual se tendría

una información más adecuada de la temperatura.

Todo lo anteriormente descrito nos permite, determinar que los

enfriamientos en los transformadores son muy importantes, por lo tanto en

este campo es muy poco lo que se puede hacer para reducir el consumo

que representa el funcionamiento de estos dispositivos.

Entonces a continuación se presenta las siguientes observaciones deducidas de

las visitas técnicas a la subestaciones en estudio:

145

En la subestación Sto. Domingo de acuerdo al flujo de potencia y

temperatura ambienta! aproximada (25°C) no deberían operar los

ventiladores (Cabe señalar que esto no es una regla general, ya que el

flujo por el ATU depende de las condiciones del sistema y habrá días en

que requieren de los enfriamientos), y mucho menos se podría esperar

que opere los ventiladores sólo de una fase, como es lo que sucedió en

la visita técnica y algunos otros días, cuando estaba operando sólo el

enfriamiento de la fase A. La única explicación que se puede dar, es que

las calibraciones se hallen defectuosas ó los contactos mecánicos que

hacen operar los ventiladores también requieran de mantenimiento.

El mismo caso sucede en la subestación Quevedo con el ATU; aquí en

cambio operaba solo el enfriamiento de la fase R, lo cual conlleva un

consumo que se desperdicia. Se deberían tener presente este tipo de

sucesos.

En la subestación Pascuales, el autotransformador ATR, nuevamente de

acuerdo al flujo de potencia (en consecuencia la corriente que fluye por

los devanados) y temperatura ambiental no deberían operar los

ventiladores. Pero los ventiladores operan de la siguiente forma: 2

radiadores operan las 24 horas del día (cada radiador tiene 3

ventiladores; que consumen 7.9 kW por radiador) y un tercer radiador

ingresa a las 2 pm aproximadamente. Por parte del sistema de control no

existe problemas, ya que los enfriamientos entran automáticamente

debido a que los sensores registran temperaturas superiores a los 90°C,

en los arrollamientos. Se podría pensar que el problema esta presente en

los sensores de imagen térmica, los cuales siempre registran

temperaturas no concordantes con la realidad.

Se sugiere, primeramente realizar un mantenimiento de los enfriamientos

de transformadores para verificar las diferentes partes que conforman el

sistema de refrigeración de los transformadores, y luego instalar el

sistema de automatización indicado en la primera parte, ya que con este

se podría mantener un control más adecuado de temperaturas, tiempos

de operación, control. Lo cual nos permitirá ahorrar en el consumo.

146

5.2.2.4 Otras opciones

Una vez analizados, las principales cargas donde se puede obtener grandes

ahorro de consumo y en consecuencia de dinero, a continuación se presentan

otras sugerencias que se pueden tomar en cuenta para seguir con ei objetivo

planteado, reducir el consumo:

1.- Control en la operación de los compresores de los Disyuntores

La operación del compresor en un disyuntor, se debe a que el SF6 a perdido

presión necesaria y por lo tanto se ven obligados a funcionar; muchas de las

veces que operan los compresores se deben a las fugas que se producen en las

tuberías y empalmes generalmente. Esto se debe a una falta de seguimiento en el

mantenimiento de estos dispositivos.

Para entender mejor como se podría obtener ahorro en este campo, se presenta

un ejemplo:

*:* Si suponemos que un disyuntor normalmente requiere que su

compresor funcione 1 vez al día por aproximadamente 5 minutos;

cuando no existen maniobras de este disyuntor. Entonces en cuanto a

tiempo se tiene que ese compresor debería funcionar más o menos

5min x 30 días = 150 minutos ai mes y debería tener 30 operaciones el

compresor; pero existen reportes generados en el área de operación de

compresor que operan de 60 hasta 100 veces al mes, lo cual

exceptuando las ocasiones que operan por que en ese disyuntor se

realizo maniobras; estos valores resultan excesivos, para tener una idea

del costo que representa esta mal operación de los compresores,

pondremos un ejemplo:

147

ANÁLISIS DE OPERACIÓN DE UN COMPRESOR CON PROBLEMAS:

TIEMPO NORMAL DE OPERACIÓN = 150 minutos/mes

NUMERO DE OPERACIONES = 30 al mes

NUMERO DE OPERACIONES DE UN COMPRESOR CON PROBLEMAS

TÍPICO = 70 al mes

TIEMPO DE OPERACIÓN COMPRESOR CON PROBLEMAS = 350 minutos/mes

EXCESO EN EL TIEMPO DE OPERACIÓN AL MES = 200 minutos = 3,33

horas

POTENCIA QUE REQUIERE UN COMPRESOR TÍPICO = 1.5KW (52-272 S/E

PASCUALES)

ENERGÍA CONSUMIDA POR COMPRESOR CON PROBLEMAS = 5 kWh/mes

PÉRDIDA POR OPERACIÓN DEL COMPRESOR CON PROBLEMAS = $ 0.25

USD/mes; AL AÑO = $ 3 USD

En el S.N.T., actualmente se tiene la siguiente cantidad de disyuntores:

UNIDAD

OCCIDENTALNOROCCIDENTALNORTESUR

TOTAt

SISTEMA DE 23* fcV

s Patinen•*»

323

»

intemtp.V

191216

47

SISTEMA DE Í3BkV

, Patio en$m •9482í*

interi'itp-f3519417

i0a

SISTEMA DE §9 kV i

Patío en

-S/l

74621f

ttxt&mip*

3819299

95

En anterior cuadro hay que hacer varias aclaraciones:

<* En la mayoría de subestaciones los disyuntores que posee compresor

para operación son los que pertenecen al patio de 230KV y 138KV.

148

<* Existen subestaciones que tienen disyuntores que funcionan con voltaje

continuo, por ejemplo: Vicentina, Pucará; los cuales no entran a!

análisis.

Entonces podríamos estar hablando de cerca de 150 disyuntores, a los cuales se

les debería dar un control más adecuado de su operación.

Actualmente, se presenta un reporte mensual del Control de operación de los

compresores en los disyuntores; pero se le da poca importancia a los resultados

que se presentan. Como se pudo demostrar se puede estar perdiendo $ 3USD al

año por mal operación de un compresor; por lo tanto se debería dar mayor

importancia a este tema por parte del área de mantenimiento, para analizar si el

funcionamiento es correcto o anormal. En el caso de ser anormal se podría

optimizar éste, para lo cual se deberá detectar las posibles fallas: fugas en el

sistema neumático, mal calibración de los sensores, etc.; disminuyendo de este

modo al mínimo el número de operaciones y en consecuencia se reduce el

consumo mensual de servicios auxiliares en las subestaciones.

5.2.3 OPTIMIZACION DE LOS RECURSOS DISPONIBLES

En este punto se sugiere realizar un inventario actualizado del equipo que existe

en las subestaciones que debido a diferentes circunstancias ya no esta

funcionando, y permanece en la subestación constituyendo un bien improducto.

Para demostrar lo anteriormente señalado, ponemos un ejemplo:

> En la Subestación Quevedo, cuando fue construida se instaló una Planta

de Tratamiento de Agua, para abastecer del líquido a la subestación; pero

con el paso del tiempo, es decir actualmente el suministro de agua potable

se lo obtiene de la Empresa de Agua potable de fa zona (Quevedo). Y por

lo tanto la planta de tratamiento de agua se halla fuera de servicio y

deteriorándose, debido a que no ha sido reubicada.

Esta planta se halla formada por: Bomba Filtración (440V/3.6A/2HP);

Dosificador simplex - Cloro (115V/1.7A); Dosificador simplex - Alumbre

149

(115V/1.7A); Dosificador simples - Soda (115V/1.7A); Tablero de

distribución PTA, Cuarto de PTA, entre ios principales bienes.

> Reparar la automatización del aire acondicionado de la Subestación

Quevedo, ya que actualmente se lo tiene que desconectar manualmente

cuando la temperatura a llegado al nivel deseado. Este constituye un

ahorro muy importante de energía, para el caso en que se desee dejar el

sistema actual de aire acondicionado.

> Reparar el sistema de conmutación automática para ingreso de la

alimentación alternativa de auxiliares en la Subestación Vicentina, esta

sugerencia más que permitir un ahorro, será cumplir con una norma de

seguridad; ya que actualmente si la alimentación principal de los auxiliares

por parte del Terciario del T2, desaparece el operador tendrá que

manualmente conmutar a la entrada alternativa (cabe señalar que esta

llega de un transformador instalado en forma aérea en la subestación 10N

delaE.E.Q.).

> La sugerencia que siempre se remarca para situaciones donde se pretende

ahorrar energía, es que cuando las oficinas no se encuentren ocupadas se

apague las luces, el aire acondicionado, y demás bienes que consumen

energía; es decir cada uno debe poner su granito de arena.

5.2.4 MEJORA DEL FACTOR DE POTENCIA EN LAS SUBESTACIONES

El factor de potencia se corrige por causas económicas. Tanto para el usuario de

energía eléctrica, como para la compañía suministradora (Sistema Nacional

Interconectado) mejorar el factor de potencia a un valor cercano a la unidad,

implica disminuir las pérdidas por efecto Joule en:

[1-(fpO/fp1)A2](p.u.)

Donde,

fpO = Factor de potencia inicial (p.u.)

fp1= Factor de potencia final (p.u.)

150

y liberar capacidad de carga (kW) en subestaciones y generadores por:

= kVA(fp1-fpO)

Para el usuario común, esos puntos no son importantes, pero para el sistema si lo

sí lo son; Y, es por eso que en sus tarifas establece que un factor de potencia

bajo será penalizado económicamente y, uno alto será causa de una

bonificación. Actualmente e! CENACE no establece el modelo de penalización

que se debe aplicar a TRANSELECTRIC S.A., por mantener factores de potencia

bajos en sus subestaciones, pero para tener una idea general del tema se ha

consultado diferentes formas como se puede penalizar el bajo factor de potencia.

"RECARGO POR BAJO FACTOR DE POTENCIA EN LA E.E.Q.:12

PENALIZACIÓN: En el caso de que el factor de potencia medio mensual

registrado por un abonado sea menor a 0,92, la facturación mensual será

recargada en un factor igual a la relación por cociente entre 0.92 y el factor de

potencia registrado.

La penalización por bajo factor de potencia es parte integrante de la planilla por

venta de energía."

"EN MÉXICO SE PENALIZA DE LA SIGUIENTE MANERA:13

Las compañías suministradoras de electricidad en México, en las tarifas en media

y alta tensión, hacen un cargo mensual por bajo factor de potencia, cuando éste

es menor al 0.9 inductivo. Este cargo se calcula mediante la siguiente fórmula:

$fp = 0,6 * $kWh *( 90/fp -1 )

Donde,

fp = Factor de potencia actual (p.u.)

$fp = Cargo por bajo factor de potencia (pesos)

$kWh = Cargo por consumo (pesos)

151

Como ejemplo de aplicación tenemos un servicio eléctrico con $200,000.00 de

consumo (kWh) y un factor de potencia de 0.83 (-). ¿A cuánto asciende el cargo

mensual por el bajo factor de potencia?

$fp = 0,6 * $200.000 * (90/83 -1 )

$fp = $10.120,40

De igual forma tener un Factor de Potencia alto, conlleva beneficios económicos,

para la empresa"

" EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EN ARGENTINA:14

4.4. Por el servicio convenido para cada punto de entrega, el usuario pagará:

a) Un cargo por cada kW de capacidad de suministro convenida, cualquiera sea la

tensión de suministro, haya o no consumo de energía.

b) Un cargo variable por la energía consumida, sin discriminación horaria.

c) Si correspondiere, un recargo por factor de potencia, según se define en el

Inciso 4.7.

4.7. Recargos por factor de potencia. Los cargos que anteceden, rigen para un

factor de potencia inductivo (Cos fi) igual o superior a 0.85. LA DISTRIBUIDORA

se reserva el derecho de verificar el factor de potencia; en el caso que el mismo

fuese inferior a 0.85 y está facultada a aumentar los cargos indicados en el Inciso

4.4, según se indica a continuación:

Cos fi < de 0,85 hasta 0,75: 5 %

Cos fi < de 0,75: 10% "

1 Datos tomado del Pliego Tarifario Vigente, de la Empresa Eléctrica Quito S.A.; para el períodoEnero 2001

13 Dato tomado de Alternativa Económica para la Corrección del Factor de Potencia.publicado por Roberto Rúales Gómez en Internet,http://electroguia.reddom.com.ar/electricidad/ar_tec/cfp.htm#guia

152

Volviendo a nuestra realidad, actualmente el CENACE no aplica las

penalizaciones por bajo factor de potencia o beneficios por alto factor de potencia,

en las subestaciones de TRANSELECTRIC S.A., para tener una idea de los

factores de potencia que se manejan en las subestaciones visitas, tenemos el

siguiente cuadro:

SUBESTACIÓN

Vicentina

Sta. Rosa

Sto. Domingo

Quevedo

Pascuales

Fp. promedio

0.87

0.75

0.95

0.68

0.78

Estos valores como es obvio varían durante el día, de acuerdo a las cargas que

ingresen, como por ejemplo:

<* Disminuye el factor de potencia para las subestaciones de la Costa,

cuando ingresa el sistema de aire acondicionado, obviamente por que

operando los motores de: ventiladores, evaporador y compresor Por

ejemplo: en la Subestación Pascuales, el sistema de aire

acondicionado, requiere una potencia de 33.8 kW, con un f.p. = 0.67; lo

que conlleva un factor de potencia de la subestación de 0.78 (atraso); si

se desconecta el sistema de aire acondicionado el f.p. puede mejorar

en un aproximado de 14%.

<• El mejor factor de potencia, en una subestación se presenta a las horas

de la noche, cuando ingresa la iluminación, esta carga ayuda al factor

de potencia total de la subestación.

<* Otra carga que influye mucho en el factor de potencia total de la

subestación, son los cargadores de baterías, que como se sabe están

formados por Tiristores, los cuales disminuyen el factor de potencia y

adicionalmente presentan armónicos al sistema de Servicios Auxiliares.

14Dato tomado del Régimen tarifario, Incisos 4.4 y 4.7, de las empresas de distribución en

Argentina, http://electric.mecon.ar/epre/regimentarifario/regtar.html

153

Existen dos técnicas que se podrían aplicar para mejorar el factor de potencia que

son:

*:* Condensadores Sincrónicos

<* Capacitores

CONDENSADORES SINCRÓNICOS: Estos tienen una armadura trifásica

estacionaria, que opera generalmente con 480VAC/60HZ. El campo del

condensador esta excitado de una fuente de DC, usualmente un pequeño

generador montado a lado del condensador sincrónico.

Opera como sí: Cuando el condensador sincrónico es arrancado del panel de

control, funciona de la misma forma que un motor sincrónico con la única

excepción que no tiene carga conectada. Cuando la máquina llega a la velocidad

sincrónica, se corta la alimentación y se conecta el campo a la excitatriz, con un

reóstato en el campo, se puede subexcitar a la máquina con una corriente por

debajo de la nominal, en este caso la corriente atrasa al voltaje; para el caso

contrario cuando la máquina esta sobre excitada, la corriente adelanta al voltaje y

se generan reactivos kVAR.

Este mecanismo de mejora del factor de potencia, se debe conectar entre la carga

y la fuente.

CAPACITORES: Los que generalmente se utilizan, mediante bancos de

capacitores, estos equipos tienen la corriente adelantada al voltaje, y por lo tanto

un factor de potencia en adelanto, lo que contrarresta el bajo factor de potencia de

la planta, producido principalmente por las cargas inductivas de AC.

Actualmente como no se cobra el consumo de los servicios auxiliares a

TRANELECTRIC S.A., no se apuesto mucha prioridad al objetivo de disminuir el

consumo (kWh); más aún no se le ha dado importancia al factor de potencia bajo

que presentan tas subestaciones, ya que las penalizaciones por mantener un f.p.

bajo no existen actualmente.

154

Entonces, se sugiere que se tenga presente esta opción, cuando se aplique el

pago por penalización de factor de potencia bajo. La solución como ya se ha dado

a conocer es fácil, instalar compensadores de factor de potencia.

Se podría pensar que en el momento que se desee mejorar el factor de

potencia: Si la inversión a realizar fuera mayor que los costos que se

pagarían por oenalizaciones. al mantener un factor de potencia baio.

entonces se deberían conservar el sistema como esta. Esa es una solución

facilista oor lo tanto no se estaría atacando el problema de fondo, si no

dando soluciones transitorias que ha corto plazo representarían mayor

inversión v gastos, no sólo a la empresa sino al Sistema Eléctrico Total.

Para las subestaciones en estudio para mejorar el factor de potencia, a fp = 0.95

se necesitaría instalar un banco de capacitores de las siguientes características:

VALORES DE LOS BANCOS DE CAPACITORES NECESARIOS

SUBESTACIONES

VicentinaSta. RosaSto. DomingoQuevedoPascuales

SITUACIÓN ACTUAL

fp

0.870.750.950.680.78

P

KW:23

53.9779.3

59.13108.41

Q

;*VAR

13.0347.6026.0663.7686.98

sKVA

26.44719683.4786.96

138.99

SITUACIÓN NUEVA

Q

fíVAR

7.5617.7426.0619.4435.63

S

WA

24.2156.8183.4762.24

114.12

Qcomp,

fcVÁf?

5,47&M0.00

44.3251J34

Es decir bancos de capacitores que estén en el rango de 10kVAR hasta 50KVAR,

para las diferentes subestaciones.

Para tener una idea más clara del costo de un banco de capacitores, tenemos que

uno de: 10KVAR cuesta $ 150 dólares + $ 100 dólares (instalación) = $ 250

dólares.16

Dato tornado de INSELEC empresa que distribuye bancos de capacitores

155

Para tener una idea de los costos que conllevan el mejorar el factor de potencia a

nivel de todas las subestacionesj se presenta el siguiente análisis:

ANÁLISIS POR BAJO F.P. PARA TODAS LAS SUBESTACIONES DEL S.N.T.

CONSUMO TOTAL POR SS.AA. AL MES: 450 MWh

POTENCIA INSTANTÁNEA REQUERIDA POR S/Es: 0,625 MW = 625kW

FACTOR DE POTENCIA PROMEDIO ACTUAL = 0,82 atraso

FACTOR DE POTENCIA DESEADO = 0,95 atraso

POTENCIA REACTIVA CAPACITIVA QUE SE REQUIERE = 230,83 kVAR

INVERSIÓN APROXIMADA PARA MEJORA F.P. = 5.770,25 USD

Ahora bien, si igualmente realizamos un cálculo breve del valor por penalización

que se debería pagar por bajo factor de potencia, tendríamos lo siguiente:

Como no existe una reglamentación oficial, se asume el método de la Empresa

Eléctrica Quito. S.A.: "En el caso de que el factor de potencia medio mensual

registrado por un abonado sea menor a 0,92, la facturación mensual será

recargada en un factor igual a la relación por cociente entre 0.92 y el factor

de potencia registrado."

CONSUMO AL MES: 450 MWh COSTO ENERGÍA: $ 0,05 USD/kWh

COSTO POR CONSUMO DE SS.AA. AL MES: $ 22.500 USD

PENALIZACIÓN POR BAJO F.P. = 22.500 * (0.92/0.82 - 1)

= 2.743,9 USD/mes => AL AÑO = 32.936,83 USD/año

PENALIZACIÓN POR BAJO FP. = 0.6 * 22.500 * ÍO.92/0.82 - 1)

= 1.646.34 USD/mes => AL AÑO = 19.756,1 USD/año "Seaún la

tarifa mexicana"

156

ANÁLISIS ECONÓMICO:

PENALIZACIÓN POR BAJO F.P. = $ 32.936,83 USD/año

INVERSIÓN PARA MEJORAR F.P. = $ 5.770,75 USD

TIR = 570%

RB/C = 23,5>1

RELACIÓN INVERSIÓN/AHORRO = 0,18 año

PERIODO = 6 años

RECOMENDACIONES PARA EL FACTOR DE POTENCIA:

PRINCIPALES CAUSAS DE UN BAJO FACTOR DE POTENCIA

Todo lo que exige una energía reactiva elevada acaba causando un bajo Factor

de Potencia:

1. Nivel de tensión de instalación por encima del nominal.

2. Utilización excesiva del sistema de aire acondicionado.

3. Motores sobredimensionados para las respectivas cargas.

4. Grandes transformadores alimentando pequeñas cargas durante

mucho tiempo.

5. Lámparas de vapor de mercurio, fluorescentes, etc., sin corrección

individual del Factor de Potencia.

Un bajo Factor de Potencia muestra que la energía esta siendo mal aprovechada

por su empresa. Además, sus instalaciones corren varios riesgos:

1. Variaciones de tensión, que pueden ocasionar motores quemados.

2. Pérdidas de energía dentro de su instalación.

157

3. Reducción del aprovechamiento de la capacidad de los

transformadores.

4. Sobrecalentamiento de los conductores

BENEFICIOS QUE SE OBTIENEN AL MEJORAR EL FACTOR DE POTENCIA:

Cuando se corrige el Factor de Potencia, elevándolo a 0,92 o más, desaparece el

recargo por consumos reactivos.

1. Adicionalmente obtiene una bonificación si sus consumos son

facturados a las tarifas de grandes o medianos consumidores.

2. Las pérdidas de energía se reducen.

3. Se evita el recalentamiento de los conductores.

4. Las variaciones de tensión disminuyen.

5. La capacidad de los transformadores alcanza mejor

aprovechamiento debido a la liberación de carga.

6. Hay un aumento en la vida útil de sus equipos y su empresa pasa a

utilizar energía de forma mas apropiada y económica.

158

CAPITULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

> El estudio realizado permitió determinar las condiciones actuales de los

Servicios Auxiliares en las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión

elegidas para el análisis en cuanto a su operación, consumo de energía y

costos; con lo cual ahora se tiene una idea clara de los beneficios que se

pueden obtener al optimizar los recursos y así poder aplicarlos a las

subestaciones ya existen o nuevas.

> La automatización de los Servicios Auxiliares, constituye una buena alternativa

para disminuir el consumo, enviar información de temperaturas de los

autotransformadores vía remota al COTt mejorar la operación de la iluminación

en las subestaciones y aire acondicionado; en fin mejorar el funcionamiento y

consumo de las principales cargas de auxiliares que se presentan en las

subestaciones. Las subestaciones en las cuales se propone instalar este

sistema son las más importantes, tanto en funcionalidad como en consumo de

Servicios Auxiliares y son tas siguientes: Pascuales, Sta. Rosa, Sto. Domingo

y Quevedo como subestaciones pilotos.

> Se plantea una reestructuración total de la iluminación en todas las

subestaciones del S.N.T.; lo cual permitirá obtener un ahorro aproximado de $

27.000 USD al año, con una inversión de $ 70.000 USD la cual se recupera en

2,6 años; para una vida útil de las luminarias de 6 años. Con una disminución

aproximada en el consumo total de Servicios Auxiliares del 10% (540MWh al

año), como una estimación baja ya que se podría aspirar a más.

159

> En lo referente al aire acondicionado para las subestaciones en estudio, se

pueden obtener una reducción en el consumo cercano al 20%, lo que en

dinero representa alrededor de $ 7.300 USD al año (sólo en las 3

subestaciones de la Costa en estudio: Sto. Domingo, Quevedo y Pascuales).

Si se generaliza para el resto de subestaciones costeñas sin sobreestimar ios

beneficios estaríamos hablando de un ahorro aproximado de $ 10.000 USD al

año.

> El factor de potencia en las subestaciones actualmente es bajo (0,82

promedio), por lo tanto es obvio que se deben instalar compensadores de

reactivos, la mejor opción son los comúnmente conocidos bancos de

capacitores; se ha estimado que se requerirá una inversión de cercana a $

6.000 USD, para obtener un factor de 0,95 en todas las subestaciones del

S.N.T. En cuanto a las penaiizaciones que se deberían cobrar por bajo factor

las tiene que imponer el CENACE actualmente no existe esa reglamentación,

por lo tanto para estimar el valor que se debería cobrar por penal ización se

tomó el método que se aplica por la Empresa Eléctrica Quito S.A. y por las

Empresas distribuidores en México para consumidores de alto voltaje,

adicionaimente se incluye el método de Argentina. Se pudo determinar que la

penalización anual es casi 5 veces más que ¡a inversión, es decir estamos

hablando de cerca de $ 30.000 USD. En este método se considera también

que un factor de potencia mayor al límite constituye causa para bonificaciones,

ésta sería otra opción para recuperar la inversión.

> Un punto generalmente ignorado para el ahorro de energía lo constituyen los

programas de mantenimiento, tanto de equipos como de inmuebles, ya que sin

esto se puede tener un efecto negativo en el rendimiento del personal o en la

percepción de un área y en la seguridad de las personas. Asimismo, al no

tener un mantenimiento adecuado, se desperdicia energía y se deprecian

mucho más rápido los bienes.

160

6.2 RECOMENDACIONES

> Se sugiere realizar visitas técnicas al resto de 20 subestaciones para poder

determinar las necesidades y características que presentan cada una,

adicionalmente esto nos permitirá llevar una estadística actualizada de:

planos, consumo de las principales cargas, operación de los equipos de todas

las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión, para tener una idea

clara y saber si sé esta operando eficientemente los Servicios Auxiliares.

> Los desarrollos tecnológicos de equipos ahorradores de energía constituyen

una poderosa herramienta para la conservación y el ahorro de energía

eléctrica en instalaciones nuevas o existentes. De igual manera, el

conocimiento de equipos y nuevas tecnologías es vital para este quehacer. Un

proyecto de ahorro de energía eléctrica incluye el diagnóstico energético que

permita realizar en forma efectiva la medición de diferentes parámetros y su

análisis.

> Para iluminación de la subestación, lo que incluye calles y patios; se

recomienda cambiar el tipo de luminaria actual Vapor de Mercurio, por

luminarias con un 100% más de eficiencia y nivel de iluminación que son las

luminarias de Vapor de Sodio de alta presión. Los beneficios se han detallado

minuciosamente en el desarrollo de la tesis.

> En la subestación Quevedo se sugiere cambiar el actual sistema de aire

acondicionado; por un sistema que sólo sirva a la Sala de control mediante 6

equipos de 10.000 BTU las justificaciones se detallan en la tesis; lo que nos

permitirá ahorrar 4,89 MWh al mes y en dinero alrededor de $ 250 USD al

mes.

161

> Se debería realizar un estudio parecido al anterior para las siguientes

subestaciones: Milagro, Trinitaria, Portoviejo y Esmeraldas, ya que estas por

su tamaño e importancia, se podría obtener buenos resultados de ahorro por

consumo de aire acondicionado. Para el resto de subestaciones por ser

pequeñas se debería pensar mejor en tratar de dar mantenimiento al sistema

actual.

> Se plantea una verificación del sistema de enfriamiento del autotransformador

ATR (138Kv/69kV) de ia subestación Pascuales, lo cual implica sensores,

medidores, conectadores mecánicos; ya que de acuerdo a las estadísticas de

flujo y temperatura ambiental no debería operar los ventiladores y actualmente

operan. En definitiva se recomienda realizar un mantenimiento del equipo.

> Se recomienda reparar el sistema de conmutación automática para ingreso de

la alimentación alternativa de auxiliares en la Subestación Vicentina y que

actualmente se halla fuera de servicios, esta sugerencia es importante por la

propia seguridad que debe tener la instalación. Adicionalmente se sugiere

reparar el generador de emergencia diesel para Servicios Auxiliares de la

subestación Sta. Rosa, ya que ésta por ser de gran importancia en el sistema

no puede depender sólo de un tipo de alimentación de emergencia

(alimentación mediante línea de distribución 23kV de la E.E.Q. S.A.); ya que

esta en juego el suministro de electricidad en gran parte de la ciudad de Quito

y la zona norte dei país, Ibarra y Carchi, si llegará a salir de operación la

subestación por falla de los auxiliares.

> Se sugiere tener presenta las recomendaciones detallas para las diferentes

áreas, con lo cual estaremos haciendo más eficiente la operación, consumo y

costos que se deberían pagar por Servicios Auxiliares. Cabe destacar que

actualmente no se cobra el consumo por parte del CENACE y tampoco se

aplican las penalizaciones por bajo factor de potencia, y tal vez esa sea la

razón por la que no se ha puesto mucha atención a este tema, pero tarde o

temprano se lo hará y allí se notará los beneficios que se obtendrán al aplicar

las recomendaciones dadas.

162

BIBLIOGRAFÍA

LIBROS:

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México, 1987.

> ENRIQUEZ HARPERT GILBERTO, "Elementos de diseño de

subestaciones eléctricas", Limusa - México, 1983.

> ENRIQUEZ HARPERT GILBERTO, "Guía para el diseño de instalaciones

eléctricas, residenciales, industríales y comerciales", Limusa - México,

1981.

> SPITTA ALBERT F, "instalaciones eléctricas", TOMOS I y II, Dossat -

Madrid, 1975/1981.

> SMITH ROBERT and HERMÁN STEPHEN, "Electrical wiring industriar,

DelMar-U.S.A., 1999.

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Nacional de Transmisión", Área Explotación.

TESIS:

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subestaciones", EPN -1980

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163

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http://www.iqe.com/product/household/refriqerator.hmtl

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07:0

008

:00

09:0

010

:00

11:0

012

:00

13:0

014

:00

15:0

016

:00

17:0

018

:00

19:0

020

:00

21:0

022

:00

23:0

00:

00

Ene

ro 1

7, 2

001

ME

DID

OR

LEC

TU

RA

S (k

Wh)

4592

.03

4641

.22

4689

.73

4738

.33

4786

.81

4795

.23

4804

.86

4821

.82

4841

.66

4856

.38

4870

.08

4885

.24

4900

.12

4915

4931

.77

4971

.39

4996

.28

5013

.05

5042

.08

5079

.71

5116

.22

5156

.851

96.3

852

22.0

1

TO

TA

L C

ON

SU

MO

DIA

RIO

:

CO

NS

UM

OK

wh 49

.19

48.5

148

.60

48.4

88.

429.

6316

.96

19.8

414

.72

13.7

015

.16

14.8

814

.88

16.7

739

.62

24.8

916

.77

29.0

337

.63

36.5

140

.58

39.5

825

.63 40

669.

98

Febre

ro 2

1, 2

001

ME

DID

OR

LEC

TU

RA

S (k

Wh)

3605

2.4

3609

4.9

3613

6.1

3617

7.9

3621

9.8

3626

1.6

3630

3.5

3632

1 .6

3634

0

3635

8.3

3637

5.1

3639

5.7

3644

0.8

3646

5.9

3648

6.2

3654

0.2

3657

5.6

3661

2.9

3665

9.5

3670

7.5

3674

4.4

3678

6.3

3683

5.7

3688

5.1

CO

NS

UM

OkW

h 42.5

041

.20

41.8

041

.90

41.8

041

.90

18.1

018

.40

18.3

016

.80

20.6

045

.10

25.1

020

.30

54.0

035

.40

37.3

046

.60

48.0

036

.90

41.9

049

.40

49.4

0 42

874.

7

AN

EX

O 4

-5T

AB

LA

DE

CO

NS

UM

O D

E E

NE

RG

ÍA H

OR

AR

IA "

SU

BE

ST

AC

IÓN

PA

SC

UA

LES

'

HO

RA

S 01:0

002

:00

03:0

004

:00

05:0

006

:00

07:0

008

:00

09:0

010

:00

11:0

012

:00

13:0

014

:00

15:0

016

:00

17:0

018

:00

19:0

020

:00

21:0

022

:00

23:0

00:

00

Oct

ub

re 1

8, 2

000

ME

DID

OR

LE

CT

UR

AS

(kW

h)

3816

35.2

638

1717

.12

3817

89.2

438

1862

.67

3819

36.0

738

2006

.46

3820

94.6

538

2227

.45

3823

00.1

638

2402

.61

3825

05.9

838

2620

.638

7013

.93

3870

64.2

438

7106

.71

3871

51.2

938

7193

.538

7237

.35

3873

13.3

138

7424

.61

3874

83.8

3875

70.2

938

7657

.38

3877

57.5

2

TO

TA

L C

ON

SU

MO

D

IAR

IO:

CO

NS

UM

OK

wh 81

.86

72.1

273

.43

73.4

070

.39

88.1

913

2.80

72.7

110

2.45

103.

3711

4.62

100.

0050

.31

42.4

744

.58

42.2

143

.85

75.9

611

1.30

59.1

986

.49

87.0

910

0.14

100.

00

1928

.93

No

viem

bre

15,

200

0M

ED

IDO

RLE

CTU

RA

S

(kW

h)

4481

94.3

4482

97.3

4484

00.1

4485

12.9

4486

20.1

4487

29.0

4487

96.5

4488

80.0

4489

70.8

4490

65.2

4491

73.3

4492

60,9

4493

62.0

4494

66.3

4495

52.7

4496

63.0

4497

46.5

4498

47.3

4499

45.5

4500

56.3

4501

64.0

4502

68.6

4503

69.7

4504

76.3

CO

NS

UM

OkW

h10

3.03

102.

8411

2.80

107.

1310

8.97

67.5

283

.43

90.7

894

.49

108.

0787

.61

101.

0610

4.32

86.4

011

0.27

83.5

210

0.80

98.1

811

0.78

107.

7110

4.64

101.

0610

6.59

100.

00

2382

Dic

iem

bre

20,

200

0M

ED

IDO

RL

EC

TU

RA

S

(kW

h)

5260

10.8

5261

21.0

5262

31.1

5263

18.5

5264

12.7

5265

06.9

5265

96.0

5267

03.9

5267

69.9

5268

64.6

5269

45.4

5270

40.9

5271

28.2

5272412

5273

06.4

5274

01.6

5274

83.9

5275

72.7

5276

64.0

5277

75.2

5278

85.9

5280

01.3

5281

06.4

5282

20.7

CO

NS

UM

OkW

h11

0.14

110.

1587

.40

94.2

094

.18

89.1

510

7.90

65.9

994

.72

80.7

695

.49

87.3

011

3.02

65.1

595

.24

82.3

088

.77

91.3

511

1.20

110.

7011

5.42

105.

0211

4.37

100.

00

2309

.92

En

ero

17,

200

1M

ED

IDO

RL

EC

TU

RA

S (

kWh

)59

5172

.659

5282

.959

5396

.859

5501

.559

5626

.359

5729

.059

5816

.159

5900

.559

5994

.859

6091

.859

6187

.959

6272

.759

6366

.359

6460

.459

6553

.459

6647

.359

6741

.159

6833

.859

6921

.559

7030

.159

7148

.959

7262

.659

7356

.459

7468

.4

CO

NS

UM

OkW

h11

0.34

113.

8610

4.67

124.

8210

2.67

87.1

084

.48

94.2

197

.02

96.1

384

.80

93.6

394

.07

93.0

093

.86

93.8

692

.68

87.7

210

8.56

118.

8411

3.68

93.8

011

2.00

100.

00

2395

.8

ANEXO 5-1TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN VICENTINA"

PANEL 208/1 20VTomas Edificio Circuito N°1

Tomas Edificio Circuito N°2

Cargador de Baterías 125VCC BC1




Calefactores gabinetes 52Q2

Calentador de agua, cocina, bodega

Iluminación Protecciones

Tomas patio 208/1 20V

Gabinete Transformador 1

Servicio Auxiliares E.E.Q

Servicio circuito auxiliares (Dúplex)

Gabinete Transformador 2

Casa guardián

al tablero de iluminación

Iluminación tableros circuito 1

Iluminación tableros circuito 2

luminación casa de control circuito 1

1 u m¡ nación casa de control circuito 2

iuminación exterior edificio

luminación patio transformadores

luminación patio 138 KV

UTR

Tomas radio, biblioteca

reserva

Servicios auxiliares Linea I barra 2

Tomas tableros (CA y CC)

IA

(A)003

OFF1.33.63.1

000

16.110.30.9

00

ON8.26.2

OFF3

17.2400

OFF00

IB(A)

00

4.3

1.13.8

10.6000

15.97.560.9

00

0.64.1

3.416.24

00

00

IC(A)

00

3.6

13.4

10.1000

15.911.4

00

3.317.2

00

00

PA(KW)

00

0.16

0.140.370.41

000

1.021.280.14

00

0.940.73

0.41.98

00

00

PB(KW)

00

0.24

0.160.411.22

000

0.980.870.15

00

0.050.53

0.491.87

00

00

PC(KW)

0D

0.3

0.170.381.22

000

0.981.52

00

0.491.92

00

00

ANEXO 5-2TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN SANTA ROSA"

PANEL P1 400A-3F-480V123456789

1011

IA(A)

Conmutador automático terciarios y línea distríb.

breaker principa! de entrada

al pane! P2

Reserva

8516.1

OFFInterbloqueo al generador y alimentación principal

a! panel P4

al panel P3

Al transformador T3

Reserva

Disyuntor de reactor 7X2

Disyuntor de reactor 7W2

2.61.3

62.7OFF

00

IB<A)

80.9218.1

3.61.3

56.2

00

IC(A)

76.8119.4

10

55.4

00

PA(KW)

18.62.1

1.10.6

13.5

00

PB(KW)

15.652.2

1.60.6

10.7

00

PC(KW}

15.742.5

0.40

11.2

00

PANEL P2 : TIPO NHB123456789

1011121314

Panel planta tratamiento de agua PTA

Bomba pozo profundo

Futuro enfriamiento autotransfomnador ATT 0A

Futuro enfriamiento autotransformador ATT 0B

Futuro enfriamiento autotransformador ATT 0C

Enfriamiento autotransformador ATU 0A

Enfriamiento autotransformador ATU 0B

Enfriamiento autotransformador ATU 0C

Enfriamiento autotransformador ATU 0R

Toma tratamiento de aceite autotransf. ATU

Panel de calefacción y ventilación P6

Toma tratamiento de aceite transí. TRN

Reserva

Reserva

00

OFFOFFOFF

1.4OFF

1.4,1.4

OFFOFFOFFOFFOFF

00

1.4

1.51.4

00

1.5

1.51.5

00

0.7

0.70.7

00

0.7

0.80.7

00

0.8

0.80.9

PANEL P3 :123456789

10111213141516171819202122

Seccionadores y disyuntores Totoras 1 y 2

Futuro

Futuro

Futuro

Futuro

Seccionadores acoplamientoFuturo

Futuro

Futuro

Futuro

Futuro

Disyuntor autotransformador ATU (52-2U2)

Futuro

Seccionadores autotransformador ATUFuturo

Disyuntor Línea Santo Domingo 1 (52-212)

Futuro

Seccionadores Línea Santo Domingo 1

Futuro

Disyuntor Línea Santo Domingo 2 (52-222)

Disyuntor acoplamtentoj(52-202)

Seccionadores Línea Santo Domingo 2

0OFFOFFOFFOFF

0OFFOFFOFFOFFOFF

0OFF

0OFF

0OFF

0OFF

000

0

0

0

0

0

0

000

0

0

0

0

0

0

000

0

0

0

0

0

0

000

0

0

0

0

0

0

000

0

0

0

0

0

0

000

PANEL P4: TIPO NHB12

Seccionadores y Disyuntor El Carmen

Reserva0

OFF0 0 0 0 0

3456789

101112131415161718192021222324

Reserva

Reserva

Disyuntor Línea Vicentina (52-132)

Seccionadores Línea Vicentina

Reserva

Reserva

Disyuntor Linea Selva Alegre 2 (52-152)

Seccionadores Línea Selva Alegre 2

Disyuntor Línea Eugenio Espejo (52-142)

Seccionadores Línea Eugenio Espejo

Disyuntor Transformador TRN (52-1 N2)

Seccionadores Transformador TRN

Disyuntor Transferencia (52-1 02)

Seccionadores Transferencia

Disyuntor Turbina de Gas (52-1 62)

Seccionadores Turbina de Gas

Futuro

Futuro

Futuro

Futuro

Disyuntor Autotransformador ATU (52-1 U2)

Seccionadores Autotransformador ATU

IA(A)

OFFOFF

00

OFFOFF

0000000000

OFFOFFOFFOFF

00

IB

(A>

00

0000000000

00

IC(A)

00

0000000000

00

PA(KW)

00

0000000000

00

PB(KW)

00

0000000000

00

PC(KW)

00

0000000000

00

PANEL P8 : 208/1 20V Casa de Contr123456789

101112131415161718192021222324252627282930313233

Del Transformador T3

Registrador de kWh y KVARh (0)

Futuro

Cargador de Baterías Grupo Diesel (0)

Cargador EA.31 (30)

Cargador de Baterías BC1 (30)

Bomba contra incendio (30)

Cargador de Baterías BC2 (30)

Cargador de baterías comunicaciones BC3 (30

Tomas patio Autotransformador ATU (30)

Tomas patio 138KV (Enfriamiento Transí. MOVÍ

Taller (30)

Regulador de Vottaje y de iluminación (30+N)

Grupo Diesel de emergencia (llega al tablero)

Tomas patio 230kV(30)

Enfriamiento transformador TRN (30+N)

Iluminación calles 230 kV (30)

Iluminación Patio 230 kV (30)

Iluminación Patio y calles sector autotransf. (30

Bomba agua pozo (30)

Calefactores Secci. 89-1 U5,1 U3.1 U1 , TB-D1 (Z

Calefactores Div. de Pot. Barras 230 kV (0)

Calefactores Div. de Pot. lineas 230 kV (0)

Calefactores seccionad, lineas Totoras 1 y 2 (3(

Servicios para JB-242 y JB-232

Iluminación calles sector 138 kV y EEQ (30)

Iluminación pal» 138 kV y 46 kV (30)

Calefactores sintoneadores de línea 138 kV (0¡

Calefactores seccionadores 230 kV circuito 1 (í

92.60

91.6

No existe breaker0.73.7

20.90

7.114.7

012.6

024.3

00.9

35.516.2

610.6

00.9

17.10.86.34.5

01.7

Calefactores seccionadores 230 kV circuito 2 (0)

ruturo

Futuro

Seccionadores Linea Papallacta 138 kV

OFFOFF

0.9

3.117.2

010.514.3

012.4

017.2

00

18.613

4.79.7

0

1.1

4.66.43.38.3

6.9

0

103.3

2.523.9

09.5

1.512.1

036.4

00

34.613

4.810.2

0

1.45.2

8.55.6

0

9.120

0.120.330.98

00.120.08

00.65

03.79

00.2

3.631.590.861.18

00.16

2.240.2

0.770.53

00.29

0.2

8.64

0.290.2

00.241.02

00.69

02.08

00

1.341.180.691.14

0

0.17

0.690.770.451.02

1.9

0

10.76

0.241.14

00.57

0.330.53

04.48

00

1.751.470.691.22

0

0.20.73

1.140.69

0

AN

EX

O 5

-3TA

BLA

DE

ME

DIC

IÓN

DE

SE

RV

ICIO

S A

UX

ILIA

RE

S "

SU

BE

ST

AC

IÓN

PU

CA

RÁ

"

CA

RG

AS

Cal

efac

tor

y F

uerz

a C

irc.1

Cal

efac

tor

y F

uerz

a C

irc.2

Cal

efac

tor

y F

uerz

a C

irc.3

Car

gado

r B

ater

ías

48V

N°1

Car

gado

r B

ater

ías

48V

N°2

Tom

as d

e F

uerz

a S

/EIlu

min

aci

ón

Pat

io S

/E

IA (A) 10

.2 17.

72.8

IB <A) 2

.9

IC (A)

2.8

PA

(KW

) 1.35

0.16

1.26

0.24

PB

(KW

) 0.24

PC

(KW

) 0.24

Sól

o f

unci

ona u

no a

la v

ez

24.1

18.3

34.8

2.28

1.75

3.79

Tie

mpo

de fu

nci

onam

iento

(Hor

as e

n e

l dí

a)24 24 24 24 0

disc

ontin

ua12

(6pm

-6am

)

|Vff

= 2

12

VC

AV

fn =

12

2.5

VC

A

CO

NS

UM

O M

EN

SU

AL

SU

BE

ST

AC

IÓN

:C

AR

GA

SC

alef

acto

r y

Fue

rza C

irc.1

Cal

efac

tor

y F

uerz

a C

irc.2

Cal

efac

tor

y F

uerz

a C

irc.3

Car

gado

r B

ater

ías

48V

N°1

Car

gado

r B

ater

ías

48V

N°2

Tom

as d

e F

uerz

a S

/EIlu

min

ació

n P

atio

S/E

Car

gas

de C

ontin

ua

TO

TA

L

CO

NS

UM

O:

EN

ER

GÍA

DIA

RIA

(KW

h) 32.4

3.84

30.2

417

.28 0 0

93.8

4

177.

6 K

Wh/d

ía

EN

ER

GÍA

ME

NS

UA

L(K

Wh) 97

211

5.2

907.

251

8.4 0 0

2815

.2

5328

KW

h/m

es

Porc

enta

je

(%» 18

.24

2.16

17.0

39.

730 0

52.8

4

100%

CO

NS

UM

O D

E A

UX

ILIA

RE

SE

N C

EN

TR

AL

PU

CA

RÁ

:

CO

NS

UM

O

DIA

RIO

S(p

rom

ed.)

AU

XIL

IAR

ES

UN

IDA

D 1

AU

XIL

IAR

ES

UN

IDA

D 2

SS

.AA

. G

EN

ER

ALE

SC

ON

SU

MO

T

OT

AL

ES

:

EN

ER

GÍA

DIA

RIA

(MW

h)

1.27

1.16

1.47 3.9

MW

h/d

ía

EN

ER

GÍA

ME

NS

UA

L(M

Wh

) 117

MW

h/m

es

INFLU

EN

CIA

DE

L C

ON

SU

MO

DE

S/E

PU

CA

RÁ

. E

N E

L C

ON

SU

MO

DE

LA

CE

NT

RA

L P

UC

AR

Á

El c

onsu

mo d

e la

Sub

esta

ción

Puc

ará r

epre

sen

ta e

l 4.

55%

del

to

tal

de

HID

RO

PU

CA

RÁ

. ad

emás

com

o s

e p

uede

obse

rvar

las

carg

as d

e c

ontin

ua y

alte

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dan

un

con

sum

o c

onst

ante

dur

ante

tod

o e

l m

es.(

en o

pera

ción

nor

mal

)

ANEXO 5-4TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN STO. DOMINGO"

PANEL P1 400A-3F-480V123456789

101112131415

IA(A)

Conmutador automático terciarios y línea distrib.

breaker principal de entrada

a! panel P2

Reserva

al panel P6, aire acondicionado

Reserva

Reserva

59.81.5

OFF58.3

OFFOFF

Interbloqueo al generador y alimentación principal

Al transformador T3

al panel P3

al panel P4

Reserva

bomba contra incendios


Reserva

00

OFF00

OFF

IB(A)

61.41.4

60

00

00

IC(A)

60.51.5

59

00

00

PA(KW)

110.5

10.5

00

00

PB(KW)

11.50.5

11

00

00

PC(KW)

10.90.4

10.5

00

00

>ANEL P2 225A-3F-480V viene del P'123456789

1011121314151617181920

enfriamiento autotransformador ATU (A)

enfriamiento autotransformador ATU (B)

enfriamiento autotra reformador ATU (C)

enfriamiento autotransformador ATU (R)

enfriamiento autotransformador ATT (A) FUTUf

enfriamiento autotransformador ATT (B) FUTUI

enfriamiento autotransformador ATT (C) FUTU

enfriamiento autotransformador ATR (A)

enfriamiento autotransformador ATR (B)

equipo tratamiento de aceite a ut otra nsf armad on-

enfriamiento autotransformador ATR (C)

enfriamiento autotransformador ATR (R)

enfriamiento autotransformador ATO (A) FUTU

enfriamiento autotransformador ATQ (B) FUTU

enfriamiento autotransformador ATQ (C) FUTU

reserva

bomba de pozo profundo

reserva

reserva

reserva

1.500

1.400

1.500

0.800

0.700

NO EXISTE EL AUTOTRANSFORMADOR "R"OFFOFFOFF

00

OFF0

00

0

00

0

00

0

00

0NO EXISTE EL AUTOTRANSFORMADOR "R"OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF

0.800

00

0

PANEL P3 100A-3F-480V123456789

101112131415

breaker viene del panel P1

futuro

futuro

Futuro

futuro

futuro

futuro

disyuntor línea sta.rosa 2 (52-212)

seccionadores línea sta.rosa 2

disyuntor acoplamiento (52-202)

seccionadores acoplamiento

disyuntor línea sta.rosa 1 (52-222)

seccionadores linea sta.rosa 1

disyuntor autotransformador ATU (52-2U2)

seccionadores autotransformador ATU

ONOFFOFFOFFOFFOFFOFF

00000000

00000000

00000000

00000000

00000000

00000000

16171í1£2C212223

disyuntor línea quevedo 2 (52-232)

seccionadores línea quevedo 2

i disyuntor línea quevedo 1 (52-242)

seccionadores línea quevedo 1

reserva

reserva

, reserva

reserva

IA(AJ

CcCc

OFFOFFOFFOFF

IB(A)

) C) Cí C

C

IC(A)

) CJ C) C

c

PA(KW)

í CCCc

PB(KW)

í CCcc

PC(KW)

), 0), 0

00

PANEL P4 100A-3F-480V1A

345

6789

101112131415161718192021

breaker viene del panel P1

disyuntor línea esmeraldas 1 (52-112)

seccionadores línea esmeraldas 1

disyuntor línea esmeraldas 2 (52-122)

seccionadores íínea esmeraldas 2

futuro

futuro

futuro

futuro

disyuntor transferencia (52-102)

seccionadores transferencia

disyuntor autotransformador ATR (52-1 R2)

seccionadores autotransformador ATR

disyuntor autotransformador ATU (52-1 U2)

seccionadores autoíransformadorATU

futuro

futuro

reservareserva

reserva

reserva

ON0000

OFFOFFOFFOFF

000000

OFFOFFOFFOFFOFFOFF

0000

000000

0000

000000

0000

0000c0

0000

000000

0000

000000

PANEL P8 400A-3F-208/120V•i£

34j

ti789

1011

l^U141516

171819202122

Llegada del transformador T3

Al panel P7

Al panel P9

Cargador de baterías control BC1



nterbfoqueo viene del generador diesel

Reserva

UTR1

Panel iluminación y tomas L1 , casa de control

7.813.6

04.3

19.6

OFF0

32.2nterbloqueo del generador auxiliar y alimentación principal

lumínacíón calles sector 230KV circuito N°1

Calentador de agua casa de control y del guardi

luminación calles sector 230KV circuito N°2

Reserva

lumínación calles autotransformador y casa de

uminación patio 230KV

uminación calles sector 138KV

uminación patio 1 38KV y autotransformador

uminación calles sector 69KV y autotransformí

uminación patio 69KVy autotransformador

Control contactor panel D2

8.42.2

6OFF

3.28.33.54.83.42.5

4.512,9

04.6

011.7

72,56.6

45

9,45.95.8

5

c1C0

3.519.5

034.5

7.50

7.2

2.89.1

11.48.47.7

4.8

1.021.8Í

C0.371.65

C3.82

1.0S0.330.77

0.241

0.530.560.4

0.32

0.6-1.83

00.45

01.47

0.920.410.85

0.360.61.2

0.720.6

0.64

0.11.22

00.411.63

04.12

0.930.1

0.93

0.241.121.4

1.040.84

0.6

PANEL P7 100A-3F-20B/120V123456789

1011

futuro

futuro

futuro

futuro

futuro


disyuntor autotransformador ATR

disyuntor línea Sto. Domingo 2 (52-012)

disyuntor linea Sto. Dominga 1 (52-022)

calefactor seccionadortes 69kv

reserva

1A

(A)OFFOFFOFFOFFOFF

0000

7.7OFF

IB(A)

0000

4.46

IC

(A)

00000

PA(KW)

00001

PB(KW)

0000

0.61

PC(KW)

0000

0.1

PANEL P9 100A-3F-208/120V123456789

10111213141516171819

Breaker general viene del P8

tomas patio 230 kv

tomas patio autotransformador ATU

tomas patio 138kv

tomas patio 69kv y autotransformador ATR

cargador de baterías grupo diesel

calefactor de reactor

iluminación y tomas planta tratamiento de agua

calefactores sintonizadores de línea 230KV

calefactores sintonizadores de línea 1 38KV

reserva

calefactores divisores de potencial línea 230kv

calefactores seccionadores circuito N°1 230kv

calefactores divisores de potencial - barras 2301

calefactores seccionadores circuito N°2 230kv

calefactores divisores de potencial 138kv

calefactores seccionadores 138kv

reserva

planta de tratamiento de agua

ON0000000

1.61.5

OFF3.43.61.6

61.76.2

OFF0

0000000

0

0000000

0

0000000

0.240.24

0.450.540.280,90.3

0.81

0

0000000

0

0000000

0

ANEXO 5-5TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN QUEVEDO"

PANEL P1 600A-3F-480V123456789

10

IA

(A)Conmutador automático terciarios y linea distrib.


Reserva

al panel P2

65OFF

39.4ínterbloqueo al generador y alimentación principal

ai panel P3

Reserva

Al transformador T3

al panel P4


0OFF

232.6

0

IB(A)

61.2

39.2

0

19.42.6

0

IC(A)

55.5

39.4

0

16.100

PA(KW)

13

7

0

5.30.7

0

PB(KW)

10.6

7

0

30.6

0

PC(KW)

10.2

7

0

3.200

PANEL P2 600A-3F-480V123456789

10111213141516

planta tratamiento de agua PTA

bomba de pozo profundo

enfriamiento autotransf. ATU (A) - FUTURO

enfriamiento autotransf. ATU (B) - FUTURO

enfriamiento autotransf. ATU (C) - FUTURO

enfriamiento autotransformadorATT (A)

enfriamiento autotransformador ATT (B)

enfriamiento autotransformador ATT fC)

enfriamiento autotransformador ATT (R)

toma tratamiento de aceite transformador TRR

toma tratamiento de aceite autotransformador A

reserva

panel de aire acondicionado P6

reserva

reserva

reserva

fuera de serviciofuera de servicioOFFOFFOFF

0OFF

01.5

0OFFOFF

36.8OFFOFFOFF

000

1.40

36.9

000

1,50

36.7

000

0.70

6.7

000

0.70

6.6

000

0.80

6.6

PANEL P3 1 0OA-3F-480V123456789

101112131415161718190

212223

breaker, del panel P1

disyuntor línea Sto. Domingo 1 (52-212)

seccionadores línea Sto. Domingo 1

disyuntor línea Sto, Domingo 2 (52-222)

seccionadores línea Sto. Domingo 2

disyuntor autotransformador ATT (52-2T2)

seccionadores autotransformador ATT

disyuntor línea Pascuales 1 (52-232)

seccionadores línea Pascuales 1

disyuntor acopiamiento (52-202)

seccionadores acoplamientodisyuntor línea Pascuales 2 (52-242)

seccionadores línea Pascuales 2

futuro

utura

uturo

Uturo

uturo

uturo

reserva

eserva

eserva

•eserva

ON000000000000

OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF

00000000ü000

000000000000

000000000000

00

L_ °000000000

000000000000

PANEL P4 100A-3F-480V123456789

10111213U151617181920212223242526

reserva

reserva

disyuntor autotransformador ATT (52-1 T2)

seccionadores autotransformador ATT

reserva

reserva

disyuntor línea Daule 1 (52-152)

seccionadores linea Daule 1

disyuntor línea Daule 2 (52-162)

seccionadores línea Daule 2



disyuntor transformador TRR (52-1 R2)

seccionadores transformador TRR

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

disyuntor línea Quevedo Norte (52-012)

disyuntor línea Quevedo Sur (52-022)

disyuntor transformador TRR (52-OR2)


IA

(A)OFFOFF

00

OFFOFF

00000000

OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF

0000

IB(A)

00

00000000

0000

IC(A)

00

00000000

0000

PA{KW)

00

00000000

000ó1

PB(KW)

00

00000000

0000

PC(KW)

00

00000000

0000

PANEL P8 600A-3F-208/1 20V123456789

1011121314151617181920212223242526272829

viene del T3

cargador de baterías de control BC2

cargador de baterías de control BC1

cargador de baterías - comunicaciones

tomas patio autotransformador

alumbrado tratamiento de agua

tomas patio 69kv


tornas patio 230kv

tomas patio 1 38kv

equipo comunicaciones

registrador kw y kvar

Motor selsyn

regulador voltaje iluminación L1

viene del grupo diesel

espacio

nterconexión NC

reserva

laminación de patio 230kv

luminación de calles - patio autotransformador

luminación de patio 1 38kv/69kv

reserva

enfriamiento transformador TRR

calefactores divi. Capacit. potencial 230kv Circ.

51.116.4

014.9

0000000

67.113.1

015.4

0000000

fuera de serviciofuera de servicio

70

OFFONOFF

12.98.59.9

OFF0

3.6calefactores divi. Capacit. potencial 230kv Circ. 2

calefactor reactor RCW

luminación de calles 230kv

luminactón calles sector 1 38 kv

calefactores sintonizadores línea 138KV

1710.9

0

30.80

88.518

0

1.5

15.714.6

16.79.9

0

0000000

2.20

111.8

16.1

0

015.91.1

5.940.98

01.26

0000000

0.90

1.511.021.18

00.65

2.21.43

0

6.510.69

00.24

0000000

3.750

0.981.022.2

0

0.33

2.041.83

1.180.33

0

0000000

0.06160

1.430.411.14

0

02.080.24

3031323334353637

calefactor seccionador 138KV

reserva

Panel del taller

calefactor equipo comunicaciones

sirena e iluminación planta tratamiento agua

calefactores seccionadores 230KV - Circuito 1

calefactores seccionadores 230KV - Circuito 2

UTR

IA(A)

OFFOFF

8.4

IB

(A)5.5

0

3.4

IC

(A)

1.7

0

PA(KW)

1.22

PB(KW)

0.73

0

0.45

PC(KW)

0.33

0

ANEXO 5-6TABLA DE MEDICIÓN DE SERVICIOS AUXILIARES "SUBESTACIÓN PASCUALES"

PANEL P1 480V^400A-30123456789

10111213141516

interbloqueo entre terciarios y linea distribución


al tablero P2

al panel P2-A

al tablero P6 (aire acondicionado)

reserva

IA(A)

144.64.8

056.2

OFFInterbloqueo al generador y alimentación principal

al transformador T3

al panel P3

al panel P4-A

al panel P4-B


disyuntor de reactor 7W2

disyuntor de reactor 7X2

reserva

reserva

76.65.7

01.3

000

OFFOFF

IB

<A)

1410.6

057.8

76.75.9

00000

IC(A)

124.740

56.8

62.500

1.4000

PA(KW)

33.31.3

011.3

191.3

00.4

000

PB(KW)

30.50.4

011.5

17.21.4

00000

PC(KW)

27.31.6

011

14.200

0.5000

PANEL P8 208/120V-400A-30123456789

10111213141516171819202122

del transformador T3

al panel P9

panel de iluminación y tomas L1 casa de contro

cargador de baterías control BC3 - comunic

cargador de baterías BC1 - control

cargador de baterías BC2 - control

breaker del generador

al panel L4/Casa guardián

Calefactor disyuntor (52-022) Sto. Domingo 1

Bodega y comedor

interbloqueo generador

iluminación calles sector 230KV

iluminación patío 230KV

iluminación calles autotransf. y sala de control

iluminación sector autotransf. Y futuro 69KV

iluminación calles sector 138KV

iluminación patío 138KV

Aire acondicionado/oficina mantenimiento

reserva

Tomas paneles 18 y 20 (Policentro 1 y 2)

calentador de agua

control contactor panel L3

89.420.824.226.9

010.9

0

8.6

27.3

13.46.1181.9

9OFF

000

91.620.523.626.8

011.1

0

8

26.7

06.6

13.66.5

9

04.5

0

88.312.436.3

010.6

0

0

05.1

16.90

15.16.5

04.5

0

7.752.7

2.912.18

00.93

0

0.77

0.320.731.090.771.90.31,1

000

7.762.662.860.24

01.01

0

0.77

0.280.72

00.681.370.72

1

00.65

0

7.451.613.95

00.85

0

0

00.772.12

01.840.88

00.65

0PANEL P9 208/120V-100A-30123456789

101112

viene del panel P8tomas patio 230kv

tomas patio autotransformadores

tomas patio 138kv

Motor CDG

cargador de baterías grupo diesel

Calefactor seccionador autotransformador

calefactor de reactores

tefactor sintonizador lineas 138KV

Calefactor pos. 10 y DCP's pos. 9reserva

calefactores div.capa.de pot. 230kv-linea

0 0 0NO ESTA CONECTADO

00

00.8

OFF

00

0.9

0

0

00

0.9

0

0

00

00.16

0

00

0.2

0.08

0.6

0

00

0.2

0.4

131415161718192021

calefactores seccionadores 230kv-circuito1

calefactores div.capa.de pot. 230kv-barras

calefactores seccionadores 230kv-circuito2

calefactores div.capa.de pot. 138kv

calefactores seccionadores 138kv

seccionador de barra 89-1 Y1

seccionador línea Posorja 138KV

calefactor CDG

S/N

IA(A)

1.4

10.500

7.60

IB(A)

9.6

00

1.45.1

IC(A)

0

1.4

00

3.9

PA(KW)

0.32

1.2500

1.20

PB(KW)

1.4

00

0.320.4

PC(KW)

0.7

0.32

00

0.32PANEL P2 480V-225A-30123456789

1011121314151617181920

enfriamiento autotransf ormador ATU (A)

enfriamiento autotransformador ATU (B)

enfriamiento autotransformador ATU (C)

enfriamiento autotransformador ATU (R)

enfriamiento autotransf. ATT (A) FUTURO

enfriamiento autotransf. ATT (B) FUTURO

enfriamiento autotransf. ATT (C) FUTURO

enfriamiento autotransf. ATQ (C)-RESERVA

enfriamiento autotransf. ATQ (A)-RESERVA

enfriamiento autotransf. ATQ (B)-RESERVA

equipo tratamiento de aceite autotransf, ATU

enfriamiento autotransf. ATR (R)-FUTURO

enfriamiento autotransf. ATR (A)-FUTURO

enfriamiento autotransf. ATR (B)-FUTURO

enfriamiento autotransf. ATR (C)-FUTURO

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

4.4 4.4 4.4FUERA DE SERVICIO

4.413.7

OFFOFFOFFOFFOFFOFF

0OFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFFOFF

4.113.5

0

4.413.5

0

0.8

0.82.3

0

0.8

0.72.3

0

0.7

0.82.3

0

PANEL P2-A 480V-225A-30123456789

10111213141516

diisyuntor Lfnea Paute 1

seccionadores Linea Paute 1

diisyuntor Línea Paute 2

seccionadores Linea Paute 2

diisyuntor Línea Trinitaria 1

diisyuntor Línea Trinitaria 2

seccionadores Línea Trinitaria 1

seccionadores Línea Trinitaria 2

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

reserva

PANEL P3 480V-100A-30(patio 230kv12345678

del panel P1

futuro

futuro

futuro

futuro

futuro

futuro

disyuntor linea Quevedo 2 (52-212)

0

000000000000000

0000000000000000

0000000000000000

0000000000000000

0000000000000000

0000000000000000

OFFOFFOFFOFFOFFOFF

0 0 0 0 0 0

91011121314151617181920212223

seccionadores linea Quevedo 2

disyuntor acoplamiento (52-202)

seccionadores acoplamiento

disyuntor linea Quevedo 1 (52-222)

seccionadores linea Quevedo 1

disyuntor autotransformador (52-2U2)

seccionadores autotransformador

disyuntor linea Milagro 2 (52-232)

seccionadores linea Milagro 2

disyuntor linea Milagro 1 (52-242)

seccionadores linea Milagro 1

reserva

reserva

reserva

reserva

IA

(A)00000000000

OFFOFFOFFOFF

IB

(A)00000000000

IC

(A)00000000000

PA(KW)

00000000000

PB(KW)

00000000000

PC(KW)

00000000000

PANEL P4nA 480V-100A-30(patio 138kv)

123456789

101112131415

viene del panel P1

disyuntor línea Policentro 2

disyuntor linea Policentro 1

disyuntor linea Santa Elena (52-1 12)

seccionadores linea Santa Elena

Alimentación Alarmas 18 "A"

Alimentación Alarmas 20 "A"

disyuntor linea Posorja (52-122)

seccionadores linea Posorja

disyuntor linea Salitral 2 (52-1 32)

seccionadores linea Salitral 2



reserva

reserva

0

00000000000

OFFOFF

000000000000

000000000000

000000000000

000000000000

000000000000

PANEL P4-B 480V-100A-30(patio 138kv)123456789

101112131415

viene del panel P1

disyuntor autotransformador (52-1 U2)


disyuntor linea Salitral 1 (52-142)

seccionadores linea Salitral 1

disyuntor autotransformador ATR(52-1 R2)

seccionadores (89-1 R5)

disyuntor autotransformador ¿52-1 Q2)


Alimentación sección #10

Calefactoresl 8A-20A

Alimentación motor seccionador Policentro 1

Calefactor disyuntor Policentro 1 y 2

enfriamiento y cargador de tomas bajo carga aul

reserva

0

0

0

000000

1.30

0OFF

000000000

0

0

000000000

01.4

0

000000000

0.40

0

000000000

0

0

000000000

00.5

0

PANEL P11 -208/1 20V (Patio 69KV)11 Viene del lado de baja tensión del T3 61 591 58.8 5.4 5.2 5.2

escuela politÉcnica nacionalbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/6041/1/t1774.pdf · 4.3....

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