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PLAN DE EXPANSIÓNTRANSMISIÓN

Capítulo 7

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Plan Maestro de Electri cación del Ecuador 2009 - 2020266

7. PLAN DE EXPANSIÓN TRANSMISIÓN

De conformidad con la normativa vigente, la prestación del servicio público de transmisión de energía eléctrica desde los centros de producción hasta los centros de consumo, le corresponde a la empresa propietaria de los activos del Sistema Nacional de Transmisión (SNT).

La Empresa Nacional de Transmisión, TRANSELECTRIC S.A., constituida como una persona jurídica de derecho privado, domiciliada en el Ecuador bajo la modalidad de sociedad anónima, cuyo único accionista, en nombre del Estado Ecuatoriano, era el Fondo de Solidaridad, inició sus operaciones el 1 de abril de 1999, una vez que el 31 de marzo del mismo año, la vida jurídica del INECEL llegó a su n. A partir de esa fecha TRANSELECTRIC S.A. realizó las actividades de diseño, construcción, operación y mantenimiento del SNT, con los deberes y atribuciones establecidos en la normativa vigente.

Con fecha 13 de febrero de 2009, regularizó su funcionamiento a través de la Superintendencia de Compañías la empresa denominada Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC), que se constituyó por la fusión de las empresas generadoras Hidropaute S.A., Electroguayas S.A., Termoesmeraldas S.A., Termopichincha S.A., Hidroagoyán S.A. y la transmisora TRANSELECTRIC S.A., quienes de acuerdo con la estructura establecida, se constituyen en Unidades de Negocio.

La transmisión de energía eléctrica se realiza bajo el régimen de exclusividad regulada, respetando el derecho de libre acceso a la capacidad de transmisión y transformación, a Generadores, Distribuidores y Grandes Consumidores, condicionado al pago del correspondiente peaje. El Transmisor no puede comercializar energía eléctrica, otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones.

Con fecha 21 de julio de 2008 se suscribió el contrato de concesión con TRANSELECTRIC S.A., en el cual se establecieron las condiciones en las que deberá realizarse la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica, habiéndose incorporado un Anexo relativo al cumplimiento de normas de Calidad. En los actuales momentos y como consecuencia de la creación de la CELEC, esa Corporación se subrogó en las obligaciones contractuales que tenía TRANSELECTRIC S.A.

El Transmisor realiza su actividad sujetándose a lo que sobre estos aspectos se establece en la LRSE, y en la normativa vigente correspondiente, principalmente en lo que se re ere a los siguientes reglamentos: “Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista”, “Reglamento para el Libre Acceso a los Sistemas de Transmisión y Distribución”, y “Reglamento de Tarifas”; en cuanto a las regulaciones, las más importantes son: Regulación 006/00 “Procedimientos de Despacho y Operación”, Regulación 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”; y, Regulación 003/08 Calidad del Transporte de Electricidad y del Servicio de Transmisión y Conexión en el Sistema Nacional Interconectado”.

El Transmisor tiene la obligación de expandir el sistema basándose en un plan de expansión anualmente preparado por él con un horizonte de evaluación de diez años. Dicho plan es anualmente aprobado por el CONELEC.

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La expansión del sistema de transmisión tiene como objetivo atender la demanda en el SNI con calidad, seguridad y con abilidad conforme a la normativa vigente.

Hasta el mes de julio de 2008, se aplicó el esquema tarifario que estuvo vigente desde la puesta en vigencia de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico en 1998, por el cual las tarifas que debían pagar los Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista por el uso del sistema de transmisión, estaban conformados por dos componentes: a) el de Operación, destinado a cubrir los costos económicos correspondientes a la anualidad de los activos en operación, la operación y mantenimiento del sistema y las pérdidas de transmisión, en los niveles aprobados por el CONELEC; y, b) el de Expansión, que debía cubrir los costos del Plan de Expansión del Sistema Nacional de Transmisión para un período de diez años.

Con fecha 23 de julio de 2008, la Asamblea Constituyente, reunida en el Centro Cívico “Ciudad Alfaro” en el cantón Montecristi, emite el Mandato Constituyente No. 15, que establece cambios importantes en el manejo del sector eléctrico, particularmente en el tema tarifario, disponiendo al CONELEC la aprobación de nuevos pliegos tarifarios que consideren una tarifa única a nivel nacional para cada tipo de consumo, para lo cual establece algunos parámetros, entre ellos: la eliminación de concepto de costos marginales, y la eliminación del componente de inversión en expansión dentro de los costos de distribución y transmisión, determinando que los recursos que se requieran para cubrir las inversiones en generación, transmisión y distribución, serán cubiertos por el Estado y deberán constar obligatoriamente en el Presupuesto General del Estado.

En cumplimiento del Mandato en referencia, el Directorio de CONELEC mediante resolución No.0107/08 de 12 de agosto de 2008, aprobó nuevas tarifas, entre ellas la Tarifa de Transmisión, incorporando los siguientes cambios:

1. Se elimina el concepto del valor nuevo de reposición para la valoración de los activos en servicio, consecuentemente se utiliza los valores de activos en servicio que constan en los estados nancieros.

2. Se considera un valor de reposición de los activos en servicio equivalente al costo de depreciación en función de las vidas útiles aprobadas por el CONELEC.

3. Los costos de operación y mantenimiento corresponderán a aquellos que sean aprobados por el Directorio de CONELEC en el Estudio Tarifario correspondiente.

4. Los valores de inversión programada, a partir de la implementación de la tarifa única, serán cubiertos a través del Ministerio de Finanzas.

Sobre esta base se estableció la tarifa de transmisión en 1,50 USD/kW-mes de demanda máxima no coincidente en barras de entrega, que relacionado con la energía transportada, equivale a una tarifa media de 0,3366 ¢USD/kWh, misma que fue rati cada en la Resolución No. 115/08 de 2 de octubre de 2008.

Más adelante, mediante resolución de Directorio No. 020/09 de 12 de febrero de 2009 se aprobaron nuevos valores para la Tarifa de Transmisión, jándola en 1,56 USD/kW-mes de demanda máxima no coincidente registrada en las barras de entrega al distribuidor o gran consumidor, con un valor energizado equivalente de 0,3423 ¢USD/kWh.

En sesión de 27 de noviembre de 2008, el Directorio del CONELEC aprobó la Regulación CONELEC 013/08, identi cada como: “REGULACIÓN COMPLEMENTARIA No.1 PARA LA

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APLICACIÓN DEL MANDATO CONSTITUYENTE No.15”, en cuyo numeral 29 se establece lo siguiente:

“29. ESTUDIOS DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN. La expansión del Sistema Nacional de Transmisión, para atender el crecimiento de la

demanda, cumpliendo con los requerimientos de con abilidad, seguridad, calidad y economía, que se establezcan en la normativa regulatoria aplicable, será plani cada obligatoriamente por la empresa encargada de la prestación del servicio público de transmisión, en coordinación con el CENACE, con un horizonte de diez (10) años y una vez aprobada por el CONELEC, formará parte del Plan Maestro de Electri cación.

El plan de expansión deberá ser remitido al CONELEC, con nes de aprobación, hasta

el 31 de marzo de cada año.”

En el artículo 31 se señala en forma complementaria, que el CONELEC dispondrá de quince (15) días posteriores a la fecha límite para evaluar los planes de expansión y presentar observaciones, plazo a partir del cual las empresas contarán con un plazo adicional de quince (15) días para presentar los ajustes nales.

En virtud de lo establecido en esta Regulación, el Plan de Expansión de Transmisión correspondiente al período 2009-2019, que se ha extendido hasta el año 2020 por pedido de la SENPLADES, fue aprobado por el Directorio del CONELEC en sesión de 2 de julio de 2009.

7.1. SITUACION ACTUAL DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISION (SNT)

A través de la puesta en operación de nuevas instalaciones de transmisión, consideradas en los planes de expansión aprobados por el CONELEC, se ha atendido el crecimiento de la demanda y mejorado, con respecto a años anteriores, la seguridad y con abilidad operativa del Sistema Nacional Interconectado. En el Anexo 7.1 se observa la topología del Sistema de Transmisión a nales de 2008.

Las últimas instalaciones de transmisión que entraron en operación hasta nales de 2008, son las siguientes:

- Subestación Ambato

Ampliación de la bahía de transferencia de 69 kV, obra que ingresó en operación durante el primer trimestre del presente año.

- Transformador monofásico de reserva

Se culminó la instalación de un transformador monofásico de reserva en la subestación Policentro de 138/69 kV, 30/40/50 MVA, que ingresó a operar desde el 13 de enero de 2008.

- Sistema de Registro de Eventos

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Desde hace dos años se encuentran instalados los registradores de eventos en las subestaciones Pomasqui y Machala (para las interconexiones internacionales) y desde el año anterior se encuentra en operación los equipos en la subestación Molino. En el segundo semestre del 2008 entraron en operación los registradores en Milagro.

- Modernización de Subestaciones

En octubre de 2008, se culminó la modernización de la subestación Milagro.

- Interconexión con Colombia, segunda línea de 230 kV

De acuerdo con los plazos establecidos entre TRANSELECTRIC y EEB, como responsables en sus respectivos países de la ejecución de las obras de la segunda interconexión binacional de 230 kV, se tenía previsto para nales del año 2007 la culminación y entrada en operación de las siguientes obras en el territorio ecuatoriano:

. Línea de transmisión Pomasqui–Frontera, 230 kV, 137 km, doble circuito.

. Ampliación de subestación Pomasqui: cuatro bahías de línea de 230 kV.

Por di cultades con los permisos de paso por parte de la comunidad de La Magdalena (Caranqui) y de dos propietarios de terrenos en la provincia del Carchi, su entrada en operación se retrasó habiéndose concretado en noviembre de 2008.

- Subestación Puyo

En diciembre de 2008 se culminó con el montaje electromecánico del transformador de 138/69 kV y 33 MVA de capacidad de esta subestación, con lo cual esta obra está disponible para operación comercial a partir de esa fecha.

- Línea Baños – Puyo

Con la nalidad de incrementar la transferencia de potencia y energía hacia las provincias nororientales del país y una vez que en el Puyo se instaló la subestación móvil, se concretó el proceso de adquisición de la línea Baños – Puyo con la Empresa Eléctrica Ambato, habiendo procedido posteriormente a su Energización a 138 kV.

- Subestación Zhoray

Esta subestación está terminada su construcción, faltando únicamente realizar pruebas en los taps y tableros.

- Subestación Milagro, ampliación de bahías de 230 kV

En el mes de octubre del 2008 se habilitó dos nuevas bahías de línea de 230 kV en esta subestación, que forma parte del sistema de transmisión Milagro-Machala de 230 kV, que se encuentra en plena ejecución.

- Subestación Cuenca

Durante el mes de enero de 2009 se re-instaló el transformador de reserva monofásico en la subestación Cuenca de 138/69 kV. Adicionalmente, se culminó la instalación de una bahía de línea de 138 kV en la subestación Cuenca, que permitirá energizar a 138 kV la línea Cuenca-Gualaceo-Limón-Méndez-Macas que se encuentra actualmente operando a nivel de 69 kV.

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7.2. INFORMACIÓN Y METODOLOGÍA UTILIZADAS PARA EL PLAN DE EXPANSIÓN

La información básica que se utiliza para la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión proviene de:

• Información disponible en el CONELEC:

- Proyección decenal de la demanda anual de potencia y energía;

- Bandas de variación de voltajes de operación normal en las barras de 230 kV y 138 kV, y en las barras de entrega a los distribuidores a 69 kV, 46 kV y 34,5 kV;

- Límites para el factor de potencia que deben presentar las Distribuidoras en los puntos de entrega;

- Proyectos de generación que tienen contratos de concesión o permiso suscritos con el CONELEC, con las fechas estimadas de su entrada en operación;

- Además, se entregó la información relacionada con los principales proyectos de generación que impulsa el Gobierno: Coca Codo Sinclair, Minas – La Unión, y los proyectos del Sistema Guayllabamba: Chespí, Villadora y Chontal.

• Información proporcionada por las Distribuidoras relacionada con los planes de expansión.

• Información proporcionada por el CENACE en lo que tiene que ver con los despachos energéticos de las unidades de generación participantes en el MEM, sobre la base de estudios realizados para la determinación del Precio Referencial de Generación.

• Regulaciones del sector eléctrico ecuatoriano vigentes.

El Plan de Expansión de Transmisión es elaborado por el Transmisor, de acuerdo con el siguiente procedimiento:

• Estudios eléctricos del Sistema Nacional Interconectado – SNI, para cada uno de los años considerados en el Plan de Expansión.

• Sobre esta base, establece las alternativas de expansión que permitirán la operación del SNI, con parámetros de calidad aceptables según la normativa vigente.

• Las alternativas son evaluadas económicamente, considerando los costos de inversión, operación, mantenimiento, restricciones operativas y pérdidas en el sistema de transmisión.

• Se selecciona la alternativa de expansión, que cumple con las regulaciones vigentes y representa el mínimo costo.

Este plan es remitido al CONELEC para su revisión y aprobación. Esta parte del proceso se cumple veri cando a través de estudios eléctricos con las herramientas computacionales de Flujos de Potencia y Cortocircuitos, luego de lo cual se presentan las

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observaciones al Transmisor, quien acoge aquellas que efectivamente requieren ser cambiadas para de esta manera presentar un plan que será de aplicación obligatoria.

7.3. RESTRICCIONES OPERATIVAS

En la década de los años 90 se presentaron condiciones operativas que obligaban a que unidades de generación poco e cientes entren en operación con el objeto de mantener condiciones adecuadas de voltaje y de con abilidad; de acuerdo con la normativa vigente estas condiciones denominadas “Restricciones Operativas” ocasionan sobre costos que son transferidos al agente del MEM causante de los mismos.

A partir del año 1999 la Empresa de Transmisión viene ejecutando las obras con el objeto de cumplir con los requerimientos de calidad y con abilidad lo que signi ca que se han ido levantando algunas restricciones que han permitido mejorar las condiciones operativas, evitando el ingreso de generación térmica no e ciente.

Durante los últimos años se han instalado equipos de compensación capacitiva que han permitido superar las restricciones operativas que se tenían en las subestaciones de Loja, Portoviejo y Santa Elena, relacionadas fundamentalmente con bajos voltajes.

Sin embargo, para la superación total de los problemas de bajo voltaje en las subestaciones antes indicadas es necesario completar la ejecución de las obras previstas en el Plan de Expansión de Transmisión 2009-2020, tales como el segundo circuito de la línea de transmisión Cuenca – Loja a 138 kV, Quevedo – Portoviejo a 230 kV, Totoras – Quevedo a 230 kV y Lago de Chongón – Santa Elena a 138 kV.

Por otro lado, la ampliación de las subestaciones Pascuales y Salitral, así como la complementación del sistema de transmisión Salitral – Trinitaria a 138 kV, mejorarán la con abilidad operativa de suministro eléctrico en la zona de Guayaquil.

7.4. PLAN DE EQUIPAMIENTO DEL SNT

El Plan de Expansión de Transmisión 2009-2020 consta de los siguientes componentes:

1. Ampliación de Subestaciones.2. Reserva de Subestaciones (Regulación de Calidad del Servicio).3. Modernización de Subestaciones y Medición de la Calidad Servicio.4. Sistema de Registro de Eventos - primera fase.5. Sistema de transmisión Milagro - Machala, 230 kV.6. Sistema de transmisión Cuenca - Loja, 138 kV.7. Sistema de transmisión Quevedo - Portoviejo, 230 kV.8. Sistema de transmisión Zhoray - Cuenca, 230 kV.9. Sistema de transmisión Lago Chongón - Sta. Elena, 138 kV.10. Compensación capacitiva.11. Segunda línea Pomasqui – Sta. Rosa 230 kV.12. Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV.13. Sistema de transmisión Salitral - Trinitaria, 138 kV.14. Subestación Nueva Prosperina (Perimetral), 230/69 kV.15. Sistema de transmisión Trinitaria - Las Esclusas, 230 kV.16. Subestación Pifo (El Inga), 230/138 kV.

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17. Sistema de transmisión Totoras - Quevedo, 230 kV.18. Sistema de transmisión Loja - Cumbaratza, 138 kV.19. Subestación Quinindé, 138/69 kV.20. Línea de transmisión Totoras - Ambato, 138 kV (repotenciación).21. Sistema de transmisión Coca Codo Sinclair - Nueva Loja, 230kV.22. Sistema de transmisión Totoras - Guaranda, 138 kV.23. Sistema transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV.24. Sistema de transmisión Machala- La Unión - Minas, 230 kV.25. Sistema de transmisión Pomasqui - Chespí, 138 kV.26. Sistema de transmisión Toachi Pilatón, 230 kV.27. Sistema de transmisión Yaguachi - Nueva Salitral, 230 kV.28. Subestación Chavezpamba (Tabacundo), 138/69 kV.29. Sistema transmisión Dos Cerritos - Las Orquídeas, 138 kV.30. Sistema de transmisión Dos Cerritos - Durán, 138 kV.31. Sistema de transmisión Nueva Loja - Orellana, 138 kV.32. Sistema de transmisión Nueva Prosperina - Santa Elena, 230 kV.33. Subestación La Troncal (ex Milagro), 230/69 kV.34. Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto. Domingo, 230 kV.35. Sistema de transmisión Milagro - Las Esclusas, 230 kV.36. Sistema de transmisión Las Esclusas - Caraguay, 138 kV.37. Subestación Pascuales, 138/69 kV, ampliación.38. Sistema de transmisión de 500 kV

A continuación se describe cada uno de estos proyectos.

7.4.1. Ampliación de subestaciones

7.4.1.1. Subestación Salitral

Esta obra permite disponer de la barra de 69 kV, brindando mayor seguridad y con abilidad a los diferentes Agentes conectados a esta subestación. Su entrada en operación se dará una vez realizadas las pruebas operacionales del patio de 69 kV.

Esta obra incluye:

• 7 bahías de línea de 69 kV (ídem a 230 kV en SF6).

• 2 bahías de transformador de 69 kV (ídem 230 kV en SF6).

• 1 bahía de acoplamiento de 69 kV (ídem 230 kV en SF6).

7.4.1.2. Subestación Pascuales

Uno de los bancos de autotransformadores 230/138 kV de la subestación Pascuales utiliza una de las bahías correspondiente a la línea de transmisión Pascuales-Trinitaria de 230 kV. Se ha previsto instalar la bahía de transformador correspondiente a n de liberar la bahía de línea y reintegrarla a su función especí ca.

Esta decisión ha debido ser adoptada considerando que al momento TERMOGUAYAS GENERATION está utilizando para la conexión de sus barcazas de generación al SNI, la bahía correspondiente al otro extremo de la línea Pascuales-Trinitaria. Esta medida que tenía el carácter de temporal, mientras la citada

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empresa de generación procedía con la adquisición de una bahía, se mantiene hasta la fecha.

7.4.1.3. Subestación Cuenca

Con la nalidad de permitir que la Empresa Eléctrica Azogues S.A. tenga al menos un punto de conexión directa a las instalaciones del SNT, se ha previsto la implementación de una bahía de línea de 69 kV en la subestación Cuenca.

7.4.1.4. Subestación Esmeraldas 138/69 kV. Sala de Control

Los tableros de control de la Central Térmica Esmeraldas y de la Subestación Esmeraldas, de propiedad de CELEC-TERMOESMERALDAS la primera, y de CELEC-TRANSELECTRIC la segunda, están ubicados en la misma Sala de Control. Por tal razón el Transmisor plani có desde hace algunos años, independizar y automatizar la operación de la subestación en una nueva Sala de Control. La entrada en operación de estas instalaciones se ha venido di riendo permanentemente.

Para su ejecución se ha realizado un rediseño considerando la ampliación de la subestación, ante la posibilidad de la instalación de nueva generación por parte de CELEC-TERMOESMERALDAS.

7.4.1.5. Subestación Esmeraldas 138/69 kV

Para atender el crecimiento de la demanda de la zona se ampliará la capacidad de ésta subestación, mediante la instalación de un segundo autotransformador trifásico, 45/60/75 MVA - 138/69 kV, con ULTC, con las correspondientes bahías.

El proceso de contratación para fabricación e instalación, está en marcha.

7.4.1.6. Subestación Santa Elena 138/69 kV

Para atender el crecimiento de la demanda prevista en esa zona, se ha considerado la instalación de un segundo autotransformador trifásico de 40/53/66 MVA - 138/69 kV con ULTC, y las correspondientes bahías. En esta subestación se dispone únicamente de dos bahías en el lado de 138 kV, por lo que se incluyen dos bahías de transformación de 138 kV, una de las cuales permite completar el esquema de barra principal y transferencia.

El proceso de adquisición de los equipos está en marcha.

7.4.1.7. Subestación Babahoyo 138/69 kV

Al igual que en los casos anteriores, y de acuerdo con los estudios de demanda, se ha previsto la instalación de un autotransformador trifásico de 40/53/66 MVA - 138/69 kV, con ULTC, además de las bahías necesarias para completar los esquemas de barra principal y transferencia.

Actualmente en esta subestación se dispone de una sola bahía, tanto en 138 kV como en 69 kV, por lo que se hace necesario adquirir bahías adicionales de transformador y transferencia para los dos niveles de voltaje y con ello completar

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los esquemas de barra principal y transferencia. Adicionalmente se requiere la implementación de al menos una bahía adicional de línea de 69 kV.

7.4.1.8. Subestación Santo Domingo 230/138 kV

Los estudios llevados a cabo por el Transmisor, determinaron la necesidad de instalar un banco de autotransformadores de 3x33/44/55 MVA - 230/138 kV y las correspondientes bahías, para atender la demanda futura de Santo Domingo y Esmeraldas, y cubrir eventuales salidas de operación de la Central Esmeraldas.

7.4.1.9. Subestación Chone 138/69 kV

Para atender el crecimiento de la demanda en la zona norte de Manabí, se ha previsto la instalación en la subestación Chone, de un segundo autotransformador trifásico, 40/50/60 MVA - 138/69 kV con ULTC, y las correspondientes bahías de alta y baja tensión.

7.4.1.10. Subestación Pomasqui 230/138 kV

Para atender el crecimiento de la demanda en la zona norte del país, tanto de la E.E. Quito S.A. como de E.E. NORTE S.A., se ha previsto en la subestación Pomasqui la instalación de un segundo transformador trifásico de 180/240/300 MVA - 230/138 kV, con las correspondientes bahías de 230 y 138 kV.

7.4.1.11. Subestación Santo Domingo 138/69 kV

Para atender el crecimiento de la demanda en la Provincia de Santo Domingo, se ha considerado también la instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos 3x20/26/33 MVA - 138/69 kV, y las correspondientes bahías de alta y baja tensión.

Considerando el alto crecimiento de la demanda en esta zona, se ha resuelto adelantar la ejecución de este proyecto, en relación a la fecha que estaba prevista en el Plan de Expansión anterior.

7.4.1.12. Subestación Mulaló 138/69 kV

Como resultado de los análisis que se han realizado sobre el comportamiento de las cargas de la Empresa Eléctrica Cotopaxi que son atendidas a través de las subestaciones Ambato y Mulaló, se observa una variación en la distribución de la demanda, lo cual di culta y genera incertidumbres en la programación de la ampliación de capacidad de transformación para estas dos subestaciones del SNT.

Sin embargo, los últimos estudios realizados determinan la necesidad de en un futuro contar con un segundo autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con ULTC con las correspondientes bahías de alta y baja tensión. La subestación Mulaló cuenta actualmente con una sola bahía de 69 kV, por lo que se requiere adquirir una bahía adicional de transformador y la de transferencia para completar el esquema de barra principal y transferencia. Adicionalmente, se debe implementar al menos una bahía adicional de línea de 69 kV.

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7.4.1.13. Subestación Las Esclusas

Con la nalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del sur de Guayaquil y ante la di cultad de ampliar la capacidad de transformación de la subestación Trinitaria, se ha determinado que será necesario contar con un nuevo punto de entrega desde del SNT.

Como resultado del análisis de la distribución de la demanda futura de la Eléctrica de Guayaquil (CATEG hasta junio 2009), se ha programado la instalación de un banco de transformadores de 100/133/167 MVA, de 230/69 kV en la subestación Las Esclusas, así como la ampliación de una bahía de 230 kV y la implementación del patio de 69 kV, con al menos tres salidas de línea de 69 kV.

Esta obra permitirá que la subestación Caraguay libere recursos de transformación, los mismos que se utilizarían para atender mayores requerimientos de la carga del centro de la ciudad de Guayaquil.

7.4.1.14. Subestación Ambato 138/69 kV

Para atender el crecimiento de la demanda de las Empresas Eléctricas Ambato y Cotopaxi, se ha previsto la instalación de un segundo autotransformador trifásico, 33/44 MVA - 138/69 kV, con ULTC, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión.

Debido al comportamiento variante de la distribución de la demanda de la Empresa Eléctrica Cotopaxi que es abastecida desde la subestación Ambato, la programación de este proyecto ha venido sufriendo variaciones permanentes.

7.4.1.15. Subestación San Gregorio de Portoviejo 138/69 kV

Para atender el crecimiento de la demanda en la parte central y sur de la provincia de Manabí, se ha considerado la instalación de un autotransformador trifásico 100/133/167 MVA - 138/69 kV, con ULTC, las correspondientes bahías y el patio de 69 kV.

7.4.1.16. Subestación Posorja 138/69 kV

Como resultado de los análisis realizados, se determinó la necesidad de incrementar la capacidad de transformación en Posorja mediante la instalación de un segundo transformador trifásico de 20/27/33 MVA, 138/69 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, para cubrir el incremento de la demanda.

En alta tensión incluyen dos bahías de transformación y una de transferencia (para completar el esquema de barras principal y transferencia). En baja tensión se considera una bahía.

La programación para la ejecución de esta obra podrá ser revisada si se concreta el proyecto para la construcción del puerto de aguas profundas en este sector.

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7.4.1.17. Subestación Loja 138/69 kV

Para satisfacer el crecimiento de los requerimientos energéticos de la zona sur del país, se ha previsto la instalación de un autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con ULTC, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión.

7.4.1.18. Otras subestaciones

Se prevé la instalación de un autotransformador adicional en la subestación Ibarra de 138/69 kV, de 40/53/66 MVA, con ULTC y las correspondientes bahías de alta y baja tensión.

Por otra parte, con la nalidad de conseguir el apoyo del Municipio de Baños para la construcción de una subestación de seccionamiento para la conexión del sistema nororiental al SNI, se comprometió la instalación de un transformador de 138/69 kV en dicha subestación.

Para el efecto se ha previsto la adquisición de un equipo de 40/53/66 MVA de capacidad, el mismo que sería intercambiado con el transformador de 20/27/33 MVA actualmente instalado en la subestación Ibarra, consiguiendo con ello optimizar la capacidad de transformación del SNT.

7.4.2. Reserva para subestaciones

En el mes de enero del año 2008, entró en vigencia la Regulación CONELEC 003/08, que sustituye a la anterior Regulación CONELEC 002/006 referente a “CALIDAD DE TRANSPORTE DE POTENCIA Y DEL SERVICIO DE CONEXIÓN EN EL SNI”, en la cual se establecen una serie de obligaciones y responsabilidades del transmisor, en relación con aspectos de calidad, seguridad y con abilidad, a más de aquellos que están establecidos en los Procedimientos de Despacho y Operación.

Para cumplir con esta regulación, resultaría importante contar con el equipamiento de segundas unidades de reserva o bancos de transformación de reserva en casi todas las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión, condición que resulta poco viable por el tiempo que requiere y sobre todo por la cantidad de recursos que demanda.

Frente a esta situación, y como resultado del análisis conjunto realizado entre el CONELEC y el transmisor, se ha acordado la ubicación de equipamiento de reserva en sitios estratégicos del sistema, procurando minimizar los tiempos de transporte hacia las subestaciones en donde pudiese ocurrir una contingencia, especialmente con los equipos de transformación.

Bajo este principio se ha estimado un equipamiento básico de reserva, no obstante el transmisor presentará en las siguientes versiones del plan, una nueva propuesta de equipamiento de transformación de reserva para cumplir con los requerimientos de con abilidad aplicando el criterio de operación n-1.

Las características de este equipamiento son las siguientes:

7.4.2.1. Transformador móvil

Trifásico de 60/80 MVA, 138/69 kV. Se elimina el nivel de 46 kV, por cuanto el

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transformador 138/46 kV de la subestación Vicentina, conjuntamente con la actual subestación móvil, servirán para atender emergencias en el sistema de la E. E. Quito.

7.4.2.2. S/E Pascuales

Un transformador monofásico 75/100/125 MVA, 230/138 kV, como reserva de las seis unidades actuales en operación.

7.4.2.3. Subestación Nueva Prosperina (Perimetral)

Instalación de un transformador trifásico, 135/180/225 MVA, 230/69 kV, con ULTC, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión. Este transformador servirá también de reserva del transformador de Pascuales 138/69 kV, pues en el caso de una emergencia podría ser desmontado y reubicado en la referida subestación y conectarse temporalmente a una bahía de 230 kV. Adicionalmente, este transformador podría servir como reserva para los casos en que fallaran las unidades de transformación de las subestaciones Sinincay, Dos Cerritos, Milagro, Riobamba, etc.

7.4.2.4. Subestación Pifo (el Inga)

Instalación de un transformador trifásico, 135/180/225 MVA, 230/138 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión. Este transformador podría servir como reserva para los casos en que fallaran las unidades de transformación de las subestaciones Milagro, Trinitaria, Las Esclusas, San Gregorio, etc.

7.4.2.5. Bahías de emergencia y/o reserva del SNT

Con la nalidad de facilitar la conexión de nueva generación que requiera el país en forma emergente (conexión de barcazas, etc.), es necesario contar con disponibilidad de bahías a nivel de 230, 138 y 69 kV, que permitirán reducir los tiempos de ingreso de dicha generación. Adicionalmente, este equipo servirá para cubrir eventuales emergencias en el SNT y/o retrasos en el suministro de estos elementos en proyectos que podrían postergar su fecha de entrada en operación, con el consiguiente sobrecosto operativo para el sistema.

7.4.3. Modernización de Subestaciones

La Regulación CONELEC 003/08 tiene implicaciones directas en el equipamiento de protecciones, control y medición, por lo que es necesario acelerar un plan de modernización de las subestaciones del SNT, muchas de las cuales sobrepasan los 20 y 25 años de operación.

El equipamiento asociado a todo este proceso de modernización, es el siguiente:

1. Reemplazo de equipo primario como TC´s, TP´s y eventualmente interruptores.

2. Reemplazo de los sistemas de protección de relés electromecánicos y estáticos a digitales IED´s, estableciendo un sistema de gestión de protecciones.

3. Reemplazo del sistema de control manual electromecánico con switches a un sistema de control distribuido e integrado al COT/CENACE con protocolos de comunicación.

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4. Adquisición de registradores de falla y eventos, integración a las subestaciones y manejo de información a través de un sistema de gestión de registradores automáticos de perturbaciones (RAPS).

5. Adquisición de sistemas de medición con registro de magnitudes, de acuerdo con las especi caciones establecidas en la Regulación 002/06 y establecimiento de un sistema de gestión de medición.

6. Integración de nuevos SOE (estampado del tiempo) a la base de datos del CENACE y CELEC-TRANSELECTRIC, a través de protocolo IEC-60870-5-101.

El CONELEC ha solicitado al transmisor la presentación de un proyecto completo relacionado con la modernización de las demás subestaciones, luego de lo cual se podrá de nir los aspectos que entrarían a formar parte del plan a ejecutarse.

7.4.4. Sistema de registro de eventos

Para completar el plan originalmente establecido de instalación de Registradores Automáticos de Perturbaciones en subestaciones claves del SNT, se continuará con este equipamiento en las subestaciones Zhoray, Salitral, Santa Rosa y Pascuales, en forma paralela con la modernización de estas subestaciones.

7.4.5. Sistema de Transmisión Milagro – Machala, 230 kV

En versiones anteriores del Plan de Expansión, se había incluido este proyecto ante la expectativa de un desarrollo importante de la generación en la frontera sur del país, dada la posibilidad de contar con el gas proveniente del norte del Perú a través de la empresa BPZ Energy y la ejecución de las Fases II y III de Machala Power.

No obstante la incertidumbre que se mantiene sobre estos dos proyectos, la falla en el transformador 138/69 kV de la subestación Machala ocurrida en mayo de 2005, y la falla de subestación Milagro de diciembre de 2006, alertaron sobre la necesidad de reforzar esta parte del sistema, por lo que se resolvió continuar con el proyecto a 230 kV entre Milagro y Machala en forma independiente de los requerimientos de la generación, enfocándose en su primera etapa, a la atención en el suministro de energía eléctrica a la provincia de El Oro y la eventual exportación de energía al Perú. Este proyecto se complementará con la línea de transmisión Milagro-Las Esclusas-Trinitaria que también es parte de este Plan de Expansión.

El proyecto consiste de lo siguiente:

• Línea de transmisión Milagro–San Idelfonso-Machala, 230 kV, 135 km, dos conductores por fase, calibre 750 ACAR, en estructuras de doble circuito con el montaje inicial de un circuito.

• Ampliación de la subestación Milagro: una bahía de línea de 230 kV (obra que concluyó su ejecución a nales del año 2008).

• Ampliación de la subestación Machala: dos bahías de línea, una bahía de acoplamiento y una bahía de transformador, que permitirán completar el esquema de doble barra principal de 230 kV.

Por otro lado, y considerando que se mantiene la posibilidad de instalar generación térmica en Bajo Alto para utilizar el gas natural, resulta necesario implementar la barra de

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230 kV en la subestación San Idelfonso para seccionar la línea Milagro-Machala, y adicionalmente el equipamiento de transformación y bahías en dicha subestación, para con ello permitir la evacuación de esta generación a nivel de 230 kV hacia el SNI.

Las obras requeridas son:

• Ampliación de la subestación San Idelfonso:

• Un autotransformador trifásico 230/138 kV de 135/180/225 MVA.

• Tres bahías de línea de transmisión de 230 kV (una para Machala Power).

• Una bahía de transformador de 230 kV.

• Una bahía de acoplamiento de 230 kV.

• Una bahía de transformador de 138 kV.

Asumiendo el ingreso en operación de la cuarta unidad de Machala Power y tomando en cuenta la posterior entrada en operación del proyecto hidroeléctrico La Unión de 80 MW, será necesario implementar las siguientes obras:

• Línea de transmisión Milagro–San Idelfonso, 230 kV, 114 km, montaje del segundo circuito.

• Subestación Milagro, ampliación de una bahía de línea de 230 kV.

• Subestación San Idelfonso, ampliación de una bahía de línea de 230 kV.

Previendo la entrada en operación del proyecto hidroeléctrico Minas de 273 MW, que se ubica en la parte oriental de la provincia de El Oro, cerca de la ciudad de Pasaje, se requerirá el montaje del segundo circuito en el tramo de línea Machala-San Idelfonso y las respectivas bahías de conexión a esas subestaciones.

7.4.6. Sistema de Transmisión Cuenca – Loja, 138 kV (segundo circuito)

En la subestación Loja se dispone de un transformador 138/69 KV con ULTC que permite mantener un nivel adecuado de voltaje en barras de 69 kV. Debido a que las condiciones bordeaban los niveles mínimos de voltaje se procedió a la instalación de 12 MVAR de compensación capacitiva.

No obstante los capacitores constituyen una solución parcial, siendo necesario de nir una solución de largo plazo, para lo cual se ha considerado el siguiente equipamiento:

Instalación del segundo circuito de la línea de transmisión Cuenca – Loja, 138 kV, 135 km.

• Ampliación de la S/E Loja, que incluye:

- Una bahía de línea de 138 kV.

- Una bahía de transformador de 138 kV.

• Ampliación de la S/E Cuenca, que incluye:


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7.4.7. Sistema de Transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV

De acuerdo con los resultados de la operación del sistema y a los estudios eléctricos efectuados, la línea de transmisión Quevedo – Daule Peripa – Portoviejo de 138 kV doble circuito, no cumple con las regulaciones vigentes al no ser posible mantener el voltaje en 0.90 pu en Portoviejo al producirse la salida de un circuito de la línea Daule Peripa–Portoviejo, 138 kV. Con la instalación de 2x12 MVAR en capacitores realizado en enero del año 2007, mejoraron las condiciones operativas pero no se eliminó el problema, razón por la cual resulta imprescindible la implementación del sistema de transmisión Quevedo – Portoviejo a 230 kV.

Este proyecto debía complementarse con la construcción de la subestación Manta 138/69 kV y la energización a 138 kV de la línea de transmisión Portoviejo–Manta hoy operando a 69 kV. Dada la incertidumbre respecto de la ejecución de la S/E Manta por parte de CNEL - Regional Manabí y considerando el inminente riesgo que corre la provisión de servicio esta provincia, se resolvió incorporar esta obra en el Plan de Expansión de Transmisión, pasando la responsabilidad sobre su ejecución al transmisor.

Como resultado del análisis realizado por el transmisor respecto de una serie de aspectos relacionados con la construcción de la subestación y las obras complementarias que deben ser ejecutadas por la empresa distribuidora, se resolvió mover su ubicación hacia el sector de Montecristi, en un sitio cercano a la subestación de 69/13.8 kV de la empresa distribuidora.

Para la conexión de las subestaciones San Gregorio y Montecristi, se debe seccionar la línea Portoviejo-Manta de 138 kV, de 34 km de longitud, de propiedad de CNEL-MANABI, a 7 km y a 27 km de la subestación Portoviejo, respectivamente.

Las obras que se contempla en este proyecto, son:

• S/E San Gregorio:

- Un autotransformador trifásico 230/138 kV, 135/180/225 MVA.


- Dos bahías de línea de 138 kV.


- Una bahía de transferencia de 138 kV.

• S/E Quevedo, ampliación de una bahía de línea de 230 kV.

• S/E Portoviejo (4 Esquinas), ampliación de una bahía de línea de 138 kV.

• S/E Montecristi (ex Manta):

- Un transformador trifásico 138/69 kV, 60/80/100 MVA.


- Tres bahías de línea de 69 kV.



• Línea de transmisión Quevedo–Portoviejo (San Gregorio), 230 kV, 110 km, estructuras de doble circuito, con montaje inicial de un circuito.

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• Línea de transmisión 4 Esquinas (Portoviejo)-San Gregorio-Montecristi, 138 kV, 27 km, un circuito (adquirir un tramo de la línea de propiedad de CNEL-MANABI).

• Línea de transmisión de 138 kV, 7 km de longitud, en estructuras doble circuito, con montaje inicial de uno, desde la subestación Montecristi hasta el cruce con la línea Portoviejo – Manta de 138 kV, energizada actualmente a 69 kV.

Adicionalmente se tiene prevista la instalación temporal, en la subestación Portoviejo, la subestación móvil 138/69 kV, 30/32 MVA.

Para el año 2012 será necesario proceder con el montaje del segundo circuito de la línea Quevedo-San Gregorio a 230 kV, con la correspondiente ampliación de bahías en Quevedo y San Gregorio, en la última de las cuales se deberá completar el esquema de doble barra en 230 kV.

7.4.8. Sistema de Transmisión Paute (Zhoray) - Cuenca, 230 kV

De los análisis realizados para el suministro en la zona centro sur del país, se encontró que la mejor solución para ampliar la capacidad de suministro de energía a la ciudad de Cuenca, era construir una subestación de seccionamiento en la localidad de Zhoray, cerca del proyecto Paute, seccionando los dos circuitos de la línea de transmisión Paute–Milagro a 230 kV. Desde esta subestación, que adicionalmente permitirá la conexión del proyecto hidroeléctrico Mazar, saldrá una línea de transmisión a 230 kV hasta la nueva subestación en la ciudad de Cuenca (sector de Sinincay).

Las obras programadas son las siguientes:

• Subestación Zhoray de seccionamiento de 230 kV:

- Siete bahías de línea de transmisión de 230 kV

- Una bahía de acoplamiento de 230 kV

• Subestación Sinincay (Cuenca nueva):

- Un transformador trifásico, 230/69 kV, 100/133/166 MVA

- Una bahía de línea de 230 kV

- Tres bahías de línea de 69 kV

- Una bahía de transformador de 69 kV

- Una bahía de transferencia de 69 kV

• Línea de transmisión Zhoray – Sinincay

• Línea a 230 kV, en estructuras doble circuito con el montaje inicial de uno, de 52 km de longitud.

La subestación Zhoray está prácticamente concluida faltando únicamente la ejecución de

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las pruebas de los taps y tableros. Igualmente, se encuentra concluido el tendido de los conductores de la línea de transmisión y se encuentra en fase de recepción.

7.4.9. Sistema de Transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, 138 kV

Para mejorar las condiciones operativas en la subestación Santa Elena, atender el crecimiento de la demanda en esa zona, y por la di cultad para ubicar salidas adicionales de líneas de transmisión a 138 kV desde la subestación Pascuales, se consideró inicialmente que una alternativa válida era la construcción de una subestación de seccionamiento en el sector de Las Juntas.

Sobre la base de análisis realizados por el Transmisor de manera conjunta con el CONELEC, con el objetivo de optimizar las condiciones de suministro de energía en la zona y la con abilidad del sistema, considerando aspectos como: la topología actual de las líneas Pascuales – Electroquil – Posorja, la probable ubicación de barcazas de generación en la zona, así como la carga de la fábrica Cemento Nacional (Holcim) conectada a barras de 138 kV de Electroquil, se llegó a determinar que una mejor alternativa era la construcción de una subestación de seccionamiento ubicada en un sitio cercano al embalse Chongón de CEDEGÉ, a la altura del sitio donde se deriva la línea Pascuales-Posorja hacia Electroquil.

El equipamiento requerido es el siguiente:

• Ampliación de la S/E Santa Elena:


• S/E Lago de Chongón (seccionamiento):

- Siete bahías de línea de 138 kV

- Una bahía de transferencia de 138 kV

• Línea de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, diseñada para 230 kV, que operará inicialmente a 138 kV con un circuito, 81 km de longitud.

Por otro lado, y considerando las di cultades que se están presentando en todos los proyectos de construcción de líneas de transmisión en relación con los derechos de paso, problema que según se vislumbra será mayor en el futuro, se ha considerado conveniente diseñar y construir la línea Lago de Chongón-Santa Elena para un nivel de voltaje de 230 kV, aunque inicialmente estará operando a 138 kV. Esta situación obedece a la perspectiva futura de conectar esta línea a la subestación Nueva Prosperina.

7.4.10. Compensación Reactiva / Capacitiva

Los requerimientos de compensación capacitiva/reactiva han sido determinados considerando que las empresas distribuidoras, de conformidad con la regulación vigente, cumplen con el factor de potencia de 0.96 en el punto de entrega para condiciones de demanda media y máxima, y que los niveles de voltaje en las barras del SNT cumplen con lo establecido en las disposiciones emitidas por el CONELEC y que constan en el numeral 5.1 de este documento.

La entrada en operación de las barcazas de TERMOGUAYAS GENERATION S.A. a nales del año 2006 y la posible incorporación de la generación de Ulysseas en el sector de Las Esclusas, provoca que la compensación de reactivos en el área de Guayaquil se mantenga

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con respecto a lo establecido en el plan de expansión vigente, pues esta generación está constituida por una gran cantidad de unidades pequeñas y económicas que le brindan exibilidad en su operación, asegurando prácticamente su despacho, al menos en horas de demanda punta.

Por otra parte, se ha programado la entrada en operación de las líneas de transmisión de 230 kV Milagro-Trinitaria y Totoras-Quevedo, obras que además de incrementar la con abilidad y seguridad de la operación del SNI, así como la reducción de pérdidas de transmisión, provocan bene cios adicionales como la reducción de los requerimientos de compensación capacitiva en varios sitios del país.

Cabe señalar que se debe realizar un estudio de expansión del sistema Guayaquil a nivel de 138 y 230 kV, el cual permitirá de nir alternativas de ubicación de compensación de potencia reactiva más adecuada para el sistema eléctrico de la Eléctrica de Guayaquil (ex CATEG-D). Con la nalidad de cubrir en parte el efecto de la eliminación de cierta compensación, se recomienda que las nuevas subestaciones Nueva Prosperina (Perimetral) y Caraguay, inicien su operación incluyendo 24 MVAR de compensación capacitiva en cada una de ellas.

A partir del año 2011 se espera un incremento importante de la compensación capacitiva a nivel de 138 kV y 69 kV, derivado del ingreso de los grandes proyectos de generación hidroeléctricos, que desplazan la generación térmica, especialmente de aquella ubicada en la ciudad de Guayaquil, que podrá ser aún mayor cuando se realicen simulaciones operativas de contingencias.

Bajo estas consideraciones y sobre la base de los estudios efectuados, se ha determinado la necesidad de instalar bancos de capacitores para soporte de voltaje, de acuerdo como se muestra en la Tabla 7.1 (los valores están en MVAR), alcanzando la cantidad de 706 MVAR para los doce años del periodo de estudio.

Tabla 7.1 REQUERIMIENTO DE CAPACITORES EN EL S.N.T. (MVAR)

Factor de Potencia de la Carga 0,96

El CONELEC por su parte ha sugerido al transmisor, analizar la posibilidad de utilizar otros mecanismos de compensación y nuevas alternativas para el reforzamiento del sistema de

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transmisión, para reducir los riesgos involucrados debido a maniobras y fallas en la vecindad de los bancos de condensadores, que podrían afectar la integridad de los equipos.

Los equipos que podrían reemplazar a los capacitores instalados hasta la presente fecha son: Compensadores sincrónicos y FACTS que no ocasionan disturbios en las maniobras de conexión y desconexión.

La propuesta de nuevos equipos de compensación puede variar debido al ingreso de importantes proyectos hidroeléctricos que están en proceso de ejecución y/o estudios.

7.4.11. Sistema de Transmisión Sta. Rosa–Pomasqui, II Etapa

ISA de Colombia, la Corporación CENACE y el en ese entonces TRANSELECTRIC S.A., llevaron a cabo hace varios años los estudios correspondientes a la factibilidad de una segunda línea de interconexión a 230 kV entre Colombia y Ecuador, cuyos resultados fueron presentados a la Unidad de Planeamiento Minero Energético, UPME, en Colombia y al CONELEC, en el Ecuador.

Posteriormente el CENACE, mediante O cio 1589 del 19 de mayo del 2004, remitió al CONELEC el documento “Resultados Estudios Refuerzo Interconexión Colombia–Ecuador”, del cual se concluye que este proyecto es bene cioso para ambos países y contribuye a la consolidación del Mercado Eléctrico de la Región Andina.

Como consecuencia, la UPME de Colombia incluyó en su Plan 2004-2018, la ampliación de la Interconexión Colombia–Ecuador mediante un doble circuito Betania-Altamira-Mocoa-Pasto-Frontera con Ecuador a nivel de 230 kV y sus respectivos módulos de línea en las subestaciones Betania, Altamira, Mocoa y Pasto, compensación reactiva a nivel de 230 kV. Este Plan fue aprobado por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia mediante Resolución No. 18-1737 del 20 de diciembre de 2004.

Por su parte, el transmisor ecuatoriano incluyó en el Plan de Expansión 2004-2013, el Proyecto “Interconexión Ecuador–Colombia a 230 kV, Tercer Circuito”, el cual fue aprobado por el CONELEC mediante Resolución No. 269/04 del 16 de diciembre de 2004. El alcance del proyecto en territorio ecuatoriano, conforme con los acuerdos, aprobaciones nacionales y con las recomendaciones de los estudios, es el siguiente:

• Línea de transmisión Pomasqui–Frontera, 230 kV, 137 km, doble circuito, actualmente en operación.

• Línea de transmisión Santa Rosa–Pomasqui, 230 kV, 65 km, doble circuito.

• Ampliación de subestación Pomasqui:

- Cuatro bahías de línea de 230 kV (dos de ellas en operación).

- Reactor de 25 MVAR, 230 kV.

• Ampliación de subestación Santa Rosa.


- Tres bancos de capacitores de 27 MVAR cada uno a nivel de 138 kV.

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Por di cultades en la aprobación de los estudios de impacto ambiental de nitivo, en los procesos de contratación y debido a problemas en los permisos de paso, la línea Santa Rosa – Pomasqui II ha sufrido demoras.

El transmisor consideró conveniente establecer el recorrido de la nueva línea Santa Rosa-Pomasqui por la zona de los valles orientales de la ciudad de Quito, lo cual permitirá a futuro disponer de un nuevo punto de alimentación a la capital ecuatoriana, en las inmediaciones del sector de El Inga (Pifo).

La ejecución de estas obras permite que la nueva interconexión quede completamente operativa incrementando su capacidad de transferencia de 250 a 500 MW.

7.4.12. Sistema de Transmisión Nororiente, 138 kV

El Sistema de Transmisión Nororiente tiene por objetivo integrar a las Provincias de Sucumbíos y Orellana al Sistema Nacional Interconectado.

En el año 2003, el en ese entonces TRANSELECTRIC puso en operación la línea de transmisión Tena – Francisco de Orellana (Coca), con un circuito de 140 km de longitud, aislado a 138 kV pero energizado a 69 kV, llegando a transferir hasta 5 MW a través del sistema Totoras – Pelileo – Baños – Puyo – Tena. Durante el año 2004 se construyeron las subestaciones Tena y Francisco de Orellana 138/69 kV y 33 MVA de capacidad cada una, con lo cual se pudo energizar la línea de transmisión Tena–Francisco de Orellana a su voltaje de diseño de 138 kV, permitiendo con ello una transferencia de hasta 10 MW desde el SNI hacia Francisco de Orellana.

La etapa nal contemplaba la ampliación de la subestación Agoyán con una bahía de 138 kV, el seccionamiento de la línea Baños–Puyo de 138 kV, la construcción de la subestación Puyo 138/69 kV de 33 MVA de capacidad, y la ampliación de bahías de 138 kV en la subestación Tena. Con estas obras se aspiraba energizar para el cuarto trimestre del 2006, el sistema de transmisión Agoyán–Puyo–Tena–Francisco de Orellana a 138 kV.

No obstante, la ampliación de la subestación Agoyán presentó problemas con el suministro y montaje del equipo en SF6, a lo que se sumó un con icto respecto de la de nición de responsabilidades con la compañía de generación hidroeléctrica, en ese entonces, HIDROAGOYAN S.A., para la operación de esta subestación. Aquello obligó a plantear una nueva alternativa que consiste en la construcción de una subestación de maniobras de 138 kV (cinco bahías de línea y una de transferencia) en las cercanías de Agoyán, que secciona los dos circuitos de la línea Agoyán-Totoras y desde la cual parte una línea hacia el Puyo. Esta subestación contará con equipamiento convencional y tiene posibilidades de una futura ampliación, situación que no era factible con la opción anterior.

En la ejecución de esta subestación, denominada Baños, se han presentado inconvenientes que no han permitido que se cumpla con el cronograma originalmente establecido. La oposición del Municipio de Baños y de algunas comunidades aledañas al sitio de implantación de la subestación, obstaculizaron la ejecución del proyecto en los plazos previstos.

A efectos de conseguir el apoyo del Municipio de Baños, CELEC-TRANSELECTRIC ha comprometido la incorporación de un transformador de 138/69 kV en la S/E Baños, con

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lo cual mejora la con abilidad y seguridad en el suministro para la ciudad de Baños, especialmente en el caso de erupción del volcán Tungurahua. En forma adicional, para dar inicio a las obras de construcción de la subestación, ha debido suscribir convenios estableciendo compensaciones para la comunidad.

Para satisfacer la demanda de Baños y Pelileo, se requiere un transformador de 20/27/33 MVA de capacidad. Sin embargo, para optimizar la capacidad de transformación del SNT, se ha previsto adquirir un transformador de 40/53/66 MVA, que sería intercambiado con el transformador de 20/27/33 MVA actualmente instalado en la subestación Ibarra.

• Con estos antecedentes, las obras contempladas en este proyecto que restan por ejecutarse son las siguientes en la Subestación Baños, 138 kV:

- Transformador trifásico de 20/27/33 MVA- Cinco bahías de línea de 138 kV- Una bahía de transformador de 138 kV- Una bahía de transferencia de 138 kV- Una bahía de transformador de 69 kV

Para enfrentar los problemas existentes en el parque de generación térmico de la entonces E. E. SUCUMBIOS, en enero de 2008 se energizó provisionalmente la línea Baños – Puyo a 138 kV desde la subestación Agoyán, utilizando una de las bahías de 138 kV de la línea de transmisión que va hacia Totoras, con lo cual, se incrementó la transferencia de potencia al sistema nororiental hasta 22 MW.

7.4.13. Sistema de Transmisión Salitral – Trinitaria, 138 kV

CELEC-TRANSELECTRIC amplió la capacidad de transformación en las subestaciones Salitral 300 MVA - 138/69 kV y Pascuales 750 MVA - 230/138 kV. En estas condiciones se requiere disponer de un sistema de transmisión que permita una adecuada utilización de esa capacidad instalada, y que garantice la seguridad del servicio a la ciudad de Guayaquil.

Con la topología actual del sistema de transmisión, no es posible manejar esa capacidad de transformación instalada, debido a limitaciones para la transferencia de potencia por la línea Pascuales y Salitral 138 kV, uno de cuyos circuitos está utilizado provisionalmente para enlazar las subestaciones Trinitaria y Salitral a 138 kV.

En vista de la conveniencia operativa de este enlace, se propuso años atrás la construcción de la línea de transmisión Trinitaria – Salitral a 138 kV de doble circuito, con la operación inicial de uno de ellos. Esto permitirá disponer en forma completa de las líneas de transmisión Pascuales – Trinitaria a 230 kV, y Pascuales – Salitral a 138 kV, generando un anillo en el área de la ciudad de Guayaquil, que mejora la con abilidad el sistema en esa zona.

Este proyecto se encuentra en plena ejecución y la línea de transmisión a 138 kV, en doble circuito, 12 km, inicialmente operará con un solo interruptor (bahía de línea de 138 kV) tanto en Salitral como en Trinitaria.

El retraso en la puesta en operación de esta línea, tiene su origen en las di cultades presentadas en el recorrido de ésta por la Vía Perimetral, que involucró el retiro de la iluminación del parterre central hacia los costados de la vía, trabajos que los realizó el

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Municipio de Guayaquil a costo de TRANSELECTRIC. Existe un problema adicional con las bahías de 230 y 138 kV de la subestación Trinitaria, las cuales están siendo utilizadas por las empresas de generación TERMOGUAYAS e INTERVISA, respectivamente. Mientras estas dos posiciones no sean liberadas, esta obra no será aprovechada adecuadamente.

En el presente Plan de Expansión se propone realizar adicionalmente, la instalación de las bahías de línea de 138 kV, tanto en Salitral como en Trinitaria, para que los dos circuitos de la línea Trinitaria-Salitral puedan operar en forma independiente.

7.4.14. Subestación Nueva Prosperina (Perimetral), 230/69 kV

La entonces CATEG solicitó al transmisor la respectiva autorización para seccionar la línea de transmisión Pascuales-Trinitaria a 230 kV a la altura de La Prosperina, para disponer de un nuevo punto de alimentación para Guayaquil, mediante la construcción en ese sitio de una subestación de 230/69 kV, de 150 MVA de capacidad.

En reuniones convocadas por el CONELEC y que contaron con la participación del CENACE y los en ese entonces TRANSELECTRIC y CATEG-D, se determinó la necesidad de contar con esta nueva subestación para la ciudad de Guayaquil, pero por tratarse de un proyecto que impacta directamente sobre el sistema de transmisión, se encargó de su ejecución al transmisor, habiéndose incorporado en el Plan de Expansión de Transmisión. Para su nanciamiento, se acordó suscribir un convenio de pago de deudas pendientes de la entonces CATEG-D con el transmisor.

El Proyecto involucra lo siguiente:

• Subestación Nueva Prosperina, 230/69 kV.- Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/69 kV- Dos bahías de línea de 230 kV- Una bahía de acoplamiento de 230 kV- Una bahía de transformador de 230 kV- Cuatro bahías de línea de 69 kV- Una bahía de transferencia de 69 kV- Una bahía de transformador de 69 kV

• Dos tramos de línea de 230 kV, doble circuito, 3 km de longitud, con montaje inicial de un circuito.

En el capítulo correspondiente a compensación capacitiva, se incluye adicionalmente, la instalación de 24 MVAR de capacitores a nivel de 69 kV, cuyo presupuesto incluye la correspondiente bahía.

Debido al crecimiento de la carga de esta subestación, se requerirá realizar el seccionamiento del segundo circuito de la línea de transmisión Pascuales-Trinitaria de 230 kV.

7.4.15. Sistema de Transmisión Trinitaria – Las Esclusas, 230 kV

Con la nalidad de alcanzar su ciente capacidad de transmisión para evacuar en las mejores condiciones técnicas y económicas, la generación que está siendo instalada en el proyecto hidroeléctrico Mazar, así como aquella correspondiente a la segunda y tercera etapa de Machala Power, y la generación de los proyectos hidroeléctricos Minas y La Unión,

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es necesario disponer de una nueva vía de inyección de energía hacia la principal carga del país (Guayaquil y su área de in uencia), habiéndose determinado que la mejor opción para conseguir aquello, es mediante la construcción de una línea de transmisión entre Milagro, Las Esclusas y Trinitaria, con lo cual se podrán evitar posibles colapsos del SNI ante fallas en las líneas Milagro-Pascuales y Milagro-Dos Cerritos-Pascuales.

Para su ejecución, este proyecto se ha dividido en dos etapas: la primera correspondiente a la línea Trinitaria-Las Esclusas, y la segunda, a la subestación Las Esclusas y línea Las Esclusas-Milagro.

A manera de antecedente cabe señalar que con la nalidad de disponer de un adecuado centro de generación en el sur de Guayaquil, la Alcaldía de dicha ciudad dispuso que las barcazas de TERMOGUAYAS (Keppel) de 150 MW, de Intervisa Trade de 105 MW y de Ulysseas de 55 MW, se ubiquen en el sector de Las Esclusas, debiendo conectarse al SNT a nivel de 230 ó 138 kV, según sea el caso.

TERMOGUAYAS se encuentra operando desde diciembre del 2006, para lo cual construyó a su costo una línea de 230 kV, doble circuito, de 7.5 km de longitud, con el montaje inicial de uno, habiéndose conectado temporalmente a la subestación Trinitaria, haciendo uso de la bahía correspondiente a uno de los circuitos de la línea Trinitaria-Pascuales de 230 kV, que deberá ser devuelta a CELEC-TRANSELECTRIC una vez que esté operativa la línea Salitral-Trinitaria a 138 kV y esté disponible la bahía de 230 kV en la subestación Pascuales.

De acuerdo con el Plan de Expansión de Transmisión vigente, la ruta Trinitaria - Las Esclusas forma parte del sistema de transmisión Trinitaria-Milagro, habiéndose previsto la transferencia de la propiedad de la línea construida por TERMOGUAYAS a CELEC-TRANSELECTRIC, para que el transmisor continúe con el montaje del segundo circuito. Hasta la fecha aquello no ha ocurrido, por diferencias presentadas entre el primero con INTERVISA, quien se habría comprometido a co nanciar dicha obra.

No obstante, y por tratarse de un proyecto necesario para el sistema, se ha incorporado en forma completa. Las obras consideradas en esta etapa, son:

• Línea de transmisión Trinitaria-Las Esclusas, 230 kV, 7.5 km, doble circuito, dos conductores por fase, calibre 750 ACAR.

• Ampliación de subestación Trinitaria, dos bahías de 230 kV (en SF6).

7.4.16. Subestación Pifo (El Inga)

La Empresa Eléctrica Quito solicitó a mediados del año 2005, autorización para seccionar en el año 2009 los dos circuitos de la línea Vicentina-Pomasqui de 138 kV, para alimentar desde uno de ellos la nueva subestación Kennedy y desde el otro circuito, la nueva subestación Tumbaco. Solicitó adicionalmente, el seccionamiento de la línea Santa Rosa-Vicentina de 138 kV para alimentar las nuevas subestaciones Conocoto y San Rafael para los años 2006 y 2007, respectivamente.

De los análisis realizados se determinó que el planteamiento era viable con excepción del seccionamiento requerido para alimentar a la subestación Tumbaco, ya que es necesario disponer de una conexión directa, de al menos uno de los circuitos entre Pomasqui y

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Vicentina, con la nalidad de mantener la conexión al SNT de la línea de 138 kV que viene de Mulaló y de la línea que conecta a la central Guangopolo de Termopichincha.

Sin embargo, se presentan nuevas alternativas con la entrada en operación de la segunda línea de interconexión con Colombia a 230 kV, que involucra la construcción de una nueva línea entre Santa Rosa y Pomasqui a 230 kV por la parte oriental de Quito. Se ha previsto seccionar esta línea a la altura del sector de El Inga (Pifo), para la construcción de una subestación que permitirá atender los requerimientos de la E. E. Quito y de otros agentes.

Este proyecto brinda las facilidades para que la E.E. Quito pueda construir la subestación Tumbaco de 138/23 kV, y adicionalmente pueda suministrar energía eléctrica al nuevo aeropuerto internacional de la ciudad de Quito, mediante una subestación de 138/46 kV a ubicarse en Tababela.

Las obras contempladas en este proyecto, son:

• Subestación Pifo (El Inga), 230/138 kV.

- Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV.

- Cuatro bahías de línea de 230 kV.

- Una bahía de acoplamiento de 230 kV.





• Dos tramos de línea de 230 kV, doble circuito, 3 km de longitud.

7.4.17. Sistema de Transmisión Totoras – Quevedo, 230 kV

En los estudios realizados por INECEL para uno de los últimos Planes Maestros de Electri cación, se analizó la alternativa de construir una línea de transmisión de 230 kV entre las subestaciones Totoras y Quevedo, obteniéndose en aquella oportunidad resultados no adecuados, pues se observó una reducida transferencia de potencia por dicha línea, que en el mejor de los casos no superaba los 20 MW, lo cual se debía básicamente a que las rutas Pascuales-Quevedo-Santo Domingo-Santa Rosa y Molino-Riobamba-Totoras-Santa Rosa servían para transportar la energía hacia Quito, que a esa fecha, era una zona de citaria en generación.

En el transcurso de los últimos años, la generación en el norte del país ha sufrido un importante cambio, derivado de la presencia de la interconexión con Colombia, situación no prevista en la época de INECEL; más aún, se encuentra en operación la central San Francisco de 212 MW, casi en forma simultánea con la segunda interconexión con Colombia a nivel de 230 kV, mediante la cual se inyectaría hasta 500 MW desde el país del norte.

El cambio de esta con guración energética, sumada a la presencia de 160 MW de Mazar y el reducido aporte de la central Daule Peripa, especialmente en horas de demanda media y base, provoca en el futuro inmediato un incremento sustancial en las pérdidas de potencia y energía en el SNI, llegando inclusive a obtenerse valores de pérdidas más altas en época de estiaje que en el periodo lluvioso, situación contraria a lo que ocurría hasta la presente fecha.

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Sobre la base de los resultados obtenidos en los estudios de actualización del Plan de Expansión realizados en esta oportunidad, se considera la construcción de una línea de transmisión de 230 kV entre las subestaciones Totoras y Quevedo, con la cual se logra reducir las pérdidas de transmisión entre 8 y 10 MW durante todas las condiciones de demanda en época lluviosa y en demanda punta en época de estiaje; y, entre 2 y 6 MW para el resto de condiciones de demanda en estiaje. Esta reducción de pérdidas de potencia y energía, valoradas a precios actuales, permite recuperar la inversión de la línea mencionada, en un periodo no mayor a catorce años, por lo cual se recomienda su implementación.

Esta reducción de pérdidas de potencia y energía provoca una importante reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera, producidas por centrales de generación termoeléctrica, por lo que esta proyecto de la línea de transmisión Totoras-Quevedo contribuye en los esfuerzos del país en la mitigación del calentamiento global del planeta.

Además, la operación de la línea Totoras-Quevedo, brinda importantes bene cios adicionales que no han sido cuanti cados económicamente, como son: mayor con abilidad y seguridad en el transporte de la energía eléctrica, pues se forma un doble anillo de 230 kV en el SNI; mejora sustancialmente los per les de voltaje en el área de Manabí, Esmeraldas, Pascuales, etc., pues la transferencia de potencia se realiza desde Totoras hacia Quevedo en valores que superan los 150 MW, descargando las líneas que salen desde Paute hacia Guayaquil y la línea Totoras-Santa Rosa; y, reduce y/o posterga la instalación de nueva compensación capacitiva.

Las obras consideradas en este proyecto, son:

• Línea de transmisión Totoras-Quevedo, 230 kV, 155 km, doble circuito, conductor 1200 ACAR.

• Ampliación de la subestación Totoras, dos bahías de línea de 230 kV.

• Ampliación de la subestación Quevedo, dos bahías de línea de 230 kV.

7.4.18. Sistema de Transmisión Loja – Cumbaratza, 138 kV

La zona sur de Morona Santiago (Gualaquiza) y de Zamora Chinchipe (Zamora, Nambija, El Pangui, etc.) son servidas por la Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A., a través de la línea Loja-Cumbaratza de propiedad de CELEC-TRANSELECTRIC operando a 69 kV aunque su diseño es para 138 kV.

Los estudios que ha realizado esta empresa distribuidora para la expansión de su sistema de subtransmisión, determinan que en el futuro no será posible mantener adecuados per les de voltajes en la zona, a pesar de la instalación de bancos de capacitores, por lo que la línea Loja-Cumbaratza deberá ser energizada a 138 kV.

Para ello se requiere construir y poner en operación una subestación en Cumbaratza e incrementar una bahía de transferencia en la Subestación Loja, conforme al siguiente detalle:

• Subestación Cumbaratza:

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• Subestación Loja:


La ejecución de esta obra se ha visto diferida por la prohibición del Municipio de Loja para cruzar con una línea de transmisión el parque Jipiro de dicha ciudad. Frente a esta situación, se ha decidido readecuar las estructuras en los 7 primeros kilómetros de la línea Loja-Cuenca de 138 kV, adaptándolas para sostener cuatro circuitos, y construir adicionalmente un tramo de 6 km de línea, desde este punto hasta empatar con la línea que va hacia Cumbaratza.

La adecuación de las estructuras se realizará antes del montaje del segundo circuito entre Cuenca y Loja.

7.4.19. Subestación Quinindé, 138/69 kV

El desarrollo del sector agro-industrial que se ha presentado en la zona de Quinindé, ha producido un incremento de la demanda y la saturación de la línea de subtransmisión de 69 kV con la cual se abastece la demanda de esta zona desde la S/E Esmeraldas.

Frente a esta situación, resulta evidente la necesidad de contar con un nuevo punto de alimentación del Sistema Nacional Interconectado a la provincia de Esmeraldas, mediante la construcción de una nueva subestación. Esta obra permitirá tener una mayor capacidad para satisfacer la demanda que ha permanecido represada durante los últimos años, mejorando al mismo tiempo la calidad del servicio.

Los bene cios de este proyecto se trasladarán al resto de la provincia, pues permitirá descargar los transformadores de 138/69 kV de la subestación Esmeraldas.

Para ello se ha previsto seccionar uno de los circuitos de la línea Santo Domingo-Esmeraldas de 138 kV, aproximadamente a 84 km desde Santo Domingo.

Las obras consideradas para la subestación Quinindé, son:








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7.4.20. Línea Totoras –Ambato 138 kV (repotenciación)

Los resultados de los estudios de ujos de carga que se han realizado para la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión, muestran problemas de sobrecarga en la línea entre Totoras y Ambato a nivel de 138 kV, la cual para determinadas condiciones operativas muestra niveles de carga superiores al 100%, lo cual afecta la vida útil del conductor y pone en riesgo al sistema, en especial en la zona central.

Por tal motivo, es necesario repotenciar esta línea mediante el cambio del actual conductor ACSR 397.5 MCM por otro de mayor calibre, para lo cual se analiza la conveniencia de utilizar un conductor ACAR 750 MCM o bien un conductor tipo ACCC de reciente aparición en el mercado, que tiene núcleo de bra de carbono y que presenta mejores características mecánicas y eléctricas, permitiendo una mayor capacidad de transmisión.

El proyecto involucra adicionalmente el reemplazo de 14 postes por estructuras autosoportantes.

7.4.21. Sistema de Transmisión Coca Codo Sinclair–Nueva Loja 230 kV

La terminación del contrato de concesión suscrito con TERMORIENTE para la instalación de una central de generación en Shushu ndi y construcción de una línea de transmisión de 280 km de longitud desde Shushu ndi hasta Quito a nivel de 230 kV, determinó la urgente necesidad de buscar nuevas alternativas para el abastecimiento de la zona nororiental del país, incluyendo las cargas de las compañías petroleras y en especial las de Petroproducción, que ha manifestado su interés de interconectarse con el SNI.

Los estudios determinaron que para atender la demanda futura de CNEL-SUCUMBIOS y la carga petrolera, al menos la de Petroproducción (36 MW), se requerirá contar con una línea de transmisión de 230 kV entre Quito y Nueva Loja, y la construcción de una subestación de 230/69 kV en esa última.

Por otro lado, la posible entrada en operación del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair de 1.500 MW prevista para 2013 y 2014, obliga a reformular el proyecto y proponer un esquema de desarrollo integral del sistema de transmisión entre Pifo, C.C.Sinclair y Nueva Loja.

La di cultad cada vez más evidente de disponer de fajas de servidumbre entre Pifo y el proyecto C.C.Sinclair, dada la presencia de dos oleoductos y de la línea de 138 kV de la EMAAP, será necesario anticipar la construcción de una de las líneas de 500 kV en la ruta Pifo – C.C. Sinclair para una operación temporal a 230 kV, en conjunto con el sistema de transmisión Coca Codo Sinclair - Nueva Loja de 230 kV que se propone y que comprende las siguientes obras:

• Línea de transmisión C.C. Sinclair-Nueva Loja 230 kV, 70 km, doble circuito, conductor ACAR 1200, montaje inicial de uno.

• Subestación Pifo, ampliación de una bahía de línea de 230 kV.

• Subestación Nueva Loja:



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En el caso de no ser factible anticipar la construcción de la línea de 500 kV, se deberá prever la disponibilidad de generación termoeléctrica emergente en Sucumbíos o analizar la posibilidad de interconectarse a la subestación Orito, de la Empresa de Energía del Putumayo de Colombia, a nivel de 115 kV.

7.4.22. Sistema de Transmisión Totoras – Guaranda 138 kV

La demanda actual de la CNEL- Bolívar es abastecida desde la subestación Riobamba mediante una línea de subtransmisión de 69 kV. Estudios realizados determinaron que, en la barra de 69 kV de la subestación ubicada en la ciudad de Guaranda se presentarán voltajes inferiores a 0.970 pu, por debajo del límite establecido en la normativa vigente. Adicionalmente cabe mencionar que a diferencia de otras empresas distribuidoras, la CNEL-Bolívar carece de un punto de alimentación directa desde el SNT, situación poco justi cable cuando su demanda es superior a la de otros sectores del país que actualmente son abastecidos directamente por subestaciones del SNT.

Con la ejecución de esta obra, se podrán enfrentar emergencias de la red de subtransmisión de CNEL- LOS RIOS, ayudando a evacuar la generación hidroeléctrica de Sibimbe hacia el SNI y/o abastecer parcialmente la provincia de Los Ríos, mediante la línea de subtransmisión Guaranda-Guanujo-Echeandía de 69 kV, que bien podría interconectarse con la central Sibimbe.

Por lo expuesto, se ha programado la ejecución de las siguientes obras:

• Línea de transmisión Totoras-Guaranda, 138 kV, 60 km, un circuito.

• Subestación Guaranda:







• Subestación Totoras:


7.4.23. Sistema de Transmisión San Gregorio – San Juan de Manta

La existencia de grandes consumidores que actualmente se autoabastecen, la gran demanda represada, el alto crecimiento inmobiliario de la zona de Manta, la operación del puerto marítimo y su impacto en el desarrollo de esta ciudad, son factores que determinan que el transformador de 100 MVA, 138/69 kV, que está en proceso de instalación en la subestación Montecristi, inicie su operación con niveles de carga elevados, lo que hace suponer la

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saturación de este equipo en pocos años. Esta condición se deriva del retraso que ha sufrido la ejecución de esta obra, que estuvo inicialmente bajo la responsabilidad de CNEL-MANABI, habiendo pasado recientemente a ser responsabilidad del transmisor.

Resulta por tanto necesario, construir un nuevo sistema de transmisión que satisfaga los requerimientos energéticos de esta zona, para lo cual se ha programado, la construcción de una subestación de 230/69 kV en el sector de San Juan, que será alimentada desde la subestación San Gregorio de Portoviejo, mediante una línea de transmisión de 230 kV.

Cabe recalcar que esta nueva subestación permitirá adicionalmente la conexión de la Re nería del Pací co, proyecto impulsado por el Gobierno Nacional a desarrollarse en el sector de El Aromo, a una distancia aproximada de 10 km de San Juan, obra que según se conoce, prevé la instalación de generación termoeléctrica que utilizará los residuos del proceso de re nación, cuya producción energética remanente podría ser inyectada al sistema nacional a través de esta subestación.

Las obras consideradas son:

• Línea de transmisión San Gregorio-San Juan de Manta, 230 kV, 35 km de longitud, doble circuito, montaje inicial de uno.

• Subestación San Juan de Manta:





- Cinco bahías de línea de 69 kV.


• Subestación San Gregorio, ampliación:


- Una bahía de acoplamiento de 230 kV (completar esquema de barras)

- Una bahía de transformador de 230 kV (completar esquema de barras)

7.4.24. Sistema de Transmisión Machala – La Unión – Minas, 230 kV

Entre los proyectos de generación hidroeléctricos más importantes que han recibido el apoyo del Gobierno Nacional, se encuentran el proyecto Minas (Jubones) de 273 MW y La Unión de 80 MW, que se ubican en la región oriental de la provincia de El Oro, a pocos kilómetros de la ciudad de Machala, cerca de Pasaje.

De acuerdo con los análisis realizados conjuntamente con funcionarios del CONELEC, como parte de los estudios de factibilidad que realizó el área de Proyectos de Manejos de Aguas y Suelos – PROMAS, de la Universidad de Cuenca, se estableció que la mejor alternativa para evacuar esta generación hacia el SNI, es a través de una conexión a la subestación Machala, mediante un sistema de transmisión de 230 kV, doble circuito.

Las obras contempladas en este sistema de transmisión son:

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• Línea de transmisión Machala - La Unión 230 kV, 18 km, doble circuito, conductor

1200 ACAR

• Subestación Machala:

• Dos bahías de línea de 230 kV, ampliación.

• Subestación La Unión:


- Dos bahías de transformador de 230 kV.


Estas obras deben entrar en operación para evacuar la energía generada por el proyecto hidroeléctrico La Unión.

Posteriormente deberán entrar en operación conjuntamente con el proyecto Minas, las siguientes obras:

• Línea de transmisión La Unión - Minas, 230 kV, 16 km, doble circuito, conductor

1200 ACAR.

• Subestación La Unión:

• Dos bahías de línea de 230 kV, ampliación.

• Subestación Minas:


- Cuatro bahías de transformador de 230 kV.


7.4.25. Sistema de Transmisión Pomasqui - Chespí, 138 kV

Otro de los proyectos que está siendo promocionado por el Gobierno Nacional, es el proyecto hidroeléctrico Chespí de 167 MW, que se encuentra ubicado en la cuenca del río Esmeraldas, subcuenca del río Guayllabamba, entre las poblaciones de Calacalí y San José de Minas.

Para evacuar la energía generada por este proyecto, se requiere construir un sistema de transmisión asociado a nivel de 138 kV, que se conectaría a la subestación Pomasqui, condición que estará supeditada a la consecución del derecho de paso de la línea por las comunidades cercanas a la subestación Pomasqui.

Una posible alternativa de presentarse este problema, sería seccionar la línea Pomasqui-Ibarra en el sector de Chávezpamba mediante la construcción de una subestación, la cual permitiría atender los requerimientos de la demanda de los cantones Pedro Moncayo y Cayambe, en el área de concesión de E. E. NORTE.

Las obras consideradas en este proyecto, son las siguientes:

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• Línea de transmisión Pomasqui - Chespí 138 kV, 25 km, doble circuito, conductor

750 ACAR.

• Subestación Chespí:




Cabe mencionar que la fecha estimada para la entrada en operación de este sistema de transmisión, está ligada con el desarrollo del proyecto de generación.

El proyecto Chespí forma parte del Sistema Integrado Guayllabamba que está siendo promovido y desarrollado por el Consejo Provincial de Pichincha, que contempla la ejecución de 11 proyectos con una potencia total que de acuerdo con las estimaciones preliminares se ubicaría en 2.030 MW. Una vez que se cuente con información de detalle sobre estos proyectos, será necesario replantear este sistema de transmisión, pues una estimación preliminar permite suponer que para evacuar esa potencia, se requerirá extender un ramal del sistema de 500 kV.

7.4.26. Sistema de Transmisión Toachi - Pilatón, 230 kV

Otro de los proyectos importantes contemplados en el plan de generación, es el proyecto hidroeléctrico Toachi - Pilatón de 228 MW (178 MW en la central Alluriquín y 50 MW en la central Sarapullo). La casa de máquinas de la primera central se ubicará cerca de Alluriquín, aproximadamente a 25 km de la ciudad de Santo Domingo.

Para evacuar la energía generada por este proyecto, es necesario construir un sistema de transmisión asociado a nivel de 230 kV, que se conectaría a la nueva subestación Alluriquín, donde se seccionarán los dos circuitos de la línea de transmisión Santa Rosa-Santo Domingo de 230 kV.


• Tap línea Toachi Pilatón, tramo 2 x 2 km, 230 kV doble circuito.

• Línea de transmisión Sarapullo-Toachi Pilatón 230 kV, 11 km, un circuito, conductor

1200 ACAR.

• Subestación Alluriquín:

- Cinco bahías de línea de 230 kV.



• Subestación Sarapullo:




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Es importante mencionar que la entrada en operación de este sistema de transmisión está ligada al ingreso del proyecto de generación Toachi-Pilatón.

7.4.27. Sistema de Transmisión Yaguachi – Nueva Salitral, 230 kV

La presencia de nueva generación hidroeléctrica en el país a través de importantes proyectos como Sopladora, Coca Codo Sinclair, Minas, La Unión, Toachi Pilatón, etc.; y, el incremento de la capacidad de importación desde Colombia, obliga a reducir la generación térmica en la ciudad de Guayaquil, principalmente en las áreas de Pascuales y Salitral, situación que sumada al crecimiento de su demanda local, hace necesaria la ampliación de la transformación 230/138 kV en la subestación Pascuales y el incremento de la capacidad de transformación a nivel de 230 kV en la subestación Salitral.

Una de las alternativas de equipamiento que soluciona en forma simultánea estos problemas, es la construcción de una nueva subestación en las inmediaciones de la vía Perimetral, en las cercanías de Salitral, con patios de 230 kV y 69 kV, y la instalación de un transformador de 225 MVA y 230/69 kV, con sus bahías de alta y baja tensión.

La alimentación de la subestación a la que se denomina Nueva Salitral, se realizará desde la subestación Yaguachi, mediante una línea de transmisión de 230 kV, 55 km de longitud aproximada, con estructuras para doble circuito, con montaje inicial de uno.

Sobre esta base, las obras programadas para el año 2014 son las siguientes:

• Subestación Yaguachi:


• Subestación Nueva Salitral:

- Un transformador trifásico, 230/69 kV, 135/180/225 MVA.







• Línea de transmisión a 230 kV, doble circuito, con montaje inicial de uno, desde la subestación Yaguachi hasta la subestación Nueva Salitral, de 55 km de longitud.

En forma complementaria, la Eléctrica de Guayaquil deberá realizar un estudio para plani car la expansión de su sistema de subtransmisión considerando niveles de voltaje de 138 y 230 kV, cuyos resultados permitirían rati car o recti car esta alternativa planteada.

7.4.28. Subestación Chavezpamba (Tabacundo), 138/69 kV

En el plan de expansión 2009-2018 presentado por E.E NORTE, se plantea la necesidad de disponer de una subestación 138/69 kV, 50 MVA, en el sector de La Esperanza (Tabacundo), con el objeto la creciente demanda de las zonas de Cayambe y Tabacundo.

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De los análisis efectuados, se determina que una alternativa constituye la instalación de una subestación 138/69 kV, 67 MVA, en el sector de Chavezpamba, aproximadamente a 20 km al norte de la subestación Pomasqui, opción que se deberá analizarse con mayor profundidad.

La alimentación a esta subestación se realizaría a través del seccionamiento de un circuito de la línea de transmisión Pomasqui – Ibarra de 138 kV.

Dados los serios inconvenientes que se presentan con las comunidades para la construcción de nuevas obras y el acceso a las instalaciones existentes, situación que se hace cada vez más crítica, la subestación Chavezpamba podría resultar una alternativa para la conexión al SNT de los proyectos hidroeléctricos que serán desarrollados en la subcuenca del río Guayllabamba, como son el Chespí, Villadora, Chontal y otros.

Las obras consideradas son las siguientes:

• Subestación Chavezpamba:

- Transformador trifásico, 138/69 kV, 40/53.3/66.7 MVA (repotenciación del transformador 138/34.5 kV actualmente instalado en la S/E Ibarra).

- Dos bahías de línea de 138 kV.- Una bahía de transformador de 138 kV.- Una bahía de transferencia de 138 kV.- Dos bahías de línea de 69 kV.- Una bahía de transformador de 69 kV.


7.4.29. Sistema de Transmisión Dos Cerritos–Las Orquídeas, 138 kV

Con la nalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área norte de la ciudad de Guayaquil y ante la di cultad de ampliar la capacidad de transformación en la subestación Policentro, para el año 2013 será necesario contar con un nuevo punto de entrega desde del SNT, por lo que, partiendo del análisis de la distribución de la demanda futura de la Eléctrica de Guayaquil, se ha programado la instalación de un transformador trifásico 135/180/225 MVA, de 138/69 kV, en una nueva subestación a la que se denominará “Las Orquídeas”, en el sector de la ciudad conocido por dicho nombre, ubicado al norte de la subestación Policentro y aproximadamente a 10 km al suroccidente de la subestación Dos Cerritos.

El ingreso en operación de los proyectos hidroeléctricos como Sopladora, Chespí, Toachi Pilatón, Minas-La Unión, etc., reducirá en el futuro el aporte de la generación térmica instalada en Guayaquil, con el consecuente incremento de transferencias por los transformadores de la subestación Pascuales 230/138 kV, llegando a niveles de carga superiores al 80% de su capacidad nominal. Se requiere por tanto identi car nuevas alternativas que permitan abastecer la creciente demanda de esta región, manteniendo en niveles aceptables las transferencias de potencia a través de esta subestación. En este sentido se considera que una de las mejores alternativas, constituye la alimentación de la nueva subestación Las Orquídeas desde la subestación Dos Cerritos.

Para ello se requiere ampliar la subestación Dos Cerritos, mediante la instalación de un transformador de 230/138 kV y un patio de 138 kV, lo que permitirá conectar una línea de 138 kV doble circuito, para abastecer la subestación Las Orquídeas.

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Las obras programadas son:

• Subestación Dos Cerritos, ampliación:

- Banco de transformadores monofásicos, 230/138 kV, 225/300/375 MVA.





• Subestación Las Orquídeas:








• Línea de transmisión Dos Cerritos - Las Orquídeas, 138 kV, doble circuito, de 10 km de longitud.

7.4.30. Sistema de Transmisión Dos Cerritos – Durán, 138 kV

Otro de los objetivos de la ampliación de la subestación Dos Cerritos, con la instalación de transformación 230/138 kV, es abastecer a partir del 2016 la demanda de Durán que forma parte del sistema eléctrico de CNEL-Guayas Los Ríos. Para cumplir con este propósito, es necesario energizar la línea Dos Cerritos-El Recreo (Durán) a su voltaje de diseño 138 kV y la construcción de una subestación de 138/69 kV, 135/180/225 MVA, en la ciudad de Durán.

Por lo expuesto, para el año 2016 se programan las siguientes obras:

• Subestación Dos Cerritos, ampliación:


• Subestación Durán:








• Línea de transmisión Dos Cerritos - Durán, doble circuito, 20 km de longitud, que podría ser adquirida a CNEL-Guayas Los Ríos.

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7.4.31. Sistema de Transmisión Nueva Loja – Francisco de Orellana 138 kV

Con la nalidad de incrementar la con abilidad del suministro de energía eléctrica en la zona nororiental del país y garantizar el suministro de la demanda de CNEL-SUCUMBIOS, que actualmente es atendida de forma parcial desde la subestación Francisco de Orellana, se plantea en forma preliminar, la construcción de una línea de transmisión a 138 kV, de aproximadamente 52 km de longitud, en estructuras de doble circuito, con montaje inicial de uno, entre Nueva Loja y Francisco de Orellana, para lo cual se requiere la instalación de transformación 230/138 kV en la subestación Nueva Loja.

Para su desarrollo de nitivo, será necesario un estudio de detalle sobre este sistema de transmisión, incluyendo los sistemas de subtransmisión tanto de CNEL-SUCUMBIOS como de las empresas petroleras como Petroproducción, considerando para ello la ubicación de las cargas especí cas de la zona petrolera.

El ingreso de este sistema de transmisión depende directamente de la evolución de la demanda.

Las obras contempladas son las siguientes:

• Subestación Nueva Loja:

- Transformador trifásico 230/138 kV, 167 MVA.

- Dos bahías de transformador de 230 kV (completar esquema de barras).



• Subestación Francisco de Orellana:

- Dos bahías de línea de 138 kV (completar esquema de barras).

• Línea de transmisión Nueva Loja - Francisco de Orellana, 138 kV, doble circuito, con montaje inicial de uno, 52 km de longitud.

7.4.32. Sistema de Transmisión Nueva Prosperina–Santa Elena 230 kV

Para atender el crecimiento de la demanda de la provincia Península de Santa Elena y mejorar los niveles de tensión en ese sector, brindando una mayor con abilidad y seguridad en el suministro, será necesario elevar el voltaje de operación de la línea Lago de Chongón – Santa Elena de 138 kV a su voltaje de diseño en 230 kV.

Para tal efecto se requiere construir una subestación 230/69 kV en Santa Elena, y un tramo de línea a 230 kV entre Lago de Chongón y Nueva Prosperina.

Este proyecto estará constituido por lo siguiente:

• Subestación Santa Elena:




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• Subestación Nueva Prosperina, ampliación:


• Línea de transmisión Nueva Prosperina - Lago de Chongón (Santa Elena), 230 kV, doble circuito con montaje inicial de uno, de 20 km de longitud.

7.4.33. Subestación La Troncal, 230/69 kV

En versiones anteriores del Plan de Expansión de Transmisión, se había previsto ampliar la capacidad de transformación de la subestación Milagro, en consideración al crecimiento general de la demanda del área atendida por la CNEL- Milagro.

Sin embargo, una vez que la empresa distribuidora realizó un análisis de detalle sobre el comportamiento de su demanda ubicando las áreas de mayor crecimiento, solicitó al transmisor se le provea de dos nuevos puntos de entrega del SNT, que de acuerdo con sus planteamientos, contemplaba la construcción de una subestación de 230/69 kV en el sector de El Triunfo y otra de 138/69 kV en Naranjal.

Una vez realizados los estudios correspondientes, se ha determinado como la mejor alternativa, la construcción de una nueva subestación en el sector de La Troncal, 230/69 kV y 167 MVA de capacidad, para lo cual se requiere seccionar uno de los circuitos de la línea Molino-Zhoray-Milagro de 230 kV.

Este proyecto contempla el siguiente equipamiento:

• Subestación La Troncal:








7.4.34. Sistema de Transmisión Esmeraldas–Santo Domingo, 230 kV

Considerando la ampliación de la capacidad de generación de la central de CELEC-TERMOESMERALDAS, que instalará 144 MW adicionales (8 unidades de 18 MW), haciendo uso de residuo de petróleo, se requiere construir un sistema de transmisión asociado que permita evacuar esta generación al SNI.


• Línea de transmisión Esmeraldas-Santo Domingo 230 kV, 155 km, doble circuito.

• Subestación Esmeraldas:

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- Un banco de autotransformadores monofásicos, 4x33/44/55 MVA, 138/230 kV.





• Subestación Santo Domingo, ampliación:

- Dos bahías de línea de 230 kV

La fecha para la entrada en operación de este sistema de transmisión, está relacionada con el desarrollo del proyecto de generación.

7.4.35. Sistema de Transmisión Milagro – Las Esclusas, 230 kV

Con la nalidad de evacuar en las mejores condiciones técnicas y económicas, la generación que está siendo instalada en el proyecto hidroeléctrico Mazar, así como aquella correspondiente a la segunda y tercera etapa de Machala Power, y la generación de los proyectos hidroeléctricos Minas y La Unión, se ha identi cado la necesidad de disponer de una nueva vía de inyección de energía hacia la principal carga del país, determinándose que la mejor opción constituye la construcción de una línea de transmisión entre Milagro, Las Esclusas y Trinitaria, con lo cual se evitará posibles colapsos del SNI ante fallas de las líneas Milagro-Pascuales y Milagro-Dos Cerritos-Pascuales.

La ejecución de este proyecto de transmisión se ha dividido en dos etapas: línea Trinitaria-Las Esclusas; y, subestación Las Esclusas y línea Las Esclusas-Milagro.

Para complementar lo establecido en la primera etapa, se requiere la construcción de una subestación en el sector de Las Esclusas, que permitirá además de alimentar a la subestación Caraguay de 138/69 kV, la conexión de las barcazas de generación ubicadas en el río Guayas, así como la conexión de la línea Milagro–Las Esclusas, formando con ello un anillo de 230 kV alrededor de la ciudad de Guayaquil.

La ruta de la línea Milagro – Las Esclusas, incluye el cruce aéreo sobre el río Guayas, que se realizará a la altura de “Sitio Nuevo” (10 km al sur de Las Esclusas), aprovechando la presencia de un banco de arena en la mitad del cauce del río, el mismo que permitirá la instalación de una estructura intermedia para obtener dos vanos de 1.250 metros, utilizando para ello tres estructuras de aproximadamente 160 m de altura.

CELEC-TRANSELECTRIC cuenta con la autorización de la Dirección de la Marina Mercante – DIGMER, para cruzar el río Guayas con esta línea.

Las obras consideradas en esta etapa, son:

• Subestación Las Esclusas, 230/138 kV.


- Cuatro bahías de línea de 230 kV (más una de TERMOGUAYAS).



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- Dos bahías de línea de 138 kV (más una de Intervisa Trade y una de Ulysseas).



• Línea de transmisión Milagro–Las Esclusas, 230 kV, 54 km, doble circuito, dos conductores por fase, calibre 750 ACAR.

• Subestación Milagro, ampliación de dos bahías de línea de 230 kV.

Estas obras están siendo nanciadas con recursos del Fondo de Solidaridad de acuerdo con el Mandato 009.

7.4.36. Sistema de Transmisión Las Esclusas - Caraguay, 138 kV

Los estudios realizados determinan que para nales del presente año se coparía la capacidad de transformación 138/69 kV de la subestación Trinitaria, en especial si no se conecta la generación de la barcaza Power Barge II de Ulysseas en la subestación Guasmo de Eléctrica de Guayaquil a nivel de 69 kV, conexión que estaba programada efectuarse desde el mes de diciembre del año 2007 y que hasta la fecha no se concreta.

Por su parte, el servicio eléctrico para la parte sur de la ciudad de Guayaquil requiere de manera urgente la implementación de un nuevo punto de abastecimiento de energía eléctrica desde el SNI, desde el cual se podrá atender adicionalmente el crecimiento de la demanda del centro de la ciudad.

Para cubrir esta necesidad, la ex CATEG había programado en su plan de expansión, la construcción de una subestación en el sector del mercado Caraguay, proyecto que no se llegó a concretar por di cultades para su nanciamiento. Frente a esta situación y dada la urgente necesidad del proyecto, éste fue incorporado en el Plan de Expansión de Transmisión, luego de analizar otras alternativas como la ampliación de la capacidad de transformación de la subestación Trinitaria, que no resultó viable por di cultades para las salidas de nuevos alimentadores puesto que las barras son encapsuladas en SF6.

Las obras consideradas son:

• Línea de transmisión Las Esclusas-Caraguay, 138 kV, 6 km, doble circuito, conductor 750 ACAR.

• Subestación Caraguay: - Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 138/69 kV.- Dos bahías de línea de 138 kV.- Una bahía de transformador de 138 kV.- Una bahía de transferencia de 138 kV.- Tres bahías de línea de 69 kV.- Una bahía de transformador de 69 kV.- Una bahía de transferencia de 69 kV.- Capacitores 2 x 12 MVAR a 69 kV.

- Terreno de 5 Ha, (perteneciente al Banco Central).

La ejecución de estas obras está siendo nanciada con recursos del Fondo de Solidaridad de acuerdo con el Mandato Constituyente No. 009.

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7.4.37. Subestación Pascuales 138/69 kV - Ampliación

Se ampliará la capacidad de transformación 138/69 kV, mediante la instalación de un segundo autotransformador trifásico de 200/224 MVA de capacidad, con ULTC y las correspondientes bahías de alta y baja tensión, obra que permitirá atender el crecimiento de la demanda del norte de la ciudad de Guayaquil, brindando una mayor seguridad y con abilidad del suministro de energía eléctrica, especialmente a la planta de tratamiento de agua potable de la ciudad.

Además, este transformador servirá de respaldo ante daños que podrían presentarse en la subestación Caraguay, para lo que se reubicaría en este sitio. Esta obra está siendo nanciada con recursos del Fondo de Solidaridad de acuerdo con el Mandato Constituyente No. 009.

7.4.38. Sistema de Transmisión de 500 kV

El mapa energético ecuatoriano se está modi cando debido al desarrollo de nuevos proyectos de generación hidroeléctrica en el país, así como por la entrada en operación de la nueva interconexión con Colombia, lo que lleva a que en años futuros deba reducirse a cantidades mínimas el despacho de generación termoeléctrica en el país y principalmente en la ciudad de Guayaquil, lo cual en contraposición, obliga a una mayor exigencia del sistema troncal de transmisión mediante el cual se atiende a esta zona del país, re ejándose altas pérdidas de potencia y energía en el sistema, bajos per les de voltaje, elevados requerimientos de compensación capacitiva, riesgo de colapso del sistema nacional por contingencia en líneas, etc.

El Gobierno Nacional está impulsando el desarrollo de grandes proyectos de generación hidroeléctrica como el Coca Codo Sinclair de 1.500 MW de capacidad. De igual manera, CELEC-HIDROPAUTE desarrollará el proyecto hidroeléctrico Sopladora, el cual estará ubicado aguas abajo de la central Molino.

Por otra parte, se prevé la incorporación al SNI de los proyectos hidroeléctricos Minas de 273 MW, La Unión de 80 MW, Chespí de 167 MW y Toachi Pilatón de 228 MW. Adicionalmente, existe la posibilidad de desarrollar la generación que utiliza gas natural instalando nuevas unidades en Bajo Alto e inclusive en Arenillas, donde se aprovecharía el gas natural proveniente del norte del Perú.

En cualquiera de estos casos, para evacuar esas grandes capacidades hacia el SNI, se requiere contar con un sistema de transmisión de gran capacidad, de 500 kV, como el que el CONELEC aprobó en el Plan de Expansión de Transmisión, periodo 2007-2016.

En dicho plan se aprobó la implementación de un sistema de transmisión a 500 kV que una los centros de carga de Quito y Guayaquil, con subestaciones que estarían ubicadas cerca de estas ciudades, que en principio se estimó que podría ser en Pifo y Yaguachi, respectivamente, las mismas que se interconectarían mediante una línea de transmisión de 500 kV, 300 km de longitud, 1 circuito, conductor 4 x 750 ACAR, cuyo recorrido sería Quito (Pifo)–Ambato–Guaranda–Babahoyo–Guayaquil (Yaguachi).

Hace pocos años atrás, la empresa Consultora Nippon Koei Co. Ltda. de Japón, realizó para la entonces TRANSELECTRIC S. A. un estudio de expansión del sistema de transmisión ecuatoriano, en el cual se determinó que para evacuar la posible generación del proyecto Sopladora se deberá construir un sistema de transmisión de 500 kV, desde la

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subestación que se ubicaría junto a dicha central de generación (que a su vez se interconectaría con la subestación Molino a 230 kV) hacia una subestación que se ubique en la ciudad de Guayaquil, recomendación que fue con rmada por los estudios realizados por la empresa transmisora.

CELEC-TRANSELECTRIC ha estimado pertinente que, independientemente de la forma o fuente de nanciamiento, es indispensable que el país cuente con un plan de obras para el sistema de transmisión de 500 kV, con la nalidad de optimizar el uso de los recursos energéticos, tanto existentes como futuros, así como para mejorar la con abilidad del suministro de potencia y energía en el SNI, lo que redundará en el bienestar de todos los ecuatorianos.

Como parte del plan de expansión vigente, se estableció como la mejor alternativa para evacuar la generación de los proyectos Coca Codo Sinclair y Sopladora hacia el SNI, la implementación del sistema de transmisión de 500 kV propuesto en el PET 2007 - 2016, el cual unirá los principales centros de carga de Quito y Guayaquil y consecuentemente permitirá la implementación de sistemas radiales de 500 kV desde Pifo hacia Coca Codo Sinclair y desde Yaguachi hacia Sopladora.

El ramal de 500 kV Yaguachi – Sopladora tiene adicionalmente el objetivo de permitir la evacuación de la producción energética de la central Cardenillo, que se desarrollaría a futuro aguas abajo de Sopladora, aprovechando la regulación de caudales que produce la represa de Mazar.

De los análisis preliminares realizados, en principio se considera que las líneas de transmisión de 500 kV tendrán 4 conductores por fase lo que reducirá el efecto corona y la radio interferencia, además se dispondrá de la conexión de bancos de reactores en los extremos de la líneas, lo que permitirá disminuir los sobrevoltajes por efecto Ferranti derivados de las maniobras operativas de la red, diseño que será optimizado en los estudios de nitivos que deben realizarse en el corto plazo.

Las obras consideradas en este proyecto, son:

Líneas de Transmisión:

• Línea de transmisión Pifo (Quito) – Yaguachi (Guayaquil), 500 kV, 300 km, un circuito, conductor 4x750 ACAR.

• Línea de transmisión Pifo – Coca Codo Sinclair, 500 kV, 125 km, dos líneas de un circuito cada una, conductor 4x750 ACAR.

• Línea de transmisión Yaguachi – Sopladora, 500 kV, 180 km, un circuito, conductor 4x750 ACAR.

• Línea de transmisión Molino – Sopladora, 230 kV, 12 km, doble circuito, conductor ACAR 1200.

• Línea de transmisión Sopladora – enlace Riobamba y Totoras, 230 kV, 12 km, doble circuito, conductor ACAR 1200.

Estos tramos de línea de 230 kV permitirán interconectar las subestaciones Molino y Sopladora, lo que brindará una mayor con abilidad a la operación de las centrales

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hidroeléctricas de Mazar, Paute y Sopladora. Debido a la di cultad de ampliar la barra de 230 kV de la subestación Molino, se propone utilizar las bahías de las líneas Paute-Riobamba y Paute-Totoras, para realizar la mencionada conexión mediante una línea de 12 km de longitud, doble circuito y, construir otro tramo de línea de alrededor de 12 km, doble circuito, para conectar las subestaciones Riobamba y Totoras con la subestación Sopladora en lugar de Molino.

El ingreso en operación de estas dos líneas de 230 kV permitirá evacuar la generación de las primeras unidades de Sopladora hacia la subestación Molino (época de estiaje).

Subestaciones:

• Subestación Pifo, 500/230 kV:

- Tres bancos de transformadores monofásicos de 450 MVA, 500/230 kV.

- Un transformador monofásico de 150 MVA, 500/230 kV, de reserva.


- Tres bahías de transformador de 500 kV.


- Una bahía de reactor de línea de 500 kV (4x28 MVAR).

- Un reactor de línea de 500 kV (4x28 MVAR).

- Dos bahías de reactor de línea de 500 kV (1x28 MVAR).

- Dos reactores de línea de 500 kV (1x28 MVAR).

- Módulo común de 500 kV (protecciones, SS.AA., control, etc.).

- Tres bahías de transformador de 230 kV.

- Una bahía de reactor de barra de 230 kV.

- Un reactor de barra de 230 kV (60 MVAR).

• Subestación Yaguachi, 500/230 kV:

- Dos bancos de transformadores monofásicos de 450 MVA, 500/230 kV.










- Ocho bahías de línea de 230 kV.

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• Subestación Coca Codo Sinclair, 500/230 kV:

- Cuatro bancos de transformadores monofásicos de 450 MVA, 500/230 kV.





- Dos bahías de reactor de línea de 500 kV (1x28 MVAR).

- Dos reactores de línea de 500 kV (1x28 MVAR).


- Una bahía de línea de 230 kV (para línea a Nueva Loja).


- Ocho bahías de transformador de 230 kV (unidades de generación).


• Subestación Sopladora, 500/230 kV:

- Un banco de transformadores monofásicos de 450 MVA, 500/230 kV.









- Tres bahías de transformador de 230 kV (unidades de generación).


Los estudios realizados determinan que el Sistema Nacional Interconectado todavía no tiene la su ciente robustez para soportar la operación de un sistema de transmisión a 500 kV; sin embargo, debido al ingreso de los diferentes proyectos hidroeléctricos como Sopladora, se debe anticipar la construcción del sistema de 500 kV asociado a esta generación, el mismo que en una primera etapa podría operar energizado a 230 kV.

El presupuesto del equipamiento de 500 kV, debido a la falta de experiencia de nuestro país en estos niveles de voltaje, fueron establecidos utilizando información de costos extraídos del Estudio “Determinación del Costo FOB de los Elementos Técnicos y el Factor de Instalación para Unidades Constructivas” realizado por HMV Ingenieros Ltda. para la CREG de Colombia en junio de 2006.

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7.5. PRESUPUESTO DEL PLAN DE EXPANSIÓN

El presupuesto que se requiere para ejecutar el PET 2009-2020 conforme ha sido aprobado por el CONELEC, alcanza la cifra de USD 892’288.000, que se compone de lo siguiente:

Tabla 7.2 PRESUPUESTO GENERAL (miles USD)

La descomposición anual del presupuesto que se presenta en la Tabla No. 7.3, supone que toda la inversión se concentra en el año de entrada en operación.

Tabla 7.3 PRESUPUESTO ANUAL (miles USD)

Estas cifras, cuya única nalidad es proporcionar información sobre los presupuestos globales de inversión, di eren del ujo real de fondos que exigen proyectos de este tipo, cuya ejecución generalmente es multianual, llegando en términos normales hasta los tres años, pudiendo extenderse por situaciones particulares que suelen presentarse, como es

2009 121,394 30,076 0 151,470

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2012 56,521 0 53,389 109,910

2013 37,250 0 266,609 303,859

2014 17,324 0 0 17,324

2015 720 0 0 720

2016 20,369 0 0 20,369

2017 2,327 0 0 2,327

2018 12,270 0 0 12,270

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el caso de las demoras ocasionadas por la negociación de los derechos de vía, que se vuelve cada vez más di cultosa.

Para llegar a obtener la información sobre el ujo de fondos, es necesario partir de la programación de detalle y el cronograma valorado de cada uno de los proyectos. Esta información forma parte del programa de inversiones de las empresas del sector eléctrico.

Cabe puntualizar adicionalmente que por efectos del Mandato Constituyente No. 9 de 13 de mayo de 2008, el Fondo de Solidaridad fue autorizado a utilizar los recursos patrimoniales que mantenía como fondos de inversión, en la capitalización de las empresas de las cuales es accionista (entre ellas TRANSELECTRIC S.A., actual CELEC-TRANSELECTRIC), mediante la ejecución de planes de inversión que consideren obras prioritarias para el país.

En este contexto, algunos proyectos que forman parte del PET están siendo nanciados con estos recursos, conforme se muestra la Tabla No. 7.4

Tabla 7.4PROYECTOS FINANCIADOS CON MANDATO No.9

PRESUPUESTO (miles USD)

En la Tabla No. 7.5 que se incorpora a continuación, se muestra con un detalle por rubros globales, el contenido del PET 2009-2020.

En lo concerniente al nanciamiento, es necesario recordar que con fecha 23 de julio de 2008, la Asamblea Constituyente emitió el Mandato Constituyente No. 15, que estableció cambios importantes en el manejo del sector eléctrico, particularmente en el tema tarifario, eliminando la componente destinada a nanciar la expansión de la transmisión, determinando que los recursos necesarios para tales nes, serán cubiertos por el Estado a través de su Presupuesto General.

Lamentablemente este mandato se ha cumplido de manera parcial, pues mientras por un lado, la empresa de transmisión recibió recursos para nanciar la expansión provenientes de la tarifa, únicamente hasta el mes de julio de 2008, posteriormente, no recibió del Ministerio de Finanzas todos los recursos que requería su programa de inversiones. Es así como de los USD 43’092.720 que solicitó el Fondo de Solidaridad al Ministerio de Finanzas para cubrir las inversiones en transmisión correspondientes a los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2008, se trans rieron únicamente USD 14’364.240 correspondientes al mes de octubre.

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Tabla 7.5PRESUPUESTO POR PROYECTO (miles USD)

Para el 2009, el requerimiento de recursos para el programa de inversiones del transmisor alcanza aproximadamente USD 147 millones, pero en el Plan Anual de Inversiones se ha asignado solo USD 30 millones, lo cual implica la necesidad de ubicar nuevas fuentes de nanciamiento para la ejecución del Plan.

La no ejecución de los proyectos en los términos contenidos en este Plan, genera situaciones de riesgo para el Sistema Nacional de Transmisión, que podrían afectar la calidad y la seguridad en el suministro.

El presupuesto de inversiones que corresponde al Plan de Expansión descrito se detalla en el Anexo 7.2. En este cuadro el costo de cada uno de los proyectos se ha concentrado en el año en el que entran en operación, y no muestra el ujo real de desembolsos.

En el Anexo 7.3 se presenta un diagrama uni lar del Sistema Nacional de Transmisión, con los proyectos considerados en el plan de expansión.

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En el Anexo 7.4 se detallan las fechas estimadas de entrada en operación de las diversas obras que componen el PET 2009 - 2020.

7.6. EL SISTEMA DE 500 kV

El PET incorpora además el Sistema de Transmisión de 500 kV. Las obras consideradas dentro de este sistema se encuentran detalladas en el ANEXO 7.2 y en el ANEXO 7.4. Los tramos de línea de 230 kV permitirán interconectar las subestaciones Molino y Sopladora, lo que brindará una mayor con abilidad a la operación de las centrales hidroeléctricas de Mazar, Paute y Sopladora.

Debe entenderse que dada la falta de experiencia y el escaso conocimiento que se tiene en el país sobre el diseño, construcción y operación de sistemas de transmisión a este nivel de voltaje, exige un importante esfuerzo del transmisor. Este último contratará en el corto plazo, bajo la gura de un crédito no reembolsable procedente del BID, el asesoramiento de técnicos y organismos con amplia experiencia en el tema, los estudios correspondientes para la determinación de la con guración del sistema de 500 kV que expanda e cientemente nuestro SNT.

En tal virtud, la con guración del sistema de 500 kV que se ha incorporado en el PET 2009 - 2020, constituye una primera estimación que deberá ser con rmada o recti cada con los resultados de los estudios citados. El presupuesto del equipamiento de este sistema, que se ha estimado en USD 364,4 millones, tomando como referencia estudios de costos que para sistemas similares se han realizado en países vecinos, podría sufrir cambios en las actualizaciones posteriores.

7.7. NUEVOS PROYECTOS EN ESTUDIO Y FUTUROS CAMBIOS EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN.

En el Plan de Expansión de Transmisión 2009 – 2020, se incluyen nuevos proyectos previstos para el largo plazo (2016-2020), los cuales podrían sufrir cambios en la medida en que se cuenten con mayores precisiones:

• Sistema de Transmisión Totoras – Guaranda, 138 kV (2016)

• Sistema de Transmisión Dos Cerritos – Durán, 138 kV (2016)

• Sistema de Transmisión Nueva Loja - Orellana, 138 kV (2017)

• Sistema de Transmisión Nueva Prosperina – Santa Elena, 230 (2019)

Estos proyectos han sido concebidos para tener capacidad su ciente para enfrentar el crecimiento de la demanda previsto para la provincia de Bolívar, Guayaquil y su área de in uencia, la zona nororiental y la provincia de Santa Elena.

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ANEXOS DEL CAPÍTULO 7Anexo 7.1

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/69

kV, a

mpl

iaci

ón.

S/E

San

ta E

lena

, 138

/69

kV, a

mpl

iaci

ón.

S/E

Bab

ahoy

o, 1

38/6

9 kV

, am

plia

ción

.

S/E

San

to D

omin

go, 2

30/1

38 k

V, a

mpl

iaci

ón.

S/E

Cho

ne, 1

38/6

9 kV

, am

plia

ción

.

AN

EX

O 7

.4

F

EC

HA

ES

TIM

AD

A D

E IN

GR

ES

O E

N O

PE

RA

CIÓ

N D

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BR

AS

1 d

e 10

CA

PÍT

ULO

7


Nº

ALT

ER

NA

TIV

A D

E

EX

PA

NS

IÓN

NO

MB

RE

DE

L P

RO

YE

CT

OO

BR

AA

ño

Seg

undo

tran

sfor

mad

or, 3

3/44

MV

A, 1

38/6

9 kV

.20

12

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2012

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co, 1

00/1

33/1

67 M

VA

.20

12

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV (

com

plet

ar e

sque

ma

barr

as).

2012

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V (

com

plet

ar e

sque

ma

barr

as).

2012

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

12

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co, 2

0/27

/33

MV

A.

2014

2 ba

hías

de

tran

sfor

mad

or d

e 13

8 kV

(co

mpl

etar

esq

uem

a B

P+

BT

).20

14

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2014

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2014

Seg

undo

tran

sfor

mad

or, 4

0/53

/66

MV

A.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2016

Tra

nsfo

rmad

or m

óvil

138/

69 k

V, 6

0/80

MV

A.

Tra

nsfo

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or m

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69 k

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0/80

MV

A.

2010

Tra

nsfo

rmad

ores

Mon

ofás

icos

(cu

arta

uni

dad)

Pas

cual

es: T

rans

form

ador

1, 2

30/1

38 k

V, 7

5/10

0/12

5 M

VA

.20

09

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

10

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2010

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

11

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2011

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2011

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV.

2009

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2009

2 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2009

S/E

San

ta R

osa:

nue

vo s

iste

ma

de c

ontr

ol.

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2009

S/E

Pas

cual

es:

nuev

o si

stem

a de

con

trol

.S

/E P

ascu

ales

: nu

evo

sist

ema

de c

ontr

ol.

2009

S/E

Ibar

ra:

nuev

o si

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a de

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trol

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/E Ib

arra

: nu

evo

sist

ema

de c

ontr

ol.

2009

S/E

Sal

itral

: nu

evo

sist

ema

de c

ontr

ol.

S/E

Sal

itral

: nu

evo

sist

ema

de c

ontr

ol.

2009

4S

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ma

de R

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tro

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vent

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prim

era

fase

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tem

a de

Reg

istr

o de

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ntos

- p

rimer

a fa

se.

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a fa

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2009

Am

plia

ción

de

Sub

esta

cion

es.

2 3M

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niza

r S

ubes

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ones

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ició

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alid

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ervi

cio.

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cion

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Reg

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el S

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cio)

.

S/E

San

Gre

gorio

(P

orto

viej

o), 2

30/6

9 kV

, am

plia

ción

.

S/E

Pos

orja

, 138

/69

kV, a

mpl

iaci

on.

S/E

Am

bato

, 138

/69

kV, a

mpl

iaci

ón.

S/E

Loj

a, 1

38/6

9 kV

, am

plia

ción

.

S/E

Nue

va P

rosp

erin

a (P

erim

etra

l), 2

30/6

9 kV

, am

plia

ción

.

S/E

Pifo

(E

l Ing

a), 2

30/1

38 k

V, a

mpl

iaci

ón.

Bah

ías

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mer

genc

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va

AN

EX

O 7

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HA

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GR

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O E

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PE

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CIÓ

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2 d

e 10

CA

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UL

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Nº

ALT

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TIV

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IÓN

NO

MB

RE

DE

L P

RO

YE

CT

OO

BR

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L/T

Mila

gro

- M

acha

la, 2

30 k

V, 1

35 K

m, m

onta

je p

rimer

circ

uito

.L/

T M

ilagr

o -

Mac

hala

, 230

kV

, 135

Km

, mon

taje

prim

er c

ircui

to.

2009

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2008

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2011

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV.

2009

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2009

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2009

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

10

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV (

más

una

de

Mac

hala

Pow

er).

2010

2 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2010

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2010

L/T

Mila

gro

- S

an Id

elfo

nso,

230

kV

, 114

Km

, mon

taje

2do

. circ

uito

.20

11

L/T

San

Idel

fons

o -

Mac

hala

, 230

kV

, 21

Km

, mon

taje

2do

. circ

uito

.20

12

L/T

Cue

nca

- Lo

ja, 1

35 K

m, m

onta

je d

el s

egun

do c

ircui

to.

L/T

Cue

nca

- Lo

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35 K

m, m

onta

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do c

ircui

to.

2010

S/E

Cue

nca,

am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

S/E

Cue

nca,

am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

2010

S/E

Loj

a, a

mpl

iaci

ón 1

bah

ía d

e lín

ea d

e 13

8 kV

.S

/E L

oja,

am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

2010

S/E

Loj

a, a

mpl

iaci

ón 1

bah

ía d

e tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

S/E

Loj

a, a

mpl

iaci

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bah

ía d

e tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2010

L/T

Que

vedo

- S

an G

rego

rio (

Por

tovi

ejo)

, 230

kV

, 110

Km

, prim

er c

kt.

L/T

Que

vedo

- S

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, 230

kV

, 110

Km

, prim

er c

kt.

2009

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2009

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2012

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

09

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2009

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

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V.

2012

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

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ador

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2009

S/E

Por

tovi

ejo,

am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

S/E

Por

tovi

ejo,

am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

2009

L/T

Por

tovi

ejo-

San

Gre

gorio

-Der

iv. M

onte

cris

ti 13

8 kV

, 27.

0 K

m.

L/T

Por

tovi

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Gre

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m.

2009

L/T

Der

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cris

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onte

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8 kV

, 7.0

Km

, 2 c

kt. (

mon

taje

uno

).L/

T D

eriv

. Mon

tecr

isti-

Mon

tecr

isti

138

kV, 7

.0 K

m, 2

ckt

. (m

onta

je u

no).

2009

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 60

/80/

100

MV

A.

2009

1 ba

hía

de lí

nea

de 1

38 k

V.

2009

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

09

L/T

Que

vedo

- S

an G

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Por

tovi

ejo)

, 230

kV

, mon

taje

2do

. ckt

.L/

T Q

ueve

do -

San

Gre

gorio

(P

orto

viej

o), 2

30 k

V, m

onta

je 2

do. c

kt.

2012

L/T

Zho

ray-

Sin

inca

y (C

uenc

a), 2

30 k

V, 5

2 K

m, m

onta

je u

n ci

rcui

to.

L/T

Zho

ray-

Sin

inca

y (C

uenc

a), 2

30 k

V, 5

2 K

m, m

onta

je u

n ci

rcui

to.

2009

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 10

0/13

3/16

7 M

VA

.20

09

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2009

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

09

Sis

tem

a de

tran

smis

ión

Mila

gro

- M

acha

la, 2

30 k

V.

5 8S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n Z

hora

y -

Cue

nca,

230

kV

.

6S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n C

uenc

a -

Loja

, 138

kV

.

7S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n Q

ueve

do -

P

orto

viej

o, 2

30 k

V.

S/E

Que

vedo

, am

plia

ción

:

S/E

San

Gre

gorio

(ex

San

Cay

etan

o), 2

30/1

38 k

V.

S/E

Mon

tecr

isti

(ex

Man

ta),

138

/69

kV.

S/E

Sin

inca

y (C

uenc

a), 2

30/6

9 kV

.

S/E

Mila

gro,

am

plia

ción

:

S/E

Mac

hala

, am

plia

ción

:

S/E

Idel

fons

o, 2

30/1

38 k

V, a

mpl

iaci

ón:

L/T

Mila

gro

- M

acha

la, 2

30 k

V, m

onta

je s

egun

do c

ircui

to.

AN

EX

O 7

.4

F

EC

HA

ES

TIM

AD

A D

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GR

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O E

N O

PE

RA

CIÓ

N D

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AS

3 d

e 10

CA

PÍT

ULO

7


Nº

ALT

ER

NA

TIV

A D

E

EX

PA

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IÓN

NO

MB

RE

DE

L P

RO

YE

CT

OO

BR

AA

ño

L/T

Lag

o C

hong

ón-S

ta. E

lena

, 138

kV

(di

seña

da 2

30kV

), 8

1 K

m.

L/T

Lag

o C

hong

ón-S

ta. E

lena

, 138

kV

(di

seña

da 2

30kV

), 8

1 K

m.

2010

7 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2010

S/E

San

ta E

lena

, am

plia

ción

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bahí

a de

líne

a de

138

kV

.20

10

San

ta R

osa,

138

kV

, 3 x

27

MV

AR

San

ta R

osa,

138

kV

, 3 x

27

MV

AR

2009

Esm

eral

das

69 k

V, 2

x 1

2 M

VA

RE

smer

alda

s 69

kV

, 2 x

12

MV

AR

2009

Dos

Cer

ritos

, 69

kV, 2

x 1

2 M

VA

RD

os C

errit

os, 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

2009

Pas

cual

es, 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

Pas

cual

es, 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

2009

Nue

va P

rosp

erin

a (P

erim

etra

l), 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

Nue

va P

rosp

erin

a (P

erim

etra

l), 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

2009

Pas

cual

es, 1

38 k

V, 2

x 3

0 M

VA

RP

ascu

ales

, 138

kV

, 2 x

30

MV

AR

2009

Mon

tecr

isti

69 k

V, 1

x 1

2 M

VA

RM

onte

cris

ti 69

kV

, 1 x

12

MV

AR

2010

Trin

itaria

, 69

kV, 2

x 1

2 M

VA

RT

rinita

ria, 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

2011

Pom

asqu

i, 13

8 kV

, 1 x

25

MV

AR

Pom

asqu

i, 13

8 kV

, 1 x

25

MV

AR

2011

Pas

cual

es, 6

9 kV

, 1 x

12

MV

AR

Pas

cual

es, 6

9 kV

, 1 x

12

MV

AR

2011

Pas

cual

es, 1

38 k

V, 1

x 3

0 M

VA

RP

ascu

ales

, 138

kV

, 1 x

30

MV

AR

2011

Pas

cual

es, 1

38 k

V, 1

x 3

0 M

VA

RP

ascu

ales

, 138

kV

, 1 x

30

MV

AR

2012

Las

Esc

lusa

s, 1

38 k

V, 2

x 3

0 M

VA

RLa

s E

sclu

sas,

138

kV

, 2 x

30

MV

AR

2013

Esm

eral

das

69 k

V, 1

x 1

2 M

VA

RE

smer

alda

s 69

kV

, 1 x

12

MV

AR

2014

Bab

ahoy

o 69

kV

, 1 x

12

MV

AR

Bab

ahoy

o 69

kV

, 1 x

12

MV

AR

2015

Pas

cual

es, 6

9 kV

, 1 x

12

MV

AR

Pas

cual

es, 6

9 kV

, 1 x

12

MV

AR

2015

Las

Esc

lusa

s, 1

38 k

V, 1

x 3

0 M

VA

RLa

s E

sclu

sas,

138

kV

, 1 x

30

MV

AR

2016

Las

Esc

lusa

s, 1

38 k

V, 1

x 3

0 M

VA

RLa

s E

sclu

sas,

138

kV

, 1 x

30

MV

AR

2017

Trin

itaria

69

kV, 1

x 1

2 M

VA

RT

rinita

ria 6

9 kV

, 1 x

12

MV

AR

2017

Nue

va S

alitr

al, 2

30 k

V, 2

x 3

0 M

VA

RN

ueva

Sal

itral

, 230

kV

, 2 x

30

MV

AR

2017

Dos

Cer

ritos

, 138

kV

, 2 x

30

MV

AR

Dos

Cer

ritos

, 138

kV

, 2 x

30

MV

AR

2019

San

Jua

n de

Man

ta, 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

San

Jua

n de

Man

ta, 6

9 kV

, 2 x

12

MV

AR

2018

L/T

San

ta R

osa

- P

omas

qui,

230

kV, 2

circ

uito

s, 6

5 K

m.

L/T

San

ta R

osa

- P

omas

qui,

230

kV, 2

circ

uito

s, 6

5 K

m.

2010

S/E

San

ta R

osa,

am

plia

ción

.2

bahí

as d

e lín

ea d

e 23

0 kV

.20

10

S/E

Pom

asqu

i, am

plia

ción

.R

eact

or 2

5 M

VA

R, 2

30 k

V (

bahí

a 23

0 kV

).20

09

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co 4

0/53

/66

MV

A (

cam

bio

Ibar

ra 3

3MV

A).

2009

5 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2009

L/T

Sal

itral

- T

rinita

ria, 1

38 k

V, 2

circ

uito

s, 1

2 K

m.

L/T

Sal

itral

- T

rinita

ria, 1

38 k

V, 2

circ

uito

s, 1

2 K

m.

2009

S/E

Sal

itral

, am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

2010

S/E

Sal

itral

, am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

2010

S/E

Trin

itaria

, am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV (

SF

6).

S/E

Trin

itaria

, am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV (

SF

6).

2010

9S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n La

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hong

ón -

S. E

lena

, 13

8 kV

.

12S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n N

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ient

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138

kV.

13S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n S

alitr

al -

Trin

itaria

, 138

kV

.

10C

ompe

nsac

ión

capa

citiv

a.

11S

iste

mad

e T

rans

mis

ión

Sta

. Ros

a -

Pom

asqu

i II E

tapa

.

S/E

de

secc

iona

mie

nto

Lago

de

Cho

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, 138

kV

.

S/E

Bañ

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Ago

yán)

, 138

kV

.

S/E

Sal

itral

, am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

AN

EX

O 7

.4

F

EC

HA

ES

TIM

AD

A D

E IN

GR

ES

O E

N O

PE

RA

CIÓ

N D

E O

BR

AS

4 d

e 10

CA

PÍT

UL

O 7


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ALT

ER

NA

TIV

A D

E

EX

PA

NS

IÓN

NO

MB

RE

DE

L P

RO

YE

CT

OO

BR

AA

ño

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

09

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV.

2009

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV (

Sec

c. 2

do. c

ircui

to P

ascu

ales

-Trin

itaria

).20

09

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2009

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2009

4 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

09

Cap

acito

res

2x12

MV

AR

en

69 k

V (

cost

o en

num

eral

10.

4).

2009

Tra

mo

L/T

2 x

3 K

m, 2

30 k

V, d

oble

circ

uito

, mon

taje

inic

ial u

no.

2009

Tra

mo

L/T

2 x

3 K

m, 2

30 k

V, d

oble

circ

uito

, mon

taje

2do

. ckt

.20

09

L/T

Trin

itaria

- L

as E

sclu

sas,

230

kV

, 2 c

ircui

tos,

7.5

Km

. L/

T T

rinita

ria -

Las

Esc

lusa

s, 2

30 k

V, 2

circ

uito

s, 7

.5 K

m.

2/

2006

S/E

Trin

itaria

, am

plia

ción

2 b

ahía

s de

líne

a de

230

kV

(S

F6)

.S

/E T

rinita

ria, a

mpl

iaci

ón 2

bah

ías

de lí

nea

de 2

30 k

V (

SF

6).

2010

L/T

Trin

itaria

- L

as E

sclu

sas,

230

kV

, 7.5

Km

(M

onta

je s

egun

do c

ircui

to).

L/T

Trin

itaria

- L

as E

sclu

sas,

230

kV

, 7.5

Km

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2009

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

10

4 ba

hías

de

línea

de

230

kV20

10

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2010

4 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2010

Terr

eno

17 H

a (3

.8U

S$

/ m2

más

cer

ram

ient

o).

2010

Tra

mo

L/T

2 x

3 K

m, 2

30 k

V, d

oble

circ

uito

.20

10

L/T

Tot

oras

- Q

ueve

do, 2

30 k

V, 2

circ

uito

s, 1

05 K

m.

L/T

Tot

oras

- Q

ueve

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30 k

V, 2

circ

uito

s, 1

05 K

m.

2010

S/E

Tot

oras

, am

plia

ción

2 b

ahía

s de

líne

a de

230

kV

.S

/E T

otor

as, a

mpl

iaci

ón 2

bah

ías

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2010

S/E

Que

vedo

, am

plia

ción

2 b

ahía

s de

líne

a de

230

kV

.S

/E Q

ueve

do, a

mpl

iaci

ón 2

bah

ías

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2010

S/E

Loj

a, a

mpl

iaci

ón 1

bah

ía d

e lín

ea d

e 13

8 kV

.S

/E L

oja,

am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

138

kV.

2012

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 20

/27/

33 M

VA

.20

12

1 ba

hía

de lí

nea

de 1

38 k

V.

2012

2 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

12

L/T

Cue

nca

- Lo

ja, c

ambi

o 9

km fi

nale

s a

4 ck

t. (p

ara

Cum

bara

tza)

.L/

T C

uenc

a -

Loja

, cam

bio

9 km

fina

les

a 4

ckt.

(par

a C

umba

ratz

a).

2010

L/T

Loj

a -

Cum

bara

tza,

138

kV

, 1 c

irc.,

19 K

m. (

usa

torr

es r

emov

idas

).L/

T L

oja

- C

umba

ratz

a, 1

38 k

V, 1

circ

., 19

Km

. (us

a to

rres

rem

ovid

as).

2010

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 40

/53/

67 M

VA

.20

10

2 ba

hía

de lí

nea

de 1

38 k

V.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2010

2 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2010

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

10

16S

ubes

taci

ón E

l Ing

a (P

ifo),

230

/138

kV

.

17S

iste

ma

de tr

ansm

isón

To

tora

s -

Que

vedo

, 230

kV

.

14S

ubes

taci

ón N

ueva

Pro

sper

ina

(Per

imet

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230

/69

kV.

15S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n T

rinita

ria -

La

s E

sclu

sas

230

kV

.

18S

iste

ma

de tr

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n Lo

ja -

Cum

bara

tza,

138

kV

.

19S

ubes

taci

ón Q

uini

ndé,

13

8/69

kV

.

S/E

El I

nga

(Pifo

), 2

30/1

38 k

V.

S/E

Cum

bara

tza,

138

/69

kV.

S/E

Qui

nind

é, 1

38/6

9 kV

.

S/E

Nue

va P

rosp

erin

a (P

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etra

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9 kV

.

AN

EX

O 7

.4

F

EC

HA

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TIM

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GR

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CIÓ

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TIV

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MB

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RO

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BR

AA

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iste

ma

de tr

ansm

isió

n To

tora

s-A

mba

to13

8kV

L/T

Tot

oras

- A

mba

to, 1

38 k

V (

repo

tenc

iaci

ón).

Líne

a 13

8kV

, 7 K

m, c

ambi

o co

nduc

tor

397.

5 A

CS

R p

or 7

50 A

CA

R.

2009

L/T

CC

Sin

clai

r-N

ueva

Loj

a, 2

30kV

, 70K

m, 2

circ

uito

s, m

onta

je u

no.

L/T

CC

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30kV

, 70K

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2011

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 10

0/13

3/16

7 M

VA

.20

11

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2011

1 ba

hía

de a

copl

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nto

de 2

30 k

V.

2011

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2011

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2011

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

11

Tra

nsfo

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or tr

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/27/

33 M

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.20

16

1 ba

hía

de lí

nea

de 1

38 k

V.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2016

2 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

16

S/E

Tot

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, am

plia

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1 b

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línea

de

138

kV.

S/E

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línea

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138

kV.

2016

L/T

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38 k

V, 6

0 K

m, u

n ci

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L/T

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2016

L/T

San

Gre

gorio

- S

an J

uan

230

kV, 2

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, mon

taje

de

uno,

35.

0 K

m.

L/T

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2011

Tra

nsfo

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or tr

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5/18

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5 M

VA

.20

11

1 ba

hía

de lí

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de 2

30 k

V.

2011

1 ba

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de a

copl

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nto

de 2

30 k

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2011

5 ba

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línea

de

69 k

V.

2011

1 ba

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69 k

V.

2011

1 ba

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ansf

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cia

de 6

9 kV

.20

11

1 ba

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de 2

30 k

V.

2011

1 ba

hía

de tr

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orm

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de

230

kV (

com

plet

ar e

sque

ma

de b

arra

s).

2011

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V (

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2011

L/T

Mac

hala

- L

a U

nión

, 230

kV

, 18

Km

, 2 c

ircui

tos,

120

0 A

CA

R.

L/T

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2012

L/T

La

Uni

ón -

Min

as, 2

30 k

V, 1

6 K

m, 2

circ

uito

s, 1

200

AC

AR

.L/

T L

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nión

- M

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, 230

kV

, 16

Km

, 2 c

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120

0 A

CA

R.

2013

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV.

2013

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV.

2012

2 ba

hías

de

tran

sfor

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or d

e 23

0 kV

.20

12

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2012

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV.

2013

4 ba

hías

de

tran

sfor

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or d

e 23

0 kV

.20

13

1 ba

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nto

de 2

30 k

V.

2013

S/E

Mac

hala

, am

plia

ción

.2

bahí

as d

e lín

ea d

e 23

0 kV

.20

12

L/T

Pom

asqu

i-Che

spi,

138

kV, 2

5 K

m, 2

circ

uito

s, 7

50 A

CA

R.

L/T

Pom

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spi,

138

kV, 2

5 K

m, 2

circ

uito

s, 7

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CA

R.

2013

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2013

2 ba

hías

de

tran

sfor

mad

or d

e 13

8 kV

.20

13

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2013

S/E

Pom

asqu

i, am

plia

ción

.2

bahí

as d

e lín

ea d

e 13

8 kV

.20

13

21S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n C

CS

incl

air

- N

ueva

Loj

a, 2

30kV

.

22S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n To

tora

s -

Gua

rand

a, 1

38 k

V.

Sis

tem

a de

tran

smis

ión

Pom

asqu

i -

Che

spi,

138

kV.

2523S

iste

ma

tran

smis

ión

S. G

rego

rio -

S

an J

uan

de M

anta

, 230

kV

.

24S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n M

acha

la-L

a U

nión

-Min

as, 2

30 k

V.

S/E

Nue

va L

oja,

230

/69

kV.

S/E

Gua

rand

a, 1

38/6

9 kV

.

S/E

San

Jua

n de

Man

ta, 2

30/6

9 kV

.

S/E

San

Gre

gorio

, am

plia

ción

.

S/E

Min

as J

ubon

es

S/E

La

Uni

ón

AN

EX

O 7

.4

F

EC

HA

ES

TIM

AD

A D

E IN

GR

ES

O E

N O

PE

RA

CIÓ

N D

E O

BR

AS

6 d

e 10

S/E

Che

spi

CA

PÍT

UL

O 7


Nº

ALT

ER

NA

TIV

A D

E

EX

PA

NS

IÓN

NO

MB

RE

DE

L P

RO

YE

CT

OO

BR

AA

ño

Tap

línea

Toa

chi P

ilató

n, tr

amo

2 x

2 K

m, 2

30 k

V, d

oble

circ

uito

.Ta

p lín

ea T

oach

i Pila

tón,

tram

o 2

x 2

Km

, 230

kV

, dob

le c

ircui

to.

2012

L/T

Toa

chi P

ilató

n -

Sar

apul

lo, 2

30 k

V, 1

1 K

m, 1

circ

uito

, 120

0 A

CA

R.

L/T

Toa

chi P

ilató

n -

Sar

apul

lo, 2

30 k

V, 1

1 K

m, 1

circ

uito

, 120

0 A

CA

R.

2012

5 ba

hías

de

línea

de

230

kV.

2012

2 ba

hías

de

tran

sfor

mad

or d

e 23

0 kV

.20

12

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2012

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2012

2 ba

hías

de

tran

sfor

mad

or y

1 b

ahía

de

acop

lam

ient

o de

230

kV

.20

12

L/T

Yag

uach

i-N.S

alitr

al, 2

30 k

V, 5

5 K

m, 2

ckt

. (m

onta

je u

no),

120

0 A

CA

R.

L/T

Yag

uach

i-N.S

alitr

al, 2

30 k

V, 5

5 K

m, 2

ckt

. (m

onta

je u

no),

120

0 A

CA

R.

2014

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

14

1 ba

hías

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2014

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2014

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2014

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2014

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

14

4 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2014

S/E

Yag

uach

i, am

plia

ción

.1

bahí

a de

líne

a de

230

kV

.20

14

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 40

/53/

67 M

VA

.20

12

2 ba

hía

de lí

nea

de 1

38 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2012

2 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

12

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 22

5 M

VA

.20

13

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2013

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2013

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2013

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2013

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2013

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

13

Terr

eno

3Ha

2013

Ban

co d

e tr

ansf

orm

ador

es, 2

30/1

38 k

V, 2

25/3

00/3

75 M

VA

.20

13

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2013

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2013

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2013

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2013

L/T

Dos

Cer

ritos

-Las

Orq

uide

as, 1

38 k

V, 1

0 K

m, d

oble

circ

uito

, 750

AC

AR

.L/

T D

os C

errit

os-L

as O

rqui

deas

, 138

kV

, 10

Km

, dob

le c

ircui

to, 7

50 A

CA

R.

2013

27S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n Y

agua

chi -

N

ueva

Sal

itral

, 23

0 kV

.

28S

ubes

taci

ón C

have

zpam

ba

(Tab

acun

do),

138

/69

kV.

26S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n To

achi

Pila

tón,

230

kV

.

29S

iste

ma

tran

smis

ión

Dos

Cer

ritos

- L

as O

rqui

deas

, 13

8 kV

.

S/E

Allu

riquí

n

S/E

Nue

va S

alitr

al, 2

30/6

9 kV

AN

EX

O 7

.4

F

EC

HA

ES

TIM

AD

A D

E IN

GR

ES

O E

N O

PE

RA

CIÓ

N D

E O

BR

AS

7 d

e 10

S/E

Cha

vezp

amba

, 138

/69

kV.

S/E

Dos

Cer

ritos

, pat

io d

e 13

8 kV

.

S/E

Las

Orq

uide

as, 1

38/6

9 kV

.

S/E

Sar

apul

lo

CA

PÍT

ULO

7


Nº

ALT

ER

NA

TIV

A D

E

EX

PA

NS

IÓN

NO

MB

RE

DE

L P

RO

YE

CT

OO

BR

AA

ño

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 22

5 M

VA

.20

16

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2016

4 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2016

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

16

Terr

eno

3Ha

2016

S/E

Dos

Cer

ritos

, am

plia

ción

2 b

ahía

s de

líne

a de

138

kV

.S

/E D

os C

errit

os, a

mpl

iaci

ón 2

bah

ías

de lí

nea

de 1

38 k

V.

2016

L/T

Dos

Cer

ritos

-Dur

án, 1

38 k

V, 2

0 K

m, d

oble

circ

uito

, 477

AC

SR

.L/

T D

os C

errit

os-D

urán

, 138

kV

, 20

Km

, dob

le c

ircui

to, 4

77 A

CS

R.

2016

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 10

0/13

3/16

7 M

VA

.20

18

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2018

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV (

com

plet

ar e

sque

ma

barr

as).

2018

1 ba

hía

de lí

nea

de 1

38 k

V.

2018

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2018

S/E

Ore

llana

, am

pl. 2

bah

ías

de lí

nea

de 1

38 k

V (

com

plet

ar e

sque

ma)

.S

/E O

rella

na, a

mpl

. 2 b

ahía

s de

líne

a de

138

kV

(co

mpl

etar

esq

uem

a).

2018

L/T

Nue

va L

oja-

Ore

llana

, 138

kV

, 52

Km

, 2 c

kt (

mon

taje

uno

).L/

T N

ueva

Loj

a-O

rella

na, 1

38 k

V, 5

2 K

m, 2

ckt

(m

onta

je u

no).

2018

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 10

0/13

3/16

7 M

VA

.20

19

1 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2019

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2019

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2019

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2019

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

19

S/E

Nue

va P

rosp

erin

a, a

mpl

iaci

ón 1

bah

ía d

e lín

ea d

e 23

0 kV

.S

/E N

ueva

Pro

sper

ina,

am

plia

ción

1 b

ahía

de

línea

de

230

kV.

2019

L/T

N. P

rosp

erin

a-C

hong

ón(S

.Ele

na),

230

kV, 2

0Km

, 2 c

kt (

mon

taje

uno

).L/

T N

. Pro

sper

ina-

Cho

ngón

(S.E

lena

), 2

30kV

, 20K

m, 2

ckt

(m

onta

je u

no).

2019

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 10

0/13

3/16

7 M

VA

.20

12

2 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2012

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2012

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2012

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

12

Ban

co d

e tr

ansf

orm

ador

es, 2

30/1

38 k

V, 1

00/1

33/1

67 M

VA

.20

11

2 ba

hías

de

línea

de

230

kV (

SF

6).

2011

3 ba

hías

de

tran

sfor

mad

or d

e 23

0 kV

(S

F6)

.20

11

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V (

SF

6).

2011

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV

2011

S/E

San

to D

omin

go2

bahí

as d

e lín

ea d

e 23

0 kV

.20

11

L/T

Esm

eral

das

- S

to. D

omin

go, 2

30kV

, 155

Km

, 2 c

ircui

tos.

L/T

Esm

eral

das

- S

to. D

omin

go, 2

30kV

, 155

Km

, 2 c

ircui

tos.

2011

Sub

esta

ción

La

Tro

ncal

(e

x M

ilagr

o), 2

30/6

9 kV

.

34S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n E

smer

alda

s -

Sto

.Dom

ingo

, 230

kV

.

30S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n D

os C

errit

os -

Dur

án, 1

38 k

V.

31S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n N

ueva

Loj

a -

Ore

llana

, 138

kV

.

S/E

La

Tro

ncal

, 230

/69

kV.

S/E

Esm

eral

das,

230

/138

kV

.

S/E

Dur

án (

El R

ecre

o), 1

38/6

9 kV

.

AN

EX

O 7

.4

F

EC

HA

ES

TIM

AD

A D

E IN

GR

ES

O E

N O

PE

RA

CIÓ

N D

E O

BR

AS

8 d

e 10

32S

iste

ma

de tr

ansm

isió

n N

. Pro

sper

ina

- S

anta

Ele

na,

230

kV.

33

S/E

Nue

va L

oja,

230

/138

kV

.

S/E

San

ta E

lena

, 230

/69

kV.

CA

PÍT

UL

O 7


Nº

ALT

ER

NA

TIV

A D

E

EX

PA

NS

IÓN

NO

MB

RE

DE

L P

RO

YE

CT

OO

BR

AA

ño

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 13

5/18

0/22

5 M

VA

.20

09

4 ba

hía

de lí

nea

de 2

30 k

V (

más

una

de

Term

ogua

yas)

.20

09

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

230

kV.

2009

1 ba

hía

de a

copl

amie

nto

de 2

30 k

V.

2009

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV (

más

una

Inte

rvis

a y

una

Uly

ssea

s).

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2009

L/T

Mila

gro

- La

s E

sclu

sas,

230

kV

, 2 c

ircui

tos,

54

Km

.L/

T M

ilagr

o -

Las

Esc

lusa

s, 2

30 k

V, 2

circ

uito

s, 5

4 K

m.

2010

S/E

Mila

gro,

am

plia

ción

2 b

ahía

s de

líne

a de

230

kV

.S

/E M

ilagr

o, a

mpl

iaci

ón 2

bah

ías

de lí

nea

de 2

30 k

V.

2010

Tra

nsfo

rmad

or tr

ifási

co d

e 22

5 M

VA

.20

09

2 ba

hías

de

línea

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 1

38 k

V.

2009

3 ba

hías

de

línea

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

eren

cia

de 6

9 kV

.20

09

Terr

eno

5Ha

(del

Ban

co C

entr

al).

2009

Cap

acito

res

2x12

MV

AR

en

69 k

V (

cost

o en

num

eral

10.

6).

2009

L/T

Las

Esc

lusa

s-C

arag

uay,

138

kV

, 6 K

m, d

oble

circ

uito

, 750

AC

AR

. L

/T L

as E

sclu

sas-

Car

agua

y, 1

38 k

V, 6

Km

, dob

le c

ircui

to, 7

50 A

CA

R.

2009

Seg

undo

tran

sfor

mad

or, 2

00/2

24 M

VA

.20

09

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

138

kV.

2009

1 ba

hía

de tr

ansf

orm

ador

de

69 k

V.

2009

L/T

Pifo

- C

CS

incl

air,

500

kV, 1

25 k

m, 1

circ

uito

, 4x7

50A

CA

R, o

pera

230

kV.

L/T

Pifo

- C

CS

incl

air,

500

kV, 1

25 k

m, 1

circ

uito

, 4x7

50A

CA

R, o

pera

230

kV.

2011

L/T

Pifo

- C

CS

incl

air,

500

kV, 1

25 k

m, 1

circ

uito

, 4x7

50 A

CA

R.

L/T

Pifo

- C

CS

incl

air,

500

kV, 1

25 k

m, 1

circ

uito

, 4x7

50 A

CA

R.

2013

L/T

Pifo

- Y

agua

chi,

500

kV, 3

00 k

m, 1

circ

uito

, 4 x

750

AC

AR

.L/

T P

ifo -

Yag

uach

i, 50

0 kV

, 300

km

, 1 c

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to, 4

x 7

50 A

CA

R.

2013

L/T

Yag

uach

i - S

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, 500

kV

, 180

km

, 1 c

ircui

to, 4

x 7

50 A

CA

R.

L/T

Yag

uach

i - S

opla

dora

, 500

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, 180

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, 1 c

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2012

L/T

Tra

mo

Mol

ino

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- S

opla

dora

, 230

kV

, 12

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circ

uito

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T T

ram

o M

olin

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Sop

lado

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30 k

V, 1

2 km

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L/T

Tra

mo

Sop

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-Tot

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, 230

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, 12

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circ

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T T

ram

o S

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-Rio

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30 k

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2 km

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2011

3 B

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tran

sfor

mad

ores

mon

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, 450

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V.

2013

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rans

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ador

mon

ofás

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50 M

VA

, 500

/230

kV

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13

3 ba

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de

500

kV.

2013

3 ba

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sfor

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.20

13

1 ba

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2013

2 ba

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kV

( 1

x 2

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VA

R).

2013

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de

línea

de

500

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1 x

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AR

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2013

1 ba

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de

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de

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28

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13

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VA

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.20

13

1 M

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, ss.

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cont

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etc.

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13

1 ba

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para

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.

S/E

Las

Esc

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V.

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.

S/E

Pas

cual

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, am

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.

S/E

Yag

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.

S/E

Pifo

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/230

kV

.

38

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