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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
INTRODUCCIÓN DE 23 kV EN EL SECTOR NORORIENTAL DELDISTRITO CENTRO NORTE DE QUITO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO
DIRECTOR: ING. POVEDA MENTOR
Quito, Julio de 2001
DEDICATORIA
,4 mi abfjegado Padre Ramira^qiden con su ejemplo y
T esfuerzo me ha apoyado toda eL tiempo de estudio y a mi
/ 'MadreManuelapor suapoyo.
V
$DECLARACIÓN
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Nosotros, Panchi Pomboza Francisco Javier y Quísaguano Quisaguano LeninRamiro declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestraautoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificaciónprofesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyenen este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedadintelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, segúnlo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por lanormatividad institucional vigente.
/TVPanchi Pomboza Francisco
Javierluisaguano
Lenin Ramiro
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CERTIFICACIÓN
Certifico que ei presente trabajo fue desarrollado por Francisco Javier PanchiPomboza y Lenin Ramiro Quisaguano Quisaguano, bajo mi supervisión.
Ing Mentor Poveda
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTO
A todo el personal docente de la de la Escuela Politécnica
Nacional y en especial a. los profesores de la Escuela de
Ingeniería Eléctrica quienes nos han brindado sus
conocimientos.
De manera especial al Ing. Mentor Poveda por darnos la.
valiosa oportunidad de trabajar conjuntamente en la
elaboración del presente trabajo.
Allng. Luis Taco por dar todas las facilidades para culminar
esta etapa de importante de nuestra vida.
f
DEDICATORIA
A mis hermanos Marcelo, Margoth, Jeaneth porque con sucariño y atenciones han sabido llenar el vacío causado por laausencia de nuestros padres.
Para Ivonne ¡apersona que ha estado a mi lado apoyándomeen todo momento.
CONTENIDO
DECLARACIÓNCERTIFICACIÓNAGRADECIMIENTOSDEDICATORIASCONTENIDORESUMEN
CAPITULO 1.
1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
1.1 SUBESTACIÓN 16 11.1.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 A 21.1.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 B 31.1.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 C 31.1.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 D 41.1.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 E 51.1.6 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 F 61.1.7 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 G 71.1.8 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 H 8
1.2 SUBESTACIÓN OLÍMPICO 91.2.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 A 101.2.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 B 111.2.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 C 111.2.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 D 121.2.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 E 13
1.3 ÁREA DE SERVICIO DE LAS SUBESTACIONES 14
CAPITULO 2.
2 MODELACIÓN DIGITAL
2.1 PROGRAMA COMPUTACIONAL SPARD 152.1.1 MODELACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN EN EL SPARD 16
2.1.1.1 Bases de datos 162.1.2 CONSTRUCCIÓN DEL PROYECTO 21
CAPITULO 3.
3 OPERACIÓN DEL SISTEMA
3.1 SUBESTACIÓN 16 373.1.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 A 383.1.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16B 393.1.3 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16C 40
3.1.4 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 D 413.1.5 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 E 423.1.6 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 F 433.1.7 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 G 443.1.8 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 H 45
3.2 SUBESTACIÓN OLÍMPICO 473.2.1 OPERACI9N DEL PRIMARIO 01 A 473.2.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 B 483.2.3 DESCRIPCIÓN DEL PRIMARIO 01 C 493.2.4 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 D 503.2.5 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 E 51
3.3 RESUMEN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA 523.4 PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA 53
3.4.1 PRIMARIO 16 A 553.4.2 PRIMARIO 16 B 563.4.3 PRIMARIO 16 C 573.4.4 PRIMARIO 16 D 583.4.5 PRIMARIO 16 E 593A6 PRIMARIO 16 F 603.4.7 PRIMARIO 16 G 613.4.8 PRIMARIO 16 H 623.4.9 PRIMARIO OÍA 633.4.10 PRIMARIO 01B 643.4.11 PRIMARIO 01 C 653.4.12 PRIMARIO O Í D ' 663.4.13 PRIMARIO 01 E 67
3.5 RESUMEN DE PERDIDAS DE ENERGÍA 68
CAPITULO 4.
4 RECONTIGTJEACIÓN
4.1 INTRODUCCIÓN DE 23 kV EN EL SISTEMA PRIMARIO 714.1.1 LÍMITES DEL ÁREA EN ESTUDIO Y SU DIVISIÓN POR
MCROÁREAS 714.1.2 LAS MCROÁREAS Y SUS DENSIDADES DE CARGA 72
4.2 NUEVA ÁREA DE COBERTURA DE LAS SUBESTACIONES 744.2.1 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN 16 774.2.2 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN
OLÍMPICO 774.3 CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE. 78
4.3.1 UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS 794.3.2 CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOS 83
4.3.2.1 Recorrido del primario OL 23 A 844.3.2.2 Recorrido del primario OL 23 B 844.3.2.3 Recorrido del primario OL23 C 85
4.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO 864.4.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 A 864.4.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 B 87
4.4.3 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 C 884.5 PERDIDAS DE ENERGÍA EN EL NUEVO SISTEMA 89
4.5.1 PERDIDAS SUBESTACIÓN 16 894.5.1.1 Primario 16 B 894.5.1.2 Primario 16 D 904.5.1.3 Primario 16 E 914.5.1.4 Primario 16 G 92
4.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE LA SUBESTACIÓN OLÍMPICO 934.5.2.1 Primario OL 23 A 934.5.2.2 Primario OL 23 B 944.5.2.3 Primario OL 23 C 954.5.2.4 Comparación de pérdidas 96
4.6 CAMBIO DEL TRANSFORMADOR SUBESTACIÓN OLÍMPICO. 97
CAPITULO 5.
5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO
5.1 EJECUCIÓN DEL PROYECTO 995.1.1 ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN 101
5.2 COSTOS DEL PROYECTO 1025.3 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA 1045.4 SUSPENSIÓN DE SERVICIO 1055.5 BENEFICIOS 106
5.5.1 AHORRO DE ENERGÍA 1065.1.1 AHORRO POR INVERSIÓN 107
5.6 COSTOS Y BENEFICIOS 107
CONCLUSIONESBIBLIOGRAFÍAANEXOS
RESUMEN
Este trabajo tiene como propósito mejorar la distribución de energía eléctrica en el
sector nororiental de Quito, elevando el voltaje de los alimentadores primarios de
6.3 kV a 23 kV.
Para esto se ha previsto e! cambio de voltaje en la subestación Olímpico y con
nuevos alimentadores a 23 kV que saldrán de esta a tomarse parte de la carga de
la subestación 16, conservando los transformadores de distribución de 6.3 kV, sin
ocasionar problemas con !a propiedad de los mismos mediante el empleo de
transformadores primarios. Reconfigurando así el área de servicio las
subestaciones por otras que permitan mejorar ia operación del sistema de
distribución del sector.
Con este tipo de soluciones planteadas se logra incorporar paulatinamente el
nivel de 23 kV hacia el área de 6.3 kV, con el objetivo de eliminar de a poco este
nivel de voltaje del sistema de distribución de la empresa, sin los costos excesivos
que involucraría cambiarlo de un solo paso.
Además de mejorar la operación del sistema de distribución y de las
subestaciones de distribución del sector, la empresa obtendrá un beneficio
económico importante, que se incrementará en el futuro cuando se pueda evaluar
la calidad del servicio.
CAPITULO 1.
1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
El primer paso para realizar el estudio es la recolección de información la misma que
ha sido posible con la ayuda del Departamento de "Proyecto de Inventarios y
Avalúos" PÍA y del Departamento de "Planificación" de la Empresa Eléctrica Quito. Al
realizar una validación de los datos mediante visitas de campo se pudo comprobar la
existencia de diferencias con los píanos proporcionados debido al dinamismo de un
sistema de distribución.
Esta información nos permite conocer la topología de las redes que entran en el
estudio así como su distribución geográfica la misma que se describe a continuación.
1.1 SUBESTACIÓN 16
Está ubicada en el sector Norte del Distrito Centro Norte de Quito en la parroquia
de El Batán, en la Av. Rió Coca y la calle De las Hiedras.
La subestación es de tipo compacta y forma parte de un anillo de subtransmisíón de
46 kV en el lado de alto voltaje, con las salidas de los primarios a un nivel de 6.3 kV.
Entró en funcionamiento el primero de julio de 1,986 con una expectativa de vida de
30 años. Ocupa una superficie total de 750 m2, la casa de control cubre 285,9 m2 y
el patio de maniobras una superficie de 72 m2, tiene una potencia instalada de 40
MVA.
Disposición general de las partes principales:
• Primarios en servicio; A, B, C, D, E, F, G, H.
• Disyuntor en reserva: fuera de cabina.
• Otros primarios: Banco de capacitores.
• Dos transformadores Meidensha 15/20 MVA ONAN/ONAF.
• Cuatro unidades de circuito con cuatro disyuntores de 46 kV en vacio.
• Siete seccionadores de línea.
• Ocho seccionadores de puesta a tierra.
• Doce pararrayos de 39 kV.
• Ocho cabinas de salidas de aümentadores de 6.3 kV y banco de
condensadores.
• Dos cabinas de alimentación de 6.3 kV.
• Sistema contra incendios.
Cada transformador alimenta a un juego barras a 6.3 kV de las cuales se derivan
cuatro alimentadores, dando un tota! de ocho aümentadores primarios que se
denotan 16 A, 16 B, ,16 H, según la nomenclatura de la empresa.
1.1.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 AEl primario 16 A es radial aéreo con posibilidad de respaldar a otros primarios y con
sectores subterráneos, sirve al sector Jipijapa donde predominan ios consumidores
industriales y comerciales, se pueden destacar algunos clientes especiales, como La
torre Granada, La clínica el Batán, El Supermaxi, La Jabonería Wilson, La Policía,
Textiles Nacionales, La Europea, Fabrica Deitex, Edificio Cevallos, La Urbanización
Contraloría, La urbanización Seis de Diciembre.
Está formado por un troncal principal del cual se derivan algunos ramales, esto se
indica en la figura 1.1. El troncal recorre la Av. Seis de Diciembre hasta la Av.
Gaspar de Villarroel con un conductor 477 kCM de aleación de aluminio. En la
intersección con la Av. De los Granados se desprende un pequeño ramal hacia el
este, mientras que en la intersección con la Av. Tomas de Berlanga existe una
derivación subterránea que alimenta a varias cámaras de las manzanas aledañas.
Fig 1,1Recorrido del primario16 A ,^\ S'¿ ÍJf/íL, /)' "~~-V-W<7
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Tiene tres puntos de transferencia de carga para realizar maniobras de operación o
en caso de posibles contingencias. El primer punto se encuentra en las calles Paris y
Rousseau con el primario 16 F, el segundo está ubicado en la Av. Seis de Diciembre
y la Av. De los Granados con el primario 01 A y el tercer punto de interconexión está
en la calle Isla Floreana y Av. De los Shyris con el primario 16 H.
La carga de este alimentador es de característica industrial y comercial, teniendo una
potencia total instalada en transformadores de 6,772.5 kVA.
1.1.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 BEl primario 16B es en su totalidad radial aéreo. Comienza su recorrido en la calle De
las Hiedras en una estructura RNA4. El área de servicio de este primario es muy
extensa ya que se divide en un gran número de ramales que dan servicio a los
sectores de: El Cementerio del Batán, Monteserrín, Los Laureles, Las Bromelias,
Barrio Miraflores Alto y Campo Alegre, este recorrido lo hace con varios tipos de
calibres de conductores como son 266 kCM, 4/0, 3/0, 1/0, 4, 2 de aleación de
aluminio. En la figura 1.2 se observa el recorrido que realiza este primario.
De ser necesario el primario cuenta con dos puntos de interconexión posible con
otros alimentadores, el primero se localiza en la Av. De los Granados y la calle Isla
Marchena con el Primario 01 A, el segundo punto se encuentra en la Av. Eloy Alfaro
y la calle José Queri con el primario 01 B.
El tipo de consumidores al que sirve este primario son en su mayoría residencial de
tipos A, B y C, alcanzando una potencia total instalada de 18,181 kVA.
1.1.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 CEste primario es de construcción predominantemente aérea con algunos sectores
subterráneos de alimentación a cámaras de transformación. Inicia su recorrido desde
la Av. Seis de Diciembre donde se divide en dos ramales, uno pequeño que se dirige
FlQ 1.2Recorrido delprimarlo 16 B
hacia el sur por la Av. Seis de Diciembre con un conductor de cobre calibre 1/0, en la
intersección con la Av. Tomás de Berlanga se desprende un ramal que llega hasta la
Av. De ios Shyris sin tomar carga ya que es utilizado para posibles transferencias.
El ramal principal se dirige hacia el norte por la Av. Seis de Diciembre siendo este el
que toma gran cantidad carga ya que sirve a todo el sector de la Zaldumbide. En su
recorrido se divide en diversos ramales secundarios con calibres de conductores
variados, el área de servicio tiene como límites: por ei este la Av. Seis de Diciembre,
por el noroeste la Av. Eí Inca y por el sur la Av. Rio Coca. Como se muestra en la
figura 1.3.
Los puntos de interconexión con otros alimentadores están ubicados: el primero en la
Av. Tomás de Berlanga y la Av. De los Shyris donde se interconecta con el primario
16 F, la segunda está en la Av. Seis de Diciembre y la calle Miguel Gavina donde se
interconecta con el primario 16 E, la tercera. interconexión está en la calle Isla
Seymour y Av. Rio Coca con el alimentador 16 F.
La carga del alimentador es variada ya que se tiene industrias y comercios
apostadas a lo largo de su recorrido, existiendo también un alto número de
consumidores residenciales de tipo A y B. La potencia total instalada en el
aiímentador es de 9,071.5 kVA.
1.1.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 DEl primario 16 D es completamente radia! aéreo. Sirve a los sectores: San Isidro del
Inca, Los Laureles y El Inca, donde predominan los consumidores residenciales tipo
B y C. A lo largo de su recorrido se encuentran clientes especiales que se pueden
destacar como: El Dispensario médico del Instituto Ecuatoriano de Seguridad
Social (IESS), La bodega de Vicuña, Fabrica Noperti, Panadería Arenas, Fabrica
Ardima, Edificio Pintalac.
Fig 1.3Recorrido delprimarlo 16 C
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Este primario esta formado por un troncal del cual se derivan tres ramales principales
como se puede ver en la figura 1.4.
El primer ramal principal recorre la calle De las Gardenias con conductor 3/0 AWG
de aleación de aluminio, el segundo ramal recorre la Av. Las Palmeras y la calle
De las Toronjas con un conductor 3/0 AWG de cobre, el tercer ramal recorre la Av.
El Inca con varios calibres: 281 kCM, 4/0 AWG, 2/0 AWG de aleación de aluminio
y el cuarto ramal recorre la calle De los Guabos con un calibre de 4/0 AWG.
Tiene dos puntos de interconexión con el primario 16 G, el primer punto de
transferencia de carga se encuentra en ia Av. El Inca y la calle De las Brevas, el
segundo está ubicado en la calles El Morían y Samuel Fritz.
Tiene una potencia instalada total de 8,442.5 kVA.
1.1.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 EEl primario 16 E es aéreo radial en su totalidad, sirve los sectores de: Las Acacias,
Dammer, La Luz. Predominando ios consumidores comerciales, residenciales tipo A
y B, pudiéndose destacar algunos clientes especiales: Banco del Pichincha, Jardines
del Inca, Almacenes Juan Marcet, Empresa Lanar, Tripetrol, Decabsa, Bodegas
Inmedesa, Fabrica Recalex, Chevrolet Cepsa, Fabrica Polifan, Ales, Recormotor,
Autolandia, Edificio Conecel.
Este primario esta formado por un troncal con varios ramales pequeños, esto se
indica en la figura 1.5.
El troncal tiene el siguiente recorrido: inicia en la Av. Seis de Diciembre a la altura de
la subestación sigue hacia el norte hasta la calle Pablo Solar, toma la calle De
Izazaga hasta llegar a la Av. El Inca, sigue por ésta llegando a la Av. Diez de Agosto
donde se dirige más hacia el norte hasta la calle Cap. Ramón Borja con conductores
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de cobre 3/0, 2/0, 2 y 2/0, 2 AWG de aleación de aluminio, A lo largo de su recorrido
se desprenden pequeños ramales que sirven a sectores aledaños al paso de este.
En su recorrido sé encuentran varios puntos interconexión, la primera posible
transferencia de carga con el primario 16 C se encuentra en la Av. Seis de Diciembre
y Miguel Gaviria, eí segundo se interconecta con el primario 16 G y está ubicado en
la Av. El Inca y la calle Izazaga, El tercer punto de interconexión en la Av. El Inca y
Av. Diez de Agosto con el primario 16 F.
Este primario tiene una potencia total instalada de 6,902.5 kVA.
1.1.6 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 FEl primario 16 F es completamente de construcción aéreo radial, sirve al sector de la
Jipijapa. Predominando los consumidores comerciales y residenciales tipo A y B. En
su sector de servicio se encuentran algunos clientes especiales: Urbanización
Contraloría, Terminal Norte del Trolebús, Emap, Edificio Amazonas Norte,
Superintendencia de Telecomunicaciones, Edificio Axios, Edificio Filancard, etc.
El primario 16 F esta formado por un troncal del cual se desprenden tres ramales
principales, lo que se indica en la figura 1.6.
El troncal recorre toda la calle Rio Coca con un conductor 266 kCM de aleación de
Aluminio. El primer ramal toma la calle Isla Seymour y la calle Tomas de Berlanga
con conductores 3/0, 2 AWG de aleación de aluminio y 6 AWG de cobre, el
segundo ramal recorre la calle Isla Isabela y Pereira con un calibre 4/0 AWG de
aleación de aluminio, el tercer ramal recorre la Av Diez de Agosto, la Av. El Inca, la
calle Ricaurte con conductores 266 kCM y 6 AWG de aleación de aluminio.
Tiene seis puntos de transferencia de carga: el primero con el alimentador 16 C se
encuentra en las Calles Rio Coca e Isla Seymour, el segundo se interconecta con el
Flg 1,6 iRecorrido del primarloIfiF
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primario 16 H y está ubicado en las calles Isla Seymour y Tomas de Berlanga, el
tercer punto de interconexión está en las calles Isla Isabela y Av. Gaspar de Villaroel
con el primario 16 H, el cuarto punto se ubica entre las calles Pereira y Av. Gaspar
de Villaroel con el primario 16 H, el quinto punto de interconexión con el primario 13
A está ubicado en el cruce de las calles Londres, Av. Juan de Ascaray, Av. Diez de
Agosto y Av. De La Prensa y el sexto punto de interconexión con ei primario 15 B
localizado entre ía Av. El Inca y la Av. De la Prensa.
El alimehtador tiene una potencia instalada de 6,115,5 kVA.
1.1.7 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 16 GEste primario es aéreo radial, esta compuesto por un troncal que comienza su
recorrido en la Av. De las Palmeras y avanza por esta con un conductor de aluminio
calibre 336 kCM, luego toma por la calle de las Brevas hasta llegar a la Av. El Inca,
continua por esta hacia el oeste. El troncal avanza hacia el norte por la calle El
Morían con un conductor de aluminio calibre 4/0 hasta la calle Cap. Rafael Ramos,
continua más hacia el norte con un conductor de cobre calibre 6 hasta terminar su
recorrido en la calle Luis Caíisto de la Ciudadela Dammer II, como se muestra en la
figura 1.7.
El alimentador tiene varios puntos de interconexión con otros primarios para realizar
maniobras en caso de contingencias o para mantenimiento. La primera está ubicada
en la Av. El Inca y la calle De las Brevas donde se puede interconectar con el
primario 16 D, la otra se encuentra en la misma Av. El Inca hacia el oeste pasando
la Av. Seis de Diciembre a la altura de la calle Izazaga y se interconecta con el
primario 16 E, la última interconexión está hacia el norte entre las calles El Morían y
Samuel Fritz, en este punto se interconecta con el primario 16 D.
Flg 1,7Recorriólo del primarlo16G I
La carga a lo largo del primario es residencial tipo B pero se tiene también cargas de
tipo industrial pesada como Indega, Lanafit, Indulana, que tienen mucho peso dentro
de! alimentador. La potencia total instalada es de 8,415 kVA.
1.1.8 DESCRIPCIÓN PREMAMO 16 HEl primario 16H es de construcción aérea con un componente subterráneo ya que da
servicio a un amplio sector comercial. Comienza su recorrido en la Av. Río Coca y
Av. Seis de Diciembre, dirigiéndose hacia el oeste por la Av. Río Coca con un
conductor de aluminio calibre 266 kCM por estructuras dobles que comparte con el
primario 16 F. Llega a la Av. De Shyris y su troncal principal se dirige hacia el sur
hasta la Av. Gaspar de Villaroel donde se divide en varios ramales.
Un ramal sigue hacia el sur hasta la calle el Comercio con un conductor de aluminio
calibre 2/0, el otro ramal se va por la Av. De los Shyris por la vereda del frente hasta
la calle la Tierra con el mismo calibre 2/0, un tercer ramal va hacia el este por la Av.
Gaspar de Villaroel y termina en la Av, Seis de Diciembre con un conductor de
aluminio calibre 266 kCM, el cuarto ramal toma hacia el oeste por la Av. Gaspar de
Villaroel hasta la calle Londres donde existe una derivación subterránea que alimenta
a varias cámaras de transformación, como se muestra en la figura 1.8.
Este Primario tiene varios puntos de interconexión con otros. La primera está en la
Av. Tomás de Berlanga e Isla Seymour con el 16 F, la segunda está en la Av. Tomas
de Berlanga y Av. De los Shyris con el 16 C, La tercera está en la calle Isla Floreana
y la Av. De Los Shyris con el 16 A, la cuarta está en la Av. De Los Shyris y la calle El
Comercio y se une 01 B, la quinta en la calle Japón y Vicente Cárdenas con el 28 B,
la sexta en la calle Jorgue Drom y la calle Arízaga con el 28 A , la séptima en la calle
Jorgue Drom y Av. Gaspar de Villaroel con e!16 F,
La mayoría de carga conectada al primario es de tipo comercial, ya que en el sector
de servicio de este alimentador se desarrolla una gran actividad comercial. La
Flg 1.8Recorrido del pHnarlo16H
potencia total instalada es de 6,607.5 kVA, de los cuales un alto porcentaje
corresponde a cámaras de transformación.
1.2 SUBESTACIÓN OLÍMPICO
Está ubicada en el sector Nororiental del Distrito Centro Norte de Quito en el
Barrio Batan Alto en las calles Denísio Enriquez camino a la planta de tratamiento
de agua potable Bellavista (Parque Metropolitano).
Entró en operación el primero de julio de 1,982, con una expectativa de vida de 23
años. La subestación ocupa un área de 1,539 m2, dentro se halla una casa de
control que cubre un área de 100 m2 y un patio de maniobras de 492.3 m2. Esta
subestación esta integrada por la Subestación Olímpico de distribución y la
Subestación Norte de seccionamiento. La Subestación Norte permite realizar
maniobras de subtransmisión a 46 kV por lo que constituye un punto de afluencia
para líneas que forman varios anillos. Adicionalmente llegan líneas de
subtransmisión de las centrales Nayón y Cumbaya.
La Subestación Olímpico es del tipo exterior con estructuras metálicas de doble
barra, y esta formada por los siguientes partes;
• Cinco primarios en servicio A, B, C. D, E.
• El primario F esta instalado un banco de capacitores de 6 MVARs.
• Transformador de fuerza trifásico marca Yorkshire de 15/20 MVA (OA/ FA)
con cambiador automático de taps.
• Disyuntor marca BBC de 76.5 kV-1,250 A
• Tres pararrayos de 39 kV.
• Tres seccionadores tripolares de 46 kV - 1,200 A.
• Un banco de condensadores marca GE de 6 Mvar.
10
• Cinco cabinas de alimentación y banco de capacitores.
• Siete cabinas, varios servicios.
El secundario del transformador alimenta a dos juegos de barras de los que se
derivan 5 primarios denominados 01 A, 01 B,......,01 E, según la nomenclatura de la
empresa.
1.2.1 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 AEl recorrido de este primario comienza en la subestación Olímpico en una estructura
RNA4-D que comparte con el alimentador 01 B, su troncal baja hacia la calle
Guanguiltagua con un conductor de aluminio calibre 336 kCM, avanza hasta la calle
Urrutia, luego sigue por esta hacia la Av. Gaspar de Villaroel, toma hacia el este
hasta la intersección con la calle Abascat, donde nace un pequeño ramal que toma la
carga de las calles Abascal y Cochapata. El troncal baja por la Av. Gaspar de
Villaroel sigue por la Av. Seis de Diciembre y luego sube por la Av. De los Granados
donde se divide en unos pequeños ramales, uno que toma la carga de la calle de las
Hiedras y otro que toma la carga de la calle de los Colimes, como se muestra en la
figura 1.9.
Tiene dos puntos de interconexión posibles con otros primarios, el primero localizado
en la Av. Gaspar de Víllarroel y la calle Gonzalo Munga en una cámara de
transformación con el primario 01 B, el segundo está ubicado en la Av. de los
Granados y la calle de los Colimes con el alimentador 16 B.
El alimentador tiene una potencia total instalada de 8,870 kVA de los cuales la
mayoría de carga corresponde a usuarios tipo comercial e industrial entre las que se
destacan Textiles San Vicente, Deltex, Vicuña.
Fíg 1,9Recorrido del primario S/E No 16
OÍA
CEMENTERID
EL BATAN
AL PARQ, METRDPDLITAMn
/
11
1.2.2 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 BEste primario es de construcción mixta ya que tiene un recorrido aéreo con varias
alimentaciones subterráneas. Comienza su recorrido en la subestación Olímpico en
una estructura RNA1-D y baja por el parque Metropolitano con un conductor de
aluminio calibre 266 kCM por estructuras de doble circuito junto con el alimentador
01 A, el troncal sigue por la calle Guanguiltagua hacia el norte, toma la calle Urrutia y
luego baja por la Av. Gaspar de Villarroel hasta la intersección con la calle Gonzalo
Munga donde se divide en varios ramales, uno que sirve a todo el sector del Batán,
teniendo como límites: la calle Guanguiltagua por el este, la Av. Gaspar de Villaroel y
la calle Urrutia por el norte, la Av. Seis de Diciembre por el oeste y el estadio
Olímpico Atahualpa por el sur. El otro ramal baja por la Av. Seis de Diciembre y en ía
intersección con la calle Pórtete existe una derivación subterránea que alimenta a
varias cámaras de transformación de un gran sector ubicado al oeste de ia Av. Seis
de Diciembre, pasando incluso la Av. De los Shyris.
El primario tiene varios puntos de interconexión posibles con otros alimentadores, el
primero se ubica en la Av. Eloy Alfaro y la calle José Mueri donde se conecta con el
alimentador 16 B, la segunda en la Av. Gaspar de Villarroel y la calle Gonzalo Munga
en una cámara de transformación con el primario 01 A, la tercera en la Av. Seis de
Diciembre y la Av. Naciones Unidas con el alimentador 01 E,
La carga de este primario es residencial tipo A y B con un componente de tipo
comercial por el sector donde se encuentra ubicado. La potencia total instalada es de
7,312.5 kVA.
1.2.3 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 CEl primario 01 C es aéreo radial con posibilidad de respaldar a otros primarios y con
sectores subterráneos que alimentan a cámaras de transformación, sirve al sector de
la Carolina donde se encuentran gran cantidad de clientes comerciales y
residenciales tipo A.
Flg LIORecorrido del primarlo01B
LA CAROLA u
12
Este primario esta formado por un tronca! que recorre las calles Carlos Arosemena
y Portugal con un conductor 266 kCM de aleación de aluminio, en la intersección
con la Av. Seis de Diciembre se divide en varios ramales que sirven a un gran sector
que esta limitado al norte por la Av. Naciones Unidas, al sur por la calle Portugal, al
este por la Av. Seis de Diciembre y al oeste por la Av. De los Shyris, como se puede
apreciar en la figura 1.11.
Para facilitar maniobras de operación el alimentador cuenta con tres puntos para
posibles transferencias de carga, el primero se encuentra en la Av. Seis de
Diciembre y la calle Cañero con el primario 24 A, el segundo punto de transferencia
de carga está ubicado en la Av. De los Shyris y Portugal con el primario 24 A, el
tercer punto de interconexión está en la Av De los Shyris y Av. De las Naciones
unidas con el primario 28 C.
Este alimentador tiene una potencia total instalada de 7,677 kVA.
1.2.4 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 DEl primario 01 D es de construcción mixta ya que tiene un recorrido aéreo con varias
alimentaciones subterráneas, sirve a los sectores: Batan Alto, La Paz, Bellavista.
Predominando los consumidores comerciales, con residenciales tipo A y B.
Este primario esta formado por un troncal que recorre las calles: Garios Julio
Arosemena, Av. Eloy Alfaro y la Av. Seis de Diciembre con conductores 366, 266
kCM de aleación de aluminio. En este punto el alimentador se divide en dos ramales,
el primero que recorre las calles Bosmediano, Gral. Pinto, I. Bossano, José
Bosmediano con conductores 4/0, 3/0, 1/0 AWG de aleación de aluminio, el
segundo rama! sigue por la Av. Seis de Diciembre, pasa la Av. Interoceánica,
llegando a la calle Boussingault con un calibre 266 kCM de aleación de aluminio.
Esto se observa en la figura 1.13.
-%F!g 1,11' /Recorrido del primarlo
•
VOZ DE LOS WíflEs
Fig 1-12Recorrido del primarlo01 D r^ ' , f 8 i
i*.: ****** <?*
INAQÜÍTQÍ--.u,_ „ ¡ #..y ^-p-4 ^ ! *, V.1 ^ ?;
~ /.' ±-i'' '•' 'i 1r~ *--• ^ ,//V'^^~>---:L_ í dA;- "\W JtC
: f' i' .s: 0lí ji'í-^ ~- :'• i ¡í & '•'^ .!. ': r •? *, i f£ • í v f r y- ,•'*>': i f ^,íi'1 ^ ;; tf /•' // ,'!'',; ív' • ' f " :"í; ^;'j-..... \}C^^ í*±-/> ¡i í ¿r -í í N - ' - "' •,. .^' ;...^ V-f :' §^'/^jí í y , - í -.^. s' -i-' ; T : '"-V .r/' í ^ ^ V, / í,v í ^vV'
" ^' / / * ,';i:'r'^ í S¡ ¡i x>j ^, -\;/ ¿KÍ ^\ -""--,- ^'''" -'''•' ,-~ '^\-k,^-''".-,--,_/'''' 'j"1 i| ,r"'" .' i»- ' í - j ""~, ' - - '^-e.™.—^
Js'jV 'í .,'íí''J íí '//'rf^ - ^ - ' ' ' ' '"'t í-' 1'/' /-V' •;' ° -í-11 "'/ r" /""'"*• -~ .-_'LI í,'i''r "•-•--' t ~^ ¡¿ í , 'i • j i - - - ' ¿i"', x-J-' ^- -" ,t, í",-1 '* "~-—*,--_ ""'"i
•"«•i-^t^.^ ,¡1 - /, *,., '-'<«t r-' „ -1 J-' r j1 ', " '- :='' E
íN
k' // pf,: FLORES
lF JOSÉ
'^t—iHAHMHD CALVACHE
J1 ,. ' r ' *.
H ' " i, y
13
Tiene cinco puntos de interconexión que con otros primarios que permiten realizar
maniobras de operación en la red, el primer punto de transferencia de carga se
encuentra en ia calle Guanguiltagua y la calle Diego Noboa con el primario 01 C, el
segundo punto de transferencia de carga esta ubicado en la Av. Eloy Alfaro y Av.
Seis de Diciembre con el primarioOl C, el tercer punto de interconexión esta en calle
La Cumbre y Flores con el primario 01 C, el cuarto punto de interconexión esta
ubicado entre ia Av. Seis de Diciembre y Ronce con el primario 24 E y el quinto punto
está entre las calles Barreto y Bejarano con el primario 24 E.
El alimeníador tiene una potencia instalada de 1,2613 kVA
1.2.5 DESCRIPCIÓN PRIMARIO 01 EEl primario 01 E es aéreo radial con un alto porcentaje de alimentación subterránea
a varias cámaras de transformación, sirve a los sectores del Batán y Batán Alto
donde predominan los consumidores comerciales con presencia de consumidores
residenciales tipo A, B. Uno de los clientes a destacar es la Empresa Municipal de
Agua potable (Emap) ubicada en el Parque Metropolitano.
Dos ramales principales forman el alimentador, esto se indica en la figura 1.13. El
primer ramal recorre las calles: Carlos Julio Arosemena, Av. Eloy Alfaro y la
Portugal con conductores 366, 266 kCM de aleación de aluminio, luego toma la carga
ubicada en la Av. Seis de Diciembre con un conductor 1/0 de cobre. El segundo
ramal se dirige hacia ei parque metropolitano donde se encuentra la carga de la
Emap y demás cargas dispersas en e! sector.
Se puede transferir carga con otros aümentadores mediante sencillas maniobras en
varios puntos. El primero se encuentra en la calle Guanguiltagua y la calle Diego
Noboa con el primario 01 D, el segundo punto de transferencia de carga esta
ubicado en ia Av. Eloy Alfaro y Av. Seis de Diciembre con el primario 01 D, el tercer
Flg 1,13Recorrido del primarlo01 E
/ 7''fe'1"!;i f
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1 * • ' -t r ' / • *í" '- ' / l , /(
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CL^TM " -
J i - " ~ I ' P-J j" ^f~~±_ "t- I I JT
/
^?§"
/?
\A'Jl
14
punto de interconexión esta en Av. Seis de Diciembre y Naciones Unidas con el
primario 28 C.
El alimentador tiene una potencia total instalada de 5,887.5 kVA.
1.3 ÁREA DE SERVICIO DE LAS SUBESTACIONES
Luego de revisar el recorrido de los primarios se tiene conocimiento del área de
servicio que alcanza cada subestación. En la figura 1.14 se puede observar el área
que es servida por cada alimentador.
Los alimentadores A, C, F y H de la subestación 16 tienen una carga concentrada en
una ubicación cercana a la subestación, este sector tiene una alta densidad de carga
ya que allí se realizan importantes actividades industriaies y comerciales de la
ciudad, mientras que los aiimentadores B, D, E y G efectúan un gran recorrido pues
su carga se encuentra lejana y dispersa.
Mientras que en la subestación Olímpico los primarios A, B y C tienen una carga
concentrada de alta densidad en una ubicación lejana de la subestación por lo que
se ven obligados a realizar un gran recorrido para abastecer a sus clientes. Por
último !os primarios D y E alimentan a una carga dispersa de densidad media y
alejada de la subestación.
KENEDY
BAKER
FlQ 1.14Área actual de serviciopor allnerrtadar primario A
N
LA CAROLINA
LA PAZ
rea de servicio de la S/E ollnplca, primarla 01 A
rea de servido de la S/E olhpfco,, prlnarlo 01 B
d* servicio de la S/E olímpico^ primarlo 01 C
] Área cié servido oíe la S/E olímpico, prlnaHa 01 E
15
CAPITULO 2,
2 MODELACIÓN DIGITAL
La modelación digital se realiza con el propósito de tener un conocimiento analítico
del sistema. Para esto a más de la topología de las redes y de su distribución
geográfica se requieren los parámetros eléctricos de la red, las demandas de
potencia y energía medidas en varios puntos de la red.
Con la ayuda de un programa computacional- y los datos antes mencionados se
puede modelar el sistema primario para obtener listados de los perfiles de voltaje,
flujos de carga que deben soportar y pérdidas.
En el presente estudio se ha utilizado el programa compuíacional SPARD para
realizar la modelación de los primarios.
2.1 PROGRAMA COMFUTACIONAL SPARD
El programa SPARD contiene a un SIG (Sistema de Información Geográfico), ya que
asocia la información espacial (geográfica) consignada en mapas, con diferentes
bases de datos.
El SPARD íntegra el mapeo es decir la creación y mantenimiento de planos-
urbanísticos y de la red eléctrica como: aplicaciones de manejo, operación, análisis,
optimización y simulación de redes.
SPARD permite una integración total del sistema geográfico y gráfico con la base de
datos y con los programas de aplicación mencionados. Una comunicación con
interface gráfico de usuario a través del cual se manejan todas las funciones del
sistema.
16
2.1.1 MODELACIÓN DE REDES DE DISTRIBUCIÓN EN EL SPARD
2.1.1.1 Bases de datosAntes de la construcción de la red es recomendable que se incorporen en la base de
datos del programa los diferentes elementos que componen la red a modelar como
son las estructuras, conductores, transformadores, tipos de clientes, etc, que se
hayan encontrado en la primera etapa del estudio.
Una vez iniciado e! programa aparece la figura 2.1 que es la pantalla principal del
SPARD.
Fig. 2.1. Pantalla Principal SPARD.
Untitled - spaid
| Ele View Beport ¿naiysís M*P Layes lools Help
ÍÍ81 nido S? U ntitled - jpard
I x-0 00,^000 (CAPJ }SWLÍ06/n/01 f
Dibujo-Paínt
17
Para incluir un nuevo conductor en la base de datos se debe escoger el tab Library
del menú que se encuentra al lado izquierdo de la pantalla principal, pulsar eí icono
Conductor y aparece la ventana de la figura 2.2.
Fig. 2.2. Ventana para creación de un nuevo conductor.
1 Conductor Option fUES!!
iií
i
!
i
c— _
onductorCode JAAVC(
Conductora A vailableM2/0 ¿J RetutnA4°RP —AA281 , ' ~ÑeWAA3/Ü New
M336 .- r, -AA4/0 , Mo*M477 ' . _ASC-AWG1 InspectASC-AWG1/0ASC-AWG2 , DeleleAcr ¿\u/n nvnASC-AWG3/0 ~J ' < ~ w 7 -ASC-AWG4 ^ Vlew
ASC-AWG6 , ,--,-.-CAIRO jf] .He'P.. .. :
_ y'1.- .- . . - --. •. . ..-'-- '-' -..- :. .-
En el área Conductor Code se dígita el nombre con el cuál se conocerá al conductor
dentro de la base de datos, luego al pulsar New aparece la ventana de la figura 2.3
donde corresponde especificar las características eléctricas de este conductor.
18
Fig. 2.3. Ventana para ingreso de datos del nuevo conductor.
Conductor AUtibutes
A1/0
[AJ
Code
Capacíty
Description ] Conductor de aluminio
'\)Cost
f*; Use characleristícs
f Use Impedances
r Lnaracienstics
Resrstance
Díameter
G.M.R.
~\Impedances
R1
X1
RO
xo
— -
0.539
0.936
0.34
1 "~ — _
0
0
00 f
- —
(ohm/km)
(cm)
[cm]
- -~ -~ — — —
[ohm/kmj
(ohrriAm)
[ohm/km]
(ohm/km)
OK Cancel JHelp
Para el ingreso de una nueva estructura, deí mismo tab Librar/ escoger la opción
Spacing, aparece la ventana de ía figura 2.4, en el área Spacing Code se debe digitar
el nombre con el que se conocerá esta nueva estructura, pulsar New y en la ventana
de la figura 2.5 se deben especificar el número de fases, la distancia entre fases.
19
Fig. 2.4. Ventana para creación de una nueva estructura.
Spacing Oplions I
i
¡
í
fi
-
S
i
pacíng Code
Spacing AvaRNA2RNA3RNA4RNB1RNB2RNB3RNB4RRCRRURRVRSRSBTRURVRVA1
- - - ~ -RNA1
tlable
[-*-] l Return
New
Modify
1 > Inspecl
', Deiete
í View
¿| ^Heip"""'—
c
_ _ r - — — - — -- —
Fig. 2.5. Ventana para ingreso de datos de la nueva estructura.
Spacing
Code
í Descripíion ESTRUCTURA 6.3 KV DE PASADA
Phases A: J?
pPhase coordínates --
^ C: Su
PhaseA
Phase B
Phase C
Phase N
Phase SL
Coord X CoordY
-0.55
0.4
0.55
Cancel Pícíure...
N
Help
20
Si se desea ingresar un nuevo transformador en el Tab Library escoger la opción
Transformar Type, aparece la ventana de la figura 2.6 en el área Type Code se debe
poner el código con el que se conocerá al transformador en la base de datos, pulsar
New y en la ventana de la figura 2.7 se deben ingresar las características eléctricas
del transformador como son la capacidad, impedancia, pérdidas tipo de conexión.
Fíg. 2.6. Ventana para creación de un nuevo transformador.
1 Transforme! type IHE8
i
!
1
i
>
1
1
í
1
_ _ _- -, _
ypeCode JMNT4-30
Ti"pes Avaílabíe
MNT3-1D ^J ; ReturnMMT1 "Tñ —MNT3-25 ' --tnr, "MNT3-37.5 . i NeW
MNT3-50 . "u^-r"""MNT4-100 i, Modift»MNT4-112.5 _. „ _-__MNT4-125 , 1 *> InspectMNT4-150 — 1.MNT4-25 r~ Détele ~h^f-JTd^n ( .MNT4-45 '< \f~"\j¿¿M NT 4-50 '- VieW
MNT4-60 ;r~ -_MNT4-75 jfj, ( He|P
1
i
'
— ,. _
21
Fig. 2.7. Ventana para ingreso de datos del nuevo transformador.
ITransformer type 1
•
—
Code JW
r r r* "
NT4-30
Nominal Capacily J30 (kVAJ
Impedance 3 {/£]¡
Copper Losses |2 4 [%]
Iron Losses H
Primarjp Voltage j6
2 M— , — = ,3 (kV)
SecondaryVoltage J0.22 (RVJ
NumberQÍPhases í? 3Ph C 2Ph C lPn
User Reíd I
~OK t
Single-Phase ConriectionHVt ' ' ' bil1* xxi ' ' '
1°: feü feai'1Ph2WrreLs| HPh2WíreLL| 1Ph3Wire |
T.hree-Phase Connectíon
lAV AA |VV• _ t _ — _ > — — — .Delta-Wi'e J Delta-DeltaJ Wye-Wye |
/ \ \ \3- iHL / \ L"— ' . "_ JL ' L: _L_ „
lüMa elS vVyeGí-WijeGl W^eG-Delta)
&A ívl/\l JpWye-ÜpDíi— —
_ - — — ~ — - - - — - — — — — — —
anee! ( Help-"
2.1.2 CONSTRUCCIÓN DEL PROYECTO
Para el caso de un nuevo proyecto se debe crear una área de trabajo donde va a ser
ingresada la red en estudio.
En File del menú principal se debe escoger la opción New Work Space y aparece la
ventana de la figura 2.8 donde se debe digitar: el nombre del área de trabajo, la
identificación del usuario, una clave y confirmación de la misma además las
coordenadas máximas y mínimas del área de trabajo.
22
Fíg. 2.8 Ventana de creación de una nueva área de trabajo.
New Workspace
Thís optíon creates a new Workspace, butít
doesn't open the workspace, yon must open ft with
'Open Workspace' ín the 'Fíle1 menú.
Workspace Ñame
Use! ID
Access Ke.y
Coníirm Ke i
-Workspace Coordínales-
JAVIER, LENIN
X3OÍXXXXXXXX
Xmín 779785 Xmax 1784585
Ymin (9975937 Ymax 19983997
< Atrás Siguiente > Cancelaf Ayuda
El programa requiere crear uno o varios mapas para facilitar el manejo de la
información gráfica, para lo cual se debe pulsar Siguiente. Se despliega la ventana
de la figura 2.9, en el área Current Map se dígita un nombre para el mapa que se va
ha crear, luego pulsar New.
En la figura 2.10 se debe dar una descripción del mapa creado así como sus
coordenadas, estas pueden ser las mismas del área de trabajo en cuyo caso habrá
un solo mapa.
23
Fíg, 2.9. Ventana de creación de mapas dentro del área de trabajo.
New Workspace
Workspace can be divíded *mto partíal maps.You jpust define ono or more partíal maps*
Current map TESIS
Maps Avaljabíe
IESIS
Modifjí
;;; Inspect
Delete
< Atrás Finalizar Cancelar Ayuda
Fig. 2.10. Ventana para ingresar datos del mapa.
Map Defmilionj!
1
]
1
1
~
' Code
! Descríptíon
XMin
YMin
XMax
Y Max
-MapLocation
' - Server Ñame
_ , ~ - - — ~~— _ . _ - . _ -
.S~.^-JJMapa igual al área de trabajo 1
J779785 i
19975997
J784585 !
9983997 í
JLGCAL
- - - - ' — - - - ~ _ , - _ _ _ _ -
OK
~~ ~~ . ^ -~ " ~ ~~ — -, . - _^. ,- . _ -._ ^ -
\\l í f Help
!
1
1
24
Una vez que esta creada el área de trabajo se ingresa a esta para modelar la red
eléctrica.
En File del menú principal escoger la opción upen Work Space, aparece la ventana
de la figura 2.11 en la que se debe digitar la clave de acceso si esta es correcta el
programa carga en la pantalla el área donde se pueden ingresar todos los
componentes de la red eléctrica en estudio.
Fig. 2.11. Ventana de acceso al área de trabajo.
Workspace Access
Select WorkSpace
PRUEBASANCRISTESIS¡TES S EEQSA
, Eníer Access Key
ENERGYCOMPUTERGRAPHICS
í< Canee!
Primero se debe crear la subestación, entonces en la opción Genera! del menú que
se encuentra al lado izquierdo de la pantalla principal, escoger el icono Subestación y
pulsar la opción Add, luego se debe dar un clic dentro del área de trabajo donde se
desea colocar la subestación y aparece la ventana de la figura 2.12 donde se debe
especificar el nombre, la dirección y las características eléctricas de la misma, se
pulsa Ok y aparece dibujado el símbolo de la subestación en el sitio escogido.
25
Fig. 2.12. Ventana para ingreso de datos de la subestación.
Substatíon
r ,. _._ , - . _ - - — — - .---,
Code SUB1G I
Ñame SUBESTACIÓN N*1 6
Address RIO COCA. Y 6 DE DICIEMBRE
— — ~ - — - ~ "
' Mainvoltage b-d i (kVJ
Peak Load 50 ' (MW)
Peak Load 30 • (MVArJ
1 Instalted Capacíty 40 (MVA)
XSize 30 l:(m)
Y Size |20 f (m)\
- ~ ~ -OK 'í Cancel ¡J Picture...
<* -
.
r =
r ^
^ =
- - -•
"--
__.'Symbol
^— : ^
3
oV^
^P ;,„—
"TTelp !
Luego se deben crear las barras de donde saldrán los primarios a modelar, se debe
escoger el icono Source Buss y en este la opción Add, dando un clic dentro de la
subestación aparece la figura 2.13 donde corresponde ingresar los datos como:
código y descripción de la barra y las características eléctricas, pulsar Ok y aparece
el símbolo del barraje dentro de la subestación.
26
Fig. 2.13. Ventana para ingreso de datos de la barra.
ISource Busi
i
i
i
i
íii1
1
]
Code
Description
Nominal V oltage
Nominal Cunent
Cap.Short-Círcuitc
Cap.Shoit-Circuitl
Ássembly
tj nibü] - —
1r = 1
|¡
^- - - ~, -BARRA 2, ,JBARRA DE TIPO ABIERTO
J6.3
J120C|
Ph J50
Ph 50
„ _
_ _ . _
J'íkV]
^ J £A)
, (MVA)
' [MVA)
_±J. —
••1
<r =
~ ~ - - ~i
mi
_ — _ _ _ _ _ — _-OK
-
Cancel_-
Help-
Como paso siguiente se debe crear las salidas de los alimentadores para lo que se
debe escoger del icono Feeder la opción Add, se da un clic dentro de la barra y
aparece la ventana de la figura 2.14, donde se deben digitar los datos como código y
descripción del alimentador, la corriente nominal, el color con el que se identifica todo
el alimentador y ios factores de potencia, carga, pérdidas, demanda, coincidencia. Se
pulsa Ok y dentro de la barra aparecerá un alimentador del color escogido.
27
Fig. 2.14. Ventana para ingreso de datos del alimentador.
eedei
Code
Descriptíon
~ — — — - —JAL1M16F ;í.
ALIMENTADOR1SF
Nominal Current 500 ' [A]
Asserribly
Color
Power Factor
Load Factorr Loss Factor
C Calculat
LossFac(The VParame!
í*" InpuíVc
Loss Fa
-
±1'
i iC3•0.36 (p.u,)
]°-^ IP-u-J
e By Equation
tor = x * LoadFactor + (1 -x)''LoadFacfor'">2^alue is input in the option File -> SPARDers]«
lúe:
cíor 0.1 (p.u.)_ „ _ _^ ^ - _ —
Demand Factor 0.6 (p.u.]
Coíncidence 1
T " OK
:actor 0.6 [p_u]
Cancel , Help
Para la construcción de la red de media tensión se utilizan los iconos localizados al
lado izquierdo de la pantalla. En el Tab Médium Voltage en el icono Physical node
escoger la opción Add luego dar un ciic en un lugar dentro del área de trabajo y
aparece la ventana de la figura 2.15 donde corresponde especificar las
características del nodo físico como: código, altura, clase, estado, material,
resistencia mecánica, símbolo, etc.
28
Fig. 2.15. Ventana para ingreso del nodo físico.
IPhysical Node
i
¡
(Médium Volt age) fHI-
• Code
Height
Ciass
State
Material
Mech. Resistance
Assembly
User Field
"~ - —
OK! — "-,-.
•*- - ~ _." . ~. ~. , • — — ~" ~ — — ~ —
AV. SEIS_
11 í(m]
Pole
Good
.4;].±1'
Concrete -"^j'
1000 '^t.m]
_¿í
'" ~~*~ " ~"ancel
r Licuiiiuai I UUGÍ, - - - - •
_±J New
Modify
jr] i DeleteL , — 1
0: !•: 10. |c:í r- r r
' I !•: |7 IBc e c e
_ _ — — _ , _ _ _ _ „ _ —
r'~HdT""
Dentro de esta ventana en el cuadro Nodos Eléctricos se puede adicionar o modificar
un nodo eléctrico localizado en ese nodo físico.
Los nodos eléctricos no son más que las estructuras donde van montados los
conductores y estos deben ir sobre un nodo físico. Para ingresar un nodo eléctrico en
el icono Eléctrica! Node pulsar la opción Add dar un clic en el nodo físico al que
pertenece, aparece la ventana figura 2.16 donde se deben llenar los campos code,
altura, espaciamiento, etc.
29
Fig. 2.16. Ventana para ingreso del nodo eléctrico.
Eléctrica! Mode (Médium Vollage)
Code JAV.SEISDIC.
Height JlO
Spachg JRNAil
, Assembly 1
UserFíefd NODO DE SALIDA
r Load in node --* ~ '- —~— •
DEoSSüiiiii i-oadTi>pe; & P0Convt ^íCon^t: C2Coost
Phase A Phase B Phase C
Active Load
Reactive Load
•
A
'Delía 7
Y'
;W^e | i
¥ .. ' 2g JO i¡ (ohm)s í- - ~ - ¿ -— i1
WJU6*£jrfi{Í¡
QK Cancel Help
Luego se deben ingresar las secciones de' conductores que no son más que las
líneas de medio voltaje que unen los diferentes nodos eléctricos que permiten ir
construyendo la red, para esto de! icono Une Section escoger la opción Addt luego
dar un clic en los nodos eléctricos de inicio y final de la sección y aparece la ventana
de la figura 2.17 donde corresponde ingresar los datos de la sección como son:
código, longitud, conductor de fases y neutro, equipo inicial y final existente en ia
sección.
30
Fig. 2.17. Ventana para ingreso de las secciones.
ItJne section I
i
»
i
i
i
Code
Length
Conductor
Neutral
Phases ^
Assembly
User Reíd
ok
JS1GB1A-2~- - — —
J6
¡AA2S6
jnone
\: FB: F"C:
IL__
Cancel
1- L 1 V 1
_ _ :W
_¿I0
-l-qUIpUIBIIL' NHUcll - -
Type jNone ]£] i Edít....
Code J ' Deíete
i
Ü0
j?N: r
±1
uquipuitíni.- i_nu - - -
Type JNone i^~| Edít.,.' . - —¡Code Delele
—
Help
_
i
-
El programa permite asociar al nodo eléctrico de medio voltaje equipos que se
encuentren en la red como: transformadores, seccionadores, capacitores,
reguladores de voltaje, generadores. En el caso de este proyecto se han ingresado
los siguientes equipos.
Para el ingreso de transformadores en el icono Transformar escoger la opción Add y
dar un clic en el nodo eléctrico donde va a ser colocado el transformador, aparece la
ventana de la figura 2.18 donde se deben ingresar los datos del transformador como
código, inventario, propietario, dirección, símbolo, tipo de transformador, fases al que
esta conectado, capacidad de cortocircuito, clientes, etc.
31
Tiansfoimei
Fig. 2.18. Ventana para ingreso de transformadores.
Code
Inventory numbet
Qwner
Address
Transforme! Type
Phases
TR16B3pDefíned
10034-P
PARTICULAR
RIO COCA Y HIEDRAS
MNT4-60
Á: 1 C: ff
Assembiy ]
Color for Low Voitage Cíicuít;
Cap.Short-Cífcuit 3Ph [O
Cap.Shorí-Circuit1Ph
Customer T^ipe |RT
Number O
Customer Type
r Symbol=
i (MVA)A;, A :r
o (MVA) User Reíd
Insert
Remove
Number
(o. r
OK Cancel Edit Load Parameters... •EditTrans/ormerParameters,.. M Piclure... Help
La inclusión de un seccionador a ia red se lo realiza con eí icono Switch escogiendo
la opción Ada, luego se selecciona el nodo en el cual debe ir ubicado, aparece la
ventana de la figura 2.19 donde se debe digitar los datos del seccionador.
32
Fig. 2.19. Ventana para ingreso de seccionadores.
witch 1-
Code
Descríplion
Assembjy
Nominal Voilage
Nominal Curr
, Type
r-SPhases St
> Síate
¡ rBy Phase SPhases
'State Phase
State Phase
State Phasí
snt
ate -
tate •- -
íA
s B
;C
< User Fieid
— - — ., - - —
T ~~O"K
- — - — - —SW16B4
_...6.3
z.
j
400 ¡ (AJ
C- SPhases f BÍ" Phase
^e
A: g:
C Qpe
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fi C Dosed
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n f*" -Pose
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Picture...
id
;d
3— --— '- — —
— — „_„ , . —
!, Help
'
*
Para incluir un capacitor en el icono Capacitor escoger la opción Add y dar un clic en
el nodo eléctrico donde se encuentra el capacitor, aparece la ventana de la figura
2.20 para que sean ingresados los datos necesarios.
33
Fig. 2.20. Ventana para ingreso de capacitores.
1 Capacitoi,'
Codei
' Descripción
Nominal Capacit
Nominal Voltage
Assembly
Phases
User fíeld
i <-* f"CurilKjuidliuiii
A¿\a
- ~~
DK
ÍCAP4f
L _. .y 300
J6.3
L._Ü F-E
1_
\1
Wye"l '
_ -Cancel
" - • ' — -.¡i • -
. . . . - ,, .
„
_±]: F C: J?
\ »—yjz,:-2B fri
Wye-'gfndl
~ ~" _ ~ _-Pícture...
- - - . - - - :
• • - . ,
_ J ' J
[kVAr]
(kV)
~
[ohm]
.Help
Una vez terminada la construcción de la red el programa permite hacer una
configuración de los primarios ingresados identificando los elementos que
pertenecen a cada uno. Este paso permite detectar algún error en la construcción de
la red.
Para ejecutar el configurador del menú principal en el icono Analysis escoger la
opción Configuration Médium Voltage Network, aparece la ventana de la figura 2.20
donde se deben escoger los primarios a los que se desea realizar la configuración,
además se deben activar las opciones que permiten revisar la configuración y los
datos y de los alimentadores.
34
Fig. 2.20. Ventana para realizar la configuración de ios aíimentadores.
p Feeders available-
AUM16BALIM16CALIM16DAL! MI GEALIM16FALIM16GALJM16HÁLIMENTADOR 01 AÁLIMENTADOR 01 8ÁLIMENTADOR 01 CÁLIMENTADOR 01 DÁLIMENTADOR 01 E
'SelectAII
ClearAH
Invert
r Feeders sefected-
P] Check if feeders are looped
& Check dala ín feeders
ÁLIM1BA
SelectAII
ClearAH
Invert
rSelectWithMouse:*
Subslation
Spurce Bus
Feeder
Start Cancel Help
Antes de realizar una corrida de flujos en e! programa, se debe asignar una carga
determinada a cada nodo eléctrico, para esto en el icono Analysis escoger la opción
Load Aliocation, aparece la ventana de la figura 2.21, en !a cual, a más de escoger ei
alimentador, se debe también escoger el método con el cual se va a realizar dichas
asignaciones, esto depende de la cantidad de información que se tenga de las
cargas.
35
Fig. 2.21. Ventana para realizar la asignación de cargas.
¡Load AUocation , _ • - . . — . 1
>
F
- Feeders av
ALIM16BALIM16CÁLIM1BDÁLIM16EAL1M16FÁLÍM16GALIM16HALIMENTAALIMENTAALIMENTAALIMENTAAUMENTA
_ — ~Enlabie
nriR m ¿ —DDR 01 BDDR 01 C i_DDR OÍD .^DOR 01 E Jfl^
"eeders JALIM16A
-AllocationK'
O Proporti
of Traní1 - - - - - - -
SelectAH
"dearAII
Invert
-i- _. i - . j
ALIM16A JS|
"SelectAir
CleaTAlí
VÍ¡ Invert
^1 ' Edit Parameters ... Edil Feeder R eadíngs .„
tíll 1UU -- - —
onaítokVAí*' AdjustT o Feeder Readtngs r* AdfustT o Feeder Readings
fformers Proportional to kVA of Transf. Proportiond to kV/h of Transí.-
; Apply Load Grovjth Factor |0 [%}i ___. :-.-— — —
: OK ! Cancel
~
F7 lAllocate By Phasd
— — —
i Help~
En este caso se ha escogido la opción Adjust To Feeder Readings Proportina! to kVA
of Transf. Esta opción asigna cargas a los nodos dependiendo de las lecturas a la
salida de los primarios, estas lecturas deben ser previamente ingresadas a una tabla
que se encuentra en la opción Readings del Tab Feeders de la pantalla principal del
SPARD.
Se puede también aplicar un factor de sobrecarga a los transformadores y escoger
entre un análisis balanceado o por fases.
Como paso final para calcular un flujo, del icono Analysis escoger la opción Médium
Voltage Load Fiow y en esta la opción Balance Radial Load Flow, aparece la
ventana de la figura 2.22 en la que se escoge el aiimentador al que se le va ha
realizar el flujo.
36
Fig. 2.22. Ventana para realizar un flujo de carga balanceado.
Radial Load Flow
rFeedersavailable-
ALIM16BALIM16CALIM16DALIM16EAL1M16FAL1M1GGALIM1BHAL1MENTADOR 01 AALIMENTADOR D1 8ALIMENTADOR 01 CALIMENTADOR 01 DALIMENTADOR 01 E
''SelectAH
CiearAll
Invert
rFeederssdecled-
Genérate Repqrt
AL1M16A
;j,Se|ectAII
''ciearAlf
Invert
rSelect With Mouse ;-
Substatíon
Source Bus
Feeder
Cancel Help
37
CAPITULO 3.
3 OPERACIÓN DEL SISTEMA
Para seguir con el estudio resulta primordial conocer detalladamente la forma en
que opera el sistema existente, es decir el comportamiento eléctrico de la red,
como perfiles de voltaje, flujos de carga, pérdidas de potencia y energía en el
"pico de carga". Estos resultados se obtienen de la modelación digital de la red en
el programa computacional SPARD de la forma que se describe en el capítulo 2.
Con la red eléctrica ingresada al programa se procede a la modelación digital que
se realiza para la condición crítica de operación del primario, esto es para
demanda máxima. Las lecturas de corrientes, voltaje, factor de potencia de los
primarios en barras de la subestación fueron tomadas con la ayuda de medidores
electrónicos instalados a la salida de la subestación en intervalos de 15 minutos
durante la semana del 24 al 30 de marzo del 2001. Los datos se muestran en el
Anexo 1. Estos valores fueron proyectados al 30 de diciembre del 2000 día en el
cual ocurrió la demanda pico del año del sistema.
3.1 SUBESTACIÓN 16
La modelación digital de las redes eléctricas el programa SPARD tiene varias
posibilidades dependiendo de la cantidad de información disponible por lo que se
ha utilizado la opción que reparte la demanda medida sobre el primario a nivel de
la subestación en función de los kVA instalados en transformadores.
Se ha utilizado las condiciones de operación que constan en la tabla 3.1. para
cada primario.
38
Tabla 3.1. Datos de los primarios para la simulación digital.
Primario
16A
16 B
16C
16 D
16E
16 F
16G
16 H
Hora del pico
15:00
20:00
11:00
19:15
19:30
19:00
19:15
18:30
Potencia max (kW)
3,486
4,997
3,993
3,460
3,403
2,444
4,471
1,919
fP0.92
0.93
0.91
0.94
0.93
0.97
0.93
0.97
VS/E(kV)
6.16
6.19
6.20
6.09
6.19
6.14
6.10
6.24
3.1.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16AEl primario 16 A se modeló con una potencia total de 3,486kW con un tactor de
potencia de 0.92 a un nivel de voltaje de 6.16 kV. Los resultados de la simulación
digital en dichas condiciones se encuentran en el Anexo 2, se puede ver que la
máxima caída de voltaje acumulado es 1.57 %. La longitud máxima que alcanza
es de 1.38 km.
Tabla 3.2. Secciones del primario 16 A con mayor caída de voftaje
Secciones con mayor caída de voltaje
Sección
Av. Granados y Paris
Av. Granados y Paris
Av. Granados y Paris
Caída de voltaje %
1,53
1,53
1,57
En este primario no existen secciones con caídas de voltaje mayores a los
permitidos por las normas de la Empresa Eléctrica Quito que recomiendan un
valor de cafda de voltaje no mayor al 3.5 % para usuarios residenciales tipo B,
por lo tanto el primario tiene un margen importante de reseiva, estas secciones se
muestran en la tabla 3.2.
39
La cargabilidad de los conductores esta dentro de los parámetros aceptables
porque la sección mas cargada llega apenas al 69.5 % de la capacidad nominal
del conductor, las secciones mas cargadas se muestran en la tabla 3.3.
Tabla 3.3. Secciones del primario 16 A con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Seis Dic. y Río Coca
Seis Dic. y Louvre
%
69.5
58.5
Calibre
AA477
AA477
El factor de utilización de los transformadores es del 56 %.
3.1,2 OPERACIÓNDEL PRIMARIO 16BEl análisis de la operación se realiza para demanda máxima de 4,997 kW con un
factor de potencia de 0.93 y un nivel de voltaje en barra de 6.19 kV.
En la tabla 3.4 se muestran las secciones con mayor porcentaje de carga que se
encuentran al inicio del recorrido del alimentador esto es en la calle De fas
Hiedras.
Tabla 3.4. Secciones del primario 16 B con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Marchena
Joel Polanco y Marchena
Hiedrasy Joel Polanco
Hiedras y Río Coca
%
142.8
147.7
148.1
150.6
Calibre
4/0 M
4/0 AA
4/0 AA
4/0 AA
La carga de estas secciones está muy por encima del 100% de la capacidad del
conductor por lo que se encuentran sobrecargadas, y lo más perjudicial es que
estas secciones pertenecen al troncal del primario por lo que en caso de una
contingencia no se podría realizar las interconexiones previstas dejando al
primario un bajo índice de confiabiíidad.
40
Los puntos de mayor caída de voltaje se ubican al final del recorrido de!
alimentador en la Calle Golondrinas, con valores de 7.88 % de caída de voltaje,
como se muestra en la tabla 3.5. E! alimentador alcanza una longitud máxima
3.31 km.
Estos valores están por encima de los porcentajes permitidos en las normas de la
empresa para caídas de voltaje en alimentadores primarios que es del 3% para
clientes residenciales tipo A, es más según los resultados el 83 % de los nodos
existentes en el primario sobrepasan la caída aceptable del voltaje ío que nos
indica el mal estado del sistema de distribución.
Tabla 3.5. Secciones del primario 16 B con mayores caídas de voítaje.
Secciones con rnayore
Sección
Gorrión
Golondrinas y Mirto
Golondrinas y Quinde
s caldas de voltaje.
%
7.65
7.88
7.86
El tactor de utilización de los transformadores es del 29 % es decir que menos
de la tercera parte de dicha inversión está siendo aprovechada.
3.13 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16CLa demanda máxima de este aümentador ocurre para un valor de 3,993 kW con
un factor de potencia 0.91 y un nivel de voítaje en barra de 6.2 kV, estos datos
sirven para realizare! análisis de operación.
Las secciones más cargadas del alimentador están ubicadas al inicio del recorrido
del ramal principal en la Av. Seis de Diciembre, sin embargo no sobrepasan los
límites permitidos de carga de los conductores, esto se muestra en la tabla 3.6.
41
Tabla 3.6. Secciones del primario 16 C con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Seis Dic. y A. Calderón
Seis Dic. y Manzanos
Seis Dic. y Río Coca
%
76.4
77.4
79.1
Calibre
266 AA
266 AA
266 AA
Los nodos con la mayor caída de voltaje acumulada se destacan en la tabla 3.7,
estos se encuentran en los puntos más alejados de la subestación esto es en las
calles Isía Española, Isla Santiago. La longitud máxima del alimentador alcanza
un valor de 2.05 km.
Tabla 3.7. Secciones del primario 16 C con mayor caída de voltaje.
Secciones con mayores caídas de voftaje.
Sección
J. Vivanco yAv. inca
I, Santiago
I. Española
%
3.17
3.31
3.30
Estos valores no sobrepasan la caída de tensión admisible en aíimentadores
primarios para usuarios residenciales tipo B.
El factor de utilización de los transformadores primarios es del 47 %.
3.1.4 OPERACIONDEL PRIMARIO 16 DEl primario se modeló para un valor de 3,460 kW y un factor de potencia de 0.94
con un voltaje a nivel de subestación de 6.09 kV.
La máxima caída de voltaje es de 4.79 % ubicada en la Av. Seis de Diciembre y la
calle Samuel Fritz. En la tabla 3.8 se muestra las caídas de voltaje.
42
Tabla 3.8. Secciones del primario 16 D con mayor caída de voltaje.
Secciones con mayor caída de voltaje
Sección
Seis Dic. y S. Frite
Samuel Friíz
Seis Díc y S. Frite
Caída de voftaje %
4.76
4.75
4.79
Estas secciones son termínales de los circuitos de media tensión y su caída de
voltaje es notoria con respecto al 3.5 % que permiten las normas de la EEQSA.
Se puede anotar adicional mente que el 69 % de los nodos se encuentran por
debajo del voltaje aceptable. La longitud máxima del primario es de 2.9 km.
La carga de los conductores que forman el primario 16 D es muy alta ya que la
sección mas cargada llega al 83.9 % de la capacidad nominal del conductor y se
debería guardar un mejor margen para las posibles interconexiones. Las
secciones mas cargadas se muestran en la tabla 3.9.
Tabla 3.9. Secciones del aímentador 16 D con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Palmeras y TuSpanes
Palmeras y Río Coca
%
82.3
83,9
Calibre
Cu 3/0
Cu 3/0
El factor de utilización de los transformadores es del 42 % teniendo un
aprovechamiento menor de la mitad.
3.1.5 OPERACIÓN DELPIOMARIO 16 EEf primario en estudio fue modelado para una demanda máxima de 3,403 kW, con
0.93 de factor de potencia y un voltaje de 6.19 kV.
La máxima caída de voltaje es de 9,59 % y esta sección esta ubicada en la Av.
Los Algarrobos y la calle Zoila Ugaríe. Eí porcentaje de secciones que se
43
encuentran por debajo del voltaje aceptable es de! 85 %. En la tabla 3.10 se
muestra las caídas de voltaje.
Tabla 3.10. Secciones del primario 16 E con mayor caída de voltaje.
Secciones con mayor caída de voltaje
Sección
Algarrobos y R.Cordero
Algarrobos y Míderos
Algarrobos y Ugarte
Algarrobos y Ugarte
Caída de voltaje %
9.57
9.57
9.59
9.58
Estas secciones son terminales de los circuitos de medía tensión en puntos muy
alejados de la subestación ya que el alimentador alcanza una longitud máxima
de4.3 krn, por lo que se obtienen estos altos valores de caída de voltaje.
La carga en los conductores que forman el primario 16 E es demasiado alta,
llegando a valores del 142% de la capacidad nominal de! conductor, las
secciones mas cargadas se muestran en ia tabla 3.11.
Tabla 3.11. Secciones del primario 16 E con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Av. Gato Plaza y Retamas
Áv. Galo Plaza e I. Alveniz
%
135.5
142.1
Calibre
AA2
AA2
Los transformadores de este primario tienen un factor de utilización del 49 %.
3.1.6 OPERAaÓNDELPRMAKIO 16 FEl análisis de operación se realiza para demanda máxima esto es para un valor
de 2,444 kW con un factor de potencia 0.97 y un nivel de voltaje en barra de 6.14
kV.
44
La máxima caída de voltaje es de 2.23 %, ubicada en la calle Pereira y Mariano
Jimbo. En la tabla 3.12. se recalcan las caídas de voltaje más altas del primario.
El alimentador obtiene una longitud máxima de 2.11 km,
Tabla 3.12. Secciones del primario 16 F con mayor caída de voltaje.
Secciones con mayor caída de voltaje
Sección
M. Jimbo y Pereira
Pereira
M. JímboyAzcaray
Caída de voltaje %
2.12
2.12
2.13
Las secciones más cargadas se muestran en la tabla 3.13, estas no tienen un
valor muy elevado por lo que están dentro del límite de carga aceptable.
Tabla 3.13. Secciones del primario 16 F con mayores porcentaje de utilización.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
RíoCocayParis
Rio Coca y Av. Seis Dic.
Calibre
AA266
AA266
porcentaje de carga
67.0
67.8
Ei tactor de utilización de ¡os transformadores es del 40 %.
3.1.7 OPERAaÓNDELPRIMAEIO 16 GEl primario en estudio fue modelado para una demanda máxima de 4,471 kW con
un factor de potencia de 0.93, con un nivel de voltaje en barra de 6.1 kV.
Las secciones con mayor porcentaje de carga del alimentador se encuentran a la
altura de la Av. El Inca y las primeras secciones de la calle el Morían. Esto se
índica en ia tabla 3.14,
45
Tabla 3.14. Secciones de! alimentador 16 G con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Av. Inca y Morían
Av. Inca y Morían
Morían e Isaac Atveníz
%
139.2
134.6
1318
Calibre
4/0 AA
4/0 AA
4/0 AA
La carga de estas secciones sobrepasan el 100% de la capacidad del conductor
por lo que se están violando los límites de carga.
En la tabla 3.15 se tienen los puntos de mayor caída de voltaje, los mismos que
se ubican al final del recorrido del alimentador en la calle Luis Caliste, con valores
de 7.16 %, lo que esta por encima de los porcentajes permitidos en las normas de
la empresa para alimentadores primarios, además el 76 % de los nodos
sobrepasan el 3.5 % de caída de voltaje. El primario alcanza una longitud máxima
de 2.85 km.
Tab!a 1.15. Secciones del primario 16 G con mayores caídas de voltaje.
Secciones con mayores caídas de voltaje.
Sección
L. Calisto yZaldumbide
Luis Calisío
Luis Calisto
%
7.17
7.16
7.15
El porcentaje de utilización de los transformadores es del 53.54 %.
3.1.8 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 16 HEl análisis de operación se realiza para demanda máxima esto es para unos
valores de demanda de 1,919 kW, con un nivel de voltaje en barra de 6.24 kV y
un factor de potencia de 0.97.
46
Las secciones más cargadas del alimentador se encuentran en el inicio del
recorrido del alimentador esto es en la Av. Río Coca y la primera sección de la Av.
De los Shyris, estos valores que constan en la tabla 3.16 no pasan los límites
permitidos de los conductores utilizados.
Tabla 3.16. Secciones del primario 16 H con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Río Coca y Av. Seis Dic.
Río Coca e [.Pinzón
Río Coca y Av. Shyris
%
53.9
53.9
51.3
Calibre
266 AA
266 AA
266 AA
Los nodos de mayor caída de voltaje mostrados en la tabla 3.17 están en los
puntos más alejados de la subestación esto es en la parte de alimentación
subterránea a las cámaras ubicadas en la Av. Gaspar de Villaroel a la altura de la
calle Londres donde existe una alimentación subterránea a varias cámaras, estos
valores de caídas de voltaje están por debajo de las caídas máximas permitidas
en las normas, la longitud máxima del alimentador es de 2.86 km.
Tabla 1.17. Secciones de! primario 16 H con mayor caída de voltaje.
Secciones con mayores caídas de voltaje.
Sección
Av. G. Villaroel y Londres
Arízaga y Av. Amazonas
Vicente Cárdenas
%
2.18
2.19
2.19
El tactor de utilización de los transformadores de este primario es de 30.89 %, lo
que nos indica que alrededor del 69 % de la inversión no está siendo
aprovechada.
47
32 SUBESTACIÓN OLÍMPICO
Las condiciones de operación utilizadas para la modelación digital de los
primarios de la subestación Olímpico se muestran en la tabla 3.18.
Tabla 3.18. Datos de los primarios para la simulación dígita!
Primario
01 A
01 B
01 C
01 D
01 E
Hora del pico
19:30
19:30
10:30
19:15
20:00
Potencia max (kW)
2,186
2,313
2,790
3,332
2,161
Fp
0.91
0.94
0.97
0.96
0.94
V S/E(kV)
6.06
6.01
6.02
6.02
6.01
A continuación se indican los estados de operación de los primarios.
3.2.1 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 ALa demanda máxima de este primario ocurre para un valor de 2,186 kW con un
factor de potencia de 0.91, con un nivel de voltaje en barra de 6.06 kV.
Las secciones con mayor porcentaje de carga se encuentran al inicio de! recorrido
en la calle Guanguiltagua y en la Av, Gaspar de Villaroel, lo que se observa en la
tabla 3.19.
Tabla 3.19. Secciones del alimentador 01 A con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Av. Gaspar V. y Puerta
Av. Gaspar V. y Camacho
Guanguiltagua
%
79.4
58.5
57.6
Calibre
4/0 AA
4/0 AA
366 AA
4S
Los nodos con la mayor caída de voltaje acumulada se encuentran en la calíe de
[as Hiedras que es el punto más alejado de la subestación, como se observa en la
tabla 3.20. Su longitud máxima de 2. 28 km.
Tabla 3.20. Secciones del primario 01 A con mayores caídas de voltaje.
Secciones con mayores caídas de voltaje.
Sección
Hiedras y Poianco
Hiedras y Polanco
Hiedras
%
3.84
3.82
3.82
Un dato que cabe mencionar es que el factor de utilización de los transformadores
de este primario es de 41 %.
3.2.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01 BEl análisis de operación se realiza para demanda máxima esto es para unos
valores de demanda de 2,313 kW con un tactor de potencia igual a 0.94, con un
nivel de voltaje en barra de 6.01 kV.
La tabla 3.21 muestra las secciones con mayor porcentaje de carga del
aíímentador que se encuentran en la calle Guanguiltagua.
Tabla 3.21. Secciones del alimentador 01 B con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Guanguilíagua y C. Arosemena
Guanguiítagua y T. Bermur
Guanguiftagua
%
69.6
69.0
69.3
Calibre
266 AA
266 M
266 AA
Estas secciones se encuentran en un estado aceptable de operación, guardando
el 30 % de capacidad para posibles interconexiones.
49
Los puntos de mayor caída de voltaje se ubican al final del recorrido def
alimentador en unas secciones de alimentación subterránea a varias cámaras,
como consta en la tabla 3.22.
Tabla 3.22. Secciones del primario 01 B con mayor caída de voltaje.
Secciones con mayores caídas de voltaje.
Sección
Av. De los Shyris
U. Noticias y Av. Shyris
Ultimas Noticias
%
4.87
4.86
4.81
E! 24 % de los nodos de este primario tienen una caída de voltaje superior al 3.5
% que consta en las normas EEQSA. Su longitud máxima de 3.84 km.
El factor de utilización de los transformadores es demasiado bajo llegando apenas
al 32.63%.
3.2.3 DESCRJPCIÓNDEL PRIMARIO 01 C
El primario en estudio tue modelado para una demanda máxima de 2,790 kW, con
un voltaje de 6.02 kV con un factor de potencia de 0.97.
La máxima caída de voltaje es de 4.3 %, y esta ubicado en la Av. República del
Salvador y Suecia, a continuación se muestran en la tabla 3.23. las secciones con
mayores caídas de voltaje, además este primario presenta un 96 % de nodos por
debajo del voltaje aceptable.
Tabla 3.23. Secciones del primario 01 C con mayores caídas de voltaje.
Secciones con mayor caída de voltaje
Sección
Av. R. Salvadory Suecia
Av, R. Salvadory Suecia
Av. R, Salvadory Portugal
Caída de voltaje %
4.31
4.30
4.26
50
Estas secciones son terminales de los circuitos de media tensión y a esto de
debe los altos valores de caída de voltaje. La longitud máxima a la que llega el
alimentador es de 2.49 km.
La sección más cargada llega al 82.2 % de fa capacidad nominal del conductor,
que es un valor bajo el límite térmico del conductor, las secciones más cargadas
se muestran en la tabla 3.24.
Tabla 3.24. Secciones dei primario 01 C con mayor porcentaje de carga
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Portugal y C. Aldaz
Portugal y Av. Eloy Alfaro
%
80.1
82.2
Calibre
AA266
AA266
Los transformadores correspondientes al primario 01 C están con una carga
pequeña de apenas el 36 %.
3.2.4 OPERACIÓN DEL PRIMARIO 01DLa demanda máxima del primario en estudio tiene un valor de 3,332 kW, el voltaje
del primario es 6.02 kV con un factor de potencia de 0.96.
La máxima caída de voltaje es de 5.52 %, y esta ubicado en la Calle Mariano
Calvache, lo que se destacan en la tabla 3.25. La longitud máxima que alcanza el
alimentador es de 3.4 km.
Cabe anotar que casi la totalidad del primario tiene estos problemas de caídas
excesivas de voltaje debido a que toma carga que se encuentra alejada de la
subestación.
51
Tabla 3.25. Secciones del primario 01 D con mayores caídas de voltaje.
Secciones con mayor caída de voltaje
Sección
Mariano Calva che
Mariano Calvache
Caamay Av. G. Suarez
Caída de voltaje %
5.52
5.51
5.50
La carga de los conductores que forman el primario 01 D es demasiado alta en
ciertos sectores, llegando a valones de 90.5 % de la capacidad nominal del
conductor, estas secciones más cargadas se destacan en la tabla 3.26.
Tabla 3.26. Secciones del primario 01 D con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Av. Eloy Alfaro y C. Aldaz
Av. Eloy Alfaro y Portugal
%
87.5
90.5
Calibre
AA266
AA266
El factor de utilización de los transformadores es del 2/ %, lo que índica que
menos de la tercera parte de la inversión realizada está siendo aprovechada.
3.2.5 OPERACIÓN DEL PRIMAEIO 01 EEste primario se modeló para un valor de 2,161 kW, con un voltaje de 6.01 kV con
un factor de potencia de 0.94.
La máxima caída de voltaje es de 5.56 %, esta ubicado en las calles Montufar y
Quiteño Ubre, a continuación se muestran en la tabla 3.27 las secciones con
mayores caídas de voltaje.
De igual manera el 80 % de los nodos del primario tiene problemas con el nivel de
voltaje, mientras que su longitud máxima es de 4.54 km.
52
Tabla 1.27. Secciones del primario 01 E con mayores caídas de voltaje.
Secciones con mayor caída de voltaje
Sección
Montufary La Cumbre
Montufary El Monitor
Montufary Quiteño Libre
Caída de voltaje %
5.54
5.54
5.56
La cargabilídad de los conductores que forman el primario 01 E esta dentro de
los parámetros aceptables porque la sección mas cargada llega al 55.9 % de la
capacidad nominal del conductor, las secciones mas cargadas se muestran en la
tabla 3.28.
Tabla 3.28. Secciones del primario 01 E con mayor porcentaje de carga.
Secciones con mayor porcentaje de carga.
Sección
Arosemena yAv. EloyAlfaro
Arosemena y Guanguilíagua
%
56.6
55.9
Calibre
AA366
AA266
El factor de utilización de los transformadores de este primario llega al 3f % de
su capacidad nominal.
3.3 RESUMEN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
La mayoría de aiímentadores presentan problemas de caídas de voltajes
superiores a las permitidas, en especial para los primarios 01 C y 01 D de la
subestación Olímpico en los cuales casi la totalidad del primario tiene problemas,
ya que por la ubicación de la subestación se recorren grandes distancias hasta los
puntos donde se encuentran las cargas, esto se puede observaren la figura 1.14
en la que constan las áreas de servicio de cada alimentación.
Los porcentajes de utilización de los transformadores por primario son también
muy bajos entre un rango del 27 % al 56 %, como estos valores son obtenidos
para demanda máxima quiere decir que para eí resto del tiempo estos porcentajes
53
bajaran aún más, esto es perjudicial para la empresa ya que aumenta los niveles
de pérdidas y para los clientes que muchas veces son forzados ha realizar
inversiones innecesarias ya que existe la capacidad suficiente en transformadores
de distribución para brindar servicio a más usuarios.
El otro problema evidente es la sobrecarga de algunas secciones de los
alimentadores, ubicadas principalmente en las troncales por lo que resultaría
peligroso realizar alguna maniobra de toma de carga de alimentadores aledaños
ya que las secciones sobrecargadas podrían colapsar. De forma particular en
estas subestaciones ya que se encuentran en eí límite urbano de la ciudad y en el
caso de la subestación 16 se encuentra en el límite del área de servicio de 6.3 kV,
por lo que la transferencia de carga de varios alimentadores es posible solo
realizarla con alimentadores de la propia subestación mas no con subestaciones
aledañas, lo que nos deja un bajo índice de confíabílidad del sistema.
Teniendo en cuenta que estas subestaciones sirven a una sector comercial,
industrial y residencial importante de la ciudad de Quito se debería mejorar la
confiabilidad del sector, para que, en caso de contingencia no se afecte a los
clientes que se encuentran aquí ubicados.
3.4 PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA
Para el cálculo de pérdidas de potencia y energía se empleó el método que toma
en cuenta un alto índice de cargas sin registrar. Brevemente se explicará el
método.
En primer lugar se debe obtener registros de demandas de un alimentador
primario con los siguientes datos: fecha, hora, voltaje, corriente, demanda activa
y reactiva, a lo largo de un período mayor a una semana.
Si ia energía medida en la subestación es la energía suministrada (EB) y de la
misma manera la energía vendida es la energía registrada (ER), entonces el
54
total de perdidas (ETJ es ia diferencia entre la energía suministrada y la energfa
registrada. Esas perdidas incluyen las técnicas y no técnicas.
= ES - ER
En el caso que se analiza no se cuenta con la energfa facturada; por lo tanto, sólo
se calculan las pérdidas resistivas en las Ifneas primarias.
Las perdidas resistivas (DRL_¡) en cualquier intervalo de demanda (DP¡) se calcula
por:
De esta formula pueden ser deducidas las pérdidas de demanda resistiva.
L—MAX inax2R
R
eos
^RL-íasx.
donde:
Dp¡:
DPma)(:
DRL-¡:
Cos<j>max:
Cos<|>¡:
Pérdidas resistivas a demanda máxima.
Demanda de potencia en el intervalo i.
Demanda de potencia máxima.
Pérdidas resistivas en el intervalo i.
Factor de potencia máximo.
Factor de potencia en el intervalo i.
55
Los datos necesarios para el cálculo de las perdidas resistivas en cualquier
intervalo de tiempo i, son tomados de los registros de los primarios para una
semana típica del 24 al 30 de marzo del 2001, Anexol. Mientras que el dato de
pérdidas resistivas a demanda máxima se obtiene de los flujos de potencia
corridos en el programa SPARD para cada primario, Anexo2.
Una vez obtenida la curva de pérdidas resistivas se debe calcular la energía de
pérdidas mediante la siguiente expresión.
A continuación se presenta la implementación de esta metodología en cada uno
de los primarios en estudio.
3.4.1 PRIMARIO 16 A
Los siguientes datos fueron empleados para proyectar la curva:
DRU™: 27.7 kW.
DPmax: 3,099.6 kW.
: 0.92
* S4.7giK~l ( 3099.6* eos
Este perfil de carga pertenece a un sector netamente industrial liviano porque los
fines de semana reduce la demanda. Aplicando esta fórmula para cada intervalo
de tiempo se consigue la curva de demanda de pérdidas del primario 16 A. En la
figura 3.1 se tienen graficadas las dos curvas observándose que tienen forma
parecida, pero en las pérdidas se Intensifican los picos debido a la relación
cuadrática con la demanda.
La curva de pérdidas (escala de la derecha) esta graficada a una escala diferente
de la curva de demanda (escala de la izquierda).
56
Fig 3.1. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16 A.
Prima rio 16 A
3500
3000
J£
ro•oc
2500
2000
1500
D 1000
500
Tiempo (H)
Para obtener la energía perdida no es necesario integrar la curva, el valor de
demanda de perdidas es único en todo el intervalo por lo que se debe multiplicar
por el intervalo de demanda (15 minutos) para obtener las perdidas de energía en
cada intervalo, al realizar una sumatoria se consigue las perdidas de energía en
una semana tí pica.
La energía total entregada a este primario es de 396.34 MWh/semana este valor
extrapolado al año representa 20.67 GWh/año y la energía de pérdidas resistivas
es de 2.55 MWh/semana lo que representa anualmente 133 MWh/año.
3.4.2 PRIMARIO 16 B
Los siguientes valores fueron empleados para proyectar la curva:
DRL- 184 kW.
4,431
0,928
57
La curva de demanda tiene una forma típicamente residencial, esto se puede
apreciar en la figura 3.2 conjuntamente con la curva de demanda de pérdidas del
primario 16 B.
Fig 3.2. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 1G B.
Alimentador16B
Tiempo (h)
El valor de energía que recibe este primario es de 494.9 MWh/semana, lo que
resulta en 25.81 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de
15.6 MWh/semana lo que da un valor de 813.5 MWh/año.
3.43 PREN14RI016CLa curva de demanda de pérdidas se obtiene con la ayuda de los siguientes
datos:
DPmax:
45.3 kW.
3,541 kW.
0.907
La forma de la curva corresponde a una carga de tipo industrial con presencia de
clientes residenciales ya que la curva del día domingo obedece a esa
58
característica. Si los registros fuesen solamente de los días laborables o
solamente de un día este tipo de información se perdería, por lo que se resalta la
importancia de tomar lecturas semanales o de mayor tiempo.
Fig 3.3. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16C.
Alimentador 16C
Tiempo (h)
En la figura 3.3 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de demanda de
pérdidas del primario 16 C.
El valor de energía entregada a este primario es de 409.1 MWh/semana, lo que
resulta en 21.34 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de
3.9 MWh/semana lo que da un valor de 208.4 MWh/año.
3.4.4 PHMAEIO16DLas siguientes condiciones fueron empleadas para proyectar la curva de
demanda de pérdidas:
DPmEK
84.7 kW.
3,070.2 kW.
0.94
59
Este perfil de carga pertenece a una zona típicamente residencial, se puede
observar el pico que se produce al entrar la noche. Se puede observar la curva de
perdidas conjuntamente con la curva de demanda en la figura 3.4.
Fíg 3.4, Curva de demanda de péráidasvs tiempo, del primario 16D.
3000-
TJ« 1500-E<D
Q 1000-
Primario 16 D
/F\i v
MfVwA
Ir\J^ O
\
/iir U*.
»1tLu
ryM
..ASjf't
i
r UU
1fl
fv'«*J
Ni_
x ,
U
r V NV
>H1 .
/ v
|
1
11UU
"uV
•i. Lvv
A
1
.
m o m-T- O Ti"
O CD LOO O T-
o i n o t n o m o i o oO i— O ""í" P"CO E- LO W (C
T- O T•«• r-J ir
<D
to
Ifi O U5 O U5T- O
T- LOTj" tn T—CM o -<r
O J O ^ - C N J O - ^ O J O - r - t N O t - Í N O
Tiempo (t)
O U) Oo ""d" fiCJ Cl COT— 1— O
- 90
•70
-Demanda• 50
-30
• 10
in oT- C
i- Cf— T
3
0
La energía total suministrada al primario es de 295 MWh/semana este valor
extrapolado ai año representa 15.38 GWh/año y la energía de pérdidas resistivas
es de 5.88 MWh/semana lo que representa anualmente 306.7 MWh/año.
3.4.5 PRIMAEIO16EPara proyectar la curva de demanda de pérdidas se utilizó los siguientes valores:
DRL-max: - 160.1 kW.
3,028.2 kW.
0.93
60
El perfil de carga de este primario en los días laborables tiene una forma
comercial con una componente residencial que aparece a la hora pico, mientras
que el fin de semana tiene una forma típicamente residencial. Esto se muestra en
la figura 3.5 conjuntamente con la curva de demanda de pérdidas.
Fig 3.5. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16E.
Primario 16 E
3500-j
3000
g" 2500j*"— 2000co•og 1500E
Q 100Q
500
0 4
o co to
Tiem po (t)
La energía total que se entrega a este primario es de 335.21 MWh/semana, este
valor extrapolado al año representa 17.48 GWh/año y la energía perdida es de
13.55 MWh/semana lo que representa anualmente 706.7 MWh/año.
3.4.6 PRIMARIO 16 FLos valores empleados para proyectar la curva de demanda de pérdidas son los
siguientes.
33.2 kW.
2171.4kW.
°-97
61
El perfil de carga de este primario muestra un comportamiento similar al anterior
es decir de característica comercial residencial los días laborables y típicamente
residencial para los fines de semana. En figura 3.6 se grafican las curvas de
demanda y de pérdidas de este primario.
Fig 3.6. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, dei primario 16F.
Primario 16 F
2500 -r-
o u) o
Tiempo (t)
La energía total entregada a este primario es de 234.65 MWh/semana este valor
extrapolado al año representa 12.24 GWh/año y la energía de pérdidas resistivas
es de 2.61 MWh/semana lo que representa anualmente 136.13 MWh/año.
3.4.7 PMMABIO 16 GSe emplearon las siguientes condiciones para proyectar la curva de demanda de
pérdidas:
DP
198.7 RW.
3,919 kW.
0.929
62
La forma de la curva de demanda del primario es de tipo industrial liviano. En la
figura 3.7 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de pérdidas del
primario en estudio.
Fíg 3.7. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16G.
Alímentador16G
Tiempo (h)
El valor de energía suministrada al primario es de 420.9 MWh/semana, lo que
resulta en 21.95 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de
15.4 MWh/semana lo que da un valor de 804.4 MWh/año.
3.4.8 PRIMARIO 16 H
Las siguientes condiciones de operación fueron empleadas para proyectar la
curva de demanda de pérdidas;
DRL.max: 25.7 kW.
DPmax: 1,697 kW.
: 0.97
63
La forma de! perfil de carga de este primario es típicamente comercial, con una
componente residencial que se aprecia en ios fines de semana.
Rg 3.8. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 16H.
Aíimentador 16H
Tiempo (h)
En la figura 3.8 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de pérdidas del
primario 16 H,
El valor de energía que toma el primario es de 183.2 MWh/semana, lo que resulta
en 9.56 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de 1.9
MWh/semana lo que da un valor de 99 MWh/año.
3.4.9 PRIMARIO OÍALa curva de pérdidas de demanda se obtiene con la ayuda de los siguientes
datos:
49.7 kW.
2,113 kW.
0.905
64
Las curvas de demanda y demanda de pérdidas de la figura 3.9 tienen una forma
comercial industrial con una componente residencial que se puede apreciar el fin
de semana.
Fig 3.9. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 A.
Alimentador 01A
Tfempo (h)
El valor de energía suministrada al primario es de 249.1 MWh/semana, lo que
resurta en 12.99 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de
4.2 MWh/semana lo que da un valor de 220.9 MWh/año.
3.4.10 PEEVIAMO 01B
Los valores utilizados para proyectar la curva de demanda de pérdidas son los
siguientes:
49.7 kW.
2,113 kW.
0.905
65
El perfil de carga de este primario tiene una forma típicamente residencial. En la
figura 3.10 se puede apreciar la curva de demanda y la curva de pérdidas del
primario 01 B.
Fig 3.10. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01B.
AlímentacíorOIB
a vi *- (ó-
Tlempo (h
El valor de la energía entregada a este primario es de 242.9 MWh/semana, lo que
resulta en 12.67 GWh/año, mientras que la energía de pérdidas del primario es de
4.7 MWh/semana lo que da un valor de 247.9 MWh/año.
3.4.11 PRIMARIO 01 CLas condiciones de operación empleadas para proyectar la curva de demanda
de pérdidas son:
DRL-max: 82.9 kW.
2,751 kW.
0.97
66
El perfil de carga de este primario representa una demanda típicamente comercial
con un pequeño componente residencial como se aprecia en la curva del día
domingo de la figura 3.11.
Fíg 3.11. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 C.
Primario 01 C
-oCcoE0>Q
3000 n
2500
2000
1500
1000
500
Tiempo ( h)
La energía total suministrada a este primario es de 279.8 MWh/semana este valor
extrapolado al año representa 14.55 GWh/año y la energía perdida es de 5.86
MWh/semana lo que representa anualmente 305.65 MWh/año.
3.4.12 PRIMARC001DLas siguientes condiciones de operación se emplearon para calcular la energía de
pérdidas:
DPmEK
119RW.
8,575 kW.
0.96
67
Este perfil de carga tiene una característica residencial asociada a una
componente comercial. En la figura 3.12 se puede ver curva de pérdidas
conjuntamente con la curva de demanda.
Fig 3.12. Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 D.
Primarlo 01 D
140
o co to
Tiempo ( h)
La energía total que recibe este primario es de 380 MWh/semana este valor
extrapolado al año representa 19.76 GWh/año y la energía perdida es de 10.35
MWh/semana lo que representa anualmente 539.85 MWh/año.
3.4.13 PRIMARIO 01 E
Para la modelación del perfii de pérdidas se utilizaron los siguientes datos:
DRL.mEK: 66.2 kW.
DPmax: 2,116.8 kW.
: 0.94
68
El perfil de carga dei alimentador pertenece a un sector típicamente comercial con
una componente residencial que aparece en la hora pico. La curva de pérdidas
conjuntamente con la curva de demanda se aprecian en figura 3.13.
Fig 3.1 3 Curva de demanda de pérdidas vs tiempo, del primario 01 E.
2500n
2000
1500ro•ocro
1000
500
Primario 01 E
T 90
Tiempo (h)
La energía total entregada al primario es de 235.47 MWh/semana este valor
extrapolado al año representa 12.28 GWh/año y la energía perdida es de 5.64
MWh/semana lo que representa anualmente 294.18 MWh/año.
3.5 RESUMEN DE PERDIDAS DE ENERGÍA
En las tablas 3.29 y 3.30 se pueden observar un resumen con la energía
entregada, la energía de pérdidas y el porcentaje de las pérdidas resistivas en
líneas primarias respecto a la energía entregada de cada uno de los primarios por
subestación.
69
Tabla 3.29. Porcentajes de pérdidas resistivas primarias de la subestación 16.
Primario
16A
16B
16C
16D
16E
16F
16G
16H
TOTAL
ENERGÍA
Entregada
GWh/año
20.67
25.81
21.34
15.38
17.48
12.24
21.95
9.56
144.43
Pérdidas
MWh/año
133
813.5
208.4
306.7
706.7
136.1
804.4
99
3207.8
Porcentaje
%
0.64
3.15
0.98
1.99
4.04
1.11
3.66
1.03
2.22
Las pérdidas resistivas totales de energía de la subestación ascienden a un valor
de 3.2 GWh/año que corresponden a un valor del 2.22 % del total de energía
entregada por la subestación que es un valor de 144 GWh/año.
El alimentador 16 E tiene mayor porcentaje de pérdidas respecto a la energía que
entrega, esto se debe a que es uno de los que tiene mayor recorrido para servir a
su carga que se encuentra muy alejada además esto se puede verificar con las
caídas de voltaje del primario que son las más aftas.
Los alimentadores 16 G y 16 B también tienen una alta participación en las
pérdidas totales de la subestación con un valor de 3.66 % y 3.15 %
respectivamente, el siguiente es el 16 D con un valor del 1.99 %. Lo contrario
ocurre con los primarios 16 A y 16 C que tienen un porcentaje pequeño de
pérdidas, 0.64 % y 0.98 %, a pesar de que su energía entregada es alta respecto
a los otros, esto ocurre debido a que su carga esta concentrada en las cercanías
de la subestación por lo que no necesitan grandes recorridos.
Esta información es un indicativo de cuales primarios tienen mayores problemas,
por lo que deben entrar con mayor detalle a un análisis para buscar soluciones
que permitan mejorar los índices de perdidas y la operación del sistema.
70
Tabla 3.30. Porcentajes de pérdidas resistivas primarias de la subestación OLÍMPICO.
Primario
01A
01B
01C
01D
01E
TOTAL
ENERGÍA
Entregada
GWh/año
12.99
12.67
14.55
19.76
12.28
72.25
Pérdidas
MWh/año
220.9
247.90
305.6
539.8
294.2
1608.40
Porcentaje
%
1.70
1.96
2.10
2.73
2.40
2.23
Las pérdidas de energía resistivas totales de la subestación son de 1.6 GWh/año
que representa el 2.23 % de la energía total entregada que es de un valor de
72.25 GWh/año.
El primario 01 D tiene el mayor porcentaje de energía de pérdidas respecto a la
energía entregada con un valor de 2.73 %, todos los demás son de menor valor
pero dentro de un rango pequeño de variación, esto es explicable debido a que su
carga está alejada de la subestación, por lo que todos sus primarios realizan
grandes recorridos para llegar hasta su área de servicio.
71
CAPITULO 4.
4 RECONFIGURACIÓN
4.1 INTRODUCCIÓN DE 23 kV EN EL SISTEMA PRIMARIO
La introducción de 23 kV como voltaje primario para las subestaciones en estudio
permite disminuir los problemas que actualmente tiene el sistema de distribución a
6.3 kV. Para realizar este trabajo de planeamiento se utilizará la distribución de la
carga por microáreas, centros de gravedad de la carga, mapas de carga, registros
electrónicos, programas computacionales. Luego se delimitará una nueva área de
servicio y se mejorará la operación de las subestaciones cumpliendo con los
parámetros dictados por las normas de la empresa.
4.1.1 LÍMITES DEL ÁREA EN ESTUDIO Y SU DIVISIÓN POR MICROÁREASCon la información de las redes eléctricas y la base geográfica proporcionada por e!
Proyecto de Inventarios y Avalúos (PÍA) de la EEQSA se procedió a escoger un
plano que cubra toda el área de servicio actual de las subestaciones Olímpico y 16 a
fin de proceder a la división de esta en microáreas.
Actualmente el PÍA tiene realizada una división de microáreas de toda la ciudad de
Quito que facilitan el manejo de la información geográfica y eléctrica, para este
estudio hemos tomado en cuenta la misma división realizada por la empresa dentro
del área de nuestro interés, cabe indicar que esta división no coincide con las
coordenadas del Departamento de Cartografía del Instituto Geográfico Militar. Las
microáreas tienen como dimensiones en el eje vertical 400 m y en el eje horizontal
se divide cada 600 m, estas divisiones deben ser identificadas con algún código para
facilitar el manejo de la información que se va ha obtener de cada una de ellas, así
72
en el eje vertical se sigue un orden alfabético (A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L, M, N,
O) y en e! eje horizontal se denotan con el siguiente orden numérico (1, 2, 3, 4, 5, 6,
7) el resultado de esta codificación se observa en la figura 4.1.
Se tomaron los siguientes límites para el estudio:
Norte: Cap. Ramón Borja, Ana de Ayala, Amagasi del Inca y El Gorrión.
Sur: Av. Portugal, Boussingault y Av. González Suárez.
Este: Av. Seis de Diciembre, Av. De los Shirys, Av. Juan de Ascaray, Av. Diez de
Agosto y Av. Galo Plaza Lazo.
Oeste: Av. Oriental, Guanguiltagua, Parque Metropolitano y Av. González Suárez.
Esta nomenclatura realizada sirve para identificar con mayor facilidad las microáreas.
Permite tener una visión general sobre el área de estudio y ayuda con el cálculo del
centro de gravedad eléctrico /facilita la planificación de los sistemas de distribución.
Esta división se presenta en la figura 4.1 conjuntamente con el área de servicio
actual poralimentador primario.
4.1.2 LAS MICROÁREAS Y SUS DENSIDADES DE CARGAEn la primera parte de este estudio se realizó la modelación digital de todos los
primarios de las subestaciones Olímpico y 16 en el programa SPARD, para
condiciones de demanda máxima, de esos resultados (Anexo 2) se obtiene una
demanda asignada por el programa en cada nodo eléctrico que contenga una carga.
Para la asignación de las cargas por microáreas se procedió a sumar las demandas
de los nodos eléctricos que se encuentran dentro de cada microárea
independientemente del primario al que correspondan, las microáreas ubicadas en la
periferia no corresponden a las subestaciones Olímpico o 16. Las demandas de las
microáreas se pueden observar en la figura 4.2.
2 3 4 5 6 7
Figura 4.1Nonenclci±ura de
73
La Ciudad de Quito se caracteriza por tener un relieve irregular. Por lo tanto
tenemos densidades de carga cambiantes de una microárea hacia otra porque
depende de la geografía y de la utilización del suelo. La falta de planificación
urbanística da como resultado un desorden en el crecimiento de la carga eléctrica.
Fig 4.2 Microáreas con las demandas en kW.
ABCDEFGHIJKLMNO
232161569892430632351941168
309471338
1885
1180
1186
8399635893812552
1893
641447725
50.6
2974161126
1074
9431839
4959
1942
4594694667731147
1166
13020260793031059989384040341**
1117316727
33113476657416119
1618
73161368810
1492
96203169568
I •' I Ubicación subestación 16
I I ** Ubicación subestación Olímpico
Un sector con una muy alta densidad de carga esta ubicada por la Av. Seis de
Diciembre, Av. El Inca, Av. Río Coca, Av. de los Shyris, Av. de los Granados, Av.
Gaspar de Viliarroel, Av. Naciones Unidas, Av. República del Salvador. Los sectores
con baja densidad de carga son las zonas puramente residenciales de consumidores
tipo A, B y C que componen los sectores de Monteserrín, Los Laureles, Cementerio
del Batan, Parque Metropolitano, Batan Alto.
Tomando individualmente el área de cobertura actual de cada subestación se
observa que los primarios de la subestación 16 realizan un gran recorrido para servir
a cargas sumamente alejadas y además se tienen primarios de la subestación
74
Olímpico que toman carga aledaña a la subestación 16, existiendo una superposición
de las áreas servidas por cada una de ellas, esto se puede observar en la figura 4.1.
La subestación 16 se encuentra localizada en la microárea G3, y la subestación
Olímpico en la K4, por lo que se puede decir que la subestación 16 esta bien ubicada
ya que se encuentra cercana al sector de alta densidad de carga, lo que no ocurre
con al subestación Olímpico ya que su ubicación esta alejada del sector de alta
densidad de carga. Esto ocurre por que la subestación Olímpico fue diseñada por las
restricciones de la subtransmisión sin tomar en consideración la operación del
sistema de distribución.
Esto se puede confirmar al realizar el cálculo de los actuales centros de gravedad de
la carga para cada subestación donde se puede ver que el centro de carga actual de
la subestación 16 se encuentra en al cuadricula F3 y de la subestación Olímpico en
la cuadrícula L3.
42 NUEVA ÁREA DE COBERTURA DE LAS SUBESTACIONES
Para la reconfiguración del área de servicio de las subestaciones; Olímpico y
Dieciséis, primero fue necesario tener conocimiento claro del estado de
funcionamiento, perfiles de voltaje, ubicación de capacitores, secciones sobre
cargadas, demandas y conocer físicamente el sector y de esta forma proponer una
nueva área de cobertura de las subestaciones que permita mejorar la operación del
sistema cumpliendo además con los parámetros de calidad de servicio dictados en
normas.
La subestación 16 tiene una demanda máxima actual de 28.1 MVA y a pesar de que
su capacidad instalada es de 40 MVA sus primarios no pueden tomar más carga
porque tienen problemas de operación como caídas de voltaje elevadas y secciones
sumamente cargadas. Esto se debe a que si bien la ubicación de la subestación es
75
buena, esta toma cargas que se encuentra muy alejadas de la subestación, problema
que se acentúa debido a que e! nivel de voltaje de 6.3 kV no es el óptimo para
realizar distribución de energía a grandes distancias.
La subestación Olímpico tiene problemas similares debido a que la ubicación de esta
es alejada respecto al área donde existe la mayor concentración de cargas, por lo
que sus primarios deben realizar un gran recorrido para dar energía a los usuarios.
Existe entonces un problema claramente definido, pues al tratarse de un sector
comercial e industrial muy importante de la ciudad de Quito existe un incremento de
la demanda y a futuro, las subestaciones mencionadas no podrán abastecer ese
incremento debido a los problemas en la distribución.
Ante esto existen varias alternativas de solución al problema como es la de ubicar
una nueva subestación en el sector, aumentar la capacidad de las subestaciones
existentes, elevar el nivel de voltaje. La primera alternativa resulta demasiado
costosa y difícil de ejecutar ya que la empresa no cuenta con un espacio físico donde
ubicar una nueva subestación ni tiene previsto realizar una ampliación del sistema de
subtransmisión.
La subestación 16 es de tipo compacta lo que imposibilita aumentar la capacidad y
elevar el nivel de voltaje de esta, mientras que la subestación Olímpico es de tipo
abierta y cuenta actualmente con un patio amplio en el que se puede incluir otro
transformador y además, si se eleva el nivel de voltaje primario, se facilita el sen/icio
de áreas donde existe una elevada concentración de la carga y que se encuentran
físicamente alejados de la subestación.
El departamento de Planificación de la EEQSA tiene previsto la inclusión de un
nuevo transformador 46 kV / 23 kV, 20/27/33 ONAN/ONAF1/ONAF2 en la
subestación Olímpico existiendo el espacio suficiente para ser colocado, con esta
solución además se ayuda a eliminar el nivel de 6.3 kV como voltaje primario.
76
Para ayudar a la operación de la subestación 16 se propone que la subestación
Olímpico con el nuevo voltaje de 23 kV tome parte de ia carga actual de la
subestación 16, esta carga será la que tiene mayor cantidad de problemas en la
operación actual y que tienen un alto aporte en las pérdidas totales de la
subestación.
La carga a tomar serán los ramales que se encuentren más alejados de la
subestación es decir los que sobrepasen hacia el norte la Av. El Inca y la calle Isaac
Alveniz correspondientes a los primarios 16E, 16D, 16G, por el sector oriental se
tomará la carga que se encuentra al este de la Av. Eloy Alfaro que corresponde a
gran parte de la carga del primario 16B.
Al sur y al este no existe mayor problema ya que los primarios que se dirigen hacia
allá son cortos y además existe el respaldo de subestaciones aledañas a 6.3 kV
como La Iñaquito y La Carolina que están en capacidad de tomar carga en caso
necesario.
En cuanto a la subestación Olímpico su carga debe ser alimentada con el nuevo nivel
de voltaje ya que no se debería pensar en la posibilidad de tener dos voltajes de
distribución en una subestación, más la solución propuesta puede ser ejecutada de
forma paulatina, primero la entrada de nuevos primarios que tomen la carga de la
subestación 16 y luego el cambio del nivel de voltaje de los primarios propios de la
subestación Olímpico.
Con estas consideraciones se logra incorporar paulatinamente el nivel de 23 kV
hacia el área de 6.3 kV cumpliendo con el objetivo de eliminar de a poco este nivel
de voltaje del sistema de distribución de la empresa.
77
4.2.1 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN 16la nueva área de servicio de la subestación 16 queda limitada hacia el norte por la
Av. E! Inca y la calle Issac Alveniz, hacia el este por la Av. Eloy Alfaro, al oeste no
sufre modificación por lo que se mantienen como límites la Av. Diez de Agosto, Av.
Juan de Azcaray y por el sur la Av. Gaspar de Villarroel. Con esto se logra que el
área de servicio de la subestación esté concentrada en un área de alta densidad de
carga con lo que sus primarios no tendrán que realizar un gran recorrido, haciendo
posible que tomen la carga que se incorpora en el sector hasta llegar a aprovechar
toda la capacidad instalada de la subestación. El área de servicio propuesta se
observa en la figura 4.6.
El centro de carga de la subestación 16 con la nueva área de servicio propuesta
sigue en la cuadrícula F3 pero desplazado hacia el sureste, por lo tanto se mejora
también la ubicación de la subestación respecto al centro de carga, con base en la
modificación de los límites de las áreas de servicio de los alimentadores primarios
pues la subestación ya esta construida y nos se la puede mover, por otro lado el
crecimiento de la carga es otro factor que incide en el centro de gravedad.
Para cumplir con el límite sur del área de servicio de la subestación 16 es necesario
tomar la carga del alimentador 01 A de la subestación Olímpico que ingresa dentro
de los límites antes mencionados. Para esto el alimentador 16B del cual se ha
tomado gran parte de su carga, por lo tanto cuenta con la capacidad necesaria para
tomar la carga del alimentador 01 A mediante el cierre de un seccionador en la Av.
de los Granados y la calle Isla Marchena, además de la apertura del seccionador
ubicado en la Av. Gaspar de Villarroel y Av. Eloy Alfaro.
4.2.2 ÁREA DE SERVICIO PROPUESTA PARA LA SUBESTACIÓN OLÍMPICOLa subestación Olímpico tendrá como nueva área de servicio la carga que se
encuentra al norte de la Av. El Inca y la calle Issac Alveniz entre la Av. Diez de
Agosto, la Av. Eloy Alfaro, la calle Cap. Ramón Borja, Luís Calisto. Como límite oeste
estarán las Av. Eloy Alfaro desde la Av. El Inca hasta la Av. Gaspar de Villarroel
donde el límite baja más hacia el oeste a la Av, Seis de Diciembre entre la Av.
Gaspar de Villarroel y la Av. Interoceánica. Al sur el límite estará ubicado en la Av.
Interoceánica. Al este coincide con el límite urbano de la ciudad. El área de servicio
propuesta se observa en la figura 4.6.
El centro de carga de la subestación Olímpico con esta nueva área de servicio se
ubica en la cuadrícula !3 alejándose mucho más al norte de la ubicación física de la
subestación, este hecho ocurre debido al gran bloque de carga que toma la
subestación 16, pero el centro de carga seguirá bajando ya que se prevé el
incremento de las cargas hacia la parte sur que es donde tiene una mayor área de
servicio.
Para cumplir con el iímite oeste propuesto, toda la carga del alimentador 01C que
pasa la Av. Seis de Diciembre debe ser tomada por otra subestación, al igual que
parte de la carga del alimentador 01D que sobrepasa el límite sur que de la Av.
Interoceánica y parte del alimentador 01 B que sobrepasa el límite oeste de la Av.
Seis de Diciembre. Es necesario realizar esto con el fin de tener un límite físico entre
los sectores alimentados con nivel 6.3 kV y 23 kV debiendo hacer una labor similar
con el área de servicio de todas subestaciones para eliminar la dependencia de los
departamentos que tienen la información de la configuración de las redes eléctricas.
Por lo que se debería realizar un estudio en conjunto de todo el sistema de
distribución o por lo menos de toda el área servida a 6.3 kV y no dar soluciones
aisladas.
4.3 CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE.
Para el cambio de voltaje se tienen dos alternativas, una es realizar la construcción
de nuevas redes primarias que lleguen hasta los usuarios dentro del área de
79
cobertura, para esta alternativa sería necesaria el cambio total de transformadores
de distribución para satisfacer el nuevo nivel de voltaje.
Esta alternativa resulta muy costosa y otro inconveniente es que gran parte de dichos
transformadores son particulares, ya que se trata de un sector residencial, comercial,
industrial importante de la ciudad existiendo, la oposición de clientes de la empresa a
realizar la compra de otro centro de transformación.
La segunda alternativa es realizar un estudio para encontrar la mejor ubicación de
transformadores primarios de 23 kV/6.3 kV con el fin de que estos alimenten
pequeños sectores a 6.3 kV sin necesidad de cambiar estructuras y transformadores,
esta alternativa permite optimizar los recursos ya que se utilizan las redes existentes.
Para realizar el cambio de voltaje del sector en estudio se propone la segunda
alternativa por considerarla más viable de realizar, por lo que serán ubicados los
transformadores primarios que sean necesarios para cubrir toda la nueva área de
servicio de la subestación Olímpico.
Un aspecto de mucha importancia es que los transformadores primarios a demanda
máxima deben tomar una carga igual a su capacidad nominal, de esa forma se
elimina la posibilidad de expansión de las redes de 6.3 kV obligando que los nuevos
proyectos se realicen con un voltaje de 23 kV.
4.3.1 UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOSLas características técnicas de los transformadores primarios se incluyen en el
Anexo 3, los valores de las perdidas del transformador fueron añadidas en el estudio
ya que estas contribuyen al total de las pérdidas resistivas en el primario.
La capacidad de los transformadores primarios se obtuvieron sumando las cargas
asignadas por el programa SPARD procurando obtener capacidades entre 1 MVA,
1.25 MVA, 1.5 MVA ya que estos transformadores se pueden producir de fabricación
80
nacional solamente bajo pedido por lo que se deben instalar de potencias específicas
y no de cualquier valor. Por su tamaño los transformadores deben ser ubicados en
cámaras debiendo escoger lugares donde exista el espacio suficiente para la
instalación de un nuevo transformador o buscar un espacio para la construcción de
una nueva cámara.
Realizado el recorrido por los primarios verificando el área física y con los datos del
programa se han escogido los siguientes sitios para la ubicación de los
transformadores primarios.
El transformador asignado TPO1 con una capacidad de 1.25 MVA se debe ubicar en
las calles de los Guabos y Lizarzaburo, tomará carga perteneciente al primario 16 D
del sector San Isidro del Inca. Para que se tome esta carga es necesario realizar
varias aperturas de la red existente a lo largo de la Av. El Inca y las intersecciones
con las calles de los Cardos, de los Nogales, de los Madroños, de las Madreselvas y
de los Guabos. Además de varias extensiones de línea a 6.3 kV, 58 m en la calle los
Chamburos, 239 m en la calle los Madroños y luego por la calle de los Robles, 28 m
en la calle de los Nogales y 388 m en la calle de los Robles.
Los transformadores TPO2 y TPO3 serán ubicados en la intersección de las calles El
Morían y la Cap. Rafael Ramos. El TPO2 de 1 MVA de capacidad, tomará carga del
alimentador 16 G y del 16 D teniendo como límites al norte la calle Lizarzaburo] al sur
la Av. El Inca y calle Issac Alveniz, al este la calle Joaquín Sumaita y al oeste la calle
el Morían. Para esto se debe realizar el cierre del seccionador que se encuentra en la
calle Samuel Fritz y el Morían además se debe realizar aperturas de línea en la calle
el Morían e Issac Alveniz y la última en al calle el Morían y Cap. Rafael Ramos.
El transformador TPO3 de 1.25 MVA tomará una carga importante del alimentador
16G como son las industrias Indulana y Lanafit ubicadas en la calle Cap. Rafael
Ramos, otra alternativa puede ser que estas empresas cambien sus transformadores
por otros apropiados para el nuevo nivel de voltaje.
81
Los transformadores TPO4 y TPO5 a ser ubicados en la intersección de la Av. Diez
de Agosto y Cap. Rafael Ramos. El transformador TPO4 de 1.25 MVA toma la carga
del primario 16 E correspondiente al sector de las Acacias, para esto se debe
realizar aperturas de línea en al intersección de la Av. Diez de Agosto e Issac
Alveniz, otra en la Issac Alveniz y Casáis, otro en la Av. Diez de Agosto y Cap.
Rafael Ramos, además de la construcción de un tramo de línea de 70 m en la calle
de la Retamas necesario para alimentar un ramal a 6.3 kV que queda sin servicio
debido a una apertura antes mencionada.
El transformador TPO5 de 1.5 MVA de capacidad toma carga del alimentador 16 E
ubicada más hacia el norte de la Dammer ubicada entre la Cap. Ramón Borja y la
José Rafael Bustamante y entre la Zoila Ugarte y la Av. Diez de Agosto.
El transformador TPO6 de una capacidad de 1.5 MVA debe ser ubicado en la Av.
Gaspar de Villarroel y la calle Gonzalo Munga, este tomará gran parte de la carga
actual del alimentador 01B, en el área que esta en el sector del Batán y
adicionalmente un ramal de la calle Goremo y Tomás Bermur para lo que es
necesario la construcción de una pequeña sección de línea de 6.3 kV entre las calles
Pórtete y Goremo de 132 m de longitud.
Ei transformador TPO7 de una capacidad de 1.5 MVA a ser ubicado en la
intersección de la Av. Eloy Alfaro con la Av. de los Granados, tomará la carga del
alimentador 16 B que se encuentra al oeste de la Av. de los Granados y un ramal
que sube por calle de los Naranjos y además una carga que se encuentra más hacia
el sur, al este de la Av. Eloy Alfaro, para lo cual se debe construir una pequeña
sección de línea de 88 m a 6.3 kV en la calle J. De luanes, además se deben realizar
aperturas del circuito en la intersección de las calles de los Naranjos y de Las
Azucenas y otra en la calle de los Motilones y la Av. Eloy Alfaro.
Los transformadores TPO8 Y TPO9 deben ser instalados en la intersección entre las
calles de las Higueras y la calle de las Azucenas. El transformador TPO8 de 1.5
82
MVA de capacidad toma la carga del alimentador 16B que se encuentra en el sector
de los Laureles la parte que se encuentra al norte de la Av. de las Higueras, el sector
de Monteserrín y un ramal que se dirige por la Av. Oriental al barrio Miraflores Alto,
se debe realizar una apertura de línea en la calle de las Alondras.
El otro transformador TPO9 de 1.25 MVA de capacidad toma la carga del
alimentador 16 B del sector de las Bromelias y la urbanización Campo Alegre.
Entre la Av. Eloy Alfaro y Portugal donde se prevé la instalación del transformador
TPO10 de una potencia de 1 MVA que servirá a los transformadores sobrantes del
primario 01 D que llegan hasta la vía Interoceánica hasta el sur y por el este hasta
la Av. González Suárez. En la vía interoceánica y Seis de Diciembre se abre el
seccionador para que el resto que forma parte del primario 01 D sea alimentado por
la subestación Veinticuatro.
Entre la Av. General Eloy Alfaro y Catalina Aldaz será ubicado un transformador
TPO11 con una capacidad de 1 MVA. Este transformador alimentará a toda la parte
subterránea que corresponde a los primarios 01 C y 01 D, este sector está limitado
por las siguientes calles Av. González Suárez, Av. General Eloy Alfaro y
Guanguiltagua, todo este sector es servido a 6.3 kV, es claro que en esta parte
subterránea no se debe hacer ningún cambio en cuanto a conductor ni protecciones.
El transformador TPO12 esta ubicado entre las calles Portugal y Av. Seis de
Diciembre con una potencia de 1.5 MVA. Sirve al primario 01 E tomando la carga
sobrante de la Av. Seis de Diciembre.
Entre las calles José Carbo y Francisco Cozar se instalará el transformador TPO13
de 1.5 MVA, que tomará la carga del primario actual 01 D en el sector del Batán
Alto y baja por la calle José Carbo para luego tomar la General Pinto hasta la Av.
González Suárez. La ubicación gráfica de los transformadores primarios pueden ser
revisadas mas adelante en las figuras 4.3, 4.4 y 4.5.
83
4.3.2 CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOSLa subestación Olímpico 23 kV contará con nuevos primarios radiales que alimenten
el lado de alto voltaje de ios transformadores primarios y de su secundario a 6.3 kV
saldrán los ramales de las redes existentes cuya sumatoria de demandas sea posible
de abastecer por el transformador.
Para la construcción de los nuevos primarios se debe tener en cuenta las políticas de
la empresa como son capacidad máxima por primario y la capacidad mínima para
que se justifique económicamente la construcción de un nuevo alimentador, así como
cumplir las especificaciones de calidad y confiabilidad del servicio por lo que es
necesario dejar la posibilidad de interconexiones.
Por estas razones se propone crear tres nuevos atimentadores para la subestación
Olímpico que se denominarán OL 23 A, OL 23 B, OL 23 C. Cada uno de estos
alimentará un sector definido del área total de servicio de la subestación.
El primario OL 23 A, abastecerá toda la carga ubicada hacia el extremo norte que
correspondía a los primarios 1 6 E , 1 6 D y 1 6 G , debiendo llegar hasta donde se
ubiquen los transformadores primarios TPO1, TPO2, TPO3, TPO4 y TPO5, sumando
una demanda de 5,842.5 kW.
Eí segundo primario OL 23 B abastecerá la carga ubicada al norte y al este de la
subestación lo que correspondía a los primarios 16 B y 01 B, debiendo alimentar a
los transformadores TPO6, TPO7, TPO8 y TPO9, lo que suma una demanda de
5,283.8 kW.
El tercer primario OL 23 C alimentará a las cargas ubicadas en la parte sur de la
subestación que corresponden a los primarios 01 C, 01 D y 01 E, debiendo alimentar
a los transformadores TPO10, TPO11, TPO12 Y TPO13, obteniéndose una demanda
de 4,688 kW .
4.3.2.1 Recorrido del primario OL 23 AEl alimentador saldrá de la subestación Olímpico a un nivel de 23 kV por donde
actualmente baja el alimentador 01 A con un conductor AA 336 kCM, sigue por la
calle Guanguiltagua hacia el norte, toma por la calle Urrutia hasta la Av. Eloy Alfaro,
este recorrido lo hace por las estructuras existentes del primario 01 A. Desde esta
intersección se debe construir una nueva línea pudiéndose aprovechar la posteria
que va por la Av. Eloy Alfaro perteneciente al primario 01B.
El alimentador se dirige hacia el norte que es donde se ubica toda su carga. En la
intersección con la calle de los Perales ingresa hacia el oeste hasta la Av. El Inca
donde toma la vereda norte y se desplaza más hacia el oeste y en la intersección con
la calle de los Guabos, va hacia el norte hasta la altura de la calle Lizarzaburo donde
se alimenta al transformador TPO1.
El alimentador continua por la calle üzarzaburo hasta pasar por ¡a Av. Seis de
Diciembre a la calle el Morían, sube a la calle Cap. Rafael Ramos donde se
alimentan los transformadores el TPO2 y TPO3. Sigue hacia el este por la Cap.
Rafael Ramos y Negar hasta la Av. Diez de Agosto donde se ubicaran los
transformadores TPO4 y TPO5 que toman carga del alimentador 16 E.
Todo el recorrido de este alimentador se lo hace con un conductor de aleación de
aluminio de calibre 336 kCM. Este recorrido se muestra en la figura 4.3.
4.3.2.2 Recorrido del primario OL 23 BEste alimentador saldrá de la subestación Olímpico con el nuevo nivel de voltaje
aprovechando los mismos postes y conductores del primario 01B debiéndose
cambiar las estructuras sobre los que van montados los conductores por unas
adecuadas al nuevo voltaje.
Flg 4,3 ,Recorrido del primarlo DL 23 A jL
f s"°\'iB í !f \ ti Í j f [CfC^'^if ''~J?"'f •\^ U !. U Í;^^*4^HWí^fn.l $ í ¡fe1 ' r 'H
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OMNGUZLTAiaM,.
BATAN ALTO
85
Este alimentador nuevo sigue por la calle Guanguiltagua, donde se deben sustituir
algunos transformadores de 6.3 kV por nuevos de 23 kV.
Baja por la calle Urrutia hasta la intersección con la Av. Eloy Alfaro donde se divide
en dos ramales, uno que sigue por la calle Urrutia y baja por la Av. Gaspar de
Villarroel hasta la calle Gonzalo Munga con conductor AA 266 kCM, donde se
conecta el transformador TPO6.
El otro ramal avanza hacia el norte por la Av. Eloy Alfaro utilizando estructuras
existentes hasta la calle José Queri desde aquí en adelante se debe construir la
nueva línea hasta la Av. De los Granados donde se colocará el transformador
primario TPO7. Sigue por la Av. Eloy Aifaro hacia el norte y entra por la calle de las
Higueras hasta la intersección con la Av. de las Azucenas donde se deben colocar
dos transformadores primarios TPO8 y TPO9.
El recorrido del segundo ramal también lo realiza con un conductor de aleación de
aluminio de calibre 266 kCM, el mismo que se observa en la figura 4.4.
4.3.2.3 Recorrido del primario OL23 CParte de la subestación Olímpico por donde es el actual recorrido del primario 01 C
llegando a la calle Carlos Arosemena con un calibre 336 kCM, en este punto existe
una derivación del primario que se va hacia los tanques del agua potable con un
calibre de AA 3/0, antes de llegar a los tanque de agua potable existe otra
ramificación que se va por la Lotización Cooperativa EMETEL para luego ir a salir a
¡a calle Francisco Cózar con un calibre AA 3/0, en este lugar se construirá un tramo
de red para conectar los primarios 01 D y 01 E. En este punto alimenta al
transformador TPO 13.
Retomando el recorrido que llega a la calle Carlos Arrosemena y baja por esta hasta
la Av. General Eloy Alfaro con un calibre 266 kCM. Entre las calles Portugal y Av.
i i f'/ fet
Fíg 4,4Recorrido del primario DL 23 B
AV. O-DCA
T-' Ji| <;%,
General Eloy Alfaro el primario se va por ía Av. General Eloy Alfaro con un calibre
266 kCM y otra parte se va por la calle Portugal con un calibre 266 kCM hasta llegar
a la Av. Seis de Diciembre en donde se encuentra el transformador primario TPO
12, siguiendo por la Av. General Eloy Alfaro y Catalina Aldaz donde se encuentra
TPO 11. Toda la información descrita se indica en la figura 4.5.
Con estos tres alimentadores se logra cubrir toda la nueva área de servicio de la
subestación Olímpico que ha sido delimitada en base de calles y avenidas
principales que no den lugar a dudas en la operación de hasta donde llegan cada
uno de los primarios. En la figura 4.6 se indica el área propuesta de servicio para
cada subestación y por primario.
La figura 4.7 permite realizar una comparación entre el área actual de cobertura y el
área propuesta. En el sistema propuesto se encuentra que la carga de la subestación
16 esta concentrada a los alrededores de la subestación evitando así realizar
grandes recorridos lo que permite mejorar la distribución de energía en el sector.
La subestación Olímpico toma ahora esos sectores muy alejados lo que amplia su
área de servicio, pero a un nivel de voltaje de 23 kV, estas áreas pueden ser servidas
sin mayores problemas en la operación.
4.4 OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO
4.4.1 OPERACIÓN DEL BREVIARIO OL 23 A
Para la simulación del troncal principal que operará a 23 kV se crearon nuevas
estructuras para este voltaje y nuevos transformadores primarios, se utilizaron los
mismos conductores. En esta reconfiguración se tomó en cuenta posibles casos de
contingencias, se prevé una interconexión a 6,3 kV con el primario 16 E, ubicado
entre las calles Av. Galo Plaza Lasso e Isaac Alveniz. Un punto de interconexión
esta entre las calles Isaac Alveniz y Morían, donde puede hacer transferencia de
Fig 4,5Recorrido del primaría DL 23 C
'-^J ".•'•'.Í^.JÍ'.fi
KENEDY
BAKER
Fig 4,6Área propuesta de serviciopor alinentador primario
LAS ACACIAS ., .- ._ "X
16E
A
N
LA CAROLINA Área de 83 kV S/EDLTnplco primarla DL-23 A
de 23 kV S/EOlTnplco primarlo QL-S3 B
Área de £3 kV S/EDlTnplco prlnorto OL-23 C
LA PAZ
fr
p S •o PT
n ri- c p_ a. íD
S7
carga con el primario 16 G. Un punto adicional para la transferencia de carga esta
entre la Av. El Inca y Los Guabos con el primario 16D. Entre La Madre Selva y la Av.
El Inca existe la posibilidad de otra interconexión con ei mismo primario.
La simulación digital de este sistema se lo realizó en dos partes por limitación del
programa. En la primera parte se corrieron los flujos de potencia a 6.3 kV de los
circuitos que son alimentados por cada transformador primario, luego de obtener el
resultado se procedió a modelar el primario a 23 kV donde las cargas son el
resultado del flujo anterior más las pérdidas de los transformadores primarios para
esa condición de carga. Los resultados se pueden ver en el Anexo 4.
Este flujo de potencia fue realizado con la misma asignación de carga que se
obtuvo de los flujos de potencia realizados previos a la reconfiguración del sistema
es decir para demanda máxima del sistema actual.
Los resultados son los siguientes. A 23 kV la máxima caída de voltaje registrada es
de 1.80 %, ningún nodo supera 3.5 % de caída de voltaje. Como era de esperarse
ios conductores se encuentran subutilizados, el que más cargado está es el tramo
que se encontrará a la salida de la subestación con el 40.5 % de la capacidad
nominal. A nivel de 6.3 kV ningún nodo supera el 3.5 % de caída de voltaje, la
máxima caída de voltaje esta registrada en las calles Ligarte y Algarrobos con 1.63
%. El perfil de voltaje de este nuevo primario es muy bueno, ninguna sección tiene
caídas de voltaje excesivas.
4.4.2 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 BEl primario OL 23 B fue simulado en el programa computacional SPARD, de la
misma manera que el primario anterior. En esta reconfiguración se tomó en cuenta
posibles casos de contingencias, se prevé una interconexión a 6.3 kV con el primario
28 C, ubicado entre las calles Av. El Comercio y Av. Seis de Diciembre. Un punto de
interconexión esta entre las calles Av. Gaspar de Villaroel y Av. Seis de Diciembre ,
donde puede hacer transferencia de carga con el primario 16 H. Un punto adicional
para la transferencia de carga esta entre la Av. De ios Granados y Av. Eloy Alfaro
con el primario 16B.
Los resultados son los siguientes. A 23 kV la máxima caída de voltaje registrada es
de 0.62 %. Los conductores se encuentran subutilizados, el que mas cargado esta
es el tramo que se encontrará a ia salida de la subestación con el 61.6 % de la
capacidad nomina!. A nivel de 6.3 kV ningún nodo supera el 3.5 % de caída de
voltaje, obteniendo un buen perfil de voltaje.
4.4.3 OPERACIÓN DEL PRIMARIO OL 23 CEn esta reconfiguración se tomó en cuenta posibles casos de contingencia de los
primarios para que la disponibilidad de suministro de energía sea aceptable y tenga
un buen índice de confiabilidad. Se prevé una interconexión con el primario 24 E a
6.3 kV en el seccionador ubicado entre las calles Vía Interoceánica y Av. Seis de
Diciembre. Otro punto de interconexión esta entre la Av. Seis de Diciembre y Av.
Naciones Unidas frente del estadio Olímpico, donde puede hacer transferencia de
carga con el primario 28 C.
A 23 kV la máxima caída de voltaje registrada es de 1.31 %, todos los nodos se
encuentran a niveles de voltaje aceptables. La sección que más cargada esta es el
tramo que se encontrará a la salida de la subestación con el 35 % de la capacidad
nominal. A nivel de 6.3 kV ningún nodo supera el 3 % de caída de voltaje, la máxima
caída de voltaje esta registrada en el sector I Bossano y Játiva con 2.1 %. Como
conclusión se puede decir que la introducción de 23 kV es una muy buena alternativa
para mejorar los niveles de voltaje en toda la red, estrangular el voltaje 6.3 kV y dar
paso a 23 kV.
4.5 PERDIDAS DE ENERGÍA EN EL NUEVO SISTEMA
Las pérdidas de energía del sistema una vez que se realiza la reconfiguración debe
ser calculado en cada primario de manera similar a las pérdidas en el sistema actual,
es decir utilizando la curva de demanda de una semana típica y encontrando la curva
de pérdidas.
Después de la reconfiguración existen primarios de la subestación 16 que no han
sufrido modificación por lo que su valor de pérdidas de energía será el mismo, como
es ei caso de ios primarios 16 A, 16 C, 16 F, 16 H. Para los primarios que han
cambiado su área de servicio es necesario realizar una corrida de flujos en el
programa SPARD para determinar el nuevo valor de pérdidas a demanda máxima y
con este poder encontrar la curva de pérdidas asumiendo un comportamiento de la
carga igual al caso inicia!. Los nuevos flujos de los primarios que han sufrido
modificaciones se encuentran en el Anexo 4.
4.5.1 PERDIDAS SUBESTACIÓN 16
4.5.1.1 Primario 16 BPara el caso de este primario se tiene una potencia de pérdidas a demanda máxima
de 61.12 kW. En la figura 4.8 se observa la curva de pérdidas semanal lo que da un
resultado de total de pérdidas de 5.21 MWh/semana y al año un valor de 271.8
MWh/año.
Fig. 4.8 Curva de pérdidas primario 16 B.
90
73L.
*<oo.
70 i
Alímentador 16 B
Tiempo (H)
4.5.1.2 Primario 16 DEl método empleado para el cálculo de las pérdidas de energía en el primario
sobrante es similar al empleado en el resto de primarios. En este caso no se puede
obtener el registro de este primario porque no existe todavía, pero en su defecto
trabajaremos con la curva del mismo primario. Se tomó el perfil de voltaje del
primario 16 D con un valor de pérdidas resistivas del dieciocho por ciento de lo que
este primario tenía, operando a plena carga. Esto se debe a la apertura del primario
para que entre en el nuevo primario OL 23 A. El gráfico se presenta en la figura 4.9.
La energía semanal perdida asciende a 1 MWh/semana y este valor al año
representa 52 MWh/año. Este valor representa el treinta y uno por ciento de lo que
representaba el primario completo.
91
Fig. 4.9. Perdidas del primario 16 D reconfigurado
Primario 16 D
1 1 r—i 1 1 1 1—i r—i i 1 1—i—T™—E—i r—r~~i r—i r—i—i 1
4.5.1.3 Primario 16 EEl método empleado para el cálculo de las pérdidas de energía no a variado. En este
caso no se pueden obtener registros de este primario porque no existe todavía este
primario, pero en su defecto se trabajará con la curva del mismo primario.
Se utilizó el perfil de demanda del primario 16 E con un valor de pérdidas resistivas
del treinta por ciento de lo que este primario tenía, operando a plena carga. Esto se
debe a la apertura del primario para que entre en el nuevo primario OL 23 A. La
curva de pérdidas se observa en la figura 4.10.
La energía semanal perdida asciende a 4 MWh/semana y este valor al año
representa 208 MWh/año. Este valor representa el treinta por ciento de lo que
representaba el primario completo.
Per
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93
Se tiene una potencia de pérdidas a demanda máxima de 61.12 kW. En la figura 4.11
se observa la curva de pérdidas semana! lo que da un resultado de total de pérdidas
de 4.54 MWh/semana y al año un valor de 236.9 MWh/año.
4.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE LA SUBESTACIÓN OLÍMPICOEl método empleado para el cálculo de las pérdidas de energía en los nuevos
primarios es similar al empleado en la parte de Pérdidas de Potencia y Energía de
esta tesis. Se emplean los mismos criterios y fórmulas. En este caso no se pueden
obtener registros de estos primarios porque no existen todavía estos primarios pero
en su defecto se trabaja con una de las curvas que más se acercan a la realidad de
la zona compuesta por los diferentes primarios que intervienen.
4.5.2.1 Primario OL 23 A
Este primario toma la carga de tres primarios de la subestación 16 y cada uno de
estos tiene un comportamiento diferente de su carga, por lo que se debe realizar un
análisis de que primario tiene mayor influencia para utilizar esa curva de carga en el
cálculo de las pérdidas. La curva del primario 16 D corresponde a una carga de tipo
residencial, la curva del primario 16 G corresponde a una carga de tipo industrial,
mientras que en la curva del primario 16 E puede observarse que existe una
componente industrial y otra residencial por lo que esta curva se ajustaría mejor al
comportamiento de la carga conjunta de los tres primarios.
Las pérdidas a demanda máxima del nuevo primario se obtuvieron al realizar un flujo
de potencia en el programa SPARD cuyos resultados se pueden observar en el
Anexo 4. Además de las pérdidas en el primario a 23 kV se debe sumar las pérdidas
en los transformadores primarios y las pérdidas en los ramales a 6.3 kV que este
alimenta.
El valor de las pérdidas resistivas a demanda máxima es de 98.35 kW, con este
valor se escala en la curva de pérdidas del primario 16 E obteniéndose la curva de
perdidas del nuevo primario figura 4.12.
94
Rg. 4.12 Curva de pérdidas primario OL 23 A.
Primario OL23 A
120-n
100
80
-Perdidas
Tiempo (H)
Se obtiene un resultado total de pérdidas de 8.4 MWh/semana lo que da un valor de
437.3 MWh/año.
4.5.2.2 Primario OL 23 BLa carga de este primario esta compuesta por parte del alimentador 01 B así como
del aiimentador 16 B por lo que se debe encontrar una curva que simule ios dos
comportamientos.
Tanto la curva deí primario 16 B como la del primario 01 B corresponden a una
característica de tipo residencial pero dado que el primario 16 B tiene mayor peso en
la carga se escoge esa curva para realizar el cálculo de pérdidas de este nuevo
primario. El valor de las pérdidas resistivas a demanda máxima es de 53.2 kW, con
este valor se escala en la curva de pérdidas del primario 16 B obteniéndose la curva
de pérdidas del nuevo primario figura 4.13.
95
Fig. 4.13 Curva de perdidas del primario OL 23 B.
60 i
Primario OL 23 B
-Perdidas
Tiempo (H)
De donde se obtiene un resultado total de pérdidas de 4.5 MWh/semana lo que da un
valor de 235.3 MWh/año.
4.5.2.3 Primario OL 23 CEl perfil de carga del primario 01 D corresponde a un sector comercial residencial y
el perfil de carga del primario 01 E representa un sector comercial residencial. Esta
es la razón para utilizar cualquiera de las dos curvas de estos dos primarios
(escalada apropiadamente) para el cálculo de perdidas en el primario OL 23 C. En
la figura 4.14 se observa la curva de pérdidas resistivas de este primario.
De donde se obtiene un resultado total de pérdidas de 6.19 MWh/semana lo que da
un valor de 323.2 MWh/año.
Fig 4.14 Curva de perdidas del primario OL 23 C
96
Primario OL 23 C.
Tiempo ( h )
4.5.2.4 Comparación de pérdidasComo resumen se indican brevemente ias pérdidas globales del nuevo sistema por
construir (Tabla 4.2) comparado con la del sistema actual (Tabla 4.1).
Tabla 4.1 Pérdidas del sistema actual.
Primario16a
16B16C16D16E16F16G16H01 A01 B01 C01 D01 E
TOTAL
Pérdidas MWh/año Sis actual13381320830670613680498
220
2473055392944809
97
Tabla 4.2 Pérdidas del sistema propuesto.
Primario16A16B16C16D16E16F16G
16HOLAOLBOLC
TOTAL
Pérdidas MWh/año Sispropuesto
13327120852
21313623698
4372353232342
Haciendo un análisis de las perdidas se concluye que existe un ahorro del 48 % de
las perdidas con el cambio de voltaje. Este ahorro no corresponde al cambio de
voltaje sino también a la exclusión dei primario 01 C y parte de los primarios 01B y
01D.
4.6 CAMBIO DEL TRANSFORMADOR SUBESTACIÓN OLÍMPICO.
Para el cambio dei transformador en la subestación se tomó en cuenta la potencia
instalada actual en la subestación y también la demanda en cada uno de los
primarios cambiados de voltaje. La suma de la demanda de los primarios llega a
17.1 MW con un factor de potencia promedio de 0.95 se obtiene una potencia
aparente de 18 MVA de 46 kV / 22.8 kV, Las políticas de la Empresa Eléctrica Quito
específicamente del departamento técnico de Subestaciones indican que las
potencias instaladas de los transformadores en las subestaciones son de 15 MVA/
20 MVA para 46 kV / 23 kV.
Se propone dos alternativas para el cambio de transformador en la subestación. Se
toma en cuenta un factor de crecimiento del 15 % de la carga. La primera alternativa
es instalar un transformador de 46 / 23 kV de 20 / 27 / 33 MVA ONAN / ONAF1 /
ONAF 2, con este transformador no descargaríamos ias líneas de 46 kV pero tendría
un costo menor. La segunda alternativa es instalar en la subestación Olímpico un
transformador de 138 kV / 23 kV con una capacidad de 20 / 27 / 33 MVA ONAN /
ONAF1 / ONAF 2 . Como se indica anteriormente esta alternativa tiene mayor costo
porque se necesita introducir 138 kV (voltaje de transmisión ) a la subestación en
estudio que actualmente opera 46 kV (voltaje de subtransmisión).
Para llevar 138 kV a la subestación Olímpico se necesitaría construir torres de
transmisión desde la subestación Vicentina INECEL, pero existen líneas de
transmisión que van a Ibarra entonces se podría realizar una conexión con estas
líneas. Con la aplicación de esta estrategia se alivia la carga del transformador del
Sistema Nacional Interconectado 138/46 kV existente, que está al límite de su
capacidad. El precio adicional que se pagaría se vería retribuido en el futuro con una
mayor capacidad de potencia para seguir introduciendo 23 kV.
Se recomienda analizar todos los beneficios que representa la segunda alternativa a
fin de tomar una decisión.
99
CAPITULO 5
5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO
En este capítulo se calculan todos los costos y beneficios asociados a esta
propuesta. Este análisis indica los efectos de seguir adelante con este proyecto
o, por el contrario, anularlo. E! análisis costo-beneficio se utiliza mucho para
evaluar los proyectos que quiere realizar el sector público, porque esta modalidad
de análisis no sólo tiene en cuenta los costos y beneficios económicos, sino
también los costos y beneficios sociales que tendrá el proyecto. Es un análisis
muy complejo puesto que no existe ningún precio de mercado que mida los
efectos sociales. Por ejemplo: ¿ Cómo cuantificar la mejora en el perfil de voltaje
? ¿Cómo se pueden medir los costos asociados con el impacto ecológico, la
destrucción de un paraje natural o el aumento de la contaminación cuando se
construye un nuevo tramo de línea? ¿Cómo se pueden medir los beneficios
económicos que se podrán obtener gracias a esta nueva construcción? El análisis
costo beneficio se aplica para escoger entre distintas opciones, como por ejemplo,
continuar con el sistema a 6.3 kV o cambiarlo a 23 kV pero, como nunca se
podrán determinar con exactitud los costos sociales, la decisión final dependerá
tanto de consideraciones políticas como de los resultados del análisis costo-
beneficio.
5.1 EJECUCIÓN DEL PROYECTO
Para evaluar la introducción de 23 kV se debe organizar la siguiente información:
cantidad de elementos requeridos, personal especializado, financiamiento,
alcances del proyecto y desarrollo del proyecto. Para este caso se considera:
unidad de obra, grupo de trabajo y volumen de obra.
100
Una unidad de obra representa un módulo de construcción para los avances
que se presentan en e! sistema de distribución, esto permite valorar las diversas
obras que se planifiquen.
Etapas fijas. - Típicamente se la define como la etapa inicial. Por medio de esta
etapa podemos saber cuan amplio es el proyecto; por ejemplo, la colocación de
los postes e instalación de accesorios necesarios para la fijación de la red. En
este estudio se consideran las siguientes etapas fijas:
> Replanteo.
> Transporte de postes.
> Excavación de huecos
> Erección de postes.
> Colocación de elementos de sujeción.
> Instalación de equipos.
Etapas variables. - Estas etapas son variables porque están sujetas a la
topología de la red, condiciones técnicas de la red a construirse.
> Ensamblaje de estructuras.
> Retiro de estructuras.
> Transporte, tendido y regulado de conductores.
El grupo de trabajo es un conjunto de personas que realizarán deberes
específicos. Bajo su responsabilidad se encuentra la conclusión de un proyecto
determinado. Para el efecto se forma dos grupos, uno administrativo y otro
técnico. La conformación de los grupos de trabajo ia realiza ia dirección técnica y
administrativa, quedando formada de la siguiente manera:
> Ingeniero Eléctrico.
> Capataz.
> Liniero uno, liniero dos.
> Ayudante de liniero.
> Peón.
> Chofer.
> Oficinista.
101
El volumen de obra cuantifica de manera general la cantidad de obra a realizarse
en el proyecto. Aunque no define procedimientos requiere un cronograma de
actividades para desarrollarlas ordenadamente.
El cronograma de trabajo de la construcción del proyecto facilita la continuidad de
las obras, optimiza recursos y mediante este cronograma se realiza el
presupuesto económico, también se estima el tiempo de duración de la obra. Este
plan de trabajo permite ejecutar una o varias actividades a la vez.
5.1.1 ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN
1. Suspensión del servicio eléctrico.
2. Apertura de seccionamientos en tramos promedio de 800 a 1000 m.
3. Revisión visual del conductor y reemplazo del mismo.
4. Retiro temporal de cables de las estructuras viejas.
5. Desmontaje de estructuras RNA (6.3 k V).
6. Instalación de la nueva disposición de herrajes para un aislamiento de 23
kV con estructuras tipo RVA.
7. Montaje de nuevos centros de transformación.
8. Instalación y sujeción de cables a estructuras nuevas.
9. Empalme del neutro corrido.
10. Fijación de postería.
11. Regulación de redes.
12.Cierre de seccionamientos al nivel de 6.3 kV.
13.Cambio de voltaje a! nivel de subestación.
14. Desmontaje de centros de transformación antiguos.
15. Normalización de la red:
Este plan de actividades es el óptimo para ei cambio de voltaje, aprovechando
al máximo la suspensión del servicio.
Para realizar los cálculos de tiempo se toma como medida un kilómetro de red
lineal y poste plantado. Con anterioridad se definió el grupo de trabajo con
una jornada de trabajo de 8 horas / día y con datos proporcionados por el
Departamento de Fiscalización y Construcción de Redes de la Empresa
102
Eléctrica Quito S. A. Se puede resumir la duración de la obra, toda esta
información puede ser revisada con mayor detenimiento en el Anexo 5. Como
resumen se indica que el proyecto será culminado en un período de 60 días
con 6 grupos de trabajo.
Para ei cálculo económico del proyecto se utilizaron los datos proporcionados
por ia Empresa Eléctrica Quito específicamente por el Departamento de
División de Ejecución y Recepción de Obras, allí se consultaron los precios
unitarios para montaje de redes para el primer semestre del 2001. Para la
valorización del presente se toma en cuenta tres Ítems; materiales, mano de
obra y dirección técnica, suspensión de servicio. En lo referente a los
materiaies se hizo una lista global de los materiales necesarios para el
cambio de voltaje. Se realizaron inspecciones en los sectores pertinentes para
constatar la veracidad de los datos y verificar que los vanos no tengan mas de
40 m ni menos de 35 m como especifican las normas de la EEQ. Toda esta
información puede ser revisada en el Anexo 5.
5.2 COSTOS DEL PROYECTO
En esta parte se pueden revisar los costos de los transformadores, equipos de
protección, estructuras de la red, elementos de conexión. Todos estos datos
fueron proporcionados por la División de Ejecución y Recepción de Obras.
En el memorando N 0300272 se presentan los cuadros con los precios
unitarios para la construcción de redes eléctricas de distribuciones con los
valores actualizados de acuerdo con el factor de reajuste determinado por la
Dirección de Finanzas para el primer semestre del 2001 aprobado por
Gerencia General. El resumen de los precios se los puede ver en la tabla 5.1.
En este proyecto se reutiüzarán los conductores ya tendidos en las redes
actuales. Los conductores nuevos corresponden a la construcción de nuevos
tramos de red tanto a 6.3 kV y 23 kV. Los transformadores primarios serán
103
construidos bajo pedido por la empresa EcuaTrans, todos los datos técnicos
de estos transformadores se pueden revisar en el Anexo 3.
Tabla 5.1 Costos de equipos y materiales
Costo de equipos y materialesEquiposConductores nuevosTransformadores primariosTransformadores de distribuciónmonofásicosTransformadores de distribución trifásicosEstructuras tipoTensores y anclajesMontajes tipoPostes
Total $
Precio total41,177
227,343
5,99033,47547,755
1,2141 1 ,03521 ,850
389,841
Los transformadores monofásicos 23 kV / 220 V son adquiridos en ei mercado
nacional. En cambio los transformadores monofásicos retirados ingresarán a la
empresa para darles mantenimiento y los transformadores que no excedan el
tiempo de vida útil podrán ser reubicados en otro lugar que los necesiten, por esa
razón estos transformadores tienen un valor residual que se estima del 20 % del
valor de mercado con este ahorro el nuevo valor.
El mismo tratamiento se les da a los transformadores de distribución trifásicos.
Las estructuras tipo no tienen valor residual porque al momento de sacar esta
estructura del poste ya no sirve para ser reinstalado en otro lugar, el único valor
residual es como chatarra.
Los montajes tipos MVT1 o MVT4 incluyen las protecciones de los
transformadores, el montaje MNF2 sirve para abrir o interconectar ios primarios
con otros primarios.
104
Los postes son reutilizados en la mayoría de las estructuras, por eso los postes
constan en un ítem aparte en la estructuras tipo.
Tabla 5.2 Costos de equipos y materiales descontando los transformadores
Cosío de equipos y materialesEquiposConductores nuevosTransformadores primariosTransformadores de distribuciónmonofásicosTransformadores de distribución trifásicosEstructuras tipoTensores y anclajesMontajes tipoPostes
Total $
Precio total41,177
227,343
4,79226,78047,755
1,2141 1 ,03521 ,850
381 ,946
El costo de materiales del proyecto asciende a 381 946 dólares.
5.3 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA
De igual manera ios precios de la mano de obra y dirección técnica fueron
proporcionados por la División de Ejecución y Recepción de Obras, donde constan
los precios unitarios para construcción, remodelación y retiro de redes eléctricas
de distribución. Estos precios están actualizados a Junio del 2001.
En esta sección se tratan los precios de la suspensión de servicio, replanteo de
postes, transporte de postes, excavación de huecos, erección de postes,
plantación de postes, retiro y transporte de postes, montaje de estructuras tipo,
desmontaje de estructuras tipo, regulado de conductores, normalización del
servicio. También consta el cronograma de actividades para ía culminación del
proyecto, tablas con los precios de las etapas fijas y etapas variables.
105
Todo el tiempo que se deberá destinar para la realización del proyecto puede
ser revisado con mayor detalle en el Anexo 5.
Tabla 5.3. Costos de mano de obra y dirección técnica
Mano de obra y dirección técnicaítemABC
ObraEtapas fijasEtapas variablesDirección técnica
Total
P Total12,28622,81634,00069,102
La tabla 5.3 muestra el resumen de los precios del montaje y desmontaje de
estructuras tipo, regulado de conductores y la normalización de la red. En el
Anexo 5 consta el tiempo que un grupo de trabajo le tomaría realizar este
proyecto. Este estudio toma en cuenta 6 grupos de trabajo para la realización de
este proyecto, y les tomaría 51 días aproximadamente.
5.4 SUSPENSIÓN DE SERVICIO
La suspensión del servicio se la realizará cuando se energice el nuevo sistema a
23 kV. Cuando se estén cambiando las estructuras tipo se utilizarán las
interconexiones que dispone cada primario para que no exista una suspensión de
servicio total y cuando ya sea cambiada la estructura de RNA a RVA se siga
utilizando estas secciones a 6.3 kV hasta cambiar todo el sistema a 23 kV.
Se estima que la energía no comercializada en el lapso de suspensión de servicio
equivaldrá a la energía asignada a los primarios de la subestación; por ejemplo en
la Subestación Olímpico los primarios: 01 A aporta con 3.7 MWh, el primario 01 B
aprota con 4.5 MWh, 01 D contribuye con 4.2 MWh y el primario 01 E contribuye
con 3.9 MWh. La Subestación Dieciséis contribuye con los primarios 16 B con 8.7
MWh, 16 D con 6.2 MWh, 16 E con 5.3 MWh y el primario 16 H con 1.9 MWh
dando un tota! de 38.5 MWh, Con un valor promedio de 2.72 centavos el KWh este
106
valor se obtuvo de los Costos Marginales Medios del MEM , se obtiene un valor
de 1049 dolares.
5.5 BENEFICIOS
Los beneficios son los ahorros que se iogren en el campo energético y por ende
en el económico. A continuación se indica las clases de ahorro: Ahorro en
potencia y energía, ahorro por inversión.
5.5.1 AHORRO DE ENERGÍA
La Empresa Eléctrica Quito proporcionó los siguientes datos:
> Costo Marginal Medios - MEM.
> Precio medio.
> Resumen de planillas.
Con estos precios se determina la reducción en la compra de energía
considerando la energía que ingresa al sistema primario antes y después de las
modificaciones propuestas.
Tabla 5.4 Ahorro en cosíos de energía
ítemEnergía total mensual (MWh)
Compras de energía ($)Ahorro por mes ($)Ahorro por año ($)
Actual16,631452,363
Propuesto16,426
446,7875,576
66,912
Este ahorro de energía se traslada a valor presente con la siguiente expresión
económica.
Donde:
VP: Valor Presente.
107
A: Anualidades.
i: Tasa de interés.
n: número de años,
A este ahorro por año equivale a una anualidad y se calcula su valor presente en
un horizonte de 20 años, considerando una tasa de interés del 12 %.
Desarrollando la formula se obtiene la siguiente expresión;
VP = 499795
Entonces se obtiene un valor presente de 499,795 USD.
5.5.2 AHORRO POR I1WERSIÓN.
El ahorro por inversión corresponde a la liberación de las pérdidas existentes del
sistema actual. El valor por kW es de 300 USD, este dato es el resultado de los
estudios realizados por la OLADE en sistemas de distribución. El ahorro por este
rubro se presenta en la tabla 5.5. El valor obtenido se contabiliza una sola vez por
el tiempo de inversión del proyecto.
Tabla 5.5 Ahorro por inversión
Ahorro por inversiónEnergía de Pérdidas (kW)
631
Precio ( USD/kW)300
Total (USD)189300
5.6 COSTOS Y BENEFICIOS
En esta sección se indica la conveniencia o no del proyecto. Un proyecto de
inversión y su consiguiente toma de decisiones involucra el conocimiento
suficiente de los parámetros de costos y los beneficios a obtener, en la tabla 5.6
se indica un resumen.
IOS
Tabla 5.6 Baíance económico.
Balance económicoCostosEquipos y materialesMano de obraSuspensiones de servicio
Total
392976691021049
463127
BeneficiosEnergéticoPor inversión
Total
499795189300
689095Relación Costo Beneficio 1,49
Con relaciones beneficio costo superiores a la unidad los proyectos resultan
atractivos para su inversión. En el estudio la relación beneficio costo es de 1.49.
Esta relación se puede interpretar considerando que la inversión a realizar genera
49 % de utilidades. En conclusión se puede anotar que el estudio es totalmente
viable tanto técnica como económicamente.
109
CONCLUSIONES
Se ha comprobado que el voltaje de distribución primario de 23 kV en las
redes de distribución permite solucionar problemas que con el nivel de
voltaje existente no es posible, como caídas de voltaje, carga en ias
secciones, pérdidas excesivas. Estos problemas se agravan por la
ubicación de las subestaciones de distribución muy alejadas de los puntos
con alta densidad de carga.
Actualmente un sector extenso y muy importante del Distrito Metropolitano
de Quito se encuentra alimentado con un voltaje de distribución primario de
6.3 kV con los problemas en el sistema de distribución que esto acarrea,
por tal razón la empresa debería adoptar soluciones como la propuesta en
el presente trabajo que permitan eliminar progresivamente este voltaje del
sistema primario, sin los costos excesivos que representaría cambiarlo en
un solo paso.
La propuesta que se presenta en este estudio resulta muy rentable para la
Empresa Eléctrica Quito S. A. porque la utilidad es del 49 %, después de
pagar todos los gastos que representa este estudio.
Adicionalmente los perfiles de voltaje mejoran en los primarios, elevando
también su capacidad de transportar energía hacia los clientes finales y en
el futuro se penalizará a las empresas distribuidoras por bajos voltajes.
El factor de utilización más bajo observado en los transformadores de
distribución es del 27 % de su capacidad nominal, indicando que ios
transformadores son subutilizados. La Empresa Eléctrica Quito debe ver la
forma de elevar el nivel de utilización de dichos equipos a fin de aprovechar
mejor una inversión que ya se realizó.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. ABB "Transmitión and Distribution". 1997
2. Poveda, Mentor "Planificación de Sistemas de Distribución" EPN.
3. Poveda, Mentor "A New Method to Calcúlate Power Distribution Losses in anEnvironment of High Unregistered Loads". IEEE.
4. Energy Computer Graphics Ltda. "Manual de usuario de! SPARD.2000"
5. Betancourt, Adolfo. Morales, Jorgue. "Recuperación de la Subestación 10Nueva introduciendo 23 kV como voltaje primario", 1999.
6. Empresa Eléctrica Quito, "Normas de Distribución" Parte A y B 1979.
8. Landa, Jacindo "Redes Eléctricas". México 1973.
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ANEXO 1
REGISTROS ELECTRÓNICOS.
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ANEXO 2
FLUJOS DE POTENCIADEL SISTEMA ACTUAL
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AVSEIS 4
AVSEIS
AVSEIS 1A
AVELOYS
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45,0
74.0
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AA266
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AA 2
CU 6
CU 6
.CU 6
AA 2
AA 2
CU 6
CU 6
CU 6
CU(S)350HCM
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AA1/0
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AA1/0
CU(S}2
AAl/0
AAl/0
CU(S)2
CU(S}2
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112.5
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37.5
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45. Q
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0..0
0.0
23.2
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20.8
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186,0
ee.9
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16.9
1-6
•5.2
1.0
2-1
13-0
2O. 2
21.7
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2,4
8.9
10.4
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64.0
11.2
75.1
64. Q
2.4
2.68
3.02
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1.65
1.65
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3.30
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5.91
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5.92
5.92
5.92
6.01
5.82
5.82
5.82
5.82
5.81
5.82
5.82
5,82
5.79
Souice
Nodea Load
AVELOY4
AVELOÍ3
AVELOÍ2
PUERTA1A
SERRAN01
Length
101.0
208.0
175.0
73.0
42.0
Conductor —
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—
Load Thru Section
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Conneted Load
Load
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Load
Current Accum
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(Amp)
(%}
(kW)
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(Amp)
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(kV)
CU
(S)2
CU
(S)2
CU (
3)2
CU
(S}4
CU
4
75
.0195.0
112,
50
.07
5.0
23.2
60..
234
-70
.023
.2
7.9
20.5
11.8
0.0
7.9
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0.0
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23.2
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517
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.161
.8
7.9
36
,36
0.7
12
.62
1.0
2.4
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18.8
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.6.5
3.7
03
.69
3.6
63
.66
3-3
1
3.8
43
.84
3.7
93
.80
3.4
2
5.79
.5
.7S
5.8
05
.79
5.8
2
Feeder : [ALIMENTADOR 01 C]
Date
i 04/10/01
Time
: 19:56:58
Parameters :
Power Factor
0.97
General Information:
Load in Feeder
Load in Feeder
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Max Voltage Drop
Max Regulation
Current in Feeder
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Max Length
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Source
Load
ím)
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Suecialcl
Suecialcl
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Shyris7cl
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Seis3cl
Seis2cl
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SeisOcl
SeisOcl
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Sal va 4 el
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SueciaScl
Suecia3cl
Suecia4cl
Suecia2cl
SbyrislOcl
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ShyriscSl
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Shyrislcl
Suecialcl
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Seis 4 el
Seis 3 el
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Salva 8 el
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Salva6cl
SalvaS el
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Conneted Load
CU (3)2
CU(S)2
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CU 6
AA266
CU 6
CU 4
CU 4
CU 4
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA3/0
AA3/0
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CU 6
CU 6
CU 6
CU(S)2
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112.5
fkW)
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18.0
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27.0
5.4
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Load
(kVAr)
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5.6
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8.4
Current
(Arap)
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1.8
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1.6
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2.8
0.6
4.1
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Load
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{%)
(kVí)
(*VAr)
(Amp)
Drop(%)
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5.0
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63. D
83.7
279.0
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762.7
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16.2
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100.0
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124.7
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17.0
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67.0
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6.4
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9.7
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3.79
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3.74
3.78
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3.56
4.31
4.30
4.26
4.25
3.76
ltty
e —
—:u
m
Vo
!(%
) (
3.94
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.95
4.1
73
.93
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.76
3.7
53.
743
.75
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23
.97
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23
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3.6
94
.50
4.50
-4.4
54
.44
3.9
0
Itag
ekV
) 5.80
5.8
05
.80
5.7
95
.80
5.8
05
.81
5.8
15
.81
5.8
15.8
15
.80
5.8
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.80
5.8
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805.
805
,80
5.80
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15
.77
5.7
75
.77
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75.
80
't*
Salva22cl
Salva21cl
Salva20cl
Salval9cl
Salval9cl
Salva20cl
SalvalScl
Salval7cl
Salval7cl
Source
Load
Salva 16cl
Salval 6cl
Salval3 el
SalvalS el
Salvallcl
Salvalcl
Por tu 8 el
Portu7cl
Portu6cl
PortuScl
PortuScl
Portu4cl
PortuScl
Portu2cl
Por tul el
Seis5cl
Nacio4cl
NacioScl
Nacio3cl
Nacio2cl
Barra 01 C
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Salva20cl
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SalvalScl
Salva23cl
SalvalScl
Salval 8 el
Salval7acl
Salvallcl
SalvalScl
SalvalScl
Salvallcl
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Sálvalo el
Salva 4 el
Shyris7cl
PortuScl
Portu7cl
PortuScl
SeisOcl
PortuScl
PortuScl
Portu3cl
Portu2cl
NacioScl
NacioScl
Salvalcl
Nacio2cl
Naciolcl
Portulcl
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76,0
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IiQncftíi
(m)
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87.0
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67.0
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1121.0
CU
{S)2
CU
{S}2
CU
(S)2
CU
(S)2
CU
(S}2
CU
(S}2
CU
(S)2
CU
(3)2
CU
ÍSJ2
Con
duct
or
CU
(S)2
CU (
5)2
CU
(S)2
CU (
3)2
CU
(S)2
CU
6A
A26
6A
A26
6A
A26
6A
A26
6A
A3/
0A
A26
6A
A26
6A
A26
6A
A26
6CU
6
CU
6
CU
6
CU
6
CU
6
AA
266
45
.00
.02
00
.07
5.0
30
0.0
20
0.0
10
0.0
10
0.0
16
.20
.072
.027
.01
08
.07
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36
.01
00
.0
36
.0
-—•"-
— L
oad
InC
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ed
Loa
d(k
VA
) (k
W)
100.
0 3
6.0
20
0.0
30
0.0
25
0.0
100.0
75
.00
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00
.01
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.00
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10
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19
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15.0 o.o
89
5.0
25
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36
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14
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14
.97
.47
.47
.4
Section
Load
(kV
Ar)
7.4
14
,92
2.3
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Cu
rren
t
ÍAin
p}
3.7
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7
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1
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23
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83
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— -"
"-—
Loa
d T
hru
Sec
tion
Co
nd
uct
or
Loa
d L
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Cu
rren
t A
ccum
(%)
(kW
) (k
VA
r)
(Am
p)
Dro
p(%
)
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1
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29
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. 6
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22
,42
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2.9
27
70
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.79
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56
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111.
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17.9
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0.0
16
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26
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27
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•95.
49
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.24
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.56
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.40
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14
.15
4.2
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Acc
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Vo
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V)
3.9
5
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34
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3.7
23
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3.6
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24
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372.
72
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15
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5.82
5.8
25
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5.8
35
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5.8
65
.79
5.7
85
.77
5.78
5,7
85
.87
fe?,
Feeder : [ALIMENTADOR 01 D]
Date
: 04/10/01
Time
: 20:17t31
Parametera :
Power Factor
0.96
General Information:
Load in Feeder
Load in Feeder
Power Lo ss
Max Voltage Drop
Max Regulation
Current in Feeder
Total Length
3275.980500 (kW)
770.216000 fkVAr)
119.019500 (kW)
5.521500 (%}
5.844200 {%)
339.086800 (A)
9.828115 (km)
Max Length
3.398000 (km)
Source
Load
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SeiaSdl
Seis4dl
Seis3dl
Seia2adl
Seis2dl
Seialdl
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MartiSdl
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Martildl
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JimeSdl
Jime4dl
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Jiaieldl
Guanguilldl
Gonza3dl
Gonzaldl
Gonza2dl
Gonzaldl
EloySdl
EloySdl
EloySdl
BossanolOdl
Boussingldl
SeiaSdl
Seis4dl
Seis3dl
Seis2adl
5eÍ32dl
MartiSdl
Contreldl
MartiSdl
Mar ti 4 di
Marti2dl
Jime7dl
JimeSdl
JiraeSdl
Jime4dl
Jime3dl
Jime2dl
Guanguil2dl
Barreldl
Gonza2dl
Gonza3dl
Jimeldl
Eloy7dl
Bosmeldl
Eloy6dl
Lsngtn
(m)
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68.0
203.0
42.0
41.0
41.0
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38.0
201.0
28.0
69.0
32.0
32.0
43.0
43.0
42,0
CU (3)2
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
CU (S ) 4
CU(S)4
CU (3)2
CU(S)2
CU(S)2
AAl/0
AAl/0
AAl/0
AAl/0
AAl/0
AAl/0
CU(S)2
AA266
AA266
AA266
AAl/0
AA266
AA4/0
AA266
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0.0
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112.5
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200.0
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75.0
75.0
0,0
Load
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2.6
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19.8
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19.8
52.8
19.8
52.8
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19.8
19.8 0.0
Load
(kVAr)
19.4 3.9
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0.9
-300.0
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0.0
Current
(Amp)
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1.3
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5.6
7-4
2.1
2.1
0.0
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Load
Current Accum
{%)
(kW)
(kYAr)
(Amp) Drop[%)
12.6
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32.6
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10.1
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10.7
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188.4
221.6
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19.8
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1433.7
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348.9
49.4
75.8
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•'*:
Eloy4dl
Eloy3dl
Eloy2dl
Eloy2dl
Eloy7dl
Eloyldl
ContreZdl
Contreldl
Carbo8dl
Garbo 8dl
— —
Nodos
Source
Lo
Carbo7dl
Carbo3dl
Garbo 6dl
Carbo3dl
Carbo3dl
Carbo2dl
CarbolOdl
CarbolOdl
Garbo Id 1
Carboldl
Calvache9dl
CalvacheSdl
CalvacheSdl
Calva che6dl
CalvacheSdl
CalvacheSdl
Calvache3dl
Cal va
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CalvacheSdl
CalvachelSdl
Calvachelldl
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Calvachelldl
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Calvacheldl
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Caamaldl
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Briedaldl
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CarboSdl
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CarboSdl
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Calvache9dl
Calvache7dl
CalvacheSdl
CalvacheSdl
Calvache4dl
CalvacheSdl
CalvacheSdl
Calvachel6dl
CalvachelSdl
CalvachelSdl
Calvachel2dl
Calvachelldl
Calva che2dl
CaamaSdl
CaamaSdl
Caama2dl
BriedaSdl
BriedaSdl
Brieda2dl
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.28
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S.2
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,44
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55
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05
.80
5.7
15.7
1
vo
xta
ge
Acc
um
Vo
ltag
eR
eg(%
) (k
V)
5.5
7 5.7
15
.57
5.5
75
,56
5.5
85
.55
5.6
15
.60
5. S
O5
.53
5.7
85
.79
5.7
8S
.76
5.7
75
.76
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15
.71
5.7
15
.72
5.7
15
.72
<*•
Boussing4dl
BossanolOdl
Bossano9dl
Bo 3 sano? di
Bosaano4dl
BossanoSdl
BossanoSdI
Bossano2dl
Bossanoldl
Bo3Hte9dl
BosraeSdl
Bosme7dl
BosmeGdl
Bosme4dl
BoameSdl
Bosme3dl
Bosme3dl
Boameldl
Bosme21dl
BriedaBdl
Bosme21dl
Bosme2dl
Source
Load
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Bogmel7dl
Bosmel7dl
BoamelGdl
BoamelSdl
Bd3iael3dl
Boamel2dl
Bosmelldl
BosmelOdl
Barre3dl
Barre3dl
Barre2dl
Barreldl
Barra 01 D
Gonzaldl
Bossano9dl
Bossano7dl
BoasanoSdl
BossanoSdl
Bossano6dl
Bossanoédl
BossanoSdl
Bo3sano2dl
BosmelOdl
Bosme9dl
BoameSdl
Bosaanoldl
Bosme7dl
Bosmefidl
BosmeSdl
Boame4dl
Bosme2dl
Calvacheldl
Bosiae21dl
Bosme2Üdl
Bosme3dl
Bosmel9dl
BosmelSdl
Carboldl
Bosmel7dl
Boarael6dl
BoamelSdl
Bosmel3dl
Bosmel2dl
Bosraelldl
Caamaldl
Barre 4 di
Barre3dl
Barre 2 di
Bloyldl
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(m)
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AA3/0
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AA3/0
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AA4/0
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5.26
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5.73
5,73
5.73
5.73
5.73
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5.71
5.71
5.73
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Reg(%)
(kV)
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5.72
5.72
5.72
5.72
5.72
5.70
5.70
5.70
5.70
5.86
Feeder : [ALIMENTADOR 01 E]
Date
: 04/10/01
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: 20:43:01
Í0-
Parameters :
Power Factor
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General Information:
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— — — — —
Nodes — — —
— —
—Source
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SeisSel
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5eisl7el
SeÍ3l5-16el
SeislSel
SeÍ3l4el
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SaurezSel
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SaurezSel
Sanchezlel
Sanchezlel
Guanguil2
Salazarl
Montulel
SeislOel
Seis9el
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SeisSel
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Alemanlel
Seis 4 el
SeisSel
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SeislSel
Seis 17 el
Seisl5-16el
SeislSel
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SeislSel
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Seislel
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Salazarl
Salazar2
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-i
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37.5
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75.0
joad In
Se^i— LUII
Load
Load
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Current
(Atnp)
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1.7
0.0
6.2
0.0
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o.o
1.1
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2.8
2.8
— —
XiUflU
-J.UÍ.U
-JCi-L~ LU11
vu-i_L,ay=
- -
-
Conductor Load
Load
Current
Accuiu
Accum Voltage
(%)
(kW}
(kVAr)
(Amp)
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(kV)
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31.6
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20.9
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0.8
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5-74
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5.82
5.81
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(kV
) 5.8
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.80
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55
.76
5.7
75
.76
5.7
5
Feeder : [ALIM 16A]
Date
: 04/10/01
Time
: 21:37:03
Parameters i
Power Factor
0.92
General Information:
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Load in Feeder
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Max Regulation
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Max Length
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Source
Load
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SeisdeS
SeÍ3de7
SeisdeS
SeisdeS
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Seisde4
Seisde4
Seisdel
Seisde2
SeisdelS
Seisdel7
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Seisdell
Seisdell
SeisdelO
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SeisdeS
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SeisdeS
Seisdel9
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SeisdelS
Seisdel4
Seisdel2
Seisdell
Seisde2
París 4
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(m)
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AA477
AA477
AA477
AA477
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AA477
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AA477
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AA 2
cu(s)2
AA477
CU 4
AA477
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CU(S}4
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38,4
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0.0
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18.5
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Current
(Amp)
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Load
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Accum Voltage
{%}
(kW)
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(kV)
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Grana4
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Source
I>oad
Berlangal
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Alim 16A
Paris2
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Grana 8
GranaS
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Berlang2
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Lengcn
(m)
230.0
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AA 2
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AA 2
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CU(s)4
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AA477
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3.4
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0.0
0.0
1.1
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2.7
2.0
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Load
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Accum
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(%)
(kW)
(kVAr)
(Amp)
Drop(%)
Ttegí%)
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51.7
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1.7
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4.5
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79.1
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24.6
24.6
20.6
21.0
44.9
21.9
45.2
54.6
260.1
299.8
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39.3
21.9
41.5
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1197 . 4
32.8
54.6
87.4
32.8
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2551.5
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18.8
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282.3
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9-2
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64.0
64.0
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6.01
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6.01
6.02
6.01
6.01
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6.20
6.17
6.17
6.17
6.18
6.17
6.18
6.11
ít*
SEIS 18
SEIS17A
—————— —
— — Nodes — — —
Source
Load
SEIS16
SEIS 15
SEIS14
SEIS 13
SEIS 12
SEIS1
SEIS1A
SEIS 20
SEIS 11
SEIS 18
SEIS8
SEIS 12
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PASA3
PASA2
PASA1
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1SAB2
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GUEP1
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CSEIS17B
CSEIS17
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CRIST2
CRISTI
CRISTI
CRIST3
CRISIS
CRIST4
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BARRA 16C
ABD02
ABDO1
SEIS 19
CSEIS17
SEIS 17
SEIS16
SEIS 15
SEIS14
SEIS 13
SEIS2
SEIS1
VALDI1
MANZ1
ISABl
ENTRADA
ABD01
PASAS
PASA4
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PASA2
MANZ2
IZAZA2
ISAB8
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ISAS 4
ISA33
ISAB2
GUEP5
GUEP4
GUSP3
GUEP6
GUEP2
CRISTI
CSEIS17D
CSEIS17C
CSEIS17B
CRISTG
CRIST4
CRIST3
CRIST5
CRIST2
YASU1
SEYM03
PASA1
SEIS7A
SEIS1A
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(m>
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Load
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6.03
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6.20
6.15
6.15
Feeder : [A1IM 16D)
Date : 04/10/01
Time
: 21:52tl7
Parameters :
Power Factor
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General Information:
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Source
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TuliS
TU1Í6
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ToronlS
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AA 4
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Rafa?
: 3256.885900 (kW)
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160.114800 (kW)
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oad
Vine 6
ViñeS
Vine 4
ViñeS
Vinel
Izal
Solar3
Solar2
SeislOe
SeisSe
Gavil
Seis?e
Seis6e
SeisSe
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Seis3e
Seisl2e
Solarl
Payal
Seislle
Seis2e
Reta8
Reta?
Reta6
RetaS
Reta4
Reta3
Reta2
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Rafa 9
Rafa6
(m)
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AAl/0
AAl/0
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CU 2
CU 2
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CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 6
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
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CU 8
CU 8
CU 8
CU 8
CU 8
CU 8
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CU 2
CU 2
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Load
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Current
ÍAmp)
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3.6
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6.91
6.91
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S.79
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5.79
5.79
5.79
5.79
5.79
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5.69
5.69
Rafa 6
Rafa6
Rafa4
Ra£a4
Rafall
Source
Load
RafalO
Rafal
Paya 2
Paya a
Par el
Pablo2
Pablo 1
Izal
Isaac9
Isaac9
IsaacS
Isaac6a
Isaac6
IsaacS
IsaacS
IsaacS
Isaac4
Isaacl
Iaaac2
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InclS
InclS
InclS
Incl4
InclS
Incl2
Indi
InclO
InclO
Inca2
Gavi2
Gavil
Guarí
Rafa 4
RafaS
RafaS
Rafal 2
Rafall
Rafa2
Paya3
Paya2
Pare2
Eneal
Pablo2
inca 2
Casal
IsaaclO
Pablol
Isaac7
IsaacS
Isaac6a
Isaac9
Isaac6
IsaacS
Isaac4
IsaacS
BeethoS
Isaacl3
IsaaclZ
Isaacll
Isaac2
InclO
Inc9
Inc8
Inc7
Inc6
Inc5
Inc4
Inca3
Incl 6
Incl?
Amal
InclS
Incl4
Incl3
Incl 2
Incll
Arel
Incal
Viñe2
Charu3
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44.. 0
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(m) 8.0
55.0
55.0
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Cu 6
CU 6
AA 2
CU 6
CU 2
CU 2
CU 6
CU 6
CU 3/0
CU 2
CU 6
CU 6
CU 3/0
CU 4
CU 4
CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
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CU 2/0
CU 2/0
CU 2/0
CU 2/0
CU 4
CU 2/0
CU 2/0
cu 6
CU 6
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CU 2/0
CU 2/0
CU 2/0
CU 2/0
CU 2/0
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current
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o.o
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Load
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19.8
19.8
19.8
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'315.6
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(Amp)
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Reg(%}
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íkv) 5.69
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6.02
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'.*>
Gavil
GaloSa
Galo8
GaloS
Galo6
GaloS
GaloS
GaloS
Galo-4
Galo38
Galo37
GaloS 6
Source
Load,
GaloS 4
Galo30
Galo31
Galo31
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GaloSO
Galo3
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Galo28
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Galo22
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Galo20
Galo20
Galol9
GalolV
Galol6
Galol3
Galol3
Galol3
Gal oí 2
Galol2
Galoll
Galoll
GalolO
Galo9
Gal oí
EstoS
Gavi2
Gal 08 b
Galo9
Galo8a
Retal
Galo6
Galo7
Galo 6
GaloS
Galo39
Galo38
GaloS 7
Galo35
GaloS 4
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Bustal
Galo26
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RafaS
Rafa7
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Parel
Galo21
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GalolS
Galol7
Galol6
GalolS
Galol4
GalolS
GalolS
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Galol2
Galoll
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Galo2
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9.23
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r«r<
Esto2
Estol
Dioge2
AlgaS
Da vil
Charu4
Charu3
Charu3
Charu2
Casa2
Casa2
Casal
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Busta2
Bustal
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BeethoS
Beetho?
BeethoS
BeethoS
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BeethoS
BeethoS
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Ama3
Ama3
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Amal
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Alga9
AlgaS
AlgaS
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AlgaS
AlgaS
Alga3
Alga3
Alga2
AlgalO
AlgalO
Alga2
Esto3
Esto 2
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Davi2
CharuS
Charu4
Charu2
Charul
CasaS
Casa4
Casa2
Cane2
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Busta2
Rafal
Beetho9
BeethoS
Beetho?
Beetho6
BeethoS
Beetho4
Beetho2
Beethol
Seisle
Are2
Gal oí
Canel
Ama 4
AitiaS
Estol
Ama2
Romel
AlgalO
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Algal
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CU 4
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CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
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AA2/0
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CU 4
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CU 4
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CU 6
CU 6
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Load
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(%}
(kW)
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{Amp}
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5.86
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5.60
5.60
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6.05
6.05
6.05
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5.72
5.72
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5.69
5.69
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Reg(%)
(kV)
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8.60
8.60
8.60
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5.84
5.83
5.63
S.72
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10.59
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10.58
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5.70
5.70
5.70
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5.85
5.85
5.86
5.86
5.60
5.60
5.60
5.60
5.60
5.60
5.60
5.60
5.60
5.60
5.60
5.61
5.61
5.60
5.60
5.61
Feeder : [ALIM16F]
Date
: 04/11/01
Tiir.e
: 14:03:01
Parameters :
Pcwer "Factor
0.97
General Information:
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Load in Feeder
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Power Losa
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2.239400 (%}
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íoijrce
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TomaS
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Tele2
Tele2
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Sey9
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SeyS
SeyS
Sey4
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SeyS
Sey2
Seyll
SeylO
SeylO
Seyl
Segol
Isabe3
Toma6
CrÍ3to2
Cristel
Genol
Toma3-4
Fernan2
Fernanl
Toma3
Tomas 2
Fel
Tele4
Tele2
Tele3
Telel
Sumal
SeylO
SeyS
Sey7
Sey9
SeyS- 6
SeyS
Tomas 1
Sey4
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Flor e al
Seyll
Sey2
Sego2
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AA3/0
AA 4
AA 2
AA 2
AA3/0
AA 2
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AA3/0
AA 2
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CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
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CU 2
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CU 6
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10.8
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4.2
2.a
22.5
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29.7
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17.8
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29.7
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563.3
49. S
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6.8
4.1
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4.9
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1.91
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1.38
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•
1.38
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1.37
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1.96
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1.96
1.92
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1.48
1.47
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1.53
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2.11
1.95
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1.40
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1.39
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1,39
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2.00
2.00
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1.50
1.50
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1.55
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6.06
6.06
6.06
6.06
6.06
6.06
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6.05
6.05
6.05
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AA266
CU 2
AA266
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CU 2
AA266
AA266
CU 6
AA266
AA266
CU 6
CU 6
AA266
AA266
AA266
A7V4/0
AA266
AA266
AA266
AA266
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AA3/0
AA266
AA.4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
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AA4/0
CU 6
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CU 6
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
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CU 4
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA 2
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Load
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52.3
102. S
55.2
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162,5
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20.5
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2.1
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CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
AA336
AA336
AA336
CU 6
AA336
AA336
AA336
AA266
CU(S)4/0
Añ. 4
AA 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU(S)2
CU{S)4
0,0
0.0
400. 0
1100.0
200.0
30.0
0.0
150.0
25.0
Conneted
(RVA)
37.5
45.0
60.0
75.0
45.0
112.5
100.0
75.0
0.0
75.0
0.0
50.0
0,0
0.0
112.5
150. 0
75.0
500.0
125. 0
400.0
75.0
0.0
1160.0
0.0
0.0
202,8
557.7
64.5
15.2
0.0
76.1
12.7
Load
(Mí)
19.0
22.8
30.4
38.0
22.8
57,0
50.7
38.0
0.0
38.0
0.0
25.4
0.0
0.0
57.0
76.1
38.0
253.5
63.4
202.8
38.0
0.0
588.1
o.o
0.0
68.9
189.4
10.4
5.2
0.0
25.8
4.3
Load
(kVAr)
6.5
7.7
10.3
12.9
7.7
19.4
17.2
12.9
0.0
12.9
0.0
8.6
0.0
0.0
19.4
25.8
12.9
86.1
21.5
68.9
12.9
0.0
199.7
0.0
0.0
21.7
59.8
6.1
1.6
0.0
8.0
1.4
Current
(Amp)
2.0
2.4
3.3
3.9
2.3
5.9
5.3
3,9
0.0
3.9
0.0
2.6
0.0
0.0
6.1
8.1
4.1
27.1
6.8
21.6 4.1
0.0
62.9
8.1
117.9
11.2
30.6
6.8
7.7
139.2
134.6
4.0
97.6
1881.6
202. B
557.7
118.1
133.3
3836.0
3698.0
33.1
639.2
68.9
189.4
22.4
27.5
1323.7
1289.5
48.2
16.4
10.5
200.5
21.7
59.8
12.0
13.5
403.6
390.2
5.2
7.14
6.48
7.07
7.01
2.92
5.15
5.14
5.30
7.16
Conductor Load
Load
Current Accum
(%)
(kW)
(kVAr)
(Amp) Drop(%)
5.6
3.0
2.5
3.0
1.8
102.4
103.7
104.7
4.9
105,7
107.2
107.9
118.7
113.8
6.8
15.8
10.8
26.7
30.7
43.4
45.8
62.9
81.8
67.2
35.5
30.4.
38.0
22.8
3918.8
3971.4
4023.0
60.8
4068.2
4133.2
4163.4
3342.9
4471.9
57.0
133.1
171.2
424.7
488.1
691.4
729.6
1151.3
1146.7
22.8
12.1
10.3
12.9
7.7
1386.0
1407.3
1449.5
20.7
1477 .7
1507.4
1526.4
1333.5
1770.1
19.4
45.2
58.1
144.2
165.8
234.9
247.9
391.0
389.5
7.2
3.8
3.3
3.9
2.3
409.6
414.8
418.8
6.3
422.7
429.0
431.6
403.6
455.1
6.1
14.2
18.3
45.4
52.1
73.8
77.8
122.7
122.7
7.15
7.16
7.16
3.24
3.25
4.24
4.17
3.65
3.23
3.38
3.23
3.05
4.91
0.28
6.75
6.74
6,70
6.69
6.68
6.59
6.57
6.49
6.86
7.69
6.93
7.61
7.54
3.00
5.43
5.42
5.59
7.71
5.68
5.72
5.69
5.69
6.20
5.80
5.80
5.79
5.68
Accum Vol tage
Reg(%)
(kV)
7.70
7.71
7,71
3.35
3.35
4.43
4.35
3.79
3.34
3.50
3.33
3.14
5.17
0.29
7.24
7.23
7.18
7,17
7.16
7.05
7.03
6.94
7.37
5.68
5.68
5.68
5.92
5,92
5.86
5.86
5.90
5.92
5.91
5.92
5.93
5.82
6.10
5.71
5.71
5.71
5.71
5.71
5.72
5.72
5.72
5.70
Fee
der
:
[AL
IM16
H]
Dat
e :
03
/19
/00
Tim
e :
09
:55
:40
Parameters :
Power Factor
0.97
General Information:
Load in Feeder
1895.624600 (kW)
Load in Feeder
436.95320.0 (kVAr)
Power Loss
25.728100 (KW)
Max Voltage Drop
2.191600 (%)
Max Regulation
2.240700 {%)
Current in Feeder 183.137300 (A)
Total Length
5.218500 (km)
Max Length
2,860000 (km)
Source
Load
XIME
TOMAS 2 A
TOMAS 2
TOMAS 1
SHYRI 9
SHYRI 8
SHYRI 8
SHYRI 6
SHYRI 6
SHYRI 5
SHYRI4
SHYRI 4
SHYRI3
SHYRI 2
SHYRI12
SHYRI10
SHYRI
SHYRI
SHYRI 8
SHYRI 6
SHXRI4A
SHELL
RI01
RI01A
RIO 2
OCAÍJA2
OCAÑA
AMOR
CTOMAS3
TOMAS 2 A
TOMAS 2
SHYRI10
SHYRI 9
SHYRI 14
SHYRI 8
SHYRI 7
SHYRI 6
SHYRI 5
SHYRI 4 A
SHYRI4
3HYRI3
3HYRI13
SHYRI 12
SHYRI 2
TOMAS 1
GASPA12
GASPA1
CONTRA2
OCAÑA
RI02
RI01
SHYRI
FERN
ESHYRI
Length
(m)
52.0
77.0 2-5
10.0
15.0
52.0
116.0
24.0
372.0
154.0
268.0
2.5
38,0
64.0
116.0
174.0
62,0
28.0
133.0
8.0
213.0
40.0
280.0
2.5
240.0
29.0
70.0
Conductor
jjuau
JL.ÍI od'.i.i/ij
Conneted Load
Load
(kVA)
(kW) {kVAr)
CU(S)2
CU(S)2
CU (3) 2
AA 2
AA2/0
AA2/0
AA2/0
AA266
AA2/0
AA266
AA266
CU{S)2
AA266
AA266
AA2/0
AA2/0
AA266
AA 2
AA266
AA266
CU (3) 2
CU (3) 1/0
AA266
CU(S)700MCM
AA266
CU(S)2
CÜ(S)1/0
75.0
275.0
0.0
0.0
75.0
200.0
30.0 0.0
75.0 0.0
75.0 0.0
75.0
75.0
160.0
125.0
50.0
45.0
60.0
0.0
75.0
75,0 0,0
0.0
0.0
275.0
150.0
21.6
79.0 0.0
0.0
21.6
57.5
8.6
0.0
21.6 0.0
21.6 0,0
21.6
21.6
46.0
35.9
14.4 2.8
17.2 0.0
21.6
21.6 0.0
0.0
0.0
79.0
43.1
8.4
30.7 0.0
0.0
8.4
22.3 3.4
0.0
8.4
0.0
8.4
0.0
8.4
8.4
17.9
14.05.6
1.8
6.7
0.0
8.4
8.4
0.0
0.0
0.0
30.7
16.8
Current
(Amp)
2.2
7.9
0.0
0.0
2.2
5.8
0.9
0.0
2.2
0.0
2.2
0.0
2.2
2.2
4.6
3.6
1,4
0.3
1.7
0.0
2.2
2.2
0.0
0.0
0.0
8.0
4.4
uuau. j.iii.i-1 ijcoi— 1.W14.
v-í-ui-ayc
Conductor Load
Load
Current Accum
Accum Vol tage
(%)
(kW)
íkVAr)
{Amp}
Drop (%) Reg (%) ( kv)
3.7
4.1
4.1
6.3
5.1
7.9
0.4
29.0
1.1
46. S
47.1 4.4
50.2
50.9 2.3
4.0
51.3 7.1
24.2
17.2 2.2
6.1
53.9
21.7
53.9 4.1
5.3
70.4
79.0
79.1
79.1
103.5
161.0
8.6
1043.5
21.6
1645.1
1669.1
86.2
1781.3
1803.6
46.0
81.9
1819.2
88.4
873.3
579.9
43.1
158.1
1913 . 9
1919.9
1908.8
79.0
136.5
27.4
30.7
30.7
30.7
40.2
62.6 3.4
108.1
8.4
342.6
355.3
33.5
404.9
414.5
17.9
31.8
422,2
34.7
41.2
225.8
16.8
61.4
468.0
477.9
459.0
30.7
53.1
7.1
7.9
7.9
7.9
10,4
16.2 0.9
98.6 2.2
158.0
160.1
8.7
170.8
172.9
4.6
8.3
174.4
8.9
82.3
58.5 4.3
16.0
183.1
183.1
183.1
8.0
13.8
2.18
0.91
0.90
1.25
1.69
1.69
1.68
1.67
1.67
1.66
1.47
1.13
1.12
1.07
1.72
1.71
0.98
1.24
1.74
1,66
1.14
1.79
0.54
0.12
0.90
1.81
1.80
2.23
0.92
0.91
1.26
1.72
1.72
1.70
1.70
1.70
1.69
1.49
1.14
1.14
1.08
1.75
1.74
0.99
1.25
1.78
1.69
1.15
1.82
0.54
0.12
0.90
1.84
1.83
6.11
6.19
6.19
6.30
6.14
6.14
6.14
6.14
6.14
6.14
6,15
6.17
6.17
6.18
6.14
6.14
6.18
6.30
6.14
6.14
6.17
6.13
6.21
6.24
6.19
6.13
6.13
LONDRE
GASPA9
GASPA7
GASPA7
GASPA6
GASPA5
GASPA4
GASBA.4
GASPA3
Source
Iioad
GASPA27A
GASPA27
GASPA26
GASPA24
GASPA23
GASPA23
GASPA22
GASPA21
GASPA20
GASPA2
GASPA19
GAS PAÍS
GASPA17
GASPA16
GAS PAÍS
GASPA14
GASPA13
GASPA13
GASPA12
GASPA1
GASPA1
GAS PASA
GASPA13A
ESHYRI
CONTRA2
SHYRI4A
CARDE
BARRA 16H
ARIZAG
AMOR
ARIZAG
GASPA10
GASPA9
GASPA8
GASPA7
GASPA5A
GASPA6
CASPAS
GASPA4
LONDRE
GASPA27A
GAS PAZ 7
GASPA25
GASPA26
GASPA24
GASPA23
GASPA22
GASPA21
GASPA3
GASPA20
GASPA19
GASPA18
GASPA17
GASPA16
GAS PAÍS
GASPA14
GASPA13A
GASPA13
GASPA2
GASPA1A
SHELL
CENTRAL
OCAÑA2
CONTRA3
CONTRAS
POLI
RI01A
XIME
CARDE
224.0
34.0
42.0
110.0
10.0
2.5
22.0
20.0
82.0
(m)
42.0
2.5
38,0
22.0
57.0
9,0
57.0
25.0
52.0
6.0
70.0
23.0
63.0
24.0
23.0
48.0
12.0
2,5
68.0
66.0
2.5
112.0
115.0
59.0
137.0
180.0
200.0
286.0
124.0
104.0
CU(S}4
AA266
AA266
CU 6
AA266
CU(S)1/0
AA266
CU 6
AA266
CU(S)4
CU (3)4
CU 6
CU 2
CU 6
CU 2
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
AA266
JVA266
AA266
AA266
AA266
CU(S)2
AA266
AA266
CU(S)4
CU (S) 1/0
CU{S}2
CU(S)2
CU (3) 2
CU(S}2
CU(S}2
CU(S)700MCM
CU (3)2
CU(S)2
112.5
250.0
75.0
800.0
0.0
0.0
45.0
75.0
32.3
12.6
71.9
27.9
21.6
8.4
229.9
89.4
0.0
0.0
0.0
0,0
12.9
5.0
21.6
8.4
0.0
0.0
0.0
Conneted Load
Load
(kVA)
(kW)
(kVAr)
75.0
0.0
0.0
660.0
75. 0
500.0
0.0
100.0
45.0
45.0
375.0
37.5
10.0
0.0
125.0
25.0
25.0
0.0
0.0
100.0
0.0
75.0
412.5
50.0
75.0
150.0
45.0
0.0
150.0
125.0
21.6
8.4
0.0
0.0
0.0
0.0
189.7
73.7
21.6
8.4
143.7
55. 8
0.0
0.0
28.7
11.2
12.9
5.0
12.9
5.0
107.8
41.9
10.8
4.2
2.9
1.1
0.0 -300.0
35.9
14.0
7.2
2.8
7.2
2.8
0.0
0.0
0.0
0.0
28.7
11.2
0.0
0.0
21.6
8.4
118.6
46.1
14.4
5.6
21.6
8.4
43.1
16.8
12.9
5.0
0.0
0.0
43.1
16.8
35.9
14.0
3.3
7.3
2.2
23.2
0.0
0.0
1.3
2.2
0.0
Current
(Amp)
2.2
0.0
. o.o
19.2
2.2
14.5 0.0
2.9
1.3
1.3
10.9
1.1
0.3
28.2
3.6
0.7
0.7
0,0
0.0
2.9
0.0
2.2
12.0
1.5
2.2
4.3
1.3
0.0
4.4
3.6
9.9
2.1
2.8
18.0
9.6
7.0
10.0
15.8
16.0
145.9
71.9
93.4
229.9
323.6
179.7
336.5
201.3
56.7
27.9
36.3
89.4
125.8
69.9
130.8
78.2
537.9
209.1
14.8
7.3
9.4
23.2
32.7
18.1
34,0
20.3
54.3
2.15
1.76
1.76
1.85
1.75
1.76
1.75
1.76
1.74
Conductor Load
Load
Current Accum
(%}
(kW)
(kVAr)
(Amp)
Drop(%]
11.3
11.3
13.2
8.3
14.8
14.7
15.6
16.4
16.8
16.4
20.0
20.3
20.4
19.0
20.0
20.2
20.4
6.1
23.7
17.2
0.0
7.0
6.1
4.8
1.1
2.2
0.7
21.7
5.9
2.5
167.6
167.6
167.6
189.7
189.2
333.4
522.8
551.6
564.6
551.0
672. S
683.5
686.4
686.6
722.6
729.9
737.2
118.6
855. 8
579.7
0.0
179.7
118.6
93.4
21.6
43.1
12.9
1919.9
113.5
48.9
65.1
65.1
65.1
73.7
73,5
129.6
203.1
214.5
219.6
214.4
261.7
266.2
267.5
-32.2
-18.1
-15.2
-12.2
46.1
34.0
225.5
0.0
69.8
46.1
36.3
8.4
16.8 5.0
477.9
44.1
19.0
17.0
17.0
17.0
19.2
19,2
33.7
52.9
55.8
57.1
55.6
68.0
69.1
69.4
64.7
68.1
68.7
69.4
12.0
80.6
58.5 0.0
18.1
12.0
9.4
2.2
4.3
1.3
183.1
11.5 5.0
2.07
2.06
2.05
2.00
2.03
1.99
1.99
1.96
1.95
1,70
1.92
1.88
1.86
1.82
1.81
1.80
1.78
1.78
1.78
1.70
1.66
1.78
1.80
1.81
1.14
1.14
2.19
0.12
2.17
2.19
2.20
1.79
1.79
1.89
1.78
1.79
1.78
1.79
1.77
6.11
6.14
6.14
6.13
6.14
6.14
6.14
6.14
6.14
Accum Voltage
Reg(%) (kV)
2.12
2.10
2.10
2.04
2.07
2.03
2.03
2.00
1.99
1.73
1.96
1.91
1.90
1.85
1.85
1.84
1.82
1.81
1.81
1.73
1.69
1.81
1.83
1.84
1.16
1.15
2.24
0.12
2,22
2.24
6.12
6.12
6.12
6.12
6.12
6.12
6.12
6.12
6.12
6.14
6.13
6.13
6.13
6.13
6.13
6,13
6.13
6.13
6.13
6.14
6.14
6.13
6.13
6.13
6.17
6.17
6.11
6.24
6.11
6.11
ANEXO 3
CARACTERÍSTICAS TÉCNICA DE LOSTRANSFORMADORES PRIMARIOS
C Y M E L E C T R O
DATOS TÉCNICOS
REF. :
ITBM
1
2
3
d
5
6
7f>
9
10
11
12
13
U15
16
17
13
19i
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS
Normas de FabricaciónMarca
Tioo de Transformador ¡
CAPACIDAD ( kVA )
1000
ANSIC57-12
ECUATRAN SA
EXTERIOR*Frecuencia en Hertz
Capacidad Nominal en KVA OA
Número de Fases
Grupo de Conexión
Tensión Nominal de Aislamiento en KV
Primario
SecundarioTensión nominal Primaría Deriv. Ppal. ( V )
Número de Derivaciones
Derivaciones
Operación del Cambiador de DerivacionesTensión Nominal Secundaría ( V iTipo de Aceite RefrigeranteTipo de Enfriamíenlo
Aftilud de Operación msnmNivel Básico de Aislamiento (B1L)Numero de Pasatapas Primario / Secundario
Sobrelevación Media de Temperalura e-n losDevanados Sobre la Temperatura Ambiente (^C)
i i20
21;>223
24
Tipo de Núcleo
Pérdidas en Vacío al 100% de Voltaje Nominal ( W )Pérdidas en los Bobinados al 100% de Carga ( VV jPérdidas Totales (VV)
ToleranciasPérdidas Totales Pt Declaradas
Pérdidas Con Carga Pe
¿t>
26
27
Pérdidas Sin Carga PoImpedancia de Cortocircuito, % Max
Ice
Tiempo Ice (Seg)
60
10003
DDO
25
15
22360
5
- 4 x 2 . 5 %
MANUAL EXTERIORMENTE6300
MINERALOA
3000
150/953 /3
65
APILADO
210012500
H600
+ 1/10-i- 1/7+ 1/7
5
25 In \ 72 JLáf
l'¿i Poe«i Kn- 7 • 2 vid G^va-'GJ • PB X ¡50^; 'J 8-íOtíCS • Caa:.i.n »8 C1 C8'7 • To.f'iu (5fj3; 3 8¿-J%' • E MAIL ecunuartíiJuio sainpi ne! • Ambato - EcuadorAv COO' y P.- -3 VTÍO-.I Ce B(.t) di- í"j...iyíia > 8vO P -JO O' 806 • !•_•:( 02 5'J'Jibf) • loifí'íU C2 ¿361<J5 • Quito - Ecuador
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%
ANEXO 4
FLUJOS DE POTENCIA DEL SISTEMAPROPUESTO
Feeder : [ALIM 16BJ
Date
: OS/29/01
Time
: 10:12:30
Pararaeters :
Power Factor
0.93
General Information:
load in Feeder
3915.313200 (kW)
Load in Feeder
1590.904800 (kVAr)
Power Loss
61.121100 (kW)
Max Voltage Drop
3.727100 (%)
Max Regulation
3.871400 {%}
Current in Feeder 397.538300 (A)
Total Length
4.834500 (km)
Max Length
2.221500 (km)
Source
Load
MARCH 6-
URB2
URBl
GRAN1
QUERI3A
QUERI3
QUERI2
QUERI1
POIA1
MARCH5'
MARCH4
MARCH3
MARCH2
MARCH
MARCH7
HIEDR4
HIEDRAS 9
HIEDRAS 7 A
HIEDRAS?
HIEDRAS7
HIEDRAS 6
HIEDRAS 4
HIEDRAS 3
HIEDRAS2
HIEDRAS 1
HIEDR3
HIEDR2
HIEDR4.
GRANADOS
GRANADO 4
GRANADOS
GRANADOl
MARCH7
URB3
URB2
SEISS
BERMUR2A
QUERI3A
QUERI3
QUERI2
MARCH
MARCH6
MARCH5
MARCH 4
MARCH3
MARCH2
GRANADOl
HIEDR5
HIEDRAS 10
HIEDRAS 9
HIEDRAS 8
HIEDRAS 7 A
HIEDRAS7
HIEDRAS 6
HIEDRAS 4
HIEDRAS 3
HIEDRAS2
HIEDR4
HIEDR3
POLAl
GRANADO 6
GRANADOS
GRANADO 4
GRANADOS
(m)
102.0
167.0
87.0
154.0
255.0
2.5
75.0
59,0
82.0
86.0
43.0
68.0
23.0
96.0
60.0
113.0
130.0
52.0
80.0
2.5
62.0
30.0
126,0
28.0
47.0
58.0
37.0
191.0
29.0
62.0
54.0
144.0
AA336
CU 6
CU 6
CU 2/0
CU{S)2
CU{S}2
AA266
AA266
AA336
AA336
AA336
AA336
AA336
AA336
AA4/0
CU 2/0
CU (3)4
CU(S)4
CU 6
CU (3)4
CU 6
CU 6
CU 2/0
CU 2/0
CU 2/0
AA336
AA336
AA336
AA4/0
AA4/0
AA.4/0
AA4/0
Conneted Load
(kVA)
(kW)
300.0
270.0
75.0
150.0
0.0
0.0
310.0
75.0
190.0
375.0
55.0
500.0
45.0
250.0
10.0
450.0
250.0
250.0
250.0
0.0
0.0
30.0
60.0
1200.0
800.0
1SO.O
30.0
280.0
180.0
100.0
150.0
350.0
84.0
75.6
21.0
36.3
0.0
0.0
86.8
21.0
53.2
105.1
1S.4
140.1
12.6
70,0 2.8
126.1
60.5
60.5
60.5
0.0
0.0
7.3
14.5
290.2
193.5
42.0 8.4
78.4
50.4
28.0
42.0
98.1
Load
(kVAr)
30.2
27.2
7.6
16.1 0.0
0.0
31.3 7.6
19.2
37.8 5.5
50.4 4.S
25.2 1.0
45.4
26.9
26.9
26.9 0.0
0.0
3.2
6-5
129.1
86.1
15.1
3.0
28.2
18.1
10.1
15. 1
35.3
Current
(Arap)
8.4
7.6
2.1
3.8
0.0
0.0
8.7
2.1
5.3
10.5 1.5
13.9 1.2
6.9
0.3
12.3 6.3
6.3
6.3
0.0
0.0
0.8
1.5
30.0
20.0 4.1
0.8
7.7
5.0
2.8
4.2
9.8
Conductor Load
Load
Current Accum
Accum. Voltage
(%)
(kW)
(kVAr)
(Amp)
Drop(%) Reg(%)
(kv)
74.8 5.9
7.5
28.4
18,0 0.0
2.6
3.2
84.6
77.4
77.8
81.3
81.6
83.3
23.83.4
4.2
8.4
4.9
8.4
14.6
15. 1
5.8
14.2
19.7
90.6
90.9
86.5 1.7
2.7
4.1
7.5
2929.8
75.6
96.7
983.0
340.3
0.0
86.8
107.9
3347.4
3039.5
3059.1
3201.3
3217.5
3288.8
692.2
126.1
60.5
120.9
60.5
120.9
181.4
188.8
203.3
493.5
687.1
3610.3
3622.6
3430.6
50.4
78.4
120.5
218.5
1253.2
27.2
34.8
440.7
122.6
0.0
31.3
38.8
1441.6
1301.0
1315.6
1370.5
1382.9
1410.8
249.3
45.4
26.9
53.8
26.9
53.8
80.7
84.0
90.5
219.6
305.8
1565.6
1576.9
1480.1
18,1
28.2
43.4
78.7
299.2
7.6
9.7
102.1
35.1
0.0
8.7
10.8
338.5
309.6
311.2
325.0
326.3
333.2
69.1
12.3 6.3
12.5 6.3
12.5
18.8
19.5
21.0
51.1
71.1
362.6
363.4
346.2
5.0
7.8
12.0
21.8
2.25
2.41
2.36
3.13
1.02
2.32
2.32
2.31
1.16
1.99
1.78
1.67
1.48
1.42
2.29
0,40
3.03
3.01
3.02
3.00
3.00
2.95
2.93
2.90
2.88
0.38
0.21
0.93
2.34
2.33
2.33
2.32
2.30
2.47
2.42
3.23
1.03
2.37
2.37
2.37
1.17
2.04
1.81
1.69
1.51
1.44
2.34
0.40
3.13
3.11
3.11
3.09
3.09
3.04
3.02
2.99
2.97
0.38
0.21
0.94
2.39
2.39
2.38
2.38
6.15
6.14
6.14
6.09
6.24
6.14
6,14
6.14
6.22
6.16
6.18
6.19
6.20
6.20
6.15
6.26
6.10
6.10
6.10
6.10
6.10
6.10
6.11
6.11
6.11
6.27
6.28
6.23
6.14
6.14
6.14
6.14
GR
AN
AD
Ol
GR
AN
AD
Ol
GR
AN
2G
RA
N5
Sourc
e
Lo
ad
GR
AN
4G
RA
N2
GR
AN
3G
RA
N2
GR
AN
4G
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PA
R8
GA
SP
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R6
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GA
SPA
R 4
GA
SPA
RS
GA
SP
AR
1AG
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RÍ 1
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AS
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RÍ 1
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RG
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EIS
SG
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GA
SP
AR
2C
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CH
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CH
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CH
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CH
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CO
CH
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CO
CH
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6
GR
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2G
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SP
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PA
RS
GA
SPA
RS
GA
SP
AR
4G
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SP
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2G
AS
PA
R7
GA
S P
AR
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AS P
AR
Í 5G
AS
PA
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GA
SP
AR
13G
AS
PA
RÍ 2
GA
SP
AR
1AG
AS
PA
R11
GA
S PA
R 6
AB
ASC
GA
SPA
RC
OL
IME
S 2
CO
CH
A7
CO
CH
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CO
CH
AS
CO
CH
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CO
CH
A3
CO
CH
A2
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2G
RA
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CO
CH
Al
87
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8.0
26
.043.
0
Len
cj tu
(m)
48
.07
8.0
97
.08
9.0
189.
02
0.0
48
-0112.0
50
.07
0.0
61.0
34
.08
0.0
64
.01
22
.07
6.0
72
.02
.5110.0
16
4.0
40
.06
2.0
98
.03
3.0
32
.01
0.0
50
.04
2.0
114.0
50
.01
00
.05
3.0
CU
6A
A2
66
CU
2
/0CU
4
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AA
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S) 1/0
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AA
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AA
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AA
2/0
AA
2/0
AA
1/0
CU
(S)7
00
MC
MA
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A2
/0
75
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75
.01
60
.03
0.0
Co
nn
ete
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VA
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10
0.0
15.0
0.0
1100.0
50
0.0
150.
01
75
.04
5.0
0.0
30
0.0
20
0.0
75
.07
5.0
45
0,0
75
.02
50
.02
75
.00
.02
75
.00
.04
5.0
54
5,0
30
.06
0.0
25
0.0
30
.07
5.0
350.0
20
0.0
12
50
.015.0
0.0
21.0
24
5.1
38
.77
.3
Load In
Lo
ad
(kW
)
24
.23
.60
.02
66
.01
20
.93
6.3
42
.310.9
0.0
72
.54
8.4
18.1
18.1
10
8.8
18.1
60
.56
6.5
0,0
66
.50
.01
0.9
131.8
7.3
14
.56
0.5
7.3
18.1
84
.64
8.4
35
0.2
3.6
0.0
7.6
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(kW
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ime
: 12
:04:
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Parame ters :
Power Factor
0.95
General Information:
Load in Feeder
2426,850700 (kW)
Load in Peeder
797.66690Q (kVAr)
Power Loas
48.335800 (kW)
Max Voltage Drop
3.883300 (%)
Max Regulation
4.040200 (%)
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Total Length
5.887106 (km)
Max Length
2.85S106 (km)
Source
Load
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Vine 4
Viñe3
Vine 2
Viñe2
Solarl
Solarl
Solarl
5eis8e
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SeisSe
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SeislOe
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Reta4
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Reta2
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ViñeS
Vine 4
Viñe3
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Solar3
Solar2
SeislOe
SeisSe
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Seis7e
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SeisSe
Seis4e
SeisSe
Seisl2e
Solarl
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Seislle
Seis2e
RetaS
Reta7
Reta 6
RetaS
Reta4
Reta3
(m)
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CU 2
CU 2
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 6
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 3/0
CU 8
CU 8
CU 8
CU 8
CU 8
CU 8
Conneted Load
Load
Current
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(kW)
(kVAr)
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75.0
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112.5
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Load
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(%)
(kW)
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{Amp)
Drop(%) Reg(%) (kV)
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4.0
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0.5
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(kVA)
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AA266
AA266
AA336
AA336
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CU 6
AA266
AA336
AA336
AA336
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0,0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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(kw)
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77.2
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23.2
30.9
26.2
Load
(kVAr)
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480.1
26.3
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7.9
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7.9
10.5
8.9
Current
(Amp)
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0.8
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Load
Current Accum
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(%}
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(Amp)
Drop(%) Reg(%)
(kV)
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26.6
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11.9
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36.9
1.0
1.5
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37.6
37,8
37.9
2464.8
3940.9
1426.3
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5449. 8
5481.2
SO. 2
73.3
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5560,1
5612.4
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2004,3
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22.69
22.73
22.73
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22.74
22.74
22.74
22.74
22.75
22.76
22.77
Feeder : [ALIM OL 23 G]
Date
: OS/29/01
Time
: 17:22:21
General Information:
Load in Feeder
: 5395,670000 (kW)
Load in Feeder
: 1456.300000 {kVAí
Power Loss
: 37.919800 (kW)
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Max Regulation
r 1,334500 (%)
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: 11,208000 (km)
Max Length
: 7.222000 (km}
Source
Load
Portu31ce
Portu31ce
Portullce
Por tul Ice
Cozar9del
Gozar? del
Cozar7del
Cozar7del
Cozar6del
Cozar2del
Cozar2del
Cozarldel
Cozarldel
Cozarldel
Arollce
Arollce
AroOlce
Portullce
Alfallce
Catalice
Por tu 4 le e
Portu31ce
Por tu 2 Ice
Cozar9-10del
Cozar9del
CozarSdel
Cozarlldel
Cozar7del
Cozar4del
CozarSdel
CozarSdel
CozarSdel
Cozar2del
Cozarldel
Alfallce
Arollce
Eloy4del
Portullce
:)
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c
(m)
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Conductor
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Load Thru Section
Voltage
Conneted Load
Load
Current Conductor Load
Load
Current Accum
Accum Voltage
(kVA)
(kW)
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{%)
(kW)
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(kV)
CU
6"AA266
AA266
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AA 2
AA 2
CU 6
CU 4
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AA281
AA281
AA281
AA281
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AA336
AA336
AA336
AA266
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0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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,018.0
10
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0.0
46
.07
20
.05
,01
0.0
0.0
0.0
14
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11
09
.68
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.0
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.03
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6.0
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0.0
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0.0
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.0 0.0
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-31.1
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0.5
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.00
.45
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.52
2.0
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.7
37
.01159.9
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1.0
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.01
0.0
1223.2
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0.0
12
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.51
0.0
76
6.0
20
52
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.01109.6
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393.1
7.0
6.0
12.0
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39
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5.5
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26
1.0
41
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27
9,1
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2.0
80
5.5
1516.3
34
9.4
718.7
O
1.0
31.2
33.4
0.6
0.5
1.0
0.3
32
.73
4.0
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19
.43
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20
.75
5.1
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.0
14
2.9
29
.98
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11.3
11.3
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00
.37
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,37
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2
22
.50
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.50
22
.50
22
.50
22
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22
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22
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22
.70
22
.72
22
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22
.75
22
.74
22
.75
22
.75
22
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22
.77
22
.79
22
.50
22
.50
Feeder : [TEO 1]
Date
: 05/02/01
Time
: 14:10:11
General Information:
Load in Feeder
1192.154900 (kW)
Load in Feeder
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(kVAr)
Power Loss
6.809900
(kW)
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(%)
Max Regulation
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Total Length
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Max Length
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Source
Load
Toron9
Toronll
Toron22
Toron21
Toron20
ToronlS
ToronlS
ToronlS
Toron9
Toronl4
Toronl2
Toronl4
Toronl2
Palrael2
NogaS
Noga7
Noga6
Noga4
Noga4
Noga2
MadroS
Madro9
Madro8
Madroll
MVEL1356
KVEL135S
Guabos 10
Guabos2
Cardos 1
Noga9
Madro7
Madre2
Guabos 10
Guabos 9
Guabos 8
Guabos?
ToronlO
Toron9
Toron23
Toron22
Toron21
Toron20
Toronl9
ToronS
ToronlS
ToronlS
Toronll
Toronl2
ToronlS
Palmell
Noga9
NogaS
Noga7
Noga6
NogaS
Noga4
Madroll
Madro8
Madro?
Madrol2
GuaboslO
MVEL1356
Lizarl
Inca6
Inca27
Inca23
Incal9
IncalO
Guabo s 9
Guabos 8
Guabos!
Guabos 6
(m)
196.0
40.0
38.0
36.0
34.0
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201.0
90.0
40.0
50.0
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40.0
-1.0
115.0
49.0
117.0
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40.0
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34.1
122.0
AA 4
AA1/0
AAl/0
AA1/0
AA1/0
AAl/0
AA 4
AA 4
AA 4
AA 2
AAl/0
AAl/0
AA 2
AA2/0
AA 4
AA 2
AA 2
AA 2
AA 2
AA 2
AA 2
AA 2
AA 2
AA. 2
AA4/0
AA4/0
AA3/0
AA4/0
AA 2
AA 4
AA 2
AA 2
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
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0.0
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30,0
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0.0
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37.5
25.0
37.5
50.0
0-0
50.0 0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
45.0
30.0
37.5
60.0
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0.0
30.0
12.0
50. Q
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30.0
15.0
0.0
6.0
18.0
0.0
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3.4
5.0
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
6.0
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1.2
4.9
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0.0
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2.9
2.9
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1.9
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0,0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.7
1.2
1.5
2.3
Conductor Load
Load
Current Accum
Accura Vol tage
(%)
(kW)
(kVAr)
(Amp)
Drop(%) Reg(S)
(kV)
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2.3
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S.2
15.4
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40.0
20.6
41.4
2.5
20.9
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10.0
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119B.5
1199.0
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30.0
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129.1
111.1
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10.1
14.1
30.9
37-6
47.7
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5.0
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10.1
20.1
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5.0
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10.1
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33.3
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0.4
42.6
2.9
4.1
9.0
10.9
13.9
28.3
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44.3
45.8 l.S
2.3
2.9
5.9
8.8
14.5
8.5
.23.0
3.2
2.4
1.0
1.5
116.0
116.0
50.5
119.9
3.1
18.8
18.5
10.1
12. S
10.7 9.6
8.1
0.74
0-74
0.84
0.84
0,84
0.83
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1.06
1.07
1.07
1.03
1,02
1.01
0.99
1.03
1.02
1.02
1.03
0.05
0.00
4,11
3.50
3.71
3.67
3.61
3.55
0.05
0.06
0.06
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0.75
0.75
0.85
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0.84
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0.71
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0,68
1.07
1.08
1.08
1.05
1.03
1.02
1.00
1.04
1.03
1.03
1.04
0.05
0.00
4.29
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3.85
3.81
3.74
3.68
0.05
0.06
0.06
0,07
6.25
6.25
6.25
6.25
6,25
6.25
6.25
6,24
6.25
6,26
6.26
6.26
6.26
6.23
6.23
6.23
6.23
6.24
6.24
6.24
6.24
6.24
6.24
6.24
6.30
6.30
5.85
5.89
5.87
S.88
5.88
5.88
6.30
6.30
6.30
6.30
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woa
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Gua
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Gua
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Gua
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Gua
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Gua
bos 1
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uabo
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Gua
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Cuc
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Cuc
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0.0
58
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.03
4,0
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60
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00
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9.0
12
8.0
54
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.011
8.0
16.0
60
.011
0.0
132.
09
0.0
38.0
40
.09
4.0
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19
2.0
27
.05
0.0
146.
02
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15.0
42
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AA
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AA
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AA
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AA
2
AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
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AA
4
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AA
2
AA
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2A
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VA
J
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37.5
37.5
joaa
J.n
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(kW
) (k
VA
r)
10
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0.0
30.0
4.0
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4.0
0.0
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0.0
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t(A
mp)
1.0
1.9
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0.0
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1.7
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0,0
0.0
0.0
1.5
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1.9
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0.0
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1.0
1.5
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2.0
2.0
0.6
1.5
1.5
1.5
jjoa
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nru
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vu
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) (k
W)
(JíV
Ar)
(Am
p)
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) (k
V)
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1.7
1.0
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33
.333
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5.0
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1.6
1.6
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09
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10
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26
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8.3
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.0
20
.116
.810
.127
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27
3.2
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324.
13
30
.53
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.03
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.25
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26
4.3
26
9.3
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6.7
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.16
.759
.813.1
23
.28
4.1
92
.46
.713
.41
5.4
74,9
69. S
5.0
5.8
4.8
2.9
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94
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100.
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26
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.47
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1.9
1.9
1,9
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0.08
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.S6
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080
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00
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40.1
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10
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560
.56
O.S
80
.42
0.4
20.
410
.42
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051.
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71.0
50
.88
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51
.00
0.9
90
.97
0.9
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980.
99
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06.
306.
306.
276.
276.
276.
2.8
6.28
6.2
86
.28
6.2
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.29
6.2
96
.25
6.2
66
.26
6.2
66
.26
6.2
66
.26
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276.
276
.27
6.2
76.
236.
246
.23
6.23
6.2
56.
246.
246
.24
6.24
6.2
46
.24
6.2
4
Feeder : [TPO 2]
Date
: 05/02/01
Time
: 14i34;44
General Information
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Load in. Feeder
Power Loss
Max Voltage Drop
Max Regulation.
Current in Peeder
Total Length
Max Length
Source
L
SumaiS
Sumáis
5umai4
SuraaiS
Seis8d
Seis6d
SeÍ34d
SeisSd
SeisSd
Seis2d
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Sachun
Sachun2
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MORL8
MORL8
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MORL12
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Lizar2
Lizar2
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Seis3d
Fritz3
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oad
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Sumai4
Sumai3
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Seis7d
SeisSd
Seis4d
Seis2d
Seisld
Sachun3
SumaiS
Sachun
Sachun2
PASAJl
MORL8
MVEL1356
MORL10
MORL9
MORL7
MORL6
MORL5
MORL4
MORL3
MORL2
MORL13
MORL12
MORLll
CALISl
Lizar2
Suma i 1
Lisar3
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Fritz2
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118.0
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Conductor
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Conneted load
Load
Current
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Voltage
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Load
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Accum Voltage
(%)
(kW) (kVAr)
(Amp)
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Reg(%)
{kV}
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CU 4
CU 4
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CU 4
CU 4
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CU 6
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AA4/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
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AA3/0
AA3/0
CU 4
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CU 4
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75.0
75.0
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0.0
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112.5
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12.0
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0.0
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10.1
10.1
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16
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0.0
4.3
0.0
0.0
19
.41
2.9
12
.912.9 8.6
12
,91
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0.0
7.8
0,0
0.0
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10.1
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6.7
0.0
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2.9
2.9
2.9
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1.2
1.7
1.7
4-9
3.9
1.8
. 1.
70
.01.2
0.0
0.0
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3.7
3.7
3.7
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3.7
5.5
2,4
4.9
0.0
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0.0
0.0
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2.9
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1.9
0.0
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1.0
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0.7
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1.0
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31.6
17
.22
0.0
22
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20
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12.9
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1.2
1.2
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170.
31
40
.2110.1
30
.01
2.0
12
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0.0
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0.0
40
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06
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8.0
94
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0.7
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60
4.0
95.1
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16
89
.350
.714
8.4
171.
39
7.6
80
.13
0.0
30
.02
0.0
50.1
384.
929
2.8
6.0
57
.147
,03
6.9
10.1
4.0
4.0
10.1
22
.816.8
13
.46
9.3
75
.48
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321.7
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90
.82
30
.12
16
.82
03
.43
2.3
19
.45
88
.217.2
50
,55
8.2
33
.22
6.9
10.1
10.1
6.7
16,8
12
9.2
98
.3
1.8
16.5
13.6
10
.72
.91,2
1.2
2.9
6.6
4.9
3.9
20
.021.8
25
.71.2
91.8
91.8
22
,22
5.9
65
.96
2.2
58
.5 9.2
5.5
178.6
4.9
14
.416.6
9.5
7.8
2.9
2.9
1.9
4.9
37
.32
8.4
0.5
00
.54
O.S
70
.61
0,3
50
.33
0.3
10
.31
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30
.34
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440
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040
.00
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00
.09
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40
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30
.24
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50
.40
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20
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40
,33
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5
0.5
00
.54
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.61
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10.
330
.34
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80
.50
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80
.43
0.0
40
.00
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00
.09
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40
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30.
246.1
00
.40
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90
.36
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30
.63
0.6
30
.63
0.3
40
.33
0.3
5
6.2
76
.27
6.2
66
.26
6.2
86
.28
6.2
86
.28
6.2
86
.28
6.2
86
.27
6.2
76
.28
6.27
6.30
6.3
06
.28
6.2
96
.29
6.2
96
.29
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96
.29
5.7
96.
276.
286.
286.
276
.26
6.2
66
.26
6.2
66
.28
6.2
86
.28
Source
Load
Fritz2
FritzS
MORL5
CALI 32
CALIS1
CALIS3
CALIS 1
Fritzl
Seisfid
SeisSd
CALIS3
CALIS 2
PASAJ2
PASAJ3
(m)
21.0
24.0
70.0
24.0
24.0
38.0
120.0
Conneted Load
Load
(kVA)
(kW)
(kVAr)
CU cu AACUCUCU cu
4 4 2 6 6 6 6
45.0
75.0
0.0
25.0
37,5
45.0
60.0
18.0
30.0 0.0
12.7
19.0
22.8
30.4
6.0
10.1 0.0
4.3
6.5
7.8
10,3
current
(Amp)
1.7
2.9
0.0
1.2
1.8
2.2
3.0
jjoaa Tnru sección
vu-LL^ge
Conductor Load
load
Cucrent Accum
Accum Voltage
(%)
(kW)
(kVAr)
{Amp}
Drop(%) Reg(%)
(kV)
16.1 2.4
37.5
3.6
5.1
2.7
2.3
282.7
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483.1
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6.28
6.28
6.27
6.27
6.27
6.27
Feeder : [TPO 3]
Date
: 05/02/01
Time
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General Information,:
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RAMOS2A
INDUL
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RAMOS 2A
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RAMOS 2
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MVEL1356
MORL8
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INDUL2
INDUL3
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A4
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40.6
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W)
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117.7
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86
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Feeder : [TPO 4]
Date
: 05/02/01
Time
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General Information:
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d in
F
eed
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oad
in
Feed
erP
ower
L
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Max
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S
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km
)
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d
Raf
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L13
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01
24
.0
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Load
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Voltage
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Load
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AA4/0
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CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
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CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
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CU 4
AA 2
CU 4
CU 4
CU 4
CU 6
CU 6
CU 6
CU 6
CU 4
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0.0
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3.5
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311
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380.
550
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6.29
6-29
6.28
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6.27
6.27
6.27
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6.23
6.23
6.20
6.20
6.20
6.21
6.21
___— — ______ fjoQ.es — —
— —
— —
— —
SoUrce
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BeethoS
BeethoS
BeethoS
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BeethoS
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.üengun
tm)
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CU 4
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- vuxcage
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Drop(%)
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2.0
2.4
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1.34
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6.22
6.22
6.22
6.22
ti» Feeder : [TPO 5]
Date
: 05/02/01
Time
: 22:46:24
General Information:
Load in Feeder
1287 .-789400 (kW)
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Power Loss
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CU 6
CU 6
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AA 2
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0.0
21.2
21.2 0.0
21.2
7.0
7.0
0.0
17.5
0.0
11.6
73.7
0.0
15.5 0.0
0.0
4.7
11.6
17.5 7.8
7.0
7,0
1.6
46.6 5.8
0.0
7.0
0.0
15.5 0.0
3.9
0.0
11.6
30,3
11.6 7.8
Q'.O
7.0
7,0
0.0
7.0
Current
(Arap)
2.1
2.1
0.0
5.1
0.0
3.4
21.7 0.0
4.6
0.0
0.0
1.4
3.5
5.2
2.3
2.1
2.1
0.5
13.9
1.7
0.0
2.1
0.0
4.6
0.0
1.2
0.0
3.4
8.9
3.4
2.3
0.0
2.1
2.1
0.0
2,1
Conductor Load
Load
Current Accum
Accum Voltage
(%)
(kW)
(kVAr)
(Amp)
Drop{%) Reg(%)
(kV)
2.9
3.8
13.1 4.0
19.52:1
16.8 0.0
2.0
43.2
43.2
1.1
3.8
7.8
1.8
3.4
1.6
0.4
18.5
3.3
25.3
1.7
27.7
31.4
12.2
32.3
54.7
57.5
7.6
14.6
59.3 0.0
1.6
1.6
20.1
12.2
68.5
89.7
313.1
53.1
259.7
35.4
224.3
0.0
47.2
1298.3
1298.8
14.2
49.6
102.7
23,6
44.9
21.2 4.7
244.4
43.7
333.1
21.2
354.5
401.9
286.4
413.8
700.5
737.7
181.8
348.6
761.9
0.0
21.2
21.2
264.7
286.4
22.5
29.5
102.9
17.5
85.4
11.6
73.7 0.0
15.5
428.5
429.2
4.7
16.3
33.8
7.8
14.7 7.0
1.6
80.3
14.4
109.5
7.0
116.5
132.1
94.2
136.1
230.4
243.0
59.8
114.6
251.0
0.0
7.0
7.0
87.0
94.2
6.6
8.7
30.2
5.1
25.1
3.4
21.7 0.0
4.6
125.4
125,4
1.4
4.9
10.1 2.3
4.4
2.1
0.5
23.9 4.3
32.6
2.1
34.7
39.3
28.0
40.4
68.4
71.9
17.5
33.6
74.2
0.0
2.1
2.1
25.9
28.0
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0.07
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0.08
0.05
0.00
1.51
1.51
1.50
1.40
1.40
1.41
1.41
1.46
1.41
1.39
1.35
1.34
1.30
1.28
1.26
1.23
0.96
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1.55
1.57
1.47
1.29
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0.17
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0.08
0.05
0.00
1.54
1.54
1.52
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1.42
1.43
1.43
1.48
1.43
1.41
1.37
1.36
1.32
1.30
1.28
1.25
0.97
0.07
0.06
0.89
1.57
1.57
1.60
1.49
1.31
6.30
6.30
6.29
6.29
6.29
6.29
6.29
6.30
6.30
6.30
6.30
6.20
6.20
6.21
6.21
6.21
6.21
6.21
6.21
6.21
6.21
6.21
6.22
6.22
6.22
6.22
6.22
6.24
6.30
6.30
6.24
6-20
6,20
6.20
6.21
6.22
Source
Nodes Load
Length
Alga9
Alga9
AlgaS
Alga8
Alga7
Alga7
Alga6
Alga 6
AlgaS
AlgaS
Alga3
Alga3
Alga2
AlgalO
AlgalO
Alga2
Romel
AlgalO
Midel
Alga9
ñguil
Alga8
Da vil
Alga7
Diogel
Alga6
AlgaS
Algaé
AlgaS
Ugarl
Algall
Al gal
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46.0
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102.0
38.0
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70.0
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22.0
Conneted
CU 6
CU 4
CU 6
CU 4
CU 6
CU 4
CU 6
CU 4
CU 6
CU 4
CU 6
CU 4
CU
4.CU 6
CU 6
CU 6
(WA}
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0.0
45.0 0.0
45.0 0.0
4S-0
0.0
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75.0
Load
Load
(kw)
íkVAr)
21.2
0.0
21.2
0.0
21.2
0.0
21.2
0.0
21.2
0,0
0.0
35.4
0.0
21.2
23.6
35.4
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0.0
7.0
0.0
7.0
0.0
7.0
0.0
7.0
0.0
0.0
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11.6
Current
(Amp}
2.1
0.0
2.1
0.0
2.1
0.0
2.1
0.0
2.1
0.0
0.0
3.5
0.0
2.1
2.3
3.5
±íOaa Tnru oecc:
Conductor Load
Load
ion Current Accum
(%}
(kW) (kVAr)
(í
1.6
2.6
1.6
3.8
1.6
5.0
3.2
6.3
1.6
8.7
14.7 2.0
13.2
1.6
1.8
2.7
21 44 21 66 21 87 42108 21
151
193 35 229 21 23 35
.2 .9 .2 .1 .2 .4 .5 .6 .2 .1 .7 .4 .2 .2 .6 .4
7 14 7 21 7 28 14 35 7 49 63 11 757 7 11
.0 .7 .0 .7 .0 .7 .0 .7 .0 .7 .7 .6 .3 .0 .8 .6
ünp}
Drop{%)
2.1
4.4
2.1
6.5
2.1
8.6
4.2
10.6
2.1
14.8
19.0
3.5
22.4
2.1
2.3
3.5
1.62
1.62
1.62
1,62
1.59
1.61
1.57
1.58
1.55
1.57
1.54
1.50
1.50
1.63
1.63
1.47
Voltage
—Accura Voltage
Reg(%) (kV)
1.65
1.65 64 64 62 63 60 61
1.S7
1.S9
1,57
1.53
1.S2
1.66
1.65
1.49
6.20
6.20
6.20
6.20
6.20
6.20
6.20
6.20
6.20
6.20
6,20
6,21
6.21
6,20
6.20
6.21
Fee
der
:
[TP
O 6
]D
ate
:
03
/20
/00
Tim
e :
14¡2
1:1
1
Gen
eral
In
form
atio
n:Load in Feeder
1393.351100 (kW)
Load in Feeder
474.199700 (kVAr)
Power Loss
11.485000 (kw)
Max Voltage Drop
1.548300 (%)
Max Regulation
1.572700 (%)
Current in Feeder 136.055500 (A)
Total Length
4.185500 {km}
Max Length
1.417500 (km)
Source
Load
(m)
AVELOYl
SERRAN02
SERRAN01
SARMI1
PUERTA1
PUERTA1A
PORTE 5 A
PORTES
PORTE 4
PORTE 3
PORTE2
PORTE1
PORTE2
MVEL1239
MVEL1240
MUNGA5
MUNGA4
MUNGA3
MUNGA2
MUNGAl
MUNGA4
MONGAS
MUNGA4
MUNGA6
MONCAY03
MONCAYOl
MONCAY01
HONCAY02
GRANADE5
GRANADE4
GRANADE2
GRANADE1
GRANADE1
GOREM04
GOREM03
GOREM02A
GOREM02
SERRANOS
SERRAN02
5ARMI2
PUERTA2
PUERTA1
AVELOYl
PORTE5A
PORTES
PORTE 4
PORTES
PORTE2
MONCAYOl
GAS&ARDVI2
MVEL1239
MUNGA6
MUNGA5
MUNGA4
MUNGA3
MUNGA2
SARMI1
PORTE 1
NORIEGA
GRANADE1
MONCAY04
MONCAY03
MONCAY02
ABAS CAL
GRANADEV6
GRANAOS 5
GRANADE3
GRANADE4
GRANADE2
COREMOS
GOREM04
GOREM03
112.0
169.0
34,0
33.0
85.0 2.5
241.0
2.5
33.0
25.0
42.0
73.0
115.0
40,0
1,0
53.0
111.0
26.0
68.0
31.0
94.0
126.0
97.0
76.0
75.0
77.0
70.0
26.0
45.0
86.0
45.0
14,0
81.0
65.0
40.0
59.0
AA 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 6
CU{S}4
CU (3)4
CU(S}4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
AA 2
AA4/0
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
AA 2
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU 4
CU(S)2
CU(S)2
CU (5)2
Conneted Load
Load
íkVA)
(kW)
(kVAr)
150.0
75.0
50.0
37.5
120.0
0.0
45.0 0.0
0.0
30.0
75.0 0.0
125.0
0.0
0.0
150.0
75,0
0.0
75.0
60,0
75.0
50,0
75.0
45.0
45.0
75.0
50.0
150.0
125.0
50.0
200.0
50.0
50.0
75.0
100.0
160.0
46.3
23.2
15.4
11.6
37.1 0.0
13.9
0.0
0.0
9.3
23.2 0.0
38.6
0.0
0.0
46.3
23.2
0.0
23.2
18.5
23.2
15.4
23.2
13.9
13.9
23,2
15,4
46.3
38.6
15.4
61.8
15.4
15.4
23,2
30.9
49.4
15.8 7.9
5.3
3.9
12.6
0.0
4.7
0.0
0.0
3.2
7.9
0.0
13.1
0.0
0.0
15.8
7.9
0.0
7.9
6.3
7.9
5.3
7.9
4.7
4.7
7.9
5.3
15.8
13.1 5.3
21.0
5.3
5.3
7.9
10.5
16.8
Current
ÍAmp)
4.6
2.2
1.5
1.1
3.6
0.0
1.4
0.0
0.0
0.9
2.3
0.0
3.8
0.0
0.0
4.5
2.3
0,0
2.3
1.8
2.3
1.5
2.3
1.4
1.4
2.3
1.5
4.5
3.8
1.5
6.0
1.5
1.5
2.3
3.0
4.9
Conductor Load
Load
Current Accum
Accum Voltage
(%)
(kW)
(kVAr)
(Amp)
Drop(%) Reg(%)
(kV)
25. 0
1.3
2.2
0.7
2.8
2.4
27.6
27.6
24.3
24.9
26.2
34.1
7.9
108.8
46.9
11.9
48.2
51.5
52.8
53.9 2.0
35.0
1,3
12.5 0.8
2.1
3.6
2.7
2.2
3.1
3.5
4.0
4.4
1.2
2.7
5.2
* 228.5
23.2
38.6
11.6
37.1
37.1
421.1
422.1
422.1
431.5
454.8
592.5
137.4
1402.9
1404.8
207.0
839.8
899.5
923.2
943.1
34.7
608.5
23.2
160.6
13.9
37.1
61.8
46.3
38.6
54.0
61.8
69.5
77,2
23.2
54.0
103.4
77.8 7.9
13.1 3.9
12.6
12.6
143.4
143.7
143.7
146.9
154.8
201.8
46.8
479.2
480.1
70.4
236.3
307.0
315.1
322.2
11.8
207.3
7.9
54.7
4.7
12.6
21.0
15.8
13.1
18.4
21.0
23.6
26.3 7.9
18.4
35.2
22.5 2.2
3.7
1.1
3.6
3.6
41.4
41.4
41.4
42.3
44.5
58.0
13.5
136.1
136.1
20.2
81.9
87.6
89.8
91.63.4
59.5
2.3
15.7 1.4
3.6
6.0
4.5
3.8
5.3
6.0
6.8
7.5
2.3
5.3
10.2
1.52
0.35
0.34
0.55
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1.48
1.42
1.19
1.18
1.15
1.12
1.07
1.11
0.14
0.00
0.80
0.77
0.54
0.48
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0.55
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0.55
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1.12
1.12
1.12
1.13
0.85
0.85
0.86
0.84
0.85
1.54
1.53
1.53
1.54
0.35
0.34
0.55
1.51
1.50
1.44
1,20
1.20
1.16
1.14
1.09
1.13
0.14
0.00
0,81
0.78
0.55
0.49
0.33
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0.55
0.84
1.14
1.13
1.14
1.14
0.86
0.85
0.86
0.84
0.86
1.56
1.56
1.55
6,20
6.28
6.28
6.27
6.21
6.21
6,21
6.23
6.23
6.23
6.23
6.23
6.23
6.29
6.30
6.25
6.25
6.27
6.27
6.28
6.27
6.24
6.27
6.25
6.23
6.23
6.23
6.23
6.25
6.25
6,25
6.25
6.25
6.20
6.20
6.20
Source
GOREM02
GOREM02
GASPARDVI5A
GASPARDVI5
GASPARDVI4
GASPARDVI3
GASPARDVI2
GA
SPA
RD
VI6
GASPARDVI2
GOREM01
BERMU5
BERMU4
BERMU4
BERMU3
BERMU2
AVSEIS6
AVSEISS
AVSEIS4
AVSEIS3
AVSEIS
AVSEISV2
AVSEIS
AVELOY3
AVELOY3
AVELOY2
AVELOYl
AVELOY2
AVSSIS6
ad
GOREM02A
GOREM01
GASPARDVI6
GASPARDVI5A
GASPARDVTS
GASPARDVI4
GASPARDVI3
AVSEIS 3
MUNGA1
BERMU4
BERMU6
BERMU5
BERMU3
BERMU2
BERMU1
AVSEIS7
AVSEIS 6
AVSEISS
AVSEISV2
AVSEIS 4
AVSEIS
AVSEIS1A
AVELOY5
AVELOY4
AVELOY3
AVELOY2
PUERTA1A
SERRAN01
jjengtn
(m) 2.S
7.0
224.0
2.5
25.0
26.0
20.0
30.0
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47.0
52.0
29.0
12.0
25.0
32.0
146.0
47.0
115,0
36,0
44.0 2.5
170.0
101.0
208.0
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73.0
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AA266
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CU 6
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6.28
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6.21
6,21
6.28
'*,
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Date
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Time
: 1-5:06:35
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•
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GRANAD07
GRANAD07
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NARAN11
NARAN2
GRANAD07
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MOTILO 9
MOTILO 8
MOTIL07
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MOTILO 4
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ILLANES3
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CALLED2
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lau
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r
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AA
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AA
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. 2
AA
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AA
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AA
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nete
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O.O
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VA
r)
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rren
t(A
n?5)
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Con
duct
or L
oad
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Acc
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D
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i-ay
ecu
m
Vol
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(x
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tag
eV 6.
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.90
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6.23
6.23
6.24
.6.
24
Feeder : [TPO 8]
Date
: 03/20/00
Time
: 13:49:35
General Information:
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Load in Feeder
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Max Length
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Source
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MEMBRILL
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DUMAl
AREB1
HIGUERA3A
HIGUERAS
EL01
EL05
EL02
ORIEN1
ELO3
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AZUCEN5
MAL VAS 1
AZUCEN4
AZUCEN3
AZUCEN2
AZUCE 3
AREB2
tm)
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AA 2
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.Ln section
Load
Load
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18.9
Current
(Amp)
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5.1
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Conductor Load
(*)
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5.9
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üeccion
vo.LT:age
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Accum
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1343.9
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90.8
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131.0
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0-42
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6.29
6.29
6.29
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6.30
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6.27
6.27
6.27
6,27
6.27
6.27
6.28
6.28
6.27
6.27
6.27
6.29
6.27
6.28
6.28
6.27
6.28
6.28
6.28
6.29
6.27
Feeder : [TPO 9]
Date
: 03/20/00
Time
: 13:38:04
General Information:
Load in Feeder
Load in Feeder
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Max Regulation
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_— __
.-_ .__
Nodí
Source
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RILLAS6
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AA 2
AA 2
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AAl/0
AA1/0
AAl/0
AAl/0
AA 2
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0 ,
,02
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0.0
0.0
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,011
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.0
14
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.00
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20
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15-1
7.6
13.9
7.6
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,61
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65
.46
8.7
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20.3
22.8
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.44
.86
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.87
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10
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102.1
105.
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.00
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.07
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1.6
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561.6
01
.52
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00
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51.1
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.00
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131.
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061.
081.
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541.5
01
.44
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400
.25
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56
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6.2
36
.23
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.30
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.23
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216.
206
.22
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.23
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16
.27
6.2
76
.28
6.2
96
.26
6.2
7
Feeder : [TPO 10J
Date
: 05/29/01
Time
: 16:30:46
General Information
Load in Feeder
Load in Feeder
Power Loss
Max Voltage Drop
Max Regulation
Current in Feeder
Total Length
Max Length
____
— __—— _
Hodes
Source
L
Eloy6dl
Seis4dl
SeisSdl
Seis2adl
Seis2dl
Seisldl
Eloy6dl
EloySdl
Eloy 5 di
Eloy4dl
Eloy3dl
Eloy2dl
Eloy7dl
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EloyOdl
BossanolOdl
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Bosmeldl
. 810.219900 (kW)
-35.312800 (kVAr)
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0.374900 {%}
0.376300 {%}
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1.209000 (km)
oad
BossanolOdl
Seis5dl
Seis4dl
Seis3dl
Seis2adl
Seis2dl
Eloy? di
Bosmeldl
Eloy6dl
EloySdl
Eloy4dl
Eloy3dl
Seisldl
Eloy2dl
Eloyldl
BossanoSdl
Bossano7dl
BossanoSdl
Bossano5dl
Bossano6dl
Bosme2dl
Lengtn.
(m)
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AA336
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Load
Current
CkVAr)
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-300,0
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ÍAmp)
5.7
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Conductor Load
Load
Current Accum
(%)
(kW)
(kVAr)
(Anip)
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6.29
6.27
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6.27
6.27
6.27
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Date
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. —
____
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8
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6.17
6.17
<*'
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Date
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99
.23
64
.36
5.0
54
.18
1.2
153.
41
89
.52
16
.63
24
.93
33
.93
61
.013.5
21.7
13.5
11
46
.9155.2
46
.95
6.8
212.1
21
2.5
28
3.0
23
9.6
36
.1
119.5
119.6
18.8
54
4.1
167.1
18
7.6
19
6.5
94
.8115.4
20
.517.1
25
.7
59 68
.51
02
.810
5.7
11
4.3
4.3
6.8
4.3
36
4.0
49
.114.8
18
.06
7.1
67
.38
9.6
75
.911.4
36
.43
6.4
5.7
17
8.5
50
.85
7.1
59
.72
8.9
35
.2 6.3
5.2
7.8
14
.818.3
20
.931.3
32
.23
4.8
1.3
2.1
1.3
110.5
15.0
4.5
5.5
20
.52
0.5
27
.32
3.1
3.5
0.1
30.1
10
.08
3.7
30
.07
0.1
50
.08
0.2
50
.23
0.2
40
.24
0.2
20.2
10
.19
0.1
90
.18
0.1
60.1
50
.24
0.5
20
.51
0.0
40
.54
0.5
60
.51
0.5
00
.31
0.2
70
.28
0.5
7
0.1
30,1
10
.08
3.8
80
.07
0.1
50
.08
0.2
50
.23
0.2
40
.24
0.2
20
.21
0.2
00
.19
0.1
80
.16
0.1
50
.24
0.5
20
.51
0.0
40
.54
0.5
60
.51
0.5
00
.31
0.2
70
.29
0.5
7
6.2
86
.28
6.2
85
.79
6.2
96
.28
6.2
86
.27
6.2
86
.28
6.2
86
.28
6.2
86
.28
6.2
86
.28
6.2
86
.28
6.2
76
.26
6.2
66
.29
6.2
66
.25
6.2
66
.26
6.2
76
.27
6.2
76
.25
Feeder : [TPO 13]
Date
: 05/29/01
Time
: 10:34:52
General Information:
Load in Feeder
1186.959200 (kH)
Load in Feeder
307.762700
(kVAr)
Power Loss
20.086000 (kH)
Max Voltage Drop
2.047800 (%)
Max
Regulation
2.090600 (*)
Current in Feeder 116.702900
(A)
Total Length
3.763975 (km)
Max Length
1.545000
(km)
Source
Load
CarboSdl
CarbolOdl
CarboSdl
Carbo6dl
Carbo7dl
Carbo3dl
Carbo3dl
CarboSdl
CarbolOdl
CarbolOdl
Carboldl
Carbo2dl
CarboOlde
Calvache9dl
Calvache9dl
CaivacheSdl
Calvache6dl
CalvacheSdl
CalvacheSdl
CalvacheSdl
Calvache4dl
Calvache2dl
CalvachelSdl
Calvachel4dl
Calvachel2dl
Calvachelldl
CalvachelOdl
Calvacheldl
Brieda3dl
Brieda2dl
Briedaldl
Bossano4dl
Bossano3dl
Bossano2dl
Bossanoldl
BosmelOdl
Carbo9dl
CarboSdl
Carbo7dl
CarboSdl
CarboGdl
CarboSdl
Carbo4dl
Carbo2dl
Carfaol2dl
Carbolldl
Briedaldl
Carboldl
CarbolOdl
Calvachel4dl
CalvachelOdl
Calvache9dl
• Calvache7dl
CaivacheBdi
Calvache6dl
Calvache4dl
CalvacheSdl
CalvacheSdl
Calvachel6dl
CalvachelSdl
Calvachel3dl
Calvachel2dl
Calvachelldl
Calvache2dl
Brieda5dl
Brieda3dl
BriedaZdl
BossanoSdl
Bossano4dl
BoasanoSdl
Bossano2dl
Boame9dl
Source
Load
Bosme9dl
BosmeSdl
Bosme6dl
Bosme7dl
BoameSdl
BosmeSdl
Boame4dl
BoanteBdl
Bo3me7dl
Bossanoldl
Bosrae4dl
Bosme6dl
BosmeSdl
BosmeSdl
(mj
214.0
242.0
18.0
113.0
30.0
172.0
123.0
56.0
212.0
127.0
17.0
129.0
31.0
212.0
57.0
28.0
98.0
37.0
57.0
90.0
32.0
57.0
107.0
31.0
83.0
155.0
46.0
10.0
54.0
19.0
130.0
70.0
47.0
17.0
19.0
32.0
<m)
7.0
16.0
66.0
39.0
72.0
48.0
95.0
AA2/0
CU 6
AA2/0
AA2/0
AA2/0
CU A
AA 2
AA2/0
CU 6
CU 4
AA4/0
AA2/0
AA3/0
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 4
AA 2
AA 2
AA 2
AAl/0
AA1/0
AAl/0
AA1/0
AA4/0
AA4/0
AA4/0
AAl/0
AA4/0
AAl/0
AAl/0
AA4/0
Conneted Load
Load
(kVA)
(kWJ
(kVAr)
75.0 0.0
30.0 0.0
112.5
90,0
250.0
45.0
45.0
30.0
30.0
45.0 0.0
10.0
45.0 0.0
45.0
45.0
15.0
25.0 0.0
30.0
10.0
10.0
75.0
75.0
45.0
25,0
75.0 0.0
75.0
100.0
350.0
690.0
55.0
37.5
Conneted
tkVA)
45.0
75.0
30.0
200.0
490.0
75.0 0.0
19.8
6.5
0.0
0.0
7.9
2.6
0.0
0.0
29.7
9.7
23.8
7.9
66.0
21. €
11.9
3.9
11.9
3.9
7.9
2.6
7.9
2.6
11.9
3.9
0.0
0.0
2.6
0.9
11.9
3.9
0.0
0.0
11.9
3.9
11.9
3.9
4.0
1.3
6.6
2.2
0.0
0.0
7.9
2.6
2.6
0.9
2,6
0.9
19.8
6.5
19.8
6.5
11.9
3.9
6.6
2.2
19.8
6.5
0.0
0.0
19.8
6.5
26.4
8.6
92.4
30.2
182.1
59.5
14.5
4.7
9.9
3.2
Load
Load
(kW)
íkVAr)
11.9
3.9
19.8
6.5
7.9
2.6
52.8
17.2
129.3
42.2
19.8
6.5
0.0
0.0
Current
(Atnpí
1.9
0.0
0.8
0.0
2.9
2.3
6.5
1.2
1.1
0.8
0.8
1.2
0.0
0.3
1.2
0.0
1.2
1.2
0.4
0.6
0.0
0.8
0.3
0.3
1.9
1.9
1.2
0.6
1.9
0.0
1.9
2.6
9.1
18.0 1.4
1.0
Current
(Amp)
1.2
1.9
0.8
5.2
12.7 1.9
0.0
Conductor Load
(%}
tkW)
0.9
19.6
89.0
1174.2
55.1
1154.1
53.3
1114.3
54.7
1145.7
1.4
23.8
5.2
66.0
49.0
1023.8
0.9
11.9
0.4
7.9
7.2
214.1
48.4
1010.3
47.6
1206.6
0.9
7.9
6.9
63.4
7.8
71.3
1.3
11.9
9.1
83.2
1.7
15.8
11.5
105.6
10.8
99.0
12.4
113.6
0-3
2.6
0.6
5.3
2.2
19.8
4.3
39.6
5.6
51.5
13.1
120.2
1.6
19.8
14.6
186.3
16.2
206.1
2.8
46.2
5.2
92.4
15.5
274.5
16.3
289.0
18.4
541.0
Conductor Load
(%)
UW)
18.0
531.1
17.6
519.2
16.7
297.0
16.9
499.3
24.0
426.4
1.1
19.8
15.2
446.4
Load
Current
Accura
(kVAír)
(Amp)
Dropíí.)
6.5
388.1
381.3
367.0
378.3
7.8
21.6
337.0
3.9
2.6
70.0
331.6
399.0
2.6
20.7
23.3 3.9
27.2 5.2
34.5
32.3
37.1 0.9
1.7
6.5
12,9
16.8
39.3 6.5
60.9
67-3
15.1
30.2
89.7
94.4
1.9
114.8
112.9
109.2
112.1
2.3
6.5
100.4
1,1
0.8
21.0
99.2
116.7
0.8
6.2
7.0
1.2
8.2
1.6
10.4 9.7
11.2 0.3
0.5
1.9
3.9
5.1
11.8 1.9
18.3
20.2 4.9
9.1
27.1
28.5
177.2
53.2
1.12
1.11
1.14
1.37
1.19
1.38
1.39
1.46
0.05
0.05
1.65
1.64
0.04
1.88
1.88
1.87
1.86
1.86
1.85
1.84
1.85
1.80
1.88
1.88
1.92
1.92
1.89
1.78
1.73
1.73
1.72
0.36
2.05
2.04
2.03
1.86
Load
Current Accum
(kVAr)
{Amp}
Drop(%)
173.9
170.0
97.0
163.4
139.3
6.5
146.0
52.3
51.1
29.3
49.2
42.0 1.9
44.0
1.86
1.87
2.02
1.89
1.99
1.94
1.94
Accum Voltage
Reg (%)
íkV)
1.13
6.22
1.13
6.22
1.16
6.22
1.39
6.20
1.21
6.21
1.40
6.20
1.41
6.20
1.48
6.20
0.05
6.29
0.05
6.29
1.68
6.19
1.67
6.19
0.04
6.29
1.91
6.17
1.92
6.17
1.91
6.17
1.89
6.17
1.90
6.17
1.89
6.17
1.87
6.17
1.68
6.17
1.63
6.18
1.91
6.17
1.91
6.17
1.96
6.17
1.95
6.17
1.93
6.17
1.81
6.18
1.76
6.18
1.76
6.18
1.75
6.18
0.37
6.27
2.09
6.16
2.08
6.16
2.07
6.16
1.90
6.17
Accura
Voltage
Reg(%J
(kV)
1.90
6.17
1.91
6.17
2.06
6.16
1.93
6.17
2.03
6.16
1.98
6.17
1.97
6.17
Bosme21dl
Calvacheldl
93.0
Brieda3dl
BoameZldl
63.0
BosmeZldl
BoameZOdl
47.0
Bosrae3dl
Bosma2dl
90.0
BosmeZOdl
Bo3raaI9dl
42.0
Bosrael7dl
BosmelBdl
26.0
Carfaoldl
Bosmendl
42.0
Bosrael7dl
Bosmel6dl
49.0
Boaraeiedl
BosmelSdl
25.0
BosaelSdl
Bosioel3dl
11.0
Bosrael3dl
Bosmel2dl
43.0
Bosmel2dl
Boamelldl
55.O
Bosmelldl
BosmelOdl
23.0
AA
2
AA
2/0
CU
6
AA
4/0
CU
6M
3/0
AA
2/0
M3
/0A
A3/
0A
A3/
QA
A3/
0A
A4/
0M
4/0
25
.00
,012
0,0
65
0.0
30
,02
00
,00
,07
5,0
30
7.5
50
.01
20
.01
5.0
15
0.0
6.6
0.0
31
. 11
71
.57
.95
2.8
0.0
19
.88
1.2
13
.23
1.7
4.0
39
.6
2.2
0.0
10
.35
6.0
2.6
17.2
0.0 6,5
26
.54
.31
0.3
1.3
12
.9
0.6
0.0
3.1
16
.60
.85
.20
.01
.98
.01
.33
.10
.43
.9
10
.08
.03
.04
5.2
0.6
2.1
37
.62
9.3
28
.52
5.3
24
.81
9.8
19
.7
12
6.8
16
6.4
39
.61
23
5.6
7.9
52
.87
84
.0731. 0
71
1.0
62
9.8
61
6.5
58
4.7
58
0.6
41
.45
4. 4
12
.94
05
.72
.61
7.2
25
7.4
23
9.8
23
3.2
20
6.7
20
2.2
19
1.6
190.
2
12
.51
6.4
3.9
13
1.0
0.8
5.2
77
.07
1.9
69
.96
1.9
60
.65
7.5
57
.1
1.77
1.74
1.7
50.
281.
751.
691.
691.
731.
761.
161.
801.
831.
84
1.8
01.
771.
780.
281.
781.
721.
721.
761.
791.
801.
831.
861.
88
6.18
6.18
6.18
6.27
6.1
86
.18
6.1
86
.18
6.1
86
.18
6.1
86.
176
.17
ANEXO 5
ESTIMACIÓN DEL TIEMPO EMPLEADOPARA EL PROYECTO
Secciones de los primarios 01 D y 01 E que se incorporan al sistema de 23 kV.
NombrePortu3-Cata1
Portu3-Poríu4
Portul-Portu3
Porta! -PortuS
Cozar9-Cozar10
Cozar7-Cozar9
Cozar7-Cozar8
Cozar7-Cozar11
Cozar6-Cozar7
Cozar2-Cozar4
Cozar2-Cozar3
Cozarl -Gozare
Cozarl-CozarS
Cozarl-Cozar2
Aro1-Cozarl
Aro1- Alfal
AroO-Arol
Portu1-Eloy4
Alfa1-Portu1
Total
Longitud (m)1521234165
23734098
36046631220343246158953642156241183
5208
ConductorCU 6
AA266AA266
CU 8AA2AA2CU 6CU 4CU 4
AA281AA281AA281AA281AA281AA3/0AA336AA336AA336AA266
Carga45kVA
1 ,25 MVASOkVA25kVA25kVA25kVA15kVA15kVA
050 kVA1 MVA10kVA15kVA
00
150kVA0
1 ,25 MVA1 MVA
ObservacionesTranformafor trifásicoTranformafor PrimarioTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásico
Tranformafor trifásicoTranformafor PrimarioTranformafor trifásicoTranformafor trifásico
Tranformafor trifásico
Tranformafor PrimarioTranformafor Primario
Secciones de los primarios 01 B y 1 6 B que se incorporan al sistema de 23 k V.
NombreEloyalfaro-Higueras
UrrutíaS-Eloyalraro
Gaspar! -Gaspar2
UrrutíaS-Gasparl
Urrutía2-Umjtia3
Urrutía-Urrutia2
Tomas1-Tomas2
Urrutía-Tomasi
GuanguiltíS-Urrutia
GuanguiItí2-GuanguilH3
GuanguilÜ1-<3uangui!tí2
Barra1-Guanguilt1
Total
Longitud (m)994857161321474340331321301293463233
ConductorAA266AA336AA266AA266AA336AA336
Cu6Cu6
AA266AA336AA336AA337
Carga2,75 MVA1,5 MVA1,5 MVA200 kVA
0100kVA75kVA75kVA
075kVA50kVA45kVA
ObservacionesTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor trifásico
Tranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásico
Tranformafor trifásicoTranformafor trifásicoTranformafor trifásico
Secciones de los primarios 16D,16Ey16G que se incorporan al sistema de 23 k V.
NombreM orla n2-Capramos2
Lfzarza bu r2-M orí a n2
Guabos2-LIzarzabur2
Aveeloy2-<3uabos2
Gua n g ui!2-Aveeloy2
Barra23Ali m2-Gu a ngull2
Total
Longitud (m)87774386
20402033286
5696
ConductorAA266AA336AA336AA336AA336AA336
Carga3MVA
1.5MVA1 MVA
1.5MVA00
ObservacionesTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor PrimarioTranformafor Primario
Costo de Materiales
Conductores reutilizadosPrimario
01 D, 01 E01 B, 16 B160, 16 E, 16G
TOTAL
Longitud (m)520832335696
14137
ObservaciónReutilización del conductorReutilización del conductorReutiíizacíón del conductor
Conductores nuevosTipo
AA266AA366AA4/0AA6AA4AA2
Cantidad (m)6564168213962105702229
Precio Unitario1,311,811,870,320,330,51Total
Precio Total85993044674167188
113741177
Transformadores primariosCapacidad MVA
11,251,5
Accesorios
Cantidad34613
Precio Unitario1122514600160001562Total
Precio Totaf33675584009600020306208381
Transformadores de distribución monofásicosCapacidad kVA
101525
Cantidad123
Precio Unitario8309301100Total
Precio Total830186033005990
Transformadores de distribución trifásicosCapacidad kVA
455075100125250
Cantidad233111
Precio. Unitario245025502950345041004525
Total
Precio Total49007650885034504100452533475
Estructuras tipoTipoRVA1RVA2
Cantidad23632
Precio Unitario85
239
Precio Total200777641
RVA3RVA4RNA1RNA2RNA3RNA4
1454162014
368
33321496188220135
46671157715303760
1888Total 47755
Tensores y anclajesTipoG1
Cantidad88
Precio Unitario13,8
Total
Precio Total12141214
Montajes tipoTipo
MVT1MVT4MNF2
Cantidad61111
Precio Unitario2589496
Total
Precio Total152
9831105211035
PostesTipo
11.5longi, 675 KgCantidad
263Precio Unitario
95Total
Precio Total2498524985
Costos de los materiales 374014]
Cálculo del tiempo
Cálculo del tiempoÍtem
1DescripciónSuspensión de servicio
Días/primario0,33
# de prim nuevos3
Total días1,0
2DescripciónMontaje de transformador primario
Días5
# de trafos14
Total días70
3DescripciónMontaje de transformador monofásico
Días0,5
# de trafos6
Total días3,0
4DescripciónMontaje de transformadores trifásicos
Días1
# de írafos11
Total días11
5DescripciónMontaje de seccionamiento trifásico
Días1
# de seccio11
Total días11
6DescripciónDesmontaje de transformador monofásico
Días1
# de trafos3
Total días3
7DescripciónDesmontaje de transformador trifásico
Días1
# de trafos26
Total días26
8DescripciónEnsamblaje de una estructura
Días0,33
# de estructuras368
Total días121
9DescripciónRetiro de estructuras
Días0,5
# de estructuras29
Total días15
10DescripciónRegulado de conductores por poste
Postes/día8
# de postes368
Total días46
Total de días 307