informe gestión final lfaj - dpd · dpd dirección de distribución ... y dar seguimiento a las...

1

Dirección de Distribución Departamento de Planificación y Diseño

Informe Final de Gestión de Labores

(Enero 2005 ‐ Agosto 2008)

Luis Fdo. Andrés Jácome

Marzo, 2009

2

El Departamento de Planificación y Diseño es uno de los departamentos que

conforman la Dirección de Distribución. En la actualidad es uno de los más

pequeños en cantidad de personal, pero tiene una gran responsabilidad dentro de

la organización.

Su estructura organizativa es sencilla porque oficialmente solo tiene una sección a

cargo, la Sección de Diseño de Redes Eléctricas, anteriormente denominada

Sección de Estudios de Ingeniería; pero en la realidad se opera con otra sección la

cual no es oficial y es el Área de Planeamiento.

En el pasado este Departamento sufrió la eliminación de la Sección de Desarrollo

y Control de Proyectos, la cual fue trasladada a las órdenes de la Gerencia

General porque evolucionó con el Área de Gestión Estratégica y sus funciones

fueron absorbidas por la Sección de Control de Presupuesto del Departamento

Financiero en la Dirección Administrativa. El Dpto. de Planificación y Diseño

también tuvo a cargo el inicio y desarrollo del Proyecto SiGEL, pero al ser

trasladada la dependencia por completo a la tutela de la Dirección de Distribución,

el área de este proyecto se quedó dentro de la organización de la Dirección de

Producción y Desarrollo.

Finalmente, otro proyecto que empezó bajo la tutela del Dpto. de Planificación y

Diseño fue el desarrollo del Proyecto Subterráneo de la Ciudad de San José y

dentro de sus responsabilidades fue la gestión del desarrollo de la licitación

correspondiente para la contratación de la consultoría que se encargaría de los

diseños y fue así como a través de los Fondos de Pre-Inversión del Ministerio de

Planificación Nacional y Política Económica, se contrató a la empresa argentina

ESIN/SIGLA. Luego de que empezó este proceso, se formalizó una Unidad

Ejecutora que se encargaría de todo lo relacionado con el control y avance de los

estudios y esta pequeña dependencia pasó a ser responsabilidad directa de la

Dirección de Producción y Desarrollo, debido a que en aquel momento se

pertenecía a esta dependencia.

3

Es importante mencionar que el Departamento de Planificación y Diseño fue

trasladado a la Dirección de Distribución a finales del mes de abril de 2002.

En la actualidad la Sección de Diseño de Redes Eléctricas tiene 16 funcionarios,

de los cuales 3 trabajan directamente con el Departamento elaborando estudios

de ingeniería propios de la CNFL y son parte del área denominada Área de

Planeamiento del Sistema de Distribución. Por otro directamente a cargo de la

jefatura del Departamento de Planificación y Diseño son 5 personas, con lo cual la

totalidad de funcionarios son 22 personas.

Figura 1

Estructura Administrativa del Dpto. Planificación y Diseño

DPDDirección de Distribución

Departamento de Planificación y Diseño

Sección Diseño de Redes Eléctricas

Área de Planeamiento del Sistema de Distribución

4

Dentro de las principales actividades del Dpto. de Planificación y Diseño están las

siguientes (tomadas del Manual de Puestos de la Dirección de Distribución,

elaborado por la Dirección de Recursos Humanos):

- Dirige, establece políticas, organiza, coordina, controla, asesora y da

seguimiento a las labores encomendadas al personal asignado al

Departamento de Planificación y Diseño, velando porque las actividades,

metas y objetivos estén acordes con la visión y misión de la Compañía

Nacional de Fuerza y Luz, en adelante CNFL.

- Planifica reuniéndose con Jefaturas del Departamento para definir

estrategias, proyectar las obras de mejora y confeccionar el Plan Anual

Operativo.

- Consolida el Plan Anual Operativo y el respectivo presupuesto del

Departamento a su cargo, estableciendo, de conformidad con los lineamientos

de la estrategia institucional, prioridades y objetivos orientados a la

consecución de resultados de alto valor agregado, susceptibles de cuantificar y

vela por su cumplimiento.

- Elabora estimaciones de la demanda de energía por distrito y su interrelación

con los alimentadores del Sistema de Distribución, para el planeamiento de

nuevas subestaciones, circuitos y otros.

- Elabora los estudios de ingeniería de las obras a desarrollar en la Red

Eléctrica del área servida por la CNFL, analizando los informes de salidas de

los circuitos que genera el Centro de Control, la cargabilidad de los circuitos y

de las subestaciones, solicitudes de los clientes, crecimiento de los diferentes

sectores (residencial, comercial e industrial) para construir nuevos circuitos,

cambiar los conductores en la red primaria o cambiar los voltajes

(conversiones).

5

- Atiende a clientes para evacuar consultas sobre especificaciones de

materiales y equipos que están en estudio de ingeniería o en licitaciones, con

el fin de explicar las normas vigentes en la CNFL sobre estos aspectos.

- Analiza las ofertas de licitación publicadas, revisando que las ofertas se ajusten

a las especificaciones técnicas indicadas en los carteles de licitación, para

determinar el cumplimiento de estas normas.

- Negocia servidumbres con los dueños de las propiedades, para instalar

circuitos de distribución y llevar la electricidad a los clientes de la CNFL.

- Apoya a las dependencias que ejecutan nuevos proyectos de generación para

realizar las gestiones de interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN),

realizando reuniones y coordinando con dependencias del Instituto

Costarricense de Electricidad (ICE).

- Determina las especificaciones técnicas de los materiales y equipos que

requiere la red eléctrica, investigando los nuevos productos, nuevas

tecnologías y otros, para mantener la red eléctrica actualizada y evitar salidas

o problemas del sistema de distribución que ocasionaría grandes pérdidas

económicas a la empresa.

- Actualiza y revisa la normativa sobre materiales, manuales de montajes para

líneas aéreas y el manual de normas para distribución subterránea, elaborando

los documentos que contengan los requerimientos de la CNFL en estas

materias para que los procesos de inspección de estudios de ingeniería y

carteles de licitación cumplan los dichos requerimientos.

- Coordina la redacción de carteles de licitación, elabora documentos, e

informes del Programa de Desarrollo Eléctrico III, realizando reuniones y

elaborando documentos con funcionarios del ICE, BID, Depto. de Redes

6

Eléctricas, Depto. de Operación, Depto. de Sistemas de Potencia, Depto.

Financiero, para que el programa se desarrolle de acuerdo a lo estipulado en el

contrato de préstamo.

- Coordina con funcionarios del ICE, el planeamiento de las obras a ejecutar

para satisfacer la demanda de los clientes, en las cuales las dos instituciones

están involucradas.

- Participa en las reuniones de Planeamiento Operativo, asistiendo a reuniones

con la Sección Centro Control de la Energía, para discutir la evolución del

sistema de distribución y programar las obras que se deben desarrollar en el

corto plazo, para solucionar los problemas que se presentan diariamente.

- Participa en las reuniones de jefaturas de la Dirección de Distribución, para

coordinar las labores de los departamentos involucrados en las obras que se

están desarrollando.

- Resuelve conflictos tanto del personal a su cargo, como con los clientes

internos y externos, a través de la atención personalizada o por medio de

oficios, con el fin de crear un clima laboral adecuado y lograr la satisfacción del

cliente.

- Determina las desviaciones respecto a las normas y procedimientos

establecidos en las unidades a su cargo, analizando la gestión y las

actividades, para implementar las medidas correctivas necesarias.

- Integra los objetivos y metas del personal a su cargo con el fin de que estén

acordes con los de la Dirección de Distribución, por medio de reuniones y

comunicaciones verbales y escritas

7

- Analiza informes de trabajo en concordancia con los indicadores, políticas,

presupuesto y procedimientos, identificando posibles desviaciones que

obstaculicen el cumplimiento de los objetivos propuestos o que afecten el

normal desempeño de las áreas, evitando resultados o situaciones no acordes

con los planes y políticas de la empresa.

- Mantiene reuniones con el personal del Departamento, para coordinar, evaluar

y dar seguimiento a las labores asignadas a cada una de ellos, cumplimiento

de los cronogramas de trabajo, presupuesto asignado, motivando al personal e

integrándolo en la búsqueda los mejores métodos de trabajo, y tener un clima

organizacional agradable.

- Vela porque se cumplan las normas disciplinarias establecidas en la empresa.

- Analiza, revisa y firma oficios, memorandos, informes, para que continúen con

los trámites pertinentes.

- Asesora al personal a su cargo y al de la CNFL en el campo de la planificación

y diseño de la red eléctrica, en forma verbal y escrita, para que los proyectos

se ejecuten correctamente, siguiendo las normas y los planes establecidos

previamente.

- Realiza otras funciones atinentes al cargo

Como se indica en las funciones una de las principales tareas es todo lo

relacionado con la labor de atención de los clientes a través de la Sección de

Diseño de Redes Eléctricas donde se realizan los esquemas requeridos para

llevar a cabo la interconexión al sistema de distribución de la CNFL. Estos

esquemas terminan en un producto denominado Estudio de Ingeniería el cual

contiene una carátula con toda la información del cliente y presupuestaria del

proyecto, además de los planos desarrollados para tal fin.

8

También, pero para clientes internos dentro de la CNFL, principalmente para el

Dpto. de Redes Eléctricas, y en ocasiones para el Dpto. de Operación y el Dpto.

de Sistemas de Potencia se desarrollan los estudios de ingeniería necesarios para

la expansión del sistema de distribución de la CNFL.

A continuación se presentan varias tablas con el resumen del trabajo efectuado en

el Departamento de Planificación y Diseño, durante los años 2005, 2006, 2007 y

hasta agosto del 2008. Además se presenta un resumen con los Estudios de

Ingeniería efectuados por el Área de Planeamiento del Sistema de Distribución,

con la finalidad de atender los requerimientos por efectos de crecimiento, así como

los acuerdos de obras que se deben de llevar a cabo y que son planteados por la

Sección Centro Control de Energía y la Sección Control Distribución, ambas del

Dpto. de Operación y son analizados y avalados en la Comisión de Planeamiento

Operativo (denominada CPO), comisión que se reúne una vez por mes,

específicamente el último martes del mes.

Es importante indicar que anualmente se elabora, por parte del Departamento de

Planificación y Diseño un plan de obras a ejecutar en los próximos años y en base

a diferentes aspectos y criterios de los técnicos que participan en la Comisión de

Planeamiento Operativo se asignan nuevas prioridades y se definen las obras, en

primera instancia a diseñar y luego se entregan a la Dirección de Distribución para

que a través de su gestión se le asignen los recursos económicos

correspondientes para poder llevarlas a cabo.

En los cuadros se presenta lo siguiente:

1. Los números de estudios de ingeniería efectuados en cada mes del año.

2. La cantidad de estudios de ingeniería que son propiamente de la CNFL.

3. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por los clientes y

son diseñados por la Sección Diseño de Redes Eléctricas.

9

4. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por el cliente y

que se requiere que se le realice un estudio adicional de alumbrado público

o en ocasiones que se requiere de un estudio de complemento.

5. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por otras

dependencias como el Departamento de Obras Civiles, el Departamento de

Alumbrado Público, el Área de Redes Subterráneas del Departamento de

Redes Eléctricas.

6. La cantidad de estudios de ingeniería que son solicitados por el Área de

Planeamiento del Departamento de Planificación y Diseño.

Por otro lado en el mismo cuadro se adjunto los montos presupuestados de los

estudios de ingeniería elaborados para las siguientes dependencias, en cada uno

de los meses que conforman el año:

1. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por la

Sección Diseño de Redes Eléctricas por solicitud de clientes.

2. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por la

Sección Diseño de Redes Eléctricas, por solicitud del Dpto. de Alumbrado

Público.

3. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por el Área

de Redes Subterráneas del Departamento de Redes Eléctricas.

4. Monto presupuestado de los estudios de ingeniería diseñados por el Área

de Planeamiento del Departamento de Planificación y Diseño.

También se anexa una tabla con información de estudios de ingeniería que son

realizados por el Área de Planeamiento, que tiene una trascendencia importante

en el accionar de la CNFL.

Antes de realizar un análisis de las estadísticas y los datos que se presentan en

este informe, es significativo aclarar que cuando un estudio de ingeniería requiere

de alumbrado público o de otro estudio para poderlo efectuar, lo que

tradicionalmente se denomina estudio de complemento, todos son denominadnos

con el mismo número, cambiando únicamente la letra final, la cual si es una A o

10

una C, corresponde a un estudio con alumbrado público o con un complemento

respectivamente y realmente se han realizado tres estudios porque cada uno de

estos conlleva un diseño o plano y un presupuesto totalmente aparte e incluso

tiene una carátula adicional cada uno. Finalmente es importante aclarar que no

todos los estudios de ingeniería que se diseñan, tanto para clientes como propios

de la CNFL, se llevan a cabo. En el primer caso, porque depende claramente del

cliente la toma de la decisión o no de llevar a cabo la ejecución del diseño

efectuado y en el caso propio, no se llevan a cabo por aspectos presupuestarios y

de asignación de recursos a la dependencia competente de la realización de los

proyectos.

Como se puede apreciar, el año 2005 se resume de la Tabla 1 a la Tabla 5 y con

ellas se resume el trabajo efectuado durante este año y se resalta el hecho de que

se alcanzó un total de 966 estudios de ingeniería tramitados, de los cuales 811

fueron solicitados por clientes y de estos se realizaron 264 estudios de alumbrado

público y 39 estudios complementarios, resultando el mes de mayo con mayor

cantidad de recepciones, 110 en total.

Por parte del Área de Planeamiento se realizaron un total de 71 estudios de

ingeniería. Desde el punto de vista de diseño no se puede comparar el trabajo de

la Sección Diseño de Redes Eléctricas con el Área de Planeamiento porque,

aunque son estudios similares, la complejidad de los proyectos desarrollados por

esta última dependencia es mayor, más difíciles e incluso requieren de varios días

de trabajo para realizar la labor de levantamiento, diseño y presupuesto.

Dentro de los trabajos efectuados por él Área de Planeamiento se resalta la

confección de 15 estudios de ingeniería, más uno de alumbrado público para

realizar diferentes tipos de obras para tratar de eliminar el cruce de las líneas de

transmisión de 138 kV y 230 kV, propiedad del ICE de las líneas de distribución de

la CNFL. A través de una consultoría efectuada por la UEN Transporte de

Electricidad de determinaron una gran cantidad de puntos con esta problemática,

11

en los cuales las distancias entre ambos sistemas es muy poca e imposibilita

realizar transferencias de carga o sobrecargar las líneas de transmisión porque

pueden llegar a acercarse y esto podría provocar grandes daños. Este aspecto es

una limitante para la operación del sistema de transporte y ende afecta la

operación de la red de la CNFL porque no se pueden abastecer de forma oportuna

las subestaciones.

Por otro lado, respecto a los estudios para el sistema de distribución se realizaron

los diseños para el retiro y remate de las líneas en los límites o fronteras de acción

del Proyecto Subterráneo de San José, se empezaron con los diseños de los

trabajos del Proyecto Coronado – Moravia, estos con la finalidad de realizar la

conversión de voltaje a 34.5 kV, de algunos sectores del recorrido de los

alimentadores Sabanilla – Ipís y Sabanilla – Miraflores, ambos a 13.8 kV. También

se empezó con el diseño de los estudios de ingeniería para el Proyecto de

Alajuelita y la creación de un nuevo alimentador a 34.5 kV con el objetivo de

convertir el voltaje de media tensión de 13.8 kV de esta localidad proveniente de

las Subestación de Sur, a través del circuito Sur – San Josecito.

12

Tabla 1 Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Junio del año 2005 AÑO 2005 Ene‐05 Feb‐05 Mar‐05 Abr‐05 May‐05 Jun‐05

Estudio de Ingeniería Inicial 05‐01‐0001

05‐02‐0090

05‐03‐0172

05‐04‐0239

05‐05‐0299

05‐06‐0409

Estudio de Ingeniería Final 05‐01‐0089

05‐02‐0171

05‐03‐0238

05‐04‐0298

05‐05‐0408

05‐06‐0493

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 11 16 10 4 7 7 Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 2 11 1 1 0 0 Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 64 69 54 52 103 79 Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 6 3 2 9 3 3 Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 20 25 12 16 37 31 Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 3 2 3 0 1 6 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 0 0 0 0 0 0 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0 0 0 Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 15 0 2 3 2 1 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 6 4 9 3 6 1

Presupuesto (millones de colones):

Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 1,19 3,39 0 27,8 2,00 8,09 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 0 0 0 0 0 0 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0 0 0 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 33,67 233,84 184,04 4,48 33,11 9,75

13

Tabla 2 Resumen de Estudios de Ingeniería de Julio a Diciembre del año 2005

AÑO 2005 Jul‐05 Ago‐05 Sep‐05 Oct‐05 Nov‐05 Dic‐05 Total


05‐08‐0565

05‐09‐0644

05‐10‐0729

05‐11‐0830

05‐12‐0930

05‐01‐0001


05‐08‐0643

05‐09‐0728

05‐10‐0829

05‐11‐0929

05‐12‐0966

05‐12‐0966

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 5 6 23 17 13 8 127 Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 0 0 2 3 1 0 21 Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 63 69 62 81 86 29 811 Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 4 3 3 4 3 4 47 Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 17 14 25 29 27 11 264 Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 2 6 6 3 2 5 39 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 0 1 13 2 1 3 20 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0 0 0 0 Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 4 4 5 1 0 37 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 4 4 26 1 4 3 71


Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 309,70 275,10 662,40 535,0 541,2 186,3 2.552,17 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 0,00 0,63 32,77 1.973,00 17,02 0,00 2.023,42 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2.936,00 2.936,00 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 3,95 10,14 1.121,80 49,45 253,4 28,84 1.966,47

14

Tabla 3Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2005

Estudio de Dirección Tipo de Obra

Ingeniería

05‐01‐0076 LA URUCA, de la entrada al I.N.A. al Oeste hasta Canal 13 Relocalización de líneas de media tensión 05‐02‐0115 PAVAS, de DEMASA al este y al sur, hasta la Subestación Anonos Reconstrucción de Líneas 05‐03‐0172 SAN JOSÉ, Calle 9 Avenidas 20/22 Transición Aéreo/Sub. Proy. Sub. San José. Remate de líneas 05‐03‐0173 SAN JOSÉ, Avenida Central, Calles 23/25 Remate de líneas Prim.3F. y Secundarias aéreas 05‐03‐0174 SAN JOSÉ, Avenida 9 Calles 23/25 Remate de líneas aéreas trifásicas de media tensión 05‐03‐0175 SAN JOSÉ, Avenida 11 Calles 23/25 Remate de líneas secundarias e instalación de triplex #2 05‐03‐0229 LA UNIÓN, Tres Ríos, costado sur de la Subestación del Este Reconstrucción de líneas 05‐04‐0275 GOICOECHEA, San Francisco, al costado sur del Ministerio de Trabajo Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión 05‐05‐0368 SAN JOSÉ, Calle 21‐23 Avenida Central (del Plantel Calle 21 100 m. sur y 75 m. este) Reconstrucción de líneas trifásicas05‐05‐0369 SAN JOSÉ‐ Plaza González Víquez, de la Ferretería El Pipiolo al oeste Reconstrucción de líneas trifásicas05‐06‐0458 LA UNIÓN, San Rafael, 300 m. sur del túnel de La Carpintera Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión 05‐06‐0459 LA GUÁCIMA, en la P.H. Nuestro Amo Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión 05‐08‐0627 HEREDIA, San Francisco, 300 m. oeste de la Fábrica de Cepillos Arco Extensión líneas aéreas trifásicas de media tensión/secund. 05‐09‐0668 MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia 200 m. este y 200 m. sur Conversión de voltaje y reconstrucción de líneas 05‐09‐0668A MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia 200 m. este y 200 m. sur Instalación de 8 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 05‐09‐0669 GOICOECHEA, Guadalupe ‐ Ipís, Urbanizaciones Clarabal y Tepeyac Reconstrucción de líneas 05‐09‐0670 GOICOECHEA, Guadalupe, de los Bomberos al Sur hasta la rotonda de Betania Reconstrucción de líneas

05‐09‐0672 CORONADO ‐ Dulce Nombre, del Bar la Amistad al oeste, hasta la Plaza del Alto de La Trinidad Reconstrucción de líneas

05‐09‐0672ACORONADO ‐ Dulce Nombre, del Bar la Amistad al oeste, hasta la Plaza del Alto de La Trinidad Instalación de 11 luminarias de sodio 150W., tipo cobra

05‐09‐0674 CORONADO, de las antiguas Huacas al oeste hasta el Bar La Amistad Reconstrucción de líneas 05‐09‐0674A CORONADO, de las antiguas Huacas al 0este hasta el Bar La Amistad Instalación de 28 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra

15

05‐09‐0675 MORAVIA, de la entrada a Calle la Huesera, al sur hasta el Mall don Pancho Reconstrucción de líneas trifásicas con cable 477 AL. 05‐09‐0675A MORAVIA, de la entrada a Calle la Huesera, al sur hasta el Mall don Pancho Instalación de 16 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra

05‐09‐0676 MORAVIA, de la plaza del Alto de La Trinidad al sur hasta la entrada de Calle La Huesera Reconstrucción de líneas

05‐09‐0676AMORAVIA, de la plaza del Alto de La Trinidad al sur hasta la entrada de Calle La Huesera Instalación de 10 luminarias de sodio de 150W.,tipo cobra

05‐09‐0677 STO. DGO. , del centro de Paracito al sur hasta la plaza del Alto de La Trinidad Reconstrucción de líneas trifásicas cable No. 477 AL. 05‐09‐0677A STO. DGO. , del centro de Paracito al sur hasta la plaza del Alto de La Trinidad Instalación de 24 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 05‐09‐0678 STO. DGO. ‐ SAN MIGUEL, de la entrada a la Presa al este hasta Paracito Centro Reconstrucción de líneas 05‐09‐0678A STO. DGO. ‐ SAN MIGUEL, de la entrada a la Presa al este hasta Paracito Centro Instalación de 26 luminarias de sodio 150W., tipo cobra 05‐09‐0683 ALAJUELITA Centro, Del Salón La Cima al norte hasta la Escuela Abraham Lincoln Reconstrucción de líneas 05‐09‐0683A ALAJUELITA Centro, Del Salón La Cima al norte hasta la Escuela Abraham Lincoln Instalación de 40 luminarias sodio de 150W., tipo cobra 05‐09‐0684 ALAJUELITA, del centro de Alajuelita al norte hasta el cementerio Reconstrucción de líneas 05‐09‐0684A ALAJUELITA, del centro de Alajuelita al norte hasta el cementerio Instalación de 59 luminarias de sodio 150W., tipo cobra 05‐09‐0685 HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro Reconstrucción de líneas 05‐09‐0685A HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro Instalación de 45 luminarias de sodio 150W.,tipo cobra 05‐09‐0721 LA GUÁCIMA ‐ en el Tajo Sandoval Extensión líneas aéreas trifásicas aéreas de media tensión 05‐10‐0735 SAN JOSÉ, Sabana Norte, en el Edificio Central de ICE. Inst. Seccionador transferencia automática sumergible 05‐11‐0897 PASO ANCHO, de la Subestación del Sur al este y al sur Extensión de líneas trifásicas con conductor No. 477 AL.

05‐11‐0898 DESAMPARADOS ‐ ASERRI ‐ de la Iglesia de San Rafael Arriba, al sur hasta Cinco Esquinas de Aserrí Reconstrucción de líneas

05‐11‐0898ADESAMPARADOS ‐ ASERRI ‐ de la Iglesia de San Rafael Arriba, al sur hasta Cinco Esquinas de Aserrí Instalación de 49 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra

05‐11‐0916 ALAJUELITA ‐ SAN FELIPE, de la Subestación al este hasta San Felipe Ext. líneas trifásicas subterránea (Nueva salida de circuito) 05‐12‐0934 TIBÁS, costado sur de la plaza de Cuatro Reinas Reacondicionar líneas secundarias 05‐12‐0942 SABANILLA ‐ de la Subestación Sabanilla al oeste Reconstrucción de líneas primarias y secundarias

05‐12‐0942A SABANILLA ‐ de la Subestación Sabanilla al oeste Instalación de 10 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra

16

Tabla 4

Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2005

Cruces de líneas de transmisión del ICE con líneas de distribución de CNFL


Ingeniería 05‐05‐0301 LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, costado norte del Terramall Extensión de líneas media tensión trifásicas subterráneas 05‐05‐0302 LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del Almacén Súper Crecen No.2, 50 m. oeste Instalación de poste de concreto y traslado banco 3x25.kVA 05‐05‐0303 LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del peaje 100 m. oeste Extensión de línea media tensión monofásica subterránea 05‐05‐0304 LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, costado oeste del Almacén Súper Crecen No.2 Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 1/0 AWG 05‐11‐0851 LA UNIÓN, Tres Ríos, , San Diego, costado norte del Terramall Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM 05‐11‐0852 LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del Almacén Súper Crecen No.2, 50 m. oeste Inst. poste concreto, traslado de banco 3x25 kVA, p./34.5kV 05‐11‐0853 LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, del peaje 100 m. oeste Extensión de línea media tensión monofásica subterránea 05‐11‐0854 LA UNIÓN, Tres Ríos, San Diego, costado Oeste del Almacén Súper Crecen No.2 Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 1/0 AWG 05‐11‐0869 GOICOECHEA, Guadalupe ‐ Ipís, costado sur del Seminario Nazareno Cambio poste, ext. líneas prim. trif. subt. cable # 500 MCM 05‐11‐0870 LA URUCA, Urb. Cristal Extensión de línea media tensión monofásica05‐11‐0871 LA URUCA, costado norte de Urbanización Flor Natalia Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM 05‐11‐0872 ESCAZÚ, San Antonio, del Súper Aguimar al oeste Extensión líneas primarias trifásicas subterráneas05‐11‐0873 LA URUCA, del Albergue del I.N.S. al norte Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM 05‐11‐0874 LA GUÁCIMA, de la entrada a Las Vueltas 150 m. sur Extensión líneas primarias trifásicas subt. cable # 500 MCM 05‐12‐0935 TIBÁS, del Estadio El San Juanello 200 m. norte y 400 m. oeste Ext. Líneas aérea monof./secund., retiro e inst. trafo 25kVA 05‐12‐0935A TIBÁS, del Estadio El San Juanello 200 m. norte y 400 m. oeste Instalación de 1 Luminaria de Sodio Tipo Cobra 150W

17

Para el año 2006, el panorama a lo indicado anteriormente es similar y el resumen

de este año se muestra en las tablas de la 5 a la 9. Este fue el año de más trabajo

porque se solicitaron un total de 1116 estudios de ingeniería, de los cuales 880

fueron solicitados por clientes y de estos se realizaron 300 estudios de alumbrado

público y 43 estudios complementarios, resultando el mes de agosto con mayor

volumen de trabajo porque se recibieron un total de 170.

Por parte del Área de Planeamiento se realizaron un total de 24 estudios de

ingeniería propios de la CNFL, porque se tuvo mucho trabajo con estudios para el

CONAVI, motivado a la ampliación de carreteras y por el CNC (Consejo Nacional

de Concesiones).

En el 2006 dentro de los 24 estudios que se diseñaron, están los desarrollados

para el Proyecto de Reconstrucción del Cantón de La Unión, proyecto que se

ejecutó en los años 2007 y 2008 y buscaba la eliminación de la alimentación a

media tensión de 13.8 kV de esta localidad, proveniente de la Subestación de

Dulce Nombre por una nueva fuente a 34.5 kV de la Subestación del Este. Con

este proyecto se convirtió todo Tres Ríos y sectores aledaños como Ochomogo.

Además se realizó el diseño de la reconstrucción del Centro de Barva de Heredia,

se empezó con el diseño de la reconstrucción del Cantón de Tibás, con el sector

norte de este municipio. En el caso de CONAVI las obras que se diseñaron

corresponden a varios sitios de la capital para ampliar las vías o mejorar las

condiciones de terreno y ampliar a un carril más con la finalidad de mejorar la

viabilidad y estos trabajos fueron denominados ”topics”. Algunos de ellos son el de

Tibás, en el sector de Metalco; Moravia en la intersección del antiguo Colegio

Lincoln, etc. Para el caso del CNC, las obras que se llevaron a cabo son las obras

asociadas a la Concesión de la ruta a San José – San Ramón y en el caso

específico todos los puntos de afectación entre la Agencia Nissan, en Sabana

hasta la Planta de Río Segundo, por la Autopista General Cañas. En total para

CNC se desarrollaron 17 estudios de ingeniería de los cuales 9 contenían

alumbrado público y 8 tienen un estudio de complemento.

18

Tabla 5 Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Junio del año 2006

AÑO 2006 Ene‐06 Feb‐06 Mar‐06 Abr‐06 May‐06 Jun‐06


06‐02‐0101

06‐03‐0169

06‐04‐0274

06‐05‐0330

06‐06‐0404


06‐02‐0168

06‐03‐0273

06‐04‐0329

06‐05‐0403

06‐06‐0483

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 15 18 18 2 1 4Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 2 2 3 0 0 0Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 44 50 86 53 73 101Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 36 19 34 17 20 25Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 5 8 7 2 11 10Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 6 2 6 4 2 4Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 12 13 0 0 0 0Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0 0 0Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 1 0 1 1 0 4

Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 2 2 14 1 0 1


Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 30,44 462,10 626,70 268,20 532,40 328,50Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 225,60 240,60 0,00 0,00 0,00 0,00Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 1,55 104,20 1.139,60 26,70 0,00 0,00

19




06‐08‐0597

06‐09‐0767

06‐10‐0861

06‐11‐0955

06‐12‐1057

06‐01‐0001


06‐08‐0766

06‐09‐0860

06‐10‐0954

06‐11‐1056

06‐12‐1116

06‐12‐1116

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 8 57 12 11 31 23 200 Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 2 2 0 0 1 1 13 Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 99 107 79 77 72 39 880 Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 38 35 25 16 26 9 300 Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 12 16 16 19 14 7 127 Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 4 7 2 2 0 4 43 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 0 1 0 0 0 0 26 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0 0 0 0 Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 0 7 4 3 2 0 23 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 2 0 1 0 1 0 24


Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 1.120,00 547,00 407,10 513,80 729,00 125,50 5.690,74 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 0,00 4,20 0,00 0,00 0,00 0,00 470,40 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 47,30 0,00 41,20 0,00 0,50 0,00 1.361,05

20

Tabla 7Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2006


Ingeniería 06‐01‐0094 LA UNIÓN, Tres Ríos ‐ Dulce Nombre, de la Sub. Dulce Nombre al sur Reconstrucción de líneas06‐01‐0094A LA UNIÓN, Tres Ríos ‐ Dulce Nombre, de la Sub. Dulce Nombre al sur Instalación de 37 luminarias de sodio de 250 w, tipo cobra

06‐02‐0107 CURRIDABAT‐GRANADILLA, del Taller WABE, al este y al oeste Extensión de líneas de media tensión trifásicas con conductor 477 Al.

06‐02‐0107A CURRIDABAT‐GRANADILLA, del Taller WABE, al este y al oeste Instalación de 54 luminarias de sodio de 250 w, tipo cobra

06‐02‐0151SANTO DOMINGO, San Miguel, Bo. El Socorro, de la plaza 1 km. este y 175 m. norte, por Constructora Gonzalo Delgado Relocalizar poste, extensión de líneas sub. monofásicas

06‐03‐0184 CANTON DE LA UNIÓN Reconstrucción de líneas06‐03‐0184A CANTON DE LA UNIÓN Instalación de 13 luminarias de sodio de 150 w., tipo cobra 06‐03‐0185 LA UNIÓN, Tres Rios Centro Reconstrucción de líneas06‐03‐0185A LA UNIÓN, Tres Rios Centro Instalación de 130 luminarias de sodio de 150w, tipo cobra 06‐03‐0186 CANTON DE LA UNIÓN Reconstrucción de líneas06‐03‐0186A CANTON DE LA UNIÓN Instalación de 70 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 06‐03‐0187 CANTON DE LA UNIÓN Reconstrucción de líneas 06‐03‐0187A CANTON DE LA UNIÓN Instalación de 27 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra 06‐03‐0188 CANTON DE LA UNIÓN Reconstrucción de líneas06‐03‐0188A CANTON DE LA UNIÓN Instalación de 9 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra 06‐03‐0189 CANTON DE LA UNIÓN Reconstrucción de líneas 06‐03‐0240 ESCAZÚ, San Rafael, del Centro Comercial Los Laureles 400 m. norte Ext. líneas de media tensión trifásicas con conductor 477 Al.

06‐03‐0244BARVA, San Roque de la Iglesia de San Roque al oeste y al este hasta Barva Centro Reconstrucción de líneas

06‐03‐0244ABARVA, San Roque de la Iglesia de San Roque al oeste y al este hasta Barva Centro Instalación de 149 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra

06‐03‐0250 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, del Motel Camino Nuevo al sur y al oeste Reconstrucción de líneas 06‐03‐0250A SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, del Motel Camino Nuevo al sur y al oeste Instalación de 28 luminarias de sodio de 250 w, tipo cobra

21

06‐03‐0251 TIBÁS, del Parque al norte Reconstrucción de líneas 06‐03‐0251A TIBÁS, del Parque al norte Inst. de 45 luminarias vapor de sodio de 250 w, tipo cobra 06‐03‐0252 SANTO DOMINGO, del Parque de Santo Domingo al sur Reconstrucción de líneas 06‐03‐0252A SANTO DOMINGO, del Parque de Santo Domingo al sur Inst. de 81 luminarias vapor de sodio de 250 w, tipo cobra 06‐03‐0268 LA UNIÓN. Tres Ríos, costado sur de la Subestación del Este Reconstrucción de líneas 06‐04‐0326 ALAJUELA, La Guácima, en el Tajo Sandoval Extensión de líneas trifásicas para anillo de plantas.

06‐05‐0333SANTA ANA, Brasil, en futura Autopista Ciudad Colón‐Orotina, del 1er. puente, 100 m. sur

Extensión de líneas trifásicas e instalación de 3x50 kVA, 120/240V, p./34.5kV

06‐06‐0455 SAN JOSÉ, Mata Redonda, costado oeste del edificio de AyA Instalación de llave seccionalizadora06‐07‐0546 PASO ANCHO, del Hotel Casa Conde, al norte y al sur hasta la ruta 209 Reconstrucción de líneas 06‐07‐0546A PASO ANCHO, del Hotel Casa Conde, al norte y al sur hasta la ruta 209 Inst. de 12 luminarias vapor de sodio de 250 w, tipo cobra 06‐07‐0579 GOICOECHEA, Finca Retes‐ Rancho Redondo, entrando por Bosques de Prusia Instalación de transformador convencional

06‐08‐0640ESCAZÚ, San Rafael, carretera al restaurante El Monasterio, del Condominio Altamira 250 m. oeste Relocalización de poste y anclaje dentro de propiedad

06‐08‐0750BARVA, San José de La Montana, Sacramento, de la Finca Nidia al oeste hasta Finca Guararí Cambio de conductor

06‐09‐0776SAN JOSÉ, Mata Redonda, del Colegio La Salle, al este y al sur hasta la Librería Universal Reconstrucción de líneas

06‐09‐0782 HEREDIA, La Aurora, en las instalaciones de ULTRAPARK Instalación de interruptores 06‐09‐0824 BELÉN, Calle Rusia, del Motel el Dorado al norte Reconstrucción de líneas trifásicas

22

Tabla 8 Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2006

Estudios realizados para el CONAVI

Estudio de Dirección Tipo de ObraIngeniería

06‐07‐0486 SAN JOSÉ, Mata Redonda, costado sur de La Sabana, sección de La Salle a la Librería Universal

Extensión de líneas, relocalización de postería e instalación de transformador

06‐07‐0486ASAN JOSÉ, Mata Redonda, costado sur de La Sabana, sección de La Salle a la Librería Universal Instalación de 79 luminarias de sodio de 250W., tipo cobra

06‐07‐0572 CURRIDABAT, autopista Florencio del Castillo, frente a Residencial Villas de Ayarco Retiro de líneas trifásicas aéreas de media y baja tensión. Extensión de líneas trifásicas en subterráneo a 34.5 kV.

06‐07‐0574 CURRIDABAT, autopista Florencio del Castillo, en las inmediaciones de Hacienda Vieja.

Retiro de un poste temporalmente del sistema de alumbrado de la autopista.

06‐07‐0576 ESCAZÚ, San Rafael, autopista Próspero Fernández, frente al Hospital Cima. Retiro de poste y líneas trifásicas aéreas en media tensión. Extensión de líneas trifásicas en subterráneo.

06‐07‐0576A ESCAZÚ, San Rafael, autopista Próspero Fernández, frente al Hospital Cima. Instalación de 1 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra

06‐07‐0577 ESCAZÚ, San Rafael, en la autopista Próspero Fernández, frente al Centro Comercial Multiplaza

Relocalización de postería y cambio de red aérea a subterráneo trifásicas en media tensión a 34.5 kV.

06‐07‐0577AESCAZÚ, San Rafael, en la autopista Próspero Fernández, frente al Centro Comercial Multiplaza Instalación de 2 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra

06‐07‐0578 SAN SEBASTIÁN, autopista de Circunvalación, frente a Residencial Los Geranios Relocalización de postería 06‐07‐0578A SAN SEBASTIÁN, autopista de Circunvalación, frente a Residencial Los Geranios Instalación de 1 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 06‐09‐0832 TIBÁS, Colima, en la intersección‐METALCO‐ COLIMA‐ TIBAS Relocalización de postería por ampliación de calzada 06‐09‐0833 MORAVIA, en la intersección del Colegio Lincoln Relocalización de postería por ampliación de calzada 06‐09‐0833A MORAVIA, en la intersección del Colegio Lincoln Instalación de 1 luminarias de sodio de 150W., tipo cobra 06‐11‐1014 SAN SEBASTIÁN, en la rotonda frente al HIPERMAS Relocalización de postería y traslado de transformadores 06‐11‐1013 SAN SEBASTIÁN, en la rotonda frente al HIPERMAS Relocalizar postería P20‐P21‐P24‐P25‐P27‐P28

23


Estudios realizados para el CONSEJO NACIONAL DE CONCESIONES (CNC)

Estudio de Dirección Tipo de ObraIngeniería 06‐06‐0441 SAN JOSÉ, costado este del edificio de Recursos Humanos del I.C.E. Sabana Relocalización de postería06‐07‐0532 LA URUCA, Intersección de entrada al Hotel San José Palacio Relocalización de postería06‐07‐0532A LA URUCA, Intersección de entrada al Hotel San José Palacio Instalación de alumbrado

06‐07‐0533SAN JOSÉ, Mata Redonda, del puente sobre el Río Torres‐ Autopista General Cañas, 200 m. suroeste Relocalización de postería

06‐07‐0533ASAN JOSE, Mata Redonda, del puente sobre el Río Torres‐ Autopista General Cañas, 200 m. suroeste Instalación de alumbrado

06‐07‐0534 LA URUCA, de la Subestación Primer Amor, al sur‐marginal derecha Relocalización de postería06‐07‐0534A LA URUCA, de la Subestación Primer Amor, al sur‐marginal derecha Instalación de alumbrado06‐07‐0534C LA URUCA, de la Subestación Primer Amor, al sur‐marginal derecha Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0628 LA URUCA, costado este del Hospital México Relocalización de postería06‐08‐0628A LA URUCA, costado este del Hospital México Instalación de alumbrado06‐08‐0628C LA URUCA, costado este del Hospital México Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0634 SAN JOSÉ, La Uruca, costado oeste de Canal 6 – Repretel Relocalización de postería06‐08‐0644 SAN JOSÉ, La Uruca, frente a Restaurante Dennis y bodegas de antigua Pepsi Relocalización de postería06‐08‐0644A SAN JOSÉ, La Uruca, frente a Restaurante Dennis y bodegas de antigua Pepsi Instalación de alumbrado06‐08‐0644C SAN JOSÉ, La Uruca, frente a Restaurante Dennis y bodegas de antigua Pepsi Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0645 HEREDIA, Ulloa, en el Puente Castella Relocalización de postería.06‐08‐0645A HEREDIA, Ulloa, en el Puente Castella Instalación de alumbrado06‐08‐0645C HEREDIA, Ulloa, en el Puente Castella Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0646 BELÉN, La Ribera, en el cruce esquina noreste de Firestone Relocalización de postería.

24

06‐08‐0646A BELÉN, La Ribera, en el cruce esquina noreste de Firestone Instalación de alumbrado06‐08‐0646C BELÉN, La Ribera, en el cruce esquina noreste de Firestone Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0660 LA URUCA, al sur de la Urb. Rossiter Carballo Relocalización de postería.06‐08‐0661 LA URUCA, de Migración al norte Relocalización de postería.06‐08‐0661A LA URUCA, de Migración al norte Instalación de alumbrado06‐08‐0661C LA URUCA, de Migración al norte Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0662 MATA REDONDA, costado este del Hotel Corobicí Relocalización de postería06‐08‐0662A MATA REDONDA, costado este del Hotel Corobicí Instalación de alumbrado06‐08‐0662C MATA REDONDA, costado este del Hotel Corobicí Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0663 HEREDIA, Ulloa, de la plaza de Barreal 200m.Oeste 500m.Suroeste Relocalización de postería06‐08‐0666 LA URUCA, de Urb. Rossiter Carballo 400 m. este Relocalización de postería.06‐08‐0666A LA URUCA, de Urb. Rossiter Carballo 400 m. este Instalación de alumbrado06‐08‐0666C LA URUCA, de Urb. Rossiter Carballo 400 m. este Extensión de líneas secundarias para alimentar luminarias 06‐08‐0670 BELÉN, La Ribera, costado oeste de la Cervecería Costa Rica Relocalización de postería06‐08‐0670A BELÉN, La Ribera, costado oeste de la Cervecería Costa Rica Instalación de alumbrado

06‐10‐0916SAN JOSÉ, De La Sabana (Agencia Nissan) a la intersección del Aeropuerto Juan Santamaría Retiro de infraestructura de alumbrado público actual

06‐10‐0917CURRIDABAT, Tramo entre Hacienda Vieja y la antigua Galera hasta la estación de servicio Cristo Rey en Ochomogo Retiro de infraestructura de alumbrado público

25

Para el año 2007, el resumen del trabajo efectuado se presenta en las tablas de la

10 a la 14. En este año se recibieron 1018 solicitudes estudios de ingeniería, de

los cuales 726 fueron solicitados por clientes y de estos se realizaron 184 estudios

de alumbrado público y 26 estudios complementarios, resultando el mes de mayo

nuevamente con mayor cantidad de recepciones con un total de 122.

Por parte del Área de Planeamiento, se realizaron un total de 45 estudios de

ingeniería propios de la CNFL, más el trabajo solicitado por el CONAVI, debido a

la ampliación de la vía a San Antonio de Coronado y por el CNC (Consejo

Nacional de Concesiones).

Dentro de los trabajos que se diseñaron para el sistema de distribución por parte

del Área de Planeamiento se encuentran estudios adicionales y complementarios

para el Proyecto de La Unión, se realizaron varios estudios a solicitud de la

Comisión de Planeamiento Operativo para la instalación de cuchillas

seccionadoras en varios puntos del sistema de distribución, se terminaron los

estudios de ingeniería para la reconstrucción y conversión de voltaje de Alajuelita

y sectores aledaños a Hatillo y formalizaron los estudios de ingeniería para la

conversión del 13.8 kV del alimentador Primer Amor – Valencia y su conversión a

34.5 kV a un nuevo alimentador de la Subestación de Heredia y también se

realizaron los estudios para eliminar el alimentador Uruca – Santo Domingo, a

partir del Palí de Colima de Tibás, con el fin de trasladar la carga a 34.5 kV y

realizar un mejor enlace entre Sub. Heredia, Sub. Colima y Sub. San Miguel.

Además se realizaron los estudios para el nuevo alimentador de la Subestación de

Tarbaca, modificaciones y complementos a los estudios del Proyecto Moravia –

Coronado y se actualizaron los estudios de reconstrucción de San Roque y Barva

de Heredia.

26

En lo referente a estudios del CONAVI se realizaron los estudios necesarios para

la relocalización de postería por la ampliación de la vía a San Antonio de

Coronado desde Moravia a cuatro carriles (6 estudios de ingeniería con sus

respectivos estudios de alumbrado público) y en el caso del CNC se realizaron los

estudios por la Concesión de la Autopista a Caldera, en el caso específico los

estudios por afectación de la postería desde el Gimnasio Nacional hasta la

Guácima. En total se plasmaron 7 estudios de ingeniería y 2 de alumbrado

público. Es importante indicar que en este proyecto se incluyeron postes del tipo

autoportante, o sea los que son autosoportados y no requieren de anclajes

adicionales para retención de las fuerzas. Los cálculos de los tipos de postes que

se requerían en cada uno de los casos fueron diseñados por profesionales del

mismo departamento.

27

Tabla 10 Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Junio del año 2007

AÑO 2007 Ene‐07 Feb‐07 Mar‐07 Abr‐07 May‐07 Jun‐07


07‐02‐0102

07‐03‐0187

07‐04‐0281

07‐05‐0350

07‐06‐0472


07‐02‐0186

07‐03‐0280

07‐04‐0349

07‐05‐0471

07‐06‐0549

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 27 9 20 17 32 30Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 1 0 1 0 0 1Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 72 75 73 71 86 48Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 14 9 8 5 8 7Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 14 19 13 16 27 12Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 2 3 1 3 1 3Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 0 1 1 0 1 2Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 1 0 0 0Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 2 1 1 3 4 0

Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 2 0 3 0 10 0


Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 337,66 805,94 367,84 773,47 869,61 295,51Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 0,00 0,34 1,18 0,00 24,29 23,62Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 5,69 0,00 18,19 0,00 144,34 0,00

28




07‐08‐0617

07‐09‐0695

07‐10‐0776

07‐11‐0880

07‐12‐0964

07‐01‐0001


07‐08‐0694

07‐09‐0775

07‐10‐0879

07‐11‐0963

07‐12‐1018

07‐12‐1018

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 24 22 36 39 22 17 295 Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 0 1 2 0 1 0 7 Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 43 50 45 64 62 37 726 Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 5 8 8 7 6 6 91 Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 17 20 11 14 16 5 184 Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 3 0 2 5 3 0 26 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 1 3 0 0 0 0 9 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 1 3 0 0 5 Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 0 6 0 2 0 1 20 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 0 5 3 11 4 7 45


Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 449,62 308,37 120,28 255,25 501,07 139,89 5.224,51 Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 2,21 18,52 0,00 0,00 0,00 0,00 70,16 Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0,00 0,00 322,18 0,77 0,00 0,00 322,95 Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 0,00 11,78 333,88 1.022,81 240,79 31,32 1.808,80

29


Estudio de Dirección Tipo de Obras

Ingeniería

07‐01‐0073 SANTO DOMINGO, del cementerio 150 m. este, carretera a Tibás Extensión de líneas de media tensión y triplex e Instalación de transformador de 1X15 kVA

07‐01‐0073A SANTO DOMINGO, del cementerio 150 m. este, carretera a Tibás Instalación de 6 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐03‐0255 LA UNIÓN, Tres Ríos, costado norte y al oeste del parque Reconstrucción de líneas07‐03‐0267 LA UNIÓN, San Ramón, de la entrada a Urb. Las Cumbres 200 m. este Extensión de líneas subterráneas 07‐03‐0268 CARTAGO, Ochomogo, costado sur de la entrada principal de KATIVO Instalación de transformador convencional 07‐05‐0350 GOICOECHEA, Ipís, de la Cantina La Última Copa 100 m. oeste, luego al norte Extensión de líneas trifásicas aéreas y subterráneas 07‐05‐0360 LA UNIÓN, Tres Ríos, en Industrias Recaquímica Extensión de líneas aéreas trifásicas de media tensión 07‐05‐0361 LA UNIÓN, Dulce Nombre, por el Hospital Chacón Paut Extensión de líneas aéreas trifásicas 07‐05‐0362 LA UNIÓN, Yerbabuena, de la escuela de Dulce Nombre 400 m. este Extensión de líneas aéreas monofásicas y secundarias 07‐05‐0362A LA UNIÓN, Yerbabuena, de la escuela de Dulce Nombre 400 m. este Instalación de 4 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐05‐0363 LA UNIÓN, de la Subestación Dulce Nombre 100 m. norte Relocalización de postería 07‐05‐0364 LA UNIÓN, del centro de Tres Ríos hacia San Rafael Complemento para estudio No.05‐11‐118M 07‐05‐0364A LA UNIÓN, del centro de Tres Ríos hacia San Rafael Instalación de 49 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐05‐0406 LA UNIÓN, San Diego, frente al cementerio nuevo La Piedad de Tres Ríos Complemento al estudio 05‐02‐0118N

07‐05‐0407 LA UNIÓN, San Rafael, en las instalaciones del M.A.G. y en Importadora Química del norte, contiguo a Xilo Complemento a estudio 05‐02‐0118

07‐05‐0408 LA UNIÓN, Tres Ríos Centro, detrás del convento cuadrantes 1 y 2, según estudio 05‐02‐0118‐E Complemento al estudio 05‐02‐0118E

07‐05‐0409 LA UNIÓN, San Diego, en la entrada al camino hacia Campo Escuela Iztarú Complemento al estudio 05‐02‐0118N, para formar booster

07‐06‐0489 MONTES DE OCA, San Pedro, en el parqueo del edificio de Telecomunicaciones del ICE y al Este

Extensión de líneas aéreas trif. subterráneas e inst. de llave transferencia y seccionamiento de 2 entradas y 4 salidas.

07‐07‐0551 MONTES DE OCA. San Pedro, del antiguo Colegio Metodista al sur y al oeste Extensión de líneas aéreas trifásicas 07‐07‐0552 MONTES DE OCA, San Pedro, en el parqueo del edificio de Telecomunicaciones del Ext. lin. subterráneas, instalación de llave seccionadora de

30

ICE dos entradas de 200.Amperios y cuatro salidas de 200 amp. 07‐08‐0630 LA UNIÓN, de la Iglesia de Dulce Nombre 150m.Sur Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp. 07‐08‐0630A LA UNIÓN, de la Iglesia de Dulce Nombre 150 m. sur Instalación de 1 luminaria de sodio de 150w, tipo cobra 07‐08‐0631 LA UNIÓN, Tres Ríos, al costado este del Pali Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp. 07‐08‐0632 LA UNIÓN, Tres Ríos, al costado este de INCIENSA Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp. 07‐08‐0634 SAN SEBASTIAN, de la Y‐Griega 75 m. sur, al frente de la Iglesia Santa Marta Instalación de cuchillas seccionadoras de línea 600 amp.

07‐09‐0719 SAN JOSÉ. Uruca, desde la Subestación Uruca hasta la Empresa Pozuelo Cambio del conductor y montajes primarios del Circuito Uruca‐Virilla a 13.8 kV.

07‐09‐0720 SAN JOSÉ. Uruca, de la Subestación Primer Amor al sur y al este Cambio de montajes y conductores primarios de los circuitos de Sub. Primer Amor 13.8 kV.

07‐09‐0761 BARVA Centro y San Roque Reconstrucción de líneas en San Roque y Barva Centro 07‐09‐0761A BARVA Centro y San Roque Instalación de 259 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐10‐0776 LA URUCA, de la ADOC hasta el puente del Río Virilla, camino a Heredia Reconstrucción de líneas.07‐10‐0776A LA URUCA, de la ADOC hasta el puente del Río Virilla, camino a Heredia Instalación de 14 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra

07‐10‐0777 SANTO DOMINGO, Santa Rosa, del puente del Río Virilla hasta el cruce de la Valencia. Reconstrucción de líneas.

07‐10‐0777ASANTO DOMINGO, Santa Rosa, del puente del Río Virilla hasta el cruce de la Valencia. Instalación de 13 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra

07‐10‐0778 SANTO DOMINGO, Santa Rosa, del cruce de La Valencia hasta el frente de la Empresa Cosmac, S.A. Reconstrucción de líneas.

07‐10‐0778ASANTO DOMINGO, Santa Rosa, del cruce de La Valencia hasta el frente de la Empresa Cosmac, S.A. Instalación de 15 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra

07‐10‐0794 SANTO DOMINGO, Santa Rosa, de COSMAC, 100 m. este hasta 150 m. este de la línea del ferrocarril Reconstrucción de líneas.

07‐10‐0794ASANTO DOMINGO, Santa Rosa, de COSMAC, 100 m. este hasta 150 m. este de la línea del ferrocarril Instalación de 6 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra

07‐10‐0799 ALAJUELITA, del Salón La Cima al norte hasta la escuela Abraham Lincoln Reconstrucción de líneas.07‐10‐0799A ALAJUELITA, del Salón La Cima al norte hasta la escuela Abraham Lincoln Instalación de 43 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐10‐0800 ALAJUELITA, del Centro de Alajuelita hasta el cementerio Reconstrucción de líneas.07‐10‐0800A ALAJUELITA, del Centro de Alajuelita hasta el cementerio Instalación de 69 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐10‐0801 HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro Reconstrucción de líneas.

31

07‐10‐0801A HATILLO, del cementerio de Alajuelita al norte hasta la Iglesia de Hatillo Centro Instalación de 50 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra

07‐10‐0818 HEREDIA. Santo Domingo, desde 150 m. al este de línea de ferrocarril de Santa Rosa hasta el puente del Río Virilla, carretera a Tibás Reconstrucción de líneas

07‐10‐0818AHEREDIA. Santo Domingo, desde 150 m. al este de línea de ferrocarril de Santa Rosa hasta el puente del Río Virilla, carretera a Tibás Instalación de 56 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra

07‐10‐0829 ALAJUELITA, San Felipe, de la Subestación al Este hasta San Felipe. Nuevo circuito. Ext. líneas trifásicas subterráneas con conductor 500 MCM 07‐10‐0845 TIBÁS, del puente del Río Virilla hasta Mi Taberna Reconstrucción de líneas 07‐10‐0845A TIBÁS, del puente del Río Virilla hasta Mi Taberna Instalación de 19 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐10‐0861 TIBÁS. San Juan, de Mi Taberna hasta la Plywood Reconstrucción de líneas 07‐10‐0861A TIBÁS. San Juan, de Mi Taberna hasta la Plywood Instalación de 32 luminarias de Sodio de 250w, tipo cobra 07‐11‐0891 HEREDIA, Ulloa, Barreal, frente a las instalaciones de Ultra Park Instalación de interruptores para acometidas de Ultra Park 07‐11‐0911 SANTO DOMINGO, del Centro Comercial Pueblo del Rey, al oeste y al sur Reconstrucción de líneas 07‐11‐0946 ASERRÍ, del costado Sur de la Iglesia, al oeste hasta La Vereda Reconstrucción de líneas 07‐11‐0946A ASERRÍ, del costado Sur de la Iglesia, al oeste hasta La Vereda Instalación de 32 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra 07‐11‐0956 ASERRÍ ‐ TARBACA, del Restaurante Las Doñitas, 100 m. norte y luego al oeste Nuevo alimentador Sub. Tarbaca, enlace con circuito Aserrí 07‐11‐0958 HEREDIA, Ulloa, de Jardines del Recuerdo al oeste Reconstrucción de líneas 07‐12‐0992 MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia de Platanares 400 m. sur y 400 m. oeste Cambio de transformador convencional 07‐12‐0993 MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia de Tornillal al norte, Calle Tornillal Extensión de línea aérea monofásica e instalación de trafo 07‐12‐0993A MORAVIA, San Jerónimo, de la Iglesia de Tornillal al norte, Calle Tornillal Instalación de 17 luminarias de sodio de 250w, tipo cobra

07‐12‐1010 MORAVIA. De la Plaza del Alto de la Trinidad, en la Urb. El Fortín Instalación de transformador de 75 kVA, p./34.5 kV. Modifica y complemento del 05‐09‐0676

07‐12‐1011 MORAVIA. De la plaza del Alto de la Trinidad 400 m. sur, entrada en calle sin salida Instalación de transformador de 50 kVA,p./34.5 kV. Modifica y complemento del 05‐09‐0676

07‐12‐1012 MORAVIA. De la plaza del Alto de la Trinidad, en Residencial Villa Verde Instalación de transformador de 25 kVA,p./34.5 kV. Modifica y complemento del 05‐09‐0676

07‐12‐1013 SANTO DOMINGO‐MORAVIA. Del centro de Paracito al este de la Iglesia Extensión de línea aérea y relocalizar postería. Modifica y complemento del 05‐09‐0677.

07‐12‐1014 MORAVIA.De la Iglesia de Paracito 100 m. norte y 800 m. este Cambio de transformadores convencionales

07‐12‐1015 MORAVIA, Calle Platanares, del Bar El Cruce 100 m. al norte Instalar stub y montajes. Modifica y complemento del 05‐09‐0668.

32




Ingeniería

07‐07‐0558De la iglesia católica de San Vicente de Moravia al este y al norte hasta al Mall Don Pancho Relocalización de postería

07‐07‐0558ADe la iglesia católica de San Vicente de Moravia al este y al norte hasta al Mall Don Pancho

Instalación de 24 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra

07‐07‐0559 Del Mall Don Pancho, hasta la entrada a Bo. Los Ángeles en San Antonio Relocalización de postería

07‐07‐0559A Del Mall Don Pancho, hasta la entrada a Bo. Los Ángeles en San Antonio Instalación de 13 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra

07‐08‐0620CORONADO, Patalillo, de la entrada a Bo. Los Ángeles, al este hasta el Centro Social El Para Relocalización de postería

07‐08‐0620ACORONADO, Patalillo, de la entrada a Bo. Los Ángeles, al este hasta el Centro Social El Para


07‐08‐0621 CORONADO, Patalillo, del Centro Social El Para hasta 350 m. este del Restaurant El Paso Relocalización de postería

07‐08‐0621A CORONADO, Patalillo, del Centro Social El Para hasta 350 m. este del Restaurant El PasoInstalación de 14 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra

07‐08‐0622CORONADO, Patalillo, de 100 m. oeste de la Casona del Pueblo hasta Servicentro El Trapiche Relocalización de postería

07‐08‐0622ACORONADO, Patalillo, de 100 m. oeste de la Casona del Pueblo hasta Servicentro El Trapiche


07‐08‐0623 CORONADO, de Servicentro El Trapiche hasta la Iglesia de San Isidro Relocalización de postería

07‐08‐0623A CORONADO, de Servicentro El Trapiche hasta la Iglesia de San IsidroInstalación de 14 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra

33



Estudio de Dirección Tipo de Obras Ingeniería 07-02-0164 SAN JOSÉ, del Gimnasio Nacional al oeste hasta el puente sobre el Rio Tiribí Relocalización de postería 07-02-0165 ESCAZÚ, del puente sobre el Rio Tiribí al Oeste hasta Plaza Itzcazú Relocalización de postería 07-02-0166 ESCAZÚ, de la Plaza Itzcazú al oeste hasta los tanques de AyA Relocalización de postería 07-02-0167 ESCAZÚ, de los tanques de AyA, al oeste hasta 700 m. oeste de FORUM Relocalización de postería

07-02-0167A ESCAZÚ, de los tanques de AyA, al oeste hasta 700 m. oeste de FORUM Instalación de 11 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra 07-02-0168 SANTA ANA, desde 700 m. oeste de FORUM, hasta el cruce a Piedades Relocalización de postería

07-02-0168A SANTA ANA, desde 700 m. oeste de FORUM, hasta el cruce a Piedades Instalación de 2 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra 07-06-0472 SANTA ANA, de la Cruz Roja hacia el norte hasta Santa Ana 2000 Relocalización de postería

07-06-0495 ALAJUELA. San Rafael, del Balneario Ojo de Agua 700 m. norte, carretera a Mataderos del Valle Relocalización de postería

07-06-0495A ALAJUELA. San Rafael, del Balneario Ojo de Agua 700 m. norte, carretera a Mataderos del Valle Instalación de 3 luminarias de sodio 250 w, tipo cobra

34

Finalmente, en los primeros ocho meses del año 2008, se habían solicitado un

total de 755 estudios de ingeniería, de los cuales 648 fueron solicitados por

clientes y de estos se realizaron 114 estudios de alumbrado público y 15 estudios

complementarios, resultando los meses de julio y agosto con mayor cantidad de

recepciones con un total de 112 y en las tablas de la 15 a la 20 se muestra toda la

información correspondiente. Por parte del Área de Planeamiento se realizaron un

total de 19 estudios de ingeniería propios de la CNFL, más el trabajo solicitado por

el CONAVI, debido a la ampliación de la vía a San Francisco de Dos Ríos hacia la

Colina, por el CNC (Consejo Nacional de Concesiones) y algunos otros puntos de

cruce entre líneas de transmisión del ICE y de distribución de CNFL.

Dentro de los trabajos que se diseñaron para el sistema de distribución por parte

del Área de Planeamiento se encuentra realización de diseños para la instalación

de cuchillas seccionadoras, de seccionadores y de interruptores de línea para el

sector de La Unión, esto con la finalidad de lograr una mejor operación en el

sistema de distribución construido. Además se realizó el mismo tipo de estudios

para el sector de Moravia – Coronado. En lo referente a estudios del CONAVI se

realizaron los estudios necesarios para la relocalización de postería por la

ampliación de la vía a Francisco de Dos Ríos hacia la Colina a cuatro carriles (12

estudios de ingeniería) y en el caso del CNC se realizaron de nuevo los estudios

por cambios en el diseño de la ruta de la Concesión a San Ramón, en el caso

específico los estudios por afectación de la Agencia Nissan en la Sabana hasta la

Planta de Río Segundo y se realizaron 9 estudios de ingeniería. También le

correspondió hacer varios estudios de ingeniería en el sector del P. H. El Encanto.

Estos corresponden a la colocación de transformadores monofásicos para dar

servicio en el sector, aprovechando la construcción de la línea interna que

alimenta el sector de la presa. Además realizó el diseño para la interconexión de

la línea de transmisión del P. H. El Encanto con las líneas de distribución del ICE,

en las cercanías de la entrada en Sardinal de Puntarenas.

35

Tabla 15 Resumen de Estudios de Ingeniería de Enero a Abril del año 2008

AÑO 2008 Ene‐05 Feb‐05 Mar‐05 Abr‐05


08‐02‐0075

08‐03‐0177

08‐04‐0269


08‐02‐0176

08‐03‐0268

08‐04‐0367

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 13 25 30 8Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 1 0 1 1Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 61 77 61 90Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 14 16 10 14Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 11 13 5 8Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 3 3 2 3Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 0 0 0 0Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 0 0 0 0

Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 5 9 3 0


Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 211,80 247,10 236,70 375,00Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 0,00 0,00 0,00 0,00Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0,00 0,00 0,00 0,00Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 15,70 34,10 18,30 0,00

36

Tabla 16 Resumen de Estudios de Ingeniería de Mayo a Agosto del año 2008

AÑO 2008 May‐08 Jun‐08 Jul‐08 Ago‐08 Total


08‐06‐0450

08‐07‐0534

08‐08‐0646

08‐01‐0001


08‐06‐0533

08‐07‐0645

08‐08‐0755

08‐08‐0755

Diseño:

Total de Estudios de Ingeniería Propios CNFL 8 11 3 11 109Estudios Ingeniería No Tramitados Propios CNFL 0 0 0 0 3Est. Ing. solicitados por el cliente y diseñados x CNFL (Original) 74 76 109 100 648Estudios Ingeniería No Tramitados solicitados por el cliente 12 14 27 7 114Est. Ing. solicitados por el cliente con Alum. Público y diseñados x CNFL (A) 7 10 3 0 57Est. Ing. complementarios diseñados por CNFL x requerimiento de clientes 3 1 0 0 15Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público 0 4 0 0 4Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0 0Est. Ing. solicitados por Departamento de Obras Civiles 0 0 0 0 0

Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 1 1 0 0 19


Est. Ing. diseñados por CNFL por solicitud de clientes 346,50 293,1 117 227,3 2055Est. Ing. solicitados por Dpto. Alumbrado Público y elaborados por SDRE 0 0 0 0 0Est. Ing. solicitados por Área de Redes Subterráneas 0 0 0 0 0Est. Ing. del Área de Planeamiento de Redes ‐ DPD 134 47 0 0 249

37

Tabla 17

Estudios de Planeamiento de Obras para el Sistema de Distribución ‐ Año 2008


Ingeniería

08‐01‐0032MORAVIA, La Trinidad, en la entrada ubicada 50 m. sur de la fábrica de Helados Malavasi Reconstrucción de líneas

08‐01‐0032AMORAVIA, La Trinidad, en la entrada ubicada 50 m. sur de la fábrica de Helados Malavasi Instalación de 7 luminarias de sodio de 150 w, tipo cobra

08‐01‐0045 SANTO DOMINGO, Paracito, de la bodega de bananos, 350 m. oeste Instalación del transformador 1x25 kVA p/34.5 kV, 120/240 v. Complemento del estudio 05‐09‐0678

08‐01‐0046 MORAVIA, La Trinidad, de Helados Malavasi 250 m. norte y 325 m. este Instalación de banco de transformadores 3x167 kVA, 120/208 v., p./34.5 KV

08‐01‐0047SANTA ANA, de la entrada a Brasil de Santa Ana, 75 m. este, 750 m. norte , calle hacia Urbanización La Promesa.

Extensión de líneas aéreas monofásicas. Complemento del estudio 07‐02‐0168

08‐01‐0074 LA UNIÓN. San Rafael, 300 m. sur del Túnel de la Carpintera Cambio de transformador por conversión de voltaje. Complemento del estudio 06‐03‐0184

08‐02‐0081 MORAVIA, La Trinidad, de la plaza de futbol 50 m. norte, entrada al este Extensión de línea de media tensión aérea y cambio de transformador. Complemento del estudio 05‐09‐0672

08‐02‐0088MORAVIA, Parasito, de la Iglesia 100 m. norte y luego al este hasta rebombeo de Calle Platanares

Cálculo de mano de obra para trasladar líneas, montajes y transformadores, complemento del estudio 05‐09‐0668

08‐02‐0138PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Aranjuecito 500 m. sur, en línea interna sobre tubería de baja presión en los poste 3 y 13, P H. El Encanto Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v.

08‐02‐0139PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Aranjuecito camino hacia Bajo Caliente en la línea interna P.H. Encanto en poste 37 por finca de Jinesta Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v.



38


08‐02‐0158PUNTARENAS, Acapulco, de la plaza de Sardinal camino hacia Bajo Caliente, frente al poste 104, de línea P.H. El Encanto, inst. poste ICE. Instalación de transformador para dar servicio 120/240 v.

08‐02‐0173 LA UNIÓN, San Diego, costado norte del TERRAMALL Instalar seccionador en las cuchillas No.8612 08‐03‐0185 MORAVIA, La Trinidad, Urb. El Rosal Reconstrucción de líneas 08‐03‐0189 LA UNIÓN, Tres Ríos, costado este del cementerio (frente a la Bomba TOTAL) Instalar cuchillas seccionadoras de línea 08‐03‐0190 LA UNIÓN, Tres Ríos, costado este del cementerio Instalación de control de líneas (recloser) 08‐03‐0191 LA UNIÓN, Tres Ríos, 100 m. este de INCIENSA, frente a Servicentro Tinoco Instalación de cuchilla seccionadoras08‐03‐0192 LA UNIÓN, Tres Ríos Centro, 100 m. este de la escuela pública. Instalación de cuchillas seccionadoras08‐03‐0193 LA UNIÓN, San Rafael, costado este de PRAXAIR Instalación de cuchillas seccionadoras08‐03‐0194 LA UNIÓN, San Rafael, costado este de PRAXAIR Traslado de líneas e instalación de seccionador 08‐03‐0195 LA UNIÓN, San Rafael, 200 m. este de la terminal de buses de San Rafael Instalación de control de líneas (recloser) 08‐03‐0196 LA UNIÓN, San Rafael, costado sur de la terminal de buses Instalación de seccionador

08‐03‐0197LA UNIÓN, San Rafael, 500 m. oeste de la entrada al Centro Experimental del MAG Instalación de cuchillas seccionadoras

08‐03‐0198 LA UNIÓN, San Rafael, costado sur del Centro Experimental del MAG Instalación de seccionador08‐03‐0199 LA UNIÓN, Ochomogo, frente a H.B. FULLER (KATIVO) Instalación de cuchillas seccionadoras08‐03‐0200 MORAVIA, La Trinidad, de la plaza de La Trinidad 100 m. norte Instalar cuchillas seccionalizadoras de línea

08‐03‐0201CORONADO, Jesus, del Instituto Clodomiro Picado(UCR) 300 m. este, frente a la Academia de Policia

Instalación de seccionador y cuchillas secionalizadoras de línea

08‐03‐0202MORAVIA, La Trinidad, de Helados Malavassi 150 m. norte, hacia la Escuela de Paracito. Instalación de cuchillas seccionadoras de línea

08‐03‐0203 SANTO DOMINGO, Paracito, de la escuela 300 m. norte hacia la represa. Instalación de interruptor e instalación de cuchillas seccionadoras de línea

08‐03‐0227 MORAVIA, de la Iglesia de La Trinidad 300 m. norte Cambio de poste y banco de transformadores complemento del estudio 05‐09‐0675

08‐03‐0228 LA UNIÓN, Tres Ríos, costado Sur de la Subestación El Este. Cambio de montaje primario e instalación de cuchillas seccionadoras de línea. Complemento del estudio 05‐03‐0229

08‐04‐0302PUNTARENAS, Pitahaya, Sardinal, de la gasolinera Rancho Grande 300 m. noreste, hacia Puntarenas.

Extensión de líneas aéreas trifásicas e instalación de cuchillas, interruptor y medición primaria

39

08‐05‐0399

SANTA ANA, de la Calle Machete hacia Pabellón

Extensión de líneas trifásicas para alimentación del Proy. Eólico, que se va a instalar en Pabellón de Santa Ana.

08‐05‐0438 SAN JOSÉ, Hospital, costado este de la plaza Don Bosco Cambio de cortacircuitos por cuchillas seccionadoras de línea

08‐05‐0439SAN JOSÉ, Hospital, de la esquina noroeste del cementerio de Obreros, 25 m. norte Cambio de cortacircuitos por cuchillas seccionadoras de línea

08‐06‐0488 CORONADO. Del Instituto Clodomiro Picado al este Complemento del estudio 05‐09‐0674 para instalación de 6 varillas de hierro para ancla y 6 arandelas para ancla

08‐08‐0660LA UNIÓN. San Ramón, de la entrada a la Urbanización Las Cumbres 200 m. al este.

Instalación de cuchillas seccionadoras de 600 amp. Este estudio es complemento del 07‐03‐0267

08‐08‐0721ALAJUELA. San Ramón, carretera hacia El Bajo Los Rodriguez, después del Rio Cataratitas en el kilómetro 21. Instalación de poste para retenida

08‐08‐0735 BELÉN. La Asunción, Calle Rusia, del Motel El Dorado al norte Instalación de cuchillas seccionadoras de 600 amp. Complemento del estudio 06‐09‐0824

08‐08‐0743 MONTES DE OCA. San Pedro, del Antiguo Colegio Metodista al sur y al oeste. Instalar interruptores. Actualiza al estudio 07‐07‐0551

08‐08‐0744MONTES DE OCA. San Pedro, en el parqueo del Edificio de Telecomunicaciones del ICE

Instalación de llave seccionadora de 2 entradas 200 amp. y cuatro salidas 200 amp. a 34.5 kV. Actualiza EI 07‐07‐0552

40


Cruces de líneas de transmisión del ICE con líneas de distribución de CNFL


Ingeniería

08‐02‐0172 LA UNIÓN, San Diego, costado este del Almacén Super Crecer No.2 Extensión de líneas monofásicas aéreas

08‐03‐0184 MORAVIA, San Vicente, del Mall Don Pancho 50 m. sur y 150 m. noroeste y en Urb. El Rosal Extensión de líneas trifásicas aéreas y subterráneas

08‐03‐0186 MONTES DE OCA, San Rafael, Salitrillos, de la última parada de buses 200 m. este

Extensión de líneas monofásica subterránea para retirar línea de media tensión aérea por la cercanía a líneas transmisión

08‐08‐0666 SAN JOSÉ. Goicochea, Rancho Redondo. de la cantina La Última Copa 100 m. oeste luego al norte Extensión de líneas trifásicas aéreas y subterráneas

41




Ingeniería 08‐01‐0065 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, del Depósito El Lagar 50 m. sur, carretera a Zapote Relocalización de postería08‐01‐0066 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, al costado suroeste del Parque de San Francisco Relocalización de postería08‐01‐0067 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, al costado sur de la Iglesia Católica Relocalización de postería08‐01‐0068 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente a la Casa del Azulejo y Piso Cerámico Relocalización de postería08‐01‐0069 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Pali de San Francisco Relocalización de postería08‐01‐0070 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Motel Camino Nuevo Relocalización de postería08‐04‐0309 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, 50 m. este de la Iglesia Relocalización de postería08‐04‐0310 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, 100 m. este de la Iglesia Relocalización de postería08‐04‐0311 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Motel Camino Nuevo (lado sur de la vía) Relocalización de postería08‐04‐0312 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente al Motel Camino Nuevo (lado norte de la vía) Relocalización de postería

08‐04‐0313 SAN FRANCISCO DE DOS RÍOS, frente a la esquina suroeste de la Estación La Pacifica Relocalización de postería

08‐04‐0314 SAN FRANCISSCO DE DOS RÍOS, 200 m. sur del Motel Paraíso, carretera a San Antonio de Desamparados Relocalización de postería

08‐06‐0460 SAN JOSÉ, del Banco Cuzcatlán en la Uruca al norte hasta Jardines del Recuerdo Relocalización de postería

42




Ingeniería 08‐06‐0519 HEREDIA. Belén, Ribera, en el cruce esquina noroeste de Firestone Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0646 08‐07‐0607 SAN JOSÉ. Sabana Norte, costado este del edificio de Recursos Humanos del ICE Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐06‐0441 08‐07‐0608 AUTOPISTA GENERAL CAÑAS, del puente sobre el Rio Torres 200 m. al sureste Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐07‐0533 08‐07‐0609 AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Intersección entrada al Hotel San José Palacio Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐07‐0532 08‐07‐0610 HEREDIA. Ulloa, en el puente Castella Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0645 08‐07‐0611 AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Intersección esquina noreste de la Firestone Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0646

08‐07‐0613 AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. De la Urbanización Rossiter Carballo al este y al oeste Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0660

08‐08‐0709 AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Frente a Restaurante Dennis y antiguas bodegas de PEPSI Relocalización de postería. Modifica estudio 06‐08‐0644

08‐08‐0710 AUTOPISTA GENERAL CAÑAS. Frente al Hospital MéxicoRelocalización de postería. Modifica estudios 06‐08‐0628 y 06‐07‐0534

43

Aparte del trabajo efectuado en relación con estudios de ingeniería, el Dpto. de

Planificación tiene que ver con muchas otras cosas y a continuación se presenta un

resumen de las principales actividades desarrolladas por año:

Año 2005 1. Se terminó el trabajo de la primera proyección de demanda del sistema de

distribución, el cual se realizó para el período 2004 – 2018. Este trabajo se

realizó a través de la información estadística de energía que se dispone de cada

distrito y sector de consumo desde 1979.

2. Se entregaron las observaciones finales del estudio de factibilidad del Proyecto

Eólico Valle Central (DPD-004/2005, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe

del Dpto. Proyectos de Generación).

3. Se entregó la información final, recibida por parte del Ing. Sergio Mata, de la

Unidad de Gestión de Proyectos del ICE, correspondiente al detalle final de los

desembolsos del Componente Obras de Distribución – Préstamo BID 796 (DPD-

005/2005, nota dirigida al Lic. Rigoberto García Córdoba, jefe del Dpto.

Financiero).

4. Asesoría a la Oficina de Proyectos de la Universidad de Costa Rica, con todo lo

relacionado con la instalación de la media tensión al edificio de la Escuela de

Ingeniería Eléctrica.

5. Se realizó el trámite para el levantamiento correspondiente a la zona donde se

instaló la empresa Telecable Económico TVE, S. A., estudio de ingeniería 05-

01-0016. (DPD-014/2005, nota dirigida a la Bach. Arlyn García, Asistente de

Gerencia, al Lic. Oscar Pauly Laspiur, Director Jurídico y Lic. William Bonilla

Jaén, jefe de la Sección Tesorería).

44

6. Se comenzó con las gestiones para obtener el paso por la propiedad de la

empresa Constructora Hernán Solís, en el sector de San Rafael de Alajuela

para realizar el cierre o enlace de la red de distribución a 34.5 kV, obra

denominada: anillo de plantas. (DPD-026/2005, nota dirigida al Lic. Elián

Villegas, Asesor Legal de la empresa Constructora Hernán Solís).

7. Se entregaron documentos para la licitación del Proyecto Eólico Valle Central

(DPD-028/2005, nota dirigida al Ing. Marco Montero Porras, Dpto. Proyectos de

Generación).

8. Se entrega actualización del Manual de Montajes (DPD-050/2005, nota dirigida

al Ing. Roy Guzmán Ramírez, jefe del Dpto. Redes Eléctricas).

9. Entrega del estudio de ingeniería 04-04-0262 con el diseño de la nueva salida

subterránea de la Subestación de Lindora para la UEN Servicio al Cliente del

ICE (DPD-051/2005, nota dirigida al Ing. Jesús Sánchez Ruiz).

10. Entrega del estudio de ingeniería correspondiente al alimentador subterráneo

para la Zona Franca América desde la Subestación de Belén. (DPD-053/2005,

nota dirigida al Licda. María del Carmen Víquez, Gerente General de ZFA).

11. Se realizó el trámite para la segunda etapa del levantamiento correspondiente a

la zona donde se instaló la empresa Telecable Económico TVE, S. A., estudio

de ingeniería 05-02-0226. (DPD-061/2005, nota dirigida a la Bach. Arlyn García,

Asistente de Gerencia, al Lic. Oscar Pauly Laspiur, Director Jurídico y Lic.

William Bonilla Jaén, jefe de la Sección Tesorería).

12. Coordinación con la Sección Reclutamiento y Clasificación los concursos

internos 03-2005 y 04-2005. (DPD-065/2005, nota dirigida al Licda. Sandra

Barboza Rescia, Sección Reclutamiento y Clasificación).

13. Solicitud de avalúos para futuros lotes para subestaciones. (DPD-067/2005,

nota dirigida al Ing. Luis Alvarado Boirivant, Depto. de Obras Civiles).

14. Justificación técnica para la ampliación de la Subestación de Lindora. (DPD-

071/2005, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de

Distribución).

45

15. Documentos correspondientes para el cierre del Programa de Desarrollo

Periférico, del Programa de Desarrollo Eléctrico III, BID-796. (DPD-072/2005,

nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).

16. Justificación para la creación del Área de Planeamiento. (DPD-074/2005, nota

dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).

17. Nota indicando a la Dirección de Recursos Humanos de la CNFL, la entrega de

la Declaración Jurada de Bienes y situación patrimonial. (DPD-107/2005, nota

dirigida al Lic. Carlos Quirós Hernández, Director de Recursos Humanos).

18. Entrega del cartel de licitación para la compra de software para la adquisición e

implementación de una aplicación para el análisis eléctrico de redes eléctricas

de distribución e integración con el GIS/AM/FM de la CNFL. (DPD-111/2005,

nota dirigida al Ing. Eduardo Rojas Alfaro, Jefe del Proyecto SiGEL).

19. Respuesta a la nota de la empresa Lahmeyer International referente a las

observaciones finales del estudio de factibilidad del Proyecto Eólico Valle

Central dadas por el DPD. (DPD-146/2005, nota dirigida al Ing. Dennis Mora

Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).

20. Se continúa con las gestiones para obtener el paso por la propiedad de la

empresa Constructora Hernán Solís, en el sector de San Rafael de Alajuela

para realizar el cierre o enlace de la red de distribución a 34.5 kV, obra

denominada: anillo de plantas. (DPD-159/2005, nota dirigida al Ing. Roberto

Acosta Mora, Vicepresidente de la empresa Constructora Hernán Solís).

21. Se terminó de revisar y se entregó las especificaciones finales, Términos de

Referencia para la contratación de la consultoría del Proyecto Eólico San

Buenaventura. (DPD-172/2005, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del

Dpto. Proyectos de Generación).

22. Entrega del Plan de Implementación, Convenio Marco de Cooperación entre el

ICE y la CNFL para la Sub. Belén y la Sub. Lindora. (DPD-215/2005, nota

dirigida al Ing. Manuel Balmaceda García, jefe del Área de Expansión de la UEN

Transporte del ICE).

46

23. Otros trabajos que se realizaron durante este año fueron los siguientes:

• Justificación técnica de la ampliación de la Subestación de Lindora.

• Justificación técnica de la ampliación de la Subestación de Belén.

• Se participó activamente en varios de los proyectos que tiene en marcha

el Dpto. Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle Central,

Proyecto Eólico San Buenaventura.

• Se realizó una reunión de coordinación entre funcionarios del ICE, UEN

Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.

Una de las labores que realiza el Dpto. de Planificación y Diseño es dar asesoría

técnica a la Sección Almacén Anonos con las compras de materiales que realiza para

la ejecución de estudios de ingeniería. También se coopera en la revisión, cuando los

materiales ingresan. Los estudios técnicos se le entregan a la Unidad de Programación

y Control de Existencias a cargo del Lic. Mario Víquez Vargas y durante el 2005 esta

fue la labor.

Tabla 21 Notas enviadas a la Unidad de Programación y Control de Existencias, 2005

Contratación Solicitud Descripción Nota del DPD Fecha

222 ‐ 2004 12712 Pararrayos, 34.5 kV DPD‐023/2005 09‐02‐05225 ‐ 2004 12833 Cortacircuito convencional DPD‐024/2005 09‐02‐05227 ‐ 2004 12866 Pararrayos, 13.8 kV DPD‐025/2005 11‐02‐05226 ‐ 2004 12846 Fusible tipo eslabón DPD‐032/2005 25‐02‐05

8467 Reparación de transformadores DPD‐042/2005 28‐03‐05234 ‐ 2005 12833 Cortacircuito convencional DPD‐043/2005 28‐03‐05244 ‐ 2005 Cortacircuito rompecargas DPD‐078/2005 13‐05‐05243 ‐ 2005 Conectores compresión tipo H DPD‐079/2005 16‐05‐05258 ‐ 2005 13479 Conectores compresión tipo H DPD‐088/2005 24‐05‐05Licitación Registro 07 ‐ 2005 Transformadores de Distribución DPD‐097/2005 13‐06‐05

9371 Reparación de transformadores DPD‐139/2005 02‐09‐05314 ‐ 2005 14191 Fusible tipo slow fast y tipo T DPD‐143/2005 09‐09‐05327 ‐ 2005 Premoldeados Elastimold DPD‐151/2005 03‐10‐05

14677 Abrazaderas DPD‐156/2005 14‐10‐05

47

14680 Cruceros metálicos DPD‐157/2005 14‐10‐05337 ‐ 2005 14603 Conector de bronce DPD‐158/2005 14‐10‐05

14804 Cable de cobre # 4 AWG con forro DPD‐162/2005 28‐10‐05341 ‐ 2005 14583 Pararrayos, 34.5 kV DPD‐165/2005 31‐10‐05342 ‐ 2005 14647 Cuchillas seccionadoras monofásicas DPD‐182/2005 10‐11‐05

14793 Cable de cobre # 2 AWG con forro DPD‐183/2005 10‐11‐05338 ‐ 2005 14563 Cable de cobre C/F DPD‐184/2005 10‐11‐05

14824 Cable de cobre # 14 AWG THHN DPD‐186/2005 10‐11‐05336 ‐ 2005 14583 Aisladores de porcelana DPD‐192/2005 25‐11‐05363 ‐ 2005 14991 Conectores comprensión aluminio # 2 DPD‐201/2005 22‐11‐05339 ‐ 2005 14590 Cable de acero y aluminio DPD‐202/2005 24‐11‐05340 ‐ 2005 14590 / 14649 Cable de aluminio triplex DPD‐203/2005 24‐11‐05

364 ‐ 2005 14989 / 14990 Conectores compresión DPD‐204/2006 24‐11‐05

Año 2006

1. Se indica que la empresa Lahmeyer International no responde a las aclaraciones

solicitadas durante notas anteriores a las observaciones finales del estudio de

factibilidad del Proyecto Eólico Valle Central dadas por el DPD. (DPD-002/2006,

nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).

2. Justificación técnica para la ampliación de la Subestación de Lindora y la

Subestación de Belén para presentarse a la ARESEP (DPD-018/2006, nota

dirigida al Ing. Walter Biolley Muñoz, jefe del Dpto. Sistemas de Potencia).

3. Entrega de información técnica solicitada a la Dirección de Distribución por la

Sección Administración Financiera, solicitadas en la resolución RRG-5389-2006

de la ARESEP. (DPD-019/2006, nota dirigida al Lic. Carlos Fonseca Arce, jefe

de la Sección Administración Financiera).

4. Observaciones a la nota PH-ENC-10 del P. H El Encanto referente a la ruta

propuesta a la línea de transmisión. (DPD-039/2006, nota dirigida al Ing.

Francisco Soto Lara, jefe Unidad Ejecutora de Proyectos).

48

5. Aclaraciones a la Licitación por Registro 44-2005, Contratación de Servicios de

Consultoría para la realización del estudio de Pre y Factibilidad del Proyecto

Eólico San Buenaventura. (DPD-040/2006, nota dirigida al Ing. Allan Aguilar

Gutiérrez, Dpto. Proyectos de Generación).

6. Requerimientos técnicos para la interconexión y operación de Proyecto Eólico

Valle Central (PEVC). (DPD-052/2006, nota dirigida al Ing. Edwin Morales

Espinoza, Dpto. Sistemas de Potencia).

7. Estudios de ingeniería para trámite legal de permiso de paso por la propiedad de

la Constructora Hernán Sánchez. (DPD-053/2006, nota dirigida al Lic. Guillermo

Sánchez Williams, Dirección Jurídica).

8. Nota indicando que las ofertas presentadas en la Licitación por Registro 44-

2005, Contratación de Servicios de Consultoría para la realización del estudio de

Pre y Factibilidad del Proyecto Eólico San Buenaventura, cumplen

satisfactoriamente lo correspondiente a analizar por el DPD. (DPD-058/2006,

nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).

9. Se le entrega al Dpto. Proyectos de Generación la información suministrada por

el ICE para el Proyecto Hidroeléctrico Balsa Inferior. (DPD-092/2006, nota

dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe del Dpto. Proyectos de Generación).

10. Se entrega nota del ICE a la Dirección de Distribución para realizar los trámites

para ampliar el terreno actual de la Subestación de Anonos. (DPD-094/2006,

nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución).

11. Se presenta un informe de trabajo por la participación en la Comisión de Redes

Subterráneas ICE/CIEMI/CNFL. (DPD-109/2006, nota dirigida al Ing. Fructuoso

Garrido Alvarado, Director de Distribución).

12. Justificación técnica para la ampliación de la Subestación de Anonos para

presentarse a la Comisión de Infraestructura de la CNFL. (DPD-123/2006, nota


49

13. Nota indicando los estudios de ingeniería que se diseñaron por la ampliación de

la Autopista General Cañas. (DPD-136/2006, nota dirigida a la Ing. Alejandra

Chaverri, Autopistas del Valle).

14. Envío de procedimientos del DPD a la Sección Análisis Administrativo para su

aprobación. (DPD-156/2006, nota dirigida al Lic. Santiago Morales Hidalgo, jefe

de la Sección Análisis Administrativo).

15. Envío de la nota DD-214-2006 a la Sección Estudios de Ingeniería para analizar

el solicitar servidumbre para las líneas de distribución. (DPD-162/2006, nota

dirigida al Ing. Jorge Garro Varela, jefe de la Sección Estudios de Ingeniería).

16. Justificación técnica para la construcción futura de las subestaciones de Higuito

y Coronado. (DPD-194/2006, nota dirigida al Ing. Manuel Balmaceda García, jefe

del Área de Expansión de la UEN Transporte del ICE).


• Empezar con la implementación del CYMDIST, software de análisis

eléctrico que se interconecta con el GIS/AM/FM de la CNFL.

• Se realizó un análisis de descargas atmosféricas, de resistividades del

terreno y en base al estándar de la IEEE -1410 se realizaron

recomendaciones para proteger la línea de transmisión del P. H. El

Encanto.

• Se empezó con el diseño y definición de las estructuras autoportantes

para estudios de ingeniería que los requieren. También se desarrolló un

pequeño programa de cómputo para el análisis de tensiones mecánicas

con la finalidad de definir la capacidad de soporte en kg del poste.

• Se participó activamente en varios de los proyectos que tiene en marcha

el Dpto. Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle Central,

Proyecto Eólico San Buenaventura, ampliación de P. H. Anonos, P. H.

Balsa Superior y P. H. Balsa Inferior.

50

• Desarrollo de la justificación técnica de la nueva Subestación de Higuito y

de la Subestación de Coronado, para el Área de Expansión de la UEN

Transporte del ICE y justificar ambas obras en el nuevo financiamiento

del BID.

• Debido a la necesidad de una subestación en el norte de la Provincia de

Heredia, para que alimente los sectores de los cantones de Santa

Bárbara, Barva y Flores, principalmente en la zona de San Joaquín y San

Lorenzo, se preparó una justificación técnica para una nueva subestación

en este sector, la cual se debe compartir con ESPH. También se trabajó

en la escogencia del lote, en conjunto con los compañeros del Área de

Expansión de la UEN Transporte del ICE y justificar esta obra en el

nuevo financiamiento del BID.

• Se participó activamente en la Comisión que nombró el CIEMI para

desarrollar el Manual para Redes de Distribución Eléctrica Subterránea

19.9/34.5 kV, donde participaron el ICE, el CIEMI y la CNFL.

• Se realizaron tres reuniones de coordinación entre funcionarios del ICE,

UEN Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.

Como se indicó anteriormente una de las labores que realiza el Dpto. de Planificación y

Diseño es dar asesoría técnica a la Sección Almacén Anonos, tanto en el análisis de

ofertas, como de la supervisión y verificación del producto al ingresar a nuestras

bodegas. Para el año 2006 la labor fue la siguiente:

51



379 ‐ 2005 15236/15277/15278 Remates, terminales y conector comp. tipo H DPD‐006/2006 12‐01‐06382 ‐ 2006 15395 Cinta metálica, band‐it DPD‐014/2006 15‐02‐06383 ‐ 2006 15400/15401 Conectores de varios tipos DPD‐016/2006 16‐02‐06384 ‐ 2006 15402/15430/15432 Cable y alambre de cobre, cable de aluminio DPD‐017/2006 17‐02‐06

388 ‐ 2006 15516 Pértiga tipo telescópica DPD‐021/2006 28‐03‐06

386 ‐ 2006 15475 Conector de compresión DPD‐027/2006 15‐03‐06394 ‐ 2006 15611 Remate preformado para cable 477.0 AAC DPD‐034/2006 23‐03‐06

15693 Brazos de ancla DPD‐035/2006 23‐03‐06393 ‐ 2006 15550 Brazo mecánico DPD‐036/2006 23‐03‐06

15672 Postes de concreto pretensado de 13 metros DPD‐036/2006 23‐03‐06392 ‐ 2006 15578 Empate de compresión de aluminio DPD‐037/2006 23‐03‐06390 ‐ 2006 15577 Alambre de aluminio S/F # 6 AWG DPD‐038/2006 23‐03‐06401 ‐ 2006 15664 Aisladores de porcelana DPD‐047/2006 19‐04‐06402 ‐ 2006 15671 Fusibles tipo T y de alta tensión DPD‐048/2006 24‐04‐06

Lic. Restr. 17‐2006 Cable triplex DPD‐049/2006 26‐04‐06404 ‐ 2006 15705 Cable de acero galvanizado Guy DPD‐050/2006 27‐04‐06414 ‐ 2006 15929 Cable de aluminio triplex DPD‐055/2006 10‐05‐06

10440 Reparación de transformadores DPD‐056/2006 10‐05‐06 15754 Escuadras de hierro DPD‐057/2006 10‐05‐06

407 ‐ 2006 15797 Estribos de compresión de aluminio DPD‐060/2006 15‐05‐06410 ‐ 2006 15869 Remates de aluminio para cable 3/0 AWG DPD‐061/2006 16‐05‐06

408 ‐ 2006 15806 Conector de cobre para varilla puesta a tierra DPD‐062/2006 16‐05‐06

15748 Cable de cobre C/F 350 MCM DPD‐063/2006 16‐05‐06418 ‐ 2006 15982 Cable de aluminio triplex DPD‐065/2006 31‐05‐06

Lic. Restr. 22‐2006 Transformadores convencionales de 50 kVA DPD‐066/2006 01‐06‐06424 ‐ 2006 16605 Remates preformados curvos DPD‐072/2006 23‐06‐06428 ‐ 2006 16171 Grapa de aluminio y cobre DPD‐073/2006 23‐06‐06429 ‐ 2006 16175 Conectores plásticos C‐7 DPD‐076/2006 26‐06‐06430 ‐ 2006 16176 Empate de compresión de aluminio DPD‐077/2006 26‐06‐06431 ‐ 2006 16178 Cortacircuito rompecarga DPD‐078/2006 26‐06‐06

10759 Reparación de transformadores DPD‐080/2006 28‐06‐06 16184 Cable de cobre desnudo # 4 AWG DPD‐081/2006 28‐06‐06 16225 Cable de cobre con forro # 16 AWG TFF DPD‐082/2006 28‐06‐06

434 ‐ 2006 16204 Aisladores de porcelana tipo punta poste DPD‐083/2006 28‐06‐06

52

432 ‐ 2006 16189 Grapa de aluminio CPB 25A 34A para conduc. DPD‐084/2006 28‐06‐06438 ‐ 2006 16227 Terminal de cobre electrolítico 3/0 AWG DPD‐085/2006 28‐06‐06

16181 Cable de cobre desnudo # 4 AWG DPD‐088/2006 29‐06‐06 16226 Resistencias de aterrizamiento DPD‐089/2006 29‐06‐06

433 ‐ 2006 16202 Aislador de porcelana tipo carrete DPD‐090/2006 29‐06‐06437 ‐ 2006 16224 Hebillas para cinta metálica DPD‐091/2006 29‐06‐06439 ‐ 2006 16179 Aislador de suspensión sintético DPD‐095/2006 03‐07‐06445 ‐ 2006 16249 Cable de cobre S/F 1/0 AWG, 19 hilos DPD‐103/2006 14‐07‐06446 ‐ 2006 16250 Conector terminal de aluminio DPD‐104/2006 14‐07‐06

16389 Cable de cobre forrado p. control # 12 AWG DPD‐105/2006 14‐07‐06447 ‐ 2006 16236 Fusibles tipo T y de alta tensión DPD‐106/2006 17‐07‐06458 ‐ 2006 16422 Conector de bronce perno partido DPD‐110/2006 19‐07‐06462 ‐ 2006 16373 Cinta metálica, band‐it DPD‐111/2006 19‐07‐06460 ‐ 2006 16426 Cable de aluminio S/F # 2 AWG DPD‐112/2006 20‐07‐06461 ‐ 2006 16427 Cable de cobre C/F 3/0 AWG DPD‐113/2006 21‐07‐06463 ‐ 2006 16374 Cuchillas seccionadoras 600 amp. DPD‐114/2006 21‐07‐06466 ‐ 2006 16388 Aislador de porcelana tipo poste DPD‐115/2006 21‐07‐06453 ‐ 2006 16237 Pararrayos de distribución DPD‐118/2006 24‐07‐06464 ‐ 2006 16376 Varillas para ancla y escuadras de hierro DPD‐124/2006 04‐08‐06468 ‐ 2006 16428 Abrazadera galvanizada DPD‐125/2006 04‐08‐06467 ‐ 2006 16457 Cable de potencia monopolar DPD‐126/2006 04‐08‐06459 ‐ 2006 16425 Cable de acero galvanizado Guy DPD‐134/2006 14‐08‐06

16491 Cable de cobre 500 MCM DPD‐135/2006 14‐08‐06Lic. Restr. 2006LR‐000028 Cable de aluminio triplex DPD‐137/2006 17‐08‐06

455 ‐ 2006 16325 Cortacircuitos convencionales DPD‐138/2006 18‐08‐06 16389 Cable de cobre # 12 AWG, TSJ DPD‐141/2006 29‐08‐06 16585 Cable de cobre forrado # 6 AWG DPD‐142/2006 29‐08‐06

485 ‐ 2006 16576 Terminales de hule premoldeado 1/0 AWG DPD‐143/2006 29‐08‐06483 ‐ 2006 16550 Grapas de aluminio para cable 3/0 AWG DPD‐144/2006 29‐08‐06488 ‐ 2006 16551/16552 Conectores de compresión DPD‐145/2006 31‐08‐06490 ‐ 2006 16586 Estribo de compresión de aluminio DPD‐146/2006 31‐08‐06499 ‐ 2006 16184 Alambre de cobre S/F # 4 AWG DPD‐148/2006 07‐09‐06497 ‐ 2006 16713 Conector terminal de bronce cable 4/0 AWG DPD‐149/2006 07‐09‐06486 ‐ 2006 16553/16582 Conectores varios DPD‐151/2006 07‐09‐06

16804 Cable de cobre forrado # 12 AWG DPD‐152/2006 20‐09‐06 16848 Postes de concreto pretensado de 13 metros DPD‐157/2006 27‐09‐06 17002 Terminales de cobre electrolítico 1/0 AWG DPD‐168/2006 18‐10‐06 17307 Cobertor plástico C‐5 para conector WR‐189 DPD‐169/2006 18‐10‐06 17159 Protectores electrostáticos para animales DPD‐170/2006 18‐10‐06

53

17158 Conectores de bronce perno partido DPD‐171/2006 18‐10‐06Lic. Restr. 2006LR‐000032 Cable de aluminio triplex DPD‐172/2006 18‐10‐06

514 ‐ 2006 17343 Cable de cobre C/F # 1/0 AWG DPD‐175/2006 20‐10‐06 17498 Abrazadera galvanizada 190,5 a 209,5 mm DPD‐181/2006 07‐11‐06

520 ‐ 2006 17497 Conector de compresión DPD‐182/2006 07‐11‐06522 ‐ 2006 Cable de aluminio triplex # 2 y # 4 AWG DPD‐184/2006 08‐11‐06

17570/17571 Cable con forro C/F # 8 y # 2 AWG DPD‐196/2006 17‐11‐06528 ‐ 2006 17758 Alambre de cobre suave # 6 AWG DPD‐197/2006 20‐11‐066170 ‐ 2006 43256 Cable de cobre C/F 350 MCM DPD‐202/2006 05‐12‐066171 ‐ 2006 43267 Terminales de cobre electrolítico DPD‐203/2006 05‐12‐066175 ‐ 2006 43270 Cortacircuitos rompecargas DPD‐208/2006 12‐12‐066174 ‐ 2006 43268 Cable con forro C/F # 12 AWG DPD‐209/2006 12‐12‐06

6177 ‐ 2006 43271 Pararrayos de distribución DPD‐210/2006 12‐12‐06

Año 2007

1. Se adjunta las observaciones a la memoria de cálculo de la línea de transmisión

de la primera etapa del P. H. El Encanto. (DPD-007/2007, nota dirigida al Ing.

Sergio Garro Vargas, jefe de la Unidad Ejecutora de Proyectos).

2. Respuesta de Recurso de Revocatoria presentado por Electronic Engineering.

(DPD-019/2007, nota dirigida al Sr. José Antonio Salas Monge, jefe de la

Sección Proveeduría).

3. Definición del voltaje de operación del P. H. Balsa Superior. (DPD-033/2007,

nota dirigida al Ing. Walter Delgado Ángulo, Dpto. Proyectos de Generación).

4. Posible ubicación de la Subestación Recolectora del Proyecto Eólico Valle

Central. (DPD-035/2007, nota dirigida al Ing. Marco Montero Porras, Dpto.

Proyectos de Generación).

5. Actualización de precios de los estudios de ingeniería del Proyecto Moravia –

Coronado. (DPD-044/2007, nota dirigida al Ing. Néstor Rodríguez González, jefe

Sección Construcción de Obras Eléctricas).

6. Entrega de estudios de ingeniería del CNC, Proyecto San José – Caldera.

(DPD-047/2007, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de

Distribución).

54

7. Entrega de estudio sobre el análisis para la interconexión de una planta eólica a

un sistema de distribución, desarrollado por el Ing. Marco Acuña funcionario del

DPD, para que sea considerado dentro de los aspectos técnicos del PEVC.

(DPD-057/2007, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de

Generación).

8. Entrega de las observaciones realizadas al cartel PEVC. (DPD-066/2007, nota

dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de Generación).

9. Actualización de de especificaciones técnicas de los aisladores de suspensión

sintéticos. (DPD-071/2007, nota dirigida al Ing. Néstor Rodríguez González, jefe

Sección Construcción de Obras Eléctricas).

10. Solicitud de reestructuración del Dpto. de Planificación y Diseño, solicitando la

creación de la Sección de Planeamiento del Sistema de Distribución. (DPD-

075/2007, nota dirigida al Lic. Carlos Fernández Flores, Director de Recursos

Humanos).

11. Entrega de la justificación técnico – económica de la futura Subestación de

Coronado. (DPD-080/2007, nota dirigida al Ing. Manuel Balmaceda García, jefe

del Área de Expansión de la UEN Transporte del ICE).

12. Nota indicando que a partir del mes de junio del 2007 la Sección Diseño de

Redes Eléctricas no elaborará más estudios de ingeniería donde se requiera red

subterránea. (DPD-086/2007, nota dirigida a todas las empresas autorizadas

por la CNFL en ese momento).

13. Solicitud para que el consultor del Proyecto Eólico San Buenaventura indica el

posible punto de interconexión con el SEN. (DPD-097/2007, nota dirigida al Ing.

Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de Generación).

14. Entrega de las especificaciones finales para la interconexión y operación del

PEVC. (DPD-102/2007, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto.

Proyectos de Generación).

55

15. Rechazo de la aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV

a la empresa Prysmian por no cumplir los requerimientos de CNFL. (DPD-

126/2007, nota dirigida al Sr. Marco Vinicio Vargas Barrientos, Gerente General

de Enersys).

16. Observaciones al estudio de pre-factibilidad del Proyecto Eólico San

Buenaventura. (DPD-145/2007, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe

Dpto. Proyectos de Generación).

17. Explicaciones y razones del rechazo de la aprobación del uso de conductor de

media tensión para 34.5 kV a la empresa Prysmian por no cumplir los

requerimientos de CNFL. (DPD-148/2007, nota dirigida al Ing. Roberto Guzmán,

Gerente General de Telcom, S. A. de C. V.).

18. Consultas sobre el diseño de la línea de transmisión del P. H. El Encanto. (DPD-

157/2007, nota dirigida al Ing. Sergio Garro Vargas, jefe de la Unidad Ejecutora

de Proyectos).

19. Proposición de cambios para el convenio con la Constructora Hernán Sánchez.

(DPD-168/2007, nota dirigida al Lic. Guillermo Sánchez Williams, Dirección

Jurídica).

20. Necesidad de más equipo de transporte para el DPD. (DPD-178/2007, nota


21. Entrega de estudios de ingeniería del Plan de Obras. (DPD-218/2007, nota


22. Aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV a la empresa

Prysmian. (DPD-238/2007, nota dirigida al Sr. Marco Vinicio Vargas Barrientos,

Gerente General de Enersys).


• Entrega de estudio sobre el análisis para la interconexión de una planta

eólica a un sistema de distribución, desarrollado por el Ing. Marco Acuña

funcionario del DPD, para que sea considerado dentro de los aspectos

técnicos del PEVC.

56

• Se empezó con el estudio de resistividades de terrenos en el área de

concesión de la CNFL y con la ayuda de un estudiante de la Escuela de

Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica, se desarrollo un

proyecto para determinar la resistividad en la región oeste del área

servida.

• A finales del año se realizó un estudio y las simulaciones

correspondientes para determinar la forma en que se debía interconectar

el P. H. El Encanto con el sistema de distribución del ICE en la región de

Sardinal de Puntarenas.

• Se continuó con la participación en los proyectos que tiene en marcha el

Dpto. Ingeniería de Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle

Central, Proyecto Eólico San Buenaventura, ampliación de P. H. Anonos,

P. H. Balsa Superior y P. H. Balsa Inferior.

• Se realizaron tres reuniones de coordinación entre funcionarios del ICE,

UEN Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.

• Se realizó la actualización de la justificación técnica de la nueva Sub. de

Coronado, para el Área de Expansión de la UEN Transporte del ICE, con

base a las indicaciones dadas por el BID.

• También es importante indicar que se preparó la justificación técnica de la

Subestación de Barreal, por la eventual instalación en Costa Rica del

complejo Feria Costa Rica. Esta subestación es compartida con la ESPH.

Para este año 2007, el trabajo con la Sección Almacén Anonos fue arduo y

prácticamente cotidiano. Adjunto se muestra el trabajo efectuado, en la revisión de

ofertas técnicas para la Unidad de Programación y Control de Existencias y en la

revisión posterior de los materiales al ingresar a las bodegas:

57



CD 6181 ‐ 2006 43291 Grapas de Aluminio DPD‐003/2007 08‐01‐07CD 6183 ‐ 2006 43288 Conectores DPD‐004/2007 08‐01‐07CD 6184 ‐ 2006 43287 Conectores de compresión DPD‐005/2007 08‐01‐07CD 6185 ‐ 2006 43283 Alambre cobre suave DPD‐006/2007 08‐01‐07

CD 49 40 Cable de cobre # 4 AWG DPD‐010/2007 12‐01‐07CD 6192 ‐ 2006 48856 Cortacircuitos convencionales DPD‐011/2007 12‐01‐07CD 6190 ‐ 2006 48852 Empates de compresión DPD‐012/2007 15‐01‐07CD 6193 ‐ 2006 48858 Remate de aluminio DPD‐013/2007 15‐01‐07

157 Alambre de cobre # 10 AWG DPD‐015/2007 23‐01‐07CD 6189 43295 Postes de concreto # 15 DPD‐016/2007 23‐01‐07

CD 0023 ‐ ALIC 99 Gaza de hierro galvanizado DPD‐017/2007 23‐01‐07CD 0024 ‐ ALIC 100 Empate de compresión DPD‐018/2007 23‐01‐07CD 27 ‐ 2007 176 Alambre aluminio DPD‐024/2007 05‐02‐07CD 28 ‐ 2007 179 Terminal premoldeada DPD‐025/2007 05‐02‐07CD 38 ‐ 2007 181 Cable aluminio triplex 3/2 AWG DPD‐026/2007 05‐02‐07CD 30 ‐ 2007 195 Aislador de Porcelana DPD‐027/2007 05‐02‐07

Lic. Registro 36 ‐ 2006 Transformadores de distribución DPD‐031/2007 08‐02‐07CD 42 ‐ 2007 343 Terminal de cobre DPD‐032/2007 09‐02‐07CD 43 ‐ 2007 387 Conectores de compresión DPD‐036/2007 14‐02‐07CD 44 ‐ 2007 522 Empates de compresión DPD‐038/2007 19‐02‐07CD 45 ‐ 2007 545 Remates preformados DPD‐041/2007 21‐02‐07CD 46 ‐ 2007 516 Cable aluminio DPD‐042/2007 26‐02‐07

678 Cable cobre C/F # 14 AWG DPD‐043/2007 28‐02‐07CD 47 ‐ 2007 741 Hebillas de acero DPD‐052/2007 05‐02‐07

783 Cable cobre C/F #2 AWG DPD‐059/2007 06‐03‐07Lic. Abrev. 03 ‐ 2007 Cable de Aluminio S/F DPD‐062/2007 06‐03‐07

CD 49 ‐ 2007 823 Conectores de bronce DPD‐069/2007 15‐03‐07CD 50 ‐ 2007 982 Conectores de cuña tipo C DPD‐076/2007 26‐03‐07CD 1412 ‐ 2007 965 Reparación transformadores DPD‐077/2007 26‐03‐07CD 55 ‐ 2007 1296 Grapas de aluminio DPD‐088/2007 24‐04‐07CD 57 ‐ 2007 1309 Remates de aluminio DPD‐089/2007 24‐04‐07CD 54 ‐ 2007 1294 Conector de compresión DPD‐090/2007 24‐04‐07CD 56 ‐ 2007 1147 Tiralíneas para cable # 6 AWG DPD‐091/2007 24‐04‐07CD 53 ‐ 2007 1167 Cobertor plástico p/conector DPD‐092/2007 24‐04‐07

58

CD 58 ‐ 2007 1318 Alambre cobre desnudo DPD‐094/2007 27‐04‐07CD 59 ‐ 2007 1288 Protectores Electrostático DPD‐095/2007 27‐04‐07

1404 Cable THHN Calibre 8 AWG DPD‐096/2007 27‐04‐07 1476 Multiconductor TSJ # 14 AWG DPD‐100/2007 04‐05‐07

CD 58 ‐ 2007 1318 Alambre cobre desnudo DPD‐103/2007 11‐05‐07CD 75 ‐ 2007 1558 Terminal de cobre electrolítico DPD‐108/2007 15‐05‐07CD 2288 ‐ 2007 1462 Alambre aluminio DPD‐115/2007 15‐05‐07

1655 Cable de cobre con forro # 6 AWG DPD‐109/2007 21‐05‐07CD 80 ‐ 2007 1634 Conector terminal aluminio DPD‐116/2007 21‐05‐07CD 78 ‐ 2007 1621 Remate aluminio DPD‐121/2007 28‐05‐07CD 89 ‐ 2007 1823 Conectores de bronce DPD‐125/2007 31‐05‐07CD 94 ‐ 2007 1939 Fusible media tensión DPD‐127/2007 06‐06‐07CD 92 ‐ 2007 1714 Aisladores de suspensión sintéticos DPD‐132/2007 18‐06‐07CD 96 ‐ 2007 2033 Cable aluminio triplex DPD‐133/2007 19‐06‐07CD 102 ‐ 2007 2055 Remates preformados DPD‐141/2007 25‐06‐07CD 3182 ‐ 2007 2076 Reparación transformadores DPD‐142/2007 27‐06‐07CD 3181 ‐ 2007 2109 Postes de concreto DPD‐143/2007 27‐06‐07CD 3360 ‐ 2007 2194 Escuadra de hierro DPD‐147/2007 29‐06‐07CD 109 ‐ 2007 2330 Aisladores porcelana DPD‐149/2007 16‐07‐07CD 110 ‐ 2007 2331 Cable cobre DPD‐150/2007 16‐07‐07CD 111 ‐ 2007 2347 Cobertores plásticos DPD‐151/2007 16‐07‐07CD 108 ‐ 2007 2329 Conectores comprensión DPD‐152/2007 16‐07‐07CD 3873 ‐ 2007 2492 Cable cobre # 14 AWG DPD‐158/2007 01‐08‐07CD 116 ‐ 2007 2489 Conector tipo Insulink DPD‐159/2007 01‐08‐07CD 118 ‐ 2007 2514 Cable de cobre DPD‐160/2007 01‐08‐07CD 4074 ‐ 2007 2534 Cable de Cobre DPD‐161/2007 06‐08‐07CD 121 ‐ 2007 2602 Grapas de aluminio DPD‐162/2007 06‐08‐07CD 4126 ‐ 2007 2621 Poste de concreto DPD‐169/2007 09‐08‐07CD 130 ‐ 2007 2813/2718 Aislador de porcelana DPD‐174/2007 22‐08‐07CD 131 ‐ 2007 2713 Pararrayos de distribución DPD‐176/2007 22‐08‐07

2802 Cable de cobre C/F # 14 AWG THHN DPD‐179/2007 24‐08‐07CD 139 2871/2874/2886 Cables y alambres varios DPD‐183/2007 29‐08‐07

CD 138 ‐ 2007 2870 Alambre de aluminio DPD‐184/2007 29‐08‐07CD 4689 ‐ 2007 2879 Cable de cobre 3/0 AWG DPD‐185/2007 29‐08‐07CD 149 ‐ 2007 2972 Cuchillas seccionadoras DPD‐192/2007 10‐09‐07CD 150 ‐ 2007 2975 Fusibles varios tipos DPD‐193/2007 10‐09‐07CD 154 ‐ 2007 3113 Conector de bronce DPD‐198/2007 13‐09‐07CD 5089 ‐ 2007 3055 Cable de cobre DPD‐199/2007 14‐09‐07CD 152 ‐ 2007 3144 Fusibles Tipo T 8A DPD‐200/2007 17‐09‐07

59

CD 153 ‐ 2007 3117 Remate Aluminio DPD‐201/2007 17‐09‐07CD 157 ‐ 2007 3146 Protectores electrostáticos DPD‐202/2007 17‐09‐07CD 161 ‐ 2007 3248 Conectores de bronce DPD‐207/2007 25‐09‐07CD 5503 ‐ 2007 3450 Cable de Cobre # 2 AWG DPD‐211/2007 09‐10‐07CD 166 ‐ 2007 3516 Fusibles tipo T DPD‐212/2007 09‐10‐07CD 5726 ‐ 2007 3657 Cable de cobre DPD‐214/2007 12‐10‐07CD 173 ‐ 2007 3771 Cortacircuito rompecargas DPD‐220/2007 29‐10‐07CD 186 ‐ 2007 4212 Varillas hierro galvanizado DPD‐229/2007 20‐11‐07CD 190 ‐ 2007 48870 Empates de compresión DPD‐230/2007 20‐11‐07

CD 192 ‐ 2007 4353 Remate aluminio preformado DPD‐233/2007 22‐11‐07

CD 197 ‐ 2007 48677/48678 Cintas y hebillas de acero inoxidable DPD‐237/2007 03‐12‐07

CD 7353 ‐ 2007 4527 Alicates tipo pico lora DPD‐240/2007 10‐12‐07

CD 7156 – 2007 3498 Reparación de transformadores DPD‐243/2007 12‐12‐07

CD 204 ‐ 2007 4576/4577 Aisladores DPD‐244/2007 12‐12‐07

CD 203 ‐ 2007 4550 Alambre de cobre suave # 6 AWG DPD‐245/2007 10‐12‐07

CD 196 ‐ 2007 48677/48678 Abrazaderas y varillas DPD‐246/2007 13‐12‐07

CD 206 ‐ 2007 4628 Conectores y remates varios tipos DPD‐247/2007 18‐12‐07

CD 7311 ‐ 2007 4560 Cable cobre # 14 AWG THHN DPD‐248/2007 21‐12‐07

Año 2008

1. Aclaraciones de la normativa vigentes sobre redes subterráneas. (DPD-008/200,

nota dirigida al Ing. Róger Méndez Víquez, Gerente General de EPREM).

2. Observaciones al informe de Factibilidad de la ampliación de P. H. Anonos.

(DPD-021/2008, nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de

Generación).

3. Observaciones al informe de Factibilidad de P. H. Balsa Inferior. (DPD-030/2008,

nota dirigida al Ing. Dennis Mora Mora, jefe Dpto. Proyectos de Generación).

4. Nota indicando la persona que es el administrador del SIPREDI, debido al

traslado de este proyecto a la responsabilidad del DPD. (DPD-040/2008, nota


5. Se entregan los documentos requeridos para que se solicite el punto de

conexión del PEVC al ICE. (DPD-048/2008, nota dirigida al Ing. Mario Amador

Samuels, Director de Producción y Desarrollo).

60

6. Rechazo de la aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV a

la empresa CME por no cumplir los requerimientos de CNFL. (DPD-091/2008,

nota dirigida al Lic. Carlos Jiménez Otárola, Gerente General de

Representaciones GMG, S. A.).

7. Nota de entrega de actualizaciones del programa de cómputo de Coordinación

de Protecciones, CYMTCC (varios DPD-XXX/2008, dirigidos a varias

dependencias de la Dirección de Distribución).

8. Rechazo de la aprobación del uso de conductor de media tensión para 34.5 kV a

la empresa Grupo Electricidad Amiga de Centroamérica por no cumplir los

requerimientos de CNFL. (DPD-175/2008, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido

Alvarado, Director de Distribución).

9. Eliminación de presupuestos de estudios de ingeniería que van ser desarrollados

por la empresa particular. (DPD-189/2008, nota dirigida al Ing. Jorge Garro

Varela, jefe de la Sección Diseño de Redes Eléctricas).

10. Monto a cobrar a empresas particulares por eliminación de presupuesto de

estudios de ingeniería. (DPD-190/2008, nota dirigida al Ing. Roy Guzmán

Ramírez, jefe del Dpto. Redes Eléctricas).

11. Envío y traslado para la toma decisión sobre el uso de cables de aluminio a la

Comisión de Redes de Distribución del CIEMI (DPD- 205/2008, nota dirigida al

Lic. Jorge Hernández Acosta, Director Ejecutivo del CIEMI).

12. Nota indicando el traslado de las notas del uso de cables de aluminio al CIEMI.

(DPD-206/2008, nota dirigida al Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de

Distribución).


• Se continuó con el estudio de resistividades de terrenos en el área de

concesión de la CNFL y con la ayuda de otro estudiante de la Escuela de

Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Costa Rica, se desarrolló las

mediciones en el sector este, específicamente en los alimentadores de la

Subestación de San Miguel.

61

• Se continuó con la participación en los proyectos que tiene en marcha el

Dpto. Ingeniería de Proyectos de Generación: Proyecto Eólico Valle

Central, Proyecto Eólico San Buenaventura, ampliación de P. H. Anonos,

P. H. Balsa Superior y P. H. Balsa Inferior.

• Se realizó una reunión de coordinación entre funcionarios del ICE, UEN

Transporte y UEN PySA y la CNFL de la Dirección de Distribución.

• Se realizó con otro estudiante de la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la

Universidad de Costa Rica un proyecto para empezar a determinar las

pérdidas técnicas del sistema de distribución y se desarrolló para 14

alimentadores y para transformadores de distribución una metodología

con lo cual se tiene un insumo para determinar con mayor certeza las

pérdidas técnicas. Falta de realizar el ejercicio para los demás

alimentadores y trabajar en una metodología para redes secundarias.

En lo que respecta al trabajo efectuado para la Sección Almacén Anonos, en el año

2008, se presenta a continuación un desglose de los informes realizados:



212 ‐ 2007 48696/48712 Cinta tape de varios colores DPD‐005/2008 15‐01‐08216 ‐ 2007 48716 Cordón pareado # 14 AWG DPD‐006/2008 15‐01‐08105 ‐ 2008 139 Cable de cobre con forro # 2 AWG DPD‐011/2008 24‐01‐08143 ‐ 2007 104/111 Arriostres y soportes de hierro galvanizado DPD‐015/2008 28‐01‐08169 ‐ 2007 15516 Arriostres, cruceros y colas de avión DPD‐016/2008 28‐01‐08157 ‐ 2007 115 Brazo de ancla para poste DPD‐017/2008 28‐01‐08165 ‐ 2007 118 Escuadra de hierro galvanizado DPD‐018/2008 28‐01‐08189 ‐ 2007 57 Postes de concreto de 13, 15 y 17 metros DPD‐019/2008 28‐01‐08184 ‐ 2007 121 Cable triplex # 4 AWG DPD‐020/2008 28‐01‐0864 ‐ 2008 25 Cable TSJ 4 x 12 AWG DPD‐025/2008 01‐02‐08CD 5 ‐ 2008 135 Terminales de hule premoldeado DPD‐026/2008 01‐02‐08CD 1 ‐ 2008 17 Conectores tipo H DPD‐027/2008 01‐02‐08

62

239 ‐ 2007 230 Reparación de transformadores DPD‐028/2008 04‐02‐08CD 9 ‐ 2008 256 Empates de compresión DPD‐029/2008 04‐02‐08CD 10 ‐ 2008 257 Conectores de compresión DPD‐032/2008 01‐02‐08CD 439 ‐ 2008 519 Cable de cobre C/F # 6 AWG DPD‐044/2008 22‐02‐08CD 450 ‐ 2008 378 Cable triplex # 6 AWG DPD‐045/2008 22‐02‐08CD 16 ‐ 2008 558/577 Postes de concreto autoportante DPD‐046/2008 22‐02‐08

Lic. Pública 03 ‐ 2008 Cables de aluminio y varios de cobre DPD‐054/2008 03‐03‐08CD 11 ‐ 2008 669 Estribos de hierro galvanizado DPD‐057/2008 03‐03‐08CD 15 ‐ 2008 758 Conector de compresión tipo H DPD‐062/2008 12‐03‐08

Lic. Pública 02 ‐ 2008 Transformadores de distribución tipo poste DPD‐063/2008 13‐03‐08

CD 914 ‐ 2008 759 Cable de cobre C/F # 4 AWG DPD‐064/2008 07‐03‐08CD 937 ‐ 2008 792 Cable de cobre 4 x 12 AWG TSJ DPD‐065/2008 24‐03‐08CD 982 ‐ 2008 634 Cable de cobre 4 x 12 AWG TSJ DPD‐066/2008 24‐03‐08CD 983 ‐ 2008 687 Alambre de aluminio suave # 10 AWG DPD‐067/2008 24‐03‐08CD 1097 ‐ 2008 868 Cable de cobre 3 x 10 AWG TSJ DPD‐069/2008 23‐06‐08CD 20 ‐ 2008 779 Cortacircuitos convencionales DPD‐072/2008 01‐04‐08

CD 1191 ‐ 2008 857 Cable de aluminio 3/0 AWG AAC DPD‐075/2008 09‐04‐08CD 916 ‐ 2008 677 Postes de hierro galvanizado de 9 metros DPD‐076/2008 09‐04‐08CD 22 ‐ 2008 826 Pararrayos tipo codo DPD‐079/2008 11‐04‐08CD 21‐ 2008 828 Terminales de uso exterior DPD‐080/2008 15‐04‐08

CD 1314 ‐ 2008 943 Cable de cobre con forro # 3/0 AWG DPD‐083/2008 17‐04‐08CD 1312 ‐ 2008 1016 Alambre de cobre suave S/F # 4 AWG DPD‐084/2008 17‐04‐08CD 1382 ‐ 2008 849 Postes de concreto de 11 metros DPD‐085/2008 17‐04‐08

Lic. Abrev. 13 ‐ 2008 Postes de concreto DPD‐086/2008 17‐04‐08CD 31 ‐ 2008 934/936 Fusibles varios tipos DPD‐088/2008 05‐05‐08CD 38 ‐ 2008 1137 Aisladores, conectores y gazas DPD‐094/2008 13‐05‐08CD 45 ‐ 2008 1201 Conectores DPD‐095/2008 13‐05‐08CD 44 ‐ 2008 1216 Conectores DPD‐096/2008 22‐05‐08CD 38 ‐ 2008 1137 Aisladores, conectores y gazas DPD‐101/2008 22‐05‐08CD 40 ‐ 2008 1132 Conectores y abrazaderas DPD‐105/2008 22‐05‐08

CD 1785 ‐ 2008 1327 Tirantes de hierro DPD‐106/2008 23‐05‐08CD 2031 ‐ 2008 1472 Conectores de compresión tipo insulink DPD‐107/2008 23‐05‐08CD 50 ‐ 2008 1370 Terminales de cobre electrolítico 1/0 AWG DPD‐108/2008 23‐05‐08CD 53 ‐ 2008 1430 Conectores de cobre DPD‐109/2008 23‐05‐08CD 54 ‐ 2008 1433 Conectores de compresión DPD‐111/2008 26‐05‐08CD 52 ‐ 2008 1447 Cortacircuitos convencionales DPD‐112/2008 26‐05‐08CD 59 ‐ 2007 1580 Aisladores DPD‐119/2008 03‐06‐08

Lic. Abrev. 19 ‐ 2008 Alambre de aluminio suave, cable triplex DPD‐136/2008 18‐06‐08CD 2574 ‐ 2008 1726 Conectores de compresión tipo C DPD‐141/2008 24‐06‐08

63

CD 64 ‐ 2007 1729 Conectores de compresión tipo insulink DPD‐142/2008 24‐06‐08CD 71 ‐ 2007 1800 Grapas de aluminio DPD‐143/2008 24‐06‐08CD 69 ‐ 2008 1782 Pararrayos de distribución DPD‐146/2008 30‐06‐08CD 72 ‐ 2007 1820 Conectores DPD‐150/2008 08‐07‐08CD 73 ‐ 2008 1802 Conectores DPD‐151/2008 08‐07‐08

CD 2804 ‐ 2008 1894 Fusibles media tensión tipo dual DPD‐155/2008 09‐07‐08CD 78 ‐ 2008 1924 Aisladores tipo punta de poste DPD‐162/2008 15‐07‐08CD 79 ‐ 2008 1925 Grapas de aluminio y cobre DPD‐163/2008 15‐07‐08CD 80 ‐ 2008 1944 Conector de compresión tipo H DPD‐164/2008 15‐07‐08

CD 2008 ‐ 3106 ‐ ACL Cable cobre # 8 AWG, THHN DPD‐165/2008 17‐07‐08CD 81 ‐ 2008 1962 Cable de aluminio triplex 3/2 AWG AAC DPD‐166/2008 17‐07‐08

CD 3477 ‐ 2008 2307 Fusible de media tensión tipo dual DPD‐184/2008 07‐08‐08CD 3478 ‐ 2008 2312 Remate preformado para cable de ancla DPD‐185/2008 07‐08‐08CD 3479 ‐ 2008 2313 Conectores de cobre de salidas múltiples DPD‐186/2008 07‐08‐08CD 3482 ‐ 2008 2332 Fusibles de media tensión tipo T DPD‐187/2008 07‐08‐08CD 3586 ‐ 2008 2301 Reparación de 15 transformadores DPD‐198/2008 22‐08‐08CD 3561 ‐ 2008 2302 Fusibles de media tensión tipo T DPD‐200/2008 25‐08‐08CD 3658 ‐ 2008 2303 Poste de concreto autoportante 13 metros DPD‐201/2008 25‐08‐08CD 3689 ‐ 2008 2482 Conectores perno partido cable 4/0 AWG DPD‐202/2008 25‐08‐08

CD 3786 ‐ 2008 2571 Gaza de hierro galvanizado p. aislador DPD‐208/2008 29‐08‐08

Por otro lado, en el año 2008 se terminó de elaborar el segundo informe de Proyección

de la Demanda Eléctrica de la CNFL, para el período 2006 – 2020, el cual actualizó el

documento elaborado en el año 2004 y depuró algunos aspectos para tener mejor

precisión, principalmente en lo relacionado a la determinación de los factores de carga,

de diversidad y de pérdidas. Este documento se adjunta en los anexos de este informe.

Además, en los anexos, se presentan varios de los informes de las justificaciones

técnicas – económicas de futuras subestaciones o de ampliaciones de subestaciones

del sistema de distribución de la CNFL.

64

En relación con los sistemas de información y programas de cómputo que se tienen en

el DPD son para realizar estudios técnicos y están al día (año 2008) con el pago del

mantenimiento anual que se le hace a la casa proveedora. Los programas que se

tienen son los siguientes:

1. CYMDIST, de la casa comercial CYME de Canadá: existen 3 licencias, dos en el

servidor de aplicaciones del GIS/AM/FM y una tipo USB. Además se tienen las

llaves adicionales del software Network Adapter, el cual hace la función de

enlazar al Sistema de Información Geográfico de la CNFL con el CYMDIST. Las

licencias de este software también están el servidor de aplicaciones del

GIS/AM/FM.

2. CYMTCC: existen 6 licencias, todas del tipo USB: 1 en las siguientes

dependencias: Sección Control Distribución del Dpto. de Operación, Sección de

Protecciones y Automatización del Dpto. Sistemas de Potencia, Área de Redes

Subterráneas del Dpto. de Redes Eléctricas y Sección Diseño de Redes

Eléctricas del Dpto. de Planificación y Diseño y 2 en el Área de Planeamiento del

Dpto. de Planificación y Diseño.

3. Forescast PRO: existen 2 licencias, 1 en la Sección Administración Financiera

del Dpto. Financiero y la otra en el Área de Planeamiento del Dpto. de

Planificación y Diseño. Estas licencias no están actualizadas.

También dentro del área de sistema de cómputo se trabajó en coordinación con la

gente del Proyecto SiGEL y luego con los compañeros de la Dirección de Tecnologías

de Información en el desarrollo de un nuevo sistema para la presupuestación y diseño

de los estudios de ingeniería. Este nuevo programa, el cual se denomina SIPREDI, a

partir del mes febrero del 2008, la responsabilidad de coordinar y poner en marcha todo

el sistema fue traspasada al DPD, motivo por el cual se nombró un administrador de

este sistema, el compañero Mainor Adanis Mena.

65

El objetivo de este programa es sustituir al sistema elaborado en el año 1986 por el

compañero Carlos Hernández Seas, llamado AB86 y fue desarrollado en el lenguaje de

Business Basic y tiene la versatibilidad de que se diseña en el ambiente del GIS para

que todo los planos de los estudios de ingeniería queden dentro del Sistema SiGEL.

Por último, a finales del año del 2007 y principios del 2008 se realizaron estudios y

simulaciones para determinar la forma en que se debía interconectar el P. H. El

Encanto con el sistema de distribución del ICE en la región de Sardinal de

Puntarenas.

Finalmente y como opinión muy personal, el Departamento de Planificación y Diseño es

un área muy pequeña que tiene una gran razón para existir dentro de la CNFL, pero

para crecer dentro de la organización requiere de más personal profesional y técnico

para llevar a cabo las labores que se le encomiendan. Requiere de una alta

preparación en conceptos técnicos; por consiguiente, la capacitación es permanente y

es muy importante el participar en seminarios, congresos y cursos en el exterior porque

los ingenieros requieren de roce, con la finalidad de mejorar sus técnicas de trabajo e

investigación.

66

Actividades relacionadas con Control Interno En este campo durante el año 2008 se trabajó en coordinación con los compañeros de

Control Interno, para lograr avanzar y cumplir con las metas de años anteriores. Debido

a las gestiones realizadas se logró concluir los planes de años anteriores y se adjunta

el correo respectivo, así como los cuadros correspondientes indicados en el correo

electrónico enviado por el Lic. Carlos Navarro Castro.

Para cumplir con los alcances de Control Interno y dejar al día con los compromisos en

lo que resta del año se deben alcanzar el replanteamiento de las metas indicadas en el

documento del 2008.

De: Navarro Castro Carlos Enviado el: Viernes, 25 de Julio de 2008 09:52 a.m. Para: Andrés Jácome Luis Fernando; Ulate Salas Olga Lucía CC: González Umaña Josue David Asunto: Plan de CI 2008 Estimados compañeros: De acuerdo con lo conversado el día de ayer adjunto archivo con las recomendaciones al plan de acción del DPD, por favor revisarlo, hacer los ajustes que consideren convenientes y si están de acuerdo hacerlo de nuestro conocimiento, para la reunión de este martes 29. Cualquier consulta con mucho gusto. Atte. Carlos Navarro.

67

Plan de Acción CI 2006 Actividades Pendientes

Acción de mejora DPD

Acción de mejora

propuesta Observaciones Avance

1 Oportunidad de mejora

IVE03 ¿En su dependencia los funcionarios a su cargo son participados al menos una vez al año en actividades donde se promueven los valores, la integridad y la ética?

Realizar charla con la finalidad de refrescar los conceptos de valores, integridad y la ética, pero en función de la actividad de la dependencia.

N/A Debido a la semejanza con las actividades pendientes del año 2006, se incluyó dentro de la actividad #8 de las actividades 2008. Impartir charla de valores, integridad y ética.

100%


FEO02 ¿Con respecto a las políticas e instrucciones escritas sobre activos, viáticos, transportes, medidas disciplinarias y relativas a los procesos y operaciones, indique si los funcionarios de la dependencia a su cargo disponen de estas para consulta en medios de fácil acceso?

Entregar a cada funcionario los reglamentos correspondientes. N/A

Debido a la semejanza con las actividades pendientes del año 2006, se incluyó dentro de la actividad #8 de las actividades 2008. Informar y entregar a los funcionarios manuales de políticas e instrucciones escritas sobre activos, viáticos, transportes, medidas disciplinarias y relativas a los procesos y operaciones.

100%

68

3 Oportunidad de mejora N/A

Mantener en un lugar de fácil acceso los reglamentos para consulta de cualquier funcionario.

N/A

Debido a la semejanza con las actividades pendientes del año 2006, se incluyó dentro de la actividad #8 de las actividades 2008. Brindar acceso a los funcionarios a los procedimientos y otros.

100%


FEO06 ¿Participa el personal de la dependencia a su cargo, en el mejoramiento de los controles, mediante la sugerencia y diseño de controles aún más efectivos para las áreas de la organización donde desempeñan sus labores?

Informar al personal del departamento incluyendo la Sección, de que pueden hacer sugerencias verbales o escritas que ayuden a mejorar la forma de realizar las labores diarias.

N/A

Debido a la semejanza con las actividades pendientes del año 2006, se incluyó dentro de la actividad #8 de las actividades 2008. Informar sobre la participación del personal en CI y mejora de los procesos.

100%


Indicar al personal del departamento que pueden hacer sugerencias sobre la forma de mejorar las labores departamentales, haciendo uso del medio que mejor consideren ya sea verbal o escrito.

N/A

Debido a la semejanza con las actividades pendientes del año 2006, se incluyó dentro de la actividad #8 de las actividades 2008. Informar sobre la participación del personal en CI y mejora de los procesos.

100%

69


CDRH02 ¿Ha definido usted las políticas y prácticas de gestión del recurso humano en cuanto a la inducción que debe recibir el nuevo personal en la dependencia a su cargo?

Crear un Manual de criterios internos de diseño para la ejecución de los estudios de ingeniería.

N/A Debido a la semejanza con la actividad #6 de las actividades del año 2008 se fusionaron ambas preguntas. Elaborar un manual para el diseño de estudios de ingeniería.

100%


IVE02 ¿Ha realizado usted con los funcionarios de la dependencia a su cargo, actividades orientadas a la divulgación de la misión, visión y objetivos contenidos en el plan estratégico de la CNFL?

Coordinar con el personal de Gestión Estratégica una charla al personal del DPD y SEI, para conocer el Plan Estratégico de la CNFL y la Dirección con su misión, visión y objetivos.

N/A Debido a la semejanza con las actividades pendientes del año 2006, se incluyó dentro de la actividad #8 de las actividades 2008. Impartir charlas sobre el plan estratégico.

100%


Entregar la información correspondiente para que sea del conocimiento del personal.

N/A N/A N/A

70

008 PMCI Departamento de Planificación y Diseño Plan de Acción CI 2007

Acción de mejora DPD Acción de mejora propuesta Observaciones


¿Se han identificado riesgos asociados a procesos de su dependencia que afecten el cumplimiento de sus objetivos?

Se ejecutará un análisis exhaustivo a nivel del Departamento para identificar los riesgos asociados a proceso que afectan el cumplimiento de los objetivos, esto a través del desarrollo de las actividades que lleva a cabo Gestión Estratégica.

Se identificaran los riesgos asociados a los procesos que afecten el cumplimiento de los

objetivos.

N/A


¿En su dependencia se está desarrollando un plan de tratamiento que permite emprender acciones adecuadas para reducir el impacto de los riesgos identificados?

Con base en los resultados anteriores, se tomarán las medidas necesarias.

Se implementará un plan de tratamiento para los riesgos

identificados N/A


¿En su dependencia se realiza un seguimiento de la ejecución del presupuesto anual aprobado?

Se requiere capacitar a la persona que actualmente cumple con las funciones relacionadas con el presupuesto y asignarle los accesos necesarios para ingresar a los sistemas correspondientes, con el fin de dar un mejor seguimiento a la ejecución del presupuesto anual aprobado.

Se procederá mensualmente a realizar un seguimiento de la ejecución del presupuesto.

Se requiere capacitar a la persona que actualmente cumple con las funciones

relacionadas con el presupuesto y asignarle los accesos necesarios

para ingresar a los sistemas

correspondientes, con el fin de dar un mejor

seguimiento a la ejecución del presupuesto anual

aprobado.

71


¿Conoce usted si existe una política de Administración de Riesgos aprobada por el Consejo de Administración?

Se hará del conocimiento de todo el personal del Departamento sobre la existencia de una política de Administración de Riesgos, a través de charlas y de la entrega de documentación al respecto.

N/A N/A


¿Existen normas, procedimientos u otros documentos de control que apoyen el logro de los objetivos en su área de trabajo?

Existen procedimientos para el área de planeamiento del sistema de distribución, pero falta por desarrollar procedimientos dentro del DPD, por consiguientes se trabajará en la elaboración de los mismos en: Área de interconexión de proyectos de generación. Estudios técnicos de materiales para el sistema de distribución.

Se elaboraran procedimientos para las siguientes áreas de

trabajo: A-) Área de interconexión de proyectos de

generación. B-) Estudios técnicos de materiales para el

sistema de distribución.

N/A


¿Los documentos indicados en la pregunta anterior están a su disposición?

Los procedimientos que actualmente tiene el aprobados el DPD están a disposición del personal, pero para garantizar que son del conocimiento de cada uno de los funcionarios se les hará llegar cada uno de estos. Además, serán participes de la realización de los procedimientos que se van a desarrollar durante el año 2008.

Se pondrán a disposición los documentos que tengan relación

con las actividades del Departamento.

Los procedimientos que actualmente tiene el

aprobados el DPD están a disposición del personal, pero para garantizar que son del conocimiento de

cada uno de los funcionarios se les hará llegar cada uno de estos. Además, serán participes

de la realización de los procedimientos que se

van a desarrollar durante el año 2008.

72


¿En su dependencia, se realizan inventarios periódicos sobre valores y materiales según corresponda?

Se realizará la verificación de que cada uno de los funcionarios de la dependencia cumpla con las revisiones de los inventarios de los activos que dispone cada uno.

N/A N/A

8 Oportunidad de mejora N/A N/A

Debido a la semejanza de las actividades pendientes-2006 se

incorpora esta actividad que resume dichas acciones. Se

impartirán charlas sobre: A-) Valores, integridad y ética. B-)

Informar y entregar a los funcionarios manuales de

políticas e instrucciones escritas sobre activos, viáticos, transportes, medidas

disciplinarias y relativas a los procesos y operaciones. C-)

Informar sobre la participación del personal en CI y mejora de

los procesos. D-) Impartir charlas sobre el plan estratégico. Se brindará un fácil acceso a los

funcionarios de toda la información correspondiente a

estas charlas.

Debido a la semejanza de las actividades pendientes

del año 2006 se resumió en esta actividad las

preguntas: IVE03, FEO02, FEO06, CDRH02, IVE02.

73

2008 PMCI Departamento de Planificación y Diseño Plan de Acción CI 2008

Acción de mejora DPD Acción de mejora propuesta Observaciones


¿Se han identificado riesgos asociados a procesos de su dependencia que afecten el cumplimiento de sus objetivos?

Se ejecutará un análisis exhaustivo a nivel del Departamento para identificar los riesgos asociados a proceso que afectan el cumplimiento de los objetivos, esto a través del desarrollo de las actividades que lleva a cabo Gestión Estratégica.

Se identificaran los riesgos asociados a los procesos que afecten el cumplimiento de los objetivos.

N/A


¿En su dependencia se está desarrollando un plan de tratamiento que permite emprender acciones adecuadas para reducir el impacto de los riesgos identificados?

Con base en los resultados anteriores, se tomarán las medidas necesarias.

Se implementará un plan de tratamiento para los riesgos identificados

N/A


¿En su dependencia se realiza un seguimiento de la ejecución del presupuesto anual aprobado?


Se procederá mensualmente a realizar un seguimiento de la ejecución del presupuesto.


74


¿Conoce usted si existe una política de Administración de Riesgos aprobada por el Consejo de Administración?

Se hará del conocimiento de todo el personal del Departamento sobre la existencia de una política de Administración de Riesgos, a través de charlas y de la entrega de documentación al respecto.

N/A N/A


¿Existen normas, procedimientos u otros documentos de control que apoyen el logro de los objetivos en su área de trabajo?

Existen procedimientos para el área de planeamiento del sistema de distribución, pero falta por desarrollar procedimientos dentro del DPD, por consiguientes se trabajará en la elaboración de los mismos en: Área de interconexión de proyectos de generación. Estudios técnicos de materiales para el sistema de distribución.

Se elaboraran procedimientos para las siguientes áreas de trabajo: A-) Área de interconexión de proyectos de generación. B-) Estudios técnicos de materiales para el sistema de distribución.

N/A


¿Los documentos indicados en la pregunta anterior están a su disposición?


Se pondrán a disposición los documentos que tengan relación con las actividades del Departamento.


75


¿En su dependencia, se realizan inventarios periódicos sobre valores y materiales según corresponda?

Se realizará la verificación de que cada uno de los funcionarios de la dependencia cumpla con las revisiones de los inventarios de los activos que dispone cada uno.

N/A N/A

8 Oportunidad de mejora N/A N/A

Debido a la semejanza de las actividades pendientes-2006 se incorpora esta actividad que resume dichas acciones. Se impartirán charlas sobre: A-) Valores, integridad y ética. B-) Informar y entregar a los funcionarios manuales de políticas e instrucciones escritas sobre activos, viáticos, transportes, medidas disciplinarias y relativas a los procesos y operaciones. C-) Informar sobre la participación del personal en CI y mejora de los procesos. D-) Impartir charlas sobre el plan estratégico. Se brindará un fácil acceso a los funcionarios de toda la información correspondiente a estas charlas.

Debido a la semejanza de las actividades pendientes del año 2006 se resumió en esta actividad las preguntas: IVE03, FEO02, FEO06, CDRH02, IVE02.

76

RECOMENDACIONES Para finalizar este documento quiero manifestar una serie de recomendaciones, las

cuales considero son oportunas para la gestión de la nueva jefatura y son las

siguientes:

1. Se debe procurar realizar nuevamente las gestiones, ante la Dirección de

Recursos Humanos, para que el Área de Planeamiento del Sistema de

Distribución se convierta en una sección del Dpto. de Planificación y Diseño.

2. Se debe procurar que la persona profesional técnico del Área de Planeamiento

sea profesional en Ingeniería Eléctrica con especialidad en Sistemas de

Potencia, dado que en esta área se necesita de mucho conocimiento por dar el

soporte a otras dependencias de la CNFL, principalmente al Dpto. Ingeniería de

Proyectos de Generación y al Dpto. Construcción de Proyectos de Generación.

3. Se recomienda que los profesionales de esta área realicen la Maestría

Profesional de Ingeniería Eléctrica, mención a Sistemas de Mediana y Baja

Tensión, que imparte la Universidad de Costa Rica.

4. Es oportuno crecer en el personal que labora en esta área, porque con solo dos

profesionales es demasiado poco para la cantidad de proyectos que se manejan

en la CNFL.

5. Respecto al personal técnico que tiene asociado en la elaboración de estudios

de ingeniería, se requiere de al menos una cuadrilla adicional de trabajo, porque

la cantidad de proyectos de mejora para el sistema de distribución plasmados en

el Plan de Obras es muy amplio.

77

6. También es oportuno pensar en dotar de un vehículo a esta área, porque solo

disponen de uno y normalmente está ocupado con los compañeros que realizan

los estudios de ingeniería.

7. Se debe procurar terminar la actualización del manual de montajes.

8. Se debe realizar el manual de materiales con las especificaciones de cada uno

de los elementos que conforman la red de distribución.

9. Se debe implementar en el manual de montajes todo lo relacionado a cables

semi-aislados para tensiones de media tensión.

10. Se debe desarrollar el análisis para instaurar redes pre-ensambladas para redes

secundarias.

11. Se debe continuar con los esfuerzos de realizar diversos tipos de estudios o

investigaciones, como seguir con mediciones de resistividades de suelos a lo

largo del sistema de distribución de la CNFL. Se logró terminar el sector oeste y

la Subestación de San Miguel en el sector este del área de concesión.

12. Se debe pensar en instaurar el Sistema de Detección de Descargas

Atmosféricas propiamente en la CNFL y no depender del ICE.

13. Se debe continuar con los estudios de pérdidas eléctricas, el cual se dejó una

metodología de cálculo para redes de media tensión hasta el nivel de

transformadores de distribución, falta analizar las redes secundarias.

14. Se debe continuar con los estudios de cargabilidad de transformadores y con la

obtención del transformador óptimo.

78

15. Lograr la profesionalización del recurso humano, objetivo planteado desde hace

muchos años, el cual ha costado lograr y cada vez que se alcanza la meta con

alguno de los compañeros es tomado por alguna otra dependencia.

16. Debido a la antigüedad y deterioro de los vehículos de esta área se considera

oportuno seguir luchando para conseguir nuevos vehículos y en la medida de lo

posible aumentar al menos en un vehículo más.

17. Lograr la instauración del SIPREDI, como programa y herramienta de trabajo

diario.

18. Seguir en el proceso de actualización y capacitación del personal de la sección.

19. Continuar e impulsar el diseño de estudios de ingeniería por parte de

profesionales en el campo de la ingeniería eléctrica, esto con la finalidad de

disminuir los tiempos de respuesta al cliente.

20. Se debe continuar con el proceso de giras con el personal del Dpto. de Redes

Eléctricas con la finalidad de disminuir las diferencias de criterio y evitar, en

parte, errores en los estudios de ingeniería.

21. Incrementar en el uso de postes autoportantes en los diseños de los estudios de

ingeniería, con la finalidad de evitar problemas con anclajes.

22. Se deben desarrollar los montajes asociados a cada uno de los postes

autoportantes existentes o por rango de capacidades, utilizando nuevos

conceptos de abrazaderas existentes en el mercado.

79

Anexo I

Informes dados a la Auditoría Interna (Del año 2005 a agosto del 2008)

80

PARA : Lic. Fredy Ocampo Cordero, jefe Auditoría Financiera DE: Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe Departamento de Planificación y Diseño FECHA: 13 de agosto del 2008 DPD-191/2008 ASUNTO: Informe sobre el AUD-261-08 En relación con las indicaciones dadas en el AUD-261-08 a esta dependencia, en la cual le corresponde actuar en las actividades B1 y B2, le informo lo siguiente: B.1 CONFECCION DE PRESUPUESTO Actualmente, la SDRE confecciona presupuestos de mano de obra y materiales de los EI que ejecutan las empresas particulares a solicitud de clientes, documento que se archiva y no se le suministra a nadie. Esta situación evidencia que en esa tarea se utilizan recursos que podrían emplearse en otro tipo de labores, como por ejemplo las citadas en el punto A) de este informe. En el correo electrónico del 18-05-08, la jefatura del DPD indicó: "...Como parte de los cambios en el proceso de trabajo de la Sección Diseño de Redes Eléctricas (antiguamente Sección Estudios de Ingeniería) se tiene pensado implementar a partir del próximo 1 de julio el cambio en el Presupuesto de los Estudios de Ingeniería que van a ser desarrollados por una empresa Particular. El cambio consiste en no volver a calcular el presupuesto a estos estudios, por consiguiente la carátula indicara cero y esto nos permitirá ser más ágiles en el trabajo que se desarrolla en la Sección. La idea de eliminar este presupuesto es porque no sirve para nada, en este momento y es por lo siguiente: 1. Los estudios se capitalizan en base al monto indicado en el contrato que presenta la empresa particular a la CNFL, S.A. 2. Por consiguiente el monto indicado en la carátula no sirve de nada, ni de referencia porque los costos de las empresas particulares es diferente al costo CNFL por diversos motivos.

81

Lic. Freddy Ocampo Cordero Página 2 (DPD-191/2008) 13 de agosto del 2008 3. Por otro lado a nadie se le entrega copia de la carátula de EI de ingeniería, ni tampoco al cliente, porque los costos del mismo son con referencia a precios de CNFL y a costos propios de mano de obra de la CNFL. Finalmente, después de estas pequeñas explicaciones, les informo previamente a ustedes para conocer de su opinión al respecto, porque eventualmente con esta decisión se esté en contra de algún proceder de sus funciones y no queremos que este hecho ocasione problemas, pero si el mismo no tiene problemas para nadie entonces como indiqué anteriormente a partir del 1 de julio no se volverá a presupuestar estudios de ingeniería que se vayan a construir con empresa particular...". El jefe del DPD manifestó que actualmente se encuentra en proceso de recopilar y analizar la información solicitada. RECOMENDACION (procesos de dirección) Analizar la información recibida en relación con si es necesario preparar presupuestos de obras que ejecutan empresas particulares a solicitud de clientes. Con base en los resultados obtenidos, aplicar las medidas que estime pertinentes.

Acciones Responsable Plazo El pasado 18 de junio se envío un correo electrónico (se adjunta) indicando la opinión de varias dependencias y personas sobre la afectación por la eliminación del presupuesto de los estudios de ingeniería que se van a construir por medio de empresa particular. Esta consulta se realizó a funcionarios de la Dirección Jurídica, Dirección de Producción y Desarrollo, Dirección Administrativa y Dirección Distribución.


Concluido

82

Lic. Freddy Ocampo Cordero Página 3 (DPD-191/2008) 13 de agosto del 2008

Acciones Responsable Plazo Al respecto solo se recibieron dos respuestas al respecto, una de ellas aprobando la gestión de no realizar más los presupuestos y la otra respuesta fue indicando que se debía de participar a la Dirección Jurídica en la decisión, motivo por el cual el 20 de junio se les envío un correo electrónico indicando la situación. Por otro lado, no se obtuvieron respuestas de rechazar la gestión, motivo por el cual se dio la indicación verbal, para no presupuestar más los estudios de ingeniería que se van a desarrollar bajo la modalidad de particular con particular, así que a partir del mes de julio no se han realizado más presupuestos de estos tipos. Finalmente, la semana pasada se envió la nota formal, DPD-189/2008 al Ing. Jorge Garro Varela, jefe de la Sección Diseño de Redes Eléctricas indicando no presupuestar más los estudios de ingeniería que se van a desarrollar por empresa particular. (se adjunta copia del DPD).


B.2 DIFERENCIA EN MONTOS COBRADOS Los EI 06-11-1013 y el 07-02-0143 a nombre de CONAVI, presentan diferencias entre los montos cobrados (¢9.465.200,00 y 75.317.400,00) y los que muestran los registros contables (¢2.791.223,10 y ¢73.716.053,83). También, se observó que en los EI 06-07-0578 y el 06-11-1014 se producen situaciones inversas, pues los montos cobrados fueron ¢8.882.300,00 y ¢3.013.950,00 y el costo real fue ¢9.754.766,02 y ¢4.558.162,01; respectivamente.

83

Lic. Freddy Ocampo Cordero Página 4 (DPD-191/2008) 13 de agosto del 2008 En el correo electrónico del 17-06-08, la jefatura del DPD indicó: "... 1. Los estudios de ingeniería se presupuestan con un monto promedio de costo de mano de obra, tanto de cuadrilla como de grúa. En este sentido mucho dependerá de la cuadrilla que asigne Redes Eléctricas para llevar a cabo el proyecto porque dependiendo de las antigüedades de los funcionarios de la cuadrilla este monto puede provocar diferencias hacia arriba o abajo del monto. 2. Los estudios de ingeniería a nivel de contabilidad reciben cargos por concepto de lo que ellos llaman DIRECCION, el cual es la recopilación de los gastos indirectos de los sueldos y otros, los cuales se prorratean de acuerdo a las AM abiertas en ese momento; por lo tanto, será difícil que sean iguales ambos presupuestos. Incluso en el monto influye el tiempo de apertura de la AM y varios otros factores contables. 3. También a nivel contable los materiales llevan como parte del gasto de los materiales y porcentaje asociado a la mano de obra de los compañeros de Almacén; por consiguiente este otro rubro no va a coincidir. 4. Además influye el costo del material en si, porque cuando se presupuesta, la ejecución del estudio de ingeniería puede ser 4 a 6 a 8 meses después y los precios pudieron ser modificados, por el ingreso de nuevos pedidos al Almacén en ese tiempo mientras se ejecutaba...”. No obstante los aspectos comentados en dicho correo, se considera que las diferencias entre los presupuestos y los costos reales deben ser razonables y no presentar diferencias significativas (se observó un caso cuya variación se aproxima al 300%). La situación mencionada podría afectar la imagen de la CNFL, pues la mayoría de estos trabajos son solicitados por instituciones del Gobierno. RECOMENDACION (procesos de dirección) Determinar si los factores que están siendo utilizados para calcular el monto de los conceptos que forman parte de los presupuestos de EI, requieren ser modificados. Entre otros asuntos que estimen pertinentes, considerar los aspectos que en el correo citado se indicó que inciden en las diferencias comentadas. Con base en los resultados obtenidos, realizar las acciones que correspondan.

84

Lic. Freddy Ocampo Cordero Página 5 (DPD-191/2008) 13 de agosto del 2008

Acciones Responsable Plazo El pasado 20 de junio se envío un correo electrónico (se adjunta) indicando la opinión de varias dependencias y personas por el cambio en el porcentaje de cobro en los diferentes renglones para la presupuestación del estudio de ingeniería. Esta consulta se realizó a funcionarios de la Dirección Jurídica, Dirección de Producción y Desarrollo, Dirección Administrativa y Dirección Distribución. Por otro lado, el Lic. Roger Valverde Valverde, jefe de la Sección Inventarios y Costos del Dpto. de Contabilidad indicó en un correo el pasado 18 de julio que estaban de acuerdo con el planteamiento y que la mayoría de los aspectos indicados ya habían sido analizados en nuestra sección a solicitud del funcionario Orlando Álvarez, quien labora en la Sección de Diseño de Redes Eléctricas Ante esta situación lo que nos falta es implementar los cambios en el sistema de presupuestación, tanto en el Sistema existente, denominado AB86, como el Sistema SIPREDI desarrollado por Tecnologías de Información, el cual se encuentra en operación paralela. No obstante esta situación posiblemente no resuelva por completo las diferencias en los montos cobrados y presupuestados, pero esta acción ayudará en parte a solventar la problemática. Por otro lado está en proceso de prueba y operando en paralelo el Sistema SIPREDI, sistema que podría ayudar todavía más a eliminar estas diferencias.

Departamento de Planificación y Diseño.

Implementación de los cambios en los rubros de presupuestación: 16 de setiembre del 2008 Puesta en definitiva del SIPREDI: 1 de diciembre del 2008, si todo el proceso de pruebas sale satisfactoriamente.

Anexo: 3 c: Dirección de Distribución Archivo/Consecutivo

85

PARA : Lic. Freddy Ocampo Cordero, jefe Auditoría Interna DE: Luis Fernando Andrés Jácome, jefe Departamento de Planificación y Diseño FECHA: 23 de enero del 2008 DPD-013/2008 ASUNTO: RESPUESTA AL AUD 369-07 En relación con el AUD-369-07 remitido a la Sección Diseño de Redes Eléctricas, le indico que se evaluando opciones para solventar algunas de las deficiencias acotadas por la Auditoría Financiera en dicho informe, pero aún no tenemos una respuesta concreta al mismo. Para mejorar lo indicado por ustedes, hemos realizado varias reuniones entre el Ing. Jorge Garro Varela, jefe de dicha Sección y este servidor (la última reunión que tuvimos para conversar del asunto fue el pasado miércoles 16 de enero a las 10:30 a.m.) pero no hemos alcanzamos a terminar la discusión para resolver la temática, porque el mismo es amplio y consideramos que con la entrada del nuevo sistema de presupuestación de los estudios de ingeniería, denominado SIPREDI, se resolverá gran parte de las inconsistencias que ocurren en la actualidad con la presupuestación. Es importante indicar el día miércoles 16 de enero a las 9:00 a.m. se realizó una reunión con los funcionarios de la Dirección de Tecnologías de Información y de la Dirección de Desarrollo, del Proyecto SiGEL, con el Ing. Fructuoso Garrido Alvarado, Director de Distribución, con el Ing. Jorge Garro Varela y este servidor para discutir todas las mejoras que se desarrollaron en el software durante el año 2007, debido a su operación en paralelo y para entregar formalmente el sistema SIPREDI a la Dirección de Distribución, para que en conjunto el Departamento de Planificación y Diseño con la Sección de Diseño de Redes Eléctricas, tomen el sistema y determinen su entrada en operación, así como el nombramiento del administrador del sistema. La nota formal de entrega del sistema fue 17 de enero del 2007. Dentro de las actividades que se tienen analizado desarrollar, como una mejora a lo que actualmente se realiza, por la entrada en operación de SIPREDI es lo siguiente:

1. Determinación de nuevos porcentajes de cobro en los diferentes rubros que tiene un estudio de ingeniería, como por ejemplo: imprevistos, elaboración y recepción de obra, etc.

86

Lic. Freddy Ocampo Cordero Página 2 (DPD-013/2007) 23 de enero del 2007

2. Determinación de no presupuestar obras que son contrato particular con particular y para determinar los costos de estas obras, se realizará con base a los contratos que presentan las empresas particulares autorizadas por la CNFL.

3. Redefinición de procedimientos de la Sección de Diseño de Redes Eléctricas.

Por tal motivo, cuando entre en operación SIPREDI (posiblemente en los primeros días de febrero), se espera que a finales del mes de febrero se pueda dar una respuesta satisfactoria al AUD-369-07. c: Lic. Virgilio Araya López, Auditoría Financiera

Dirección de Distribución Sección Diseño de Redes Eléctricas Archivo

Consecutivo

87

PARA : Lic. Juan Carlos Bolaños Rivas Lic. David Ramírez Cruz Auditoría Financiera DE: Luis Fernando Andrés Jácome, jefe Departamento de Planificación y Diseño FECHA: 22 de agosto del 2007 DPD-173/2007 ASUNTO: AF-PHE-09/2007 Según lo solicitado en su correo AF-PHE-09/2007, con fecha 24 de julio del 2007, le adjunto la documentación que preparó esta dependencia, en relación con la revisión del esquema y de la oferta que presentó el Contratista (Ghella) de la línea de transmisión del P. H. El Encanto. En lo referente a costos, para poder evaluar se solicitaron precios de mercado a varias empresas, una de estas fue al señor Marco Vinicio Vargas de Enersys, quien al momento del envío era un posible oferente al contratista. El otro costo que aparece es de una empresa que cotizó los materiales a través de un compañero del Departamento, pero desconocemos el nombre. Además, se entrega copia de un correo del señor Pedro Montero Sánchez, donde se incluye tabla de cantidades y costos de la empresa Condutel, S.A., que es la misma información presentada por el señor Marco Vinicio Vargas. olus Anexo: 2 c: Auditoría Financiera

Dirección de Distribución Archivo

Consecutivo

88

PARA: Lic. Fredy Ocampo Cordero, jefe Auditoría Informática DE: Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe Departamento de Planificación y Diseño FECHA: 21 de marzo del 2006 DPD-031/2006 ASUNTO: RESPUESTA AL AUD-048-06 En relación con lo planteado en el AUD-048-06, le indico cuáles han sido las acciones realizadas por el Departamento de Planificación y Diseño en los puntos indicados en la nota: I. Criterios técnicos En relación con este tema, se realizó la actualización del Manual de Montajes para Líneas de Distribución Aéreas, el cual se utilizó de referencia para la Licitación Pública 40-2005, Reconstrucción del Sistema de Distribución Eléctrica en el Cantón de La Unión, Cartago. El Manual de Montajes es un documento muy importante en el desarrollo de los estudios de ingeniería porque es la base para la ejecución del diseño y es la guía para la construcción de las redes eléctricas, tanto para las cuadrillas de la CNFL como para las empresas particulares. Además, es la guía para tener una labor de inspección de obras para el sistema de distribución muy objetiva. El Manual de Montajes contempla todo lo relacionado con líneas de media tensión (línea primaria) en sus diferentes tipos de conexión: monofásica, bifásica y trifásica y para los diferentes tipos de conductor a utilizar: 3/0 AWG, 266,8 MCM, 336,4 MCM y 477,0 MCM, todos del tipo AAC. Asimismo, contiene todo lo referente a líneas de baja tensión (línea secundaria), tanto el conductor neutro, como las fases A y B; contiene todo lo referente a los diferentes postes que se pueden utilizar: desde 9 metros hasta 15 metros de altura, anclajes: desde el ancla sencilla hasta anclas pesadas, equipo de protección, transformadores de distribución y alumbrado público. La actualización del Manual de Montajes también está permitiendo que la implementación del nuevo sistema de diseño y presupuestación de los estudios de ingeniería, denominado SIPREDI, entre en operación con una revisión actualizada de los montajes, por ende, de los materiales que los conforman y en concordancia con los códigos y materiales que tiene el Almacén Anonos en su sistema SIAPRO, con lo cual se cierra el ciclo de que el diseño elaborado para un estudio de ingeniería esté en concordancia con los artículos y equipos que se disponen en nuestro inventario.

89

Lic. Fredy Ocampo Cordero Página 2-11 (DPD-031/2006) 21 de marzo del 2006 Durante el segundo trimestre de este año, se realizará el proceso de impresión del nuevo manual, el cual debe repartirse a todas las personas que tienen relación con el mismo dentro de la CNFL, así como a las empresas particulares autorizadas para la construcción de redes eléctricas aéreas y consultores privados que requieren la información para incorporarla a sus proyectos. Además, se realizará el proceso con la Sección Análisis Administrativo para oficializar este documento como un manual de trabajo diario para las diferentes dependencias de la CNFL. También se ha empezado con la revisión y actualización de todo lo referente a las especificaciones y equipos que tienen relación con lo que es distribución subterránea a 34.5 kV. En este caso se está participando en una comisión en el CIEMI, en donde participan compañeros del Departamento de Redes Eléctricas, del ICE y miembros del CIEMI, en la revisión y homologación entre las especificaciones existentes de la CNFL y las recién creadas por el ICE, el cual tiene como meta tener una normativa subterránea para el Grupo ICE a finales del mes de mayo del 2006, para luego oficializar el trabajo desarrollado ante los consejos directivos de estas instituciones. El desarrollo de este documento permitirá tener un solo criterio para el diseño, la construcción y la supervisión de los estudios de ingeniería que se desarrollen en este campo. Una vez cumplida la meta de tener el Manual de Montajes para líneas de distribución aéreas actualizado y pronto tener todo lo referente a redes subterráneas, lo que se va a empezar a desarrollar es una recopilación de aspectos existentes para desarrollar los estudios de ingeniería y de las diferentes formas y facetas que se tienen en el momento de realizar o plasmar las ideas en la elaboración del estudio de ingeniería. Para este trabajo se espera tener un primer folleto para la finalización del primer semestre del año, documento que se revisará con otras dependencias de la Dirección de Distribución, con el objetivo de agregar juicios o ideas de personas que podrían aportar bastante y así obtener un documento final con mayor riqueza. Es importante indicar que como todo documento debe ser revisado periódicamente porque se pueden presentar casos que tal vez no se contemplen y deben quedar luego documentados en el mismo, con lo cual se vuelve una tarea permanente la actualización del mismo.

90

PARA: Lic. Fredy Ocampo Cordero, jefe Auditoría Informática DE: Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe Departamento de Planificación y Diseño FECHA: 23 de mayo del 2005 DPD-085/2005 ASUNTO: RESPUESTA AL AUD-116-05 En respuesta al AUD-116-05, le indico lo siguiente: 1. Punto A: Criterios Técnicos Para realizar el instructivo con los criterios técnicos del Departamento Planificación y Diseño, para las labores de diseño y presupuestación de estudios de ingeniería, así como el fundamento del planeamiento, se considera que un tiempo prudencial para tenerlo listo es de nueve meses, empezando el 1 de junio del 2005 y finalizando el 28 de febrero del 2006. Se tomará en cuenta para la elaboración de este instructivo, los lineamientos que se indican en los documentos “Elaboración o Actualización de Manuales, Procedimientos, Normas e Instructivos” del 21 de mayo del 2002 y las “Normas para la Revisión e Implementación de Reglamentos, Normas, Manuales, Procedimientos, Instructivos y Formularios” del 24 de julio del 2002, aprobados por la Gerencia. 2. Punto B: Metodología de Planificación Referente a la metodología de planificación de un sistema de distribución, es importante aclarar que las metodologías para estos efectos podrían variar en el futuro porque los modelos son dinámicos, pero tal y como lo resalta el informe, se debe tener un modelo oficializado y aprobado por la administración y en el futuro cuando varíe la forma de realizar el planeamiento se variará el procedimiento establecido. Se espera tener la metodología de planificación para finales de setiembre del 2005, tomando en cuenta las proyecciones de demanda (globales y por zonas), los requerimientos del sistema (a nivel de subestaciones, redes y circuitos) y los planes de expansión. olus c: Dirección de Distribución Sección Estudios de Ingeniería Archivo

Consecutivo

91

PARA: Lic. Carlos Conejo Arauio Auditoría Informática DE: Luis Fdo. Andrés Jácome, jefe Departamento de Planificación y Diseño FECHA: 8 de marzo del 2005 DPD-040/2005 ASUNTO: INFORMACIÓN SOLICITADA Le adjunto los documentos solicitado por usted en la reunión del martes 1 de marzo del 2005. Los documentos entregados son los siguientes:

1. Las minutas de la Comisión de Planeamiento Operativo (CPO) de junio a noviembre del 2004.

2. Estudio de la demanda de para la ubicación de nuevas subestaciones, efectuado en el año 1995, con la participación de personal del ICE y CNFL.

3. Planificación de Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica, copia del Capítulo 2, de la tesis de maestría académica de la UCR, del Ing. Eduardo Ortiz

4. Documento indicando la metodología del proyecto de proyección de la demanda del sistema de distribución de la CNFL S. A.

5. Copias del software de pronósticos utilizado para la proyección de cantidad de clientes y de energía.

6. Dos ejemplos de proyecciones: distrito Anselmo Llorente de Tibás y el distrito Carmen de San José.

olus Anexo: 6 c: Dirección de Distribución Archivo

Consecutivo

92

Anexo II

Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL

2006 ‐ 2020

93

Dirección de Distribución Departamento de Planificación y Diseño

Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL

2006 ‐ 2020

Febrero, 2008

94

ÍNDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................... 97

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................... 100

NOMENCLATURA ..................................................................................... 104

RESUMEN .................................................................................................... 105

CAPÍTULO 1: Introducción ........................................................................ 105

CAPÍTULO 2: Marco Teórico: Pronóstico de la Demanda ...................... 112

2.1. Recopilación y análisis de la información histórica por sectores ......................... 116 2.2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica ................................................. 116 2.3. Modelos de Pronósticos para la Planeación .......................................................... 119 2.4. Planteamiento de alternativas u opciones ............................................................. 121 2.5. Sistema de Información Geográfico (SIG) ............................................................ 124

2.5.1. Tipo de información ........................................................................................... 124 2.5.2. Funciones de un SIG .......................................................................................... 125

CAPÍTULO 3: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A. ...................... 126

3.1. Área de Generación ............................................................................................... 128 3.2. Área Comercial ..................................................................................................... 130 3.3. Área de Distribución ............................................................................................. 131

CAPÍTULO 4: Proyecciones de Energía ..................................................... 140

4.1. Resultados de las proyecciones de Energía del Cantón de Belén ............................ 151 4.1.1. Distrito San Antonio, Belén .............................................................................. 151 4.1.2. Distrito La Ribera, Belén .................................................................................. 164 4.1.3. Distrito Asunción de Belén ............................................................................... 176

4.2 Resultados totales de las proyecciones de energía, Cantón Belén ........................ 187 4.3 Resultados finales de la proyección total de energía para la CNFL ..................... 191

CAPÍTULO 5: Determinación de la Demanda de Potencia ...................... 200

5.1. Demanda Máxima ................................................................................................. 201 5.2. Factor de Carga ..................................................................................................... 204

5.2.1. Factor de Carga Sector Residencial ................................................................... 206 5.2.2. Factor de Carga Sector General ......................................................................... 208 5.2.3. Factor de Carga Sector Industrial ...................................................................... 211

5.3. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia ................................................... 214 5.3.1. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial ............ 219 5.3.2. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General .................. 220

95

5.3.3. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial ............... 221 5.4. Factor de Pérdidas ................................................................................................. 222 5.5. Determinación de la Demanda para el cantón Belén ............................................ 227

5.5.1. Distrito San Antonio de Belén ........................................................................... 227 5.5.2. Distrito La Ribera de Belén ............................................................................... 232 5.5.3. Distrito Asunción de Belén ................................................................................ 237

5.6. Resultado final de la Demanda para el Cantón de Belén ...................................... 242 5.7. Determinación de la Demanda Total para la CNFL ............................................. 247

CAPÍTULO 6: Proyección de la demanda de potencia por Subestación . 255

6.1. Demanda de potencia para las Subestaciones de 34.5 kV de la CNFL ................ 258 6.1.1. Subestación Belén ............................................................................................. 258 6.1.2. Subestación Alajuelita ...................................................................................... 264 6.1.3. Subestación Colima .......................................................................................... 269 6.1.4. Subestación Desamparados ............................................................................... 274 6.1.5. Subestación Escazú ........................................................................................... 279 6.1.6. Subestación El Este ........................................................................................... 284 6.1.7. Subestación Heredia .......................................................................................... 289 6.1.8. Subestación La Caja .......................................................................................... 292 6.1.9. Subestación Lindora .......................................................................................... 296 6.1.10. Subestación San Miguel .................................................................................... 300 6.1.11. Subestación Anonos, 34.5 kV ........................................................................... 304 6.1.12. Subestación Sabanilla, 34.5 kV ........................................................................ 308 6.2. Demanda de potencia para las Subestaciones de 13.8 kV de la CNFL ................ 312 6.2.1 Subestación Anonos, 13.8 kV ........................................................................... 312 6.2.2 Subestación Barva ............................................................................................. 316 6.2.3. Subestación Curridabat ..................................................................................... 319 6.2.4. Subestación Guadalupe ..................................................................................... 322 6.2.5. Subestación Primer Amor .................................................................................. 325

6.2.6. Subestación Sabanilla, 13.8 kV ........................................................................ 328 6.2.7. Subestación Sur .................................................................................................. 332 6.2.8. Subestación Uruca ............................................................................................ 336

CAPÍTULO 7: Requerimientos futuros para el sistema de distribución de la CNFL ......................................................................................................... 339

7.1. Obras en las subestaciones de 34,5 kV ................................................................. 339 7.2. Obras en las subestaciones de 13,8 kV ................................................................. 344

CAPÍTULO 8: Recomendaciones ................................................................ 347

96

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 350 APÉNDICES ................................................................................................. 352 APÉNDICE I: RESULTADOS TOTALES DE CLIENTES Y CONSUMO DE LOS CANTONES DEL ÁREA DE LA CNFL ..................................... 353 APÉNDICE II: RESULTADOS DE LA DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA DE LOS CANTONES DEL ÁREA DE LA CNFL ............................................................................................................. 377 APÉNDICE III: DISTRITOS CON LA ASIGNACIÓN DE PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN DE LOS ALIMENTADORES POR SECTOR DE CONSUMO .................................................................. 401

97

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Diagrama de flujo de la metodología utilizada para el pronóstico de energía y potencia por alimentador y subestación. ..................................................................... 111

Figura 2.1: Predicción de carga .......................................................................................... 118 Figura 2.2: Tasa de crecimiento .......................................................................................... 123 Figura 3.1: Ubicación geográfica de la CNFL ................................................................... 126 Figura 3.2: Cantones servidos por la CNFL con su división distrital ............................... 127 Figura 3.3: Área de concesión de CNFL con la ubicación de cada sucursal ................... 131 Figura 4.1: Formato de exportación a Forecast Pro ......................................................... 147 Figura 4.2: Barra con los íconos principales de comandos de Forecast Pro .................... 147 Figura 4.3: Barra de íconos con otros comandos de Forecast Pro ................................... 148 Figura 4.4: Formato de los gráficos de Forecast Pro ........................................................ 149 Figura 4.5: Formato de los datos estadísticos de Forecast Pro ......................................... 150 Figura 4.6: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, San Antonio de Belén . 153 Figura 4.7: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, San Antonio de Belén . 154 Figura 4.8: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, San Antonio de Belén ....... 156 Figura 4.9: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, San Antonio de Belén ....... 157 Figura 4.10: Gráfica de Proyección, Sector Industrial, San Antonio de Belén ............... 160 Figura 4.11: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, San Antonio de Belén . 161 Figura 4.12: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, La Ribera de Belén ... 166 Figura 4.13: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, La Ribera de Belén ... 167 Figura 4.14: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, La Ribera de Belén ......... 169 Figura 4.15: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, La Ribera de Belén ......... 170 Figura 4.16: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, La Ribera de Belén ...... 172 Figura 4.17: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, La Ribera de Belén ...... 173 Figura 4.18: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, Asunción de Belén .... 178 Figura 4.19: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, Asunción de Belén .... 179 Figura 4.20: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, Asunción de Belén .......... 181 Figura 4.21: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, Asunción de Belén .......... 182 Figura 4.22: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, Asunción de Belén ...... 184 Figura 4.23: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, Asunción de Belén ...... 185 Figura 4.24: Gráfica de Proyección Energía Residencial de la CNFL, 1979 al 2020 ...... 194 Figura 4.25: Gráfica de Proyección Energía General de la CNFL, 1979 al 2020 ........... 194 Figura 4.26: Gráfica de Proyección Energía Industrial de la CNFL, 1979 al 2020 ........ 197 Figura 4.27: Gráfica de Proyección Clientes Totales de la CNFL, 1979 al 2020 ............. 197 Figura 4.28: Gráfica de Proyección Energía Total de la CNFL, 1979 al 2020 ................ 198 Figura 5.1: Análisis del pico de la curva de carga ............................................................. 200 Figura 5.2: Curva típica de un transformador de 50 kVA ................................................. 201 Figura 5.3: Límites de variación del factor de coincidencia para grupos diversos de

consumidores residenciales ......................................................................................... 217 Figura 5.4: Proyección de las Pérdidas .............................................................................. 226

98

Figura 5.5: Gráfica de Proyección de la Demanda Residencial de la CNFL, 2006 - 2020 ....................................................................................................................................... 250

Figura 5.6 Gráfica de Proyección de la Demanda General de la CNFL, 2006 - 2020 ..... 250 Figura 5.7 Gráfica de Proyección de la Demanda Industrial de la CNFL, 2006 - 2020 .. 253 Figura 5.8 Gráfica de Proyección de la Demanda Total de la CNFL, 2006 - 2020 .......... 253 Figura 6.1: Área de influencia de la Subestación Belén .................................................... 260 Figura 6.2: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Belén ................ 264 Figura 6.3: Área de influencia de la Subestación Alajuelita ............................................. 266 Figura 6.4: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Alajuelita ...... 268 Figura 6.5: Área de influencia de la Subestación Colima ................................................. 270 Figura 6.6: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Colima .............. 274 Figura 6.7: Área de influencia de la Subestación Desamparados ..................................... 275 Figura 6.8: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Desamparados . 279 Figura 6.9: Área de influencia de la Subestación Escazú ................................................. 281 Figura 6.10: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Escazú ............ 283 Figura 6.11: Área de influencia de la Subestación El Este ............................................... 285 Figura 6.12: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación El Este ............ 288 Figura 6.13: Área de influencia de la Subestación Heredia .............................................. 289 Figura 6.14: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Heredia ........... 291 Figura 6.15: Área de influencia de la Subestación La Caja .............................................. 292 Figura 6.16: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación La Caja ........... 296 Figura 6.17: Área de influencia de la Subestación Lindora .............................................. 297 Figura 6.18: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Lindora ........... 299 Figura 6.19: Área de influencia de la Subestación San Miguel ........................................ 301 Figura 6.20: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación San Miguel ..... 303 Figura 6.21: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 34.5 kV ................ 304 Figura 6.22: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 34.5 kV

....................................................................................................................................... 307 Figura 6.23: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 34.5 kV ............. 309 Figura 6.24: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sabanilla, 34.5 kV

....................................................................................................................................... 311 Figura 6.25: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 13.8 kV ................ 313 Figura 6.26: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 13.8 kV

....................................................................................................................................... 315 Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Barva ................................................. 316 Figura 6.28: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Barva .............. 318 Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Curridabat ......................................... 319 Figura 6.30: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Curridabat ...... 321 Figura 6.31: Área de influencia de la Subestación Guadalupe ......................................... 322 Figura 6.32: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Guadalupe ...... 325 Figura 6.33: Área de influencia de la Subestación Primer Amor ..................................... 326 Figura 6.34: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Primer Amor .. 328 Figura 6.35: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 13.8 kV ............. 329 Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Sub. Sabanilla, 13.8 kV ...... 332

99

Figura 6.37: Área de influencia de la Subestación Sur ..................................................... 333 Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sur .................. 335 Figura 6.39: Área de influencia de la Subestación Uruca ................................................. 336 Figura 6.40: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Uruca ............. 338

100

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1: Densidades típicas por zona ............................................................................ 115 Tabla 3.1: Características de Plantas Hidroeléctricas de CNFL .................................... 128 Tabla 3.2: Composición de Energía .................................................................................. 129 Tabla 3.3: Evolución Demanda Máxima .......................................................................... 129 Tabla 3.4: Clientes Totales por Sector .............................................................................. 130 Tabla 3.5: Consumo Total y por Sectores (GWh) ............................................................ 130 Tabla 3.8: Total de Líneas en Operación .......................................................................... 132 Tabla 3.9: Pérdidas en el Sistema de Distribución ........................................................... 133 Tabla 3.10: Carga de circuitos y subestaciones ................................................................ 134 Tabla 4.1: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: San Antonio, Belén ......... 152 Tabla 4.2: Clientes y Energía Sector General - Distrito San Antonio, Belén ................ 155 Tabla 4.3: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito San Antonio, Belén ............. 159 Tabla 4.4: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: San Antonio, Belén ................... 163 Tabla 4.5: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: La Ribera, Belén ............. 165 Tabla 4.6: Clientes y Energía Sector General - Distrito: La Ribera, Belén .................. 168 Tabla 4.7: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: La Ribera, Belén ............... 171 Tabla 4.8: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: La Ribera, Belén ...................... 175 Tabla 4.9: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: Asunción, Belén .............. 177 Tabla 4.10: Clientes y Energía Sector General - Distrito: Asunción, Belén .................. 180 Tabla 4.11: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: Asunción, Belén ............... 183 Tabla 4.12: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: Asunción, Belén ..................... 186 Tabla 4.13: Energía y Clientes Totales del Sector Residencial, Cantón Belén .............. 187 Tabla 4.14: Energía y Clientes Totales del Sector General, Cantón Belén ................... 188 Tabla 4.15: Energía y Clientes Totales del Sector Industrial, Cantón Belén ................ 189 Tabla 4.16: Energía y Clientes Totales del Cantón Belén ............................................... 190 Tabla 4.17: Clientes y Energía Total del Sector Residencial - CNFL ............................ 192 Tabla 4.18: Clientes y Energía Total del Sector General - CNFL .................................. 193 Tabla 4.19: Clientes y Energía Total del Sector Industrial – CNFL .............................. 195 Tabla 4.20: Clientes y Energía Total del Sistema de la CNFL ....................................... 196 Tabla 4.21: Comparación de Clientes al 2006 .................................................................. 198 Tabla 4.22: Comparación de Consumo de Energía al 2006 ............................................ 199 Tabla 5.1: Factor de Carga del Sector Residencial .......................................................... 206 Tabla 5.2: Factor de Carga del Sector Residencial por transformador ........................ 207 Tabla 5.3: Factor de Carga del Sector General ............................................................... 209 Tabla 5.4: Factor de Carga del Sector General por cliente ............................................ 209 Tabla 5.5: Factor de Carga del Sector Industrial ............................................................ 211 Tabla 5.6: Factor de Carga del Sector Industrial por cliente ......................................... 212 Tabla 5.7: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial ...... 220 Tabla 5.8: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General ............ 221 Tabla 5.9: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial ......... 222 Tabla 5.10: Pérdidas en el Sistema de Distribución ......................................................... 223

101

Tabla 5.11: Proyección Pérdidas a través de ventas futuras .......................................... 224 Tabla 5.12: Proyección de Pérdidas (%) .......................................................................... 225 Tabla 5.13: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio .................... 228 Tabla 5.14: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: San Antonio .......................... 229 Tabla 5.15: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio ...................... 230 Tabla 5.16: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: San Antonio .............................. 231 Tabla 5.17: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera ........................ 233 Tabla 5.18: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: La Ribera .............................. 234 Tabla 5.19: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera .......................... 235 Tabla 5.20: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: La Ribera .................................. 236 Tabla 5.21: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: Asunción ......................... 238 Tabla 5.22: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: Asunción ............................... 239 Tabla 5.23: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: Asunción ............................ 240 Tabla 5.24: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: Asunción .................................... 241 Tabla 5.25: Demanda Total Residencial - Cantón Belén ................................................. 243 Tabla 5.26: Demanda Total General - Cantón Belén ...................................................... 244 Tabla 5.27: Demanda Total Industrial - Cantón Belén ................................................... 245 Tabla 5.28: Demanda Total - Cantón Belén ..................................................................... 246 Tabla 5.29: Demanda Total Sector Residencial de la CNFL .......................................... 248 Tabla 5.30: Demanda Total Sector General de la CNFL ................................................ 249 Tabla 5.31: Demanda Total Sector Industrial de la CNFL ............................................. 251 Tabla 5.32: Demanda Total de la CNFL ........................................................................... 252 Tabla 5.33: Comparación de la Demanda al 2006 ........................................................... 254 Tabla 6.1: Porcentajes del Distrito San Antonio, Belén .................................................. 257 Tabla 6.2: Porcentajes del Distrito Asunción, Belén ....................................................... 257 Tabla 6.3: Porcentajes del Distrito La Ribera, Belén ...................................................... 258 Tabla 6.4: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Belén ............ 260 Tabla 6.5: Participación de los sectores en el Patio Interruptores de Porrosatí ........... 261 Tabla 6.6: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Belén ....................................... 262 Tabla 6.7: Proyección de la Demanda de Potencia Patio de Interruptores de Porrosatí

....................................................................................................................................... 262 Tabla 6.8: Proyección de la Demanda Total de la Sub. de Belén ................................... 263 Tabla 6.9: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Belén .................................. 263 Tabla 6.10: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Alajuelita ... 267 Tabla 6.11: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita .............................. 267 Tabla 6.12: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita ......................... 268 Tabla 6.13: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Colima ....... 271 Tabla 6.14: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Colima .................................. 272 Tabla 6.15: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. Colima al sistema de 13,8 kV

....................................................................................................................................... 272 Tabla 6.16: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Colima ................................. 273 Tabla 6.17: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Colima .............................. 273 Tabla 6.18: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Desamparados

....................................................................................................................................... 276

102

Tabla 6.19: Proyección Demanda de Potencia Sub. Desamparados .............................. 277 Tabla 6.20: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Desamparados .................... 278 Tabla 6.21: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Desamparados ................. 278 Tabla 6.22: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Escazú ....... 282 Tabla 6.23: Proyección Demanda de Potencia Sub. Escazú ............................................ 282 Tabla 6.24: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Escazú .............................. 283 Tabla 6.25: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. El Este ....... 286 Tabla 6.26: Proyección Demanda de Potencia Sub. El Este ........................................... 286 Tabla 6.27: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. El Este al sistema de 13,8 kV

....................................................................................................................................... 287 Tabla 6.28: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. El Este ................................. 287 Tabla 6.29: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. El Este .............................. 288 Tabla 6.30: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Heredia ...... 290 Tabla 6.31: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Heredia ................................ 290 Tabla 6.32: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Heredia ............................ 291 Tabla 6.33: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. La Caja ...... 293 Tabla 6.34: Participación de los sectores en los alimentadores del Patio de Electriona

....................................................................................................................................... 293 Tabla 6.35: Proyección Demanda de Potencia Sub. La Caja .......................................... 294 Tabla 6.36: Proyección Demanda de Patio de Electriona ............................................... 294 Tabla 6.37: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. La Caja ................................ 295 Tabla 6.38: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. La Caja ............................ 295 Tabla 6.39: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Lindora ..... 298 Tabla 6.40: Proyección Demanda de Potencia Sub. Lindora .......................................... 298 Tabla 6.41: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Lindora ............................ 299 Tabla 6.42: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. San Miguel 302 Tabla 6.43: Proyección Demanda de Potencia Sub. San Miguel .................................... 302 Tabla 6.44: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. San Miguel ....................... 303 Tabla 6.45: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 34,5

kV ................................................................................................................................. 305 Tabla 6.46: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34,5 kV ............................ 305 Tabla 6.47: Proyección Demanda de Potencia Total Sub. Anonos, 34,5 kV ................. 306 Tabla 6.48: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34.5 kV .............. 307 Tabla 6.49: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Sabanilla 34,5 kV

....................................................................................................................................... 310 Tabla 6.50: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34,5 kV ........................ 310 Tabla 6.51: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34.5 kV ........... 311 Tabla 6.52: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 13.8

kV ................................................................................................................................. 314 Tabla 6.53: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV ............................ 314 Tabla 6.54: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV .............. 315 Tabla 6.55: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Barva ......... 317 Tabla 6.56: Proyección Demanda de Potencia Sub. Barva ............................................. 317 Tabla 6.57: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Barva ................................ 318

103

Tabla 6.58: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Curridabat 320 Tabla 6.59: Proyección Demanda de Potencia Sub. Curridabat .................................... 320 Tabla 6.60: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Curridabat ...................... 321 Tabla 6.61: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Guadalupe . 323 Tabla 6.62: Proyección Demanda de Potencia Sub. Guadalupe ..................................... 324 Tabla 6.63: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Guadalupe ....................... 324 Tabla 6.64: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Primer Amor 327 Tabla 6.65: Proyección Demanda de Potencia Sub. Primer Amor ................................ 327 Tabla 6.66: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Primer Amor ................... 327 Tabla 6.67: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sabanilla, 13,8

kV ................................................................................................................................. 330 Tabla 6.68: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla 13,8 kV ......................... 331 Tabla 6.69: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 13.8 kV ........... 331 Tabla 6.70: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sur ............. 334 Tabla 6.71: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sur ................................................. 334 Tabla 6.72: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sur .................................... 335 Tabla 6.73: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Uruca ......... 337 Tabla 6.74: Proyección Demanda de Potencia Sub. Uruca ............................................. 337 Tabla 6.75: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Uruca ............................... 338

104

NOMENCLATURA

A Unidad de medida de la intensidad o corriente, amperio.

ABB Asea Brown Boveri, fabricante de equipo para transmisión y distribución

de energía eléctrica.

ARESEP Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.

CNFL Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A.

ELSTER Fabricante de equipo de medición de energía eléctrica.

ESPH Empresa de Servicios Públicos de Heredia

Dmax. Demanda máxima.

E Energía

Fc. Factor de Carga.

Fd. Factor de diversidad.

Floss. Factor de pérdidas

GWh Giga vatio hora, unidad de medida de la energía eléctrica, 1 x 109 unidades

ICE Instituto Costarricense de Electricidad

kV Kilovoltio, 1.000 voltios.

kVA Kilo Voltio Amperio, símbolo de la potencia aparente.

kVAR Kilo Voltio Amperio Reactivo, símbolo de la potencia reactiva.

kW Kilovatio o kilowatt, símbolo de la potencia real.

kWh Kilo vatio hora, unidad de medida de la energía eléctrica, 1 x 103 unidades

SIG Sistema de Información Geográfica, siglas en inglés GIS.

SIGEL Nombre que recibe el Sistema de Información Geográfico en la CNFL y

significa Sistema de Gestión Eléctrica.

t Tiempo, unidad de medida, normalmente en horas

UEN Unidad Estratégica de Negocios.

V Voltio, unidad de medida del voltaje.

105

RESUMEN

Este trabajo consiste en realizar un estudio del comportamiento de la demanda futura del

sistema de distribución de la CNFL, a partir de la serie histórica de datos de clientes y de

consumo de energía de los distritos geográficos, de 1979 – 2005, que conforman el área de

concesión de esta empresa de distribución de energía eléctrica, desagregados en los sectores

de consumo: residencial, general e industrial.

La proyección se realizó utilizando un software de pronósticos de demanda denominado

Forecast Pro y la determinación de la demanda de potencia es mediante la aplicación del

factor de carga, del factor de diversidad y el factor de pérdidas, determinados por medio de

medición real de clientes de cada uno de los sectores. Por otro lado, con la implementación

en la CNFL de la herramienta del SIG, se hace posible realizar un traslado de la demanda

calculada por distrito geográfico a la red de distribución y es posible debido a que en el SIG

se tiene ubicado las áreas de cobertura de cada una de las subestaciones que conforman el

sistema de distribución, a través de sus alimentadores y se puede llevar a cabo porque existe

un enlace entre el sistema de facturación, denominado SASE y el SIG.

El trabajo se desarrolla en tres etapas: la primera presenta la proyección del consumo de

energía eléctrica (kWh) y clientes, desagregado para los principales sectores de acción:

residencial, comercial, industrial y alumbrado público, para cada uno de los distritos

geográficos que alimenta la CNFL, por un periodo de 15 años, 2006 – 2020; en la segunda

etapa se realiza el cálculo de la demanda de potencia, debido a la determinación de los

diferentes factores que se requieren para poder trasladar la proyección de energía a demanda

de potencia. Finalmente en una a tercera etapa se realiza todo la explicación y desarrollo de

la metodología para pasar la información de demanda geográfica al sistema de distribución y

así poder tener a futuro el crecimiento de la demanda de las subestaciones y con esto poder

determinar las obras a desarrollar a mediano plazo.

Análisis y proyección de la demanda eléctrica de la CNFL para la planificación de obras a mediano plazo, utilizando la tecnología del SIG

CAPÍTULO 1: Introducción El Departamento de Planificación y Diseño de la CNFL posee un historial de consumo de

energía y clientes de 27 años, de 1979 al 2005, clasificados por distrito y por sector de

consumo. Los sectores de consumo son tres: residencial, general (donde se incluye todo el

comercio y las instituciones estatales) e industrial. Existe un cuarto sector que se debe

considerar, el cual es alumbrado público, pero de este sector los datos históricos que se

poseen son más recientes.

Consecuencia de lo anterior y aprovechando los nuevos recursos informáticos, como lo fue

la adquisición de un software de pronósticos de demanda, denominado Forecast Pro, así

como la implementación del SIG, se ha desarrollado una metodología que permita realizar

la proyección de crecimiento del sistema de distribución en una forma más precisa.

Con estas nuevas herramientas y aprovechando que la tecnología en la medición de energía

eléctrica ha mejorado mucho, se puede realizar un trabajo más científico para determinar y

ubicar con claridad dónde se está dando el crecimiento de la red, Esto permita que se pueda

determinar con mayor precisión los factores de carga para cada sector y, conjuntando con

las proyecciones de energía, se podrá determinar con mayor claridad cuál será a futuro la

demanda del sistema de distribución en cada una de sus áreas.

En la actualidad, la forma de determinar el crecimiento del sistema de distribución es

utilizando como insumo la carga que tienen las subestaciones, el porcentaje de crecimiento

anual promedio que tiene el sistema de distribución y la información que se tiene de futuros

proyectos que plantean los clientes. Lo anterior permite observar con claridad que el

procedimiento no es sistemático ni científico, motivo por el cual realizar este proyecto

conlleva a tener una metodología ordenada y clara.

Análisis y Proyección de la Demanda Eléctrica de la CNFL, período: 2006 – 2020

106

1.1. Metodología La metodología desarrollada fue la siguiente:

1. Proyecciones de la energía por distritos y sectores

Realizar la proyección, en primera instancia, de la energía y la cantidad de clientes,

para cada uno de los sectores principales, donde se desagrega la cartera: residencial,

comercial e industrial, para cada uno de los distritos geográficos, en los cuales está

presente la CNFL

Esta proyección se realizó con base en la información estadística disponible desde

1979 hasta el 2005 y se planteó para un horizonte de 15 años, utilizando el software

de Forecast PRO1, versión 4.0, el cual da resultados más precisos y confiables.

2. Factores de Carga

Por otro lado, para poder obtener la demanda de potencia, luego de haber realizado

las proyecciones de energía, se debe de establecer los factores de carga, en cada uno

de los sectores analizados, lo cual permite el realizar la estimación.

La forma de calcular los factores de carga de cada uno de los sectores, se hace a

través de la realización de una serie de mediciones en cada uno de los sectores.

3. Proyección de la Demanda

Una vez obtenidos los factores de carga para cada sector, se aplican los mismos a

las proyecciones de energía determinadas anteriormente en el punto 1 y se calcula la

demanda de potencia (kW) por cada sector y distrito, obteniéndose la potencia

requerida por cantón.

1 Forecast Pro, software para pronósticos desarrollado por la empresa Business Forecast Systems, Inc


107

Con estos cálculos se ha determinado la necesidad futura de potencia que requiera el

sistema de distribución de la CNFL para los próximos quince años.

4. Asociación de la demanda de los distritos a las subestaciones

Aprovechando el recurso del SIG, se asocia la carga de los distritos a las

subestaciones, por medio de los alimentadores o circuitos de distribución que se

encuentran dentro del área geográfica del distrito, lo que permite el poder

determinar el incremento de la carga en la subestación a partir de la evolución de la

carga distrital.

Dentro del SIG se encuentra, la ubicación geográfica de los distritos, el recorrido de

los alimentadores de media tensión, los transformadores de distribución conectados

o asociados a cada circuito y las subestaciones que existen en el sistema de

distribución de la CNFL, así como los elementos de enlace: interruptores,

seccionadores, cuchillas de línea y cortacircuitos de estos circuitos de distribución.

Otro punto importante de la herramienta del SIG, es el sistema de micromercados e

infoclientes que tiene para localizar carga puntualmente y asociarla a un

determinado circuito, si en un mismo distrito convergen alimentadores de

subestaciones diferentes.

Tomando como base la información indicada anteriormente y con el fin de

determinar el porcentaje de carga que le corresponde de un distrito a una u otra

subestación, con el objetivo de conocer la evolución de la demanda, se realizan los

siguientes pasos:

I. Determinar el o los distritos en los que la subestación estudiada tiene

influencia con alimentadores o circuitos de distribución.


108

II. En cada uno de los distritos influenciados por la subestación, determinar

y ubicar los clientes de los tres sectores de consumo. Esto se puede

realizar ubicando todos los clientes del distrito por medio de la tabla

infoclientes de SIGEL.

III. Para los clientes alimentados por cada circuito, generar una tabla por

sector de consumo al seleccionar en el área geográfica el grupo o los

grupos de clientes más cercanos a los alimentadores. Esto es factible en

SIGEL, ya que se seleccionan los clientes y se genera una tabla de

atributos del grupo seleccionado, la cual posee todas las características

de los mismos, incluyendo la demanda; posteriormente, se agrupan por

tarifas y se realiza el análisis siguiente.

IV. Al tener las tablas de clientes por circuito y por sector de consumo,

determinar los porcentajes de demanda respecto al total que posean los

circuitos del distrito.

V. Cuando se haya determinado el porcentaje anterior para cada circuito

seleccionado por sector, se procede a determinar el valor de ese

porcentaje con respecto al historial de datos que se poseen por distrito.

VI. Al tener ya determinada la proyección de energía por circuito, se hace la

sumatoria de todos los alimentadores de la subestación y como ya se

tienen proyectados los distritos, esta sumatoria sería la proyección de la

subestación.

En resumen, lo que se hace es determinar porcentajes de carga del distrito asociados

a los circuitos en el SIG y después con este porcentaje se determina el valor real con

los historiales de consumo que se poseen.


109

La limitante para determinar la evolución de la demanda es que no se conoce el

crecimiento o incremento de los factores de carga para hacer la conversión de

energía consumida a demanda o potencia en el futuro con factores más reales; por lo

tanto, la determinación de la carga futura se realizará considerando que los factores

de carga encontrados serán constantes en el futuro. Sin embargo, esto no implica

que sea imposible empezar a trabajar en la asociación debido a que las proyecciones

se realizan con energía y luego se convierte a potencia, entonces si se poseen las

series de energía hoy, se pueden convertir en demanda en un futuro cercano, con

nuevos factores de carga encontrados, porque toda la metodología y los criterios han

quedado definidos con este trabajo.

Algunas suposiciones que se deben considerar para que el método tenga validez son

las siguientes:

1. En el futuro se va a seguir abasteciendo al distrito de la misma forma que ahora.

2. Las labores de respaldo pasadas no se toman en cuenta, debido a que

corresponden a hechos fuera de control y se hacen por lapsos relativamente

cortos al periodo de los datos (anuales). Debido a esta razón, estas variaciones

entrarán en el porcentaje de error definido.

3. Se debe suponer que las configuraciones topológicas no variarán en el futuro, en

el momento en que se realice la proyección.

4. Se supone que la alimentación de una zona geográfica siempre ha sido realizada

por la subestación y alimentador actual. Lo anterior se puede asumir de esta

manera porque la carga está asociada a zonas geográficas y no a elementos de la

red eléctrica.


110

Algunas de las restricciones que se tienen son las siguientes:

1. Si se llega a variar la topología o fuente de energía de un alimentador, se debe

realizar nuevamente el estudio en el o los distritos asociados. Específicamente si

estos cambios serán permanentes y provienen de cambios topológicos propios

de la planificación de la red. Lo anterior se debe realizar para determinar de

nuevo cual subestación está alimentando la zona en estudio.

2. Las labores de respaldo deben ser de respaldo, de manera tal que cuando la

emergencia sea liberada se vuelva a la configuración original, para que de esta

manera no se afecte la planificación de la red en esa zona y no se entorpezcan

los datos históricos de la facturación de manera permanente, la cual servirá de

insumo para la proyección correspondiente.

En primera instancia, los resultados que se pueden obtener de este estudio servirán para

prever las futuras ampliaciones y planes de obras, así como fortalecer las justificaciones

técnicas y el plan de inversiones de la CNFL. En segunda instancia, se plantea el fortalecer

las justificaciones técnicas y económicas de las obras que realizará la UEN de Transporte

de Electricidad del ICE.

Para tener más clara la metodología se presenta un diagrama de flujo, figura 1, donde se

pueden ubicar las diferentes etapas de este proyecto y la forma en que interactúan para

lograr los resultados.


111

Figura 1.1: Diagrama de flujo de la metodología utilizada para el pronóstico de energía y

potencia por alimentador y subestación.


112

CAPÍTULO II: Marco Teórico: Pronóstico de la Demanda

Demanda de un bien o servicio en un mercado dado, en un periodo preestablecido, se

define como la cantidad de unidades de los mismos que los compradores están dispuestos a

adquirir o comprar. Esta cantidad resulta esencialmente variable y es función de un

conjunto de elementos y condiciones, algunas de las cuales son cuantificables y otras no.

Puede decirse que la demanda es función en general de:

),,,( INptfD = 2 (2.1)

donde: =t El periodo de tiempo considerado

=p El precio del bien o servicio

=N El número de consumidores potenciales

=I Indicador característico de los compradores o del mercado (ingreso

disponible, PBI, etc.)

El fin esencial de un estudio de la demanda consiste en prever, de la forma más certera

posible, el comportamiento futuro del mercado, con el objetivo de poder tomar

anticipadamente las decisiones que correspondan. El periodo de proyección seleccionado

depende fuertemente del objetivo del estudio y en general está asociado con el tiempo de

maduración de las decisiones a encarar.

En un estudio de planeamiento eléctrico de nivel nacional, es usual utilizar un periodo de

proyección de 15-20 años, distinguiendo dentro del mismo subperiodos (años de corte)

significativos. Esto está íntimamente relacionado con los tiempos de construcción de los

proyectos y con la ejecución de las obras de generación, lo que puede superar

holgadamente los diez años. 2 Consorcio ESIN-SIGLA, con el auspicio del IACRE. “Curso de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de Distribución Subterránea". San José, Costa Rica. 1994, Capítulo 4.


113

En estudios de tipo regional, provincial o local, se suele mantener un horizonte de 15/20

años, pero se asigna primordial importancia a los resultados de mediano plazo (5/10 años)

ya que son de por sí más confiables y suficientes para tomar las decisiones de ese nivel.

Volviendo a la expresión (2.1), resulta obvio que si fuere posible hallar la forma analítica

de la función mencionada el problema estaría resuelto. Desdichadamente, la forma de esa

función depende de un enorme conjunto de circunstancias y sólo pueden lograrse

aproximaciones parciales.

Es por ello que se recurre normalmente a técnicas que relacionan la demanda con alguna

variable especialmente seleccionada, ya sea porque la relación es estrecha o bien porque los

datos disponibles no permiten otra alternativa.

Puede decirse que seleccionando como variables t o I , se obtienen grandes tipos de

métodos de proyección:

• t : extrapolación tendencial o autónoma: consiste en establecer una función de

ajuste de la cantidad consumida en un pasado histórico relativamente próximo y

suponer que dicha función se mantendrá en el futuro.

• I : proyección condicionada: se establece una función de ajuste de la cantidad

consumida con indicadores económicos globales o sectoriales y se supone que dicho

ajuste se mantendrá en el futuro.

En el caso particular de la energía eléctrica, el estudio de mercado se complica por ser dos

las variables cuya evolución se pretende anticipar. Estas dos variables, íntimamente ligadas

pero de comportamientos diferentes, son la energía y la carga máxima simultánea.


114

Ambos parámetros definen condiciones de diseño especiales y el sistema eléctrico debe

estar en condiciones de responder efectivamente ante su crecimiento.

Esto es resultado de que el comportamiento medio del mercado está sujeto a variaciones o

modulaciones que reflejan la actividad en el mismo. Estas son:

• Anuales (estacionales): reflejan el ciclo de las estaciones, lo que deriva

fundamentalmente del cambio de temperatura.

• Semanales: reflejan la diferencia entre días laborables y no laborables.

• Diarias: se deben al ciclo normal (día / noche / alimentación) de la actividad

humana.

Finalmente, es importante señalar que el comportamiento del mercado puede simplificarse

distinguiendo dos tipos de consumos que requieren un tratamiento separado. En primer

lugar, un gran segmento a considerar implica casi la totalidad de los usuarios y se

caracteriza por el bajo consumo individual, el cual normalmente se denomina sector

residencial y en ocasiones el crecimiento es muy previsible, debido a que se presenta una

demanda vegetativa.

El resto del consumo está constituido por un número reducido de usuarios especiales de

gran peso individual. Esta demanda especial esta originada, normalmente, por actividades

industriales de alto consumo de potencia y energía y dependiendo de la magnitud, también

podrían aparecer clientes del sector comercial y/o general. En cada caso particular, se

deberá estudiar qué clientes se deben incluir en esta categoría por apartarse del

comportamiento medio del mercado.

Asimismo, un sistema de distribución debe atender a usuarios de energía eléctrica, tanto los

localizados en ciudades como en zonas rurales; por tanto, es obvia una división del área que

atiende el sistema de distribución en zonas.


115

La carga de cada usuario se clasificará de acuerdo con su localización geográfica,

destacando peculiaridades típicas de cada zona. Así, por ejemplo, en la zona urbana central

de cualquier ciudad se tendrá una elevada densidad de carga, con consumidores

constituidos por edificios de oficinas y comercios; además, en una zona urbana habrá

densidades de carga menores que en zonas centrales urbanas, predominando las cargas de

tipo residencial. Sin embargo, hay algunas zonas que originan cargas de valor elevado con

cargas de tipo industrial medio. En la tabla 2.13 se muestran algunos valores de densidades

características por zona.

Tabla 2.1: Densidades típicas por zona

ZONAS Densidad (MVA/km2)

Urbana Central 40 – 100

Urbana 5 – 40

Semi Urbana 3 – 5

Rural < 3

3 Consorcio ESIN-SIGLA, con el auspicio del IACRE. “Curso de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de Distribución Subterránea". San José, Costa Rica. 1994, Capítulo 4.


116

2.1. Recopilación y análisis de la información histórica por sectores

El primer paso para encarar el estudio de la demanda de energía eléctrica, en un mercado

determinado, consiste en efectuar una recopilación exhaustiva de la información disponible.

La recopilación incluye los datos históricos disponibles de todos los elementos relacionados

con el estudio de mercado:

• Energía facturada por sectores de consumo (residencial, comercial, industrial,

alumbrado público).

• Cantidad de usuarios por sector de consumo.

Toda esta información se encuentra, normalmente, con variable nivel de desagregación y

calidad, en las empresas que se dedican a atender el mercado de energía eléctrica.

En esta etapa de recopilación es importante un diálogo fluido con los funcionarios y

personas vinculadas directamente al servicio, ya que pueden dar elementos de juicio

generales sobre la calidad de la información registrada. A través de este diálogo se pueden

identificar también anomalías estructurales del sistema que afecten o hayan afectado en

algún momento la demanda de energía eléctrica (disponibilidad de redes, caída de tensión,

etc.).

2.2. Proyecciones de la demanda de energía eléctrica

Uno de los aspectos más importantes que se deben considerar en la planeación de un

sistema de distribución es el crecimiento de carga de dicho sistema. Es inusual que un

sistema se pueda diseñar sobre la base de las cargas reales actuales. Como regla general, se

debe considerar alguna tasa de crecimiento de carga. Por lo regular, esto se hace tanto para

la capacidad de reserva para el diseño actual, como para prevenir futuras adiciones o

modificaciones.


117

En general, el crecimiento de carga es atribuible a varios factores: nuevos lotes o zonas que

se anexan al sistema, nuevos consumidores que se encuentran en la zona del sistema o

aumentos de carga de los consumidores actuales. Estos factores son aplicables a diferentes

partes del sistema y en distintos grados, por lo que no es aconsejable una estimación

generalizada de crecimiento de carga para todos los casos. Generalmente, el incremento de carga en la industria oscila entre 10 y 15% por año.

Estimar una razón o valor específico de tasa de crecimiento no es recomendable, ya que se

tornará impráctico y fuera de la realidad para algunas zonas o épocas, debido al dinamismo

del sistema.

En el crecimiento de carga influyen condiciones locales en gran medida, por ejemplo:

condiciones económicas de la zona, hábitos de los consumidores, condiciones económicas

reales de la empresa suministradora, etc. Los crecimientos en las diversas partes del sistema

en general serán muy diferentes entre sí, existirán distinciones entre las tasas de crecimiento

de cada una de las zonas en particular, respecto a la tasa del sistema de distribución. De esta

manera, se considera conveniente recalcar que solamente un estudio riguroso y continuo de

los diferentes factores, que afectan al crecimiento de cargas en todas las zonas del sistema

en análisis, dará datos básicos adecuados, con los cuales se podrá estimar con propiedad el

futuro crecimiento de la carga. A pesar de lo anterior, es realmente imposible llegar a una

solución con un alto grado de exactitud.

Estadísticas y datos detallados del comportamiento pasado del sistema, año con año y mes

con mes, serán de gran ayuda en la predicción del futuro comportamiento del sistema.

Algunos de estos datos se enlistan a continuación:

a) Carga total del sistema.

b) Carga total de varios tipos (iluminación, potencia, etc.).

c) Carga en las subestaciones.

d) Carga individual de alimentadores de distribución.

e) Pruebas anuales en transformadores de distribución.


118

Cuando se dispone de estos datos pueden hacerse estimaciones más acordes con la realidad.

La figura 2.14 ilustra cómo proyectar la curva de carga del año pasado para utilizarla en una

futura proyección. Ahora bien, qué valor de carga futura se debe tomar anticipadamente en

la determinación de la capacidad instalada, el cual siempre será un aspecto de tipo

económico. Ello incluye una consideración del costo de instalar capacidad en exceso en los

diferentes equipos y componentes de la red de distribución hasta que ésta capacidad de más

sea necesaria, contra el costo de reemplazar pequeñas unidades por unas de mayor

capacidad cuando se requiera. El uso de un número limitado de capacidades estandarizadas

de diversos materiales y equipo a menudo hace que la condición teóricamente más

económica no siempre se pueda aplicar en la práctica.

Es recomendable no instalar elementos y equipos con exceso de capacidad cuando se

trabaje con cargas de crecimiento lento, dado que la naturaleza o tipo de carga que

aparecerá en lo futuro es totalmente incierto. En general se recomienda considerar, para

estos casos, variables de no más de cuatro o cinco años.

Figura 2.1: Predicción de carga

4 Espinosa, Roberto. “Sistemas de Distribución”. México. 1990, Capítulo 3, página 80.


119

Por otro lado, con cargas de crecimiento rápido se debe ser un poco menos conservador, ya

que el reemplazo de equipos con mucha frecuencia puede exceder fácilmente el costo

adicional de instalar un porcentaje de capacidad extra.

En estos casos, es más difícil predecir la tasa de crecimiento, lo que da lugar a que la

capacidad de reserva con que se debe contar en un periodo largo sea mucho mayor. De esta

forma, es conveniente hacer estimaciones por periodos más pequeños, de dos ó tres años

solamente en lugar de cinco años.

Una vez recopilados y analizados los datos disponibles se llega al problema central del

análisis, el cual consiste en definir el comportamiento futuro del mercado.

Los métodos explicativos y proyectivos de la demanda se basan, por lo general en

establecer las leyes que vinculan su variación con la de una o más variables predictivas

(tiempo, PBI, ingreso, etc.).

2.3. Modelos de Pronósticos para la Planeación

En toda empresa, independiente del sector donde se desenvuelva, los pronósticos son parte

integral de la planificación del negocio. Es importante que las empresas tengan pronósticos

eficaces y que el pronóstico integre el planeamiento empresarial. El primer paso en la

planeación es el pronóstico, es decir estimar la demanda futura de productos ó servicios y

los recursos necesarios para producirlos.

Pronosticar es el arte y la ciencia de predecir los eventos futuros. Puede involucrar el

manejo de datos históricos para proyectarlos en el futuro, mediante algún tipo de modelo

matemático. Generalmente, los pronósticos son tanto intuitivos como subjetivos, esto es

debido a que la toma de decisiones se realiza con un buen modelo matemático y el buen

juicio del administrador.


120

Existen disponibles tres grupos de métodos de pronósticos: los cualitativos, los

cuantitativos y los causales. Se diferencian entre sí por la precisión relativa del pronóstico

de largo plazo en comparación con el corto plazo, el nivel de herramientas matemáticas

requerido y la base de conocimiento como sustrato de sus proyecciones.

Tres aspectos caracterizan a los pronósticos y son los siguientes:

1. Todas las situaciones en que se requiere un pronóstico buscan que el futuro y el

tiempo estén directamente relacionados.

2. Otro elemento siempre presente en situaciones de pronósticos es la incertidumbre.

Si el administrador tuviera certeza sobre las circunstancias que existirán en un

tiempo dado, la preparación de un pronóstico sería trivial.

3. El tercer elemento, presente en grado variable en todas las situaciones descritas, es

la confianza de la persona que hace el pronóstico sobre la información contenida en

datos históricos.

Para la selección del método de pronósticos, se deben considerar varios factores y se deben

realizar tres preguntas fundamentales:

Factores

• El contexto del pronóstico.

• La relevancia y disponibilidad de datos históricos.

• El grado de exactitud deseado.

• El periodo de tiempo que se va a pronosticar.

• El análisis de costo-beneficio del pronóstico.

• El punto del ciclo de vida en que se encuentra el producto.


121

Preguntas

• ¿Cuál es el propósito del pronóstico? ¿Cómo va a usarse? La respuesta a estas

preguntas determina la exactitud requerida y por lo tanto gobierna la selección del

método.

• ¿Cuál es la dinámica y componentes del sistema para los que se hará el pronóstico? La

respuesta a esto aclara las relaciones de las variables que interactúan.

• ¿Qué tan importante es el pasado para estimar el futuro? La respuesta a esta pregunta

implica conocer si el patrón que ha ocurrido en el pasado se repetirá en el futuro.

2.4. Planteamiento de alternativas u opciones

Establecido el mercado energético a abastecer, esto es, la distribución espacial y temporal

de la demanda, se trata de determinar la forma más económica de abastecerla. Ello se

realiza mediante el planteo y selección de alternativas.

El planteo de alternativas consiste en diseñar y explicitar los requerimientos de potencia y

energía del mercado eléctrico, durante el periodo de análisis. Más que una técnica es un

arte, que no sigue, como tal, reglas fijas, pero que debe cumplir con determinados

requisitos:

• Proveer el mismo servicio (abastecimiento de la demanda).

• Cubrir el mismo intervalo de tiempo (periodo de análisis).

• Que sus costos sean cuantificables.

En términos generales las alternativas que se planteen tienen componentes simples, que son

los equipos de generación, transmisión, transformación y distribución, que se combinan a lo

largo del periodo de planeamiento para conformar la alternativa de conjunto.

El periodo de planeamiento es el lapso para el cual se desarrolla el estudio del mercado y su

cubrimiento. En términos estrictos, abarca desde el momento en que sea posible incluir las

obras nuevas hasta aquel año cuya inclusión haya indiferente el resultado de la evaluación.


122

Normalmente, el primer año de análisis se torna entre tres y cinco años vista y el periodo de

análisis dura entre diez y quince años.

En la práctica, cargas de diferente tipo y tamaño se impondrán a un grupo que de otra

manera se podría considerar como de cargas uniformemente distribuidas. Este caso se

puede observar como carga concentrada agregada a una línea cargada de manera uniforme.

Tal es el caso, por ejemplo, de un gran edificio de apartamentos en un distrito en que están

construidas de manera primordial casas pequeñas o medianas.

Cuando se habla de cargas uniformemente distribuidas, el término densidad de carga por lo

regular se usa para describir la magnitud. La densidad de carga se ha definido como un

valor representativo de una zona, dado en kilovoltio-amperios entre la unidad de superficie,

pudiendo ser, por ejemplo kVA/km2.

La tasa anual de crecimiento de carga necesaria para que la carga se incremente en una

cantidad específica es también muy interesante. Las curvas que se muestran en la figura 2.7

representan esta relación para un crecimiento de carga específico5.



123

Figura 2.2: Tasa de crecimiento

Debido a la influencia del crecimiento de la carga en el costo de operación, de inversiones y

otros factores, las características de las cargas constituyen un elemento primordial en el

diseño y operación del sistema. Independientemente de la forma en que los principios

económicos se apliquen para diseñar el sistema, siempre se debe considerar el crecimiento

de carga; éste se puede usar para indicar cambios en cualquiera de las características de las

cargas conocidas. Con respecto a un factor en particular, el crecimiento de carga puede

afectar un incremento en la demanda máxima, consumo de energía o ambos.

Si se sabe o se establece la tasa de crecimiento utilizando las curvas de la figura 2.7, se

puede encontrar el número de años en que aumentará la carga en un factor determinado; por

ejemplo, utilizando la curva 2 de la citada figura 2.7, es posible observar que con un

incremento del 10% anual, en 7 años, se tendrá una duplicación en la carga.


124

2.5. Sistema de Información Geográfico (SIG)

Un sistema de información geográfico funciona como una base de datos, con información

geográfica que se encuentra asociada por un identificador común a los objetos gráficos de

un mapa digital. De esta forma, señalando un objeto se conocen sus atributos e

inversamente, preguntando por un registro de la base de datos se puede saber su

localización en la cartografía.

El sistema de información geográfico separa la información en diferentes capas temáticas y

las almacena independientemente, permitiendo trabajar con ellas de manera rápida y

sencilla, y facilitando al profesional la posibilidad de relacionar la información existente a

través de la topología de los objetos, con el fin de generar otra nueva que no se podría

obtener de otra forma.

2.5.1. Tipo de información

Los software SIG pueden ser raster o vectoriales. El modelo de SIG raster se centra en las

propiedades del espacio más que en la precisión de la localización. Divide el espacio en

celdas regulares donde cada una de ellas representa un único valor. Cuanto mayor sean las

dimensiones de las celdas (resolución), menor es la precisión o detalle en la representación

del espacio geográfico. En el caso del modelo de SIG vectorial, el interés de las

representaciones se centra en la precisión de la localización de los elementos sobre el

espacio. Para modelar digitalmente las entidades del mundo real, se utilizan tres objetos

espaciales: el punto, la línea y el polígono.

Los SIG vectoriales son más populares en el mercado. No obstante, los SIG raster son muy

utilizados en estudios medioambientales donde la precisión espacial no es muy requerida

(contaminación atmosférica, distribución de temperaturas, localización de especies marinas,

análisis geológicos, etc.)


125

2.5.2. Funciones de un SIG

Por ser tan versátiles los sistemas de información geográfica, su campo de aplicación es

muy amplio, pudiendo utilizarse en la mayoría de las actividades con un componente

espacial. Los principales asuntos que puede satisfacer un sistema de información geográfica

son los siguientes:

- Localización: preguntar por las características de un lugar en concreto.

- Condición: el cumplimiento o no de ciertas condiciones o impulsos del sistema.

- Tendencia: comparación entre situaciones temporales o espaciales distintas de

alguna característica.

- Rutas: cálculo de rutas óptimas entre dos o más puntos.

- Pautas: detección de pautas espaciales.

- Modelos: generación de modelos a partir de fenómenos o actuaciones simuladas.


126

CAPÍTULO 3: Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A.

La Compañía Nacional de Fuerza y Luz, S. A., es una empresa de distribución y generación

de energía eléctrica de la República de Costa Rica. Su actividad comercial se enmarca en el

Valle Central y su área de concesión es de 903 km2, desde el punto de vista geográfico y sin

considerar las áreas silvestres protegidas el área de la CNFL es aproximadamente 684,80

km2. En la figura 3.1 se presenta un plano con la ubicación de la CNFL dentro del territorio

nacional.

Figura 3.1: Ubicación geográfica de la CNFL


127

Su red de distribución abarca 19 cantones completos y comparte la distribución en otros 4,

para un total de 23 cantones de los 81 que posee el país. Estos cantones de la provincia de

San José son los siguientes: Cantón Central, Desamparados, Montes de Oca, Goicoechea,

Moravia, Vásquez de Coronado, Curridabat, Tibás, Escazú, Santa Ana, Mora (Ciudad

Colón), Aserrí y Alajuelita; de la provincia de Heredia: Santo Domingo, Barva, Flores (San

Joaquín), Santa Bárbara, Belén; de la provincia de Cartago: La Unión (Tres Ríos) y algunos

distritos del cantón central de Cartago y de la provincia de Alajuela: algunos distritos del

cantón central, como San Rafael, Santiago Este y Oeste (La Guácima), con lo cual se puede

indicar que geográficamente se llega al norte de las montañas del volcán Barva, excluyendo

de la provincia de Heredia, los cantones: Central, San Pablo, San Rafael y San Isidro; al

sur, hasta la estación terrena en Tarbaca de Aserrí, al oeste hasta la Guácima de Alajuela y

Ciudad Colón y al este hasta el Alto de Ochomogo, carretera a Cartago. En la figura 10, se

muestran los cantones servidos por CNFL.

Figura 3.2: Cantones servidos por la CNFL con su división distrital


128

3.1. Área de Generación

En lo que respecta a generación, la CNFL posee en la actualidad nueve plantas

hidroeléctricas, con las cuales produjo, en el 2006, el 10,15 % de la energía requerida para

su operación. En la Tabla 3.1, se presentan las características de estas plantas. Para ese

mismo año, la CNFL aumentó su oferta de energía en un 4,37% y esta oferta se desglosa de

la siguiente manera: generó 349.11 GWh (10,15 %), compró al ICE 3.084,16 GWh, lo que

representa el 89,65 % y 6,77 GWh (0,2 %) se lo compró a la Planta Biotérmica de Río

Azul. En la Tabla 3.2, se muestra la composición de la energía en los últimos 10 años.

Tabla 3.1: Características de Plantas Hidroeléctricas de CNFL6

6 Informe de Generación de la Dirección de Producción y Desarrollo de la CNFL, 2006.

Nombre Planta Fuente Unidad Potencia KW

Caída Bruta Mts.

Veloc. (R.P.M.)

Caudal M3/Seg

Anonos TIRIBI 1 600 28 720 2,55Belén VIRILLA 1 1252 88 600 1,95

2 1250 88 600 1,953 8001 107 450 10,00

Brasil VIRILLA 1 27000 68 300 38,00Cote LAGO COTE 1 6786 87.79 600 8,40D. Gutiérrez BALSA TAPEZCO 1 6707 100.2 514 7,06

2 6707 100.2 514 7,063 6707 100.2 514 7,06

Electriona VIRILLA 1 1360 79 900 2,322 1360 79 900 2,323 3105 83.3 600 4,60

Nuestro Amo CIRUELAS 1 4446 173 900 2,822 4446 173 900 2,82

Río Segundo SEGUNDO 1 250 58 900 0,622 700 64 900 1,40

Ventanas VIRILLA 1 2504 86 720 3,742 2504 86 720 3,743 2504 86 720 3,74

Características de las Plantas Hidroeléctricas 2005


129

Tabla 3.2: Composición de Energía7

Unidad: GWh

CNFL ICE P.B. Río Azul Energía Año Generada % Comprada % Comprada % Total 1997 241,52 10,21 2.123,65 89,79 0,00 0,00 2.365,171998 302,01 11,93 2.229,73 88,07 0,00 0,00 2.531,741999 410,54 15,43 2.250,51 84,57 0,00 0,00 2.661,052000 366,10 13,20 2.407,81 86,80 0,00 0,00 2.773,912001 319,38 11,24 2.523,08 88,76 0,00 0,00 2.842,462002 325,11 10,99 2.632,43 89,01 0,00 0,00 2.957,542003 304,40 9,81 2.798,91 90,19 0,00 0,00 3.103,322004 392,70 12,18 2.825,51 87,67 4,87 0,15 3.223,082005 385,93 11,71 2.897,74 87,92 12,06 0,37 3.295,732006 349,11 10,15 3.084,16 89,65 6,77 0,20 3.440,03

En la CNFL, la generación tiene el fundamento de máxima operación en las horas pico,

esto con la finalidad de disminuir la compra de demanda de potencia y por ende la

facturación de compra al ICE. Como se puede apreciar en la Tabla 3.3, la CNFL aportó

71,8 MW con sus plantas hidroeléctricas, del total de 577,89 MW que fue su máxima

demanda en el 2006 y representa un 45 % de la demanda nacional.

Tabla 3.3: Evolución Demanda Máxima8

Unidad: MW Año Generada Comprada Total 1997 37,87 393,47 431,33 1998 66,50 386,12 452,62 1999 73,94 391,76 465,70 2000 56,57 413,75 470,32 2001 61,99 426,48 488,47 2002 64,22 451,74 515,96 2003 65,61 464,14 529,75 2004 75,55 466,25 541,79 2005 70,33 491,52 561,86 2006 71,79 506,09 577,89

7 8 Informe del mes de Diciembre del 2006 del SIGE de la CNFL, responsable de los datos: Sección Centro Control de Energía.


130

3.2. Área Comercial

En lo referente a la actividad comercial, para el año 2006, cuenta con 459.816 clientes,

distribuidos de la siguiente manera: sector residencial: 397.734; sector general: 59.913 y

sector industrial: 2.169. En las Tabla 3.4, se muestra la evolución de los clientes por sector,

a partir del año 2001, donde se puede apreciar que la CNFL está dejando de tener clientes

en el sector industrial para convertirse en una empresa de soporte para el sector general.

Tabla 3.4: Clientes Totales por Sector9

Año Residencial Comercial Industrial Total 2001 355.752 50.322 2.802 408.876 2002 366.152 53.315 2.713 422.180 2003 374.436 55.510 2.608 432.554 2004 382.207 56.917 2.519 441.643 2005 388.954 58.211 2.469 449.634 2006 397.734 59.913 2.169 459.816

En relación con la energía consumida por cada uno de estos sectores, se tienen los

siguientes datos: sector residencial: 1.307,72 GWh, sector comercial: 1.059,77 GWh, sector

industrial: 704,72 GWh, alumbrado público: 81,11 GWh, para un total de 3.153,31 GWh,

lo que representa el 41% de la energía consumida a nivel nacional. En la Tabla 3.5, se

muestra el consumo de energía de cada uno de los sectores, a partir del 2001.

Tabla 3.5: Consumo Total y por Sectores (GWh)10

Año Residencial Comercial Industrial Alum. Público Total 2001 1.143,12 778,63 639,75 65,32 2.626,832002 1.180,84 834,93 649,89 73,37 2.739,032003 1.233,19 892,06 652,67 76,40 2.854,322004 1.262,75 935,38 679,03 78,55 2.955,712005 1.277,99 979,51 702,63 79,54 3.039,672006 1.307,72 1.059,77 704,72 81,11 3.153,31

9 10 Informe del mes de Diciembre del 2006 del SIGE de la CNFL, responsable de los datos: Departamento de Consumidores.


131

Dentro de la organización administrativa comercial de la CNFL, el área de concesión se

divide en cinco sucursales llamadas: Central, Guadalupe, Desamparados, Escazú y Heredia

y en la figura 3.3, se presenta un plano con la ubicación de cada una respecto al área de

concesión.

Figura 3.3: Área de concesión de CNFL con la ubicación de cada sucursal

3.3. Área de Distribución

En el área de distribución, para el 2006, la red de media tensión está distribuida

principalmente en el voltaje de 34,5 kV y de 13,8 kV, abarcando cada una 1 633 km y 1

069 km respectivamente y 2 756 km de red de baja tensión. Es importante indicar que en la

actualidad queda una pequeña red de 4,16 kV operando, pero realmente es muy pequeña


132

porque con la entrada en operación del proyecto subterráneo de la ciudad de San José, la

cual abarca 3,2 km2, a mediados del 2005, eliminó este voltaje de distribución.

En la Tabla 3.8, se muestra el total de líneas en operación de los últimos 10 años. En lo

referente a transformadores de distribución, la red de 13,8 kV tiene instalado una potencia

de 439 MVA y en la red de 34,5 kV una potencia instalada de 916 MVA y finalmente, las

pérdidas de distribución fueron del 8,39% y en la Tabla 3.9 puede ver el comportamiento

de los 7 años, el cual se encuentra entre 7,47 % al 8,39 %.

Tabla 3.8: Total de Líneas en Operación11

Unidad: Kilómetros

Año Media Tensión

Baja Tensión

13,8 kV 34,5 kV Total 1996 983 1.042 2.169 1997 991 1.093 2.213 1998 999 1.142 2.256 1999 1.019 1.201 2.316 2000 1.030 1.284 2.390 2001 1.040 1.365 2.494 2002 1.048 1.442 2.605 2003 1.057 1.503 2.643 2004 1.060 1.544 2.673 2005 1.065 1.593 2.716 2006 1.069 1.633 2.756

11 Informe del mes de Diciembre del 2006 del SIGE de la CNFL, responsable de los datos: Sección Construcción de Obras Eléctricas.


133

Tabla 3.9: Pérdidas en el Sistema de Distribución12

Energía % Año Total Vendida Pérdidas

GWh GWh 2000 2.773,91 2.546,80 8,187360 2001 2.842,46 2.622,82 7,727110 2002 2.957,54 2.734,57 7,539036 2003 3.103,32 2.849,83 8,168349 2004 3.223,08 2.955,71 8,295481 2005 2006

3.295,73 3.440,03

3.039,67 3.153,31

7,769447 8,334811

La CNFL se alimenta del SEN a través de subestaciones interconectadas al sistema de

transmisión de 230 kV y 138 kV del ICE. De estas subestaciones, nace la red de

distribución de 34,5 kV, la cual recorre gran parte del área de concesión, pero también

opera como una red de sub-transmisión, porque alimenta otras subestaciones propias de la

CNFL, de donde parte la red de distribución de 13,8 kV.

A continuación, Tabla 3.10, presenta la lista de las subestaciones que posee en operación la

CNFL y se muestra la potencia instalada en cada una de ellas, el voltaje de alimentación y

de servicio, los alimentadores que la conforman con su nivel de carga a junio del 2007 y

por ende se puede obtener el nivel de cargabilidad de cada transformador de potencia y de

la subestación.

12 Memoria anual de la CNFL, años del 2000 al 2006.


134

Tabla 3.10: Carga de circuitos y subestaciones13

(Enero 2007) SUBESTACIÓN POT. CIRCUITOS Demanda Máxima

( MVA ) MW ALAJUELITA 138/34,5 kV Morenos 8,0 TRAFO 1 (Fuji) 45 / 75 La Verbena 7,5

Periférico 19,1 San Felipe 9,1 TRAFO 2 (Coensa) 45 / 75 Linda Vista 6,0

Los Pinos 11,5 COLIMA 138/34,5 kV Primer Amor ( 12 ) 17,0 TRAFO 1 (Fuji) 20 / 30 Uruca 14,0 TRAFO 2 (AEG) 20 / 30 Guadalupe 2 ( 3,5 ) 9,5

138/34,5 kV Guadalupe 1 ( 1,5 ) 8,0 Barrio Dent 10,0 TRAFO 3 (Fuji) 20 / 30 Piuses 2,8 TRAFO 4 (Toshiba) 20 / 30 San Pedro 10,5

138/34,5 kV Tibás 12,0 CAJA 1 138/34,5 kV TRAFO 1 (Siemens) Industrias 11,5 TRAFO 2 (Fuji) 20 / 30 Calle Rusia 10,5

138/34,5 kV 20 / 30 Electriona 1 7,3 CAJA 2 230/34,5 kV INA 9,0 TRAFO 1 (ABB) 30 / 45 Electriona 2 * 8,1

Pavas 11,0

* Circuitos con generación asociada, condición de carga sin generación ( ) Carga propia de circuitos alimentadores de subestación

13 Fuente: Sección Centro Control de Energía, CNFL


135

Carga de circuitos y subestaciones SUBESTACIÓN POT. CIRCUITOS Demanda Máxima

( MVA ) MW DESAMPARADOS 138/34,5 kV Higuito 8,4 TRAFO 1 (Coensa) 45 / 75 Patarrá 9,8

San Antonio 13,0 Calle Fallas ( 8 ) 14,0 TRAFO 2 (EFACEC) 30 / 45 Santa Marta 12,9

Tiribí ( 2 ) 10,0 Aserrí 10,3 ESCAZU 138/34,5 kV Piedades 6,4 TRAFO 1 (ABB) 30/45 Santa Ana Norte 4,6

Jaboncillo 9,0

Laureles 5,3

TRAFO 2 (ABB) 30/45 Guachipelín * 7,0 Multiplaza 7,0

Santa Ana Sur 2,6 ESTE 138/34,5 kV San Diego ( 13 ) 19,0 TRAFO 1 (ABB) 20 / 30 Concepción ( 10 ) 15,0 TRAFO 2 (Coensa) 20 / 30 2 previstas CNFL

2 previstas CNFL SABANILLA TRAFO 1 (Pawels) 20 / 30 Miraflores 7,5

138/13,8 kV Ipís 6,4 TRAFO 2 (Efacec) 20 / 30 Betania 6,1

138/13,8 kV Lourdes 6,4 TRAFO 3 (Pawels) 20 / 30 Guadalupe 4,5

138/34,5 kV San Rafael * 9,0 TRAFO 4 ( ABB ) 20 / 30 Purral 11,6

138/34,5 kV San Marino 8,5


136

Carga de circuitos y subestaciones

SUBESTACIÓN POT. CIRCUITOS Demanda Máxima ( MVA ) MW

HEREDIA 138/34,5 kV TRAFO 3 (ABB) CNFL 20 / 30 Los Lagos 6,5 TRAFO 1 (Fuji) 20 / 30 Barreal 13,0 TRAFO 2 (Fuji) 20 / 30 5 circuitos ESPH LINDORA 230/34,5 kV La Guácima * 8,2 PH. Belén * 0,0 TRAFO 1 (ABB) 30/45 Brasil

230/34,5 kV Hondura 7,8 Radial 9,0 Ojo de Agua 4,6 BELEN 230/34,5 kV Asunción * 9,5 TRAFO 1 (ABB) 30 / 45 San Juan 16,0

2 previstas CNFL Circuito ICE TRAFO ESPH 30 / 45 Fábricas 12,0

Circuitos ESPH ANONOS Ayala 12,0 TRAFO 1 (Pawels) 30 / 45 CIMA 5,0

138/34,5 kV Trafo 34 / 13 Sabana 8,0 TRAFO 2 (Osaka) 20 / 30 Industrial 5,1

34,5/13,8 kV Escazú 3,7



137



SAN MIGUEL 230/34,5 kV San Luis 3,1 TRAFO 1 (ABB) 30 / 45 Llorente 22,0

Santo Tomás 7,5 PATIO Montana 5,0 ELECTRIONA ****** Potrerillos 3,5 Scott 4,5 PATIO BRASIL ****** Reforma 1,5 Lindora 1,5 PATIO PORROSATI ****** San Lorenzo ( 3.5 ) 7,0 Santa Bárbara 9,0 URUCA 34,5/13,8 kV TRAFO 1 (Turbo Trans) 15 / 20 Santo Domingo 3,5

Virilla 3,0 TRAFO 2 (Federal) 10,0 / 14,0 Cinco Esquinas 1,8

Barrio México 6,3 GUADALUPE 34,5/13,8 kV TRAFO 1 (General) 10,0 / 14,0 San José 2,8

Central 2,8 TRAFO 2 (Federal) 10,0 / 14,0 Santa Teresita 2,5

TRAFO 3 (Osaka) 10,0 / 14,0 San Vicente 4,1

SUR 34,5/13,8 kV TRAFO 2 (Federal) 10,0 / 14,0 San Cayetano 3,0

San Josecito 6,0 TRAFO 3 (Trafo) 15 / 20 Zapote 2,0

Desamparados 2,5



138



DULCE NOMBRE 34,5/13,8 kV TRAFO 1 (Westinghouse) 4.2 Ochomogo 5,0 TRAFO 2 (Pensylvannia) 1.2 PRIMER AMOR 34,5/13,8 kV TRAFO 1 (Wagner) 7,5 / 9,3 Valencia 5,0 CURRIDABAT 34,5/13,8 kV TRAFO 1 (Pensylvannia) 8,4/10,5 Curridabat 6,0 BARVA 34,5/13,8 kV TRAFO 1 (Osaka) 7.5 Cipresal 3,5 UNIVERSIDAD 13,8/4,16 kV TRAFO 1 (Pensylvannia) 1.5 Universidad 0,4



139

Carga de circuitos y subestaciones SUBESTACIONES POT. CIRCUITOS Demanda Máxima SUBTERRANEAS ( MVA ) MW

URUCA 138/13,8 kV

1A 0,8 2A 2,5

10 / 20 3A 2,2 4A 2,7 5A 1B 2,9 2B 1,4

10 / 20 3B 2,8 4B 1,6 5B

GUADALUPE 138/13,8 kV

1A 1,8 2A 2,8

10 / 20 3A 1,4 4A 1,8 5A 1B 2,8 2B 2,3

10 / 20 3B 4,1 4B 0,9 5B

LOS ÁNGELES 138/13,8 kV

1A 0,6 2A 1,3

10 / 20 3A 1,4 4A 2,7 5A 1B 3,5 2B 1,5

10 / 20 3B 2,6 4B 0,5 5B


140

CAPÍTULO 4: Proyecciones de Energía

La primera etapa de este proyecto es la proyección de la energía y la cantidad de clientes,

para cada uno de los sectores de consumo en que se desagrega la cartera de clientes:

residencial, comercial o general e industrial y para cada unos de los distritos geográficos, en

los cuales está presente la CNFL. Esta proyección se realizó con base en la información

estadística disponible desde 1979 hasta el 2005 y se desarrolló para un horizonte de 15

años, utilizando la herramienta de software Forecast PRO, versión 4.0. Este programa

facilita y simplifica el proceso de cálculo y da resultados más precisos y confiables.

Esta herramienta maneja varias de las técnicas o modelos utilizadas en el pronóstico. Entre

los métodos que posee están los métodos de extrapolación y los causales.

Métodos de extrapolación:

1. Promedios móviles simples (PMS).

2. Suavización exponencial, el cual comprende los submétodos: Simple, Holt y Holt-

Winters,

3. Box-Jenkins.

4. Ajuste a la curva, en el cual están la tendencia lineal, cuadrática y exponencial.

Métodos causales:

1. Regresión lineal dinámica, el cual pronostica una variable dependiente con base en

variables independientes.

2. Modelos de eventos: este método permite indicar en la serie de datos, cuándo ha

ocurrido un evento especial, eliminando su impacto en la evolución normal de la

serie de datos.

3. Puede pronosticar variables de un nivel jerárquico alto a partir de variables de un

nivel menor, por ejemplo pronosticar los clientes de un cantón, conociéndose la

serie de datos de clientes de sus distritos.


141

Una de las ventajas que tiene este software es la herramienta de selección experta, la cual

consiste en que evalúe los datos con todos los métodos y por medio de error determine cual

algoritmo dio el mínimo y despliegue los resultados obtenidos con éste.

La proyección se realizó a todos los distritos de los diferentes cantones que alimenta la

CNFL, los cuales son 19 cantones individuales completos y 4 cantones parcialmente porque

otros distritos son alimentados por otras empresas distribuidoras de energía eléctrica.

Incluso existen distritos que son alimentados por dos empresas. Desde el punto de vista de

distritos en total son 94 y la proyección de cada uno de ellos forma la proyección del

cantón. Se determinó realizar la proyección a partir de los distritos, porque está más

desagregada y por lo tanto se tiene menores errores en la misma.

A continuación se desglosan los cantones y sus respectivos distritos analizados, el código

que se indica se refiere a número de provincia, número de cantón y número del distrito:

Provincia de San José

1. Cantón San José

Distritos: Carmen (Código: 01-01-01)

Merced (Código: 01-01-02)

Hospital (Código: 01-01-03)

Catedral (Código: 01-01-04)

Zapote (Código: 01-01-05)

San Francisco de Dos Ríos (Código: 01-01-06)

La Uruca (Código: 01-01-07)

Mata Redonda (Código: 01-01-08)

Pavas (Código: 01-01-09)

Hatillo (Código: 01-01-10)

San Sebastián (Código: 01-01-11)


142

2. Cantón Escazú

Distritos: Escazú, Central (Código: 01-02-01)

San Antonio (Código: 01-02-02)

San Rafael (Código: 01-02-03)

3. Cantón Desamparados

Distritos: Desamparados, Central (Código: 01-03-01)

San Miguel (Código: 01-03-02)

San Juan de Dios (Código: 01-03-03)

San Antonio (Código: 01-03-05)

San Juan de Dios (Código: 01-03-06)

Patarrá (Código: 01-03-07)

Fátima (Código: 01-03-10)

San Rafael Abajo (Código: 01-03-11)

4. Cantón Aserrí

Distrito: Aserrí, Central (Código: 01-06-01)

5. Cantón de Mora

Distrito: Ciudad Colón (Código: 01-07-01)

6. Cantón Goicoechea

Distritos: Guadalupe (Código: 01-08-01)

San Francisco (Código: 01-08-02)

Calle Blancos (Código: 01-08-03)

Mata Plátano (Código: 01-08-04)

Ipís (Código: 01-08-05)

Rancho Redondo (Código: 01-08-06)


143

7. Cantón Santa Ana

Distritos: Santa Ana, Central (Código: 01-09-01)

Salitral (Código: 01-09-02)

Pozos (Código: 01-09-03)

Uruca, Río Oro (Código: 01-09-04)

Piedades (Código: 01-09-05)

Brasil (Código: 01-09-06)

8. Cantón Alajuelita

Distritos: Alajuelita, Central (Código: 01-10-01)

San Josecito (Código: 01-10-02)

Concepción (Código: 01-10-04)

San Felipe (Código: 01-10-05)

9. Cantón de Vásquez de Coronado

Distritos: San Isidro (Código: 01-11-01)


Jesús, Dulce Nombre (Código: 01-11-03)

Patalillo (Código: 01-11-04)

10. Cantón Tibás

Distritos: San Juan (Código: 01-13-01)

Cinco Esquinas (Código: 01-13-02)

Anselmo LLorente (Código: 01-13-03)

11. Cantón Moravia

Distritos: San Vicente (Código: 01-14-01)

San Jerónimo (Código: 01-14-02)

Trinidad (Código: 01-14-03)


144

12. Cantón Montes de Oca

Distritos: San Pedro (Código: 01-15-01)

Sabanilla (Código: 01-15-02)

Mercedes, Betania (Código: 01-15-03)


13. Cantón Curridabat

Distritos: Curridabat, Central (Código: 01-18-01)

Sánchez (Código: 01-18-02)

Granadilla (Código: 01-18-03)

Tirrases (Código: 01-18-04)

Provincia de Alajuela

1. Cantón Alajuela, Central

Distritos: Río Segundo (Código: 02-01-03)

Santiago Este y Oeste, La Guácima (Código: 02-01-05)


Provincia de Cartago

1. Cantón Cartago, Central

Distrito: Llano Grande (Código: 03-01-10)

2. Cantón La Unión

Distritos: Tres Ríos (Código: 03-03-01)

San Diego (Código: 03-03-02)

San Juan (Código: 03-03-03)


Concepción (Código: 03-03-05)

Dulce Nombre (Código: 03-03-06)

San Ramón (Código: 03-03-07)

Río Azul (Código: 03-03-08)


145

Provincia de Heredia

1. Cantón Heredia, Central

Distritos: San Francisco (Código: 04-01-03)

Ulloa, Barreal (Código: 04-01-04)

2. Cantón Barva

Distritos: Barva, Central (Código: 04-02-01)

San Pedro (Código: 04-02-02)

San Pablo (Código: 04-02-03)

San Roque (Código: 04-02-04)

San José de la Montaña (Código: 04-02-06)

3. Cantón Santo Domingo

Distritos: Santo Domingo, Central (Código: 04-03-01)

San Vicente (Código: 04-03-02)

San Miguel (Código: 04-03-03)

Pará, San Luis (Código: 04-03-04)

Santo Tomás (Código: 04-03-05)

Santa Rosa (Código: 04-03-06)

Tures, Los Ángeles (Código: 04-03-07)

Paracito (Código: 04-03-08)

4. Cantón Santa Bárbara

Distritos: Santa Bárbara, Central (Código: 04-04-01)

San Pedro (Código: 04-04-02)

San Juan (Código: 04-04-03)

Jesús (Código: 04-04-04)

Santo Domingo el Roble (Código: 04-04-05)

Puraba (Código: 04-04-06)


146

5. Cantón San Isidro

Distrito: San Josecito (Código: 01-06-02)

6. Cantón Belén

Distritos: San Antonio (Código: 04-07-01)

La Ribera (Código: 04-07-02)

Asunción (Código: 04-07-03)

7. Cantón Flores

Distritos: San Joaquín (Código: 04-08-01)

Barrantes (Código: 04-08-02)

Lorente (Código: 04-08-03)

En este capítulo, se presentan los resultados obtenidos para los distritos que conforman el

cantón de Belén, así como la proyección total del cantón, el cual es la sumatoria de las

proyecciones de cada uno de los distritos por sector. Esta misma información se ha

desarrollado para cada uno de los distritos y cantones indicados anteriormente, pero no se

presentan en este capítulo por efectos de espacio y solamente se presentarán resultados

finales. Todo el desarrollo de las proyecciones se encuentran en otro documento

denominado Proyecciones de Clientes y Energía por Sector de Consumo y Determinación

de la Demanda por Distrito, para el periodo 2006 – 2020.

Además, es importante indicar que el software Forecast Pro lee los datos y exporta todos

los resultados a archivos de Microsoft Excel. Estos deben tener un formato establecido para

su adecuada operación; por lo tanto, se debe tener especial cuidado con la posición de cada

celda, por ejemplo, en la posición A2 será el título del gráfico, en la A3 las unidades y en la

A4 el año donde iniciará el pronóstico. El formato se muestra en la siguiente figura:


147

Figura 4.1: Formato de exportación a Forecast Pro

Una vez que se tiene el documento preparado, se abre Forecast Pro y mediante el icono

Argumento, figura 4.2, se presenta una ventana de selección donde se debe buscar el

documento que se desea proyectar.

Figura 4.2: Barra con los íconos principales de comandos de Forecast Pro


148

Una vez seleccionado, se presenta la siguiente ventana de opciones:

Figura 4.3: Barra de íconos con otros comandos de Forecast Pro

En esta pantalla se deben seleccionar (con doble clic) todas las categorías en la columna de

la izquierda, pero en esta columna solo se debe seleccionar una categoría a la vez, la que se

va a proyectar en ese momento, tal como se muestra en la figura 4.3.

Una vez seleccionada, se corre el programa con el icono Pronóstico (ver figura 4.2), se

presenta la posibilidad de seleccionar el método que utilizará el programa para hacer esta

proyección, se recomienda siempre seleccionar el modo automático, este lo que hace es

seleccionar el método que mejor se ajuste a el comportamiento de los datos de entrada.

Además se recomienda guardar el reporte que arroja el programa en la ventana principal.

Mediante el ícono Gráfica (ver figura 4.2) se pueden observar los resultados graficados, así

como los intervalos de confianza en el mismo gráfico. Además, con el ícono Guardar

Pronóstico (ver figura 4.2) se puede guardar los resultados para esa serie en un documento


149

de Microsoft Excel. En la figura 4.4 se muestra el gráfico de un resultado de una

proyección utilizando el programa.

Figura 4.4: Formato de los gráficos de Forecast Pro

Es importante resaltar que las gráficas muestran la proyección (línea roja), el historial (línea

negra) y los límites de confianza superiores e inferiores (líneas azules). Los límites de

confianza indican una probabilidad del 95% de que el dato proyectado se encuentre entre el

límite superior e inferior, esto quiere decir que representan una banda del 2,5% hacia abajo

y hacia arriba (líneas azules). Estos se calculan tomando en cuenta la desviación de los

datos estimados por el modelo, respecto de los reales de la serie de tiempo (mediciones).

Entonces, entre más irregular sea una serie de tiempo, los límites de confianza serán muy

anchos, provocando gran incertidumbre para la proyección.

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESRES


150

Figura 4.5: Formato de los datos estadísticos de Forecast Pro

En la figura 4.5, se presenta la forma en que el software Forecast Pro presenta los

resultados estadísticos, luego de efectuada una proyección. En los resultados de cada una de

las proyecciones efectuadas a cada uno de los distritos y a cada uno de los sectores de

consumo y a los clientes, se obtuvo una gráfica, así como resultados estadísticos. En estos

resultados, se indica con claridad cuál fue el método escogido por el software para realizar

la proyección. En el caso escogido para este capítulo, para cada uno de los distritos, se

presentan los resultados completos de la proyección.


151

4.1. Resultados de las proyecciones de Energía del Cantón de Belén 4.1.1. Distrito San Antonio, Belén

Los resultados de las proyecciones tanto de clientes, como de energía del sector residencial,

general e industrial se presentan a continuación:

1. Tabla 4.1, con la base histórica de 1979 al 2005 y la proyección de clientes y

consumo de energía del 2006 al 2020 del sector residencial.

2. Gráfica 4.1, la proyección de los clientes del sector residencial y los resultados

estadísticos que emite el software Forecast Pro.

3. Gráfica 4.2, la proyección del consumo de energía del sector residencial y los

resultados estadísticos que emite el software Forecast Pro.


consumo de energía del 2006 al 2020 del sector general.

5. Gráfica 4.3, la proyección de los clientes del sector general y los resultados


6. Gráfica 4.4, la proyección del consumo de energía del sector general y los



consumo de energía del 2006 al 2020 del sector industrial.

8. Gráfica 4.5, la proyección de los clientes del sector industrial y los resultados


9. Gráfica 4.6, la proyección del consumo de energía del sector industrial y los



152

Tabla 4.1: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: San Antonio, Belén

Año NO. DE CLIENTES NO. DE CLIENTES NO. DE CLIENTES CONSUMO MWH CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH)

PROY. A PARTIR 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR PROY. A PARTIR 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR

1979 835 2.422,99 1980 874 2.515,21 1981 945 2.898,67 1982 1.069 3.315,98 1983 1.097 3.027,78 1984 1.118 3.584,82 1985 1.171 3.706,12 1986 1.190 4.092,73 1987 1.225 4.286,19 1988 1.374 4.528,22 1989 1.521 5.128,89 1990 1.679 5.575,19 1991 2.074 6.126,22 1992 2.130 6.402,53 1993 2.190 6.591,34 1994 2.239 7.366,27 1995 2.350 7.503,62 1996 2.462 7.640,97 1997 2.573 7.778,32 1998 2.657 8.111,79 1999 2.775 8.471,72 2000 2.906 9.080,75 2001 3.078 9.688,72 2002 3.102 9.770,82 2003 3.356 11.137,88 2004 3.472 10.629,30 2005 3.570 11.962,35 2006 3.766 3.575 3.957 11.994,76 11.461,69 12.527,83 2007 3.916 3.724 4.107 12.482,31 11.949,24 13.015,38 2008 4.068 3.877 4.259 12.979,10 12.446,03 13.512,17 2009 4.223 4.032 4.414 13.485,14 12.952,07 14.018,21 2010 4.381 4.190 4.572 14.000,42 13.467,35 14.533,49 2011 4.542 4.351 4.733 14.524,95 13.991,88 15.058,02 2012 4.705 4.514 4.896 15.058,72 14.525,65 15.591,79 2013 4.871 4.680 5.062 15.601,74 15.068,67 16.134,81 2014 5.040 4.849 5.231 16.154,00 15.620,93 16.687,07 2015 5.211 5.020 5.403 16.715,51 16.182,44 17.248,58 2016 5.386 5.195 5.577 17.286,26 16.753,19 17.819,33 2017 5.563 5.372 5.754 17.866,25 17.333,18 18.399,32 2018 5.742 5.551 5.933 18.455,49 17.922,42 18.988,56 2019 5.925 5.734 6.116 19.053,98 18.520,91 19.587,05 2020 6.110 5.919 6.301 19.661,71 19.128,64 20.194,78


153

Figura 4.6: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, San Antonio de Belén

Resultados estadísticos de la proyección de Clientes Residenciales de San Antonio, Belén Modelo de Pronóstico para CLIENTESRES

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia --------------------------------------------------------------------------------------------- a 752.7701 52.3590 14.3771 1.0000 b 74.8171 9.3249 8.0234 1.0000 c 1.3621 0.3465 3.9313 0.9994 Estadísticas de la Muestra --------------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 2038 Desviación Estándar 883.8 R-cuadrada 0.9874 R-cuadrada ajustada 0.9863 Durbin-Watson 0.6009 ** Ljung-Box(18)=55.53 P=1 Error de Pronóstico 103.4 BIC 117.1 MAPE 0.04908 RMSE 97.49 MAD 75.52

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESRES


154

Figura 4.7: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, San Antonio de Belén

Resultados estadísticos de la proyección de Consumo Residencial de San Antonio, Belén Modelo de Pronóstico para CONSUMORES

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------ a 2325.4560 146.0740 15.9197 1.0000 b 233.3185 26.0152 8.9685 1.0000 c 4.6224 0.9666 4.7820 0.9999 Estadísticas de la Muestra ------------------------------------------------------------------------------------------ Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 6420 Desviación Estándar 2831 R-cuadrada 0.9904 R-cuadrada ajustada 0.9896 Durbin-Watson 1.879 * Ljung-Box(18)=34.21 P=0.9881 Error de Pronóstico 288.5 BIC 326.6 MAPE 0.0366 RMSE 272 MAD 224.5

5000

10000

15000

20000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMORES


155

Tabla 4.2: Clientes y Energía Sector General - Distrito San Antonio, Belén



1979 114 1.646,64 1980 148 1.482,54 1981 149 2.199,42 1982 174 2.541,89 1983 179 2.725,28 1984 188 3.453,85 1985 217 3.043,37 1986 228 3.108,51 1987 225 3.349,05 1988 226 3.112,96 1989 239 3.661,40 1990 249 3.193,25 1991 252 4.166,01 1992 296 4.070,90 1993 305 4.105,73 1994 324 4.783,91 1995 358 5.108,18 1996 393 5.432,44 1997 427 5.756,71 1998 468 7.419,67 1999 471 8.584,46 2000 484 10.208,28 2001 519 12.863,43 2002 535 13.242,37 2003 641 14.719,31 2004 666 14.886,71 2005 685 15.907,59 2006 721 685 758 16.359,34 11.935,88 20.782,79 2007 762 726 798 16.899,45 9.756,13 24.042,78 2008 805 768 841 17.439,57 8.357,32 26.521,82 2009 848 812 885 17.979,69 7.305,08 28.654,30 2010 893 857 930 18.519,81 6.461,31 30.578,30 2011 940 904 976 19.059,92 5.760,77 32.359,08 2012 988 952 1.024 19.600,04 5.166,48 34.033,60 2013 1.037 1.001 1.074 20.140,16 4.655,08 35.625,24 2014 1.088 1.052 1.124 20.680,27 4.210,67 37.149,88 2015 1.140 1.104 1.177 21.220,39 3.821,89 38.618,90 2016 1.194 1.158 1.230 21.760,51 3.480,25 40.040,77 2017 1.249 1.213 1.285 22.300,63 3.179,22 41.422,03 2018 1.305 1.269 1.342 22.840,74 2.913,67 42.767,82 2019 1.363 1.327 1.399 23.380,86 2.679,45 44.082,27 2020 1.423 1.386 1.459 23.920,98 2.473,17 45.368,79


156

Figura 4.8: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, San Antonio de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Generales de San Antonio, Belén Modelo de Pronóstico para CLIENTESGEN

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------------ a 149.3890 9.9257 15.0507 1.0000 b 2.1489 1.7678 1.2156 0.7640 c 0.7050 0.0657 10.7326 1.0000 Estadísticas de la Muestra ------------------------------------------------------------------------------------------------ Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 339.2 Desviación Estándar 168.2 R-cuadrada 0.9875 R-cuadrada ajustada 0.9864 Durbin-Watson 1.135 Ljung-Box(18)=21.14 P=0.7278 Error de Pronóstico 19.6 BIC 22.19 MAPE 0.05463 RMSE 18.48 MAD 14.8

200

400

600

800

1000

1200

1400

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESGEN


157

Figura 4.9: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, San Antonio de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Consumo General de San Antonio, Belén Exploración experta de datos de la variable dependiente CONSUMOGen -------------------------------------------------------------------------------------------- Longitud 27 Mínima 1482.538 Máxima 15907.593 Media 6102.736 Desviación Estándar 4476.209 Descomposición Clásica (no estacional) Tendencia-ciclo: 97.53% Irregular: 2.47% Transformación de logaritmo recomendada para Box-Jenkins. Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie tiene tendencia y no es estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CONSUMOGen Suavización Exponencial Holt: Tendencia lineal, Sin Estacionalidad

1

2

3

4

X 10000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMOGEN


158

Límites de confianza proporcionales a nivel Peso de Valor Componente suavización Final ---------------------------------------------------------- Nivel 0.63404 15819 Tendencia 0.99987 540.12 Estadísticas de la Muestra ------------------------------------------------------------------------------------------ Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 2 Media 6103 Desviación Estándar 4476 R-cuadrada 0.9798 R-cuadrada ajustada 0.979 Durbin-Watson 2.227 Ljung-Box(18)=21.56 P=0.7478 Error de Pronóstico 648.5 BIC 705 MAPE 0.1005 RMSE 624 MAD 489.9


159

Tabla 4.3: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito San Antonio, Belén



1979 20 498,40 1980 20 620,91 1981 15 328,03 1982 13 264,21 1983 12 637,76 1984 12 617,50 1985 13 1.344,28 1986 13 1.365,17 1987 20 1.544,49 1988 23 2.082,97 1989 23 2.125,30 1990 26 2.214,07 1991 33 20.706,84 1992 36 19.937,12 1993 41 39.622,25 1994 43 50.590,33 1995 43 57.308,47 1996 44 64.026,61 1997 44 70.744,76 1998 45 79.991,85 1999 45 147.501,17 2000 45 88.171,76 2001 48 85.074,80 2002 48 85.376,51 2003 45 92.032,88 2004 41 94.250,93 2005 40 111.237,31 2006 40 34 46 99.309,74 75.479,90 123.139,59 2007 40 32 48 99.373,73 75.543,89 123.203,58 2008 40 30 50 99.410,63 75.580,79 123.240,48 2009 40 28 52 99.431,90 75.602,06 123.261,74 2010 40 27 53 99.444,16 75.614,31 123.274,00 2011 40 25 55 99.451,22 75.621,38 123.281,06 2012 40 24 56 99.455,29 75.625,45 123.285,13 2013 40 23 57 99.457,63 75.627,79 123.287,48 2014 40 22 58 99.458,98 75.629,14 123.288,83 2015 40 21 59 99.459,77 75.629,92 123.289,61 2016 40 20 60 99.460,21 75.630,37 123.290,06 2017 40 19 61 99.460,47 75.630,63 123.290,31 2018 40 18 62 99.460,62 75.630,77 123.290,46 2019 40 18 62 99.460,70 75.630,86 123.290,55 2020 40 17 63 99.460,75 75.630,91 123.290,59


160

Figura 4.10: Gráfica de Proyección, Sector Industrial, San Antonio de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Industriales de San Antonio, Belén Exploración experta de datos de la variable dependiente CLIENTESIND ---------------------------------------------------------------------------------------- Longitud 27 Mínima 12.000 Máxima 48.000 Media 31.519 Desviación Estándar 13.525 Descomposición Clásica (no estacional) Tendencia-ciclo: 97.03% Irregular: 2.97% Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie es estacionaria y no estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CLIENTESIND Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad

20

30

40

50

60

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESIND


161

Peso de Valor Componente suavización Final --------------------------------------------------------- Nivel 1.00000 40.000 Estadísticas de la Muestra ---------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 1 Media 31.52 Desviación Estándar 13.53 R-cuadrada 0.9535 R-cuadrada ajustada 0.9535 Durbin-Watson 0.9362 * Ljung-Box(18)=32.64 P=0.9816 Error de Pronóstico 2.918 BIC 3.043 MAPE 0.07422 RMSE 2.863 MAD 1.926

Figura 4.11: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, San Antonio de Belén

2

4

6

8

10

12

14

X 10000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMOIND


162

Resultados estadísticos de la proyección Consumo Industrial de San Antonio, Belén Modelo de Pronóstico para CONSUMOInd

Crecimiento de la curva: ))((1 cxbeay −−+

=

Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------ a 99460.8196 5565.2598 17.8717 1.0000 b 0.5515 0.1286 4.2872 0.9997 c 15.2358 0.5044 30.2037 1.0000 Estadísticas de la Muestra ------------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 4.149e+004 Desviación Estándar 4.432e+004 R-cuadrada 0.9218 R-cuadrada ajustada 0.9153 Durbin-Watson 2.159 Ljung-Box(18)=9.986 P=0.06765 Error de Pronóstico 1.29e+004 BIC 1.46e+004 MAPE 0.456 RMSE 1.216e+004 MAD 6440

A continuación se presenta la tabla con la sumatoria total de clientes y energía para el

distrito San Antonio del cantón de Belén:


163

Tabla 4.4: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: San Antonio, Belén



1979 969 4.568,02 1980 1.042 4.618,66 1981 1.109 5.426,12 1982 1.256 6.122,08 1983 1.288 6.390,82 1984 1.318 7.656,17 1985 1.401 8.093,77 1986 1.431 8.566,41 1987 1.470 9.179,72 1988 1.623 9.724,16 1989 1.783 10.915,60 1990 1.954 10.982,51 1991 2.359 30.999,08 1992 2.462 30.410,56 1993 2.536 50.319,32 1994 2.606 62.740,52 1995 2.752 69.920,27 1996 2.898 77.100,03 1997 3.044 84.279,79 1998 3.170 95.523,31 1999 3.291 164.557,34 2000 3.435 107.460,78 2001 3.645 107.626,95 2002 3.685 108.389,70 2003 4.042 117.890,07 2004 4.179 119.766,94 2005 4.295 139.107,25 2006 4.527 4.294 4.760 127.663,84 98.877,46 156.450,21 2007 4.718 4.482 4.954 128.755,50 97.249,26 160.261,73 2008 4.913 4.675 5.150 129.829,31 96.384,14 163.274,47 2009 5.111 4.872 5.351 130.896,73 95.859,20 165.934,25 2010 5.315 5.074 5.555 131.964,38 95.542,97 168.385,80 2011 5.522 5.280 5.764 133.036,09 95.374,02 170.698,16 2012 5.733 5.490 5.976 134.114,05 95.317,58 172.910,52 2013 5.949 5.704 6.193 135.199,53 95.351,53 175.047,53 2014 6.168 5.923 6.413 136.293,26 95.460,74 177.125,77 2015 6.392 6.146 6.638 137.395,66 95.634,24 179.157,08 2016 6.620 6.373 6.867 138.506,98 95.863,80 181.150,16 2017 6.852 6.604 7.100 139.627,35 96.143,03 183.111,67 2018 7.088 6.839 7.337 140.756,86 96.466,87 185.046,84 2019 7.328 7.078 7.578 141.895,54 96.831,22 186.959,87 2020 7.572 7.322 7.823 143.043,44 97.232,72 188.854,16


164

4.1.2. Distrito La Ribera, Belén

Los resultados de las proyecciones, tanto de clientes como de energía del sector residencial,

general e industrial, se presentan a continuación y la forma de presentarlo es la siguiente:




















165

Tabla 4.5: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: La Ribera, Belén

Año NO. DE CLIENTES NO. DE CLIENTES NO. DE CLIENTES CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH)


1979 587 1.557,57 1980 633 1.441,10 1981 716 1.623,66 1982 645 1.639,62 1983 671 1.653,49 1984 690 1.928,27 1985 733 2.099,51 1986 754 2.312,97 1987 802 2.368,67 1988 825 2.419,67 1989 873 2.471,39 1990 908 2.519,40 1991 767 2.390,39 1992 782 2.461,16 1993 802 2.513,76 1994 828 2.695,33 1995 875 2.802,83 1996 921 2.910,34 1997 968 3.017,84 1998 1.020 3.271,33 1999 1.072 3.466,64 2000 1.138 3.493,46 2001 1.214 4.044,43 2002 1.225 4.097,03 2003 1.312 4.668,37 2004 1.365 4.384,11 2005 1.430 4.969,47 2006 1.453 1.347 1.558 4.936,06 4.563,17 5.308,96 2007 1.513 1.408 1.619 5.160,19 4.787,30 5.533,08 2008 1.576 1.471 1.682 5.391,62 5.018,73 5.764,51 2009 1.642 1.536 1.747 5.630,35 5.257,45 6.003,24 2010 1.709 1.604 1.815 5.876,37 5.503,48 6.249,27 2011 1.779 1.673 1.885 6.129,70 5.756,80 6.502,59 2012 1.851 1.745 1.957 6.390,32 6.017,43 6.763,21 2013 1.925 1.820 2.031 6.658,24 6.285,35 7.031,13 2014 2.002 1.896 2.107 6.933,46 6.560,57 7.306,35 2015 2.081 1.975 2.186 7.215,98 6.843,09 7.588,87 2016 2.162 2.056 2.267 7.505,80 7.132,91 7.878,69 2017 2.245 2.139 2.351 7.802,91 7.430,02 8.175,81 2018 2.331 2.225 2.436 8.107,33 7.734,44 8.480,22 2019 2.419 2.313 2.524 8.419,04 8.046,15 8.791,94 2020 2.509 2.403 2.614 8.738,05 8.365,16 9.110,95


166

Figura 4.12: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, La Ribera de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Residenciales de La Ribera, Belén Modelo de Pronóstico para CLIENTESRES

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------- a 669.9940 28.9431 23.1487 1.0000 b -1.5858 5.1547 -0.3076 0.2390 c 1.1325 0.1915 5.9131 1.0000 Estadísticas de la Muestra ----------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 909.5 Desviación Estándar 236.3 R-cuadrada 0.946 R-cuadrada ajustada 0.9415 Durbin-Watson 0.6417 ** Ljung-Box(18)=64.21 P=1 Error de Pronóstico 57.16 BIC 64.72 MAPE 0.0546 RMSE 53.89 MAD 45.38

1000

1500

2000

2500

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESRES


167

Figura 4.13: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, La Ribera de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Consumo Residencial de La Ribera, Belén Modelo de Pronóstico para CONSUMORes

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------ a 1643.4391 102.1808 16.0836 1.0000 b 23.4175 18.1983 1.2868 0.7896 c 3.6493 0.6762 5.3970 1.0000 Estadísticas de la Muestra ----------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 2786 Desviación Estándar 979.7 R-cuadrada 0.9608 R-cuadrada ajustada 0.9576 Durbin-Watson 0.9271 ** Ljung-Box(18)=79.89 P=1 Error de Pronóstico 201.8 BIC 228.5 MAPE 0.06642 RMSE 190.3 MAD 170.2

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMORES


168

Tabla 4.6: Clientes y Energía Sector General - Distrito: La Ribera, Belén



1979 61 1.728,88 1980 76 2.062,60 1981 72 2.201,94 1982 85 2.177,36 1983 85 2.098,70 1984 83 2.216,88 1985 88 2.205,02 1986 90 2.248,99 1987 96 2.253,42 1988 99 2.218,72 1989 97 2.160,24 1990 95 2.216,06 1991 88 2.181,15 1992 91 2.038,23 1993 95 2.019,99 1994 99 2.309,23 1995 103 2.497,26 1996 106 2.685,29 1997 109 2.873,31 1998 114 3.435,02 1999 126 4.040,10 2000 128 4.334,61 2001 126 4.020,45 2002 128 4.000,79 2003 142 4.541,22 2004 181 4.753,76 2005 193 6.449,27 2006 206 187 225 7.080,84 5.912,90 8.248,78 2007 219 189 249 7.712,40 5.817,76 9.607,05 2008 232 194 270 8.343,97 5.932,48 10.755,46 2009 245 200 290 8.975,53 6.139,89 11.811,18 2010 258 207 308 9.607,10 6.402,97 12.811,23 2011 271 215 326 10.238,66 6.704,26 13.773,07 2012 284 223 344 10.870,23 7.033,87 14.706,59 2013 296 231 361 11.501,80 7.385,58 15.618,01 2014 309 240 378 12.133,36 7.755,14 16.511,58 2015 322 249 395 12.764,93 8.139,52 17.390,33 2016 335 259 412 13.396,49 8.536,45 18.256,53 2017 348 268 428 14.028,06 8.944,20 19.111,91 2018 361 278 445 14.659,62 9.361,40 19.957,85 2019 374 287 461 15.291,19 9.786,94 20.795,44 2020 387 297 477 15.922,75 10.219,92 21.625,59


169

Figura 4.14: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, La Ribera de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Generales de La Ribera, Belén Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie tiene tendencia y no es estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CLIENTESGEN Suavización Exponencial Holt: Tendencia lineal, Sin Estacionalidad Peso de Valor Componente suavización Final -------------------------------------------------------------- Nivel 0.99999 193.00 Tendencia 0.23345 12.933 Estadísticas de la Muestra -------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 2 Media 105.8 Desviación Estándar 30.05 R-cuadrada 0.915 R-cuadrada ajustada 0.9116 Durbin-Watson 1.872 Ljung-Box(18)=12.12 P=0.1589 Error de Pronóstico 8.934 BIC 9.713 MAPE 0.05547 RMSE 8.597 MAD 5.767

100

200

300

400

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESGEN


170

Figura 4.15: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, La Ribera de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Consumo Generales de La Ribera, Belén Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie tiene tendencia y no es estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CONSUMOGen Suavización Exponencial Holt: Tendencia lineal, Sin Estacionalidad Límites de confianza proporcionales a nivel Peso de Valor Componente suavización Final ---------------------------------------------------------------------- Nivel 1.00000 6449.3 Tendencia 0.27733 631.57 Estadísticas de la Muestra ----------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 2 Media 2888 Desviación Estándar 1151 R-cuadrada 0.9001 R-cuadrada ajustada 0.8961 Durbin-Watson 1.213 Ljung-Box(18)=5.728 P=0.002821 Error de Pronóstico 370.9 BIC 403.3 MAPE 0.06126 RMSE 356.9 MAD 205.4

5000

10000

15000

20000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMOGEN


171

Tabla 4.7: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: La Ribera, Belén



1979 25 1.664,28 1980 26 2.227,98 1981 23 1.400,08 1982 20 1.834,45 1983 21 2.585,93 1984 20 2.975,64 1985 17 2.679,47 1986 16 3.204,27 1987 28 3.055,31 1988 26 3.073,48 1989 25 3.188,21 1990 26 3.432,55 1991 26 3.038,50 1992 29 3.226,22 1993 30 2.692,10 1994 29 2.571,31 1995 30 2.419,83 1996 32 2.268,35 1997 33 2.116,87 1998 33 2.387,92 1999 29 2.242,44 2000 26 2.076,45 2001 23 2.240,73 2002 23 2.237,34 2003 24 2.323,89 2004 18 2.090,61 2005 16 2.072,37 2006 16 9 23 2.088,62 1.400,39 2.776,85 2007 16 7 25 2.088,62 1.223,15 2.954,10 2008 16 5 27 2.088,62 1.076,48 3.100,77 2009 16 3 29 2.088,62 948,52 3.228,72 2010 16 1 31 2.088,62 833,55 3.343,70 2011 16 0 32 2.088,62 728,25 3.448,99 2012 16 0 34 2.088,62 630,55 3.546,70 2013 16 0 35 2.088,62 538,98 3.638,26 2014 16 0 36 2.088,62 452,54 3.724,71 2015 16 0 37 2.088,62 370,44 3.806,81 2016 16 0 38 2.088,62 292,09 3.885,16 2017 16 0 39 2.088,62 217,01 3.960,24 2018 16 0 40 2.088,62 144,83 4.032,42 2019 16 0 41 2.088,62 75,24 4.102,01 2020 16 0 42 2.088,62 7,97 4.169,27


172

Figura 4.16: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, La Ribera de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Industriales de La Ribera, Belén Exploración experta de datos de la variable dependiente CLIENTESIND -------------------------------------------------------------------------------------------- Longitud 27 Mínima 16.000 Máxima 33.000 Media 24.963 Desviación Estándar 4.969 Descomposición Clásica (no estacional) Tendencia-ciclo: 68.53% Irregular: 31.47% Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie tiene tendencia y no es estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CLIENTESIND Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad Peso de Valor Componente suavización Final ------------------------------------------------------------ Nivel 1.00000 16.000 Estadísticas de la Muestra -------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 1

0

10

20

30

40

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESIND


173

Media 24.96 Desviación Estándar 4.969 R-cuadrada 0.5757 R-cuadrada ajustada 0.5757 Durbin-Watson 1.954 Ljung-Box(18)=12.99 P=0.2079 Error de Pronóstico 3.236 BIC 3.376 MAPE 0.08966 RMSE 3.176 MAD 2.111

Figura 4.17: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, La Ribera de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Consumo Industrial de La Ribera, Belén Exploración experta de datos de la variable dependiente CONSUMOInd ----------------------------------------------------------------------------------------------- Longitud 27 Mínima 1400.076 Máxima 3432.553 Media 2493.577 Desviación Estándar 519.196 Descomposición Clásica (no estacional) Tendencia-ciclo: 77.81% Irregular: 22.19% Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie tiene tendencia y no es estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CONSUMOInd Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad

1000

2000

3000

4000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMOIND


174

Peso de Valor Componente suavización Final ---------------------------------------------------------------- Nivel 0.76250 2088.6 Estadísticas de la Muestra -------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 1 Media 2494 Desviación Estándar 519.2 R-cuadrada 0.5796 R-cuadrada ajustada 0.5796 Durbin-Watson 2.044 Ljung-Box(18)=14.4 P=0.2973 Error de Pronóstico 336.6 BIC 351.1 MAPE 0.1095 RMSE 330.4 MAD 255.5

A continuación se presenta la tabla con la sumatoria total de clientes y energía para el

distrito La Ribera del cantón de Belén:


175

Tabla 4.8: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: La Ribera, Belén



1979 673 4.950,73 1980 735 5.731,68 1981 811 5.225,68 1982 750 5.651,43 1983 777 6.338,12 1984 793 7.120,79 1985 838 6.983,99 1986 860 7.766,24 1987 926 7.677,40 1988 950 7.711,87 1989 995 7.819,83 1990 1.029 8.168,02 1991 881 7.610,05 1992 902 7.725,61 1993 927 7.225,85 1994 956 7.575,87 1995 1.008 7.719,92 1996 1.059 7.863,97 1997 1.110 8.008,03 1998 1.167 9.094,27 1999 1.227 9.749,18 2000 1.292 9.904,53 2001 1.363 10.305,61 2002 1.376 10.335,16 2003 1.478 11.533,48 2004 1.564 11.228,49 2005 1.639 13.491,11 2006 1.675 1.543 1.806 14.105,52 11.876,46 16.334,59 2007 1.748 1.603 1.894 14.961,22 11.828,20 18.094,23 2008 1.824 1.669 1.980 15.824,21 12.027,69 19.620,74 2009 1.902 1.739 2.066 16.694,50 12.345,87 21.043,14 2010 1.983 1.812 2.154 17.572,10 12.740,00 22.404,20 2011 2.066 1.888 2.243 18.456,99 13.189,31 23.724,66 2012 2.151 1.968 2.334 19.349,17 13.681,85 25.016,50 2013 2.238 2.051 2.427 20.248,66 14.209,91 26.287,41 2014 2.327 2.137 2.522 21.155,45 14.768,25 27.542,64 2015 2.419 2.224 2.619 22.069,53 15.353,04 28.786,02 2016 2.513 2.315 2.717 22.990,91 15.961,44 30.020,39 2017 2.609 2.407 2.818 23.919,60 16.591,23 31.247,96 2018 2.708 2.503 2.921 24.855,58 17.240,67 32.470,48 2019 2.809 2.600 3.026 25.798,85 17.908,33 33.689,38 2020 2.912 2.700 3.133 26.749,43 18.593,05 34.905,81


176

4.1.3. Distrito Asunción de Belén

Los resultados de las proyecciones, tanto de clientes como de energía del sector residencial,

general e industrial se presentan a continuación y la forma de presentarlo es la siguiente:




















177

Tabla 4.9: Clientes y Energía Sector Residencial - Distrito: Asunción, Belén



1979 299 1.546,09 1980 349 2.022,84 1981 410 2.108,95 1982 402 1.911,19 1983 435 1.982,69 1984 448 2.359,11 1985 477 2.610,88 1986 490 2.774,22 1987 527 2.943,98 1988 553 3.204,49 1989 597 3.395,25 1990 634 3.544,00 1991 705 3.567,45 1992 732 3.775,22 1993 788 4.867,66 1994 823 4.724,32 1995 884 4.798,07 1996 944 4.871,83 1997 1.005 4.945,58 1998 1.058 5.424,29 1999 1.116 5.935,65 2000 1.200 6.562,13 2001 1.259 6.991,25 2002 1.278 7.027,79 2003 1.436 8.175,86 2004 1.483 7.939,06 2005 1.520 9.004,92 2006 1.582 1.489 1.676 9.075,76 8.571,22 9.580,30 2007 1.593 1.500 1.687 9.553,07 9.048,53 10.057,61 2008 1.603 1.509 1.696 10.045,26 9.540,72 10.549,80 2009 1.611 1.517 1.704 10.552,34 10.047,80 11.056,88 2010 1.618 1.524 1.711 11.074,31 10.569,77 11.578,85 2011 1.624 1.530 1.718 11.611,16 11.106,62 12.115,70 2012 1.629 1.536 1.723 12.162,90 11.658,36 12.667,44 2013 1.634 1.540 1.727 12.729,52 12.224,98 13.234,06 2014 1.638 1.544 1.731 13.311,03 12.806,49 13.815,57 2015 1.641 1.548 1.735 13.907,42 13.402,88 14.411,96 2016 1.644 1.551 1.738 14.518,70 14.014,16 15.023,24 2017 1.647 1.553 1.740 15.144,87 14.640,33 15.649,41 2018 1.649 1.556 1.743 15.785,92 15.281,38 16.290,46 2019 1.651 1.558 1.745 16.441,86 15.937,32 16.946,40 2020 1.653 1.559 1.746 17.112,68 16.608,14 17.617,22


178

Figura 4.18: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Residencial, Asunción de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Residenciales de Asunción, Belén Modelo de Pronóstico para CLIENTESRES

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------ a 336.9710 10.0425 33.5546 1.0000 b 14.8525 1.7885 8.3044 1.0000 c 1.2160 0.0665 18.2986 1.0000 Estadísticas de la Muestra -------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 809.3 Desviación Estándar 375.4 R-cuadrada 0.9974 R-cuadrada ajustada 0.9972 Durbin-Watson 1.997 Ljung-Box(18)=11.96 P=0.1508 Error de Pronóstico 19.83 BIC 22.46 MAPE 0.02222 RMSE 18.7 MAD 13.97

500

1000

1500

2000

2500

3000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESRES


179

Figura 4.19: Gráfica de Proyección Energía, Sector Residencial, Asunción de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Consumo Residencial de Asunción, Belén Modelo de Pronóstico para CONSUMORes

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------- a 1815.1858 138.2557 13.1292 1.0000 b 67.9539 24.6226 2.7598 0.9891 c 7.4428 0.9149 8.1353 1.0000 Estadísticas de la Muestra ------------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 4408 Desviación Estándar 2132 R-cuadrada 0.9849 R-cuadrada ajustada 0.9836 Durbin-Watson 1.689 Ljung-Box(18)=10.19 P=0.0743 Error de Pronóstico 273 BIC 309.1 MAPE 0.05437 RMSE 257.4 MAD 210.8

5000

10000

15000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMORES


180

Tabla 4.10: Clientes y Energía Sector General - Distrito: Asunción, Belén



1979 71 2.767,82 1980 75 2.996,03 1981 67 2.329,09 1982 62 2.284,69 1983 62 2.647,74 1984 68 2.901,93 1985 70 2.950,74 1986 76 2.908,60 1987 67 3.281,72 1988 64 3.206,07 1989 68 3.172,43 1990 70 3.466,63 1991 87 3.788,62 1992 95 3.853,09 1993 90 3.927,82 1994 96 4.234,66 1995 107 4.285,36 1996 117 4.336,06 1997 128 4.386,76 1998 133 4.577,55 1999 128 4.768,33 2000 137 4.831,93 2001 155 4.895,53 2002 158 4.959,12 2003 175 5.149,91 2004 189 5.326,37 2005 198 6.443,56 2006 210 200 221 5.997,81 5.541,46 6.454,15 2007 223 213 234 6.199,54 5.743,20 6.655,88 2008 237 227 247 6.406,47 5.950,13 6.862,81 2009 251 241 262 6.618,60 6.162,25 7.074,94 2010 266 255 276 6.835,92 6.379,58 7.292,26 2011 281 271 291 7.058,44 6.602,10 7.514,79 2012 297 287 307 7.286,16 6.829,82 7.742,51 2013 313 303 324 7.519,08 7.062,74 7.975,42 2014 330 320 341 7.757,20 7.300,85 8.213,54 2015 348 337 358 8.000,51 7.544,17 8.456,85 2016 366 355 376 8.249,02 7.792,68 8.705,36 2017 384 374 395 8.502,73 8.046,39 8.959,07 2018 404 393 414 8.761,64 8.305,29 9.217,98 2019 423 413 434 9.025,74 8.569,40 9.482,08 2020 444 433 454 9.295,04 8.838,70 9.751,38


181

Figura 4.20: Gráfica de Proyección Clientes, Sector General, Asunción de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Generales de Asunción, Belén Modelo de Pronóstico para CLIENTESGEN

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia ------------------------------------------------------------------------------------------- a 71.1066 2.8479 24.9679 1.0000 b -2.4029 0.5072 -4.7375 0.9999 c 0.2802 0.0188 14.8655 1.0000 Estadísticas de la Muestra -------------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 104.2 Desviación Estándar 42.06 R-cuadrada 0.9835 R-cuadrada ajustada 0.9821 Durbin-Watson 1.311 ** Ljung-Box(18)=39.75 P=0.9977 Error de Pronóstico 5.624 BIC 6.368 MAPE 0.04979 RMSE 5.303 MAD 4.449

100

150

200

250

300

350

400

450

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESGEN


182

Figura 4.21: Gráfica de Proyección Energía, Sector General, Asunción de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Consumo General de Asunción, Belén Modelo de Pronóstico para CONSUMOGen

Curva Cuadrática: 2** xcxbay ++= Términos Coeficiente Error Std. Estadística-t Significancia --------------------------------------------------------------------------------------------- a 2515.7450 125.0488 20.1181 1.0000 b 58.7971 22.2710 2.6401 0.9857 c 2.5988 0.8275 3.1405 0.9956 Estadísticas de la Muestra --------------------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 3 Media 3877 Desviación Estándar 1041 R-cuadrada 0.948 R-cuadrada ajustada 0.9437 Durbin-Watson 1.277 Ljung-Box(18)=14.8 P=0.3246 Error de Pronóstico 247 BIC 279.6 MAPE 0.04956 RMSE 232.8 MAD 178.2

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMOGEN


183

Tabla 4.11: Clientes y Energía Sector Industrial - Distrito: Asunción, Belén



1979 9 28.505,45 1980 9 30.382,56 1981 9 30.376,28 1982 8 24.533,85 1983 6 28.743,29 1984 4 24.105,57 1985 3 20.834,72 1986 11 32.162,76 1987 23 39.772,43 1988 25 42.642,54 1989 25 44.287,57 1990 22 47.453,37 1991 24 43.826,86 1992 30 48.765,31 1993 31 46.988,83 1994 32 70.725,57 1995 32 67.637,57 1996 31 64.549,56 1997 31 61.461,56 1998 26 64.083,95 1999 26 65.832,21 2000 26 66.706,34 2001 26 69.328,72 2002 26 71.076,98 2003 27 71.951,11 2004 23 73.087,75 2005 23 85.363,65 2006 23 16 30 84.669,36 71.387,76 97.950,96 2007 23 13 33 84.669,36 66.406,98 102.931,74 2008 23 11 35 84.669,36 62.519,22 106.819,50 2009 23 9 37 84.669,36 59.218,57 110.120,15 2010 23 7 39 84.669,36 56.299,37 113.039,35 2011 23 6 40 84.669,36 53.653,72 115.685,01 2012 23 4 42 84.669,36 51.216,65 118.122,07 2013 23 3 43 84.669,36 48.945,45 120.393,27 2014 23 2 44 84.669,36 46.810,25 122.528,46 2015 23 0 46 84.669,36 44.789,22 124.549,50 2016 23 0 47 84.669,36 42.865,78 126.472,95 2017 23 0 48 84.669,36 41.027,02 128.311,70 2018 23 0 49 84.669,36 39.262,67 130.076,05 2019 23 0 50 84.669,36 37.564,36 131.774,36 2020 23 0 51 84.669,36 35.925,18 133.413,53


184

Figura 4.22: Gráfica de Proyección Clientes, Sector Industrial, Asunción de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Clientes Industriales de Asunción, Belén Tendencia-ciclo: 87.75% Irregular: 12.25% Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie tiene tendencia y no es estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CLIENTESIND Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad Peso de Valor Componente suavización Final ---------------------------------------------------------- Nivel 1.00000 23.000 Estadísticas de la Muestra -------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 1 Media 21.04 Desviación Estándar 9.561 R-cuadrada 0.8673 R-cuadrada ajustada 0.8673 Durbin-Watson 1.172 Ljung-Box(18)=17.47 P=0.5089 Error de Pronóstico 3.483 BIC 3.633 MAPE 0.1311 RMSE 3.417 MAD 1.926

0

10

20

30

40

50

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CLIENTESIND


185

Figura 4.23: Gráfica de Proyección Energía, Sector Industrial, Asunción de Belén

Resultados estadísticos de la proyección Consumo Industrial de Asunción, Belén Tendencia-ciclo: 94.78% Irregular: 5.22% Las series son muy cortas para considerar Box-Jenkins. La serie tiene tendencia y no es estacional. Modelo Recomendado: Suavización Exponencial Modelo de Pronóstico para CONSUMOInd Suavización Exponencial Simple: Sin Tendencia, Sin Estacionalidad Peso de Valor Componente suavización Final ------------------------------------------------------------------- Nivel 0.94375 84669. Estadísticas de la Muestra ------------------------------------------------------------------------------- Tamaño de la muestra 27 Número de parámetros 1 Media 5.056e+004 Desviación Estándar 1.892e+004 R-cuadrada 0.8821 R-cuadrada ajustada 0.8821 Durbin-Watson 1.87 Ljung-Box(18)=16.38 P=0.4343 Error de Pronóstico 6497 BIC 6776 MAPE 0.09361 RMSE 6375 MAD 4203

Finalmente se obtiene la sumatoria total de clientes y energía para el distrito Asunción, la

cual se muestra en la tabla 4.12.

4

6

8

10

12

X 10000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Leyenda

CONSUMOIND


186

Tabla 4.12: Totalidad de Clientes y Energía - Distrito: Asunción, Belén



1981 486,00 34.814,32 1982 472,00 28.729,73 1983 503,00 33.373,72 1984 520,00 29.366,61 1985 550,00 26.396,34 1986 577,00 37.845,58 1987 617,00 45.998,13 1988 642,00 49.053,10 1989 690,00 50.855,24 1990 726,00 54.464,00 1991 816,00 51.182,93 1992 857,00 56.393,62 1993 909,00 55.784,31 1994 951,34 79.684,55 1995 1.022,23 76.721,00 1996 1.093,11 73.757,45 1997 1.164,00 70.793,91 1998 1.217,00 74.085,79 1999 1.270,00 76.536,19 2000 1.363,00 78.100,40 2001 1.440,00 81.215,50 2002 1.462,00 83.063,90 2003 1.638,00 85.276,88 2004 1.695,00 86.353,18 2005 1.741,00 100.812,13 2006 1.815,65 1.704,61 1.926,70 99.742,92 85.500,44 113.985,41 2007 1.839,52 1.725,53 1.953,51 100.421,96 81.198,70 119.645,23 2008 1.862,53 1.746,28 1.978,79 101.121,09 78.010,07 124.232,11 2009 1.884,87 1.766,71 2.003,03 101.840,30 75.428,63 128.251,97 2010 1.906,68 1.786,84 2.026,52 102.579,59 73.248,71 131.910,46 2011 1.928,10 1.806,74 2.049,46 103.338,96 71.362,44 135.315,49 2012 1.949,25 1.826,49 2.072,01 104.118,42 69.704,82 138.532,01 2013 1.970,23 1.846,17 2.094,29 104.917,96 68.233,16 141.602,76 2014 1.991,15 1.865,87 2.116,43 105.737,58 66.917,60 144.557,57 2015 2.012,08 1.885,65 2.138,52 106.577,29 65.736,27 147.418,32 2016 2.033,10 1.906,18 2.160,64 107.437,08 64.672,62 150.201,55 2017 2.054,27 1.927,35 2.182,85 108.316,96 63.713,74 152.920,18 2018 2.075,65 1.948,72 2.205,24 109.216,91 62.849,34 155.584,49 2019 2.097,28 1.970,35 2.227,84 110.136,95 62.071,07 158.202,84 2020 2.119,20 1.992,28 2.250,70 111.077,08 61.372,02 160.782,13


187

4.2 Resultados totales de las proyecciones de energía, Cantón Belén

En la Tabla 4.13, se presenta los resultados del sector residencial del cantón de Belén

Tabla 4.13: Energía y Clientes Totales del Sector Residencial, Cantón Belén



1980 1.856 5.979,15 1981 2.071 6.631,28 1982 2.116 6.866,79 1983 2.203 6.663,96 1984 2.256 7.872,19 1985 2.381 8.416,51 1986 2.434 9.179,92 1987 2.554 9.598,83 1988 2.752 10.152,38 1989 2.991 10.995,53 1990 3.221 11.638,58 1991 3.546 12.084,06 1992 3.644 12.638,92 1993 3.780 13.972,76 1994 3.890 14.785,91 1995 4.109 15.104,52 1996 4.327 15.423,13 1997 4.546 15.741,74 1998 4.735 16.807,41 1999 4.963 17.874,01 2000 5.244 19.136,35 2001 5.551 20.724,40 2002 5.605 20.895,65 2003 6.104 23.982,11 2004 6.320 22.952,48 2005 6.520 25.936,73 2006 6.801 6.411 7.191 26.006,58 24.596,07 27.417,08 2007 7.022 6.632 7.412 27.195,57 25.785,06 28.606,07 2008 7.247 6.857 7.637 28.415,98 27.005,48 29.826,49 2009 7.476 7.085 7.866 29.667,83 28.257,32 31.078,33 2010 7.708 7.318 8.098 30.951,10 29.540,60 32.361,61 2011 7.945 7.554 8.335 32.265,81 30.855,30 33.676,31 2012 8.185 7.795 8.576 33.611,94 32.201,43 35.022,44 2013 8.430 8.040 8.821 34.989,50 33.579,00 36.400,01 2014 8.680 8.290 9.070 36.398,49 34.987,99 37.808,99 2015 8.934 8.543 9.324 37.838,91 36.428,41 39.249,41 2016 9.192 8.802 9.582 39.310,76 37.900,26 40.721,26 2017 9.455 9.064 9.845 40.814,04 39.403,53 42.224,54 2018 9.722 9.332 10.112 42.348,74 40.938,24 43.759,25 2019 9.994 9.604 10.385 43.914,88 42.504,37 45.325,38 2020 10.271 9.881 10.662 45.512,44 44.101,94 46.922,94


188

En la Tabla 4.14, se presenta los resultados del sector general del cantón de Belén

Tabla 4.14: Energía y Clientes Totales del Sector General, Cantón Belén



1979 246 6.143,34 1980 299 6.541,17 1981 288 6.730,45 1982 321 7.003,93 1983 326 7.471,72 1984 339 8.572,67 1985 375 8.199,13 1986 394 8.266,10 1987 388 8.884,20 1988 389 8.537,75 1989 404 8.994,07 1990 414 8.875,95 1991 427 10.135,79 1992 482 9.962,21 1993 490 10.053,55 1994 519 11.327,81 1995 568 11.890,80 1996 616 12.453,79 1997 664 13.016,78 1998 715 15.432,23 1999 725 17.392,89 2000 749 19.374,82 2001 800 21.779,40 2002 821 22.202,28 2003 958 24.410,43 2004 1.036 24.966,85 2005 1.076 28.800,43 2006 1.138 1.072 1.203 29.437,98 23.390,24 35.485,72 2007 1.205 1.128 1.281 30.811,39 21.317,08 40.305,70 2008 1.273 1.189 1.358 32.190,01 20.239,93 44.140,08 2009 1.344 1.253 1.436 33.573,82 19.607,22 47.540,41 2010 1.417 1.320 1.514 34.962,82 19.243,85 50.681,80 2011 1.492 1.389 1.594 36.357,03 19.067,12 53.646,93 2012 1.568 1.461 1.676 37.756,43 19.030,17 56.482,69 2013 1.647 1.536 1.759 39.161,03 19.103,39 59.218,67 2014 1.728 1.612 1.843 40.570,83 19.266,66 61.875,00 2015 1.810 1.691 1.930 41.985,83 19.505,57 64.466,08 2016 1.895 1.772 2.018 43.406,02 19.809,37 67.002,67 2017 1.982 1.855 2.108 44.831,41 20.169,81 69.493,02 2018 2.070 1.940 2.200 46.262,00 20.580,36 71.943,64 2019 2.161 2.027 2.294 47.697,79 21.035,79 74.359,79 2020 2.253 2.117 2.390 49.138,77 21.531,78 76.745,76


189

En la Tabla 4.15, se presenta los resultados del sector industrial del cantón de Belén

Tabla 4.15: Energía y Clientes Totales del Sector Industrial, Cantón Belén



1979 54 30.668,13 1980 55 33.231,44 1981 47 32.104,39 1982 41 26.632,51 1983 39 31.966,97 1984 36 27.698,72 1985 33 24.858,47 1986 40 36.732,20 1987 71 44.372,22 1988 74 47.798,99 1989 73 49.601,08 1990 74 53.099,99 1991 83 67.572,21 1992 95 71.928,65 1993 102 89.303,17 1994 104 123.887,21 1995 105 127.365,87 1996 107 130.844,53 1997 108 134.323,19 1998 104 146.463,72 1999 100 215.575,81 2000 97 156.954,55 2001 97 156.644,26 2002 97 158.690,83 2003 96 166.307,88 2004 82 169.429,29 2005 79 198.673,34 2006 79 59 99 186.067,73 148.268,05 223.867,40 2007 79 51 107 186.131,72 143.174,02 229.089,42 2008 79 45 113 186.168,62 139.176,49 233.160,75 2009 79 40 118 186.189,88 135.769,15 236.610,61 2010 79 35 123 186.202,14 132.747,23 239.657,05 2011 79 31 127 186.209,20 130.003,34 242.415,06 2012 79 28 131 186.213,27 127.472,64 244.953,91 2013 79 26 135 186.215,62 125.112,22 247.319,01 2014 79 24 138 186.216,97 122.891,93 249.542,00 2015 79 22 141 186.217,75 120.789,58 251.645,92 2016 79 20 144 186.218,19 118.788,23 253.648,16 2017 79 19 147 186.218,45 116.874,66 255.562,25 2018 79 18 150 186.218,60 115.038,28 257.398,92 2019 79 18 153 186.218,69 113.270,46 259.166,91 2020 79 17 155 186.218,73 111.564,06 260.873,40


190

En la Tabla 4.16, se presenta los resultados totales de clientes y consumo, cantón de Belén

Tabla 4.16: Energía y Clientes Totales del Cantón Belén



1979 2.021 42.338,12 1980 2.210 45.751,76 1981 2.406 45.466,12 1982 2.478 40.503,23 1983 2.568 46.102,66 1984 2.631 44.143,58 1985 2.789 41.474,10 1986 2.868 54.178,23 1987 3.013 62.855,25 1988 3.215 66.489,13 1989 3.468 69.590,67 1990 3.709 73.614,53 1991 4.056 89.792,06 1992 4.221 94.529,79 1993 4.372 113.329,48 1994 4.513 150.000,93 1995 4.782 154.361,19 1996 5.050 158.721,46 1997 5.318 163.081,72 1998 5.554 178.703,37 1999 5.788 250.842,71 2000 6.090 195.465,71 2001 6.448 199.148,06 2002 6.523 201.788,75 2003 7.158 214.700,42 2004 7.438 217.348,61 2005 7.675 253.410,49 2006 8.017 7.542 8.493 241.512,28 196.254,36 286.770,20 2007 8.306 7.811 8.801 244.138,68 190.276,16 298.001,19 2008 8.599 8.090 9.109 246.774,61 186.421,90 307.127,32 2009 8.899 8.378 9.420 249.431,53 183.633,70 315.229,36 2010 9.204 8.673 9.736 252.116,07 181.531,68 322.700,46 2011 9.515 8.975 10.056 254.832,04 179.925,77 329.738,31 2012 9.833 9.285 10.382 257.581,64 178.704,24 336.459,04 2013 10.156 9.602 10.714 260.366,15 177.794,61 342.937,69 2014 10.486 9.925 11.052 263.186,29 177.146,58 349.225,99 2015 10.823 10.256 11.395 266.042,49 176.723,56 355.361,41 2016 11.166 10.594 11.745 268.934,98 176.497,86 361.372,09 2017 11.515 10.939 12.101 271.863,90 176.448,00 367.279,80 2018 11.871 11.290 12.463 274.829,34 176.556,88 373.101,81 2019 12.234 11.649 12.831 277.831,35 176.810,61 378.852,08 2020 12.603 12.015 13.206 280.869,95 177.197,78 384.542,10


191

4.3 Resultados finales de la proyección total de energía para la CNFL

En las siguientes tablas se presenta la proyección de energía total para la CNFL, para cada

uno de los sectores. Esta se obtiene de la sumatoria de cada una de las proyecciones

individuales por sector y distrito, tanto para clientes como para consumo de energía.

En la tabla 4.17, se muestran los resultados de la proyección del sector residencial y los

datos graficados se muestran en la gráfica 4.19; en la tabla 4.18 la proyección del sector

general y la graficación de los datos en la gráfica 4.20; en la tabla 4.19 la proyección del

sector industrial y la gráfica 4.21, muestra el crecimiento de este sector y finalmente en la

tabla 4.20, la proyección de clientes y energía donde se agrupa los tres sectores, resultados

que muestran la totalidad de la CNFL y las gráficas se muestran en el gráfico 4.22 y gráfico

4.23 para los clientes y la energía total, respectivamente.

De los resultados obtenidos se estima que se tendrá una cantidad de clientes de 476.100 en

el 2006, con un consumo anual de 3.012, 7 GWh, para el 2010, la cantidad de clientes será

de 529.551, con un consumo anual esperado de 3.515,1 GWh. Para el 2015, se espera tener

601.044 clientes y un consumo de energía de 4.391,0 GWh y finalmente para el último año

horizonte de la proyección, 2020 los clientes se estiman en la cantidad de 680.979 y el

consumo de energía será de 5.866,4 GWh.

En el Apéndice 1, se encuentran los resultados de cada uno de los cantones que alimenta la

CNFL, en la actualidad.


192

Tabla 4.17: Clientes y Energía Total del Sector Residencial - CNFL

Año NO. DE CLIENTES NO. DE CLIENTES NO. DE CLIENTES ENERGÍA (MWh) ENERGÍA (MWh) ENERGÍA (MWh)


1979 145.733 479.129,18 1980 154.980 526.049,24 1981 164.735 557.054,75 1982 172.274 567.119,72 1983 177.531 575.035,29 1984 181.222 606.933,14 1985 192.194 641.352,62 1986 197.288 680.182,42 1987 208.566 723.608,05 1988 217.637 744.333,19 1989 229.912 757.204,19 1990 241.926 784.276,18 1991 261.210 800.003,31 1992 267.209 824.238,03 1993 268.844 836.318,11 1994 274.627 911.293,49 1995 287.238 909.356,06 1996 299.858 933.630,09 1997 312.477 959.184,08 1998 325.455 1.009.034,34 1999 335.330 1.045.932,12 2000 338.990 1.083.760,28 2001 350.016 1.124.065,43 2002 351.854 1.137.865,54 2003 369.826 1.210.268,36 2004 384.027 1.158.030,96 2005 393.086 1.280.833,26 2006 412.511 375.441 438.821 1.300.258,60 1.171.684,48 1.408.241,93 2007 423.023 378.772 456.258 1.341.288,67 1.184.397,36 1.476.639,47 2008 433.576 383.801 472.034 1.383.372,40 1.204.615,87 1.539.638,68 2009 444.182 389.986 486.998 1.426.582,79 1.229.287,06 1.600.438,53 2010 454.852 396.746 501.472 1.471.001,33 1.257.304,51 1.660.308,45 2011 465.598 403.940 515.625 1.516.718,74 1.288.457,38 1.719.949,62 2012 476.432 411.494 529.563 1.563.836,07 1.322.164,76 1.779.827,37 2013 487.367 419.592 543.360 1.612.465,76 1.358.288,57 1.840.292,68 2014 498.414 428.042 557.072 1.662.732,92 1.396.791,27 1.901.637,04 2015 509.586 436.851 570.743 1.714.776,71 1.437.799,36 1.964.121,20 2016 520.897 445.975 584.409 1.768.751,79 1.481.297,05 2.027.991,97 2017 532.359 455.357 598.103 1.824.830,25 1.527.376,46 2.093.493,20 2018 543.986 465.083 611.852 1.883.203,32 1.576.386,24 2.160.873,37 2019 555.792 475.058 625.684 1.944.083,67 1.628.771,91 2.230.391,70 2020 567.792 485.290 639.622 2.007.667,77 1.684.436,16 2.302.283,05


193

Tabla 4.18: Clientes y Energía Total del Sector General - CNFL



1979 17.213 232.244,63 1980 22.045 260.843,56 1981 19.964 330.191,52 1982 23.524 341.053,73 1983 23.658 305.002,93 1984 24.451 326.982,22 1985 26.854 352.914,37 1986 27.874 378.723,22 1987 27.278 399.926,34 1988 27.647 406.621,39 1989 28.304 415.719,49 1990 29.129 456.142,38 1991 32.106 460.151,39 1992 32.913 445.111,81 1993 33.025 458.124,58 1994 34.595 506.640,59 1995 36.938 521.644,00 1996 39.280 549.732,89 1997 41.630 578.083,54 1998 43.837 625.184,74 1999 45.759 668.078,61 2000 47.430 703.455,59 2001 50.014 770.829,15 2002 51.017 788.732,02 2003 54.910 877.201,32 2004 57.022 847.113,96 2005 58.515 981.291,04 2006 61.068 54.710 67.014 1.016.969,04 887.808,15 1.136.821,23 2007 63.698 55.930 71.077 1.079.818,94 923.925,89 1.226.907,25 2008 66.419 57.661 74.891 1.147.960,74 972.159,62 1.315.338,60 2009 69.241 59.645 78.634 1.222.298,73 1.029.834,23 1.406.672,47 2010 72.174 61.837 82.380 1.303.918,38 1.096.834,36 1.503.227,78 2011 75.230 64.220 86.170 1.394.124,78 1.174.445,01 1.606.917,67 2012 78.419 66.791 90.034 1.494.489,75 1.263.228,87 1.719.668,96 2013 81.756 69.561 93.998 1.606.909,31 1.365.393,26 1.843.606,96 2014 85.253 72.588 98.086 1.733.673,98 1.482.582,57 1.981.180,68 2015 88.929 75.830 102.319 1.877.555,00 1.617.394,61 2.135.276,53 2016 92.800 79.293 106.720 2.041.909,81 1.773.112,93 2.309.338,72 2017 96.885 82.994 111.311 2.230.811,48 1.953.753,21 2.507.507,72 2018 101.207 86.969 116.118 2.449.207,41 2.164.217,18 2.734.784,60 2019 105.789 91.218 121.166 2.703.114,18 2.410.485,84 2.997.229,34 2020 110.655 95.766 126.482 2.999.826,68 2.699.891,93 3.302.173,72


194

Figura 4.24: Gráfica de Proyección Energía Residencial de la CNFL, 1979 al 2020

Figura 4.25: Gráfica de Proyección Energía General de la CNFL, 1979 al 2020

Proyección de Energía Residencial CNFL, S.A. Total 1979-2020

0,00

250.000,00

500.000,00

750.000,00

1.000.000,00

1.250.000,00

1.500.000,00

1.750.000,00

2.000.000,00

2.250.000,00

2.500.000,00

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

Año

Ener

gía

(MW

h)

Energía Residencial CNFL, S.A.Límite Confianza InferiorLímite Confianza Superior

Proyección de Energía General CNFL, S.A. Total 1979-2020

0,00

250.000,00

500.000,00

750.000,00

1.000.000,00

1.250.000,00

1.500.000,00

1.750.000,00

2.000.000,00

2.250.000,00

2.500.000,00

2.750.000,00

3.000.000,00

3.250.000,00

3.500.000,00

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

Año

Ener

gía

(MW

h)

Energía Generall CNFL, S.A.Límite Confianza InferiorLímite Confianza Superior


195

Tabla 4.19: Clientes y Energía Total del Sector Industrial – CNFL



1979 1.899 239.565,08 1980 1.877 250.205,58 1981 1.733 228.770,92 1982 1.720 212.771,77 1983 1.563 271.207,60 1984 1.437 256.431,74 1985 1.329 253.725,23 1986 1.364 273.804,26 1987 2.295 318.943,29 1988 2.296 331.161,96 1989 2.366 351.243,73 1990 2.548 376.837,00 1991 2.737 380.565,15 1992 2.760 394.307,17 1993 2.820 412.201,74 1994 2.872 542.372,93 1995 2.928 552.231,08 1996 2.982 561.736,75 1997 3.038 571.072,93 1998 2.994 614.249,72 1999 2.982 696.142,55 2000 3.039 645.099,35 2001 2.977 652.808,63 2002 3.014 657.015,53 2003 2.833 678.544,82 2004 2.546 624.061,32 2005 2.519 701.062,65 2006 2.521 1.824 3.236 695.423,41 510.060,38 860.941,79 2007 2.522 1.585 3.484 706.602,15 467.973,03 947.687,27 2008 2.523 1.403 3.676 717.773,58 449.561,99 1.014.368,50 2009 2.524 1.254 3.838 728.952,69 435.166,64 1.071.646,67 2010 2.525 1.127 3.982 740.148,74 424.478,65 1.123.107,94 2011 2.526 1.021 4.112 751.366,72 416.043,49 1.170.508,62 2012 2.527 931 4.233 762.880,92 408.944,33 1.214.867,89 2013 2.527 857 4.345 774.786,18 403.180,80 1.256.840,35 2014 2.528 799 4.450 786.719,92 398.574,39 1.296.876,37 2015 2.529 756 4.550 798.682,98 394.692,86 1.335.302,10 2016 2.530 720 4.645 810.675,85 391.592,71 1.372.361,40 2017 2.530 687 4.736 822.698,92 389.011,10 1.408.243,43 2018 2.531 658 4.824 834.752,45 386.897,18 1.443.098,06 2019 2.532 632 4.908 846.836,61 385.383,17 1.477.046,64 2020 2.533 612 4.989 858.951,61 384.413,44 1.510.188,85


196

Tabla 4.20: Clientes y Energía Total del Sistema de la CNFL



1979 164.845 950.938,90 1980 178.902 1.037.098,38 1981 186.432 1.116.017,19 1982 197.518 1.120.945,21 1983 202.752 1.151.245,82 1984 207.110 1.190.347,09 1985 220.377 1.247.992,22 1986 226.526 1.332.709,90 1987 238.139 1.442.477,67 1988 247.580 1.482.116,55 1989 260.582 1.524.167,41 1990 273.603 1.617.255,55 1991 296.053 1.640.719,85 1992 302.882 1.663.657,01 1993 304.689 1.706.644,43 1994 312.094 1.960.307,02 1995 327.104 1.983.231,14 1996 342.120 2.045.099,73 1997 357.145 2.108.340,55 1998 372.287 2.248.468,80 1999 384.071 2.410.153,27 2000 389.459 2.432.315,22 2001 403.008 2.547.703,21 2002 405.885 2.583.613,10 2003 427.569 2.766.014,50 2004 443.595 2.629.206,25 2005 454.121 2.963.186,94 2006 476.100 431.975 509.071 3.012.651,05 2.569.553,01 3.406.004,94 2007 489.243 436.287 530.818 3.127.709,75 2.576.296,28 3.651.233,99 2008 502.518 442.864 550.600 3.249.106,72 2.626.337,48 3.869.345,78 2009 515.947 450.884 569.471 3.377.834,20 2.694.287,93 4.078.757,67 2010 529.551 459.711 587.834 3.515.068,45 2.778.617,52 4.286.644,17 2011 543.354 469.182 605.907 3.662.210,25 2.878.945,89 4.497.375,91 2012 557.378 479.216 623.830 3.821.206,74 2.994.337,96 4.714.364,23 2013 571.650 490.010 641.703 3.994.161,25 3.126.862,63 4.940.740,00 2014 586.195 501.428 659.608 4.183.126,82 3.277.948,23 5.179.694,09 2015 601.044 513.438 677.612 4.391.014,69 3.449.886,83 5.434.699,83 2016 616.227 525.988 695.774 4.621.337,45 3.646.002,68 5.709.692,09 2017 631.775 539.038 714.150 4.878.340,65 3.870.140,77 6.009.244,36 2018 647.724 552.710 732.794 5.167.163,18 4.127.500,60 6.338.756,04 2019 664.113 566.909 751.758 5.494.034,47 4.424.640,92 6.704.667,68 2020 680.979 581.667 771.093 5.866.447,06 4.768.741,52 7.114.645,61


197

Figura 4.26: Gráfica de Proyección Energía Industrial de la CNFL, 1979 al 2020

Figura 4.27: Gráfica de Proyección Clientes Totales de la CNFL, 1979 al 2020

Proyección de Energía Industrial CNFL, S.A. Total 1979-2020

0,00

100.000,00

200.000,00

300.000,00

400.000,00

500.000,00

600.000,00

700.000,00

800.000,00

900.000,00

1.000.000,00

1.100.000,00

1.200.000,00

1.300.000,00

1.400.000,00

1.500.000,00

1.600.000,00

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

Año

Ener

gía

(MW

h)

Energía Indusrial CNFL, S.A.Límite Confianza InferiorLímite Confianza Superior

Proyección de Clientes Totales CNFL, S.A. 1979-2020

0

75.000

150.000

225.000

300.000

375.000

450.000

525.000

600.000

675.000

750.000

825.000

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

Año

Can

tidad

de

Clie

ntes

Clientes Totales CNFL, S.A.Límite Confianza InferiorLímite Confianza Superior


198

Figura 4.28: Gráfica de Proyección Energía Total de la CNFL, 1979 al 2020

Si se efectúa una comparación entre la proyección de clientes y energía contra los datos

reales obtenidos, en ambos conceptos, se llegan a resultados muy parecidos, con

porcentajes de error muy pequeños los cuales podrían indicar que la proyección es bastante

acertada. En la tabla 4.21, se muestra la comparación de los clientes para los tres sectores

analizados, obteniendo resultados satisfactorios, ya que en la totalidad de clientes se falla

en un 3,54 %.

Tabla 4.21: Comparación de Clientes al 2006

Sector Proyección Real Diferencia Porcentaje de consumo GWh GWh GWh Error (%)

Residencial 412.511 397.734 14.777 3,72 General 61.068 59.913 1.155 1,93 Industrial 2.521 2.169 352 16,23 TOTAL 476.100 459.816 16.284 3,54

Proyección de Energía Total CNFL, S.A. 1979-2020

0,00

750.000,00

1.500.000,00

2.250.000,00

3.000.000,00

3.750.000,00

4.500.000,00

5.250.000,00

6.000.000,00

6.750.000,00

7.500.000,00

1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

Año

Ener

gía

(MW

h)

Energía Total CNFL, S.A.Límite Confianza InferiorLímite Confianza Superior


199

En la tabla 4.22, se presentan los resultados de la comparación del consumo de energía para

los tres sectores estudiados y los resultados son aún mejores que los obtenidos para los

clientes, porque a nivel global el porcentaje de error es del 1,94 %, el cual es el resultado de

los tres sectores: residencial: 0,57 %, general: 4,04 % e industrial: 1,32 %. Es importante

indicar que la el sector alumbrado público no se proyectó debido a que la información

disponible no es suficiente y su veracidad no es comprobable.

Tabla 4.22: Comparación de Consumo de Energía al 2006

Sector Real Proyección Diferencia Porcentaje de consumo GWh GWh GWh Error (%)

Residencial 1.307,72 1.300,26 7,46 0,57 General 1.059,77 1.016,97 42,80 4,04 Industrial 704,72 695,42 9,30 1,32 Sub-Total 3.072,21 3.012,65 59,55 1,94 Alumb. Púb. 81,11 TOTAL 3.153,31


200

CAPÍTULO 5: Determinación de la Demanda de Potencia

La demanda puede definirse como la máxima carga a un determinado factor de potencia

que un aparato, equipo o consumidor en general solicita del alimentador o circuito

correspondiente durante un intervalo de tiempo relativamente corto y dentro de un periodo

de tiempo determinado. En esta definición, se entiende por carga la que se mide en

términos de potencia (aparente, activa, reactiva o compleja). El periodo durante el cual se

toma el valor se denomina intervalo de demanda y es establecido por la aplicación

específica que se considere.

La carga puede ser instantánea, como cargas de soldadoras o corrientes de arranque de

motores. Sin embargo, los aparatos pueden tener una constante térmica en un tiempo

determinado, de tal manera que los intervalos de demanda pueden ser de 15, 30, 60 o más

minutos, dependiendo del equipo de que se trate. Se puede afirmar que al definir una

demanda, es requisito indispensable indicar el intervalo de demanda.

Figura 5.1: Análisis del pico de la curva de carga


201

Los intervalos de 15 ó 30 minutos se aplican por lo general para la facturación de energía

eléctrica. En la figura 5.1, la curva de carga se eleva rápidamente y cae en forma brusca. Si

en vez de mostrar los valores instantáneos la curva se dibujase con base en sus demandas

promedio, por ejemplo intervalos de 15 minutos, la curva indicaría demandas menores e

incluiría una demanda máxima menor, apareciendo asimismo valores menores si se

utilizaran intervalos mayores de 30 ó 60 minutos. La magnitud de la demanda máxima

varía con el periodo fijado para su medición; a medida que el intervalo se incrementa el

valor decrece.

5.1. Demanda Máxima

Las cargas eléctricas por lo general se miden en amperes, kilowatts o kilovolt-amperes.

Para que un sistema eléctrico o parte de este se construya eficientemente, se debe saber la

demanda máxima del mismo.

Figura 5.2: Curva típica de un transformador de 50 kVA

(Nota: Transformador ubicado en Patarrá, Desamparados, fue medido durante 30 días y tiene 85 clientes)


202

Como ya se ha mencionado, en general las cargas eléctricas rara vez son constantes durante

un tiempo apreciable, o sea que fluctúan de manera continua. La figura 5.2 muestra una

curva de carga de 24 horas de un transformador de distribución de 50 kVA. La carga varía

entre un máximo a las 11:30 horas y un mínimo en las horas de la madrugada. Aunque los

valores también varían, este tipo de curva se repetirá constantemente. Así, se presentarán

variaciones similares de máximo y mínimo en todas las partes del sistema.

El valor más elevado en la figura 5.2 se denomina pico o demanda máxima del

transformador durante el día o en un intervalo de 24 horas. Si se obtuvieran las curvas de

siete días consecutivos, la carga máxima mostraría la demanda máxima o pico de carga del

transformador durante una semana. De modo semejante, la carga mayor en un mes o un año

será la máxima demanda o pico de carga en un mes o en un año.

El valor de la demanda máxima anual es el valor que con más frecuencia se usa para la

planeación de la expansión del sistema. El término demanda a menudo se usa en el sentido

de máxima demanda para el periodo que se especifique. Por supuesto, es necesaria la

determinación exacta de la máxima demanda de una carga individual, cuando en la

facturación del cliente se incluye el valor que tome de la demanda máxima.

El conocimiento de la demanda máxima de un grupo de cargas y su efecto combinado en el

sistema eléctrico, es también de gran importancia, dado que la demanda máxima del grupo

determinará la capacidad que requiera el sistema. De igual modo, la demanda máxima

combinada de un grupo pequeño de consumidores determina la capacidad del

transformador que se requiere; así, las cargas que alimenta un grupo de transformadores

dan por resultado una demanda máxima, la cual determinará el calibre del conductor y la

capacidad del interruptor que formen parte de un alimentador primario.

La máxima demanda combinada de un grupo de alimentadores primarios determinará la

capacidad de la subestación hasta llegar a determinar consecuentemente, la capacidad de

generación necesaria para todo el sistema.


203

Como se puede observar, en todos los casos la determinación de la demanda máxima es de

vital importancia y si no se pueden obtener medidas precisas de la demanda, es necesario

estimar su valor de la mejor manera posible para poder usar estos datos correctamente en el

proceso de planeación del sistema.

La determinación del factor de carga, del factor de diversidad y del factor de pérdidas es

muy importante porque entre más preciso sea cada uno, más exacto será el cálculo de la

demanda de potencia de un sistema de distribución. La determinación con la mayor

exactitud permitirá tener mayor certeza y seguridad en las inversiones futuras, de nuevos

alimentadores y subestaciones.

Para la determinación de la demanda máxima, existen dos métodos o formas para

calcularlo. Una de estas metodologías parte de la carga instalada en el sistema y la otra es a

través del consumo de energía. Con el segundo método, normalmente, se obtienen

resultados más precisos y confiables y serán más exactos si se tiene desagregado el

consumo de energía eléctrica por sector o por área geográfica.

La demanda máxima14, a través del consumo de energía, se determina según lo indicado en

la siguiente ecuación:

dc

lossFFt

FED**

*max = (5.1)

donde: maxD : Demanda máxima. t : Tiempo anual, 1 año equivale a 8.760 horas. E : Energía anual.

cF : Factor de carga.

dF : Factor de diversidad.

lossF : Factor de pérdidas.

14 Jiménez, Marco y Piña, Gustavo. "Estudio de la demanda para la ubicación de nuevas subestaciones". Dirección de Gestión Científica y Tecnológica, ICE. 1995, Capítulo 1, página 8.


204

La energía que se utiliza para el cálculo de la demanda máxima es la energía proyectada

para cada uno de los distritos y sectores, los cuales se presentaron en el capítulo anterior,

para los factores indicados en la expresión 5.1, a continuación se detalla la forma en que se

determinó cada uno.

La carga conectada es la suma de los valores nominales de todas las cargas del consumidor

que tienen probabilidad de estar en servicio al mismo tiempo para producir una demanda

máxima. La carga conectada se puede referir tanto a una parte como al total del sistema y se

puede expresar en watts, kilowatts, amperes, HP, kilovolt-amperes, etc., dependiendo de las

necesidades o requerimientos del estudio.

5.2. Factor de Carga

Se define como factor de carga15 la relación entre la demanda promedio en un intervalo

dado y la demanda máxima que se observa en el mismo intervalo y se expresa

matemáticamente de la siguiente forma:

δδ

ΔΔ

==**

maxmax DD

DDF mm

c (5.2)

donde: mD : demanda promedio en un intervalo de tiempo δ.

maxD : demanda máxima en un intervalo de tiempo δ.

La demanda promedio se calcula a partir de la energía eléctrica y del intervalo de tiempo y

la expresión matemática es:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

hGWh

tEDm (5.3)

donde: t : tiempo anual, 1 año equivale a 8.760 horas. E : Energía anual.



205

El pico de carga puede ser el máximo instantáneo o el máximo promedio en un intervalo

(demanda máxima). En esta definición, el pico de carga por lo regular se entiende como la

mayor de todas las cargas promedio en un intervalo específico. El promedio y las cargas

máximas instantáneas se deben expresar en las mismas unidades, para que el factor de

carga sea adimensional. La definición del factor de carga debe ser específico en el

establecimiento del intervalo de la demanda, así como el periodo en que la demanda

máxima y la carga promedio se apliquen.

Para una carga dada, excepto una en la que el ciclo de carga esté compuesto de ciclos

idénticos, un periodo mayor dará un factor de carga más pequeño, dado que el consumo de

energía se distribuye en un tiempo mayor. El factor de carga anual influido por las

estaciones del año será considerablemente menor que el de un factor de carga diario o

semanal. Asimismo, el factor de carga semanal será menor que un factor de carga diario.

Por tanto, es importante observar que cuando se quieran comparar diversos factores de

carga característicos, esto se debe o puede hacer siempre y cuando los intervalos sean

idénticos. Por lo tanto, los límites que puede observar el factor de carga serán:

10 ≤≤ cF (5.4)

Una carga constante durante un periodo tendrá un factor de carga de 1.0 debido a que la

carga promedio y el pico de carga son iguales. Por lo general, el factor de carga es mucho

menor.

El factor de carga indica básicamente el grado en que el pico de carga se sostiene durante el

periodo. El factor de carga es un índice de la eficiencia del sistema o parte de un sistema,

siendo el 100% de factor de carga o 24 horas por día con pico de carga constante el máximo

posible.


206

Para la determinación del factor de carga de cada uno de los sectores: residencial, general e

industrial, se realizó un análisis exhaustivo de medición real mensual de diferentes tipos de

clientes, de diversos tipos de comportamiento de consumo.

5.2.1. Factor de Carga Sector Residencial

Para determinar el factor de carga del sector residencial, el cual es bastante complicado, se

realizó midiendo durante 30 días consecutivos transformadores de distribución. En otras

palabras se colocó un medidor en la salida secundaria del transformador y se registró

durante el tiempo indicado el consumo de los clientes que estaban conectados a este equipo.

La medición se efectuó a 50 transformadores ubicados en diferentes localidades, tales como

en el centro del cantón de Escazú, Patarrá y Fátima en Desamparados, El Alto de

Guadalupe y Purral en Goicoechea, Sabanilla y la Betania en Montes de Oca. En la tabla

5.1, se presenta el resultado final obtenido, en donde se determina que el factor de carga del

sector residencial es 0,4608. En la tabla 5.2, se presentan los datos para cada uno de los

casos individuales y se puede apreciar que el factor de carga mínimo fue de 0,2452 y el

máximo de 0,6639. Además, se puede apreciar que las demandas máximas obtenidas en

algunos de los transformadores es superior a la potencia del transformador y por esto se da

el caso de que el factor de carga del equipo sea de 1 o cercano de 1 y esto es debido a que

estos valores solamente son obtenidos en periodos muy cortos de su operación diaria.

Tabla 5.1: Factor de Carga del Sector Residencial

Potencia Energía Demanda Tiempo Factor Total Consumida Máxima Promedio Carga

de Trafos Total Promedio kVA kWh kW horas

2.262,5 205.483,84 2.699,39 165,2 0,4608


207

Tabla 5.2: Factor de Carga del Sector Residencial por transformador

Potencia Energía Demanda Tiempo Factor Trafo Consumida Máxima Carga

kVA kWh kW horas 1 50 5.622,53 70,58 168,00 0,4742 2 25 3.134,42 58,22 120,00 0,4486 3 50 4.226,41 53,27 167,50 0,4737 4 25 839,26 20,44 167,50 0,2452 5 25 1.663,08 25,40 168,00 0,3897 6 50 5.095,78 59,30 168,00 0,5115 7 50 3.404,28 42,73 120,00 0,6639 8 50 4.037,88 49,87 164,00 0,4937 9 50 5.095,78 59,30 167,50 0,5130

10 25 5.636,11 70,58 168,00 0,4753 11 25 1.823,18 28,16 165,00 0,3923 12 25 1.654,46 35,39 162,00 0,2886 13 50 4.635,46 59,89 161,00 0,4807 14 50 1.680,38 29,23 168,00 0,3422 15 25 1.461,25 28,94 168,00 0,3005 16 50 2.607,90 54,67 168,00 0,2839 17 50 3.266,40 58,76 168,00 0,3309 18 50 5.854,31 70,32 168,00 0,4955 19 50 4.257,47 58,22 166,00 0,4405 20 50 5.095,78 59,30 167,50 0,5130 21 50 5.658,89 70,58 165,25 0,4852 22 25 1.884,12 28,16 165,00 0,4054 23 25 1.654,46 35,39 162,00 0,2886 24 50 4.635,46 59,89 161,00 0,4807 25 50 3.149,75 47,04 168,00 0,3986 26 100 7.506,67 102,868 167,00 0,4370 27 25 4.061,39 45,92 167,75 0,5273 28 50 2.702,61 28,24 168,00 0,5697 29 50 3.937,41 47,55 168,00 0,4929 30 50 4.079,53 51,98 168,00 0,4672


208

Tabla 5.2: Factor de Carga del Sector Residencial por transformador Potencia Energía Demanda Tiempo Factor Trafo Consumida Máxima Carga

kVA kWh kW horas 31 50 5.776,05 73,10 168,00 0,4704 32 50 5.439,98 73,69 168,00 0,4394 33 50 5.047,67 62,87 168,00 0,4779 34 25 2.633,81 33,27 168,00 0,4712 35 50 4.163,80 52,34 168,00 0,4736 36 50 3.983,51 53,25 168,00 0,4453 37 50 3.417,45 38,89 168,00 0,5231 38 50 3.355,63 41,62 168,00 0,4799 39 50 5.128,11 67,28 168,00 0,4537 40 25 4.136,12 58,58 168,00 0,4203 41 37,50 5.757,80 67,10 168,00 0,5108 42 25 4.560,74 63,94 168,00 0,4245 43 75 6.004,50 72,85 168,00 0,4906 44 50 2.008,38 25,76 168,00 0,4640 45 50 4.198,66 47,17 168,00 0,5298 46 50 3.381,32 40,44 168,00 0,4976 47 50 5.699,96 65,81 168,00 0,5156 48 75 7.137,01 87,69 168,00 0,4845 49 25 4.914,54 65,92 168,00 0,4438 50 75 8.376,40 97,60 168,00 0,5109

5.2.2. Factor de Carga Sector General La obtención del factor de carga del sector general se realizó con la facturación mensual de

clientes de diversos tipos que conforman este grupo, tales como hoteles, supermercados,

ministerios, oficinas de empresas y de bancos comerciales, empresas comercializadoras de

abarrotes y frutas, centros de recreo, restaurantes, centros comerciales, etc., para un total de

138 clientes. En la tabla 5.3, se presenta el resultado final obtenido, en donde se determina

que el factor de carga del sector general es 0,5682. En la tabla 5.4, se presentan los datos

para cada uno de los casos individuales estudiados y se puede apreciar que el factor de

carga mínimo fue de 0,0641 y el máximo de 0,8586.


209

Tabla 5.3: Factor de Carga del Sector General

Energía Demanda Tiempo Factor Consumida Máxima Promedio Carga

Total Promedio kWh kW horas

11.142.871,00 27.238,71 720 0,5682

Tabla 5.4: Factor de Carga del Sector General por cliente

Energía Demanda Tiempo Factor Energía Demanda Tiempo Factor # Consumida Máxima Carga # Consumida Máxima Carga kWh kW horas kWh kW horas 1 29.375 119,39 720 0,3417 29 22.209 46,13 720 0,6687 2 3.400 13,76 720 0,3431 30 42.317 96,50 720 0,6090 3 50.400 109,68 720 0,6382 31 21.793 85,27 720 0,3550 4 8.600 23,96 720 0,4985 32 47.439 107,23 720 0,6145 5 69.461 163,22 720 0,5911 33 130.631 271,04 720 0,6694 6 16.960 32,37 720 0,7277 34 73.545 141,59 720 0,7214 7 47.325 127,73 720 0,5146 35 65.844 125,53 720 0,7285 8 113.528 316,31 720 0,4985 36 29.035 54,26 720 0,7432 9 350 7,54 720 0,0645 37 68.142 127,30 720 0,7435 10 272.919 569,05 720 0,6661 38 46.187 85,34 720 0,7516 11 550.499 1.361,07 720 0,5618 39 63.435 115,51 720 0,7627 12 106.821 343,35 720 0,4321 40 53.735 110,27 720 0,6768 13 94.136 286,20 720 0,4568 41 74.537 392,43 720 0,2638 14 58.505 130,97 720 0,6204 42 8.640 24,28 720 0,4942 15 10.875 66,28 720 0,2279 43 11.112 25,79 720 0,5985 16 8.161 50,44 720 0,2247 44 16.299 37,32 720 0,6066 17 3.905 20,14 720 0,2693 45 15.361 33,33 720 0,6401 18 7.731 47,00 720 0,2285 46 17.092 37,02 720 0,6412 19 23.520 75,84 720 0,4307 47 51.422 105,53 720 0,6768 20 244.944 511,49 720 0,6651 48 14.376 28,63 720 0,6974 21 1.093.418 2.140,43 720 0,7095 49 302.848 565,10 720 0,7443 22 6.430 91,78 720 0,0973 50 87.649 197,72 720 0,6157 23 16.452 88,44 720 0,2584 51 44.389 123,55 720 0,4990 24 38.278 131,18 720 0,4053 52 48.207 107,68 720 0,6218 25 39.304 110,84 720 0,4925 53 6.039 96,64 720 0,0868 26 11.040 33,84 720 0,4531 54 121.137 280,06 720 0,6008 27 19.320 43,59 720 0,6156 55 135.802 290,78 720 0,6486 28 14.040 39,96 720 0,4880 56 113.996 324,14 720 0,4885


210

Tabla 5.4 Factor de Carga del Sector General por cliente (continuación)

Energía Demanda Tiempo Factor Energía Demanda Tiempo Factor # Consumida Máxima Carga # Consumida Máxima Carga kWh kW horas kWh kW horas

57 85.399 138,14 720 0,8586 98 374.615 1.049,67 720 0,4957 58 51.590 112,18 720 0,6388 99 24.089 58,26 720 0,5743 59 206.233 457,01 720 0,6268 100 252 1,96 720 0,1784 60 22.143 40,49 720 0,7596 101 9.209 99,48 720 0,1286 61 33.409 123,07 720 0,3770 102 3.286 71,22 720 0,0641 62 60.172 228,10 720 0,3664 103 9.012 129,37 720 0,0967 63 40.203 172,20 720 0,3243 104 67.722 154,51 720 0,6087 64 21.422 104,45 720 0,2849 105 10.397 108,58 720 0,1330 65 19.975 40,33 720 0,6879 106 14.829 92,88 720 0,2217 66 5.555 51,38 720 0,1501 107 74.821 270,12 720 0,3847 67 685 1,98 720 0,4805 108 37.088 95,15 720 0,5414 68 44.968 119,39 720 0,5231 109 31.281 52,17 720 0,8328 69 27.196 95,14 720 0,3970 110 42.957 263,76 720 0,2262 70 9.905 39,14 720 0,3514 111 7.040 28,16 696 0,3592 71 13.782 39,90 720 0,4797 112 22.840 46,20 720 0,6866 72 79.229 215,57 720 0,5105 113 26.125 49,09 720 0,7391 73 293.252 524,34 720 0,7768 114 82.917 152,14 720 0,7570 74 34.433 157,22 720 0,3042 115 40.732 98,57 720 0,5739 75 434.278 865,99 720 0,6965 116 141.288 319,34 720 0,6145 76 100.454 218,74 720 0,6378 117 32.421 72,67 720 0,6196 77 172.157 406,26 720 0,5886 118 29.187 64,43 720 0,6292 78 52.722 108,43 720 0,6753 119 24.066 50,14 720 0,6667 79 94.410 183,36 720 0,7151 120 50.667 98,74 720 0,7127 80 432.824 871,50 720 0,6898 121 19.901 38,45 720 0,7189 81 26.274 66,13 720 0,5518 122 176.107 483,48 720 0,5059 82 255.924 523,53 720 0,6789 123 148.175 405,83 720 0,5071 83 18.127 44,53 720 0,5654 124 185.401 456,39 720 0,5642 84 117.150 247,75 720 0,6567 125 180.659 422,73 720 0,5936 85 47.476 153,12 720 0,4306 126 62.451 379,98 720 0,2283 86 223.246 391,39 720 0,7922 127 49.040 98,95 720 0,6883 87 6.589 70,50 720 0,1298 128 53.055 110,74 720 0,6654 88 47.401 203,90 720 0,3229 129 31.732 110,71 720 0,3981 89 88.715 179,33 720 0,6871 130 10.028 79,43 720 0,1754 90 16.521 38,91 720 0,5897 131 30.117 70,14 720 0,5964 91 14.486 32,79 720 0,6136 132 13.623 50,32 720 0,3760 92 16.367 35,58 720 0,6389 133 74.570 215,21 720 0,4812 93 76.755 162,04 720 0,6579 134 15.221 31,57 720 0,6696 94 15.471 32,32 720 0,6649 135 18.797 38,52 720 0,6778 95 19.974 41,16 720 0,6740 136 18.323 35,81 720 0,7107 96 459.026 930,56 720 0,6851 137 101.754 263,42 720 0,5365 97 89.878 164,99 720 0,7566 138 101.754 263,42 720 0,5365


211

5.2.3. Factor de Carga Sector Industrial

Para la obtención del factor de carga del sector industrial, se realizó obteniendo la

facturación mensual de clientes de diversos tipos que conforman en este grupo, tales como

empresas cartoneras, fabricantes de papeles, de productos de limpieza, de belleza, de

refrescos naturales y gaseosos, empresas de textiles, fabricantes de productos plásticos, de

productos alimenticios, etc., para un total de 200 clientes. En la tabla 5.5, se presenta el

resultado final obtenido, en donde se determina que el factor de carga del sector industrial

es 0,6056. En la tabla 5.6, se presentan los datos para cada uno de los casos individuales

estudiados y se puede apreciar que el factor de carga mínimo fue de 0,0131 y el máximo de

0,9318.

Tabla 5.5: Factor de Carga del Sector Industrial

Energía Demanda Tiempo Factor Consumida Máxima Promedio Carga

Total Promedio kWh kW horas

45.567.316,00 104.511,00 720 0,6056


212

Tabla 5.6: Factor de Carga del Sector Industrial por cliente

Energía Demanda Tiempo Factor Energía Demanda Tiempo Factor # Consumida Máxima Carga # Consumida Máxima Carga kWh kW horas kWh kW horas 1 175.712 428,19 720 0,5699 41 32.368 91,15 720 0,4932 2 14.389 125,06 720 0,1598 42 1.015.972 2.188,36 720 0,6448 3 1.223 8,14 720 0,2088 43 58.833 334,85 720 0,2440 4 143.324 621,86 720 0,3201 44 27.494 112,07 720 0,3407 5 14.233 59,72 720 0,3310 45 32.044 276,34 720 0,1611 6 2.413 40,53 720 0,0827 46 65.994 144,67 720 0,6336 7 106.672 268,07 720 0,5527 47 1.063 7,49 720 0,1971 8 128.912 626,14 720 0,2859 48 333.554 625,28 720 0,7409 9 112.117 276,08 720 0,5640 49 124.838 269,37 720 0,6437 10 39.803 118,98 720 0,4646 50 149.010 294,96 720 0,7016 11 970.966 1.903,65 720 0,7084 51 228.960 851,29 720 0,3736 12 28.474 190,80 720 0,2073 52 7.558 37,61 720 0,2791 13 16.717 211,92 720 0,1096 53 1.318.960 2.511,08 720 0,7295 14 9.663 27,80 720 0,4829 54 30.642 106,13 720 0,4010 15 7.845 122,18 720 0,0892 55 215.798 557,24 720 0,5379 16 58.620 266,45 720 0,3056 56 243.325 630,16 720 0,5363 17 18.042 86,00 720 0,2914 57 168.519 347,76 720 0,6730 18 16.730 95,62 720 0,2430 58 2.132 39,54 720 0,0749 19 71.336 156,55 720 0,6329 59 4.497 84,60 720 0,0738 20 19.509 157,86 720 0,1716 60 39.771 92,54 720 0,5969 21 17.764 106,37 720 0,2320 61 117.907 300,83 720 0,5444 22 4.008.846 7.230,27 720 0,7701 62 449.854 1.008,00 720 0,6198 23 21.007 131,09 720 0,2226 63 14.521 100,85 720 0,2000 24 698.577 1.441,91 720 0,6729 64 42.766 134,64 720 0,4412 25 28.161 126,53 720 0,3091 65 859.794 1.888,20 720 0,6324 26 3.810 29,02 720 0,1824 66 39.914 171,47 720 0,3233 27 14.612 150,53 720 0,1348 67 668.434 1.321,69 720 0,7024 28 3.091 48,52 720 0,0885 68 23.055 111,53 720 0,2871 29 50.236 180,43 720 0,3867 69 104.274 236,36 720 0,6127 30 1.813 20,35 720 0,1237 70 684.090 1.612,33 720 0,5893 31 1.076.442 2.148,83 720 0,6958 71 70.477 335,79 720 0,2915 32 404.603 743,58 720 0,7557 72 1.862.239 3.267,83 720 0,7915 33 790.266 1.808,47 720 0,6069 73 195.375 502,08 720 0,5405 34 155.383 505,58 720 0,4269 74 554.705 1.005,64 720 0,7661 35 154.260 318,24 720 0,6732 75 456.436 853,91 720 0,7424 36 101.523 257,29 720 0,5480 76 333.421 628,58 720 0,7367 37 4.890 51,60 720 0,1316 77 21.138 63,86 720 0,4597 38 180.938 409,06 720 0,6143 78 551.773 837,18 720 0,9154 39 38.271 277,74 720 0,1914 79 277.995 463,37 720 0,8333 40 9.358 88,70 720 0,1465 80 7.704 90,86 720 0,1178


213

Tabla 5.6 Factor de Carga del Sector Industrial por cliente (continuación)

Energía Demanda Tiempo Factor Energía Demanda Tiempo Factor # Consumida Máxima Carga # Consumida Máxima Carga kWh kW horas kWh kW horas

81 167.755 378,95 720 0,6148 121 31.930 88,13 720 0,5032 82 98.247 552,83 720 0,2468 122 2.405.591 4.137,00 720 0,8076 83 56.065 110,35 720 0,7056 123 9.266 50,57 720 0,2545 84 31.096 161,83 720 0,2669 124 40.497 142,81 720 0,3939 85 27.120 52,46 720 0,7180 125 39.170 204,49 720 0,2660 86 135.458 234,34 720 0,8028 126 2.186 3,33 720 0,9117 87 90.405 188,32 720 0,6667 127 210.214 511,09 720 0,5713 88 49.689 214,92 720 0,3211 128 18.373 132,62 720 0,1924 89 9.108 29,34 720 0,4312 129 30.771 155,92 720 0,2741 90 1.442.571 2.788,80 720 0,7184 130 30.839 182,70 720 0,2344 91 390.757 1.184,40 720 0,4582 131 7.241 60,73 720 0,1656 92 332.779 945,53 720 0,4888 132 83.735 334,22 720 0,3480 93 110.500 164,70 720 0,9318 133 67.333 267,79 720 0,3492 94 231.736 827,66 720 0,3889 134 424 22,32 720 0,0264 95 82.845 236,33 720 0,4869 135 162.387 380,52 720 0,5927 96 11.838 137,69 720 0,1194 136 8.929 79,42 720 0,1561 97 751.803 1.701,40 720 0,6137 137 38.462 136,99 720 0,3900 98 971.895 1.819,41 720 0,7419 138 159.205 396,73 720 0,5574 99 355.196 907,20 720 0,5438 139 27.900 69,19 720 0,5600 100 146.928 560,70 720 0,3639 140 212.661 612,36 720 0,4823 101 84.864 350,75 720 0,3360 141 110.218 643,68 720 0,2378 102 2.342 16,21 720 0,2006 142 20.472 97,49 720 0,2917 103 7.171 31,85 720 0,3128 143 772.020 1.223,82 720 0,8762 104 10.027 87,02 720 0,1600 144 3.637 29,01 720 0,1741 105 103.608 229,32 720 0,6275 145 7.276 38,77 720 0,2606 106 668.046 2.567,25 720 0,3614 146 53.240 303,55 720 0,2436 107 6.549 61,09 720 0,1489 147 24.524 90,18 720 0,3777 108 318.009 672,37 720 0,6569 148 13.464 126,32 720 0,1480 109 6.546 70,07 720 0,1298 149 21.297 107,32 720 0,2756 110 55.100 148,68 720 0,5147 150 452.350 1.013,78 720 0,6197 111 112.077 269,35 720 0,5779 151 80.866 446,99 720 0,2513 112 54.683 214,99 720 0,3533 152 15.560 67,82 720 0,3187 113 19.114 37,66 720 0,7049 153 4.161 13,70 720 0,4218 114 19.191 38,21 720 0,6976 154 46.365 251,17 720 0,2564 115 79.479 290,30 720 0,3802 155 688 72,96 720 0,0131 116 34.692 120,53 720 0,3998 156 48.279 176,54 720 0,3798 117 25.062 99,86 720 0,3486 157 524.526 1.122,69 720 0,6489 118 340.841 708,84 720 0,6678 158 4.306 52,61 720 0,1137 119 676.932 1.434,30 720 0,6555 159 342.058 568,89 720 0,8351 120 213.814 855,69 720 0,3470 160 72.174 167,36 720 0,5989


214

Tabla 5.6 Factor de Carga del Sector Industrial por cliente

(continuación) Energía Demanda Tiempo Factor Energía Demanda Tiempo Factor # Consumida Máxima Carga # Consumida Máxima Carga kWh kW horas kWh kW horas

161 253.454 668,52 720 0,5266 181 24.509 47,42 720 0,7178 162 49.948 132,98 720 0,5217 182 50.575 257,04 720 0,2733 163 536.940 1.161,83 720 0,6419 183 180.722 641,55 720 0,3912 164 534.992 987,79 720 0,7522 184 192.222 617,72 720 0,4322 165 3.120 26,16 720 0,1656 185 27.410 214,31 720 0,1776 166 22.447 88,82 720 0,3510 186 11.577 92,54 720 0,1738 167 297.997 712,06 720 0,5812 187 257.619 528,44 720 0,6771 168 51.087 171,36 720 0,4141 188 2.674.886 4.647,16 720 0,7994 169 35.261 151,38 720 0,3235 189 7.610 50,71 720 0,2084 170 7.207 21,55 720 0,4646 190 15.579 75,14 720 0,2880 171 97.315 520,01 720 0,2599 191 82.183 208,48 720 0,5475 172 126.095 674,57 720 0,2596 192 52.837 177,07 720 0,4144 173 7.589 81,29 720 0,1297 193 947.860 1.626,65 720 0,8093 174 122.615 444,24 720 0,3833 194 614.549 1.478,79 720 0,5772 175 136.745 436,38 720 0,4352 195 6.553 15,66 720 0,5812 176 150.196 368,21 720 0,5665 196 85.700 168,34 720 0,7071 177 67.360 262,98 720 0,3558 197 111.977 201,78 720 0,7708 178 9.306 76,73 720 0,1685 198 42.072 288,23 720 0,2027 179 354.891 856,80 720 0,5753 199 10.667 60,84 720 0,2435 180 30.357 84,10 720 0,5014 200 1.580.999 2.697,19 720 0,8141

5.3. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia

Al proyectar un alimentador para determinado consumidor, se debe tomar en cuenta su

demanda máxima, debido a que esta es la que impondrá las condiciones más severas de

carga y caída de tensión; sin embargo, surge inmediatamente una pregunta ¿será la

demanda máxima de un conjunto de consumidores igual a la suma de las demandas

máximas individuales? Desde luego la respuesta es no, ya que en todo el sistema existe

diversidad entre los consumidores, lo que hace que por regla general la demanda máxima

de un conjunto de cargas sea menor que la suma de las demandas máximas individuales.

En la ejecución de un proyecto, no interesará el valor de cada demanda individual sino la

del conjunto. Se define entonces que demanda diversificada es la relación entre la


215

sumatoria de las demandas individuales del conjunto en un tiempo (ta), entre el número de

cargas. En particular la demanda máxima diversificada será la relación de la sumatoria de

las demandas individuales del conjunto cuando se presente la demanda máxima del mismo

(t máx) y el número de cargas; la demanda máxima diversificada es la que se obtiene para

la demanda máxima del conjunto.

Se define la demanda máxima no coincidente16 de un conjunto de cargas como la relación

entre la suma de las demandas máximas de cada carga y el número de cargas, lo que

matemáticamente se puede expresar así:

n

DD

n

itai

div

∑= = 1

(5.5)

n

DD

n

imi

ncm

∑= = 1

(5.6)

donde:

divD : demanda diversificada del conjunto en el instante ta.

)(taiD : demanda de la carga i en el instante ta (i = 1, 2,... n).

ncmD : demanda máxima no coincidente del conjunto.

miD : demanda máxima de la carga i.

La diversidad entre las demandas máximas se mide por el factor de diversidad, que se

puede definir como la relación entre la suma de las demandas máximas individuales, entre

la demanda máxima del grupo de cargas.



216

El factor de diversidad17 se puede referir a dos o más cargas separadas o se pueden incluir

todas las cargas de cualquier parte de un sistema eléctrico o de un sistema complejo; esto se

puede expresar matemáticamente como sigue:

max

1

D

DD

n

imi

div

∑= =

(5.7)

En la mayoría de los casos, el factor de diversidad es: 1≥divF

Si se conocen las demandas máximas individuales de cualquier grupo de cargas y el factor

de diversidad, la demanda del grupo será igual a la suma de las demandas individuales

divididas entre el factor de diversidad: este se usa para determinar la máxima demanda

resultante de la combinación de un grupo individual de cargas o de la combinación de dos o

más grupos. Estas combinaciones podrían representar un grupo de consumidores

alimentados por un transformador, un grupo de transformadores cuyo suministro proviene

de un alimentador primario o un grupo de alimentadores primarios dependientes de una

subestación.

En ocasiones, se prefiere un factor de multiplicación más que de división, por lo que se

definió el factor de coincidencia, que será entonces el recíproco del factor de diversidad, de

tal manera que la demanda máxima se puede calcular multiplicando la suma de un grupo de

demandas por el factor de coincidencia. Mientras que el factor de diversidad nunca es

menor que la unidad, el factor de coincidencia nunca es mayor que la unidad.

El factor de coincidencia puede considerarse como el porcentaje promedio de la demanda

máxima individual de un grupo que es coincidente en el momento de la demanda máxima

del grupo o la contribución de cada carga individualmente, en por ciento de su demanda,

para la demanda total combinada.



217

Los factores de diversidad y coincidencia se afectan por el número de cargas individuales,

el factor de carga, las costumbres de vida de la zona, etc. El factor de diversidad tiende a

incrementarse con el número de consumidores en un grupo con rapidez al principio y más

lentamente a medida que el número es mayor (figura 5.3). Por otra parte, el factor de

coincidencia decrece rápidamente en un principio y con más lentitud a medida que el

número de consumidores se incrementa.

Figura 5.3: Límites de variación del factor de coincidencia para grupos diversos de

consumidores residenciales18

Si el factor de carga de una carga individual es bajo, la máxima demanda será de corta

duración y pico pronunciado. Si un grupo de cargas individuales se combina de tal manera

que haya sólo una pequeña diferencia en el tiempo en que se presentan las máximas

demandas individuales, producirán un alto grado de diversidad o falta de coincidencia y el

factor de diversidad será alto.



218

Si los valles en la curva de carga no son profundos en extremo, la diferencia entre el

promedio y la máxima demanda no será grande; si se eleva la curva de tal manera que la

máxima demanda sea menos pronunciada y el grado de coincidencia entre las máximas

demandas sea mayor, el factor de diversidad será menor o el factor de coincidencia será

mayor.

La razón por la cual la diversidad cambia con el factor de carga es bastante rápida para

factores de carga individuales de 30%; más allá de este punto, los cambios de diversidad

son más pequeños.

La diversidad entre las cargas individuales o grupos separados tiende a incrementarse si las

características de la carga difieren, de tal manera que si un grupo de cargas individuales

tiene normalmente su demanda máxima por la tarde (como las cargas residenciales) y se

combina con un grupo formado por cargas individuales, que normalmente tienen sus

demandas máximas en la mañana (como en pequeñas o medianas industrias), el factor de

diversidad será mayor que si todas las cargas tuvieran su máxima demanda en la tarde o

todos sus máximos en las mañanas.

La figura 5.3 muestra el rango aproximado de coincidencia para consumidores residenciales

con base en demandas máximas anuales. Las curvas de la figura representan los límites de

los rangos aproximados de los factores de coincidencia, para grupos compuestos de

consumidores residenciales promedio.

Los hábitos locales y las características locales de cargas residenciales pueden causar estas

variaciones de diversidad. Dado que el factor de carga de iluminación comercial y cargas

de potencia y de iluminación industrial y cargas de potencia usualmente es mayor que la

iluminación residencial y las cargas de aparatos electrodomésticos, el valor de la diversidad

entre tales cargas, por lo general, es apreciablemente menor que la diversidad entre las

cargas residenciales.


219

El factor de coincidencia para cargas comerciales o industriales puede ser hasta el doble

que para las cargas residenciales. El factor de coincidencia promedio mensual usualmente

será mayor que el factor correspondiente para un año. Esto se debe a los cambios de

estación en la carga y a que la diversidad anual se basa en 12 diferentes demandas máximas

durante el año, mientras que la diversidad mensual se apoya únicamente en la más grande

de esta En la estimación de carga para el diseño de un sistema, por lo general, se emplea el

factor de coincidencia o diversidad anual.

Si gran número de pequeños transformadores se combina, por ejemplo, en un alimentador

de tipo rural, el factor de diversidad entre los transformadores será mayor que entre un

grupo de transformadores grandes de tipo urbano, alimentando cargas residenciales fuertes

o de tipo ligero de iluminación o de potencia comercial e industrial.

Para la determinación del factor de diversidad y del factor de coincidencia para cada uno de

los sectores: residencial, general e industrial, se realizó un análisis detallado de la medición

real mensual de diferentes tipos de clientes y de diversos tipos de comportamiento de

consumo. Este análisis se realizó durante una semana completa con la finalidad de ver el

comportamiento en las 24 horas de cada uno de los días de la semana. La medición se

realizó cada 15 minutos y se comparó para cada uno de los clientes en el mismo intervalo

de medición y así poder obtener los datos reales y poder estimar con claridad potencias

máximas simultáneas y poder definir cada uno de los factores.

5.3.1. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial

Para realizar estos cálculos se analizó el comportamiento de carga durante una semana

completa, con registros cada 15 minutos de 30 transformadores de distribución que están

sirviendo a clientes del sector residencial, mismos equipos que se usaron para la

determinación del factor de carga, solamente con la diferencia de que se escogieron

aquellos transformadores que tenían los registros en el mismo periodo de tiempo.


220

Los datos se trabajaron en una hoja de Excel, pero estos son difíciles de presentar en el

documento por la cantidad de datos y de información que se manipula. En este caso, la hoja

tiene aproximadamente 680 filas x 33 columnas (22.440 celdas) y los resultados finales

más importantes para estimar los factores se encuentran en la tabla 5.7.

En la tabla 5.7 se presentan dos conceptos para la estimación del factor de diversidad y de

este se obtiene el factor de coincidencia. El primero de estos conceptos se denomina

Máxima Potencia; entre los valores de Potencia Máxima se refiere al máximo valor de

potencia encontrado en la sumatoria de potencias de cada intervalo de medición de 15

minutos para los 30 transformadores y con esto se logra determinar con exactitud la

demanda máxima simultánea y el otro término Suma de la Potencia Máxima, se refiere a la

suma de la máxima potencia alcanzada por cada transformador durante la semana y con

estos resultados se obtiene un factor de diversidad de 1,4038 y un factor de coincidencia del

71,23 %.

Tabla 5.7: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Residencial

Máxima Potencia entre valores de Potencia Máxima = 1.120,71

Suma de la Potencia Máxima = 1.573,27

Factor de Diversidad = 1,4038

Factor de Coincidencia = 0,7123 o 71.23 %

5.3.2. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General

Para realizar estos cálculos, se analizó el comportamiento de carga durante una semana

completa, con registros cada 15 minutos de 137 clientes de este sector, los mismos que se

analizaron para la determinación del factor de carga, solamente con la diferencia de que se

escogieron aquellos que tenían los registros en el mismo periodo de tiempo.


221

Los datos se trabajaron en una hoja de Excel, pero estos son difíciles de presentar en el

documento por la cantidad de datos y de información que se manipula. En este caso, la hoja

tiene aproximadamente 680 filas x 137 columnas (93.160 celdas) y los resultados finales

más importantes, para estimar los factores, se encuentran en la tabla 5.8.

Al igual que en la tabla 5.7, en la tabla 5.8 se presentan dos conceptos para la estimación

del factor de diversidad que son Máxima Potencia entre los valores de Potencia Máxima y

Suma de la Potencia Máxima y tienen el mismo concepto indicado anteriormente y con


80,83 %.

Tabla 5.8: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector General




Factor de Coincidencia = 0,8083 ó 80.83%

5.3.3. Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial

Para realizar estos cálculos se analizó el comportamiento de carga durante una semana

completa, con registros cada 15 minutos de 183 clientes de este sector, los mismos que se

analizaron para la determinación del factor de carga, solamente con la diferencia de que se

escogieron aquellos que tenían los registros en el mismo periodo de tiempo.

Los datos se trabajaron en una hoja de Excel, pero los mismos son difíciles de presentar en

el documento, por la cantidad de datos y de información que se manipula. En este caso, la

hoja tiene aproximadamente 680 filas x 185 columnas (125.800 celdas) y los resultados

finales más importantes, para estimar los factores se encuentran en la tabla 5.9.


222

Al igual que en la tabla 5.7, en la tabla 5.9 se presentan dos conceptos para la estimación

del factor de diversidad que son Máxima Potencia entre los valores de Potencia Máxima y

Suma de la Potencia Máxima y tienen el mismo concepto indicado anteriormente y con


77,64 %.

Tabla 5.9: Factor de Diversidad y Factor de Coincidencia del Sector Industrial




Factor de Coincidencia = 0,7764 o 77,64 % 5.4. Factor de Pérdidas

En general, se acepta que el nivel de “pérdidas técnicas” puede variar entre un 2% y un

12%, según el nivel de tensión y el estado y antigüedad de las redes y los sistemas conexos,

pero es importante mencionar que las pérdidas son mayores cuanto menor es el nivel de

tensión, ello significa que son los sistemas de distribución los que suelen registrar

porcentajes más altos dentro de la cadena que conforma un sistema eléctrico; así que las

pérdidas siempre están presentes y por lo tanto, no se pueden dejar por fuera de esta

estimación del valor de la demanda.

Con el crecimiento del sistema de distribución, las pérdidas técnicas se van incrementando

porque los diferentes elementos que lo conforman, tales como los transformadores de

potencia y los equipos de las subestaciones, las redes de media y baja tensión y los

transformadores de distribución que alimentan los clientes, presentan pérdidas y dentro de

los que más aportan son los conductores porque dependen directamente de la cargabilidad y

de la ampacidad de los mismos.


223

Es importante indicar que las pérdidas, generalmente en las empresas de distribución, se

obtienen realizando el cociente entre la energía vendida entre la energía total puesta a

disposición de los clientes. Para efectos de determinar el factor de pérdidas se realizaron

varias simulaciones y en el mejor de los casos para utilizarlo en la estimación final de la

demanda. Dentro de las opciones realizadas están las siguientes:

1. Pérdidas promedio, con los datos de los últimos 7 años, periodo 2000 – 2006,

incluyendo el valor obtenido en el 2006. En la tabla 5.10, se presentan los datos

utilizados para determinar las pérdidas, obteniendo un valor un promedio de

8,0031%.

Tabla 5.10: Pérdidas en el Sistema de Distribución

Energía % Año Total Vendida Pérdidas

GWh GWh 2000 2.773,91 2.546,80 8,187360 2001 2.842,46 2.622,82 7,727110 2002 2.957,54 2.734,57 7,539036 2003 3.103,32 2.849,83 8,168349 2004 3.223,08 2.955,71 8,295481 2005 3.295,73 3.039,67 7,769447 2006 3.440,03 3.153,31 8,334811

Promedio de Pérdidas 8,0031

2. Estimación futura de las pérdidas, la cual se realizó proyectando la energía total

puesta a disposición de los clientes y las ventas de energía propiamente y el

cociente entre el segundo y el primer concepto darían como resultado las pérdidas

que tendrá el sistema de distribución. Este ejercicio no fue el mejor porque al

realizar las proyecciones en forma independiente, la proyección tiende a dar

resultados cada vez menores de las pérdidas y es debido a que estima que las ventas

de energía crecen más que la energía total e incluso en los últimos años de la

proyección las pérdidas resultan negativas. En la tabla 5.11, se presentan estos

resultados.


224

Tabla 5.11: Proyección Pérdidas a través de ventas futuras

Año ENERGÍA TOTAL VENTAS DE ENERGIA PÉRDIDAS (%) GWh GWh PROYECCIÓN *

1979 1.108 990 10,63 1980 1.219 1.079 11,43 1981 1.257 1.140 9,30 1982 1.260 1.161 7,85 1983 1.270 1.205 5,13 1984 1.323 1.247 5,72 1985 1.401 1.304 6,87 1986 1.463 1.392 4,87 1987 1.625 1.544 4,99 1988 1.653 1.595 3,50 1989 1.680 1.636 2,58 1990 1.796 1.730 3,65 1991 1.839 1.741 5,32 1992 1.939 1.767 8,86 1993 2.057 1.889 8,19 1994 2.153 1.982 7,94 1995 2.207 2.029 8,06 1996 2.267 2.049 9,60 1997 2.365 2.143 9,40 1998 2.532 2.309 8,81 1999 2.661 2.436 8,44 2000 2.774 2.547 8,19 2001 2.842 2.623 7,73 2002 2.958 2.735 7,54 2003 3.103 2.850 8,17 2004 3.223 2.956 8,30 2005 3.296 3.040 7,77

2006 * 3.470 3.216 7,34 2007 * 3.605 3.352 7,03 2008 * 3.743 3.494 6,66 2009 * 3.885 3.642 6,25 2010 * 4.030 3.796 5,79 2011 * 4.178 3.957 5,29 2012 * 4.330 4.125 4,74 2013 * 4.485 4.300 4,14 2014 * 4.644 4.482 3,49 2015 * 4.806 4.672 2,79 2016 * 4.972 4.870 2,05 2017 * 5.141 5.076 1,25 2018 * 5.313 5.291 0,41 2019 * 5.489 5.516 -0,49 2020 * 5.668 5.749 -1,44


225

3. Proyección de las pérdidas, esta simulación consistió en estimar las pérdidas a partir

de los resultados estas en los últimos años, debido a que los resultados indicados en

el punto anterior no fueron satisfactorios. En la tabla 5.12, se presentan los

resultados obtenidos para las pérdidas, a partir del 2006, las cuales oscilan entre 7,9

% y 7,1 %, además se presentan los límites superior e inferior que da la proyección.

También, es importante acotar que en este cálculo se consideró a partir de 1992

porque hacia atrás los resultados obtenidos presentan muchas diferencias, ver figura

5.4, lo que provoca inconsistencias en la proyección.

Tabla 5.12: Proyección de Pérdidas (%)

Año PÉRDIDAS (%) PÉRDIDAS (%) PÉRDIDAS (%) Límite Inferior Límite Superior

1992 8,8610 1993 8,1860 1994 7,9370 1995 8,0570 1996 9,6030 1997 9,3960 1998 8,8110 1999 8,4430 2000 8,1870 2001 7,7270 2002 7,5390 2003 8,1680 2004 8,2950 2005 7,7700

2006 * 7,8960 6,8460 8,9460 2007 * 7,8340 6,7850 8,8840 2008 * 7,7730 6,7230 8,8230 2009 * 7,7120 6,6620 8,7620 2010 * 7,6500 6,6010 8,7000 2011 * 7,5890 6,5390 8,6390 2012 * 7,5280 6,4780 8,5780 2013 * 7,4670 6,4170 8,5160 2014 * 7,4050 6,3550 8,4550 2015 * 7,3440 6,2940 8,3940 2016 * 7,2830 6,2330 8,3320 2017 * 7,2210 6,1710 8,2710 2018 * 7,1600 6,1100 8,2100 2019 * 7,0990 6,0490 8,1480 2020 * 7,0370 5,9870 8,0870


226

Figura 5.4: Proyección de las Pérdidas

Finalmente, para los efectos de la determinación de la demanda futura del sistema de

distribución de la CNFL, se va a utilizar el valor de 8,0 % a lo largo de la proyección., valor

más alto que se obtuvo de las tres formas en que calcularon las pérdidas.

En este capítulo, se presentan los resultados de demanda obtenidos para los distritos que

conforman el cantón de Belén, luego de aplicar los factores anteriormente descritos, así

como la proyección total de demanda del cantón, la cual es la sumatoria de las proyecciones

de cada uno de los distritos por sector. Esta misma información se ha desarrollado para

cada uno de los distritos y cantones indicados anteriormente, pero no se presentan en este

capítulo por efectos de espacio y solamente se presentarán resultados finales en el Apéndice

II.

4

6

8

10

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020

Leyenda

PORC_PERDIDAS


227

5.5. Determinación de la Demanda para el cantón Belén

Para la determinación de la demanda de cada uno de los distritos y cantones que forman

parte del área de concesión de la CNFL, se utiliza la información de las proyecciones de

energía y los factores de carga, diversidad y pérdidas para cada uno de los sectores, que se

describieron anteriormente y a través de la ecuación 5.1.

Para efectos de este proyecto, se presentan los resultados de los distritos de Belén para cada

uno de los sectores: Asunción, La Ribera y San Antonio.

5.5.1. Distrito San Antonio de Belén

Los resultados de la demanda del sector residencial, general e industrial se presentan a

continuación:

1. Tabla 5.13, con la base histórica de 1979 al 2005, las proyecciones de clientes y de

energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector residencial.


energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector general.


energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020 del sector industrial.


energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Distrito San

Antonio.


228

Tabla 5.13: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio

Año NO. DE CLIENTES CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH) CONSUMO (MWH) DEMANDA (MW) DEMANDA (MW) DEMANDA (MW)

A PARTIR DEL 2006 A PARTIR DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR

1979 835 2.422,99 1980 874 2.515,21 1981 945 2.898,67 1982 1.069 3.315,98 1983 1.097 3.027,78 1984 1.118 3.584,82 1985 1.171 3.706,12 1986 1.190 4.092,73 1987 1.225 4.286,19 1988 1.374 4.528,22 1989 1.521 5.128,89 1990 1.679 5.575,19 1991 2.074 6.126,22 1992 2.130 6.402,53 1993 2.190 6.591,34 1994 2.239 7.366,27 1995 2.350 7.503,62 1996 2.462 7.640,97 1997 2.573 7.778,32 1998 2.657 8.111,79 1999 2.775 8.471,72 2000 2.906 9.080,75 2001 3.078 9.688,72 2002 3.102 9.770,82 2003 3.356 11.137,88 2004 3.472 10.629,30 2005 3.570 11.962,35 2006 3.766 11.994,76 11.461,69 12.527,83 2,25 2,15 2,35 2007 3.916 12.482,31 11.949,24 13.015,38 2,34 2,24 2,44 2008 4.068 12.979,10 12.446,03 13.512,17 2,44 2,34 2,54 2009 4.223 13.485,14 12.952,07 14.018,21 2,53 2,43 2,63 2010 4.381 14.000,42 13.467,35 14.533,49 2,63 2,53 2,73 2011 4.542 14.524,95 13.991,88 15.058,02 2,73 2,63 2,83 2012 4.705 15.058,72 14.525,65 15.591,79 2,83 2,73 2,93 2013 4.871 15.601,74 15.068,67 16.134,81 2,93 2,83 3,03 2014 5.040 16.154,00 15.620,93 16.687,07 3,03 2,93 3,13 2015 5.211 16.715,51 16.182,44 17.248,58 3,14 3,04 3,24 2016 5.386 17.286,26 16.753,19 17.819,33 3,24 3,14 3,34 2017 5.563 17.866,25 17.333,18 18.399,32 3,35 3,25 3,45 2018 5.742 18.455,49 17.922,42 18.988,56 3,46 3,36 3,56 2019 5.925 19.053,98 18.520,91 19.587,05 3,58 3,48 3,68 2020 6.110 19.661,71 19.128,64 20.194,78 3,69 3,59 3,79


229

Tabla 5.14: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: San Antonio



1979 114 1.646,64 1980 148 1.482,54 1981 149 2.199,42 1982 174 2.541,89 1983 179 2.725,28 1984 188 3.453,85 1985 217 3.043,37 1986 228 3.108,51 1987 225 3.349,05 1988 226 3.112,96 1989 239 3.661,40 1990 249 3.193,25 1991 252 4.166,01 1992 296 4.070,90 1993 305 4.105,73 1994 324 4.783,91 1995 358 5.108,18 1996 393 5.432,44 1997 427 5.756,71 1998 468 7.419,67 1999 471 8.584,46 2000 484 10.208,28 2001 519 12.863,43 2002 535 13.242,37 2003 641 14.719,31 2004 666 14.886,71 2005 685 15.907,59 2006 721 16.359,34 11.935,88 20.782,79 2,87 2,09 3,64 2007 762 16.899,45 9.756,13 24.042,78 2,96 1,71 4,21 2008 805 17.439,57 8.357,32 26.521,82 3,06 1,46 4,65 2009 848 17.979,69 7.305,08 28.654,30 3,15 1,28 5,02 2010 893 18.519,81 6.461,31 30.578,30 3,25 1,13 5,36 2011 940 19.059,92 5.760,77 32.359,08 3,34 1,01 5,67 2012 988 19.600,04 5.166,48 34.033,60 3,44 0,91 5,97 2013 1.037 20.140,16 4.655,08 35.625,24 3,53 0,82 6,24 2014 1.088 20.680,27 4.210,67 37.149,88 3,62 0,74 6,51 2015 1.140 21.220,39 3.821,89 38.618,90 3,72 0,67 6,77 2016 1.194 21.760,51 3.480,25 40.040,77 3,81 0,61 7,02 2017 1.249 22.300,63 3.179,22 41.422,03 3,91 0,56 7,26 2018 1.305 22.840,74 2.913,67 42.767,82 4,00 0,51 7,50 2019 1.363 23.380,86 2.679,45 44.082,27 4,10 0,47 7,73 2020 1.423 23.920,98 2.473,17 45.368,79 4,19 0,43 7,95


230

Tabla 5.15: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: San Antonio



1979 20 498,40 1980 20 620,91 1981 15 328,03 1982 13 264,21 1983 12 637,76 1984 12 617,50 1985 13 1.344,28 1986 13 1.365,17 1987 20 1.544,49 1988 23 2.082,97 1989 23 2.125,30 1990 26 2.214,07 1991 33 20.706,84 1992 36 19.937,12 1993 41 39.622,25 1994 43 50.590,33 1995 43 57.308,47 1996 44 64.026,61 1997 44 70.744,76 1998 45 79.991,85 1999 45 147.501,17 2000 45 88.171,76 2001 48 85.074,80 2002 48 85.376,51 2003 45 92.032,88 2004 41 94.250,93 2005 40 111.237,31 2006 40 99.309,74 75.479,90 123.139,59 15,70 11,93 19,46 2007 40 99.373,73 75.543,89 123.203,58 15,71 11,94 19,47 2008 40 99.410,63 75.580,79 123.240,48 15,71 11,95 19,48 2009 40 99.431,90 75.602,06 123.261,74 15,72 11,95 19,48 2010 40 99.444,16 75.614,31 123.274,00 15,72 11,95 19,49 2011 40 99.451,22 75.621,38 123.281,06 15,72 11,95 19,49 2012 40 99.455,29 75.625,45 123.285,13 15,72 11,95 19,49 2013 40 99.457,63 75.627,79 123.287,48 15,72 11,95 19,49 2014 40 99.458,98 75.629,14 123.288,83 15,72 11,95 19,49 2015 40 99.459,77 75.629,92 123.289,61 15,72 11,95 19,49 2016 40 99.460,21 75.630,37 123.290,06 15,72 11,95 19,49 2017 40 99.460,47 75.630,63 123.290,31 15,72 11,95 19,49 2018 40 99.460,62 75.630,77 123.290,46 15,72 11,95 19,49 2019 40 99.460,70 75.630,86 123.290,55 15,72 11,95 19,49 2020 40 99.460,75 75.630,91 123.290,59 15,72 11,95 19,49


231

Tabla 5.16: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: San Antonio



1979 969 4.568,02 1980 1.042 4.618,66 1981 1.109 5.426,12 1982 1.256 6.122,08 1983 1.288 6.390,82 1984 1.318 7.656,17 1985 1.401 8.093,77 1986 1.431 8.566,41 1987 1.470 9.179,72 1988 1.623 9.724,16 1989 1.783 10.915,60 1990 1.954 10.982,51 1991 2.359 30.999,08 1992 2.462 30.410,56 1993 2.536 50.319,32 1994 2.606 62.740,52 1995 2.752 69.920,27 1996 2.898 77.100,03 1997 3.044 84.279,79 1998 3.170 95.523,31 1999 3.291 164.557,34 2000 3.435 107.460,78 2001 3.645 107.626,95 2002 3.685 108.389,70 2003 4.042 117.890,07 2004 4.179 119.766,94 2005 4.295 139.107,25 2006 4.527 127.663,84 98.877,46 156.450,21 20,82 16,17 25,46 2007 4.718 128.755,50 97.249,26 160.261,73 21,01 15,89 26,13 2008 4.913 129.829,31 96.384,14 163.274,47 21,21 15,75 26,67 2009 5.111 130.896,73 95.859,20 165.934,25 21,40 15,66 27,14 2010 5.315 131.964,38 95.542,97 168.385,80 21,59 15,61 27,57 2011 5.522 133.036,09 95.374,02 170.698,16 21,79 15,59 27,98 2012 5.733 134.114,05 95.317,58 172.910,52 21,98 15,59 28,38 2013 5.949 135.199,53 95.351,53 175.047,53 22,18 15,60 28,76 2014 6.168 136.293,26 95.460,74 177.125,77 22,38 15,62 29,13 2015 6.392 137.395,66 95.634,24 179.157,08 22,58 15,66 29,49 2016 6.620 138.506,98 95.863,80 181.150,16 22,78 15,71 29,85 2017 6.852 139.627,35 96.143,03 183.111,67 22,98 15,77 30,20 2018 7.088 140.756,86 96.466,87 185.046,84 23,19 15,83 30,55 2019 7.328 141.895,54 96.831,22 186.959,87 23,40 15,90 30,89 2020 7.572 143.043,44 97.232,72 188.854,16 23,60 15,98 31,23


232

5.5.2. Distrito La Ribera de Belén


continuación:








energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Distrito La

Ribera.


233

Tabla 5.17: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera



1979 587 1.557,57 1980 633 1.441,10 1981 716 1.623,66 1982 645 1.639,62 1983 671 1.653,49 1984 690 1.928,27 1985 733 2.099,51 1986 754 2.312,97 1987 802 2.368,67 1988 825 2.419,67 1989 873 2.471,39 1990 908 2.519,40 1991 767 2.390,39 1992 782 2.461,16 1993 802 2.513,76 1994 828 2.695,33 1995 875 2.802,83 1996 921 2.910,34 1997 968 3.017,84 1998 1.020 3.271,33 1999 1.072 3.466,64 2000 1.138 3.493,46 2001 1.214 4.044,43 2002 1.225 4.097,03 2003 1.312 4.668,37 2004 1.365 4.384,11 2005 1.430 4.969,47 2006 1.453 4.936,06 4.563,17 5.308,96 0,93 0,86 1,00 2007 1.513 5.160,19 4.787,30 5.533,08 0,97 0,90 1,04 2008 1.576 5.391,62 5.018,73 5.764,51 1,01 0,94 1,08 2009 1.642 5.630,35 5.257,45 6.003,24 1,06 0,99 1,13 2010 1.709 5.876,37 5.503,48 6.249,27 1,10 1,03 1,17 2011 1.779 6.129,70 5.756,80 6.502,59 1,15 1,08 1,22 2012 1.851 6.390,32 6.017,43 6.763,21 1,20 1,13 1,27 2013 1.925 6.658,24 6.285,35 7.031,13 1,25 1,18 1,32 2014 2.002 6.933,46 6.560,57 7.306,35 1,30 1,23 1,37 2015 2.081 7.215,98 6.843,09 7.588,87 1,35 1,28 1,42 2016 2.162 7.505,80 7.132,91 7.878,69 1,41 1,34 1,48 2017 2.245 7.802,91 7.430,02 8.175,81 1,46 1,39 1,53 2018 2.331 8.107,33 7.734,44 8.480,22 1,52 1,45 1,59 2019 2.419 8.419,04 8.046,15 8.791,94 1,58 1,51 1,65 2020 2.509 8.738,05 8.365,16 9.110,95 1,64 1,57 1,71


234

Tabla 5.18: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: La Ribera



1979 61 1.728,88 1980 76 2.062,60 1981 72 2.201,94 1982 85 2.177,36 1983 85 2.098,70 1984 83 2.216,88 1985 88 2.205,02 1986 90 2.248,99 1987 96 2.253,42 1988 99 2.218,72 1989 97 2.160,24 1990 95 2.216,06 1991 88 2.181,15 1992 91 2.038,23 1993 95 2.019,99 1994 99 2.309,23 1995 103 2.497,26 1996 106 2.685,29 1997 109 2.873,31 1998 114 3.435,02 1999 126 4.040,10 2000 128 4.334,61 2001 126 4.020,45 2002 128 4.000,79 2003 142 4.541,22 2004 181 4.753,76 2005 193 6.449,27 2006 206 7.080,84 5.912,90 8.248,78 1,24 1,04 1,45 2007 219 7.712,40 5.817,76 9.607,05 1,35 1,02 1,68 2008 232 8.343,97 5.932,48 10.755,46 1,46 1,04 1,89 2009 245 8.975,53 6.139,89 11.811,18 1,57 1,08 2,07 2010 258 9.607,10 6.402,97 12.811,23 1,68 1,12 2,25 2011 271 10.238,66 6.704,26 13.773,07 1,79 1,18 2,41 2012 284 10.870,23 7.033,87 14.706,59 1,91 1,23 2,58 2013 296 11.501,80 7.385,58 15.618,01 2,02 1,29 2,74 2014 309 12.133,36 7.755,14 16.511,58 2,13 1,36 2,89 2015 322 12.764,93 8.139,52 17.390,33 2,24 1,43 3,05 2016 335 13.396,49 8.536,45 18.256,53 2,35 1,50 3,20 2017 348 14.028,06 8.944,20 19.111,91 2,46 1,57 3,35 2018 361 14.659,62 9.361,40 19.957,85 2,57 1,64 3,50 2019 374 15.291,19 9.786,94 20.795,44 2,68 1,72 3,64 2020 387 15.922,75 10.219,92 21.625,59 2,79 1,79 3,79


235

Tabla 5.19: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: La Ribera



1979 25 1.664,28 1980 26 2.227,98 1981 23 1.400,08 1982 20 1.834,45 1983 21 2.585,93 1984 20 2.975,64 1985 17 2.679,47 1986 16 3.204,27 1987 28 3.055,31 1988 26 3.073,48 1989 25 3.188,21 1990 26 3.432,55 1991 26 3.038,50 1992 29 3.226,22 1993 30 2.692,10 1994 29 2.571,31 1995 30 2.419,83 1996 32 2.268,35 1997 33 2.116,87 1998 33 2.387,92 1999 29 2.242,44 2000 26 2.076,45 2001 23 2.240,73 2002 23 2.237,34 2003 24 2.323,89 2004 18 2.090,61 2005 16 2.072,37 2006 16 2.088,62 1.400,39 2.776,85 0,33 0,22 0,44 2007 16 2.088,62 1.223,15 2.954,10 0,33 0,19 0,47 2008 16 2.088,62 1.076,48 3.100,77 0,33 0,17 0,49 2009 16 2.088,62 948,52 3.228,72 0,33 0,15 0,51 2010 16 2.088,62 833,55 3.343,70 0,33 0,13 0,53 2011 16 2.088,62 728,25 3.448,99 0,33 0,12 0,55 2012 16 2.088,62 630,55 3.546,70 0,33 0,10 0,56 2013 16 2.088,62 538,98 3.638,26 0,33 0,09 0,58 2014 16 2.088,62 452,54 3.724,71 0,33 0,07 0,59 2015 16 2.088,62 370,44 3.806,81 0,33 0,06 0,60 2016 16 2.088,62 292,09 3.885,16 0,33 0,05 0,61 2017 16 2.088,62 217,01 3.960,24 0,33 0,03 0,63 2018 16 2.088,62 144,83 4.032,42 0,33 0,02 0,64 2019 16 2.088,62 75,24 4.102,01 0,33 0,01 0,65 2020 16 2.088,62 7,97 4.169,27 0,33 0,00 0,66


236

Tabla 5.20: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: La Ribera



1979 673 4.950,73 1980 735 5.731,68 1981 811 5.225,68 1982 750 5.651,43 1983 777 6.338,12 1984 793 7.120,79 1985 838 6.983,99 1986 860 7.766,24 1987 926 7.677,40 1988 950 7.711,87 1989 995 7.819,83 1990 1.029 8.168,02 1991 881 7.610,05 1992 902 7.725,61 1993 927 7.225,85 1994 956 7.575,87 1995 1.008 7.719,92 1996 1.059 7.863,97 1997 1.110 8.008,03 1998 1.167 9.094,27 1999 1.227 9.749,18 2000 1.292 9.904,53 2001 1.363 10.305,61 2002 1.376 10.335,16 2003 1.478 11.533,48 2004 1.564 11.228,49 2005 1.639 13.491,11 2006 1.675 14.105,52 11.876,46 16.334,59 2,50 2,11 2,88 2007 1.748 14.961,22 11.828,20 18.094,23 2,65 2,11 3,19 2008 1.824 15.824,21 12.027,69 19.620,74 2,80 2,15 3,46 2009 1.902 16.694,50 12.345,87 21.043,14 2,96 2,21 3,71 2010 1.983 17.572,10 12.740,00 22.404,20 3,12 2,29 3,95 2011 2.066 18.456,99 13.189,31 23.724,66 3,28 2,37 4,18 2012 2.151 19.349,17 13.681,85 25.016,50 3,43 2,46 4,41 2013 2.238 20.248,66 14.209,91 26.287,41 3,60 2,56 4,63 2014 2.327 21.155,45 14.768,25 27.542,64 3,76 2,66 4,85 2015 2.419 22.069,53 15.353,04 28.786,02 3,92 2,77 5,07 2016 2.513 22.990,91 15.961,44 30.020,39 4,09 2,88 5,29 2017 2.609 23.919,60 16.591,23 31.247,96 4,25 3,00 5,51 2018 2.708 24.855,58 17.240,67 32.470,48 4,42 3,12 5,73 2019 2.809 25.798,85 17.908,33 33.689,38 4,59 3,24 5,94 2020 2.912 26.749,43 18.593,05 34.905,81 4,76 3,36 6,16


237

5.5.3. Distrito Asunción de Belén


continuación:








energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Distrito

Asunción.


238

Tabla 5.21: Demanda Residencial - Cantón Belén, Distrito: Asunción



1979 299 1.546,09 1980 349 2.022,84 1981 410 2.108,95 1982 402 1.911,19 1983 435 1.982,69 1984 448 2.359,11 1985 477 2.610,88 1986 490 2.774,22 1987 527 2.943,98 1988 553 3.204,49 1989 597 3.395,25 1990 634 3.544,00 1991 705 3.567,45 1992 732 3.775,22 1993 788 4.867,66 1994 823 4.724,32 1995 884 4.798,07 1996 944 4.871,83 1997 1.005 4.945,58 1998 1.058 5.424,29 1999 1.116 5.935,65 2000 1.200 6.562,13 2001 1.259 6.991,25 2002 1.278 7.027,79 2003 1.436 8.175,86 2004 1.483 7.939,06 2005 1.520 9.004,92 2006 1.582 9.075,76 8.571,22 9.580,30 1,70 1,61 1,80 2007 1.593 9.553,07 9.048,53 10.057,61 1,79 1,70 1,89 2008 1.603 10.045,26 9.540,72 10.549,80 1,89 1,79 1,98 2009 1.611 10.552,34 10.047,80 11.056,88 1,98 1,89 2,08 2010 1.618 11.074,31 10.569,77 11.578,85 2,08 1,98 2,17 2011 1.624 11.611,16 11.106,62 12.115,70 2,18 2,08 2,27 2012 1.629 12.162,90 11.658,36 12.667,44 2,28 2,19 2,38 2013 1.634 12.729,52 12.224,98 13.234,06 2,39 2,29 2,48 2014 1.638 13.311,03 12.806,49 13.815,57 2,50 2,40 2,59 2015 1.641 13.907,42 13.402,88 14.411,96 2,61 2,52 2,71 2016 1.644 14.518,70 14.014,16 15.023,24 2,73 2,63 2,82 2017 1.647 15.144,87 14.640,33 15.649,41 2,84 2,75 2,94 2018 1.649 15.785,92 15.281,38 16.290,46 2,96 2,87 3,06 2019 1.651 16.441,86 15.937,32 16.946,40 3,09 2,99 3,18 2020 1.653 17.112,68 16.608,14 17.617,22 3,21 3,12 3,31


239

Tabla 5.22: Demanda General - Cantón Belén, Distrito: Asunción



1979 71 2.767,82 1980 75 2.996,03 1981 67 2.329,09 1982 62 2.284,69 1983 62 2.647,74 1984 68 2.901,93 1985 70 2.950,74 1986 76 2.908,60 1987 67 3.281,72 1988 64 3.206,07 1989 68 3.172,43 1990 70 3.466,63 1991 87 3.788,62 1992 95 3.853,09 1993 90 3.927,82 1994 96 4.234,66 1995 107 4.285,36 1996 117 4.336,06 1997 128 4.386,76 1998 133 4.577,55 1999 128 4.768,33 2000 137 4.831,93 2001 155 4.895,53 2002 158 4.959,12 2003 175 5.149,91 2004 189 5.326,37 2005 198 6.443,56 2006 210 5.997,81 5.541,46 6.454,15 1,05 0,97 1,13 2007 223 6.199,54 5.743,20 6.655,88 1,09 1,01 1,17 2008 237 6.406,47 5.950,13 6.862,81 1,12 1,04 1,20 2009 251 6.618,60 6.162,25 7.074,94 1,16 1,08 1,24 2010 266 6.835,92 6.379,58 7.292,26 1,20 1,12 1,28 2011 281 7.058,44 6.602,10 7.514,79 1,24 1,16 1,32 2012 297 7.286,16 6.829,82 7.742,51 1,28 1,20 1,36 2013 313 7.519,08 7.062,74 7.975,42 1,32 1,24 1,40 2014 330 7.757,20 7.300,85 8.213,54 1,36 1,28 1,44 2015 348 8.000,51 7.544,17 8.456,85 1,40 1,32 1,48 2016 366 8.249,02 7.792,68 8.705,36 1,45 1,37 1,53 2017 384 8.502,73 8.046,39 8.959,07 1,49 1,41 1,57 2018 404 8.761,64 8.305,29 9.217,98 1,54 1,46 1,62 2019 423 9.025,74 8.569,40 9.482,08 1,58 1,50 1,66 2020 444 9.295,04 8.838,70 9.751,38 1,63 1,55 1,71


240

Tabla 5.23: Demanda Industrial - Cantón Belén, Distrito: Asunción



1979 9 28.505,45 1980 9 30.382,56 1981 9 30.376,28 1982 8 24.533,85 1983 6 28.743,29 1984 4 24.105,57 1985 3 20.834,72 1986 11 32.162,76 1987 23 39.772,43 1988 25 42.642,54 1989 25 44.287,57 1990 22 47.453,37 1991 24 43.826,86 1992 30 48.765,31 1993 31 46.988,83 1994 32 70.725,57 1995 32 67.637,57 1996 31 64.549,56 1997 31 61.461,56 1998 26 64.083,95 1999 26 65.832,21 2000 26 66.706,34 2001 26 69.328,72 2002 26 71.076,98 2003 27 71.951,11 2004 23 73.087,75 2005 23 85.363,65 2006 23 84.669,36 71.387,76 97.950,96 13,38 11,28 15,48 2007 23 84.669,36 66.406,98 102.931,74 13,38 10,50 16,27 2008 23 84.669,36 62.519,22 106.819,50 13,38 9,88 16,88 2009 23 84.669,36 59.218,57 110.120,15 13,38 9,36 17,41 2010 23 84.669,36 56.299,37 113.039,35 13,38 8,90 17,87 2011 23 84.669,36 53.653,72 115.685,01 13,38 8,48 18,29 2012 23 84.669,36 51.216,65 118.122,07 13,38 8,10 18,67 2013 23 84.669,36 48.945,45 120.393,27 13,38 7,74 19,03 2014 23 84.669,36 46.810,25 122.528,46 13,38 7,40 19,37 2015 23 84.669,36 44.789,22 124.549,50 13,38 7,08 19,69 2016 23 84.669,36 42.865,78 126.472,95 13,38 6,78 19,99 2017 23 84.669,36 41.027,02 128.311,70 13,38 6,49 20,28 2018 23 84.669,36 39.262,67 130.076,05 13,38 6,21 20,56 2019 23 84.669,36 37.564,36 131.774,36 13,38 5,94 20,83 2020 23 84.669,36 35.925,18 133.413,53 13,38 5,68 21,09


241

Tabla 5.24: Demanda Total - Cantón Belén, Distrito: Asunción



1979 379,00 32.819,37 1980 433,00 35.401,42 1981 486,00 34.814,32 1982 472,00 28.729,73 1983 503,00 33.373,72 1984 520,00 29.366,61 1985 550,00 26.396,34 1986 577,00 37.845,58 1987 617,00 45.998,13 1988 642,00 49.053,10 1989 690,00 50.855,24 1990 726,00 54.464,00 1991 816,00 51.182,93 1992 857,00 56.393,62 1993 909,00 55.784,31 1994 951,34 79.684,55 1995 1.022,23 76.721,00 1996 1.093,11 73.757,45 1997 1.164,00 70.793,91 1998 1.217,00 74.085,79 1999 1.270,00 76.536,19 2000 1.363,00 78.100,40 2001 1.440,00 81.215,50 2002 1.462,00 83.063,90 2003 1.638,00 85.276,88 2004 1.695,00 86.353,18 2005 1.741,00 100.812,13 2006 1.815,65 99.742,92 85.500,44 113.985,41 16,14 13,86 18,41 2007 1.839,52 100.421,96 81.198,70 119.645,23 16,26 13,20 19,32 2008 1.862,53 101.121,09 78.010,07 124.232,11 16,39 12,72 20,07 2009 1.884,87 101.840,30 75.428,63 128.251,97 16,52 12,33 20,72 2010 1.906,68 102.579,59 73.248,71 131.910,46 16,66 12,00 21,32 2011 1.928,10 103.338,96 71.362,44 135.315,49 16,80 11,72 21,88 2012 1.949,25 104.118,42 69.704,82 138.532,01 16,94 11,48 22,41 2013 1.970,23 104.917,96 68.233,16 141.602,76 17,09 11,27 22,91 2014 1.991,15 105.737,58 66.917,60 144.557,57 17,24 11,08 23,40 2015 2.012,08 106.577,29 65.736,27 147.418,32 17,40 10,92 23,87 2016 2.033,10 107.437,08 64.672,62 150.201,55 17,55 10,77 24,34 2017 2.054,27 108.316,96 63.713,74 152.920,18 17,72 10,64 24,79 2018 2.075,65 109.216,91 62.849,34 155.584,49 17,88 10,53 25,23 2019 2.097,28 110.136,95 62.071,07 158.202,84 18,05 10,43 25,67 2020 2.119,20 111.077,08 61.372,02 160.782,13 18,22 10,35 26,10


242

5.6. Resultado final de la Demanda para el Cantón de Belén

Los resultados de la demanda del sector residencial, general e industrial para todo el cantón

de Belén se presentan a continuación:








energía y la determinación de la potencia del 2006 al 2020, total del Cantón de

Belén.


243

Tabla 5.25: Demanda Total Residencial - Cantón Belén



1979 1.721 5.526,65 1980 1.856 5.979,15 1981 2.071 6.631,28 1982 2.116 6.866,79 1983 2.203 6.663,96 1984 2.256 7.872,19 1985 2.381 8.416,51 1986 2.434 9.179,92 1987 2.554 9.598,83 1988 2.752 10.152,38 1989 2.991 10.995,53 1990 3.221 11.638,58 1991 3.546 12.084,06 1992 3.644 12.638,92 1993 3.780 13.972,76 1994 3.890 14.785,91 1995 4.109 15.104,52 1996 4.327 15.423,13 1997 4.546 15.741,74 1998 4.735 16.807,41 1999 4.963 17.874,01 2000 5.244 19.136,35 2001 5.551 20.724,40 2002 5.605 20.895,65 2003 6.104 23.982,11 2004 6.320 22.952,48 2005 6.520 25.936,73 2006 6.801 26.006,58 24.596,07 27.417,08 4,88 4,62 5,15 2007 7.022 27.195,57 25.785,06 28.606,07 5,10 4,84 5,37 2008 7.247 28.415,98 27.005,48 29.826,49 5,33 5,07 5,60 2009 7.476 29.667,83 28.257,32 31.078,33 5,57 5,30 5,83 2010 7.708 30.951,10 29.540,60 32.361,61 5,81 5,54 6,07 2011 7.945 32.265,81 30.855,30 33.676,31 6,06 5,79 6,32 2012 8.185 33.611,94 32.201,43 35.022,44 6,31 6,04 6,57 2013 8.430 34.989,50 33.579,00 36.400,01 6,57 6,30 6,83 2014 8.680 36.398,49 34.987,99 37.808,99 6,83 6,57 7,10 2015 8.934 37.838,91 36.428,41 39.249,41 7,10 6,84 7,37 2016 9.192 39.310,76 37.900,26 40.721,26 7,38 7,11 7,64 2017 9.455 40.814,04 39.403,53 42.224,54 7,66 7,40 7,93 2018 9.722 42.348,74 40.938,24 43.759,25 7,95 7,68 8,21 2019 9.994 43.914,88 42.504,37 45.325,38 8,24 7,98 8,51 2020 10.271 45.512,44 44.101,94 46.922,94 8,54 8,28 8,81


244

Tabla 5.26: Demanda Total General - Cantón Belén



1979 246 6.143,34 1980 299 6.541,17 1981 288 6.730,45 1982 321 7.003,93 1983 326 7.471,72 1984 339 8.572,67 1985 375 8.199,13 1986 394 8.266,10 1987 388 8.884,20 1988 389 8.537,75 1989 404 8.994,07 1990 414 8.875,95 1991 427 10.135,79 1992 482 9.962,21 1993 490 10.053,55 1994 519 11.327,81 1995 568 11.890,80 1996 616 12.453,79 1997 664 13.016,78 1998 715 15.432,23 1999 725 17.392,89 2000 749 19.374,82 2001 800 21.779,40 2002 821 22.202,28 2003 958 24.410,43 2004 1.036 24.966,85 2005 1.076 28.800,43 2006 1.138 29.437,98 23.390,24 35.485,72 5,16 4,10 6,22 2007 1.205 30.811,39 21.317,08 40.305,70 5,40 3,74 7,06 2008 1.273 32.190,01 20.239,93 44.140,08 5,64 3,55 7,74 2009 1.344 33.573,82 19.607,22 47.540,41 5,88 3,44 8,33 2010 1.417 34.962,82 19.243,85 50.681,80 6,13 3,37 8,88 2011 1.492 36.357,03 19.067,12 53.646,93 6,37 3,34 9,40 2012 1.568 37.756,43 19.030,17 56.482,69 6,62 3,34 9,90 2013 1.647 39.161,03 19.103,39 59.218,67 6,86 3,35 10,38 2014 1.728 40.570,83 19.266,66 61.875,00 7,11 3,38 10,85 2015 1.810 41.985,83 19.505,57 64.466,08 7,36 3,42 11,30 2016 1.895 43.406,02 19.809,37 67.002,67 7,61 3,47 11,74 2017 1.982 44.831,41 20.169,81 69.493,02 7,86 3,54 12,18 2018 2.070 46.262,00 20.580,36 71.943,64 8,11 3,61 12,61 2019 2.161 47.697,79 21.035,79 74.359,79 8,36 3,69 13,03 2020 2.253 49.138,77 21.531,78 76.745,76 8,61 3,77 13,45


245

Tabla 5.27: Demanda Total Industrial - Cantón Belén



1979 54 30.668,13 1980 55 33.231,44 1981 47 32.104,39 1982 41 26.632,51 1983 39 31.966,97 1984 36 27.698,72 1985 33 24.858,47 1986 40 36.732,20 1987 71 44.372,22 1988 74 47.798,99 1989 73 49.601,08 1990 74 53.099,99 1991 83 67.572,21 1992 95 71.928,65 1993 102 89.303,17 1994 104 123.887,21 1995 105 127.365,87 1996 107 130.844,53 1997 108 134.323,19 1998 104 146.463,72 1999 100 215.575,81 2000 97 156.954,55 2001 97 156.644,26 2002 97 158.690,83 2003 96 166.307,88 2004 82 169.429,29 2005 79 198.673,34 2006 79 186.067,73 148.268,05 223.867,40 29,41 23,44 35,39 2007 79 186.131,72 143.174,02 229.089,42 29,42 22,63 36,21 2008 79 186.168,62 139.176,49 233.160,75 29,43 22,00 36,86 2009 79 186.189,88 135.769,15 236.610,61 29,43 21,46 37,40 2010 79 186.202,14 132.747,23 239.657,05 29,43 20,98 37,88 2011 79 186.209,20 130.003,34 242.415,06 29,43 20,55 38,32 2012 79 186.213,27 127.472,64 244.953,91 29,43 20,15 38,72 2013 79 186.215,62 125.112,22 247.319,01 29,43 19,78 39,09 2014 79 186.216,97 122.891,93 249.542,00 29,43 19,43 39,44 2015 79 186.217,75 120.789,58 251.645,92 29,43 19,09 39,78 2016 79 186.218,19 118.788,23 253.648,16 29,44 18,78 40,09 2017 79 186.218,45 116.874,66 255.562,25 29,44 18,47 40,40 2018 79 186.218,60 115.038,28 257.398,92 29,44 18,18 40,69 2019 79 186.218,69 113.270,46 259.166,91 29,44 17,90 40,97 2020 79 186.218,73 111.564,06 260.873,40 29,44 17,63 41,24


246

Tabla 5.28: Demanda Total - Cantón Belén



1979 2.021 42.338 1980 2.210 45.752 1981 2.406 45.466,12 1982 2.478 40.503,23 1983 2.568 46.102,66 1984 2.631 44.143,58 1985 2.789 41.474,10 1986 2.868 54.178,23 1987 3.013 62.855,25 1988 3.215 66.489,13 1989 3.468 69.590,67 1990 3.709 73.614,53 1991 4.056 89.792,06 1992 4.221 94.529,79 1993 4.372 113.329,48 1994 4.513 150.000,93 1995 4.782 154.361,19 1996 5.050 158.721,46 1997 5.318 163.081,72 1998 5.554 178.703,37 1999 5.788 250.842,71 2000 6.090 195.465,71 2001 6.448 199.148,06 2002 6.523 201.788,75 2003 7.158 214.700,42 2004 7.438 217.348,61 2005 7.675 253.410,49 2006 8.017 241.512,28 196.254,36 286.770,20 39,45 32,15 46,75 2007 8.306 244.138,68 190.276,16 298.001,19 39,93 31,21 48,65 2008 8.599 246.774,61 186.421,90 307.127,32 40,40 30,62 50,19 2009 8.899 249.431,53 183.633,70 315.229,36 40,88 30,20 51,57 2010 9.204 252.116,07 181.531,68 322.700,46 41,37 29,90 52,84 2011 9.515 254.832,04 179.925,77 329.738,31 41,86 29,68 54,04 2012 9.833 257.581,64 178.704,24 336.459,04 42,36 29,53 55,19 2013 10.156 260.366,15 177.794,61 342.937,69 42,87 29,43 56,31 2014 10.486 263.186,29 177.146,58 349.225,99 43,38 29,37 57,39 2015 10.823 266.042,49 176.723,56 355.361,41 43,90 29,35 58,44 2016 11.166 268.934,98 176.497,86 361.372,09 44,42 29,36 59,48 2017 11.515 271.863,90 176.448,00 367.279,80 44,95 29,41 60,50 2018 11.871 274.829,34 176.556,88 373.101,81 45,49 29,48 61,51 2019 12.234 277.831,35 176.810,61 378.852,08 46,04 29,57 62,51 2020 12.603 280.869,95 177.197,78 384.542,10 46,59 29,69 63,49


247

5.7. Determinación de la Demanda Total para la CNFL

En las siguientes tablas se presenta la determinación de la demanda del sistema de

distribución de la CNFL para los próximos 15 años, hasta el 2020, para cada uno de los

sectores. Esta se obtiene de la sumatoria de cada una de los cálculos individuales por sector

y distrito.

En la tabla 5.29, se muestran los resultados del sector residencial y los datos graficados en

la gráfica 5.5, la cual tiene una tendencia lineal creciente; en la tabla 5.30, el sector general

y la graficación de los datos en la gráfica 5.6 y la curva que se obtiene es creciente del tipo

exponencial ; en la tabla 5.31, el sector industrial y su gráfica 5.7, muestran que este sector

tiene un crecimiento muy lento casi constante del tipo lineal y finalmente en la tabla 5.32,

se agrupan los tres sectores, con lo cual se presenta la totalidad de la CNFL y la gráfica 5.8,

muestra la tendencia futura de la demanda, la cual es una curva creciente del tipo

exponencial, claro está con una pendiente de crecimiento menor al sector general.

De los resultados obtenidos se estima que se tendrá una demanda de 532,24 MW en el

2006, pero su rango de operación está entre 456,16 a 599,68 MW; para el 2010 la demanda

será de 621,65 MW, con un intervalo entre 495,34 a 752.65 MW. Para el 2015 se espera

tener 777,21 MW, con un límite inferior de 615,76 MW y un límite superior de 954 MW y

finalmente para el último año horizonte de la proyección 2020, la demanda estimada y

esperada es de 1038,42 MW y los límites de confianza se encuentran en el intervalo de

850,17 a 1249,65 MW, en todos los casos sin considerar el alumbrado público.

En el Apéndice 2 se encuentran los resultados de cada uno de los cantones que alimenta la

CNFL en la actualidad.


248

Tabla 5.29: Demanda Total Sector Residencial de la CNFL

Año NO. DE CLIENTES ENERGÍA (MWH) ENERGÍA (MWH) ENERGÍA (MWH) DEMANDA (MW) DEMANDA (MW) DEMANDA (MW)

PROY. DEL 2006 PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR PROY. DEL 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR

1979 145.733 1980 154.980 1981 164.735 1982 172.274 1983 177.531 1984 181.222 1985 192.194 1986 197.288 1987 208.566 1988 217.637 1989 229.912 1990 241.926 1991 261.210 1992 267.209 1993 268.844 1994 274.627 1995 287.238 1996 299.858 1997 312.477 1998 325.455 1999 335.330 2000 338.990 2001 350.016 2002 351.854 2003 369.826 2004 384.027 2005 393.086 2006 412.511 1.300.259 1.171.684 1.408.241 244,06 219,93 264,33 2007 423.023 1.341.289 1.184.397 1.476.639 251,76 222,31 277,17 2008 433.576 1.383.372 1.204.616 1.539.638 259,66 226,11 288,99 2009 444.182 1.426.583 1.229.287 1.600.438 267,77 230,74 300,40 2010 454.852 1.471.001 1.257.305 1.660.308 276,11 236,00 311,64 2011 465.598 1.516.719 1.288.457 1.719.949 284,69 241,84 322,84 2012 476.432 1.563.836 1.322.165 1.779.827 293,53 248,17 334,08 2013 487.367 1.612.466 1.358.289 1.840.292 302,66 254,95 345,42 2014 498.414 1.662.733 1.396.791 1.901.637 312,10 262,18 356,94 2015 509.586 1.714.777 1.437.799 1.964.121 321,87 269,88 368,67 2016 520.897 1.768.752 1.481.297 2.027.991 332,00 278,04 380,66 2017 532.359 1.824.830 1.527.376 2.093.493 342,52 286,69 392,95 2018 543.986 1.883.203 1.576.386 2.160.873 353,48 295,89 405,60 2019 555.792 1.944.084 1.628.772 2.230.391 364,91 305,72 418,65 2020 567.792 2.007.668 1.684.436 2.302.283 376,84 316,17 432,14


249

Tabla 5.30: Demanda Total Sector General de la CNFL



1979 17.213 1980 22.045 1981 19.964 1982 23.524 1983 23.658 1984 24.451 1985 26.854 1986 27.874 1987 27.278 1988 27.647 1989 28.304 1990 29.129 1991 32.106 1992 32.913 1993 33.025 1994 34.595 1995 36.938 1996 39.280 1997 41.630 1998 43.837 1999 45.759 2000 47.430 2001 50.014 2002 51.017 2003 54.910 2004 57.022 2005 58.515 2006 61.068 1.016.969 887.808 1.136.821 178,25 155,61 199,26 2007 63.698 1.079.819 923.926 1.226.907 189,27 161,94 215,05 2008 66.419 1.147.961 972.160 1.315.338 201,21 170,40 230,55 2009 69.241 1.222.299 1.029.834 1.406.672 214,24 180,51 246,56 2010 72.174 1.303.918 1.096.834 1.503.227 228,55 192,25 263,48 2011 75.230 1.394.125 1.174.445 1.606.917 244,36 205,85 281,66 2012 78.419 1.494.490 1.263.229 1.719.668 261,95 221,42 301,42 2013 81.756 1.606.909 1.365.393 1.843.606 281,66 239,32 323,14 2014 85.253 1.733.674 1.482.583 1.981.180 303,88 259,86 347,26 2015 88.929 1.877.555 1.617.395 2.135.276 329,09 283,49 374,27 2016 92.800 2.041.910 1.773.113 2.309.338 357,90 310,79 404,78 2017 96.885 2.230.811 1.953.753 2.507.507 391,01 342,45 439,51 2018 101.207 2.449.207 2.164.217 2.734.784 429,29 379,34 479,35 2019 105.789 2.703.114 2.410.486 2.997.229 473,80 422,51 525,35 2020 110.655 2.999.826 2.699.891 3.302.173 527,80 473,23 578,80


250

Figura 5.5: Gráfica de Proyección de la Demanda Residencial de la CNFL, 2006 - 2020

Figura 5.6 Gráfica de Proyección de la Demanda General de la CNFL, 2006 - 2020

Proyección de Demanda Residencial CNFL 2006-2020

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Año

Dem

anda

, MW

Proyección, MWLímite InferiorLímite Superior

Proyección de Demanda General CNFL 2006-2020

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Año

Dem

anda

, MW



251

Tabla 5.31: Demanda Total Sector Industrial de la CNFL



1979 1.899 1980 1.877 1981 1.733 1982 1.720 1983 1.563 1984 1.437 1985 1.329 1986 1.364 1987 2.295 1988 2.296 1989 2.366 1990 2.548 1991 2.737 1992 2.760 1993 2.820 1994 2.872 1995 2.928 1996 2.982 1997 3.038 1998 2.994 1999 2.982 2000 3.039 2001 2.977 2002 3.014 2003 2.833 2004 2.546 2005 2.519 2006 2.521 695.423 510.060 860.941 109,92 80,62 136,09 2007 2.522 706.602 467.973 947.687 111,69 73,97 149,80 2008 2.523 717.774 449.562 1.014.368 113,46 71,06 160,34 2009 2.524 728.953 435.167 1.071.646 115,22 68,79 169,39 2010 2.525 740.149 424.479 1.123.107 116,99 67,10 177,53 2011 2.526 751.367 416.043 1.170.508 118,77 65,76 185,02 2012 2.527 762.881 408.944 1.214.867 120,59 64,64 192,03 2013 2.527 774.786 403.181 1.256.840 122,47 63,73 198,67 2014 2.528 786.720 398.574 1.296.876 124,35 63,00 204,99 2015 2.529 798.683 394.693 1.335.302 126,25 62,39 211,07 2016 2.530 810.676 391.593 1.372.361 128,14 61,90 216,93 2017 2.530 822.699 389.011 1.408.243 130,04 61,49 222,60 2018 2.531 834.752 386.897 1.443.098 131,95 61,16 228,11 2019 2.532 846.837 385.383 1.477.046 133,86 60,92 233,47 2020 2.533 858.952 384.413 1.510.188 135,77 60,76 238,71


252

Tabla 5.32: Demanda Total de la CNFL



1979 164.845 1980 178.902 1981 186.432 1982 197.518 1983 202.752 1984 207.110 1985 220.377 1986 226.526 1987 238.139 1988 247.580 1989 260.582 1990 273.603 1991 296.053 1992 302.882 1993 304.689 1994 312.094 1995 327.104 1996 342.120 1997 357.145 1998 372.287 1999 384.071 2000 389.459 2001 403.008 2002 405.885 2003 427.569 2004 443.595 2005 454.121 2006 476.100 3.012.651 2.569.553 3.406.004 532,24 456,16 599,68 2007 489.243 3.127.710 2.576.296 3.651.233 552,72 458,23 642,02 2008 502.518 3.249.107 2.626.337 3.869.345 574,33 467,57 679,88 2009 515.947 3.377.834 2.694.288 4.078.757 597,24 480,03 716,36 2010 529.551 3.515.068 2.778.618 4.286.644 621,65 495,34 752,65 2011 543.354 3.662.210 2.878.946 4.497.375 647,82 513,46 789,51 2012 557.378 3.821.207 2.994.338 4.714.364 676,07 534,23 827,53 2013 571.650 3.994.161 3.126.863 4.940.740 706,79 558,01 867,23 2014 586.195 4.183.127 3.277.948 5.179.694 740,33 585,04 909,19 2015 601.044 4.391.015 3.449.887 5.434.699 777,21 615,76 954,00 2016 616.227 4.621.337 3.646.003 5.709.692 818,04 650,73 1.002,36 2017 631.775 4.878.341 3.870.141 6.009.244 863,58 690,63 1.055,06 2018 647.724 5.167.163 4.127.501 6.338.756 914,72 736,38 1.113,05 2019 664.113 5.494.034 4.424.641 6.704.667 972,56 789,14 1.177,47 2020 680.979 5.866.447 4.768.741 7.114.645 1.038,42 850,17 1.249,65


253

Figura 5.7 Gráfica de Proyección de la Demanda Industrial de la CNFL, 2006 - 2020

Figura 5.8 Gráfica de Proyección de la Demanda Total de la CNFL, 2006 - 2020

Proyección de Demanda Industrial CNFL 2006-2020

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Año

Dem

anda

, MW


Proyección de Demanda Total CNFL 2006-2020

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

900,00

1.000,00

1.100,00

1.200,00

1.300,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Año

Dem

anda

, MW



254

Si se efectúa una comparación entre el cálculo del la demanda del 2006 contra el dato real

obtenido, se logran resultados similares, con porcentajes de error muy pequeños, los cuales

indican que la proyección de la energía y la determinación de los diferentes factores, así

como de la demanda es bastante acertada.

En la tabla 5.33 se presentan los resultados de la comparación de la demanda real versus la

proyectada al 2006. La demanda proyectada no considera el alumbrado público, motivo por

el cual se debe agregar al valor determinado de demanda, la demanda que corresponde de

este sector. En la tabla 3.5, se indicó que el consumo anual del sector alumbrado público

para el año 2006 fue de 81,11 GWh, lo que es equivalente a una demanda de 18,52 MW,

considerando un factor de carga de 0,5. La máxima demanda real que se obtuvo para el

2006 fue en el mes de diciembre y fue de 577,88 MW, la proyección estimada y calculada

es de 532,24 MW, a los cuales se le suma la carga del sector de alumbrado público y se

llega al total de demanda de 550,76 MW, obteniendo un porcentaje de error del 4,69%, el

cual se puede considerar dentro del margen de error como aceptable.

Tabla 5.33: Comparación de la Demanda al 2006

Real

Proyección

Alumb. Público

Total Demanda

Porcentaje Error

MW MW MW MW (%) 577,89 532,24 18,52 550,76 4,69


255

CAPÍTULO 6: Proyección de la demanda de potencia por Subestación

Para realizar la asociación de la demanda de los distritos a las subestaciones se utiliza la

herramienta del SIG, el cual relaciona la carga de los distritos a las subestaciones, por

medio de los alimentadores o circuitos de distribución que se encuentran dentro del área

geográfica del distrito. Como se mencionó en el inciso 4 del punto 1.2 Metodología de este

documento, se menciona con claridad la forma de efectuar la labor de asociación para cada

una de las subestaciones.

Mediante el GIS fue posible ubicar las áreas de cobertura de cada subestación a través de

sus alimentadores y por ende determinar cuales clientes pertenecían a uno u otro

alimentador del distrito. En el GIS se tienen contenidos los clientes por ubicación

geográfica, la cual en la compañía se resume en diez dígitos, los cuales los dos primeros

corresponden a una localidad o control como tradicionalmente se le llama, luego siguen

cuatro dígitos, que especifican la manzana o cuadrante donde se localiza y finalmente los

otros cuatro dígitos corresponden específicamente a cada cliente. Además es posible

clasificar a cada uno por sector de consumo o sea clientes del sector residencial, comercial

o industrial. Cada cliente posee información valiosa como consumo mensual, el cual se

actualiza cada mes, demanda, dirección y tipo de tarifa que posee, etc.

En primera instancia, a través del GIS se activa el distrito en el cual se va a trabajar para

determinar la participación de los circuitos de distribución. Luego, a través de los íconos

del GIS se activan el alimentador o los alimentadores que recorren el distrito que está en

estudio y a partir de aquí a través del enlace con el sistema de facturación SASE de la

CNFL se empieza la labor de asignación de los clientes a los circuitos de distribución. Una

vez asignados los clientes se obtiene toda la información del mismo y se trasladan estos

datos a hojas de Excel. A través de la tarifa que tiene el cliente se separan en cada uno de

los sectores de consumo: residencial, general e industrial.


256

Una vez separados por sectores se determina la cantidad de energía consumida para cada

uno de estos sectores para cada uno de los circuitos y dependiendo de los resultados de las

sumatorias se distribuye de la totalidad, el porcentaje que le corresponde a cada circuito.

Con la información desagregada por sector de consumo y por alimentador, se procede a

unir todos los alimentadores de una misma subestación y con la proyección de demanda

obtenida por distrito, se puede determinar cuanto le corresponde de esta demanda a la

subestación en estudio.

En resumen lo que se hace es determinar el porcentaje de la carga del distrito que le

corresponde a cada circuito y como se tiene la proyección de demanda de potencia de cada

distrito, se logra encontrar cuanta demanda le corresponde a cada circuito de distribución

por este distrito en particular y como el circuito puede estar en varios distritos entonces se

realiza la suma de las demandas de cada uno de los distritos en que está presente el circuito

y sumando todos los circuitos de una misma subestación se logra saber la proyección futura

de demanda de potencia de este centro de transformación.

Por ejemplo, si en un distrito convergen tres circuitos de diferentes subestaciones, con el

GIS se determina que el circuito A tiene un 25%, el B tiene el 45% y el C tiene el 30% de

la carga residencial, entonces a la subestación que pertenece el circuito A se le asigna un

25% del valor total de la demanda proyectada para el distrito. Esto se realiza para todos los

distritos, circuitos y sectores de consumo, con la finalidad de obtener las matrices para cada

una de las subestaciones.

Dentro del desarrollo de este trabajo se ha utilizado al Cantón de Belén, como ejemplo para

mostrar la metodología aplicada; por consiguiente, se presentan los resultados obtenidos

con los circuitos que se sitúan dentro de los tres distritos que conforman este cantón, con su

respectivo porcentaje de participación en cada uno de los sectores de consumo.


257

A continuación se presentan los resultados obtenidos para los distritos del Cantón de Belén.

En el Anexo III se presenta cada cantón con sus distritos y estos muestran los porcentajes

calculados para cada sector de consumo a cada uno de los alimentadores que están dentro

del distrito.

En la tabla 6.1 se muestra la matriz para el distrito San Antonio, en el cual su área

geográfica es recorrida por cuatro alimentadores, provenientes de dos subestaciones

diferentes: Subestación de Belén (Belén – Asunción) y Subestación La Caja, a través del

Patio de Interruptores de Electriona (Electriona – Montana, Electriona – Scott y Electriona

– Potrerillos).

Tabla 6.1: Porcentajes del Distrito San Antonio, Belén

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Asunción 40,5 23,3 54,5 Montana 1,4 0,2 0,0 Potrerillos 52,0 53,1 35,4 Scott 6,1 23,4 10,1 Total 100,0 100,0 100,0

En la tabla 6.2 se muestra la matriz para el distrito Asunción, en el cual su área geográfica

es recorrida por cinco alimentadores, provenientes de dos subestaciones diferentes:

Subestación de Belén (Belén – Asunción) y Subestación La Caja (Caja – Calle Rusia y Caja

– Industrias) y del Patio de Interruptores de Electriona (Electriona – Scott y Electriona –

Potrerillos).

Tabla 6.2: Porcentajes del Distrito Asunción, Belén

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Asunción 12,1 21,7 46,1 Calle Rusia 42,9 23,1 11,5 Scott 6,6 0,2 30,1 Industrias 38,4 55,1 12,2 Total 100,0 100,0 100,0


258

En la tabla 6.3 se muestra la matriz para el distrito La Ribera, en el cual su área geográfica

es recorrida por los tres alimentadores de la Subestación de Belén (Belén – Asunción) y

Subestación La Caja (Caja – Calle Rusia y Caja – Industrias) y del Patio de Interruptores

de Electriona (Electriona – Scott y Electriona – Potrerillos).

Tabla 6.3: Porcentajes del Distrito La Ribera, Belén

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Asunción 99,0 95,5 37,0 San Juan 1,0 4,5 21,5 Fábricas 0,0 0,0 41,0 Total 100,0 100,0 100,0

En resumen los distritos que conforman el cantón de Belén se alimentan de circuitos de

distribución de dos subestaciones: S. R. La Caja y S. R. Belén. Con la determinación de

participación de todos los circuitos y sus porcentajes dentro de los distritos se calcula la

demanda de potencia que cubre cada una de las subestaciones del sistema de distribución,

tomando en consideración las proyecciones obtenidas en el capítulo anterior.

6.1. Demanda de potencia para las Subestaciones de 34.5 kV de la

CNFL

A continuación se presentan los resultados obtenidos para cada una de las subestaciones de

34.5 kV que tiene la CNFL en su red de distribución, determinado por el procedimiento

expuesto en la metodología y en los párrafos anteriores.

6.1.1. Subestación Belén

La Subestación Belén tiene influencia en la zona norte del área de concesión de la CNFL,

principalmente en los tres distritos del Cantón de Belén y por medio del Patio de

Interruptores de Porrosatí y de la Subestación de Barva, en los distritos de los cantones de

Santa Bárbara y de Barva, como se indica a continuación:


259

1. San Antonio Cantón: Belén.

2. La Ribera Cantón: Belén

3. Asunción Cantón: Belén.

4. Barva, Central Cantón: Barva.

5. San Pedro Cantón: Barva.

6. San Roque Cantón: Barva.

7. San Pablo Cantón: Barva.

8. San José de la Montaña Cantón: Barva.

9. Barrantes Cantón: Flores

10. Santa Bárbara Cantón: Santa Bárbara.

11. Puraba Cantón: Santa Bárbara.

12. Jesús Cantón: Santa Bárbara.

13. San Juan Cantón: Santa Bárbara.

14. Santo Domingo El Roble Cantón: Santa Bárbara.

15. San Pedro Cantón: Santa Bárbara

16. Río Segundo Cantón: Central de Alajuela

Dentro de los principales clientes de esta subestación está la zona industrial del Cantón

Belén. Además, alimenta el Patio de Interruptores de Porrosatí, a través del alimentador

Belén – San Juan y de este patio de maniobras se sirve la zona de Santa Bárbara y de Barva

de Heredia, por medio de los circuitos: San Lorenzo y Santa Bárbara a 34.5 kV. Además la

Subestación de Barva es alimentada desde el Patio Porrosatí, por medio del circuito San

Lorenzo y de aquí parte el alimentador: Barva – Cipresal a 13.8 kV hacia la zona norte del

área de la CNFL hasta llegar a las faldas del Volcán Barva. En la figura 6.1 se muestra un

mapa con el área de influencia de la Subestación de Belén, del Patio de Interruptores de

Porrasatí y de la Subestación Barva.


260

Figura 6.1: Área de influencia de la Subestación Belén

En la tabla 6.4 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos por

donde recorren los alimentadores de la Subestación de Belén, desagregados en cada uno de

los sectores: residencial, general e industrial. La tabla 6.5 se muestra lo mismo, solo que

para el Patio de Interruptores de Porrosatí.

Tabla 6.4: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Belén

Sector Sector Sector Distrito Cantón Circuito Residencial General Industrial

Asunción Belén Asunción 12,1 21,7 46 La Ribera Belén Asunción 99,0 95,5 37 La Ribera Belén San Juan 1 4,5 22 La Ribera Belén Fábricas 0,0 0,0 41 San Antonio Belén Asunción 40,5 23,3 54


261

Es importante indicar que el alimentador Belén – Fábricas se exclusivamente para el sector

industrial, motivo por el cual no aparecen porcentajes en el sector residencial, ni en el

sector general.

Tabla 6.5: Participación de los sectores en el Patio Interruptores de Porrosatí


Barrantes Flores San Lorenzo 93,58 80,12 100 Barva, Central Barva Santa Bárbara 10,3 8,15 13,15 Barva, Central Barva San Lorenzo 41,18 25,55 30,5 Jesús Santa Bárbara Santa Bárbara 100 100 100 Puraba Santa Bárbara Santa Bárbara 100 100 100 San Juan Santa Bárbara Santa Bárbara 100 100 100 San Pablo Barva Santa Bárbara 100 100 100 San Pedro Santa Bárbara Santa Bárbara 53,3 63,8 72,5 San Pedro Santa Bárbara San Lorenzo 41,2 32,4 22,3 San Roque Barva San Lorenzo 100 100 100 Santa Bárbara, Central Santa Bárbara Santa Bárbara 100 100 100 Santo Domingo El Roble Santa Bárbara Santa Bárbara 95,7 100 100

Con estos porcentajes se calcula la proyección de la demanda para la subestación, partiendo

de la demanda estimada por distrito y por sector en el capítulo anterior y aplicando los

porcentajes encontrados para cada uno a través de la aplicación y uso del SIG.

En la tabla 6.6 se muestra la proyección propia de la demanda de potencia obtenida para la

Subestación de Belén sin ningún aporte de otras subestaciones.


262

Tabla 6.6: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Belén

Año Residencial General Industrial Total MW MW MW MW

2005 2,05 2,02 19,21 23,28 2006 2,04 2,14 17,94 22,12 2007 2,13 2,28 17,94 22,36 2008 2,23 2,42 17,95 22,59 2009 2,32 2,56 17,95 22,83 2010 2,42 2,70 17,95 23,07 2011 2,52 2,84 17,95 23,31 2012 2,62 2,98 17,95 23,55 2013 2,72 3,12 17,95 23,80 2014 2,83 3,27 17,95 24,05 2015 2,94 3,41 17,95 24,30 2016 3,05 3,55 17,95 24,55 2017 3,17 3,69 17,95 24,81 2018 3,28 3,83 17,95 25,07 2019 3,40 3,98 17,95 25,33 2020 3,52 4,12 17,95 25,60

En la tabla 6.7, se muestra la proyección de la demanda de potencia obtenida para el Patio

de Interruptores de Porrosatí, incluyendo la proyección de la Subestación de Barva.

Tabla 6.7: Proyección de la Demanda de Potencia Patio de Interruptores de Porrosatí


2005 9,51 1,75 0,51 11,77 2006 9,75 1,86 0,51 12,12 2007 10,16 2,00 0,51 12,68 2008 10,58 2,15 0,51 13,24 2009 11,01 2,30 0,52 13,83 2010 11,45 2,46 0,52 14,42 2011 11,90 2,62 0,52 15,04 2012 12,36 2,79 0,52 15,67 2013 12,83 2,97 0,53 16,33 2014 13,32 3,16 0,53 17,002015 13,82 3,35 0,53 17,70 2016 14,34 3,56 0,54 18,43 2017 14,88 3,77 0,54 19,19 2018 15,44 4,00 0,54 19,98 2019 16,02 4,24 0,55 20,81 2020 16,63 4,50 0,55 21,67


263

Finalmente en la tabla 6.8, se muestra la proyección de la demanda de potencia total

obtenida para la Subestación de Belén, incluyendo al Patio de Interruptores de Porrosatí y

la Subestación Barva.

Tabla 6.8: Proyección de la Demanda Total de la Sub. de Belén


2005 11,56 3,77 19,72 35,05 2006 11,79 4,00 18,45 34,24 2007 12,29 4,28 18,46 35,03 2008 12,81 4,57 18,46 35,84 2009 13,33 4,86 18,47 36,66 2010 13,86 5,16 18,47 37,49 2011 14,41 5,46 18,47 38,35 2012 14,97 5,78 18,48 39,23 2013 15,55 6,09 18,48 40,13 2014 16,15 6,42 18,48 41,05 2015 16,76 6,76 18,49 42,00 2016 17,39 7,11 18,49 42,99 2017 18,04 7,46 18,49 44,00 2018 18,72 7,83 18,50 45,05 2019 19,42 8,22 18,50 46,14 2020 20,15 8,62 18,50 47,27

En la tabla 6.9 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la demanda

de potencia proyectada para la Subestación Belén, para los años 2005, 2006 y 2007 y se

puede notar que los porcentajes de error son aceptables, se encuentran dentro de un rango

menor al 10 %.

Tabla 6.9: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Belén

Demanda Demanda Porcentaje Año Real Proyectada de error

(MW) (MW) (%) 2005 35,00 35,05 0,14 2006 37,00 34,24 8,06 2007 37,50 35,03 7,05


264

En la figura 6.2 se muestra una gráfica del comportamiento de crecimiento de la demanda

de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Belén.

Figura 6.2: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Belén

6.1.2. Subestación Alajuelita

La Subestación Alajuelita tiene influencia en la zona sur y suroeste del área servida por la

CNFL, principalmente en los distritos de los cantones de Alajuelita, Escazú y algunos del

sector sur del Cantón Central de San José, como se indican a continuación:

1. Mata Redonda Cantón: San José.

2. Merced Cantón: San José.

3. Hospital Cantón: San José.

4. Hatillo Cantón: San José.

5. San Sebastián Cantón: San José.

6. Alajuelita Cantón: Alajuelita.

Proyección de la Potencia de la Subestación de Belén

0

6

12

18

24

30

36

42

48

54

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)

Sector Residencial Sector GeneralSector Industrial Potencia Total


265

7. San Josecito Cantón: Alajuelita.

8. San Felipe Cantón: Alajuelita.

9. Concepción Cantón: Alajuelita.

10. Escazú, Central Cantón: Escazú.

11. San Antonio Cantón: Escazú.


13. San Rafael Cantón: Escazú.

14. San Rafael Cantón: Desamparados.

Se caracteriza por tener una carga mayoritariamente residencial, la cual tiene un

crecimiento constante, pero tiene un pequeño grupo de industrias ubicadas en Barrio Cuba

y Barrio Corazón de Jesús en San José, las cuales se alimentan a través de los

alimentadores Alajuelita – Morenos y Alajuelita – Los Pinos. En la figura 6.3 se muestra un

mapa con el área de influencia de la Subestación de Alajuelita, del Patio de Interruptores de

Porrasatí y de la Subestación Barva.

Es importante indicar que en el pasado, antes de entrar en operación la red subterránea de la

Ciudad de San José, la Subestación de Alajuelita alimentada la Subestación de Hatillo,

ubicada en Barrio Los Ángeles y de aquí se suministraba servicio al centro de la capital,

principalmente el sector hospitalario del sector oeste de San José.


266

Figura 6.3: Área de influencia de la Subestación Alajuelita

En la tabla 6.10 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los distritos

por donde recorren los alimentadores de la Subestación de Alajuelita, desagregados en cada

uno de los sectores: residencial, general e industrial. Con esta información se procede a

calcular la demanda futura de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada

por distrito y por sector del capítulo anterior, aplicando los porcentajes encontrados para

cada uno a través de la aplicación y uso del SIG y los resultados obtenidos se muestran en

la tabla 6.11.


267

Tabla 6.10: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Alajuelita


Alajuelita, Central Alajuelita San Felipe 74,00 64,00 69,00 Concepción Alajuelita San Felipe 91,00 97,00 47,00 San Felipe Alajuelita La Verbena 50,00 57,00 87,00 San Felipe Alajuelita San Felipe 50,00 43,00 13,00 San Josecito Alajuelita San Felipe 64,00 86,00 53,00 Escazú, Central Escazú La Verbena 10,00 5,00 0,00 San Rafael Desamparados Periférico 87,00 81,00 89,00 San Rafael Escazú La Verbena 26,68 8,09 7,29 San Antonio Escazú La Verbena 43,00 57,00 100,00 San Antonio Escazú San Felipe 8,50 8,00 0,00 Hatillo San José Linda Vista 32,00 10,00 2,00 Hatillo San José Morenos 10,14 10,07 11,00 Hatillo San José Periférico 19,82 14,42 6,00 Hatillo San José Los Pinos 32,00 32,00 27,00 Hospital San José Linda Vista 9,17 7,31 1,00 Hospital San José Morenos 10,69 4,73 43,71 Hospital San José Los Pinos 26,48 4,74 44,35 Mata Redonda San José Linda Vista 28,32 19,94 20,57 Mata Redonda San José Morenos 22,01 29,57 0,00 Merced San José Los Pinos 14,11 54,42 38,00 San Sebastián San José Periférico 52,13 30,94 90,71

Tabla 6.11: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita


2005 36,03 20,92 7,09 64,04 2006 36,90 21,54 7,21 65,64 2007 37,77 22,15 7,33 67,25 2008 38,63 22,76 7,45 68,85 2009 39,50 23,38 7,57 70,45 2010 40,37 23,99 7,70 72,06 2011 41,24 24,60 7,82 73,66 2012 42,11 25,22 7,94 75,26 2013 42,98 25,83 8,06 76,87 2014 43,84 26,45 8,18 78,47 2015 44,71 27,06 8,30 80,07 2016 45,58 27,67 8,42 81,68 2017 46,45 28,29 8,55 83,28 2018 47,32 28,90 8,68 84,89 2019 48,18 29,51 8,80 86,50 2020 49,05 30,13 8,93 88,11


268

En la tabla 6.12 se presenta una comparación entre la demanda real de potencia y la

demanda de potencia proyectada para la Subestación Alajuelita. Se puede notar que los

porcentajes de error de los años 2005 y 2006 son aceptables, se encuentran dentro de un

rango menor al 10 %. Para el año 2007 si se presenta un error mayor y es debido a que

parte de la carga que normalmente alimenta esta subestación se ha trasladado a otras

subestaciones como Colima y Desamparados.

Tabla 6.12: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Alajuelita


(MW) (MW) (%) 2005 59,00 64,04 7,87 2006 62,00 65,64 5,55 2007 55,10 67,25 18,07


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Alajuelita.

Figura 6.4: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Alajuelita

Proyección de la Potencia de la Subestación de Alajuelita

0

15

30

45

60

75

90

105

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



269

6.1.3. Subestación Colima

La Subestación de Colima es una de las subestaciones más viejas del sistema de

transmisión, en la actualidad tiene 4 transformadores de potencia de 20/30 MVA, 138/34.5

kV, es uno de los puntos del sistema con mayor nivel de cortocircuito y alimenta varias

subestaciones de 34.5 kV a 13.8 kV: Uruca, Primer Amor y Guadalupe. Tiene influencia en

la zona central del área servida por la CNFL, principalmente en los distritos de los cantones

de Tibás, Montes de Oca, Goicoechea, del Cantón Central de San José y llega hasta

alimentar una parte de los distritos de Curridabat, como se indica a continuación:

1. La Uruca Cantón San José.

2. Catedral Cantón San José.

3. Carmen Cantón San José.

4. Mata Redonda Cantón San José.

5. Zapote Cantón San José.

6. Anselmo Llorente Cantón Tibás.

7. Cinco Esquinas Cantón Tibás.

8. San Juan Cantón Tibás.

9. San Francisco Cantón de Goicoechea.

10. Calle Blancos Cantón de Goicoechea.

11. Mercedes Cantón de Montes de Oca.

12. San Pedro Cantón de Montes de Oca.

13. Curridabat Cantón de Curridabat.

14. Granadilla Cantón de Curridabat.

En la figura 6.5 se muestra un mapa con el área de influencia de la Subestación de Colima.


270

Figura 6.5: Área de influencia de la Subestación Colima


por donde recorren los alimentadores de la Subestación de Colima, desagregados en cada

uno de los sectores: residencial, general e industrial. Con esta información se procede a

calcular la demanda futura de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada

por distrito y por sector en el capítulo anterior y aplicando los porcentajes encontrados para

cada uno a través de la aplicación y uso del SIG y los resultados obtenidos se muestran en

la tabla 6.14. Estos resultados son propios de la carga futura de la Subestación Colima sin

incluir el aporte en las subestación de Uruca, Guadalupe y Primer Amor.


271

Tabla 6.13: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Colima


Anselmo Llorente Tibás Tibás 26,60 8,00 3,00 Calle Blancos Goicoechea Aduana 2,00 10,03 6,17 Calle Blancos Goicoechea Guadalupe 1 9,00 24,06 63,09 Calle Blancos Goicoechea Guadalupe 2 4,00 12,74 6,90 Calle Blancos Goicoechea Piuses 0,40 0,94 4,89 Calle Blancos Goicoechea San Pedro 62,89 33,57 18,90 Carmen San José Aduana 25,00 72,00 89,00 Catedral San José Aduana 11,00 49,40 49,50 Cinco Esquinas Tibás Aduana 6,00 9,55 15,00 Cinco Esquinas Tibás Guadalupe 2 3,00 13,00 0,06 Cinco Esquinas Tibás Piuses 5,00 22,00 18,00 Cinco Esquinas Tibás Tibás 57,92 40,32 0,34 Curridabat Curridabat San Pedro 8,14 14,00 0,00 Granadilla Curridabat San Pedro 18,34 5,99 21,52 Mata Redonda San José Primer Amor 8,76 22,02 58,79 Mercedes Montes de Oca San Pedro 12,96 37,06 48,06 San Francisco Goicoechea Aduana 28,93 32,99 86,00 San Juan Tibás Tibás 62,65 71,27 88,36 San Pedro Montes de Oca San Pedro 17,38 65,74 28,24 Uruca San José Guadalupe 1 6,11 0,79 0,00 Uruca San José Guadalupe 2 2,43 0,48 1,86 Uruca San José Tibás 2,23 3,29 0,00 Uruca San José Primer Amor 25,04 31,95 54,39 Zapote San José San Pedro 1,81 4,63 0,00

La Subestación de Colima alimenta tres subestaciones del sistema de 13.8 kV: Sub. Uruca a

través del alimentador Colima – Uruca y que no tiene carga distribuida a lo largo de su

recorrido, Sub. Guadalupe a través de los circuitos Colima – Guadalupe 1 y Colima –

Guadalupe 2, los cuales tienen una demanda en la actualidad de 8 MW y 9.5 MW, de los

cuales 1.5 MW y 3.5 MW, respectivamente, son carga propia. También abastece la Sub.

Primer Amor por medio del alimentador Colima – Primer Amor, el cual tiene una carga

total de 17 MW, de los cuales 12 MW son carga propia. En la tabla 6.15 se presenta la

sumatoria de la carga total proyectada de cada una de las subestaciones indicadas

anteriormente, que alimenta la Subestación de Colima al sistema de 13.8 kV.


272

Tabla 6.14: Proyección de la Demanda de Potencia Sub. Colima


2005 12,52 25,71 16,42 54,64 2006 12,57 26,08 16,27 54,92 2007 12,69 27,39 16,26 56,34 2008 12,80 28,76 16,25 57,81 2009 12,91 30,19 16,24 59,34 2010 13,03 31,68 16,23 60,94 2011 13,14 33,24 16,22 62,60 2012 13,25 34,87 16,23 64,35 2013 13,37 36,57 16,27 66,20 2014 13,48 38,35 16,30 68,14 2015 13,60 40,21 16,34 70,15 2016 13,72 42,17 16,38 72,26 2017 13,83 44,21 16,42 74,46 2018 13,95 46,36 16,45 76,77 2019 14,07 48,62 16,49 79,18 2020 14,19 50,99 16,53 81,71

El aporte de cada una de estas subestaciones se presenta en forma individual en la sección

de 6.2 Demanda de Potencia de las Subestaciones de 13.8 kV de la CNFL.

Tabla 6.15: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. Colima al sistema de 13,8 kV


2005 11,03 13,56 7,03 31,62 2006 11,05 14,00 7,06 32,11 2007 11,20 14,54 7,12 32,86 2008 11,34 15,10 7,18 33,61 2009 11,48 15,66 7,24 34,39 2010 11,63 16,24 7,31 35,18 2011 11,77 16,84 7,38 35,99 2012 11,91 17,45 7,46 36,82 2013 12,05 18,08 7,53 37,66 2014 12,19 18,73 7,61 38,53 2015 12,33 19,39 7,69 39,42 2016 12,47 20,07 7,78 40,32 2017 12,61 20,77 7,86 41,25 2018 12,75 21,49 7,95 42,20 2019 12,89 22,24 8,05 43,18 2020 13,03 23,00 8,14 44,18


273

Finalmente se obtiene la proyección futura de la Subestación de Colima, la cual se presenta

en la tabla 6.16.

Tabla 6.16: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Colima


2005 23,55 39,26 23,44 86,26 2006 23,63 40,08 23,33 87,04 2007 23,88 41,94 23,38 89,20 2008 24,14 43,86 23,43 91,43 2009 24,39 45,85 23,48 93,73 2010 24,65 47,93 23,54 96,12 2011 24,91 50,08 23,60 98,59 2012 25,16 52,32 23,69 101,17 2013 25,42 54,65 23,80 103,87 2014 25,68 57,07 23,92 106,67 2015 25,93 59,60 24,03 109,57 2016 26,19 62,24 24,16 112,58 2017 26,45 64,99 24,28 115,71 2018 26,70 67,86 24,41 118,97 2019 26,96 70,85 24,54 122,35 2020 27,22 73,99 24,67 125,88


demanda de potencia proyectada para la Subestación de Colima. Se puede notar que los

porcentajes de error de los años 2005 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango

menor al 10 % y para el año 2006, se presenta un error mayor y esto es debido a que parte

de la carga que normalmente alimenta esta subestación fue traslada al sistema subterráneo

de la ciudad de San José y el reacomodo final del área de acción de esta se terminó de

realizar en el 2007.

Tabla 6.17: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Colima


(MW) (MW) (%) 2005 79,00 86,26 8,41 2006 75,00 87,04 13,83 2007 84,00 89,20 5,82


274


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Colima.

Figura 6.6: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Colima

6.1.4. Subestación Desamparados

La Subestación Desamparados tiene influencia en la zona sur y sureste del área servida por

la CNFL, principalmente en los distritos de los cantones de Desamparados, Aserrí,

Curridabat y del sector sur del Cantón Central de San José, como se indican a continuación:

1. Catedral Cantón: San José.


3. San Francisco de Dos Ríos Cantón: San José.


5. Zapote Cantón: San José.

6. Desamparados, Central Cantón: Desamparados.

7. San Antonio Cantón: Desamparados.

Proyección de la Potencia de la Subestación de Colima

0

20

40

60

80

100

120

140

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



275

8. Damas Cantón: Desamparados.

9. Patarrá Cantón: Desamparados.

10. San Miguel Cantón: Desamparados.

11. San Juan de Dios Cantón: Desamparados.

12. San Rafael Cantón: Desamparados.

13. Curridabat, Central Cantón: Curridabat.

14. Tirrases Cantón: Curridabat.

15. Aserrí, Central Cantón: Aserrí.

16. Río Azul Cantón: La Unión.


18. Concepción Cantón: Alajuelita.

La Subestación Desamparados tiene instalado dos transformadores de potencia, cada uno

con 45/75 MVA, tiene ocho alimentadores y el alimentador Desamparados – Tiribí

alimenta la Subestación Sur. En la figura 6.7 se puede apreciar su área de influencia, la cual

es gran parte del sector sur y central del área servida por la CNFL.

Figura 6.7: Área de influencia de la Subestación Desamparados


276

Al igual que la Subestación Alajuelita, la Subestación Desamparados es caracterizada por

un alto porcentaje de carga residencial. En la tabla 6.18 se muestran los porcentajes de

participación en cada uno de los distritos por donde recorren los alimentadores de la

Subestación Desamparados, desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general

e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del SIGEL.

Tabla 6.18: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Desamparados


Aserri Aserri Aserrí 96,00 99,00 100,00 Aserri Aserri Higuito 4,00 1,00 0,00 Catedral San José Santa Marta 35,77 23,61 14,80 Concepción Alajuelita Aserrí 9,00 3,00 53,00 Curridabat Curridabat San Antonio 27,00 38,00 23,00 Curridabat Curridabat Santa Marta 13,91 17,08 49,93 Damas Desamparados Patarrá 85,00 94,00 100,00Damas Desamparados San Antonio 15,00 6,00 0,00 Desamparados Desamparados Aserrí 11,82 6,87 13,66 Desamparados Desamparados Calle Fallas 66,09 34,71 30,43 Desamparados Desamparados Tiribí 10,72 16,00 2,27 Hospital San José Santa Marta 5,07 6,03 0,67 Patarrá Desamparados Higuito 29,00 4,00 7,00 Patarrá Desamparados Patarrá 71,00 96,00 93,00 Río Azul La Unión Patarrá 56,71 23,85 37,42 Río Azul La Unión San Antonio 31,82 73,91 62,48 San Antonio Desamparados Patarrá 7,18 10,74 2,24 San Antonio Desamparados San Antonio 47,38 69,38 47,39 San Antonio Desamparados Santa Marta 13,93 8,30 33,97 San Antonio Escazú Aserrí 2,00 1,00 0,00 San Fco. 2 Ríos San José San Antonio 23,78 15,63 51,92 San Fco. 2 Ríos San José Santa Marta 42,76 33,81 25,58 San Juan de Dios Desamparados Aserrí 100,00 100,00 100,00 San Miguel Desamparados Higuito 91,00 94,00 100,00 San Miguel Desamparados Patarrá 9,00 6,00 0,00 San Rafael Desamparados Aserrí 13,00 19,00 11,00 San Sebastián San José Calle Fallas 22,01 32,18 0,66 Tirrases Curridabat San Antonio 29,00 20,00 37,00 Zapote San José San Antonio 17,00 28,00 91,00 Zapote San José Santa Marta 39,77 20,58 7,59


277

Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el año

2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior, los

resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.19.

Estos resultados son propios de la carga futura de la Subestación Desamparados sin incluir

el aporte en la Subestación de Sur. Si se añade la proyección futura de la Sub., la carga total

de la Subestación Desamparados se muestra en la tabla 6.20.

Tabla 6.19: Proyección Demanda de Potencia Sub. Desamparados


2005 47,50 15,70 3,36 66,56 2006 48,36 16,37 3,30 68,03 2007 49,67 17,26 3,31 70,23 2008 51,00 18,18 3,31 72,49 2009 52,35 19,13 3,32 74,80 2010 53,72 20,12 3,33 77,17 2011 55,11 21,15 3,34 79,60 2012 56,53 22,23 3,35 82,10 2013 57,97 23,35 3,35 84,68 2014 59,44 24,53 3,36 87,33 2015 60,93 25,77 3,37 90,07 2016 62,45 27,07 3,37 92,90 2017 64,01 28,45 3,38 95,84 2018 65,59 29,90 3,39 98,87 2019 67,21 31,43 3,40 102,03 2020 68,86 33,05 3,40 105,32


278

Tabla 6.20: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Desamparados


2005 57,02 21,63 4,18 82,83 2006 57,86 22,54 4,12 84,52 2007 59,27 23,66 4,13 87,07 2008 60,70 24,84 4,15 89,68 2009 62,15 26,06 4,16 92,36 2010 63,62 27,33 4,17 95,12 2011 65,11 28,67 4,18 97,95 2012 66,62 30,07 4,19 100,88 2013 68,16 31,54 4,20 103,90 2014 69,73 33,08 4,21 107,02 2015 71,32 34,71 4,22 110,25 2016 72,94 36,44 4,23 113,60 2017 74,59 38,26 4,24 117,08 2018 76,27 40,19 4,25 120,70 2019 77,98 42,25 4,25 124,48 2020 79,73 44,43 4,26 128,42


demanda de potencia proyectada para la Subestación Desamparados. Se puede notar que los

porcentajes de error de los años 2005, 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango

menor al 10 %, especialmente para el año 2007 donde la demanda real y la proyección son

muy similares, diferencia de 1.07 MW, lo cual provoca un error de 1.23 %.

Tabla 6.21: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Desamparados


(MW) (MW) (%) 2005 77 82,83 7,04 2006 76 84,52 10,08 2007 86 87,07 1,23


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Desamparados.


279

Figura 6.8: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Desamparados

6.1.5. Subestación Escazú

La Subestación Escazú, ubicada en la ruta a la carretera vieja a Santa Ana, tiene la

particularidad de ser una subestación compartimentada 138/34.5 kV, con dos

transformadores de 30/45 MVA. Tiene influencia en la zona oeste del área servida por la

CNFL, principalmente en los distritos de los cantones de Escazú, Santa Ana y en el distrito

de Pavas del Cantón Central de San José. A continuación se indica los distritos donde está

presenta esta subestación:

1. Pavas Cantón: San José.

2. Escazú, Central Cantón: Escazú.



5. Santa Ana, Central Cantón: Santa Ana

6. Pozos Cantón: Santa Ana.

Proyección de la Potencia de la Subestación Desamparados

0

20

40

60

80

100

120

140

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



280

7. Uruca Río Oro Cantón: Santa Ana.

8. Piedades Cantón: Santa Ana.

9. Salitral Cantón: Santa Ana.

10. Brasil Cantón: Santa Ana.

11. Ciudad Colón Cantón: Mora.

Dentro de sus principales clientes están todo el sector comercial del sector de Multiplaza,

así como la Autopista Próspero Fernández. Se caracteriza por recibir la generación de la

Planta Hidroeléctrica de Brasil, aproximadamente 27 MW. La Subestación Escazú es una

de las de mayor crecimiento en cuanto a potencia del área servida por la CNFL. El

crecimiento se da en los tres sectores de consumo, siendo el de mayor desarrollo el

comercial y posteriormente el residencial que a partir de la década de los 90 tiene un

crecimiento sostenido y en aumento. En la figura 6.9 se muestra su área de influencia.


281

Figura 6.9: Área de influencia de la Subestación Escazú


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Escazú, desagregados en cada uno

de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del

SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el

año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y

los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.23.


282

Tabla 6.22: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Escazú


Brasil Santa Ana Piedades 30,98 65,10 20,69 Brasil Santa Ana Guachipelín 60,26 32,47 79,30 Pavas San José Laureles 15,57 6,28 6,16 Piedades Santa Ana Piedades 99,00 100,00 100,00 Pozos Santa Ana Santa Ana Norte 36,69 14,03 6,27 Salitral Santa Ana Piedades 65,10 66,30 100,00 Salitral Santa Ana Santa Ana 34,90 33,70 0,00 San Rafael Escazú Laureles 25,03 15,82 50,12 San Rafael Escazú Multiplaza 10,26 41,77 28,17 San Rafael Escazú Guachipelín 9,00 11,00 0,00 Río Oro Santa Ana Piedades 85,77 56,10 86,34 Río Oro Santa Ana Santa Ana 14,22 43,89 13,65 Santa Ana Santa Ana Santa Ana 100,00 100,00 100,00 Ciudad Colón Mora Guachipelín 96,41 92,10 100,00 Escazú, Central Escazú Jaboncillos 90,00 95,00 100,00 San Antonio Escazú Jaboncillos 46,00 34,00 0,00

Tabla 6.23: Proyección Demanda de Potencia Sub. Escazú


2005 24,09 12,41 4,13 40,63 2006 25,07 14,13 4,28 43,47 2007 26,38 15,97 4,43 46,78 2008 27,78 18,08 4,58 50,44 2009 29,26 20,52 4,73 54,52 2010 30,83 23,34 4,89 59,06 2011 32,49 26,61 5,04 64,14 2012 34,26 30,39 5,19 69,84 2013 36,14 34,79 5,33 76,27 2014 38,14 39,91 5,48 83,54 2015 40,27 45,88 5,63 91,79 2016 42,53 52,86 5,78 101,18 2017 44,94 61,02 5,93 111,90 2018 47,51 70,59 6,08 124,18 2019 50,26 81,81 6,23 138,30 2020 53,19 100,00 6,38 159,57


283


demanda de potencia proyectada para la Subestación Escazú. Se puede notar que los


menor al 10 %.

Tabla 6.24: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Escazú


(MW) (MW) (%) 2005 43,0 40,63 5,83 2006 41,0 43,47 5,69 2007 41,9 46,78 10,43


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Escazú.

Figura 6.10: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Escazú

Proyección de la Potencia de la Subestación Escazú

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



284

6.1.6. Subestación El Este

La Subestación El Este tiene instalado un transformador de potencia de 30/45 MVA, con

dos alimentadores de 34.5 kV. Actualmente a través de estos alimentadores alimenta la

Subestación Dulce Nombre y la Subestación de Curridabat y su influencia se concentra en

el sector este y sureste del área servida por la CNFL, comprendiendo principalmente los

distritos del Cantón de La Unión de Cartago, los cuales se detallan a continuación:

1. Tres Ríos Cantón: La Unión.

2. Concepción Cantón: La Unión.

3. Dulce Nombre Cantón: La Unión.

4. San Juan Cantón: La Unión.

5. San Diego Cantón: La Unión.

6. Curridabat, Central Cantón: Curridabat

7. Granadilla Cantón: Curridabat.

8. Sánchez Cantón: Curridabat.


10. San Rafael Cantón: La Unión.

11. Tirrases Cantón: La Unión.


También en el área de influencia de esta subestación se deben adicionar los distritos que

son alimentados por las subestaciones de Dulce Nombre (San Rafael y Tres Ríos) y de

Curridabat (Curridabat Central, San Antonio y Tirrases). En la figura 6.11 se muestra el

área de influencia de la Subestación del Este. Es importante indicar que la Subestación de

Dulce Nombre está en un proceso de reconversión y se está pasando toda la carga

directamente a la Subestación El Este.


285

Figura 6.11: Área de influencia de la Subestación El Este


por donde recorren los alimentadores de la Subestación El Este, desagregados en cada uno




los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.26. Estos resultados son correspondientes

a la carga propia que alimenta la subestación y no incluye las cargas de las subestaciones de

13.8 kV.


286

Tabla 6.25: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. El Este


Concepción La Unión Concepción 93,39 96,62 100,00 Curridabat Curridabat San Diego 17,37 9,35 3,88 Dulce Nombre La Unión Concepción 83,04 87,37 65,14 Granadilla Curridabat Concepción 35,32 31,13 69,14 Río Azul Curridabat San Diego 11,46 2,22 0,00 San Diego La Unión San Diego 100,00 100,00 100,00 San Juan La Unión Concepción 14,58 7,87 0,20 San Juan La Unión San Diego 85,41 92,12 100,00 Sanchez Curridabat San Diego 89,47 91,10 88,70 Tres Ríos La Unión Concepción 54,19 69,66 85,65

Tabla 6.26: Proyección Demanda de Potencia Sub. El Este


2005 15,41 6,30 3,41 25,12 2006 15,49 6,30 3,52 25,31 2007 16,01 6,78 3,55 26,35 2008 16,53 7,28 3,58 27,39 2009 17,05 7,78 3,61 28,44 2010 17,57 8,29 3,64 29,50 2011 18,09 8,80 3,67 30,56 2012 18,61 9,33 3,73 31,67 2013 19,13 9,85 3,83 32,82 2014 19,66 10,39 3,93 33,98 2015 20,18 10,93 4,03 35,14 2016 20,72 11,47 4,13 36,32 2017 21,26 12,03 4,23 37,51 2018 21,80 12,58 4,33 38,71 2019 22,35 13,15 4,43 39,92 2020 22,90 13,72 4,53 41,15

La proyección de demanda de potencia de las subestaciones de 13,8 kV, que son

alimentadas por la Subestación El Este se muestra en la tabla 6.27. En la sección 6.2

Demanda de Potencia de las Subestaciones de 13.8 kV de la CNFL se presenta en forma

individual la proyección futura de las subestaciones de Curridabat y Dulce Nombre.


287

Tabla 6.27: Proyección Demanda de Potencia de la Sub. El Este al sistema de 13,8 kV


2005 5,20 1,91 0,77 7,87 2006 5,37 2,08 0,78 8,23 2007 5,56 2,32 0,79 8,67 2008 5,75 2,57 0,79 9,11 2009 5,95 2,81 0,79 9,56 2010 6,16 3,06 0,80 10,01 2011 6,36 3,31 0,80 10,47 2012 6,57 3,56 0,81 10,94 2013 6,79 3,82 0,81 11,42 2014 7,01 4,08 0,82 11,90 2015 7,24 4,34 0,82 12,39 2016 7,47 4,60 0,82 12,89 2017 7,71 4,87 0,83 13,41 2018 7,95 5,14 0,83 13,92 2019 8,20 5,42 0,84 14,45 2020 8,46 5,70 0,84 15,00

Finalmente se obtiene la proyección total de la Sub. El Este y se muestra en la tabla 6.28.

Tabla 6.28: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. El Este


2005 20,61 8,20 4,18 33,00 2006 20,85 8,38 4,31 33,54 2007 21,57 9,11 4,34 35,01 2008 22,28 9,85 4,37 36,50 2009 23,00 10,59 4,41 38,00 2010 23,72 11,35 4,44 39,51 2011 24,45 12,11 4,48 41,04 2012 25,18 12,89 4,54 42,61 2013 25,92 13,67 4,64 44,24 2014 26,67 14,46 4,75 45,88 2015 27,42 15,26 4,85 47,54 2016 28,19 16,07 4,96 49,22 2017 28,96 16,89 5,06 50,92 2018 29,75 17,72 5,16 52,64 2019 30,55 18,57 5,27 54,38 2020 31,36 19,42 5,37 56,14


288


demanda de potencia proyectada para la Subestación El Este. Se puede notar que los

porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son muy buenos, están dentro de un rango

menor al 10 %.

Tabla 6.29: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. El Este


(MW) (MW) (%) 2005 26,0 33,00 21,20 2006 34,0 33,54 1,38 2007 34,0 35,01 2,89


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación El Este.

Figura 6.12: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación El Este

Proyección de la Potencia de la Subestación El Este

0

10

20

30

40

50

60

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



289

6.1.7. Subestación Heredia

La Subestación Heredia es compartida con la Empresa de Servicios Públicos de Heredia

(ESPH), tiene instalados tres transformadores de potencia, cada uno de 30/45 MVA y para

la alimentación de los clientes de la CNFL se utiliza uno de estos transformadores. La zona

de influencia de esta subestación es principalmente para los distritos del Cantón Central de

Heredia y del Cantón de Flores, como se indica a continuación y su área de influencia se

presenta en la figura 6.13:

1. San Joaquín Cantón: Flores.

2. Barrantes Cantón: Flores.

3. Llorente Cantón: Flores.

4. Ulloa Cantón: Central de Heredia.

5. San Francisco Cantón: Central de Heredia.

6. Santa Rosa Cantón: Santo Domingo.

Figura 6.13: Área de influencia de la Subestación Heredia


290


por donde recorren los alimentadores de la Subestación de Heredia, desagregados en cada

uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del




Tabla 6.30: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Heredia


Barrantes Flores Barreal 6,41 19,87 0,00 Llorente Flores Barreal 67,96 8,81 34,42 San Francisco Heredia, Central Barreal 40,16 16,56 18,96 San Francisco Heredia, Central Los Lagos 59,83 83,43 81,03 San Joaquín Flores Barreal 91,12 46,98 2,56 Santa Rosa Santo Domingo Los Lagos 18,00 26,00 40,00 Ulloa Heredia, Central Barreal 97,96 56,66 97,48

Tabla 6.31: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. Heredia


2005 5,93 5,16 7,01 18,10 2006 4,86 5,27 7,21 17,35 2007 4,97 5,58 7,49 18,05 2008 5,09 5,91 7,78 18,77 2009 5,20 6,24 8,07 19,51 2010 5,31 6,60 8,35 20,27 2011 5,43 6,98 8,64 21,05 2012 5,54 7,38 8,94 21,86 2013 5,66 7,80 9,23 22,69 2014 5,78 8,26 9,53 23,56 2015 5,90 8,75 9,83 24,47 2016 6,01 9,28 10,13 25,42 2017 6,13 9,85 10,43 26,42 2018 6,26 10,48 10,74 27,47 2019 6,38 11,17 11,04 28,59 2020 6,50 11,93 11,35 29,78


291


demanda de potencia proyectada para la Subestación de Heredia. Se puede notar que los

porcentajes de error de los años 2005 y 2007 son muy buenos, están dentro de un rango

menor al 10 %.

Tabla 6.32: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Heredia


(MW) (MW) (%) 2005 18,0 18,10 0,55 2006 20,0 17,35 15,27 2007 19,5 18,10 7,73


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación de Heredia.

Figura 6.14: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Heredia

Proyección de la Potencia de la Subestación Heredia

0

5

10

15

20

25

30

35

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



292

6.1.8. Subestación La Caja

La Subestación La Caja tiene influencia en la zona central del área de concesión de CNFL,

principalmente en los cantones de Belén y Flores, así como los distritos del sector oeste del

Cantón Central de San José, como se indica a continuación:


2. La Uruca Cantón: San José.

3. Ulloa Cantón: Central de Heredia.

4. San Joaquín Cantón: Flores.

5. Llorente Cantón: Flores.

6. Asunción Cantón: Belén.

7. San Rafael Cantón: Escazú

El Patio de Interruptores de Electriona es alimentado desde esta subestación, a través del

alimentador Caja – Electriona 1. Además dependiendo de la configuración del sistema,

también se puede alimentar el Patio de Interruptores de Porrosatí, ubicado en San Juan de

Santa Bárbara, tal y como se muestra en la figura 6.15.

Figura 6.15: Área de influencia de la Subestación La Caja


293

En la tabla 6.33 y tabla 6.34 se muestran los porcentajes de participación en cada uno de los

distritos por donde recorren los alimentadores de la Subestación La Caja y del Patio de

Interruptores de Electriona, respectivamente, desagregados en cada uno de los sectores:

residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso del SIGEL. Con esta

información, se procede a calcular la demanda futura de potencia hasta el año 2020,

partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo anterior y los

resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.31.

Tabla 6.33: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. La Caja


Asunción Belén Caja Industrias 38,38 55,11 12,23 Ulloa Heredia Central Caja Industrias 2,04 43,33 2,51 Asunción Belén Calle Rusia 42,85 23,06 11,54 Llorente Flores Calle Rusia 32,03 91,19 65,57 San Joaquín Flores Calle Rusia 8,87 53,01 97,46 Uruca San José INA 48,70 48,47 29,98 Pavas San José Pavas 40,12 24,63 27,12

Tabla 6.34: Participación de los sectores en los alimentadores del Patio de Electriona


Pozos Santa Ana Montana 12,00 7,00 0,94 San Rafael Escazú Montana 11,79 3,89 0,00 San Antonio Belén Montana 1,42 0,17 0,00 San Antonio Belén Potrerillos 52,03 53,07 35,40 Asunción Belén Scott 6,63 0,17 30,14 San Antonio Belén Scott 6,09 23,43 10,10

En la tabla 6.35 se muestra el cálculo de la demanda, pero únicamente para las cargas

propias alimentadas por la Subestación La Caja y en la tabla 6.36 se muestra la demanda

proyectada únicamente correspondiente al Patio de Interruptores de Electriona.


294

Tabla 6.35: Proyección Demanda de Potencia Sub. La Caja


2005 9,52 16,90 14,01 40,43 2006 9,84 17,50 14,25 41,58 2007 10,39 19,00 14,58 43,98 2008 11,00 20,72 14,91 46,62 2009 11,66 22,68 15,24 49,57 2010 12,38 24,94 15,57 52,88 2011 13,16 27,56 15,89 56,61 2012 14,02 30,62 16,22 60,86 2013 14,97 34,21 16,55 65,73 2014 16,01 38,45 16,88 71,34 2015 17,16 43,49 17,21 77,86 2016 18,43 49,49 17,54 85,46 2017 19,84 56,69 17,87 94,40 2018 21,40 65,35 18,20 104,94 2019 23,13 75,80 18,53 117,46 2020 25,06 88,46 18,86 132,37

Tabla 6.36: Proyección Demanda de Patio de Electriona


2005 1,72 2,23 13,30 17,25 2006 1,64 2,31 11,87 15,82 2007 1,71 2,40 11,88 15,99 2008 1,78 2,50 11,88 16,16 2009 1,85 2,59 11,89 16,33 2010 1,92 2,69 11,89 16,50 2011 1,99 2,79 11,89 16,67 2012 2,07 2,89 11,89 16,84 2013 2,14 2,99 11,89 17,02 2014 2,22 3,09 11,89 17,20 2015 2,30 3,20 11,89 17,39 2016 2,38 3,31 11,89 17,58 2017 2,46 3,42 11,89 17,77 2018 2,54 3,54 11,89 17,97 2019 2,63 3,66 11,89 18,17 2020 2,71 3,78 11,89 18,38


295

Finalmente se obtiene la proyección futura de la Subestación La Caja y se presenta en la

tabla 6.37.

Tabla 6.37: Proyección Demanda Total de Potencia Sub. La Caja


2005 11,24 19,13 27,31 57,68 2006 11,48 19,81 26,12 57,41 2007 12,10 21,41 26,46 59,97 2008 12,78 23,21 26,79 62,78 2009 13,51 25,27 27,12 65,90 2010 14,30 27,63 27,45 69,37 2011 15,15 30,34 27,78 73,28 2012 16,09 33,50 28,11 77,71 2013 17,11 37,20 28,44 82,75 2014 18,23 41,54 28,77 88,55 2015 19,46 46,69 29,10 95,24 2016 20,81 52,80 29,43 103,04 2017 22,30 60,11 29,76 112,17 2018 23,94 68,88 30,09 122,91 2019 25,76 79,46 30,42 135,63 2020 27,77 92,24 30,75 150,76


demanda de potencia proyectada para la Subestación La Caja. Se puede notar que los

porcentajes de error de los años 2005, 2006 y 2007 son muy pequeños, están dentro de un

rango menor al 10 %.

Tabla 6.38: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. La Caja


(MW) (MW) (%) 2005 53,0 57,68 8,11 2006 60,0 57,41 4,52 2007 59,3 59,97 1,11


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación La Caja.


296

Figura 6.16: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación La Caja

6.1.9. Subestación Lindora

La Subestación Lindora tiene su área de acción en el sector oeste del área de concesión de

la CNFL, tiene influencia en los cantones de Santa Ana, Mora y en los distritos del Cantón

Central de Alajuela, como se indica a continuación:

1. Guácima Cantón: Central de Alajuela.

2. San Rafael Cantón: Central de Alajuela.

3. Ciudad Colón Cantón: Mora.

4. Pozos Cantón: Santa Ana.

5. Brasil Cantón: Santa Ana.

Esta subestación se caracteriza por alimentar una zona que en los últimos años se ha

convertido en una zona de concentración de industrias, ubicadas en Pozos de Santa Ana

donde existen clientes con altos consumos y de complejos de oficinas, principalmente en el

Proyección de la Potencia de la Subestación La Caja

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



297

sector de la Radial Santa Ana – Belén y por otro lado tiene un componente residencial muy

amplio porque alimenta toda la zona de San Rafael de Alajuela y la Guácima, tal y como se

aprecia en la figura 6.17 donde se muestra su área de influencia.

Figura 6.17: Área de influencia de la Subestación Lindora


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Lindora, desagregados en cada uno





Es importante indicar que esta subestación se enlaza con el Patio de Interruptores de Brasil,

a través del alimentador Lindora – Brasil, donde también sale el circuito Brasil – Reforma,

pero este patio a diferencia de los anteriores, es alimentado directamente de la generación


298

de la Planta Hidroeléctrica de Brasil, por lo tanto solo en condiciones de emergencia es

abastecido a través de la Subestación de Lindora, con lo cual no se va a considerar dentro

de la proyección el aporte de dicho patio a la subestación.

Tabla 6.39: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Lindora


Brasil Santa Ana Brasil 8,75 2,42 0,00 Ciudad Colón Mora Guácima 3,59 7,90 0,00 Guácima Alajuela, Central Guácima 100,00 100,00 100,00 Pozos Santa Ana Brasil 22,38 10,30 0,00 Pozos Santa Ana Hondura y Radial 28,92 68,65 92,78 San Rafael Alajuela, Central Guácima 45,00 22,00 60,00 San Rafael Alajuela, Central Ojo de Agua 36,00 49,00 36,00

Tabla 6.40: Proyección Demanda de Potencia Sub. Lindora


2005 6,22 6,59 13,35 26,16 2006 6,45 7,89 14,13 28,47 2007 6,92 9,29 14,94 31,15 2008 7,43 10,99 15,76 34,17 2009 7,98 13,08 16,57 37,63 2010 8,58 15,65 17,38 41,61 2011 9,22 18,81 18,19 46,23 2012 9,93 22,71 19,01 51,65 2013 10,71 27,52 19,82 58,04 2014 11,55 33,45 20,63 65,63 2015 12,48 40,78 21,44 74,71 2016 13,51 49,84 22,26 85,60 2017 14,64 61,04 23,07 98,75 2018 15,89 74,90 23,88 114,66 2019 17,27 92,04 24,69 134,00 2020 18,80 113,25 25,51 157,56


299


demanda de potencia proyectada para la Subestación Lindora. Se puede notar que los


menor al 10 %.

Tabla 6.41: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Lindora


(MW) (MW) (%) 2005 29,0 26,16 10,86 2006 29,0 28,47 1,85 2007 29,6 31,15 4,97


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Lindora.

Figura 6.18: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Lindora

Proyección de la Potencia de la Subestación Lindora

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



300

6.1.10. Subestación San Miguel

El área de influencia de la Subestación San Miguel comprende la zona noreste del área

servida por la CNFL, ya que alimenta los siguientes distritos de los cantones de Vásquez de

Coronado, Moravia, Tibás y Santo Domingo de Heredia:

1. San Isidro Cantón: Vásquez de Coronado.

2. Jesús Cantón: Vásquez de Coronado.

3. San Rafael Cantón: Vásquez de Coronado.

4. Patalillo Cantón: Vásquez de Coronado.

5. San Vicente Cantón: Moravia.

6. San Jerónimo Cantón: Moravia.

7. Trinidad Cantón: Moravia.

8. San Juan Cantón: Tibás.

9. Anselmo Llorente Cantón: Tibás.

10. Santo Domingo, Central Cantón: Santo Domingo.

11. Pará (San Luis) Cantón: Santo Domingo.

12. Paracito Cantón: Santo Domingo.

13. Tures (Los Angeles) Cantón: Santo Domingo.

14. San Vicente Cantón: Santo Domingo.

15. Santo Tomás Cantón: Santo Domingo.


17. San Miguel. Cantón: Santo Domingo.

La Subestación San Miguel posee tres alimentadores, siendo uno de ellos muy extenso, San

Miguel – Llorente y se caracteriza por ser básicamente residencial y se espera que lo siga

siendo con un crecimiento constante de este sector debido a que alimenta zonas periféricas

de la capital caracterizadas por crecimiento residencial. En la figura 6.19 se puede apreciar

su área de influencia.


301

Figura 6.19: Área de influencia de la Subestación San Miguel


por donde recorren los alimentadores de la Subestación San Miguel, desagregados en cada






302

Tabla 6.42: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. San Miguel


Anselmo Llorente Tibás Llorente 23,00 77,00 53,00 Cinco Esquinas Tibás Santo Tomás 15,20 5,44 0,17 Jesús Coronado Llorente 100,00 100,00 100,00 Pará (San Luis) Santo Domingo San Luis 100,00 100,00 100,00 Paracito Santo Domingo San Luis 63,27 51,33 0,00 Patalillo Coronado Llorente 64,46 74,54 99,29 San Isidro Coronado Llorente 84,00 68,48 14,56 San Jerónimo Moravia San Luis 70,42 85,94 89,30 San Josecito San Isidro San Luis 100,00 100,00 100,00 San Juan Tibás Llorente 29,24 11,99 11,62 San Miguel Santo Domingo Llorente 10,93 40,86 81,68 San Miguel Santo Domingo San Luis 64,29 41,09 18,31 San Miguel Santo Domingo Santo Tomás 24,77 18,04 0,00 San Rafael Coronado Llorente 100,00 100,00 100,00 San Vicente Moravia Llorente 42,96 40,25 33,00 San Vicente Santo Domingo Santo Tomás 100,00 100,00 100,00 Santa Rosa Santo Domingo Santo Tomás 40,50 17,26 4,04 Santo Domingo Santo Domingo Santo Tomás 100,00 100,00 100,00 Santo Tomás Santo Domingo Santo Tomás 100,00 100,00 100,00 Trinidad Moravia Llorente 16,40 11,56 0,00 Tures (Los Ángeles) Santo Domingo Santo Tomás 100,00 100,00 100,00

Tabla 6.43: Proyección Demanda de Potencia Sub. San Miguel

Año Residencial General Industrial TOTAL MW MW MW MW

2005 20,79 6,06 1,38 28,23 2006 22,35 6,49 1,84 30,68 2007 23,75 6,93 1,89 32,57 2008 25,16 7,39 1,95 34,49 2009 26,58 7,86 2,01 36,45 2010 28,03 8,35 2,07 38,44 2011 29,49 8,85 2,13 40,48 2012 30,97 9,38 2,20 42,55 2013 32,47 9,93 2,27 44,67 2014 33,99 10,50 2,34 46,84 2015 35,53 11,10 2,42 49,05 2016 37,08 11,73 2,50 51,31 2017 38,66 12,39 2,59 53,64 2018 40,25 13,09 2,68 56,02 2019 41,87 13,82 2,77 58,47 2020 43,50 14,60 2,87 60,97


303


demanda de potencia proyectada para la Subestación San Miguel. Se puede notar que los


menor al 10 %.

Tabla 6.44: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. San Miguel


(MW) (MW) (%) 2005 28,0 28,23 0,81 2006 33,0 30,68 7,57 2007 32,6 32,57 0,10


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación San Miguel.

Figura 6.20: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación San Miguel

Proyección de la Potencia de la Subestación San Miguel

0

10

20

30

40

50

60

70

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



304

6.1.11. Subestación Anonos, 34.5 kV

La Subestación de Anonos a nivel de media tensión tiene dos niveles de voltajes para la

distribución: 34.5 kV y 13.8 kV. El área de 34.5 kV es alimentada a través de la red de

transporte de 138 kV y tiene tres alimentadores, dos para atender las necesidades del

sistema de distribución y uno para alimentar la subestación de 13.8 kV. Los dos

alimentadores de 34.5 kV: Anonos - Ayala y Anonos - Cima tienen influencia en los

siguientes distritos:




Los alimentadores del sector de 34.5 kV se enlazan con los circuitos de la Subestación de

Escazú y alimentan parte de la carga de la Autopista Próspero Fernández y su área de

influencia se puede apreciar en la figura 6.21.

Figura 6.21: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 34.5 kV


305


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Anonos, sector de 34.5 kV,

desagregados en cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo

a través del uso del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura

de potencia hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector

del capítulo anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.46.

Tabla 6.45: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 34,5 kV


Pavas San José Ayala 20,77 31,44 9,06 San Rafael Escazú Cima 2,00 13,00 14,00 Uruca San José Ayala 0,00 0,56 0,00

Tabla 6.46: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34,5 kV


2005 4,75 5,27 2,28 12,30 2006 4,82 5,39 2,27 12,48 2007 4,96 5,78 2,27 13,01 2008 5,10 6,21 2,27 13,58 2009 5,25 6,68 2,27 14,20 2010 5,39 7,20 2,27 14,86 2011 5,54 7,76 2,27 15,57 2012 5,70 8,38 2,27 16,34 2013 5,85 9,06 2,27 17,18 2014 6,01 9,82 2,27 18,10 2015 6,18 10,65 2,27 19,09 2016 6,34 11,57 2,27 20,18 2017 6,52 12,60 2,27 21,38 2018 6,69 13,73 2,27 22,70 2019 6,87 15,00 2,27 24,15 2020 7,06 16,42 2,27 25,75


306

A la proyección anterior se le debe agregar la proyección de la Subestación de Anonos,

sector de 13.8 kV, porque esta es alimentada directamente de la subestación de 34.5 kV,

con lo cual en la tabla 6.47 se presenta la demanda total de potencia proyectada para el

sector de 34.5 kV.

Para observar las proyecciones particulares de la Subestación de Anonos, sector de 13.8

kV, refiérase a la sección 6.2.1 Subestación Anonos, 13.8 kV.

Tabla 6.47: Proyección Demanda de Potencia Total Sub. Anonos, 34,5 kV


2005 9,43 14,92 5,59 29,94 2006 9,54 15,11 5,58 30,23 2007 9,78 16,00 5,58 31,36 2008 10,03 16,96 5,58 32,57 2009 10,29 18,01 5,58 33,88 2010 10,55 19,14 5,59 35,28 2011 10,82 20,38 5,59 36,79 2012 11,09 21,74 5,59 38,42 2013 11,38 23,22 5,59 40,19 2014 11,67 24,85 5,59 42,12 2015 11,97 26,65 5,60 44,21 2016 12,27 28,62 5,60 46,50 2017 12,59 30,81 5,60 49,00 2018 12,92 33,23 5,60 51,75 2019 13,26 35,91 5,61 54,78 2020 13,61 38,90 5,61 58,12


demanda de potencia proyectada para la Subestación Anonos. Se puede notar que los


menor al 10 % y se ha venido mejorando en la proyección.


307

Tabla 6.48: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 34.5 kV


(MW) (MW) (%) 2005 33,0 29,94 10,21 2006 33,0 30,23 9,17 2007 33,8 31,36 7,78


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Anonos, 34.5 kV.

Figura 6.22: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 34.5 kV

Proyección de la Potencia de la Subestación Anonos, 34.5 kV

0

10

20

30

40

50

60

70

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



308

6.1.12. Subestación Sabanilla, 34.5 kV

La Subestación de Sabanilla a nivel de media tensión tiene dos niveles de voltajes para la

distribución: 34.5 kV y 13.8 kV. El área de 34.5 kV es alimentada a través de la red de

transporte de 138 kV y a diferencia de la Subestación de Anonos, el área de 34.5 kV no

suple de energía a la barra de 13.8 kV, porque esta también se alimenta de la red de

transmisión de 138 kV. Tiene tres alimentadores que suministran energía a los siguientes

distritos:

1. San Pedro Cantón: Montes de Oca.

2. Sabanilla Cantón: Montes de Oca.

3. Mercedes Cantón: Montes de Oca.

4. San Rafael Cantón: Montes de Oca.

5. Guadalupe Cantón: Goicoechea.

6. Purral Cantón: Goicoechea.

7. Rancho Redondo Cantón: Goicoechea.

8. Ipis Cantón: Goicoechea.

9. Mata Plátano Cantón: Goicoechea.


11. Granadilla Cantón: Curridabat.

12. Sánchez Cantón: Curridabat.

13. Concepción Cantón: La Unión.

14. Dulce Nombre Cantón: La Unión.

15. San Ramón Cantón: La Unión.

16. Llano Grande Cantón: Central de Cartago.

Esta subestación alimenta una gran área ubicada en el centro, norte y este del área servida

por la CNFL, se caracteriza por su alta demanda de energía residencial y su área de

influencia se observa en la figura 6.23.


309

Figura 6.23: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 34.5 kV


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Sabanilla, sector de 34.5 kV,






310

Tabla 6.49: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Sabanilla 34,5 kV


Llano Grande Cartago, Central Purral 100,00 100,00 100,00 Curridabat Curridabat San Marino 15,00 11,00 19,00 Granadilla Curridabat San Marino 46,33 62,87 9,32 Sánchez Curridabat San Marino 10,52 8,89 11,29 Guadalupe Goicoechea Purral 7,58 1,54 0,00 Ipis Goicoechea Purral 81,40 75,88 47,16 Mata Plátano Goicoechea San Rafael 57,39 59,91 59,74 Rancho Redondo Goicoechea Purral 100,00 100,00 100,00 Concepción La Unión San Rafael 6,71 3,37 0,00 Dulce Nombre La Unión San Rafael 16,95 12,62 34,85 San Ramón La Unión San Rafael 100,00 100,00 100,00 Mercedes Montes de Oca San Rafael 13,12 1,00 0,00 Sabanilla Montes de Oca San Marino 42,18 24,71 3,80 Sabanilla Montes de Oca San Rafael 18,21 17,54 0,00 San Pedro Montes de Oca San Marino 25,01 4,60 26,50 San Pedro Montes de Oca San Rafael 9,43 0,31 0,65 San Rafael Montes de Oca San Marino 26,42 21,00 0,00 San Rafael Montes de Oca San Rafael 73,57 79,03 100,00

Tabla 6.50: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34,5 kV


2005 21,38 7,59 1,36 30,33 2006 21,68 7,65 1,40 30,73 2007 22,01 7,93 1,40 31,34 2008 22,34 8,21 1,40 31,94 2009 22,66 8,49 1,40 32,55 2010 22,98 8,77 1,40 33,15 2011 23,30 9,06 1,39 33,75 2012 23,62 9,34 1,40 34,36 2013 23,94 9,63 1,41 34,98 2014 24,25 9,93 1,41 35,59 2015 24,56 10,22 1,42 36,20 2016 24,87 10,52 1,43 36,82 2017 25,18 10,82 1,44 37,43 2018 25,48 11,12 1,44 38,05 2019 25,79 11,42 1,45 38,66 2020 26,09 11,73 1,46 39,28


311


demanda de potencia proyectada para la Subestación Sabanilla, 34.5 kV. Se puede notar

que los porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un


Tabla 6.51: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 34.5 kV

Demanda Demanda Porcentaje AÑO Real Proyectada de error

(MW) (MW) (%) 2005 31,0 30,33 2,21 2006 35,0 30,73 13,88 2007 33,6 31,34 7,22


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Sabanilla, 34.5 kV.

Figura 6.24: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sabanilla, 34.5

kV

Proyección de la Potencia de la Subestación Sabanilla, 34.5 kV

0

10

20

30

40

50

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



312

6.2. Demanda de potencia para las Subestaciones de 13.8 kV de la

CNFL

A continuación se presentan los resultados obtenidos para cada una de las subestaciones de

13.8 kV que tiene la CNFL en su sistema de distribución, determinado por el procedimiento

expuesto en la metodología y en los párrafos iniciales de este capítulo.

6.2.1 Subestación Anonos, 13.8 kV

La Subestación de Anonos a nivel de 13.8 kV, tiene tres alimentadores los cuales se

abastecen de una subestación 34.5/13.8 kV, con una potencia instalada de 20/30 MVA y

recorren principalmente el sector oeste de la ciudad de San José, en los siguientes distritos:



3. Mata Redonda Cantón: San José.



Es una subestación que se caracteriza por tener una carga mayoritariamente comercial,

pero tiene la particularidad de alimentar gran parte de la zona industrial de Pavas. El área

de influencia se muestra en la figura 6.25.


313

Figura 6.25: Área de influencia de la Subestación Anonos, sector de 13.8 kV


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Anonos, sector de 13.8 kV,






314

Tabla 6.52: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Anonos, 13.8 kV


Hospital San José Sabana 11,85 18,19 1,76 Mata Redonda San José Sabana 28,53 20,76 16,62 Mata Redonda San José Industrial 7,34 7,68 0,00 Merced San José Sabana 2,7 12,7 7,14 Pavas San José Industrial 12,37 27,32 51,44 Pavas San José Escazú 9,15 4,31 6,2 San Rafael Escazú Escazú 10,12 6,59 0,00

Tabla 6.53: Proyección Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV


2005 4,68 9,65 3,31 17,64 2006 4,71 9,72 3,31 17,74 2007 4,82 10,22 3,31 18,35 2008 4,93 10,75 3,31 18,99 2009 5,04 11,33 3,31 19,68 2010 5,16 11,95 3,32 20,42 2011 5,27 12,63 3,32 21,22 2012 5,40 13,36 3,32 22,08 2013 5,52 14,16 3,32 23,01 2014 5,66 15,04 3,32 24,02 2015 5,79 16,00 3,33 25,12 2016 5,93 17,05 3,33 26,31 2017 6,08 18,21 3,33 27,62 2018 6,23 19,49 3,33 29,06 2019 6,39 20,91 3,34 30,63 2020 6,55 22,48 3,34 32,36


demanda de potencia proyectada para la Subestación Anonos, 13.8 kV. Se puede notar que

los porcentajes de error de los años 2006 y 2007 son aceptables, están dentro de un rango

menor al 10 %.


315

Tabla 6.54: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Anonos, 13.8 kV


(MW) (MW) (%) 2005 19,5 17,64 10,54 2006 17,0 17,74 4,20 2007 16,8 18,35 8,43


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Anonos, 13.8 kV.

Figura 6.26: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Anonos, 13.8 kV

Proyección de la Potencia de la Subestación Anonos, 13,8 kV

0

5

10

15

20

25

30

35

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



316

6.2.2 Subestación Barva

La Subestación de Barva es una subestación de tipo rural, la cual tiene instalado un

transformador de potencia de 7,5 MVA y posee un único alimentador Barva – Cipresal,

alimenta la zona norte de Heredia hasta llegar a las faldas del Volcán Barva y recorre los

siguientes distritos:

1. Barva, Central Cantón: Barva.

2. San Pedro Cantón: Barva.

3. San José de la Montaña Cantón: Barva.

4. San Pedro Cantón: Santa Bárbara.

5. Santo Domingo El Roble Cantón: Santa Bárbara.

Esta subestación es alimentada desde el Patio de Interruptores de Porrosatí, a través del

alimentador Porrosatí – Santa Bárbara. El área de influencia se muestra en la figura 6.27.

Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Barva


317


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Barva, desagregados en cada uno





Tabla 6.55: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Barva


Barva, Central Barva Cipresal 48,52 66,3 56,35 San Pedro Barva Cipresal 100,00 100,00 100,00 San José de la Montaña Barva Cipresal 100,00 100,00 100,00 San Pedro Santa Bárbara Cipresal 5,50 3,70 5,20 Santo Domingo El Roble Santa Bárbara Cipresal 4,30 0,00 0,00

Tabla 6.56: Proyección Demanda de Potencia Sub. Barva


2005 2,69 0,56 0,28 3,54 2006 2,77 0,59 0,28 3,64 2007 2,85 0,63 0,29 3,77 2008 2,94 0,67 0,29 3,89 2009 3,02 0,71 0,29 4,02 2010 3,11 0,75 0,29 4,15 2011 3,19 0,80 0,29 4,29 2012 3,28 0,85 0,29 4,42 2013 3,36 0,91 0,29 4,56 2014 3,45 0,97 0,29 4,71 2015 3,53 1,03 0,29 4,86 2016 3,61 1,10 0,30 5,01 2017 3,70 1,18 0,30 5,17 2018 3,78 1,26 0,30 5,34 2019 3,86 1,35 0,30 5,52 2020 3,95 1,45 0,30 5,70


318


demanda de potencia proyectada para la Subestación Barva. Se puede notar que los


menor al 10 %.

Tabla 6.57: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Barva


(MW) (MW) (%) 2005 4,0 3,54 13,00 2006 4,0 3,64 9,78 2007 3,5 3,77 7,11


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Barva.

Figura 6.28: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Barva

Proyección de la Potencia de la Subestación Barva

0

1

2

3

4

5

6

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



319

6.2.3. Subestación Curridabat

Esta subestación está localizada en el centro del cantón de Curridabat, tiene instalado un

transformador de potencia de 8,4/10,5 MVA y posee un único alimentador denominado

igual a la subestación y recorre los siguientes distritos:




Esta subestación es alimentada desde la Subestación El Este por medio del alimentador

Este – San Diego y su área de influencia se presenta en la figura 6.29.

Figura 6.27: Área de influencia de la Subestación Curridabat


320


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Curridabat, desagregados en cada





Tabla 6.58: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Curridabat


Curridabat, Central Curridabat Curridabat 19,00 11,00 4,00 Tirrases Curridabat Curridabat 71,00 80,00 63,00 San Antonio Desamparados Curridabat 37,00 27,00 12,00

Tabla 6.59: Proyección Demanda de Potencia Sub. Curridabat


2005 3,53 1,04 0,39 4,95 2006 3,67 1,21 0,38 5,26 2007 3,80 1,36 0,39 5,55 2008 3,94 1,51 0,39 5,84 2009 4,08 1,66 0,40 6,14 2010 4,22 1,82 0,40 6,44 2011 4,37 1,98 0,40 6,76 2012 4,53 2,14 0,41 7,08 2013 4,68 2,31 0,41 7,40 2014 4,85 2,47 0,42 7,74 2015 5,02 2,64 0,42 8,08 2016 5,19 2,82 0,42 8,43 2017 5,37 2,99 0,43 8,79 2018 5,56 3,18 0,43 9,16 2019 5,75 3,36 0,44 9,55 2020 5,95 3,55 0,44 9,94


321


demanda de potencia proyectada para la Subestación Curridabat. Se puede notar que el

porcentaje de error del año 2007 es aceptable, está dentro de un rango menor al 10 %.

Tabla 6.60: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Curridabat


(MW) (MW) (%) 2005 5,6 4,95 13,13 2006 6,0 5,26 14,11 2007 6,0 5,55 8,20


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Curridabat.

Figura 6.30: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Curridabat

Proyección de la Potencia de la Subestación Curridabat

0

2

4

6

8

10

12

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



322

6.2.4. Subestación Guadalupe

La Subestación Guadalupe tiene instalado tres transformadores de potencia, cada uno de

10/14 MVA y salen cuatro alimentadores. Su área de influencia se muestra en la figura

6.31 y alimenta los siguientes distritos:


2. Carmen Cantón: San José.


4. Calle Blancos Cantón: Goicoechea.

5. San Francisco Cantón: Goicoechea.




9. Anselmo Llorente Cantón: Tibás.

10. Cinco Esquinas Cantón: Tibás.

Figura 6.31: Área de influencia de la Subestación Guadalupe


323


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Guadalupe, desagregados en cada





Tabla 6.61: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Guadalupe


Anselmo Llorente Tibás San Vicente 50,53 15,00 46,00 Calle Blancos Goicoechea San José 18,00 12,27 0,03 Calle Blancos Goicoechea San Vicente 3,50 6,36 0,01 Carmen San José Santa Teresita 75,00 28,00 11,00 Catedral San José Central 8,07 21,67 12,26 Cinco Esquinas Tibás San Vicente 3,62 3,69 67,05 Guadalupe Goicoechea Central 30,00 41,00 22,00 Guadalupe Goicoechea Santa Teresita 3,96 6,57 0,62 Mercedes Montes de Oca Santa Teresita 29,05 15,94 3,59 San Francisco Goicoechea Central 31,14 3,13 0,00 San Francisco Goicoechea San José 39,92 63,88 14,00 San Juan Tibás San Vicente 1,94 2,04 0,01 San Pedro Montes de Oca Central 3,43 2,25 3,96 San Vicente Moravia San Vicente 34,37 28,00 11,35


324

Tabla 6.62: Proyección Demanda de Potencia Sub. Guadalupe


2005 6,71 4,94 3,62 15,27 2006 6,65 5,20 3,60 15,45 2007 6,73 5,43 3,60 15,76 2008 6,81 5,67 3,60 16,07 2009 6,89 5,91 3,60 16,39 2010 6,97 6,15 3,60 16,72 2011 7,04 6,41 3,60 17,04 2012 7,12 6,66 3,60 17,38 2013 7,20 6,92 3,60 17,72 2014 7,27 7,19 3,60 18,06 2015 7,35 7,47 3,60 18,41 2016 7,43 7,75 3,60 18,77 2017 7,50 8,04 3,60 19,13 2018 7,58 8,33 3,60 19,51 2019 7,65 8,64 3,60 19,89 2020 7,73 8,95 3,60 20,28


demanda de potencia proyectada para la Subestación Guadalupe. Se puede notar que para

esta subestación se obtienen porcentajes superiores al 10 %.

Tabla 6.63: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Guadalupe


(MW) (MW) (%) 2005 13,0 15,27 14,86 2006 13,0 15,45 15,84 2007 12,2 15,76 22,58


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Guadalupe.


325

Figura 6.32: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Guadalupe

6.2.5. Subestación Primer Amor La Subestación Primer Amor tiene instalado un transformador de potencia de 7,5/9,3 MVA

y un único alimentador denominado Primer Amor – Valencia y alimenta parte de la zona

central de San José y de La Valencia de Heredia, porque el circuito recorre los siguientes

distritos:


2. Santa Rosa Cantón: San Domingo.

Uno de sus principales clientes es el Hospital México y en el momento en que se pueda

convertir las cargas de este centro hospitalario a 34.5 kV, la subestación tendrá como

objetivo respaldar a las subestaciones de Anonos, 13.8 kV y Uruca. Su área de influencia se

muestra en la figura 6.33.

Proyección de la Potencia de la Subestación Guadalupe

0

5

10

15

20

25

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



326

Figura 6.33: Área de influencia de la Subestación Primer Amor


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Primer Amor, desagregados en

cada uno de los sectores: residencial, general e industrial, la cual se obtuvo a través del uso

del SIGEL. Con esta información, se procede a calcular la demanda futura de potencia

hasta el año 2020, partiendo de la demanda estimada por distrito y por sector del capítulo

anterior y los resultados obtenidos se muestran en la tabla 6.65.


327

Tabla 6.64: Participación de los sectores en los alimentadores de Sub. Primer Amor


La Uruca San José Valencia 4,24 4,21 1,58 Santa Rosa Santo Domingo Valencia 26,19 44,2 56

Tabla 6.65: Proyección Demanda de Potencia Sub. Primer Amor


2005 0,49 3,12 0,96 4,57 2006 0,50 3,15 1,03 4,69 2007 0,52 3,27 1,09 4,88 2008 0,54 3,39 1,16 5,08 2009 0,56 3,51 1,22 5,29 2010 0,57 3,64 1,29 5,51 2011 0,59 3,78 1,36 5,73 2012 0,61 3,92 1,43 5,96 2013 0,63 4,06 1,51 6,20 2014 0,65 4,21 1,59 6,45 2015 0,67 4,37 1,67 6,71 2016 0,69 4,53 1,75 6,97 2017 0,70 4,70 1,84 7,24 2018 0,72 4,87 1,93 7,53 2019 0,74 5,06 2,02 7,82 2020 0,76 5,24 2,12 8,12


demanda de potencia proyectada para la Subestación Primer Amor. Se puede notar que el

porcentaje de error del año 2007 es aceptable, está dentro de un rango menor al 10 %.

Tabla 6.66: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Primer Amor


(MW) (MW) (%) 2005 6,5 4,57 42,23 2006 6,5 4,69 38,59 2007 5,0 4,88 2,38


328


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Primer Amor.

Figura 6.34: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Primer Amor

6.2.6. Subestación Sabanilla, 13.8 kV

La Subestación de Sabanilla a nivel de 13.8 kV está alimentada a la red de transmisión de

138 kV, por medio de dos transformadores de potencia, cada uno con una potencia de 20/30

MVA. Tiene tres alimentadores que suministran energía a los siguientes distritos:


2. Sabanilla Cantón: Montes de Oca.



5. Ipís Cantón: Goicoechea.

6. Mata Plátano Cantón: Goicoechea.

Proyección de la Potencia de la Subestación Primer Amor

0

2

4

6

8

10

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



329

7. San Vicente Cantón: Moravia.

8. San Jerónimo Cantón: Moravia.

9. Trinidad Cantón: Moravia.

10. Zapote Cantón: Central, San José.

11. San Isidro Cantón: Vásquez de Coronado.

12. Patalillo Cantón: Vásquez de Coronado.

13. Paracito Cantón: Santo Domingo.

Esta subestación alimenta una gran área ubicada en el centro, norte y este del área servida

por la CNFL, se caracteriza por su alta demanda de energía residencial y su área de

influencia se observa en la figura 6.35.

Figura 6.35: Área de influencia de la Subestación Sabanilla, sector de 13.8 kV


330


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Sabanilla, sector de 13.8 kV,





Tabla 6.67: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sabanilla, 13,8 kV


Patalillo Coronado Ipis 27,68 21,92 0,71 Patalillo Coronado Miraflores 7,87 3,54 0,00 San Isidro Coronado Ipis 15,00 31,51 85,44 Guadalupe Goicoechea Ipis 4,66 4,26 5,02 Guadalupe Goicoechea Miraflores 19,00 14,00 29,00 Ipís Goicoechea Ipis 18,59 24,12 52,83 Mata Plátano Goicoechea Ipis 42,60 40,08 40,25 Mercedes Montes de Oca Lourdes 14,00 3,00 0,27 Mercedes Montes de Oca Betania 30,00 43,00 48,26 Sabanilla Montes de Oca Ipis 40,00 58,00 96,00 San Pedro Montes de Oca Ipis 4,58 1,52 0,95 San Pedro Montes de Oca Lourdes 33,72 15,14 29,83 San Pedro Montes de Oca Betania 5,13 8,21 9,79 San Jerónimo Moravia Miraflores 29,57 14,00 10,70 San Vicente Moravia Ipis 4,00 1,00 0,00 San Vicente Moravia Miraflores 12,40 23,22 55,00 Trinidad Moravia Ipis 6,00 1,00 1,00 Trinidad Moravia Miraflores 77,80 87,20 99,00 Zapote San José Lourdes 20,00 39,00 0,00 Paracito Santo Domingo Miraflores 36,73 48,77 100,00


331

Tabla 6.68: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sabanilla 13,8 kV


2005 14,42 7,47 1,20 23,09 2006 14,69 7,63 1,06 23,38 2007 15,09 7,94 1,09 24,13 2008 15,50 8,25 1,13 24,88 2009 15,91 8,56 1,16 25,63 2010 16,32 8,88 1,20 26,40 2011 16,73 9,20 1,23 27,17 2012 17,14 9,53 1,27 27,94 2013 17,56 9,87 1,30 28,72 2014 17,97 10,20 1,33 29,51 2015 18,38 10,55 1,37 30,30 2016 18,80 10,90 1,40 31,10 2017 19,21 11,25 1,44 31,90 2018 19,61 11,62 1,47 32,70 2019 20,02 11,98 1,51 33,51 2020 20,42 12,36 1,54 34,32


demanda de potencia proyectada para la Subestación Sabanilla, 13.8 kV. Se puede notar

que los porcentajes de error de los años 2005 y 2007 son aceptables, están dentro de un


Tabla 6.69: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sabanilla, 13.8 kV


(MW) (MW) (%) 2005 25,0 23,09 8,25 2006 26,0 23,38 11,19 2007 26,4 24,13 9,43


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Sabanilla, 13.8 kV.


332

Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Sub. Sabanilla, 13.8 kV

6.2.7. Subestación Sur

La Subestación Sur, ubicada en la localidad de Paso Ancho, en las cercanías del Parque de

la Paz, es alimentada por el circuito Desamparados – Tiribí y tiene instalado dos

transformadores de potencia, uno con una potencia de 10/14 MVA y el otro con 15/20

MVA. Tiene cuatro alimentadores que suministran energía a los siguientes distritos:

1. Hatillo Cantón: San José.



4. Zapote Cantón: San José.

5. San Francisco de Dos Ríos Cantón: San José.


7. Alajuelita, Central Cantón: Alajuelita.

Proyección de la Potencia de la Subestación Sabanilla, 13,8 kV

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



333

8. San Josecito Cantón: Alajuelita.

9. Desamparados, Central Cantón: Desamparados.


La Subestación Sur alimenta la zona central y sur del área servida por la CNFL. Esta

subestación posee carga residencial mayoritariamente pero se espera que el sector general

sea el principal en el mediano plazo. El área de influencia se muestra en la figura 6.37.

Figura 6.37: Área de influencia de la Subestación Sur


334


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Sur, sector de 13.8 kV,





Tabla 6.70: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Sur


Alajuelita, Central Alajuelita San Josecito 26,00 36,00 31,00 San Josecito Alajuelita San Josecito 36,00 14,00 47,00 Desamparados Desamparados Desamparados 11,36 42,44 53,62 San Antonio Desamparados Desamparados 31,50 11,56 16,38 Catedral San José San Cayetano 45,19 5,31 23,35 Hatillo San José San Josecito 6,14 33,84 53,79 Hospital San José San Cayetano 21,89 7,45 1,75 San Fco. 2 Ríos San José Zapote 33,45 50,55 22,49 San Sebastián San José San Cayetano 25,85 36,50 8,62 Zapote San José Zapote 21,41 7,18 1,18

Tabla 6.71: Proyección Demanda de Potencia Sub. Sur


2005 9,51 5,93 0,82 16,27 2006 9,50 6,17 0,83 16,49 2007 9,60 6,41 0,83 16,84 2008 9,70 6,66 0,83 17,19 2009 9,80 6,93 0,83 17,56 2010 9,90 7,21 0,84 17,95 2011 10,00 7,52 0,84 18,35 2012 10,09 7,84 0,84 18,77 2013 10,19 8,18 0,84 19,22 2014 10,29 8,55 0,85 19,68 2015 10,38 8,94 0,85 20,18 2016 10,48 9,36 0,85 20,70 2017 10,58 9,81 0,85 21,25 2018 10,67 10,30 0,86 21,83 2019 10,77 10,82 0,86 22,45 2020 10,87 11,38 0,86 23,11


335


demanda de potencia proyectada para la Subestación Sur. Se puede notar que el porcentaje

de error del año 2005 es aceptable, están dentro de un rango menor al 10 %.

Tabla 6.72: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Sur

Demanda Demanda Porcentaje AÑO Real Proyectada de error

(MW) (MW) (%) 2005 15,5 16,27 4,72 2006 14,0 16,49 15,12 2007 13,5 16,84 19,81


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Sur.

Figura 6.36: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Sur

Proyección de la Potencia de la Subestación Sur

0

5

10

15

20

25

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



336

6.2.8. Subestación Uruca La Subestación Uruca, es alimentada por el circuito Colima – Uruca y tiene instalado dos

transformadores de potencia, uno con una potencia de 10/14 MVA y el otro con 15/20

MVA. Tiene cuatro alimentadores que suministran energía a los siguientes distritos:




4. Cinco Esquinas Cantón: Tibás.


La Subestación Uruca alimenta la zona central y norte del área servida por la CNFL. El

área de influencia se muestra en la figura 6.39.

Figura 6.39: Área de influencia de la Subestación Uruca


337


por donde recorren los alimentadores de la Subestación Uruca, desagregados en cada uno





Tabla 6.73: Participación de los sectores en los alimentadores de la Sub. Uruca


Uruca San José Virilla 11,22 10,21 12,19 Merced San José Barrio México 44,00 25,00 47,00 Santa Rosa Santo Domingo Santo Domingo 15,00 12,63 0,00 Cinco Esquinas Tibás Santo Domingo 9,00 6,00 0,04 San Juan Tibás Santo Domingo 6,15 14,68 0,00 Cinco Esquinas Tibás Cinco Esquinas 15,20 5,44 0,17

Tabla 6.74: Proyección Demanda de Potencia Sub. Uruca


2005 4,96 6,12 2,65 13,73 2006 5,03 6,29 2,63 13,95 2007 5,09 6,51 2,63 14,23 2008 5,16 6,72 2,63 14,51 2009 5,23 6,95 2,63 14,80 2010 5,29 7,17 2,63 15,09 2011 5,36 7,41 2,63 15,39 2012 5,42 7,65 2,63 15,70 2013 5,49 7,89 2,63 16,01 2014 5,55 8,14 2,63 16,32 2015 5,62 8,40 2,63 16,64 2016 5,68 8,66 2,63 16,97 2017 5,74 8,93 2,63 17,30 2018 5,81 9,20 2,63 17,64 2019 5,87 9,48 2,63 17,98 2020 5,93 9,77 2,63 18,33


338


demanda de potencia proyectada para la Subestación Uruca. Se puede notar que el

porcentaje de error de los años 2006 y 2007 es aceptable, están dentro de un rango menor al

10 %.

Tabla 6.75: Comparación de la Demanda de Potencia Sub. Uruca


(MW) (MW) (%) 2005 16,0 13,73 16,57 2006 14,0 13,95 0,34 2007 14,6 14,23 2,60


de potencia para los diferentes sectores de consumo para la Subestación Uruca.

Figura 6.40: Gráfica de crecimiento de la Potencia para la Subestación Uruca

Proyección de la Potencia de la Subestación Uruca

0

5

10

15

20

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

AÑO

Pote

ncia

(MW

)



339

CAPÍTULO 7: Requerimientos futuros para el sistema de

distribución de la CNFL

El desarrollo de obras en un sistema de distribución conlleva varios años desde que se

planifica hasta que se puede llevar a cabo la construcción; por lo tanto se debe prever con

anticipación las necesidades para poder programar en el tiempo todo el proceso que se

necesita para todas las etapas y trámites por las cuales debe pasar el requerimiento:

planeamiento, diseño, financiamiento, aprobación legal del financiamiento, desarrollo de

carteles de licitación, proceso de adjudicación, venia de órganos fiscalizadores y finalmente

desarrollo de la misma.

Por tal motivo, luego de realizar las proyecciones de energía y demanda y de ubicar las

mismas en las subestaciones se ve en el horizonte cuales son las necesidades de crecimiento

en este campo, con lo cual a continuación se presenta un desglose de las obras que se deben

de realizar a lo largo del período de análisis, el cual llega al año 2020.

7.1. Obras en las subestaciones de 34,5 kV

La Subestación Belén, es una subestación compartida, en principio por la empresa

Componentes Intel de Costa Rica y la CNFL. En su entrada de operación esta empresa

instaló dos transformadores de potencia de 30/50 MVA y la CNFL instaló un transformador

de 30/45 MVA. En una segunda etapa se instaló por parte de ESPH otro transformador de

30/45 MVA y en la actualidad la subestación tiene cuatro usuarios en la lado de media

tensión, porque a los indicados anteriormente se une el área de distribución del ICE.

Con los dos transformadores de 30/45 MVA instalados perfectamente se cubre la demanda

que se proyecta para los próximos años; pero más bien el problema que se presenta, en Sub.

Belén, está en el lado de alta tensión 230 kV, debido a que la línea de transmisión tiene


340

restricciones legales de operación, por la limitación que tiene con el campo

electromagnético.

La línea tiene un valor permitido máximo de 3 miligauss en el borde de las propiedades

privadas a lo largo del Residencial Bosques de Doña Rosa; por lo tanto, el crecimiento de

CNFL, sumado al crecimiento de la empresa Componentes Intel de Costa Rica, ESPH y de

ICE distribución hace necesario buscar una alternativa para que el problema se elimine y

dentro de las opciones está soterrar la línea de transmisión de 230 kV o buscar una nueva

ruta, la cual es bastante difícil.

Respecto al Patio de Interruptores de Porrosatí, el cual es alimentado desde la Subestación

Belén o eventualmente desde la Subestación La Caja, es importante valorar la opción de

tener una alimentación desde la propia zona de consumo, construyendo una nueva

subestación en las cercanías de Santa Bárbara o de Barva de Heredia, esto por cuanto la

alimentación es bastante radial y según las proyecciones de carga ésta área tendrá un

crecimiento el cual hace pensar en desarrollar la construcción de una nueva subestación, la

cual debe estar en operación entre los años 2013 – 2015, porque la demanda esperada será

de 17 MW.

En relación con la Subestación Alajuelita se puede indicar que la proyección de carga al

año 2020 no provocará problemas a la subestación, porque con los dos transformadores de

potencia instalados de 45/75 MVA cada uno, será suficiente para cubrir la demanda futura,

la cual se espera en 88,1 MW al final de horizonte de proyección. Es importante indicar que

esta subestación en el pasado alimentaba parte de la Subestación Hatillo, la cual

desapareció por la entrada en operación del proyecto subterráneo de la ciudad de San José y

con el desplazamiento de carga, el cual fue alrededor de 15 MW, hace que en la actualidad

la subestación se encuentra con un nivel de carga bajo para su capacidad total.


341

La Subestación Colima tiene en la actualidad cuatro transformadores de potencia, cada uno

de 20/30 MVA y en el momento que se llega al 80% de carga sobre la capacidad instalada,

se debe de empezar a buscar opciones a futuro, esta subestación llega en el año 2010 a

dicho porcentaje porque la proyección alcanza el valor de 96,1 MW.

Ante esta situación se debe valorar la opción de aumentar la potencia de los

transformadores de potencia existente, esto debido a que no existe espacio físico para llevar

a cabo una ampliación de la subestación. Al menos debe de incrementarse la potencia en

dos de las cuatro unidades a la potencia de 30/45 MVA y con ello asegura llegar al

horizonte del estudio.

El caso de la Subestación Desamparados es muy similar a la Subestación Alajuelita, porque

la proyección de carga al año 2020 no indica que existirán problemas en esta subestación,

porque con los dos transformadores de potencia instalados de 45/75 MVA cada uno, es

suficiente para cubrir la demanda futura, la cual se espera en 128,4 MW al final de

horizonte de proyección. Es importante indicar que esta subestación en el pasado, también

alimentaba parte de la carga de la ciudad de San José y de la Subestación Hatillo y con el

desplazamiento de carga, el cual fue de alrededor de 17 MW, hace que en la actualidad la

subestación se encuentra con un nivel de carga bajo para su capacidad total.

Como se indicó anteriormente la Subestación Escazú es una subestación compartimentada,

la cual posee dos transformadores de potencia de 30/45 MVA cada uno y físicamente no

tiene posibilidad de una ampliación. Esto se menciona en virtud de que la proyección de la

demanda hace indicar que el 80% de la capacidad se llegará entre los años 2012 - 2013,

porque se estima que en esa fecha la demanda estará entre los 69,8 a 76,3 MW. Por

consiguiente, en este caso se debe pensar en una nueva subestación en los alrededores de la

zona de Guachipelín de Escazú y que a la vez sirva para apoyar a la Subestación de Lindora

y según las proyecciones deberá estar lista para el año 2015.


342

En el caso de la Subestación El Este la proyección de demanda para el año 2020 es de 56,1

MW, con lo cual con los dos transformadores de potencia instalados en la actualidad de

20/30 MVA se cubre sin ningún problema la demanda de la zona de influencia de esta

subestación y estudios futuros indicarán si se deben desarrollar obras de ampliación

después del año horizonte.

La Subestación Heredia es compartida con ESPH, en la cual la CNFL tiene uno de los tres

transformadores que existen en la actualidad. Cada uno tiene una potencia de 20/30MVA y

según las proyecciones el 80% de carga en esta subestación se logra en el año 2015 (24,5

MW). Debido a este problemática de crecimiento de la carga en esta zona se debe buscar

una nueva alternativa para poder suplir la demanda del lugar y como existe posibilidad

física de ampliación en la subestación, se puede pensar en primera instancia en aumentar la

potencia de los transformadores la subestación cambiando el transformador existente por

otro de mayor tamaño, por ejemplo uno de 30/45 MVA, con lo cual asegura llegar al año

horizonte del 2020 y a la vez da tiempo de madurar un nuevo sitio para una nueva

subestación, la cual eventualmente podría estar en la zona de la Valencia o en Santa Rosa

de Santo Domingo de Heredia.

La Subestación La Caja tuvo una remodelación que concluyó en el año 2007, la cual

consistía colocar una nueva sección 230/34,5 kV, con la finalidad de pasar poco a poco la

carga. Esta nueva sección de la subestación se ha denominado Caja 2 y se espera llegar a

colocar dos transformadores de potencia de 30/45 MVA, con el objetivo de cambiar los tres

transformadores de 20/30 MVA existentes de la Caja 1. De mantenerse la planificación

original, esta subestación alcanzaría el 80% de la capacidad en el año 2011, con una

demanda esperada de 73,3 MW, con lo cual posiblemente deberá mantenerse en operación

la Caja 1 durante varios años para poder suplir la demanda. Se puede indicar que colocando

un tercer transformador de potencia de 30/45 MVA en la sección de Caja 2 se llegaría casi

al final del año horizonte de este estudio, porque en el año 2018 se estima una demanda de


343

122,9 MW, con lo cual habría suficiente tiempo para valorar otras opciones para llevar a

cabo.

A principios del año 2008 se instaló el segundo transformador de potencia de 30/45 MVA

en la Subestación de Lindora, con lo cual cubre la demanda esperada al 80% hasta los años

2014 - 2015 (65,6 a 74,7 MW). Esta es una zona de las de mayor crecimiento en el área de

la CNFL, con lo cual el desarrollo de una nueva subestación en el sector de Guachipelín de

Escazú, como se indicó anteriormente viene a apoyar el crecimiento de la demanda del

sector y coincide perfectamente en el tiempo con la Subestación Escazú, el año 2015.

En la zona noreste del área de concesión se encuentra ubicada la Subestación San Miguel,

de donde sale el alimentador con mayor carga en el sistema de distribución de la CNFL,

San Miguel – Llorente, con aproximadamente 22 MW y según las proyecciones requiere de

una ampliación o la ubicación de una subestación a partir del año 2009 porque se estima

que el transformador instalado de 30/45 MVA alcanzaría los 36,5 MW. Debido a que tiene

el circuito con mayor demanda, lo mejor es buscar la ubicación de una nueva subestación

con la finalidad de recortar el alimentador y buscar alimentar la zona por donde pasa con

varios circuitos con el fin de mejorar en todos los aspectos de calidad y continuidad del

servicio y es así que se plantea la nueva Subestación Coronado, la cual está ya justificada y

aprobada su construcción, incluso está financiada con el BID y se espera que su entrada en

operación sea para principios del año 2010 y entrará en el momento justo para liberar carga

de la Subestación San Miguel, así como mejorar las condiciones de respaldo entre ambas

subestaciones.

La Subestación de Anonos, sector de 34,5 kV tiene en la actualidad instalado un

transformador de potencia de 30/45 MVA y como se indicó anteriormente alimenta la barra

de 13,8 kV de esta misma subestación. Según las proyecciones efectuadas se requiere una

ampliación a partir del año 2011, con la colocación de un segundo transformador de la

misma potencia del que está instalado en la actualidad, porque se espera una demanda de

36,8 MW y se estaría por encima del 80% de la carga. Al igual que lo indicado en el


344

párrafo anterior sobre la Subestación Coronado, la ampliación de esta obra está justificada y

aprobada por el BID para su ejecución.

Finalmente para las subestaciones de 34,5 kV, se tiene la Subestación de Sabanilla, la cual

según las proyecciones en el año 2020 tendría una carga esperada de 39,3 MW y con los

dos transformadores de potencia existentes, cada uno de 20/30 MVA se logra cubrir la

demanda futura de esta subestación sin ningún inconveniente.

7.2. Obras en las subestaciones de 13,8 kV

La Subestación de Anonos, sector de 13,8 kV tiene en la actualidad instalado un

transformador de potencia de 20/30 MVA, es alimentado de la barra de 34,5 kV de esta

misma subestación. Según las proyecciones efectuadas se requiere una ampliación a partir

del año 2014, porque se llega a un nivel de demanda de 24 MW. La zona de influencia de

esta subestación es una de las de mayor crecimiento, dentro del grupo de subestaciones de

13,8 kV, porque se están empezando a desarrollar una serie de proyectos inmobiliarios

verticales, en las cercanías de la Sabana, en los cuatro puntos cardinales.

En el caso de la Subestación Barva la proyección de demanda para el año 2020 es de 5,7

MW, con lo cual con el transformador instalado en la actualidad de 7,5 MVA se cubre sin

ningún problema la demanda de la zona de influencia de esta subestación y estudios futuros

indicarán si se deben desarrollar obras de ampliación después del año horizonte.

La Subestación Curridabat es una subestación pequeña que tiene en la actualidad

transformador de potencia de 8,4/10,5 MVA y se estima que para el año 2015 se llega al

80% de la carga, porque para esa fecha la proyección indica una demanda de potencia de

8,1 MW, con lo cual se debe analizar que es lo más conveniente en este caso, cambiar el

transformador actual por uno de mayor potencia o convertir parte del alimentador

Curridabat, trasladando directamente a alimentadores de las subestaciones de El Este o


345

Desamparados. De tomar la decisión de cambio del transformador se recomienda la

potencia de 10/14 MVA que cubre satisfactoriamente el horizonte del estudio.

La entrada en operación de la red subterránea de la ciudad de San José afectó bastante el

crecimiento que tenía en el pasado la Subestación Guadalupe, esto por cuanto parte de la

red aérea que estaba en la capital era alimentada desde esta subestación. En la actualidad se

tiene tres transformadores de 10/14 MVA y la carga proyecta al año 2020 será de 20,3 MW,

con lo cual con la capacidad instalada no existirá problema alguno.

La Subestación Primer Amor es un caso bastante particular porque la proyección indica que

requiere de una ampliación de la subestación en el año 2018 porque llega a 7,5 MW, los

cuales representan el 81% de la carga instalada, la cual es 7,5/9,3 MVA, pero al final del

año horizonte lo que ha alcanzado es 8,1 MW; lo cual hace indicar que aumentar la

potencia el transformador actual no será tan necesario y más bien tienda a convertir sus red

a 34.5 kV y quede como una subestación de respaldo para las otras subestaciones de la red

de 13,8 kV, ya que puede apoyar a la Subestación Anonos y a la Subestación Uruca.

La sección de 13.8 kV de la Subestación de Sabanilla, tiene instalados dos transformadores

de potencia, cada uno de 20/30 MVA y con estos transformadores se logra cubrir sin

ningún problema la proyección estimada al 2020, porque se espera que llegue a una

demanda de 34,3 MW.

Al igual que en la Subestación Guadalupe, la Subestación Sur no tiene problemas para

llevar la carga estimada, porque la proyección indica que se llegará a 23,1 MW y la

capacidad instalada de los tres transformadores de potencia es la siguiente: dos de 10/14

MVA y otro de 15/20 MVA.


346

Finalmente, la Subestación Uruca está en condiciones similares a las anteriores porque

tiene instalado dos transformadores de potencia, uno de 10/14 MVA y otro de 15/20 MVA

y la proyección indica que la demanda en el 2020 para esta subestación es de 18,3 MW.

En el caso de las subestaciones de 13.8 kV el problema no es la potencia instalada en cada

una de ellas, la principal problemática existente es la red de distribución que existe

alrededor de este sistema de distribución el cual es bastante viejo, en ciertas partes está bien

deteriorado e incluso se puede mencionar que ha acabado su vida útil, pero el análisis

detallado de esta problemática es asunto de otro proceso de estudio y análisis y no es parte

de los alcance de este proyecto.


347

CAPÍTULO 8: Recomendaciones

La metodología desarrollada para la determinación de la demanda futura de las

subestaciones de un sistema de distribución se enfoca en el uso de herramientas

computacionales que brindan con mayor certeza los resultados obtenidos y debido al

análisis de proyección realizado a la red de la CNFL se puede estimar de una manera

precisa las prioridades de la red de distribución de los próximos años. Como resultado de

todo el proceso de desarrollo de la metodología se ha podido observar que algunas

subestaciones en los próximos años no podrán hacerle frente a la demanda eléctrica con la

capacidad instalada actual; por lo tanto se indican las principales conclusiones del

desarrollo de este proyecto, tanto del punto de vista de aplicación de la misma, como de

resultados obtenidos:

1. Las proyecciones de energía indican que el consumo será de 3.515,1 GWh en el año

2010, al 2015 estará en 4.391 GWh y finalmente al 2020 se estima en 5.883,6

GWH, lo que indica que el incremento es de 6,7%, 33,2% y 78,5 % respectivamente

al consumo real del año 2005, el cual fue de 3.295,7 GWh.

2. La determinación de los factores de carga, diversidad y coincidencia para los tres

sectores de consumo: residencial, general e industrial, son factores bastantes

precisos, porque la variación que puedan sufrir por el uso de más datos, es

prácticamente poco el aporte al mismo, con lo cual se pueden utilizar con toda la

certeza en este tipo de aplicaciones o cualquier otra que se requiera. Recordando los

resultados: para el sector residencial, factor de carga: 0.461, factor de diversidad:

1,404 y el factor de coincidencia: 71,2%; para el sector general: factor de carga:

0.568, factor de diversidad: 1,237 y el factor de coincidencia: 80,8% y para el sector

industrial: factor de carga: 0.606, factor de diversidad: 1,288 y el factor de

coincidencia: 77,7%.


348

3. Con los resultados de la proyección de energía y la utilización de los factores de

carga, diversidad, coincidencia y pérdidas, se obtiene que la demanda futura de la

CNFL será de 621,7 MW en el 2010; para el 2015 se espera sea de 777,2 MW y

finalmente en el 2020 sería de 1.038,4 MW, lo que indica que en término de quince

años se dobla la demanda del sistema de la CNFL.

4. Con toda la información obtenida de las proyecciones de energía por sector de

consumo y por distrito, luego su conversión a potencia y finalmente a través del GIS

su aplicación y ubicación geográficamente se obtiene el crecimiento de la demanda

de potencia para cada una de las subestaciones y se llega a determinar cuales

requieren expansión, ya sea a través de una ampliación de la subestación o de un

aumento en la potencia de los transformadores o de la construcción de una

subestación que permita tomar el crecimiento de un determinado sector y en el caso

de este proyecto y en forma resumida se indican en cuales subestaciones requieren

de ampliación: Colima, Escazú, Heredia, La Caja, Lindora, San Miguel, Curridabat

y Anonos 34.5 kV y 13.8 kV y la solución particular de cada caso ya se indicó, pero

lo importante es recalcar la creación de nuevas subestaciones en las zonas de:

Coronado, Valencia y Guachipelín.

5. Con toda la información obtenida de la carga futura en las subestaciones se debe

aplicar todo lo relacionado con flujo de carga, regulación y pérdidas con la finalidad

de conocer el comportamiento futuro de las redes de distribución. En el caso de

CNFL se recomienda el uso del programa de análisis eléctrico CYMDIST de

CYME Internacional, Inc. para este tipo de estudio.

6. El estudio recomendado anteriormente ayudará en gran medida a minimizar las

pérdidas eléctricas y hacerle frente a la demanda venidera con el fin de optimizar los

recursos e inversiones a realizar para el mantenimiento y crecimiento de la red.


349

7. Debido a que el trabajo de asociación de circuitos y distritos es muy laborioso, se

recomienda desarrollar la aplicación en el GIS que a cada cliente se le relacione con

su transformador de distribución que le suministra energía y así será más fácil y

tendrá mayor precisión la determinación de los porcentajes de participación de los

alimentadores en cada uno de los distritos y por ende tener mejor precisión en la

determinación de las demandas futuras para cada subestación.

8. Este proceso se debe llevar a cabo cada tres años para estar corrigiendo las

proyecciones futuras tanto de energía como de demanda, la revisión de las

asociaciones distrito – circuito de distribución, etc.

9. En la próxima elaboración de una proyección de demanda del sistema de la CNFL

se recomienda analizar y revisar como ha estado el comportamiento de la demanda

versus las proyecciones realizadas por los consultores que desarrollaron el diseño de

la red subterránea de la ciudad de San José y empezar a llevar el control de

crecimiento de estas subestaciones; por consiguiente, se debe elaborar la asociación

de cargas de cada uno de los clientes de este sector a cada uno de los alimentadores

subterráneos.


350

BIBLIOGRAFÍA

1. ABB Electric Systems Technology Institute. “Electrical Transmission and Distribution Reference Book”. Estados Unidos, 1997

2. Comisión Federal de Electricidad (CFE). Memoria Técnica: “Seminario

Latinoamericano de Planeación y Operación de los Sistemas de Distribución en Zonas Urbanas”. México. Marzo, 1985.

3. ANSI, IEEE. "IEEE Standards Collection, C-57: Distribution, Power and

Regulating Transformers". Institute of Electrical and Electronics Engineers, Inc. USA, 1995.

4. Cipoli, José Adolfo. “Engenharia de Distribuiçao”. Libro editado con la

colaboración de Electrobás. Qualitymark Editora Ltda. Río de Janeiro, Brasil. 1993

5. Consorcio ESIN-SIGLA, con el auspicio del IACRE Instituto Argentino de Capacitación en la Rama Eléctrica. "Curso de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de Distribución Subterránea". San José, Costa Rica. 1994

6. Consorcio ESIN-SIGLA. "Informe Final: Áreas potenciales de 13.8 kV para el

proyecto Red de Distribución Eléctrica Subterránea para la ciudad de San José". Consorcio ESIN-SIGLA, San José, Costa Rica. 1993

7. Consorcio ESIN-SIGLA. "Informe Final: Proyecto Red de Distribución Eléctrica

Subterránea para la ciudad de San José". Consorcio ESIN-SIGLA, San José, Costa Rica. 1993-1994.

8. Everet E., Adam Jr. y Ebert, Ronald J. “Administración de la producción y las

operaciones”. Editorial Prentice Hall, México, Cuarta edición. 1991

9. Espinosa y Lara, Roberto. “Sistemas de Distribución”. Editorial Limusa. México. 1990

10. García, Francisco A. “La planificación y la toma de decisiones por medio de la

utilización de pronósticos”. Universidad de Los Andes, Facultad de Ciencias Económicas y Sociales, Escuela de Administración y Contaduría Pública. Colombia. Enero 2004

11. Gómez Expósito, Antonio y varios. “Análisis y operación de sistemas de energía

eléctrica”. Editorial Mc Graw – Hill. España. 2002

12. González, Armando. “Seminario Internacional: Planificación y Programación de Demanda para la toma de decisiones”. Universidad Interamericana. Octubre, 2004.


351

13. IEEE, The Distribution Working Group of the IEEE Power System Planning and

Implementation Committee. “Planning for Effective Distribution”. IEEE, Power & Energy Magazine. Setiembre – Octubre, 2003.

14. Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Dirección de Planificación Eléctrica,

Departamento de Tarifas y Mercado Eléctrico. “Proyecciones de Demanda de Energía Eléctrica: 1994 – 2015” San José, Costa Rica. Mayo, 1994.

15. Jiménez, Marco y Piña, Gustavo. "Estudio de la demanda para la ubicación de

nuevas subestaciones". Dirección de Gestión Científica y Tecnológica, ICE. Junio, 1995

16. Marín Ximénez, José Nicolás y Ketelhöhn Escobar, Werner. “Inversiones

Estratégicas: Un enfoque multidimensional”. Editorial Libro E. San José, Costa Rica. 1993

17. Mathur, Kamlesh y Solow, Daniel. “Investigación de Operaciones”. Editorial

Prentice Hall. México. 1996

18. Munasinghe, Mohan y Scout, Walter. “Energy Efficiency: Optimization of Electric Power Distribution System Losses”. Departamento de Energía, Banco Mundial. Washington, D.C., Estados Unidos. Julio, 1982.

19. Ortiz O. Eduardo. "Planificación de Sistemas de Distribución de Energía Eléctrica"

Universidad de Costa Rica, Sistema de Estudios de Posgrado, Tesis de Grado para Magíster Scientiae, Ciudad Universitaria Rodrigo Facio, San Pedro Montes de Oca. 1998.

20. Samartín Orlando. “Planeamiento de Sistemas Eléctricos de Subtransmisión y

Distribución”. Buenos Aires, Argentina. Setiembre, 1985.

21. Seidman, Arthur; Mahrous, Haroun y Hicks, Tyler. “Manual de Cálculos de Ingeniería Eléctrica”. Editorial Mc Graw – Hill. México. 1985.

22. Willis, H. Lee; Welch, Gregory y Schrieber, Randall. “Aging Power Delivery

Infraestructures”. Marcel Dekker, Inc. ABB Electric Systems Technology Institute. Estados Unidos. 2001.


352

APÉNDICES


353

APÉNDICE I: RESULTADOS TOTALES DE CLIENTES Y CONSUMO DE LOS CANTONES DEL ÁREA DE LA CNFL


354

CANTÓN SAN JOSÉ TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 61.271 430.104,25 1980 63.715 462.639,05 1981 65.622 512.448,39 1982 68.314 496.300,24 1983 69.037 485.395,18 1984 69.292 496.581,48 1985 73.010 518.145,32 1986 74.122 540.904,50 1987 76.500 584.092,09 1988 78.045 589.386,09 1989 81.361 597.739,89 1990 83.414 639.313,35 1991 91.085 634.568,64 1992 92.672 636.536,17 1993 90.225 637.489,18 1994 91.846 721.875,08 1995 93.805 721.470,02 1996 95.764 721.064,95 1997 97.723 720.659,89 1998 100.624 755.756,23 1999 101.799 777.419,27 2000 102.750 790.200,20 2001 105.383 836.850,91 2002 105.921 834.913,71 2003 107.189 873.671,40 2004 107.452 790.871,70 2005 107.723 880.378,42 2006 109.204 100.701 117.706 882.128,91 776.274,62 992.497,07 2007 110.413 100.585 120.240 902.088,86 778.828,53 1.032.693,42 2008 111.605 100.720 122.489 922.782,34 785.589,90 1.069.524,00 2009 112.784 100.992 124.575 944.255,53 795.108,61 1.104.853,30 2010 113.953 101.354 126.553 966.557,97 806.968,21 1.139.498,69 2011 115.118 101.787 128.453 989.742,76 820.652,37 1.173.926,03 2012 116.281 102.274 130.296 1.013.866,95 835.985,66 1.208.445,22 2013 117.447 102.808 132.096 1.038.991,81 852.889,33 1.243.285,91 2014 118.619 103.388 133.867 1.065.183,28 871.330,13 1.278.632,92 2015 119.801 104.019 135.616 1.092.512,22 891.326,09 1.314.644,84 2016 120.997 104.693 137.352 1.121.054,93 912.982,94 1.351.464,85 2017 122.210 105.406 139.083 1.150.893,47 936.227,49 1.389.227,43 2018 123.446 106.161 140.815 1.182.116,22 961.113,59 1.428.062,94 2019 124.707 106.960 142.554 1.214.818,32 987.708,20 1.468.100,81 2020 125.997 107.803 144.307 1.249.102,18 1.016.141,19 1.509.471,82


355

CANTÓN ESCAZÚ TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 5.737 30.352,25 1980 6.019 23.939,20 1981 6.573 32.343,33 1982 6.972 36.242,92 1983 7.166 37.830,56 1984 7.402 38.748,23 1985 7.881 41.760,56 1986 8.038 44.142,94 1987 8.518 47.893,31 1988 8.890 49.725,19 1989 9.347 50.561,93 1990 9.848 53.798,11 1991 10.750 56.881,97 1992 11.153 56.198,66 1993 11.400 58.881,99 1994 11.783 70.584,88 1995 12.665 50.437,91 1996 13.548 70.944,15 1997 14.430 91.450,40 1998 15.102 91.825,03 1999 15.887 97.860,89 2000 17.163 110.897,10 2001 17.707 117.174,64 2002 17.862 119.389,46 2003 19.792 143.372,03 2004 20.563 138.798,77 2005 21.255 160.279,88 2006 22.657 21.769 23.544 171.096,45 146.979,29 195.333,58 2007 23.863 22.949 24.777 186.003,68 157.642,82 214.609,66 2008 25.141 24.207 26.075 202.774,78 171.163,52 234.727,21 2009 26.497 25.548 27.449 221.688,04 187.338,46 256.459,77 2010 27.938 26.976 28.904 243.065,11 206.303,89 280.319,81 2011 29.471 28.498 30.451 267.277,81 228.336,78 306.776,82 2012 31.105 30.121 32.097 294.756,13 253.810,85 336.318,69 2013 32.848 31.854 33.851 325.997,40 283.432,94 369.480,47 2014 34.710 33.708 35.724 361.576,95 317.722,04 406.863,67 2015 36.703 35.693 37.727 402.160,53 357.085,18 449.153,10 2016 38.839 37.822 39.873 448.518,59 402.282,50 497.133,57 2017 41.133 40.109 42.176 501.543,02 454.197,92 551.708,15 2018 43.599 42.568 44.651 562.266,23 513.857,47 613.918,11 2019 46.254 45.217 47.315 631.883,67 582.973,36 684.966,10 2020 49.118 48.075 50.187 711.779,62 662.667,91 766.242,34


356

CANTÓN DESAMPARADOS TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 15.333 51.076,24 1980 16.163 54.942,02 1981 17.576 62.955,71 1982 19.121 64.144,90 1983 19.671 66.783,98 1984 20.642 71.212,24 1985 21.994 75.686,54 1986 22.633 82.195,45 1987 25.086 88.984,72 1988 25.981 91.840,13 1989 27.544 93.756,70 1990 30.110 97.015,58 1991 32.847 102.705,12 1992 33.811 105.515,77 1993 34.183 105.425,89 1994 35.034 116.291,27 1995 37.549 125.178,90 1996 40.063 134.066,54 1997 42.578 142.954,18 1998 44.409 152.624,53 1999 46.391 162.244,47 2000 47.927 166.115,81 2001 50.232 177.230,04 2002 50.389 178.106,54 2003 52.401 190.999,88 2004 53.495 176.771,42 2005 54.406 194.822,17 2006 55.268 49.319 61.216 197.681,91 175.943,96 219.487,04 2007 57.047 49.124 64.989 204.048,55 177.548,61 230.777,53 2008 58.863 49.510 68.336 210.592,29 180.309,57 241.228,22 2009 60.718 50.161 71.484 217.328,80 183.879,10 251.317,63 2010 62.614 50.994 74.522 224.274,96 188.755,06 261.251,80 2011 64.556 51.974 77.498 231.448,93 194.235,86 271.149,14 2012 66.547 53.078 80.439 238.870,15 200.086,58 281.090,11 2013 68.589 54.295 83.367 246.559,53 206.304,21 291.136,10 2014 70.687 55.621 86.298 254.539,50 212.894,25 301.338,08 2015 72.843 57.049 89.242 262.834,20 219.868,27 311.741,17 2016 75.063 58.575 92.212 271.469,51 227.251,14 322.387,32 2017 77.349 60.198 95.215 280.473,33 235.063,74 333.316,96 2018 79.707 61.920 98.260 289.875,69 243.320,20 344.570,20 2019 82.140 63.740 101.355 299.708,90 252.047,95 356.187,55 2020 84.654 65.663 104.508 310.007,85 261.395,87 368.210,70


357

CANTÓN ASERRÍ TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 2.761 6.361,64 1980 2.993 8.047,39 1981 3.262 8.748,05 1982 3.521 8.918,81 1983 3.654 8.490,53 1984 3.777 10.111,21 1985 3.992 10.888,42 1986 4.127 11.742,52 1987 4.375 12.817,25 1988 4.412 12.804,52 1989 4.630 13.269,67 1990 4.944 14.217,26 1991 5.376 14.787,96 1992 5.641 14.903,24 1993 5.704 15.590,28 1994 5.860 17.227,51 1995 6.275 18.231,65 1996 6.689 19.235,80 1997 7.103 20.239,95 1998 7.742 22.026,92 1999 8.189 24.131,67 2000 8.655 25.880,26 2001 9.116 26.611,74 2002 9.132 26.784,67 2003 9.148 26.957,59 2004 9.769 27.271,27 2005 9.915 29.960,14 2006 10.729 10.300 11.158 31.280,77 29.630,36 32.931,18 2007 11.189 10.760 11.618 32.539,45 30.889,04 34.189,86 2008 11.661 11.232 12.090 33.814,26 32.163,86 35.464,67 2009 12.147 11.718 12.576 35.104,68 33.454,27 36.755,09 2010 12.646 12.217 13.075 36.410,09 34.759,69 38.060,50 2011 13.158 12.729 13.587 37.729,85 36.079,45 39.380,26 2012 13.684 13.256 14.113 39.063,31 37.412,90 40.713,72 2013 14.225 13.796 14.653 40.409,85 38.759,45 42.060,26 2014 14.779 14.350 15.207 41.768,95 40.118,54 43.419,36 2015 15.347 14.918 15.776 43.140,19 41.489,78 44.790,60 2016 15.930 15.501 16.359 44.523,31 42.872,90 46.173,72 2017 16.528 16.099 16.957 45.918,23 44.267,82 47.568,64 2018 17.140 16.711 17.569 47.325,07 45.674,66 48.975,48 2019 17.768 17.339 18.197 48.744,19 47.093,79 50.394,60 2020 18.412 17.983 18.841 50.176,20 48.525,79 51.826,61


358

CANTÓN MORA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 928 2.632,10 1980 1.023 3.572,53 1981 1.142 3.950,00 1982 1.228 3.628,94 1983 1.320 4.103,58 1984 1.370 4.472,90 1985 1.466 4.789,89 1986 1.524 5.243,77 1987 1.651 5.918,57 1988 1.737 5.995,36 1989 1.889 6.090,73 1990 2.047 6.799,55 1991 2.224 7.203,85 1992 2.343 7.673,39 1993 2.420 8.017,45 1994 2.488 9.244,18 1995 2.664 9.650,81 1996 2.840 10.057,44 1997 3.016 10.464,07 1998 3.176 11.196,76 1999 3.330 11.862,63 2000 3.463 12.359,26 2001 3.687 12.797,32 2002 3.721 13.407,18 2003 3.755 14.017,05 2004 4.212 14.064,63 2005 4.394 16.580,87 2006 4.518 4.374 4.662 16.808,20 15.664,54 17.951,85 2007 4.715 4.568 4.861 17.823,20 16.543,11 19.103,28 2008 4.917 4.769 5.065 18.903,22 17.515,49 20.290,94 2009 5.125 4.975 5.275 20.052,47 18.572,94 21.532,00 2010 5.339 5.187 5.490 21.275,44 19.714,51 22.836,38 2011 5.559 5.406 5.712 22.576,92 21.011,54 24.211,76 2012 5.785 5.631 5.939 23.961,99 22.396,61 25.664,98 2013 6.018 5.862 6.173 25.436,09 23.870,71 27.202,64 2014 6.257 6.100 6.413 27.004,99 25.439,61 28.831,35 2015 6.503 6.345 6.660 28.674,88 27.109,50 30.557,86 2016 6.756 6.598 6.915 30.452,31 28.886,93 32.389,22 2017 7.017 6.857 7.176 32.344,30 30.778,92 34.332,77 2018 7.285 7.125 7.445 34.358,30 32.792,93 36.396,27 2019 7.561 7.400 7.722 36.502,30 34.936,92 38.587,91 2020 7.845 7.683 8.007 38.784,76 37.219,38 40.916,38


359

CANTÓN GOICOECHEA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 14.640 77.967,71 1980 15.290 87.118,99 1981 16.906 88.898,39 1982 18.662 89.674,33 1983 18.803 93.050,06 1984 19.287 93.960,15 1985 20.733 101.613,50 1986 21.639 108.207,00 1987 22.301 115.811,71 1988 22.744 120.479,61 1989 23.746 127.734,25 1990 24.810 133.941,14 1991 26.790 134.600,96 1992 27.603 135.701,86 1993 27.889 144.813,06 1994 28.231 164.713,53 1995 29.226 166.159,86 1996 30.221 167.606,20 1997 31.216 169.052,53 1998 32.366 173.736,36 1999 33.021 161.593,95 2000 27.997 161.958,87 2001 28.553 162.951,73 2002 28.667 163.533,68 2003 29.670 168.303,99 2004 37.016 176.452,22 2005 38.216 192.858,63 2006 35.990 30.959 41.021 194.992,88 163.442,86 227.223,10 2007 36.618 31.355 41.882 197.935,76 157.475,50 240.325,57 2008 37.239 31.795 42.684 200.954,03 154.037,15 251.162,47 2009 37.853 32.254 43.453 204.053,14 151.680,84 260.865,23 2010 38.460 32.723 44.198 207.239,46 150.053,13 269.877,17 2011 39.060 33.202 44.923 210.520,38 148.976,57 278.430,15 2012 39.653 33.682 45.631 213.904,38 148.349,60 286.666,15 2013 40.240 34.175 46.325 217.401,04 148.650,65 294.681,86 2014 40.820 34.713 47.007 221.021,11 149.337,85 302.548,61 2015 41.395 35.246 47.678 224.776,54 150.317,44 310.322,51 2016 41.964 35.776 48.338 228.680,51 151.579,70 318.050,08 2017 42.528 36.304 48.990 232.747,47 153.121,28 325.771,73 2018 43.088 36.829 49.634 236.993,19 154.943,75 333.523,83 2019 43.645 37.351 50.272 241.434,78 157.052,70 341.340,28 2020 44.198 37.871 50.903 246.090,73 159.457,14 349.253,37


360

CANTÓN SANTA ANA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA


PROY A PARTIR 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR PROY A PARTIR 2006 LÍMITE INFERIOR LÍMITE SUPERIOR

1979 3.080 11.283,65 1980 3.369 14.300,44 1981 3.613 12.797,92 1982 3.959 14.806,56 1983 4.109 15.679,14 1984 4.244 16.768,96 1985 4.532 18.617,04 1986 4.688 19.843,13 1987 4.956 21.919,58 1988 5.234 22.540,20 1989 5.524 22.891,76 1990 5.843 24.937,81 1991 6.363 27.663,31 1992 6.552 28.500,70 1993 6.713 30.111,84 1994 6.914 34.147,74 1995 7.453 39.820,33 1996 7.990 45.506,89 1997 8.536 53.463,35 1998 9.296 67.945,85 1999 10.123 88.127,32 2000 10.478 95.295,30 2001 11.203 111.702,94 2002 11.356 122.767,29 2003 12.618 133.118,82 2004 13.332 134.182,72 2005 13.968 157.135,03 2006 14.441 11.830 17.053 175.156,59 114.780,90 236.831,50 2007 15.058 11.564 18.553 194.603,40 113.857,78 292.973,51 2008 15.710 11.540 19.882 216.812,03 130.763,85 340.643,81 2009 16.400 11.933 21.142 242.375,17 151.265,79 386.961,34 2010 17.129 12.413 22.374 272.019,36 176.017,19 434.578,54 2011 17.901 12.959 23.600 306.636,79 205.805,32 485.275,26 2012 18.719 13.570 24.836 347.324,34 241.711,61 540.645,05 2013 19.588 14.245 26.093 395.431,85 285.096,94 602.349,00 2014 20.510 15.040 27.381 452.621,46 337.596,42 672.259,71 2015 21.490 15.975 28.707 520.941,28 401.357,07 752.575,33 2016 22.535 16.979 30.080 602.916,13 478.819,69 845.932,25 2017 23.648 18.054 31.508 701.659,94 573.063,75 955.529,98 2018 24.837 19.206 32.998 821.014,80 687.929,81 1.085.277,952019 26.109 20.441 34.559 965.722,80 828.160,11 1.239.972,442020 27.471 21.770 36.201 1.141.638,98 999.666,36 1.425.512,77


361

CANTÓN ALAJUELITA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 3.807 10.890,76 1980 4.068 12.878,72 1981 4.343 12.523,89 1982 5.088 13.931,29 1983 5.165 14.039,72 1984 5.282 14.738,34 1985 5.461 15.224,28 1986 5.559 16.651,93 1987 5.922 18.610,02 1988 7.202 20.085,09 1989 7.717 21.591,00 1990 8.214 23.276,82 1991 9.374 23.728,72 1992 9.557 25.191,77 1993 9.454 25.226,03 1994 9.744 27.508,15 1995 10.504 29.040,01 1996 11.265 30.571,87 1997 12.025 32.103,73 1998 14.531 37.462,87 1999 14.927 41.482,56 2000 15.434 44.087,36 2001 16.001 45.873,74 2002 16.143 46.279,76 2003 17.094 51.263,11 2004 17.434 48.516,07 2005 17.929 53.752,48 2006 18.304 16.799 19.809 55.489,50 43.945,71 67.033,29 2007 18.881 16.796 20.966 57.682,64 41.253,33 74.111,95 2008 19.455 16.933 21.977 59.905,93 39.802,84 80.009,01 2009 20.025 17.137 22.913 62.161,51 38.981,20 85.341,82 2010 20.593 17.384 23.802 64.451,75 38.568,74 90.334,77 2011 21.158 17.659 24.657 66.779,19 38.468,39 95.101,25 2012 21.720 17.956 25.485 69.146,61 38.606,63 99.709,00 2013 22.280 18.270 26.292 71.557,01 38.952,85 104.202,95 2014 22.837 18.596 27.081 74.013,68 39.473,07 108.615,38 2015 23.392 18.932 27.856 76.520,21 40.148,92 112.970,86 2016 23.945 19.277 28.617 79.080,46 40.968,62 117.289,08 2017 24.496 19.630 29.367 81.698,70 41.924,27 121.586,55 2018 25.044 19.988 30.107 84.379,54 43.010,87 125.877,61 2019 25.591 20.352 30.837 87.128,03 44.225,66 130.175,17 2020 26.136 20.721 31.559 89.949,66 45.567,73 134.491,22


362

CANTÓN CORONADO TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 3.551 14.040 1980 7.721 15.769 1981 4.261 17.162 1982 4.691 17.449 1983 4.871 18.602 1984 5.033 20.166 1985 5.425 21.542 1986 5.753 23.165 1987 6.373 25.762 1988 6.886 26.964 1989 7.505 26.872 1990 7.960 28.434 1991 9.023 30.957 1992 9.840 32.486 1993 10.321 34.371 1994 10.689 39.267 1995 11.491 41.232 1996 12.292 43.197 1997 13.093 45.162 1998 13.893 49.973 1999 14.629 53.307 2000 15.312 60.151 2001 16.025 59.685 2002 16.121 59.835 2003 16.705 61.250 2004 17.613 61.417 2005 18.018 69.401 2006 18.048 13.261 22.836 73.328 62.934 83.722 2007 18.477 12.983 23.971 77.995 64.836 91.154 2008 18.906 12.813 24.999 82.698 67.466 97.931 2009 19.335 12.709 25.961 87.437 70.455 104.419 2010 19.764 12.650 26.878 92.212 73.682 110.741 2011 20.193 12.626 27.760 97.022 77.088 116.956 2012 20.621 12.631 28.613 101.867 80.637 123.098 2013 21.050 12.890 29.443 106.749 84.347 129.190 2014 21.479 13.179 30.254 111.666 88.262 135.248 2015 21.908 13.511 31.048 116.619 92.264 141.283 2016 22.337 13.909 31.826 121.607 96.348 147.302 2017 22.766 14.308 32.592 126.631 100.533 153.314 2018 23.194 14.713 33.346 131.690 105.022 159.322 2019 23.623 15.119 34.089 136.786 109.567 165.332 2020 24.051 15.526 34.822 141.917 114.179 171.346


363

CANTÓN TIBÁS TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 10.852 62.906,34 1980 11.056 68.399,25 1981 11.446 67.854,42 1982 12.546 67.501,41 1983 12.706 72.909,56 1984 13.073 74.427,15 1985 14.042 77.085,85 1986 14.443 79.527,84 1987 15.225 83.670,80 1988 15.815 88.664,23 1989 16.333 90.020,22 1990 16.694 91.541,07 1991 17.739 89.319,28 1992 17.928 89.350,09 1993 17.814 88.350,21 1994 18.018 104.317,04 1995 18.481 106.821,16 1996 18.943 109.325,27 1997 19.406 111.829,38 1998 19.813 120.602,70 1999 20.139 122.866,83 2000 20.484 127.281,31 2001 20.780 127.523,63 2002 20.895 127.528,41 2003 21.307 131.080,32 2004 21.526 118.019,40 2005 21.638 132.573,13 2006 21.920 21.056 22.785 131.819,65 118.218,95 145.420,35 2007 22.163 21.055 23.270 133.792,75 116.580,06 151.005,43 2008 22.399 21.115 23.684 135.794,04 115.723,50 155.864,58 2009 22.631 21.200 24.062 137.823,81 115.312,39 160.335,23 2010 22.857 21.298 24.416 139.882,37 115.204,78 164.559,96 2011 23.077 21.403 24.751 141.970,02 115.324,92 168.615,12 2012 23.293 21.515 25.072 144.087,06 115.626,77 172.547,36 2013 23.503 21.631 25.380 146.233,84 116.079,97 176.387,71 2014 23.708 21.748 25.677 148.410,69 116.663,25 180.158,12 2015 23.909 21.865 25.964 150.617,95 117.361,10 183.874,79 2016 24.104 21.981 26.242 152.855,97 118.161,78 187.550,16 2017 24.295 22.096 26.511 155.125,13 119.056,24 191.194,02 2018 24.482 22.210 26.773 157.425,80 120.037,32 194.814,29 2019 24.664 22.323 27.028 159.758,38 121.099,25 198.417,50 2020 24.843 22.434 27.276 162.123,26 122.237,38 202.009,13


364

CANTÓN MORAVIA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 5.881 25.124,90 1980 6.224 29.851,67 1981 7.248 30.034,97 1982 7.430 30.458,02 1983 7.590 31.846,95 1984 7.670 32.616,15 1985 8.101 33.764,26 1986 8.387 38.090,00 1987 8.726 39.713,43 1988 9.164 39.716,43 1989 9.513 39.626,51 1990 10.163 40.742,74 1991 10.970 42.196,98 1992 11.240 44.042,61 1993 11.408 45.044,20 1994 11.657 49.253,53 1995 12.248 50.459,52 1996 12.838 51.665,51 1997 13.428 52.871,50 1998 13.949 55.830,83 1999 14.537 58.671,65 2000 15.061 60.977,98 2001 15.456 63.614,91 2002 15.614 71.670,68 2003 16.638 69.465,91 2004 17.111 63.999,34 2005 19.168 71.767,00 2006 18.701 17.604 19.798 75.109,36 68.203,46 82.015,25 2007 19.387 18.240 20.534 77.808,82 70.563,79 85.053,85 2008 20.083 18.899 21.269 80.571,14 73.067,82 88.086,16 2009 20.790 19.574 22.008 83.393,97 75.679,20 91.141,24 2010 21.507 20.265 22.753 86.274,74 78.370,92 94.229,41 2011 22.234 20.971 23.506 89.210,71 81.134,06 97.354,77 2012 22.972 21.689 24.268 92.199,00 83.962,04 100.518,60 2013 23.721 22.419 25.040 95.236,60 86.849,36 103.720,65 2014 24.481 23.161 25.820 98.320,47 89.791,24 106.959,83 2015 25.252 23.915 26.612 101.447,53 92.783,31 110.234,48 2016 26.035 24.682 27.413 104.614,74 95.821,56 113.542,65 2017 26.829 25.461 28.226 107.819,13 98.902,22 116.882,21 2018 27.636 26.253 29.051 111.057,84 102.039,82 120.250,99 2019 28.455 27.058 29.887 114.328,18 105.216,74 123.646,85 2020 29.287 27.876 30.736 117.627,62 108.425,77 127.067,73


365

CANTÓN MONTES DE OCA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 9.259 54.739 1980 9.924 59.506 1981 10.327 62.911 1982 10.722 64.957 1983 10.969 70.284 1984 11.000 72.697 1985 11.423 74.893 1986 11.640 78.364 1987 12.077 82.468 1988 12.437 84.356 1989 13.344 86.464 1990 14.014 91.139 1991 14.656 88.134 1992 15.059 88.464 1993 15.356 89.083 1994 15.669 98.676 1995 16.322 102.578 1996 16.975 106.481 1997 17.628 110.384 1998 18.186 119.990 1999 18.581 127.596 2000 18.858 129.832 2001 19.279 130.872 2002 19.376 131.243 2003 20.135 141.659 2004 20.518 130.936 2005 20.603 143.997 2006 20.976 20.150 21.803 144.455 127.676 162.800 2007 21.266 20.295 22.237 147.517 125.598 172.219 2008 21.543 20.469 22.616 150.561 124.754 180.084 2009 21.807 20.649 22.965 153.586 124.514 187.161 2010 22.059 20.828 23.291 156.592 124.647 193.731 2011 22.300 21.004 23.598 159.577 125.038 199.937 2012 22.530 21.175 23.888 162.541 125.623 205.863 2013 22.750 21.339 24.164 165.485 126.353 211.564 2014 22.961 21.499 24.427 168.407 127.196 217.075 2015 23.163 21.652 24.678 171.309 128.155 222.426 2016 23.356 21.799 24.918 174.189 129.268 227.637 2017 23.541 21.940 25.148 177.049 130.439 232.723 2018 23.719 22.076 25.369 179.888 131.658 237.699 2019 23.890 22.207 25.582 182.708 132.917 242.574 2020 24.055 22.334 25.786 185.507 134.212 247.358


366

CANTÓN CURRIDABAT TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 5.623 33.742 1980 6.978 38.414 1981 7.864 40.334 1982 7.238 49.760 1983 8.551 57.592 1984 8.965 60.670 1985 9.429 63.567 1986 9.574 66.554 1987 9.861 72.885 1988 10.217 74.866 1989 10.623 78.442 1990 11.330 82.096 1991 12.051 79.436 1992 12.513 82.346 1993 12.863 82.983 1994 13.302 97.607 1995 14.446 98.182 1996 15.589 98.756 1997 16.733 99.331 1998 16.021 104.416 1999 16.627 110.435 2000 17.125 112.893 2001 17.943 116.083 2002 18.049 116.991 2003 19.536 125.276 2004 19.491 122.751 2005 19.852 139.070 2006 21.304 18.403 24.205 145.331 125.234 165.428 2007 21.892 18.005 25.780 152.664 124.913 181.192 2008 22.475 17.866 27.084 160.118 128.010 194.611 2009 23.054 17.841 28.267 167.697 132.122 207.100 2010 23.628 17.883 29.374 175.402 136.907 219.084 2011 24.199 17.971 30.427 183.239 142.185 230.763 2012 24.766 18.094 31.439 191.482 147.867 242.253 2013 25.330 18.243 32.417 200.228 153.898 253.630 2014 25.891 18.414 33.367 209.117 160.243 264.946 2015 26.449 18.603 34.295 218.155 166.877 276.239 2016 27.004 18.806 35.202 227.345 173.783 287.541 2017 27.557 19.028 36.092 236.693 180.950 298.875 2018 28.108 19.273 36.966 246.204 188.374 310.264 2019 28.656 19.527 37.826 255.882 196.089 321.725 2020 29.203 19.790 38.674 265.735 204.047 333.274


367

CANTÓN CENTRAL - ALAJUELA

TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 2.545 19.857,57 1980 2.972 24.800,20 1981 3.191 24.832,83 1982 3.033 25.050,48 1983 3.155 27.902,31 1984 3.228 29.291,32 1985 4.092 33.006,36 1986 4.251 35.754,51 1987 4.514 38.239,54 1988 4.786 39.024,40 1989 5.332 41.347,33 1990 5.815 45.740,14 1991 5.240 42.835,48 1992 4.154 42.694,27 1993 4.458 43.139,63 1994 4.762 51.366,82 1995 5.058 48.809,80 1996 5.353 46.252,78 1997 5.648 43.695,77 1998 6.008 47.681,08 1999 6.359 49.287,68 2000 6.734 53.825,43 2001 7.367 59.134,89 2002 7.437 59.701,29 2003 8.038 60.894,42 2004 8.339 61.167,28 2005 8.717 70.587,01 2006 8.872 8.106 2.202 71.279,83 68.471,89 16.011,21 2007 9.205 8.412 2.530 73.914,06 70.135,59 18.478,81 2008 9.539 8.742 2.783 76.548,29 72.028,62 20.397,65 2009 9.873 9.072 2.997 79.182,52 74.039,13 22.033,65 2010 10.207 9.403 3.187 81.816,75 76.124,40 23.489,24 2011 10.542 9.735 3.359 84.450,98 78.571,59 24.816,80 2012 10.877 10.067 3.518 87.085,21 81.050,14 26.047,41 2013 11.211 10.400 3.667 89.719,44 83.539,59 27.201,30 2014 11.547 10.736 3.808 92.353,68 86.037,95 28.292,51 2015 11.882 11.072 3.941 94.987,91 88.543,73 29.331,27 2016 12.217 11.408 4.069 97.622,14 91.055,84 30.325,27 2017 12.553 11.745 4.191 100.256,37 93.573,44 31.280,52 2018 12.889 12.082 4.309 102.890,60 96.095,83 32.201,77 2019 13.225 12.419 4.423 105.524,83 98.622,47 33.092,89 2020 13.562 12.756 4.533 108.159,06 101.152,92 33.957,04


368

CANTÓN CENTRAL - CARTAGO TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1980 32 251,48 1981 33 278,70 1982 34 284,49 1983 36 278,31 1984 38 308,31 1985 41 321,22 1986 44 406,01 1987 47 422,75 1988 49 466,04 1989 53 479,53 1990 55 541,87 1991 60 552,40 1992 62 574,69 1993 61 574,83 1994 65 693,58 1995 69 662,48 1996 74 631,37 1997 78 600,27 1998 76 648,45 1999 87 682,92 2000 87 895,20 2001 87 591,18 2002 88 597,32 2003 100 726,94 2004 101 798,95 2005 100 991,10 2006 106 98 114 993,45 746,24 1.240,66 2007 111 102 119 1.010,90 694,43 1.327,37 2008 115 106 124 1.029,66 657,63 1.401,68 2009 120 110 130 1.049,81 629,93 1.469,70 2010 124 114 135 1.071,48 608,90 1.534,07 2011 129 119 140 1.094,77 593,26 1.596,29 2012 135 124 146 1.119,81 582,27 1.657,35 2013 140 129 152 1.146,72 575,49 1.717,94 2014 146 134 158 1.175,64 572,67 1.778,62 2015 152 140 164 1.206,73 573,64 1.839,82 2016 158 146 171 1.240,15 578,35 1.901,95 2017 165 152 177 1.276,07 586,78 1.965,36 2018 171 158 185 1.314,68 598,98 2.030,37 2019 179 165 192 1.356,18 615,04 2.097,32 2020 186 172 200 1.400,78 636,74 2.166,50


369

CANTÓN LA UNIÓN TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 4.935 21.940,40 1980 5.287 24.148,69 1981 5.874 25.098,01 1982 6.314 25.685,42 1983 6.627 26.342,11 1984 6.970 29.620,44 1985 7.817 32.068,82 1986 8.500 35.638,26 1987 9.436 39.913,49 1988 10.338 44.265,76 1989 11.176 46.841,86 1990 11.909 50.743,40 1991 13.567 55.559,17 1992 14.031 56.970,28 1993 14.220 57.873,70 1994 14.721 64.356,32 1995 15.763 68.756,30 1996 16.805 71.079,15 1997 17.846 72.697,65 1998 18.754 76.387,84 1999 19.482 80.021,57 2000 20.260 82.730,13 2001 21.359 85.364,89 2002 21.599 87.746,18 2003 22.907 101.411,58 2004 23.823 104.378,43 2005 24.546 118.599,90 2006 25.633 23.758 27.508 119.901,41 102.747,03 137.055,80 2007 26.754 24.499 29.008 125.030,11 102.666,68 147.475,87 2008 27.853 25.322 30.384 130.163,31 103.930,28 156.626,88 2009 28.934 26.174 31.694 135.301,69 105.809,74 165.151,93 2010 30.000 27.039 32.960 140.446,14 108.263,62 173.283,29 2011 31.052 27.912 34.193 145.597,70 111.624,07 181.138,36 2012 32.094 28.789 35.400 150.757,45 115.154,13 188.786,90 2013 33.128 29.670 36.587 155.926,57 118.804,23 196.274,65 2014 34.155 30.554 37.757 161.106,21 122.555,46 203.633,74 2015 35.177 31.442 38.915 166.297,52 126.394,31 210.887,85 2016 36.195 32.332 40.062 171.501,61 130.310,86 218.055,11 2017 37.212 33.227 41.202 176.719,56 134.297,59 225.149,84 2018 38.228 34.126 42.336 181.952,37 138.348,66 232.183,58 2019 39.245 35.031 43.467 187.201,01 142.613,52 239.165,822020 40.264 35.943 44.595 192.466,35 146.945,61 246.104,51


370

CANTÓN CENTRAL - HEREDIA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 2.598 15.153,88 1980 3.020 17.518,68 1981 3.178 19.053,20 1982 3.443 20.925,88 1983 3.476 22.299,49 1984 3.496 23.577,61 1985 3.573 24.997,82 1986 3.648 29.750,11 1987 3.811 33.137,28 1988 4.075 35.976,24 1989 4.438 40.047,09 1990 4.896 43.083,34 1991 5.231 43.640,08 1992 5.401 43.946,72 1993 5.613 44.196,44 1994 5.748 51.777,50 1995 5.969 54.811,27 1996 6.191 57.845,04 1997 6.412 60.878,81 1998 6.572 64.482,96 1999 6.775 68.546,57 2000 6.917 71.799,80 2001 7.094 75.987,37 2002 7.124 75.187,88 2003 7.459 89.904,38 2004 7.576 82.540,02 2005 7.729 95.180,63 2006 16.696 15.768 17.625 94.184,31 73.019,26 115.349,36 2007 17.168 16.073 18.262 97.752,32 71.567,22 123.937,42 2008 17.639 16.411 18.868 101.320,33 71.102,34 131.538,32 2009 18.111 16.765 19.456 104.888,34 71.183,33 138.593,35 2010 18.582 17.131 20.034 108.456,35 71.635,87 145.285,44 2011 19.054 17.504 20.603 112.024,36 72.514,42 151.712,31 2012 19.525 17.885 21.166 115.592,37 73.584,74 157.933,78 2013 19.997 18.271 21.724 119.160,38 74.809,77 163.989,76 2014 20.468 18.661 22.278 122.728,39 76.163,20 169.908,53 2015 20.940 19.055 22.827 126.296,40 77.625,52 175.711,02 2016 21.411 19.452 23.374 129.864,40 79.181,79 181.413,28 2017 21.883 19.852 23.917 133.432,42 80.820,23 187.027,92 2018 22.354 20.256 24.458 137.000,42 82.531,36 192.565,08 2019 22.826 20.664 24.997 140.568,44 84.307,41 198.033,07 2020 23.297 21.073 25.534 144.136,45 86.141,94 203.438,81


371

CANTÓN BARVA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 2.445 6.339,01 1980 2.588 7.847,10 1981 2.888 7.845,66 1982 3.055 8.230,96 1983 3.214 8.363,23 1984 3.439 9.486,43 1985 3.679 10.303,49 1986 3.873 11.469,34 1987 4.038 12.612,01 1988 4.239 13.507,95 1989 4.408 14.076,56 1990 4.642 15.387,12 1991 4.832 14.442,56 1992 5.037 14.945,50 1993 5.468 15.983,93 1994 5.702 17.574,13 1995 5.994 18.638,04 1996 6.287 19.701,94 1997 6.579 20.765,85 1998 6.857 22.082,52 1999 7.111 23.691,18 2000 7.411 24.846,64 2001 7.606 25.370,39 2002 7.632 25.467,30 2003 8.580 29.170,88 2004 8.862 27.780,80 2005 9.235 30.815,65 2006 9.686 8.516 10.860 31.738,52 27.979,42 35.598,65 2007 10.011 8.364 11.662 32.917,52 28.008,49 37.980,05 2008 10.336 8.333 12.343 34.105,21 28.295,08 40.109,90 2009 10.661 8.361 12.966 35.303,32 28.725,60 42.110,50 2010 10.986 8.425 13.553 36.513,90 29.255,69 44.032,46 2011 11.312 8.515 14.114 37.739,29 29.900,38 45.903,64 2012 11.637 8.626 14.656 38.982,17 30.616,60 47.742,14 2013 11.964 8.753 15.184 40.245,56 31.388,58 49.561,13 2014 12.291 8.892 15.700 41.532,79 32.213,41 51.371,11 2015 12.619 9.043 16.206 42.847,61 33.090,20 53.181,04 2016 12.948 9.204 16.705 44.194,12 34.019,58 54.999,00 2017 13.277 9.373 17.196 45.576,86 35.003,33 56.832,62 2018 13.608 9.550 17.683 47.000,79 36.044,26 58.689,36 2019 13.940 9.734 18.164 48.471,37 37.146,02 60.576,69 2020 14.273 9.927 18.641 49.994,59 38.313,12 62.502,25


372

CANTÓN SANTO DOMINGO TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 4.031 19.228,66 1980 4.225 21.134,58 1981 4.448 23.017,59 1982 5.071 24.185,83 1983 5.296 24.863,87 1984 5.383 26.848,56 1985 5.665 28.049,27 1986 5.776 29.312,03 1987 5.971 30.869,49 1988 6.083 31.438,66 1989 6.266 31.978,71 1990 6.534 34.231,03 1991 6.680 33.455,10 1992 6.775 34.534,44 1993 7.162 37.146,42 1994 7.503 41.297,89 1995 7.946 43.254,24 1996 8.388 45.210,58 1997 8.831 47.166,93 1998 9.221 52.494,72 1999 9.606 55.594,23 2000 10.016 58.716,88 2001 9.773 60.391,45 2002 10.143 66.242,38 2003 14.111 72.742,45 2004 13.867 65.223,32 2005 14.412 75.378,54 2006 14.960 12.930 13.265 82.245,58 68.108,58 96.129,09 2007 15.552 13.099 14.067 88.383,70 71.129,91 105.396,51 2008 16.157 13.381 14.785 94.665,31 75.097,96 113.996,12 2009 16.777 13.728 15.467 101.097,56 79.598,50 122.360,14 2010 17.412 14.123 16.131 107.688,89 84.495,37 130.642,43 2011 18.063 14.557 16.788 114.448,16 89.763,01 138.924,06 2012 18.730 15.025 17.444 121.386,01 95.372,74 147.257,44 2013 19.414 15.523 18.102 128.514,61 101.266,84 155.681,63 2014 20.114 16.064 18.767 135.847,79 107.441,77 164.229,05 2015 20.833 16.632 19.440 143.401,34 113.900,73 172.929,53 2016 21.571 17.227 20.123 151.193,19 120.652,19 181.810,43 2017 22.327 17.860 20.819 159.243,73 127.709,23 190.899,972018 23.104 18.614 21.529 167.576,15 135.089,22 200.227,50 2019 23.902 19.389 22.254 176.216,75 142.813,78 209.824,37 2020 24.720 20.185 22.994 185.126,22 150.839,73 219.655,38


373

CANTÓN SANTA BÁRBARA TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 2.067 5.680,51 1980 2.451 7.018,17 1981 2.610 7.630,91 1982 2.906 7.904,49 1983 3.013 8.485,03 1984 3.090 9.066,48 1985 3.314 10.027,57 1986 3.486 11.346,93 1987 3.705 12.349,59 1988 3.924 12.830,95 1989 4.163 12.922,85 1990 4.374 14.045,51 1991 4.772 14.838,50 1992 4.842 14.994,84 1993 5.031 15.213,05 1994 5.194 17.284,14 1995 5.574 17.966,71 1996 5.962 18.952,38 1997 6.350 19.847,38 1998 6.739 21.686,47 1999 7.081 23.186,10 2000 7.435 23.819,04 2001 7.816 24.715,30 2002 7.936 25.003,83 2003 8.544 27.240,93 2004 9.060 27.367,11 2005 9.364 30.211,03 2006 9.785 9.222 10.348 31.158,16 28.952,12 33.569,89 2007 10.214 9.632 10.797 32.842,27 30.448,28 35.587,66 2008 10.656 10.058 11.254 34.582,65 32.061,19 37.567,30 2009 11.110 10.500 11.721 36.383,99 33.758,91 39.566,52 2010 11.576 10.957 12.200 38.251,57 35.536,80 41.606,80 2011 12.056 11.427 12.690 40.191,26 37.396,28 43.701,79 2012 12.549 11.912 13.193 42.209,63 39.341,39 45.862,44 2013 13.056 12.411 13.709 44.313,86 41.377,79 48.098,76 2014 13.578 12.924 14.239 46.511,89 43.512,35 50.420,61 2015 14.114 13.454 14.783 48.812,38 45.752,98 52.838,04 2016 14.666 13.999 15.342 51.224,78 48.108,58 55.361,52 2017 15.235 14.561 15.918 53.759,37 50.589,01 58.002,16 2018 15.820 15.145 16.510 56.427,33 53.205,11 60.771,74 2019 16.423 15.748 17.120 59.240,77 55.968,70 63.682,90 2020 17.046 16.370 17.749 62.212,80 58.892,70 66.749,15


374

CANTÓN SAN ISIDRO TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 88,00 261,13 1980 84,00 284,93 1981 94,00 314,76 1982 88,00 275,52 1983 102,00 308,10 1984 110,00 364,85 1985 120,00 420,83 1986 124,00 469,01 1987 131,00 473,40 1988 139,00 522,87 1989 146,00 503,48 1990 156,00 555,40 1991 113,00 501,49 1992 122,00 515,90 1993 138,00 555,74 1994 144,57 646,32 1995 157,38 702,66 1996 169,52 759,00 1997 181,00 815,34 1998 203,00 1.174,34 1999 213,00 1.091,83 2000 218,00 1.321,41 2001 170,00 901,03 2002 174,00 904,05 2003 178,00 907,07 2004 262,00 1.369,22 2005 275,00 1.412,05 2006 275,00 222,14 327,86 1.353,91 1.008,34 1.731,78 2007 275,00 200,25 349,75 1.434,06 1.087,28 1.827,95 2008 275,00 183,45 366,55 1.519,40 1.171,42 1.925,86 2009 275,00 169,29 380,71 1.610,33 1.261,14 2.027,56 2010 275,00 156,81 393,19 1.707,26 1.356,87 2.134,12 2011 275,00 145,53 404,47 1.810,62 1.459,05 2.246,30 2012 275,00 135,15 414,85 1.920,91 1.568,16 2.364,79 2013 275,00 125,50 424,50 2.038,64 1.684,71 2.490,22 2014 275,00 116,43 433,57 2.164,35 1.809,25 2.623,23 2015 275,00 107,85 442,15 2.298,65 1.942,38 2.764,49 2016 275,00 100,88 450,31 2.442,16 2.084,74 2.914,68 2017 275,00 94,51 458,10 2.595,58 2.237,01 3.074,52 2018 275,00 88,41 465,58 2.759,64 2.399,92 3.244,78 2019 275,00 82,54 472,77 2.935,13 2.574,27 3.426,28 2020 275,00 76,87 479,72 3.122,90 2.760,90 3.619,88


375

CANTÓN BELÉN TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 2.021 42.338,12 1980 2.210 45.751,76 1981 2.406 45.466,12 1982 2.478 40.503,23 1983 2.568 46.102,66 1984 2.631 44.143,58 1985 2.789 41.474,10 1986 2.868 54.178,23 1987 3.013 62.855,25 1988 3.215 66.489,13 1989 3.468 69.590,67 1990 3.709 73.614,53 1991 4.056 89.792,06 1992 4.221 94.529,79 1993 4.372 113.329,48 1994 4.513 150.000,93 1995 4.782 154.361,19 1996 5.050 158.721,46 1997 5.318 163.081,72 1998 5.554 178.703,37 1999 5.788 250.842,71 2000 6.090 195.465,71 2001 6.448 199.148,06 2002 6.523 201.788,75 2003 7.158 214.700,42 2004 7.438 217.348,61 2005 7.675 253.410,49 2006 8.017 7.542 8.493 241.512,28 196.254,36 286.770,20 2007 8.306 7.811 8.801 244.138,68 190.276,16 298.001,19 2008 8.599 8.090 9.109 246.774,61 186.421,90 307.127,32 2009 8.899 8.378 9.420 249.431,53 183.633,70 315.229,36 2010 9.204 8.673 9.736 252.116,07 181.531,68 322.700,46 2011 9.515 8.975 10.056 254.832,04 179.925,77 329.738,31 2012 9.833 9.285 10.382 257.581,64 178.704,24 336.459,04 2013 10.156 9.602 10.714 260.366,15 177.794,61 342.937,69 2014 10.486 9.925 11.052 263.186,29 177.146,58 349.225,99 2015 10.823 10.256 11.395 266.042,49 176.723,56 355.361,41 2016 11.166 10.594 11.745 268.934,98 176.497,86 361.372,09 2017 11.515 10.939 12.101 271.863,90 176.448,00 367.279,80 2018 11.871 11.290 12.463 274.829,34 176.556,88 373.101,81 2019 12.234 11.649 12.831 277.831,35 176.810,61 378.852,08 2020 12.603 12.015 13.206 280.869,95 177.197,78 384.542,10


376

CANTÓN FLORES TOTAL DE CLIENTES Y CONSUMO DE ENERGÍA



1979 1.361 8.685,65 1980 1.490 8.964,06 1981 1.527 9.517,54 1982 1.604 10.124,90 1983 1.653 9.693,21 1984 1.688 10.469,69 1985 1.798 9.744,20 1986 1.829 9.753,42 1987 1.902 11.058,40 1988 1.968 10.172,32 1989 2.056 11.318,07 1990 2.122 12.061,11 1991 2.253 12.919,03 1992 2.325 13.040,62 1993 2.416 13.244,05 1994 2.504 14.596,43 1995 2.665 16.005,95 1996 2.826 17.466,80 1997 2.986 18.824,99 1998 3.194 19.740,21 1999 3.389 19.609,12 2000 3.584 20.966,04 2001 3.922 27.126,50 2002 3.984 28.523,90 2003 4.506 37.880,06 2004 4.735 37.180,89 2005 4.983 44.024,05 2006 9.724 9.025 10.423 43.606,10 33.338,10 53.874,10 2007 10.380 9.540 11.221 47.782,40 33.752,21 61.812,58 2008 11.036 10.078 11.995 52.115,90 35.204,30 69.027,50 2009 11.693 10.631 12.755 56.628,06 37.284,46 75.972,22 2010 12.349 11.193 13.505 61.343,49 39.855,57 82.833,35 2011 13.005 11.763 14.248 66.290,39 42.862,07 89.721,95 2012 13.661 12.338 14.985 71.501,16 46.287,12 96.719,59 2013 14.317 12.919 15.718 77.012,91 50.135,78 103.895,53 2014 14.974 13.503 16.446 82.868,25 54.428,34 111.314,66 2015 15.630 14.091 17.171 89.116,02 59.197,39 119.042,12 2016 16.286 14.683 17.893 95.812,26 64.486,69 127.146,23 2017 16.942 15.276 18.612 103.021,26 70.350,96 135.700,85 2018 17.598 15.873 19.330 110.816,75 76.856,32 144.787,30 2019 18.254 16.471 20.045 119.283,29 84.081,19 154.496,32 2020 18.911 17.071 20.758 128.517,92 92.117,50 164.930,05


377

APÉNDICE II: RESULTADOS DE LA DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA DE LOS CANTONES

DEL ÁREA DE LA CNFL


378

CANTÓN SAN JOSÉ TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 61.271 430.104 1980 63.715 462.639 1981 65.622 512.448 1982 68.314 496.300 1983 69.037 485.395 1984 69.292 496.581 1985 73.010 518.145 1986 74.122 540.904 1987 76.500 584.092 1988 78.045 589.386 1989 81.361 597.740 1990 83.414 639.313 1991 91.085 634.569 1992 92.672 636.536 1993 90.225 637.489 1994 91.846 721.875 1995 93.805 721.470 1996 95.764 721.065 1997 97.723 720.660 1998 100.624 755.756 1999 101.799 777.419 2000 102.750 790.200 2001 105.383 836.851 2002 105.921 834.914 2003 107.189 873.671 2004 107.452 790.872 2005 107.723 880.378 2006 109.204 882.129 776.275 992.497 155,15 136,77 174,24 2007 110.413 902.089 778.829 1.032.693 158,66 137,29 181,20 2008 111.605 922.782 785.590 1.069.524 162,31 138,53 187,59 2009 112.784 944.256 795.109 1.104.853 166,09 140,25 193,74 2010 113.953 966.558 806.968 1.139.499 170,01 142,37 199,77 2011 115.118 989.743 820.652 1.173.926 174,10 144,81 205,77 2012 116.281 1.013.867 835.986 1.208.445 178,34 147,54 211,78 2013 117.447 1.038.992 852.889 1.243.286 182,76 150,54 217,86 2014 118.619 1.065.183 871.330 1.278.633 187,37 153,80 224,03 2015 119.801 1.092.512 891.326 1.314.645 192,18 157,34 230,32 2016 120.997 1.121.055 912.983 1.351.465 197,19 161,17 236,75 2017 122.210 1.150.893 936.227 1.389.227 202,44 165,27 243,35 2018 123.446 1.182.116 961.114 1.428.063 207,93 169,66 250,14 2019 124.707 1.214.818 987.708 1.468.101 213,68 174,35 257,14 2020 125.997 1.249.102 1.016.141 1.509.472 219,70 179,36 264,37


379

CANTÓN ESCAZÚ TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 5.737 30.352 1980 6.019 23.939 1981 6.573 32.343 1982 6.972 36.243 1983 7.166 37.831 1984 7.402 38.748 1985 7.881 41.761 1986 8.038 44.143 1987 8.518 47.893 1988 8.890 49.725 1989 9.347 50.562 1990 9.848 53.798 1991 10.750 56.882 1992 11.153 56.199 1993 11.400 58.882 1994 11.783 70.585 1995 12.665 50.438 1996 13.548 70.944 1997 14.430 91.450 1998 15.102 91.825 1999 15.887 97.861 2000 17.163 110.897 2001 17.707 117.175 2002 17.862 119.389 2003 19.792 143.372 2004 20.563 138.799 2005 21.255 160.280 2006 22.657 171.096 146.979 195.334 30,94 26,58 35,32 2007 23.863 186.004 157.643 214.610 33,59 28,48 38,75 2008 25.141 202.775 171.164 234.727 36,58 30,89 42,33 2009 26.497 221.688 187.338 256.460 39,94 33,76 46,192010 27.938 243.065 206.304 280.320 43,74 37,13 50,43 2011 29.471 267.278 228.337 306.777 48,03 41,03 55,12 2012 31.105 294.756 253.811 336.319 52,90 45,55 60,36 2013 32.848 325.997 283.433 369.480 58,44 50,79 66,23 2014 34.710 361.577 317.722 406.864 64,73 56,85 72,85 2015 36.703 402.161 357.085 449.153 71,91 63,80 80,33 2016 38.839 448.519 402.283 497.134 80,11 71,78 88,81 2017 41.133 501.543 454.198 551.708 89,47 80,94 98,45 2018 43.599 562.266 513.857 613.918 100,19 91,46 109,43 2019 46.254 631.884 582.973 684.966 112,47 103,65 121,97 2020 49.118 711.780 662.668 766.242 126,56 117,70 136,30


380

CANTÓN DESAMPARADOS TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 15.333 51.076 1980 16.163 54.942 1981 17.576 62.956 1982 19.121 64.145 1983 19.671 66.784 1984 20.642 71.212 1985 21.994 75.687 1986 22.633 82.195 1987 25.086 88.985 1988 25.981 91.840 1989 27.544 93.757 1990 30.110 97.016 1991 32.847 102.705 1992 33.811 105.516 1993 34.183 105.426 1994 35.034 116.291 1995 37.549 125.179 1996 40.063 134.067 1997 42.578 142.954 1998 44.409 152.625 1999 46.391 162.244 2000 47.927 166.116 2001 50.232 177.230 2002 50.389 178.107 2003 52.401 191.000 2004 53.495 176.771 2005 54.406 194.822 2006 55.268 197.682 175.944 219.487 36,21 32,40 40,04 2007 57.047 204.049 177.549 230.778 37,39 32,76 42,05 2008 58.863 210.592 180.310 241.228 38,59 33,32 43,92 2009 60.718 217.329 183.879 251.318 39,84 34,02 45,73 2010 62.614 224.275 188.755 261.252 41,12 34,94 47,52 2011 64.556 231.449 194.236 271.149 42,44 35,96 49,312012 66.547 238.870 200.087 281.090 43,81 37,05 51,11 2013 68.589 246.560 206.304 291.136 45,22 38,20 52,93 2014 70.687 254.540 212.894 301.338 46,69 39,43 54,78 2015 72.843 262.834 219.868 311.741 48,22 40,72 56,66 2016 75.063 271.470 227.251 322.387 49,81 42,08 58,59 2017 77.349 280.473 235.064 333.317 51,47 43,53 60,58 2018 79.707 289.876 243.320 344.570 53,20 45,05 62,63 2019 82.140 299.709 252.048 356.188 55,00 46,66 64,74 2020 84.654 310.008 261.396 368.211 56,90 48,38 66,93


381

CANTÓN ASERRÍ TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 2.761 6.362 1980 2.993 8.047 1981 3.262 8.748 1982 3.521 8.919 1983 3.654 8.491 1984 3.777 10.111 1985 3.992 10.888 1986 4.127 11.743 1987 4.375 12.817 1988 4.412 12.805 1989 4.630 13.270 1990 4.944 14.217 1991 5.376 14.788 1992 5.641 14.903 1993 5.704 15.590 1994 5.860 17.228 1995 6.275 18.232 1996 6.689 19.236 1997 7.103 20.240 1998 7.742 22.027 1999 8.189 24.132 2000 8.655 25.880 2001 9.116 26.612 2002 9.132 26.785 2003 9.148 26.958 2004 9.769 27.271 2005 9.915 29.960 2006 10.729 31.281 29.630 32.931 5,78 5,48 6,08 2007 11.189 32.539 30.889 34.190 6,01 5,71 6,31 2008 11.661 33.814 32.164 35.465 6,25 5,94 6,55 2009 12.147 35.105 33.454 36.755 6,48 6,18 6,78 2010 12.646 36.410 34.760 38.061 6,72 6,42 7,02 2011 13.158 37.730 36.079 39.380 6,97 6,67 7,27 2012 13.684 39.063 37.413 40.714 7,21 6,91 7,51 2013 14.225 40.410 38.759 42.060 7,46 7,16 7,76 2014 14.779 41.769 40.119 43.419 7,71 7,41 8,01 2015 15.347 43.140 41.490 44.791 7,96 7,66 8,26 2016 15.930 44.523 42.873 46.174 8,22 7,92 8,52 2017 16.528 45.918 44.268 47.569 8,47 8,17 8,77 2018 17.140 47.325 45.675 48.975 8,73 8,43 9,03 2019 17.768 48.744 47.094 50.395 8,99 8,69 9,29 2020 18.412 50.176 48.526 51.827 9,25 8,95 9,55


382

CANTÓN MORA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 928 2.632,10 1980 1.023 3.572,53 1981 1.142 3.950,00 1982 1.228 3.628,94 1983 1.320 4.103,58 1984 1.370 4.472,90 1985 1.466 4.789,89 1986 1.524 5.243,77 1987 1.651 5.918,57 1988 1.737 5.995,36 1989 1.889 6.090,73 1990 2.047 6.799,55 1991 2.224 7.203,85 1992 2.343 7.673,39 1993 2.420 8.017,45 1994 2.488 9.244,18 1995 2.664 9.650,81 1996 2.840 10.057,44 1997 3.016 10.464,07 1998 3.176 11.196,76 1999 3.330 11.862,63 2000 3.463 12.359,26 2001 3.687 12.797,32 2002 3.721 13.407,18 2003 3.755 14.017,05 2004 4.212 14.064,63 2005 4.394 16.580,87 2006 4.518 16.808,20 15.664,54 17.951,85 3,09 2,89 3,29 2007 4.715 17.823,20 16.543,11 19.103,28 3,28 3,06 3,50 2008 4.917 18.903,22 17.515,49 20.290,94 3,48 3,24 3,72 2009 5.125 20.052,47 18.572,94 21.532,00 3,69 3,44 3,94 2010 5.339 21.275,44 19.714,51 22.836,38 3,91 3,65 4,18 2011 5.559 22.576,92 21.011,54 24.211,76 4,15 3,89 4,432012 5.785 23.961,99 22.396,61 25.664,98 4,41 4,14 4,70 2013 6.018 25.436,09 23.870,71 27.202,64 4,68 4,42 4,98 2014 6.257 27.004,99 25.439,61 28.831,35 4,97 4,70 5,28 2015 6.503 28.674,88 27.109,50 30.557,86 5,28 5,01 5,60 2016 6.756 30.452,31 28.886,93 32.389,22 5,61 5,34 5,93 2017 7.017 32.344,30 30.778,92 34.332,77 5,96 5,69 6,29 2018 7.285 34.358,30 32.792,93 36.396,27 6,33 6,06 6,67 2019 7.561 36.502,30 34.936,92 38.587,91 6,72 6,45 7,07 2020 7.845 38.784,76 37.219,38 40.916,38 7,14 6,88 7,50


383

CANTÓN GOICOECHEA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 14.640 77.968 1980 15.290 87.119 1981 16.906 88.898 1982 18.662 89.674 1983 18.803 93.050 1984 19.287 93.960 1985 20.733 101.613 1986 21.639 108.207 1987 22.301 115.812 1988 22.744 120.480 1989 23.746 127.734 1990 24.810 133.941 1991 26.790 134.601 1992 27.603 135.702 1993 27.889 144.813 1994 28.231 164.714 1995 29.226 166.160 1996 30.221 167.606 1997 31.216 169.053 1998 32.366 173.736 1999 33.021 161.594 2000 27.997 161.959 2001 28.553 162.952 2002 28.667 163.534 2003 29.670 168.304 2004 37.016 176.452 2005 38.216 192.859 2006 35.990 194.993 163.443 227.223 34,79 29,30 40,38 2007 36.618 197.936 157.475 240.326 35,31 28,28 42,65 2008 37.239 200.954 154.037 251.162 35,85 27,69 44,53 2009 37.853 204.053 151.681 260.865 36,40 27,29 46,21 2010 38.460 207.239 150.053 269.877 36,97 27,02 47,78 2011 39.060 210.520 148.977 278.430 37,55 26,84 49,26 2012 39.653 213.904 148.350 286.666 38,15 26,75 50,70 2013 40.240 217.401 148.651 294.682 38,77 26,81 52,09 2014 40.820 221.021 149.338 302.549 39,41 26,94 53,46 2015 41.395 224.777 150.317 310.323 40,08 27,12 54,81 2016 41.964 228.681 151.580 318.050 40,77 27,35 56,16 2017 42.528 232.747 153.121 325.772 41,49 27,63 57,51 2018 43.088 236.993 154.944 333.524 42,24 27,96 58,86 2019 43.645 241.435 157.053 341.340 43,02 28,34 60,22 2020 44.198 246.091 159.457 349.253 43,84 28,77 61,60


384

CANTÓN SANTA ANA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 3.080 11.284 1980 3.369 14.300 1981 3.613 12.798 1982 3.959 14.807 1983 4.109 15.679 1984 4.244 16.769 1985 4.532 18.617 1986 4.688 19.843 1987 4.956 21.920 1988 5.234 22.540 1989 5.524 22.892 1990 5.843 24.938 1991 6.363 27.663 1992 6.552 28.501 1993 6.713 30.112 1994 6.914 34.148 1995 7.453 39.820 1996 7.990 45.507 1997 8.536 53.463 1998 9.296 67.946 1999 10.123 88.127 2000 10.478 95.295 2001 11.203 111.703 2002 11.356 122.767 2003 12.618 133.119 2004 13.332 134.183 2005 13.968 157.135 2006 14.441 175.157 114.781 236.832 30,25 20,42 40,28 2007 15.058 194.603 113.858 292.974 33,64 20,57 49,50 2008 15.710 216.812 130.764 340.644 37,53 23,60 57,43 2009 16.400 242.375 151.266 386.961 42,00 27,26 65,20 2010 17.129 272.019 176.017 434.579 47,20 31,67 73,26 2011 17.901 306.637 205.805 485.275 53,28 36,98 81,89 2012 18.719 347.324 241.712 540.645 60,43 43,36 91,38 2013 19.588 395.432 285.097 602.349 68,90 51,07 102,00 2014 20.510 452.621 337.596 672.260 78,96 60,38 114,08 2015 21.490 520.941 401.357 752.575 90,99 71,68 128,02 2016 22.535 602.916 478.820 845.932 105,42 85,40 144,26 2017 23.648 701.660 573.064 955.530 122,81 102,07 163,37 2018 24.837 821.015 687.930 1.085.278 143,83 122,38 186,04 2019 26.109 965.723 828.160 1.239.972 169,31 147,15 213,11 2020 27.471 1.141.606 1.018.166 1.425.515 200,28 180,66 245,61


385

CANTÓN ALAJUELITA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 3.807 10.891 1980 4.068 12.879 1981 4.343 12.524 1982 5.088 13.931 1983 5.165 14.040 1984 5.282 14.738 1985 5.461 15.224 1986 5.559 16.652 1987 5.922 18.610 1988 7.202 20.085 1989 7.717 21.591 1990 8.214 23.277 1991 9.374 23.729 1992 9.557 25.192 1993 9.454 25.226 1994 9.744 27.508 1995 10.504 29.040 1996 11.265 30.572 1997 12.025 32.104 1998 14.531 37.463 1999 14.927 41.483 2000 15.434 44.087 2001 16.001 45.874 2002 16.143 46.280 2003 17.094 51.263 2004 17.434 48.516 2005 17.929 53.752 2006 18.588 55.490 43.946 67.033 10,30 8,17 12,44 2007 19.180 57.683 41.253 74.112 10,71 7,67 13,75 2008 19.769 59.906 39.803 80.009 11,12 7,39 14,85 2009 20.355 62.162 38.981 85.342 11,54 7,24 15,84 2010 20.940 64.452 38.569 90.335 11,96 7,16 16,76 2011 21.523 66.779 38.468 95.101 12,39 7,14 17,64 2012 22.104 69.147 38.607 99.709 12,83 7,16 18,50 2013 22.684 71.557 38.953 104.203 13,27 7,22 19,33 2014 23.261 74.014 39.473 108.615 13,72 7,32 20,14 2015 23.838 76.520 40.149 112.971 14,19 7,44 20,95 2016 24.414 79.080 40.969 117.289 14,66 7,59 21,74 2017 24.989 81.699 41.924 121.587 15,14 7,76 22,54 2018 25.562 84.380 43.011 125.878 15,63 7,96 23,33 2019 26.136 87.128 44.226 130.175 16,14 8,18 24,12 2020 26.709 89.950 45.568 134.491 16,66 8,42 24,92


386

CANTÓN CORONADO TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 3.551 14.040 1980 7.721 15.769 1981 4.261 17.162 1982 4.691 17.449 1983 4.871 18.602 1984 5.033 20.166 1985 5.425 21.542 1986 5.753 23.165 1987 6.373 25.762 1988 6.886 26.964 1989 7.505 26.872 1990 7.960 28.434 1991 9.023 30.957 1992 9.840 32.486 1993 10.321 34.371 1994 10.689 39.267 1995 11.491 41.232 1996 12.292 43.197 1997 13.093 45.162 1998 13.893 49.973 1999 14.629 53.307 2000 15.312 60.151 2001 16.025 59.685 2002 16.121 59.835 2003 16.705 61.250 2004 17.613 61.417 2005 18.018 69.401 2006 18.048 73.328 62.934 83.722 13,45 11,61 15,30 2007 18.477 77.995 64.836 91.154 14,31 11,96 16,66 2008 18.906 82.698 67.466 97.931 15,17 12,45 17,90 2009 19.335 87.437 70.455 104.419 16,05 13,00 19,09 2010 19.764 92.212 73.682 110.741 16,93 13,60 20,25 2011 20.193 97.022 77.088 116.956 17,81 14,23 21,39 2012 20.621 101.867 80.637 123.098 18,70 14,88 22,52 2013 21.050 106.749 84.347 129.190 19,60 15,57 23,64 2014 21.479 111.666 88.262 135.248 20,51 16,29 24,75 2015 21.908 116.619 92.264 141.283 21,42 17,03 25,86 2016 22.337 121.607 96.348 147.302 22,34 17,78 26,96 2017 22.766 126.631 100.533 153.314 23,26 18,55 28,07 2018 23.194 131.690 105.022 159.322 24,19 19,38 29,17 2019 23.623 136.786 109.567 165.332 25,13 20,22 30,27 2020 24.051 141.917 114.179 171.346 26,08 21,07 31,38


387

CANTÓN TIBÁS TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 10.852 62.906 1980 11.056 68.399 1981 11.446 67.854 1982 12.546 67.501 1983 12.706 72.910 1984 13.073 74.427 1985 14.042 77.086 1986 14.443 79.528 1987 15.225 83.671 1988 15.815 88.664 1989 16.333 90.020 1990 16.694 91.541 1991 17.739 89.319 1992 17.928 89.350 1993 17.814 88.350 1994 18.018 104.317 1995 18.481 106.821 1996 18.943 109.325 1997 19.406 111.829 1998 19.813 120.603 1999 20.139 122.867 2000 20.484 127.281 2001 20.780 127.524 2002 20.895 127.528 2003 21.307 131.080 2004 21.526 118.019 2005 21.638 132.573 2006 21.920 131.820 118.219 145.420 23,08 20,77 25,39 2007 22.163 133.793 116.580 151.005 23,44 20,53 26,35 2008 22.399 135.794 115.723 155.865 23,80 20,42 27,19 2009 22.631 137.824 115.312 160.335 24,17 20,38 27,97 2010 22.857 139.882 115.205 164.560 24,55 20,39 28,70 2011 23.077 141.970 115.325 168.615 24,93 20,45 29,40 2012 23.293 144.087 115.627 172.547 25,31 20,53 30,09 2013 23.503 146.234 116.080 176.388 25,70 20,64 30,76 2014 23.708 148.411 116.663 180.158 26,09 20,77 31,42 2015 23.909 150.618 117.361 183.875 26,49 20,92 32,07 2016 24.104 152.856 118.162 187.550 26,90 21,08 32,71 2017 24.295 155.125 119.056 191.194 27,31 21,27 33,35 2018 24.482 157.426 120.037 194.814 27,73 21,46 33,99 2019 24.664 159.758 121.099 198.417 28,15 21,67 34,62 2020 24.843 162.123 122.237 202.009 28,58 21,90 35,25


388

CANTÓN MORAVIA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 5.881 25.125 1980 6.224 29.852 1981 7.248 30.035 1982 7.430 30.458 1983 7.590 31.847 1984 7.670 32.616 1985 8.101 33.764 1986 8.387 38.090 1987 8.726 39.713 1988 9.164 39.716 1989 9.513 39.627 1990 10.163 40.743 1991 10.970 42.197 1992 11.240 44.043 1993 11.408 45.044 1994 11.657 49.254 1995 12.248 50.460 1996 12.838 51.666 1997 13.428 52.872 1998 13.949 55.831 1999 14.537 58.672 2000 15.061 60.978 2001 15.456 63.615 2002 15.614 71.671 2003 16.638 69.466 2004 17.111 63.999 2005 19.168 71.767 2006 18.701 75.109 68.203 82.015 13,80 12,56 15,04 2007 19.387 77.809 70.564 85.054 14,29 13,00 15,59 2008 20.083 80.571 73.068 88.086 14,80 13,46 16,14 2009 20.790 83.394 75.679 91.141 15,31 13,94 16,69 2010 21.507 86.275 78.371 94.229 15,83 14,43 17,25 2011 22.234 89.211 81.134 97.355 16,37 14,93 17,81 2012 22.972 92.199 83.962 100.519 16,91 15,45 18,38 2013 23.721 95.237 86.849 103.721 17,46 15,98 18,96 2014 24.481 98.320 89.791 106.960 18,02 16,51 19,55 2015 25.252 101.448 92.783 110.234 18,59 17,06 20,14 2016 26.035 104.615 95.822 113.543 19,17 17,61 20,74 2017 26.829 107.819 98.902 116.882 19,75 18,17 21,34 2018 27.636 111.058 102.040 120.251 20,33 18,74 21,95 2019 28.455 114.328 105.217 123.647 20,93 19,32 22,56 2020 29.287 117.628 108.426 127.068 21,52 19,90 23,18


389

CANTÓN MONTES DE OCA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 9.259 54.739 1980 9.924 59.506 1981 10.327 62.911 1982 10.722 64.957 1983 10.969 70.284 1984 11.000 72.697 1985 11.423 74.893 1986 11.640 78.364 1987 12.077 82.468 1988 12.437 84.356 1989 13.344 86.464 1990 14.014 91.139 1991 14.656 88.134 1992 15.059 88.464 1993 15.356 89.083 1994 15.669 98.676 1995 16.322 102.578 1996 16.975 106.481 1997 17.628 110.384 1998 18.186 119.990 1999 18.581 127.596 2000 18.858 129.832 2001 19.279 130.872 2002 19.376 131.243 2003 20.135 141.659 2004 20.518 130.936 2005 20.603 143.997 2006 20.976 144.455 127.676 162.800 47,93 42,81 53,30 2007 21.266 147.517 125.598 172.219 48,96 42,18 56,18 2008 21.543 150.561 124.754 180.084 49,99 41,95 58,61 2009 21.807 153.586 124.514 187.161 51,01 41,91 60,81 2010 22.059 156.592 124.647 193.731 52,02 42,00 62,86 2011 22.300 159.577 125.038 199.937 53,02 42,16 64,80 2012 22.530 162.541 125.623 205.863 54,02 42,39 66,66 2013 22.750 165.485 126.353 211.564 55,01 42,67 68,45 2014 22.961 168.407 127.196 217.075 55,99 42,98 70,18 2015 23.163 171.309 128.155 222.426 56,97 43,32 71,87 2016 23.356 174.189 129.268 227.637 57,93 43,70 73,52 2017 23.541 177.049 130.439 232.723 58,90 44,10 75,12 2018 23.719 179.888 131.658 237.699 59,85 44,52 76,70 2019 23.890 182.708 132.917 242.574 60,80 44,94 78,24 2020 24.055 185.507 134.212 247.358 61,74 45,38 79,76


390

CANTÓN CURRIDABAT TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 5.623 33.742 1980 6.978 38.414 1981 7.864 40.334 1982 7.238 49.760 1983 8.551 57.592 1984 8.965 60.670 1985 9.429 63.567 1986 9.574 66.554 1987 9.861 72.885 1988 10.217 74.866 1989 10.623 78.442 1990 11.330 82.096 1991 12.051 79.436 1992 12.513 82.346 1993 12.863 82.983 1994 13.302 97.607 1995 14.446 98.182 1996 15.589 98.756 1997 16.733 99.331 1998 16.021 104.416 1999 16.627 110.435 2000 17.125 112.893 2001 17.943 116.083 2002 18.049 116.991 2003 19.536 125.276 2004 19.491 122.751 2005 19.852 139.070 2006 21.304 145.331 125.234 165.428 25,98 22,44 29,53 2007 21.892 152.664 124.913 181.192 27,31 22,40 32,34 2008 22.475 160.118 128.010 194.611 28,65 22,94 34,73 2009 23.054 167.697 132.122 207.100 30,02 23,67 36,96 2010 23.628 175.402 136.907 219.084 31,41 24,52 39,11 2011 24.199 183.239 142.185 230.763 32,82 25,46 41,20 2012 24.766 191.482 147.867 242.253 34,30 26,47 43,26 2013 25.330 200.228 153.898 253.630 35,86 27,55 45,30 2014 25.891 209.117 160.243 264.946 37,45 28,68 47,33 2015 26.449 218.155 166.877 276.239 39,07 29,86 49,36 2016 27.004 227.345 173.783 287.541 40,72 31,10 51,39 2017 27.557 236.693 180.950 298.875 42,39 32,38 53,42 2018 28.108 246.204 188.374 310.264 44,10 33,71 55,47 2019 28.656 255.882 196.089 321.725 45,83 35,09 57,53 2020 29.203 265.735 204.047 333.274 47,60 36,51 59,61


391

CANTÓN CENTRAL – ALAJUELA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 2.545 19.858 1980 2.972 24.800 1981 3.191 24.833 1982 3.033 25.050 1983 3.155 27.902 1984 3.228 29.291 1985 4.092 33.006 1986 4.251 35.755 1987 4.514 38.240 1988 4.786 39.024 1989 5.332 41.347 1990 5.815 45.740 1991 5.240 42.835 1992 4.154 42.694 1993 4.458 43.140 1994 4.762 51.367 1995 5.058 48.810 1996 5.353 46.253 1997 5.648 43.696 1998 6.008 47.681 1999 6.359 49.288 2000 6.734 53.825 2001 7.367 59.135 2002 7.437 59.701 2003 8.038 60.894 2004 8.339 61.167 2005 8.717 70.587 2006 8.872 71.280 68.472 16.011 12,25 11,75 2,80 2007 9.205 73.914 70.136 18.479 12,70 12,02 3,23 2008 9.539 76.548 72.029 20.398 13,15 12,34 3,56 2009 9.873 79.183 74.039 22.034 13,61 12,68 3,84 2010 10.207 81.817 76.124 23.489 14,06 13,04 4,09 2011 10.542 84.451 78.572 24.817 14,51 13,46 4,32 2012 10.877 87.085 81.050 26.047 14,96 13,89 4,53 2013 11.211 89.719 83.540 27.201 15,42 14,31 4,73 2014 11.547 92.354 86.038 28.293 15,87 14,74 4,92 2015 11.882 94.988 88.544 29.331 16,32 15,18 5,10 2016 12.217 97.622 91.056 30.325 16,77 15,61 5,27 2017 12.553 100.256 93.573 31.281 17,23 16,04 5,44 2018 12.889 102.891 96.096 32.202 17,68 16,48 5,59 2019 13.225 105.525 98.622 33.093 18,13 16,91 5,75 2020 13.562 108.159 101.153 33.957 18,58 17,35 5,90


392

CANTÓN CENTRAL – CARTAGO TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 31 234 1980 32 251 1981 33 279 1982 34 284 1983 36 278 1984 38 308 1985 41 321 1986 44 406 1987 47 423 1988 49 466 1989 53 480 1990 55 542 1991 60 552 1992 62 575 1993 61 575 1994 65 694 1995 69 662 1996 74 631 1997 78 600 1998 76 648 1999 87 683 2000 87 895 2001 87 591 2002 88 597 2003 100 727 2004 101 799 2005 100 991 2006 106 993 746 1.241 0,17 0,13 0,21 2007 111 1.011 694 1.327 0,17 0,12 0,23 2008 115 1.030 658 1.402 0,18 0,11 0,24 2009 120 1.050 630 1.470 0,18 0,11 0,25 2010 124 1.071 609 1.534 0,18 0,11 0,26 2011 129 1.095 593 1.596 0,19 0,11 0,27 2012 135 1.120 582 1.657 0,19 0,10 0,28 2013 140 1.147 575 1.718 0,20 0,10 0,29 2014 146 1.176 573 1.779 0,20 0,10 0,30 2015 152 1.207 574 1.840 0,21 0,10 0,32 2016 158 1.240 578 1.902 0,22 0,11 0,33 2017 165 1.276 587 1.965 0,22 0,11 0,34 2018 171 1.315 599 2.030 0,23 0,11 0,35 2019 179 1.356 615 2.097 0,24 0,11 0,36 2020 186 1.401 637 2.167 0,25 0,12 0,37


393

CANTÓN LA UNIÓN TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 4.935 21.940 1980 5.287 24.149 1981 5.874 25.098 1982 6.314 25.685 1983 6.627 26.342 1984 6.970 29.620 1985 7.817 32.069 1986 8.500 35.638 1987 9.436 39.913 1988 10.338 44.266 1989 11.176 46.842 1990 11.909 50.743 1991 13.567 55.559 1992 14.031 56.970 1993 14.220 57.874 1994 14.721 64.356 1995 15.763 68.756 1996 16.805 71.079 1997 17.846 72.698 1998 18.754 76.388 1999 19.482 80.022 2000 20.260 82.730 2001 21.359 85.365 2002 21.599 87.746 2003 22.907 101.412 2004 23.823 104.378 2005 24.546 118.600 2006 25.633 119.901 102.747 137.056 21,51 18,54 24,49 2007 26.754 125.030 102.667 147.476 22,43 18,56 26,32 2008 27.853 130.163 103.930 156.627 23,35 18,82 27,93 2009 28.934 135.302 105.810 165.152 24,27 19,18 29,43 2010 30.000 140.446 108.264 173.283 25,20 19,63 30,87 2011 31.052 145.598 111.624 181.138 26,12 20,25 32,26 2012 32.094 150.757 115.154 188.787 27,04 20,89 33,61 2013 33.128 155.927 118.804 196.275 27,97 21,56 34,94 2014 34.155 161.106 122.555 203.634 28,90 22,24 36,24 2015 35.177 166.298 126.394 210.888 29,83 22,94 37,53 2016 36.195 171.502 130.311 218.055 30,77 23,65 38,80 2017 37.212 176.720 134.298 225.150 31,70 24,38 40,06 2018 38.228 181.952 138.349 232.184 32,64 25,11 41,31 2019 39.245 187.201 142.614 239.166 33,58 25,88 42,55 2020 40.264 192.466 146.946 246.105 34,53 26,67 43,78


394

CANTÓN CENTRAL – HEREDIA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 2.598 15.154 1980 3.020 17.519 1981 3.178 19.053 1982 3.443 20.926 1983 3.476 22.299 1984 3.496 23.578 1985 3.573 24.998 1986 3.648 29.750 1987 3.811 33.137 1988 4.075 35.976 1989 4.438 40.047 1990 4.896 43.083 1991 5.231 43.640 1992 5.401 43.947 1993 5.613 44.196 1994 5.748 51.777 1995 5.969 54.811 1996 6.191 57.845 1997 6.412 60.879 1998 6.572 64.483 1999 6.775 68.547 2000 6.917 71.800 2001 7.094 75.987 2002 7.124 75.188 2003 7.459 89.904 2004 7.576 82.540 2005 7.729 95.181 2006 16.696 94.184 73.019 115.349 16,02 12,49 19,55 2007 17.168 97.752 71.567 123.937 16,62 12,28 20,97 2008 17.639 101.320 71.102 131.538 17,23 12,23 22,22 2009 18.111 104.888 71.183 138.593 17,83 12,27 23,39 2010 18.582 108.456 71.636 145.285 18,43 12,37 24,50 2011 19.054 112.024 72.514 151.712 19,04 12,54 25,57 2012 19.525 115.592 73.585 157.934 19,64 12,74 26,60 2013 19.997 119.160 74.810 163.990 20,24 12,96 27,61 2014 20.468 122.728 76.163 169.909 20,85 13,20 28,59 2015 20.940 126.296 77.626 175.711 21,45 13,46 29,56 2016 21.411 129.864 79.182 181.413 22,06 13,74 30,51 2017 21.883 133.432 80.820 187.028 22,66 14,03 31,44 2018 22.354 137.000 82.531 192.565 23,26 14,33 32,37 2019 22.826 140.568 84.307 198.033 23,87 14,64 33,28 2020 23.297 144.136 86.142 203.439 24,47 14,96 34,18


395

CANTÓN BARVA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 2.445 6.339 1980 2.588 7.847 1981 2.888 7.846 1982 3.055 8.231 1983 3.214 8.363 1984 3.439 9.486 1985 3.679 10.303 1986 3.873 11.469 1987 4.038 12.612 1988 4.239 13.508 1989 4.408 14.077 1990 4.642 15.387 1991 4.832 14.443 1992 5.037 14.946 1993 5.468 15.984 1994 5.702 17.574 1995 5.994 18.638 1996 6.287 19.702 1997 6.579 20.766 1998 6.857 22.083 1999 7.111 23.691 2000 7.411 24.847 2001 7.606 25.370 2002 7.632 25.467 2003 8.580 29.171 2004 8.862 27.781 2005 9.235 30.816 2006 9.686 31.739 27.979 35.599 5,84 5,16 6,54 2007 10.011 32.918 28.008 37.980 6,05 5,16 6,97 2008 10.336 34.105 28.295 40.110 6,27 5,22 7,36 2009 10.661 35.303 28.726 42.111 6,49 5,30 7,72 2010 10.986 36.514 29.256 44.032 6,71 5,40 8,07 2011 11.312 37.739 29.900 45.904 6,94 5,52 8,41 2012 11.637 38.982 30.617 47.742 7,17 5,65 8,74 2013 11.964 40.246 31.389 49.561 7,40 5,79 9,08 2014 12.291 41.533 32.213 51.371 7,63 5,94 9,40 2015 12.619 42.848 33.090 53.181 7,87 6,10 9,73 2016 12.948 44.194 34.020 54.999 8,12 6,27 10,06 2017 13.277 45.577 35.003 56.833 8,37 6,45 10,40 2018 13.608 47.001 36.044 58.689 8,63 6,64 10,73 2019 13.940 48.471 37.146 60.577 8,89 6,84 11,07 2020 14.273 49.995 38.313 62.502 9,17 7,05 11,42


396

CANTÓN SANTO DOMINGO TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 4.031 19.229 1980 4.225 21.135 1981 4.448 23.018 1982 5.071 24.186 1983 5.296 24.864 1984 5.383 26.849 1985 5.665 28.049 1986 5.776 29.312 1987 5.971 30.869 1988 6.083 31.439 1989 6.266 31.979 1990 6.534 34.231 1991 6.680 33.455 1992 6.775 34.534 1993 7.162 37.146 1994 7.503 41.298 1995 7.946 43.254 1996 8.388 45.211 1997 8.831 47.167 1998 9.221 52.495 1999 9.606 55.594 2000 10.016 58.717 2001 9.773 60.391 2002 10.143 66.242 2003 14.111 72.742 2004 13.867 65.223 2005 14.412 75.379 2006 14.960 82.246 68.109 96.129 14,78 12,23 17,29 2007 15.552 88.384 71.130 105.397 15,89 12,79 18,96 2008 16.157 94.665 75.098 113.996 17,03 13,51 20,52 2009 16.777 101.098 79.599 122.360 18,20 14,33 22,03 2010 17.412 107.689 84.495 130.642 19,39 15,21 23,53 2011 18.063 114.448 89.763 138.924 20,61 16,17 25,03 2012 18.730 121.386 95.373 147.257 21,87 17,18 26,53 2013 19.414 128.515 101.267 155.682 23,16 18,25 28,05 2014 20.114 135.848 107.442 164.229 24,48 19,36 29,60 2015 20.833 143.401 113.901 172.930 25,84 20,53 31,17 2016 21.571 151.193 120.652 181.810 27,25 21,75 32,77 2017 22.327 159.244 127.709 190.900 28,70 23,02 34,41 2018 23.104 167.576 135.089 200.227 30,20 24,35 36,09 2019 23.902 176.217 142.814 209.824 31,76 25,74 37,82 2020 24.720 185.126 150.840 219.655 33,36 27,18 39,59


397

CANTÓN SANTA BÁRBARA TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 2.067 5.681 1980 2.451 7.018 1981 2.610 7.631 1982 2.906 7.904 1983 3.013 8.485 1984 3.090 9.066 1985 3.314 10.028 1986 3.486 11.347 1987 3.705 12.350 1988 3.924 12.831 1989 4.163 12.923 1990 4.374 14.046 1991 4.772 14.838 1992 4.842 14.995 1993 5.031 15.213 1994 5.194 17.284 1995 5.574 17.967 1996 5.962 18.952 1997 6.350 19.847 1998 6.739 21.686 1999 7.081 23.186 2000 7.435 23.819 2001 7.816 24.715 2002 7.936 25.004 2003 8.544 27.241 2004 9.060 27.367 2005 9.364 30.211 2006 9.785 31.158 28.952 33.570 5,75 5,35 6,18 2007 10.214 32.842 30.448 35.588 6,06 5,62 6,54 2008 10.656 34.583 32.061 37.567 6,38 5,92 6,90 2009 11.110 36.384 33.759 39.567 6,71 6,24 7,27 2010 11.576 38.252 35.537 41.607 7,05 6,57 7,64 2011 12.056 40.191 37.396 43.702 7,41 6,91 8,02 2012 12.549 42.210 39.341 45.862 7,78 7,27 8,42 2013 13.056 44.314 41.378 48.099 8,17 7,65 8,83 2014 13.578 46.512 43.512 50.421 8,58 8,04 9,25 2015 14.114 48.812 45.753 52.838 9,00 8,46 9,70 2016 14.666 51.225 48.109 55.362 9,45 8,89 10,16 2017 15.235 53.759 50.589 58.002 9,91 9,35 10,65 2018 15.820 56.427 53.205 60.772 10,41 9,83 11,16 2019 16.423 59.241 55.969 63.683 10,93 10,34 11,69 2020 17.046 62.213 58.893 66.749 11,47 10,89 12,26


398

CANTÓN SAN ISIDRO TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 88 261 1980 84 285 1981 94 315 1982 88 276 1983 102 308 1984 110 365 1985 120 421 1986 124 469 1987 131 473 1988 139 523 1989 146 503 1990 156 555 1991 113 501 1992 122 516 1993 138 556 1994 145 646 1995 157 703 1996 170 759 1997 181 815 1998 203 1.174 1999 213 1.092 2000 218 1.321 2001 170 901 2002 174 904 2003 178 907 2004 262 1.369 2005 275 1.412 2006 275 1.354 1.008 1.732 0,25 0,19 0,32 2007 275 1.434 1.087 1.828 0,26 0,20 0,33 2008 275 1.519 1.171 1.926 0,28 0,22 0,35 2009 275 1.610 1.261 2.028 0,30 0,23 0,37 2010 275 1.707 1.357 2.134 0,31 0,25 0,39 2011 275 1.811 1.459 2.246 0,33 0,27 0,41 2012 275 1.921 1.568 2.365 0,35 0,29 0,43 2013 275 2.039 1.685 2.490 0,38 0,31 0,46 2014 275 2.164 1.809 2.623 0,40 0,34 0,48 2015 275 2.299 1.942 2.764 0,43 0,36 0,51 2016 275 2.442 2.085 2.915 0,45 0,39 0,53 2017 275 2.596 2.237 3.075 0,48 0,42 0,56 2018 275 2.760 2.400 3.245 0,51 0,45 0,60 2019 275 2.935 2.574 3.426 0,54 0,48 0,63 2020 275 3.123 2.761 3.620 0,58 0,51 0,67


399

CANTÓN BELÉN TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 2.021 42.338 1980 2.210 45.752 1981 2.406 45.466 1982 2.478 40.503 1983 2.568 46.103 1984 2.631 44.144 1985 2.789 41.474 1986 2.868 54.178 1987 3.013 62.855 1988 3.215 66.489 1989 3.468 69.591 1990 3.709 73.615 1991 4.056 89.792 1992 4.221 94.530 1993 4.372 113.329 1994 4.513 150.001 1995 4.782 154.361 1996 5.050 158.721 1997 5.318 163.082 1998 5.554 178.703 1999 5.788 250.843 2000 6.090 195.466 2001 6.448 199.148 2002 6.523 201.789 2003 7.158 214.700 2004 7.438 217.349 2005 7.675 253.410 2006 8.017 241.512 196.254 286.770 39,45 32,15 46,75 2007 8.306 244.139 190.276 298.001 39,93 31,21 48,65 2008 8.599 246.775 186.422 307.127 40,40 30,62 50,19 2009 8.899 249.432 183.634 315.229 40,88 30,20 51,57 2010 9.204 252.116 181.532 322.700 41,37 29,90 52,84 2011 9.515 254.832 179.926 329.738 41,86 29,68 54,04 2012 9.833 257.582 178.704 336.459 42,36 29,53 55,19 2013 10.156 260.366 177.795 342.938 42,87 29,43 56,31 2014 10.486 263.186 177.147 349.226 43,38 29,37 57,39 2015 10.823 266.042 176.724 355.361 43,90 29,35 58,44 2016 11.166 268.935 176.498 361.372 44,42 29,36 59,48 2017 11.515 271.864 176.448 367.280 44,95 29,41 60,50 2018 11.871 274.829 176.557 373.102 45,49 29,48 61,512019 12.234 277.831 176.811 378.852 46,04 29,57 62,51 2020 12.603 280.870 177.198 384.542 46,59 29,69 63,49


400

CANTÓN FLORES TOTAL DE CLIENTES, DE ENERGÍA Y DEMANDA



1979 1.361 8.686 1980 1.490 8.964 1981 1.527 9.518 1982 1.604 10.125 1983 1.653 9.693 1984 1.688 10.470 1985 1.798 9.744 1986 1.829 9.753 1987 1.902 11.058 1988 1.968 10.172 1989 2.056 11.318 1990 2.122 12.061 1991 2.253 12.919 1992 2.325 13.041 1993 2.416 13.244 1994 2.504 14.596 1995 2.665 16.006 1996 2.826 17.467 1997 2.986 18.825 1998 3.194 19.740 1999 3.389 19.609 2000 3.584 20.966 2001 3.922 27.127 2002 3.984 28.524 2003 4.506 37.880 2004 4.735 37.181 2005 4.983 44.024 2006 9.724 43.606 33.338 53.874 7,40 5,74 9,06 2007 10.380 47.782 33.752 61.813 8,11 5,85 10,38 2008 11.036 52.116 35.204 69.028 8,85 6,13 11,58 2009 11.693 56.628 37.284 75.972 9,62 6,51 12,74 2010 12.349 61.343 39.856 82.833 10,43 6,97 13,89 2011 13.005 66.290 42.862 89.722 11,27 7,50 15,04 2012 13.661 71.501 46.287 96.720 12,17 8,11 16,22 2013 14.317 77.013 50.136 103.896 13,11 8,79 17,44 2014 14.974 82.868 54.428 111.315 14,12 9,55 18,69 2015 15.630 89.116 59.197 119.042 15,19 10,39 20,01 2016 16.286 95.812 64.487 127.146 16,35 11,31 21,39 2017 16.942 103.021 70.351 135.701 17,59 12,34 22,84 2018 17.598 110.817 76.856 144.787 18,94 13,48 24,40 2019 18.254 119.283 84.081 154.496 20,40 14,75 26,06 2020 18.911 128.518 92.118 164.930 22,00 16,16 27,85


401

APÉNDICE III: DISTRITOS CON LA ASIGNACIÓN DE PORCENTAJES DE PARTICIPACIÓN DE LOS

ALIMENTADORES POR SECTOR DE CONSUMO


402

Cantón San José

Porcentajes del Distrito Carmen, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aduana 25 72 89 Santa Teresita 75 28 11 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Merced, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Avenida 7 44 25 47 Avenida 10 39 7,5 7,8 Los Pinos 14,11 54,42 38 Sabana 2,7 12,7 7,14

Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Hospital, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Avenida 6 5,51 9,00 1,52 Avenida 10 2,90 24,84 0,00 Avenida 16 1,23 11,81 2,65 Keith 5,17 2,27 2,54 Linda Vista 9,17 7,31 1,00 Los Pinos 26,48 4,74 44,35 Morenos 10,69 4,73 43,71 Sabana 11,85 22,19 1,76 San Cayetano 21,89 7,45 1,75 Santa Marta 5,07 6,03 0,67 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Catedral, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aduana 11 49,4 49,5 Central 8,07 21,666 12,26 San Cayetano 45,19 5,31 23,35 Santa Marta 35,77 23,61 14,8

Total 100 100 100


403

Porcentajes del Distrito Zapote, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Lourdes 20,00 39,00 0,00 San Antonio 17,00 28,00 91,00 San Pedro 1,81 4,63 0,00 Santa Marta 39,77 20,58 7,59 Zapote 21,41 7,18 1,18 Total 99,99 99,39 99,77 Porcentajes del Distrito San Fco. de Dos Ríos, San José

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Santa Marta 42,76 33,81 25,58 Zapote 33,45 50,55 22,49 San Antonio 23,78 15,63 51,92 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito La Uruca, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ayala 0,00 0,56 0,00 Guadalupe 1 6,11 0,79 0,00 Guadalupe 2 2,43 0,48 1,86 INA 48,70 48,47 29,98 Primer Amor 25,04 31,95 54,39 Tibás 2,23 3,29 0,00 Valencia 4,24 4,21 1,58 Virilla 11,22 10,21 12,19 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Mata Redonda, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Linda Vista 28,32 19,94 20,57 Industrial 7,34 7,68 0 Morenos 22,01 29,57 0 Primer Amor 8,76 22,02 58,79 Sabana 33,53 20,76 20,62

Total 100 100 100


404

Porcentajes del Distrito Pavas, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ayala 20,77 31,44 9,06 Industrial 12,37 33,32 51,44 Laureles 17,57 6,28 6,16 Pavas 40,12 24,63 27,12 Escazú 9,15 4,31 6,2

Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Hatillo, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Linda Vista 32,00 10,00 2,00 Los Pinos 32,00 32,00 27,00 Morenos 10,14 10,07 11,00 Periférico 19,82 14,42 6,00 San Josecito 6,14 33,84 53,79 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Sebastián, San José Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Calle Fallas 22,01 32,18 0,66 Periférico 52,13 30,94 90,71 San Cayetano 25,85 36,5 8,62 Total 100 100 100

Cantón Escazú

Porcentajes para Escazú, Central Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Jaboncillos 90 95 100 La Verbena 10 5 0 Total 100 100 100

Porcentajes para San Antonio de Escazú

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Aserrí 2 1 0 Jaboncillos 46 34 0 La Verbena 43 57 100 San Felipe 8,5 8 0 Total 100 100 100


405

Porcentajes del Distrito San Rafael, Escazú Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Cima 2,00 13,00 14,00 Escazú 15,12 6,59 0,00 Guachipelín 9,00 11,00 0,00 Laureles 25,03 15,82 50,12 Montana 11,79 3,89 0,00 La Verbena 26,68 8,09 7,29 Multiplaza 10,26 41,77 28,17 Total 100 100 100

Cantón Desamparados

Porcentajes del Distrito Desamparados, Central Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aserrí 11,82 6,87 13,66 Calle Fallas 66,09 34,71 30,43 Desamparados 11,36 42,44 53,62 Tiribí 10,72 16 2,27

Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Miguel, Desamparados Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Higuito 91 94 100 Patarrá 9 6 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Patarrá, Desamparados Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Higuito 29 4 7 Patarrá 71 96 93 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Fátima, Desamparados Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Patarrá 85 94 100 San Antonio 15 6 0 Total 100 100 100


406

Porcentajes del Distrito San Rafael Abajo, Desamparados

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Aserrí 13 19 11 Periférico 87 81 89 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Antonio, Desamparados

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Desamparados 31,5 11,56 16,38 Patarrá 7,18 10,74 2,24 San Antonio 47,38 69,38 47,39 Santa Marta 13,93 8,3 33,97

Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Juan de Dios Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aserrí 100 100 100 Total 100 100 100


407

Cantón Aserrí

Porcentajes del Distrito Aserrí Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aserrí 96 99 100 Higuito 4 1 0 Total 100 100 100

Cantón Mora

Porcentajes del Distrito Ciudad Colón, Mora Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Guachipelín 96,41 92,1 100 Guácima 3,59 7,9 0 Total 100 100 100

Cantón Goicoechea

Porcentajes del Distrito Guadalupe, Goicoechea Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Central 30 41 22 Guadalupe 34 32 44 Ipís 4,66 4,26 5 Miraflores 19 14 29 Purral 7,58 1,54 0 Santa Teresita 3,96 6,57 1 Total 99 99 101

Porcentajes del Distrito San Francisco, Goicoechea Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aduana 28,93 32,99 86 Central 31,14 3,13 0 San José 39,92 63,88 14 Total 100 100 100


408

Porcentajes del Distrito Calle Blancos, Goicoechea Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aduana 2 10,03 6 Guadalupe 2 4 12,74 7 Guadalupe 1 9 24,06 63 Piuses 0,4 0,94 5 San José 18 12,27 0 San Pedro 62,89 33,57 19 San Vicente 3,5 6,355 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Mata Plátano, Goicoechea Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ipis 42,6 40,08 40 San Rafael 57,39 59,91 60 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Ipis, Goicoechea Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ipis 18,59 24,12 53 Purral 81,4 75,88 47 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Rancho Redondo, Goicoechea Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Purral 100 100 100 Total 100 100 100


409

Cantón Santa Ana

Porcentajes del Distrito Pozos, Santa Ana Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Brasil 22,38 10,3 0 Hondura y Radial 28,92 68,65 92,78 Montana 12 7 0,94 Santa Ana Norte 36,69 14,03 6,27 Total 99,99 99,98 99,99

Porcentajes del Distrito Brasil, Santa Ana Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Brasil 8,75 2,42 0 Guachipelín 60,26 32,47 79,3 Piedades 30,98 65,1 20,69 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Salitral, Santa Ana

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Piedades 65,1 66,3 100 Santa Ana 34,9 33,7 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Piedades, Santa Ana Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ciudad Colón 1 0 0 Piedades 99 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Santa Ana, Central Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Santa Ana 100 100 100 Total 100 100 100


410

Porcentajes del Distrito Uruca Río Oro, Santa Ana Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Piedades 85,77 56,1 86 Santa Ana 14,22 43,89 14 Total 100 100 100

Cantón Alajuelita

Porcentajes del Distrito Alajuelita, Central Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Felipe 74 64 69 San Josecito 26 36 31

Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Concepción, Alajuelita Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aserrí 9 3 53 San Felipe 91 97 47 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Felipe, Alajuelita Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial La Verbena 50 57 87 San Felipe 50 43 13 Total 100 100 100

Porcentajes para San Josecito de Alajuelita

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial San Felipe 64 86 53 San Josecito 36 14 47 Total 100 100 100


411

Cantón Vásquez de Coronado

Porcentajes del Distrito San Isidro, Coronado Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ipis 15 31,51 85,44 Llorente 84 68,48 14,56 Purral 1 0 0 Total 100 99,99 100

Porcentajes del Distrito San Rafael, Coronado Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Llorente 100 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Jesús, Coronado Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Llorente 100 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Patalillo, Coronado Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ipis 27,68 21,92 0,71 Llorente 64,46 74,54 99,29 Miraflores 7,87 3,54 0,00

Total 100 100 100


412

Cantón Tibás

Porcentajes del Distrito San Juan, Tibás Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Llorente 29,24 11,99 11,62 San Vicente 1,94 2,037 0,0065 Santo Domingo 6,15 14,68 0 Tibás 62,65 71,27 88,36

Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Cinco Esquinas, Tibás Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Aduana 6,00 9,55 15,00 Guadalupe 2 3,00 13,00 0,06 Piuses 5,00 22,00 18,00 San Vicente 3,62 3,69 67,05 Santo Domingo 9,00 6,00 0,04 Santo Tomás 15,20 5,44 0,17 Tibás 57,92 40,32 0,34 Total 100 100 101

Porcentajes del Distrito Anselmo Llorente, Tibás Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Llorente 23 77 53San Vicente 50,53 15 46 Tibás 26,6 8 3 Total 100 100 102


413

Cantón Moravia

Porcentajes del Distrito San Vicente, Moravia Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Guadalupe 6,00 8,00 0,00 Ipis 4,00 1,00 0,00 Llorente 42,96 40,25 33,00 Miraflores 12,40 23,22 55,00 San Vicente 34,37 28,00 11,35 Total 99,73 100,47 99,35

Porcentajes del Distrito San Jerónimo, Moravia Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Miraflores 29,57 14 11 San Luis 70,42 85,94 89 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Trinidad, Moravia Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ipis 6 1 1 Llorente 16,4 11,56 0 Miraflores 77,8 87,2 99 Total 100 100 100


414

Cantón Montes de Oca

Porcentajes del Distrito San Pedro, Montes de Oca Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Betania 5,13 8,21 9,79 Central 3,43 2,25 3,96 Ipis 4,58 1,52 0,95 Lourdes 33,72 15,14 29,83 San Marino 25,01 4,60 26,50 San Pedro 17,38 65,74 28,24 San Rafael 9,43 0,31 0,65 Universidad 1,28 2,20 0,05 Total 99,96 99,97 99,97

Porcentajes del Distrito Sabanilla, Montes de Oca Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Ipis 40 58 96 San Marino 42,18 24,71 4 San Rafael 18,21 17,54 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Mercedes, Montes de Oca Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Betania 30 43 48 Lourdes 14 3 0 San Pedro 12,96 37,06 48 San Rafael 13,12 1 0 Santa Teresita 29,05 15,94 4 Total 99 100 100

Porcentajes del Distrito San Rafael, Montes de Oca Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Marino 26,42 21 0 San Rafael 73,57 79,03 100 Total 100 100 100


415

Cantón Curridabat

Porcentajes del Distrito Curridabat, Central Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Central 3 0 1 San Antonio 33 49 22 San Diego 16,92 1,86 2,55 San marino 21 19 0 San Pedro 7,28 5,06 4 Santa Marta 18,3 24,91 71 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Sanchez, Curridabat Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Diego 89,47 91,1 89 San Marino 10,52 8,89 11 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Granadilla, Curridabat Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Concepción 35,32 31,13 69,14 San Marino 46,33 62,87 9,32 San Pedro 18,34 5,99 21,52 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Tirrases, Curridabat Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Central 71 80 63 San Antonio 29 20 37 Total 100 100 100


416

Cantón Central de Alajuela

Porcentajes del Distrito Guácima, Alajuela Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Guácima 100 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Rafael, Alajuela Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Reforma 19 29 4 Guácima 45 22 60 Ojo de Agua 36 49 36 Total 100 100 100

Cantón Central de Cartago

Porcentajes del Distrito Llano Grande, Cartago Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Purral 100 100 100 Total 100 100 100

Cantón La Unión

Porcentajes del Distrito de Tres Ríos, La Unión Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Concepción 54,19 69,66 86 Ochomogo 45,81 30,33 14 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Diego, La Unión Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Diego 100 100 100 Total 100 100 100


417

Porcentajes del Distrito Concepción, La Unión Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Concepción 93,39 96,62 100 San Rafael 6,71 3,37 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Dulce Nombre, La Unión Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Concepción 83,04 87,37 65 San Rafael 16,95 12,62 35 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Río Azul, La Unión Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Patarrá 56,71 23,85 37,42 San Antonio 31,82 73,91 62,48 San Diego 11,46 2,22 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Ramón, La Unión

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial San Rafael 100 100 100

Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Juan, La Unión Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Concepción 14,58 7,87 0 San Diego 85,41 92,12 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Rafael, La Unión

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Ochomogo 100 100 100

Total 100 100 100


418

Cantón Central de Heredia

Porcentajes del Distrito San Francisco, Heredia Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Barreal 40,16 16,56 19 Los Lagos 59,83 83,43 81 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Ulloa, Heredia Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Barreal 97,96 56,66 97 Industrias 2,04 43,33 3 Total 100 100 100

Cantón Barva

Porcentajes del Distrito Barva, Central Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Roque 41,18 25,55 30,5 Cipresal 48,52 66,3 56,35 Santa Bárbara 10,3 8,15 13,15 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Pedro, Barva Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Cipresal 100 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Pablo, Barva Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Santa Bárbara 100 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Roque, Barva Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Roque 100 100 100 Total 100 100 100


419

Porcentajes del Distrito San José de la Montaña Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Cipresal 100 100 100 Total 100 100 100

Cantón Santo Domingo

Porcentajes del Distrito Santo Domingo, Central Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Santo Tomás 100 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Vicente, Santo Domingo Circuito Sector Sector Sector


Porcentajes del Distrito San Miguel, Santo Domingo Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Llorente 10,93 40,86 81,68 San Luis 64,29 41,09 18,31 Santo Tomás 24,77 18,04 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Pará, Santo Domingo Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Luis 100 100 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Santo Tomás, Santo Domingo Circuito Sector Sector Sector



420

Porcentajes del Distrito Santa Rosa , Santo Domingo Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Los Lagos 18 26 40 Santo Tomás 40,5 17,26 4 Valencia 26,19 44,2 56 Santo Domingo 15 12,63 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Tures, Santo Domingo Circuito Sector Sector Sector


Porcentajes del Distrito Paracito, Santo Domingo Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Miraflores 36,73 48,77 100 San Luis 63,27 51,33 0 Total 100 100 100


421

Cantón Santa Bárbara

Porcentajes del Distrito Santa Bárbara, Central Circuito Sector Sector Sector


Porcentajes del Distrito San Pedro, Santa Bárbara Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Santa Bárbara 53,3 63,8 72,5 San Roque 41,2 32,4 22,3 Cipresal 5,5 3,7 5,2 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito San Juan, Santa Bárbara Circuito Sector Sector Sector


Porcentajes del Distrito Jesús, Santa Bárbara Circuito Sector Sector Sector


Porcentajes del Distrito Santo Domingo El Roble Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Santa Bárbara 95,7 100 100 Cipresal 4,3 0 0 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Puraba, Santa Bárbara

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Santa Bárbara 100 100 100 Total 100 100 100


422

Cantón San Isidro

Porcentajes del Distrito San Josecito, San Isidro Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial San Luis 100 100 100 Total 100 100 100

Cantón Belén

Porcentajes del Distrito Asunción, Belén Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Asunción 12,14 21,66 46 Calle Rusia 42,85 23,06 12 Scott 6,63 0,17 30 Industrias 38,38 55,11 12 Total 100 100 100

Porcentajes para San Antonio, Belén

Circuito Sector Sector Sector Residencial General Industrial Asunción 40,46 23,33 54 Montana 1,42 0,17 0 Potrerillos 52,03 53,07 35 Scott 6,09 23,43 10 Total 100 100 100

Porcentajes para La Ribera, Belén Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Asunción 99 95,5 37San Juan 1 4,5 22 Fábricas 0 0 41 Total 100 100 100


423

Cantón Flores

Porcentajes del Distrito San Joaquín. Flores Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Barreal 91,12 46,98 3 Calle Rusia 8,87 53,01 97 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Barrantes. Flores Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Barreal 6,41 19,87 0 San Lorenzo 93,58 80,12 100 Total 100 100 100

Porcentajes del Distrito Llorente. Flores Circuito Sector Sector Sector

Residencial General Industrial Barreal 67,96 8,81 34 Calle Rusia 32,03 91,19 66 Total 100 100 100

424

Anexo III

Informes y justificaciones técnicas de ampliaciones y futuras subestaciones:

Sub. Barreal, 230/34.5 kV (Diciembre, 2007) Sub. Coronado, 230/34.5 kV (Marzo, 2007) Sub. Higuito, 230/34.5 kV (Noviembre, 2006) Sub. Heredia Norte, 230/34.5 kV (Junio, 2006)

Sub. Lindora, 230/34.5 kV (Mayo, 2005) Sub. Belén, 230/34.5 kV (Mayo, 2005)

425

DIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN

JUSTIFICACIÓN TÉCNICA DE LA FUTURA

SUBESTACIÓN BARREAL 230 / 34.5 kV

DEPTO. DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL

DICIEMBRE 2007

426

Introducción

En este documento se presentan algunas de las ventajas que representaría para la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, la posibilidad de poseer cuatro nuevos circuitos, en la nueva subestación Barreal, cuya ubicación geográfica se muestra en la figura 1.

Figura 1 Ubicación geográfica y zonas de influencia de la Subestación Barreal

Como se observa en la anterior, con dicha subestación se tendría la oportunidad de distribuir parte de la carga en poseen actualmente las subestaciones Heredia, La Caja, Primer Amor e inclusive los subestación Colima mediante la reconfiguración de la red de distribución, la cual prácticamente necesitaría la operación de los seccionadores ya instalados en el sistema. Con esto se lograría brindar respaldo adicional a cargas claves para el país como lo es el Hospital México. Además se mejorarían los índices de falla en las zonas cubiertas por los nuevos circuitos y se disminuiría la carga en subestaciones que en corto plazo podrían verse comprometidas como es el caso de la subestación La Caja.

427

Circuitos Propuestos Subestación Barreal Los cambios propuestos consideran la creación de cuatro nuevos circuitos para la subestación Barreal, disminuyendo la carga en las subestaciones Heredia, La Caja y Colima y un traslado de carga a futuro, para el actual circuito Heredia-Barreal. Los circuitos propuestos son: Circuito Barreal San Joaquín Topología:

El alimentador saldría hacia el norte hasta enlazar con el alimentado Caja-Calle Rusia.

Cambios: Desaparece el interruptor Aurora, instalar un seccionador en la cuchillas 6218 como enlace con Caja Calle Rusia, además instalar un seccionador abierto al oeste de la TROPICAL en condición abierta y cerrar seccionador Cervecería, para que Barreal sea el segundo alimentador del patio PORROSATÍ. Observaciones:

Este circuito sería el segundo alimentador de respaldo para el patio de Porrosatí, con lo que dispondría de los circuitos Belén San Juan, Caja Calle Rusia y Barreal San Joaquín, para respaldar dicho patio. Además con la instalación del seccionador en Calle Víquez, se podrá realizar el respaldo de la zona industrial de la Cervecería de forma automatizada. Carga aproximada: 10 MVA Índice promedio mensual actual 2008: FPI: 1.5 veces, DPIR: 0.74 Índice promedio mensual proyectado: FPI: 1 vez; DPIR: 0.45; zona de alto impacto de rayería.

428

Circuito Barreal Lagunilla Topología:

Alimentador saldrá hacia el sur y luego al este hasta enlazar con el alimentador Heredia Barreal.

Toma carga al este de Lagunilla hasta Ultrapark segunda etapa en Lagunilla.

Cambios: Instalar cuchillas en condición abierta 50 m antes de Ultrapark segunda etapa cerca de la Escuela Villalobos en Lagunilla, con esto se recorta el circuito Barreal hasta, esta zona. Observaciones: Este circuito respaldará una zona de alta concentración industrial con corto recorrido y con la posibilidad de enlace con la subestación de Heredia y a futuro con la de Colima. Carga aproximada: 3 MVA. Índice promedio mensual actual 2008: FPI: 1.5 veces, DPIR: 0.62 Índice promedio proyectado: FPI: 1.2 veces; DPIR: 0.62; zona de alto impacto de rayería. Circuito Barreal Cariari

429

Topología:

El alimentador saldría hacia el norte y luego al oeste hasta encontrarse con el alimentador 1501. Toma carga de urbanización Los Arcos, Cuidad Cariari Hoteles Cariari, Country Inn, Herradura y parte de CONDUCEN. Cambios: Abrir cuchillas 3029 frente a Conducen, se mantiene el CT Cuidad Cariari. Observaciones: Circuito corto con carga hotelera e industrial. Índice promedio mensual actual 2008: FPI: 1.67 veces, DPIR: 0.70 Índice promedio proyectado: FPI: 1.16 veces; DPIR: 0.5; zona de alto impacto de rayería. Carga aproximada: 4 MVA Circuito Barreal Primer Amor Topología:

Alimentador toma hacia el sur hasta enlazarse con el alimentador 1506 (Caja Ina). Toma carga de urbanización Rossiter Carballo, subestación Primer Amor, Hospital México y Canal 6.

Cambios: Cambio de nombre de Colima Primer Amor por Colima Pozuelo, abrir CT Pozuelo (4215), cerrar Seccionador Suzuki (4204) y abrir CT Canal 6 (4215). El CT. INCESA (4223) queda en condición cerrada, para mantener maniobrabilidad de respaldo para la subestación Primer Amor y Hospital México. Traslado de la subestación de Primer Amor a la nueva subestación Barreal como alimentador principal. Observaciones: Circuito exclusivo para la zona alrededor del Hospital México y subestación Primer Amor, con esto se libera carga de la barra de Colima (5 MVA max.) y aumenta los respaldos del sector de diferentes subestaciones (CAJA-BARREAL-COLIMA y a futuro HEREDIA) Índice promedio mensual actual 2008: FPI: 1.67 veces, DPIR: 0.74 Índice promedio proyectado: FPI: 1 vez ; DPIR: 0.35; zona de alto impacto de rayería. Carga aproximada: 10 MVA

430

Circuito Heredia Barreal

Se propone recortar este circuito hasta la cuchillas nuevas al oeste de Ultrapark nueva etapa en Lagunilla, enlazando con Barreal Lagunilla y a futuro considerar este alimentador para que absorba la carga de la conversión del circuito Valencia, ante lo cual pasaría a denominarse Heredia Valencia con una carga proyectada de 7 MVA. Actualmente este circuito quedará con 2 MVA con la entrada de la subestación Barreal.

En la siguiente tabla se muestra un resumen de los cambios que sufrirían los actuales involucrados y la carga que tendrían los nuevos circuitos.

Tabla 1 Resumen de cambios propuestos con la nueva subestación Barreal

La carga al día de hoy que tendría la nueva subestación Barreal sería de 27 MV, realizando una proyección con miras, al año 2030, la carga que alimentaría dicha subestación es de 44,29 MW. Como se muestra en la tabla 2

Tabla 2 Cuantificación de Carga Subestación Barreal

En el gráfico 2, se muestra la proyección de crecimiento de uno de los circuitos de la subestación Barreal.

431

Gráfico 1 Proyección de Crecimiento de la Carga, Subestación Barreal Efecto de la subestación sobre la carga de otras subestaciones El siguiente gráfico se muestra la perspectiva de crecimiento de las subestaciones Caja, Colima y Heredia en los próximos 22 años. Es importante tener en cuenta que la capacidad instalada en la subestación la Caja al día de hoy es de 90 MVA, por lo que para el año 2015 dicha subestación estaría trabajando al límite, en cuanto a Colima se tiene que posee una capacidad de 120 MW, y su límite sería alcanzado en el año 2020.

Gráfico 2 Proyección de Crecimiento de la Carga, Subestaciones Colima, La Caja, Heredia

‐5,00

10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00 50,00

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

Carga MVA

Circuito Barreal San Joaquín Circuito Barreal Lagunilla

Circuito Barreal Cariari Circuito Barreal Heredia

Total

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

2028

2030

Potencia M

VA

Año

Colima

Caja

Heredia

432

En cuanto a la subestación Heredia, se debe considerar la carga que posee en dicha subestación Servicios Públicos de Heredia para determinar, el momento en el cual estaría al límite dicha subestación. Con los cambios propuestos con la entrada de Barreal, se disminuiría en un 16%, la demanda de la CNFL en la subestación La Caja, en un 6,6% en la subestación Colima y en la subestación Heredia la carga demandada por la CNFL se reduce en un 58%. Por lo que se alargaría en dos a tres años, la vida útil de las subestaciones Colima y La Caja.

Conclusiones 1) Con la entrada en servicio de la subestación Barreal se disminuye,

significativamente el índice promedio mensual del fallas (FPI) y la duración

de las mismas (DPIR), al tener ahora circuitos más cortos, con lo que se

logra mejorar la calidad del servicio en la zona.

2) Con la entrada en servicio de la subestación Barreal se logra, aumentar la

vida útil de la subestaciones Colima y la Caja de dos a tres años, ya que

evita que las mismas lleguen al tope de su capacidad instalada

actualmente.

3) La carga actual que tendría la subestación es de 27 MVA al día de hoy, y

su carga proyectada llegaría a los 44,24 MVA, en el año 2030, por lo que

con la instalación de un transformador 30/45 MVA, para operación

permanente y otro igual como respaldo se lograría garantizar un

funcionamiento aceptable de la subestación por lo próximos 22 años..

4) La mayoría de los cambios en la topología existente de la red de

distribución de la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, se lograrían con la

operación de los controles que actualmente se encuentran instalados.

5) Con los cambios en la topología propuestos se logra, mejorar el respaldo

existente para el Hospital México, y para las zonas industriales de la zona.

433


JUSTIFICACIÓN TÉCNICA DE LA FUTURA

SUBESTACIÓN CORONADO 230 / 34.5 kV

DEPTO. DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL

MARZO 2007

434

Introducción La zona Noreste del Área Servida por la CNFL, S.A. es alimentada por las

subestaciones San Miguel y Sabanilla. La subestación San Miguel tiene tres

alimentadores: Santo Tomás, Llorente y San Luis pero alimenta la zona indicada

con dos alimentadores, San Luis y Llorente. Estos circuitos se caracterizan por su

gran longitud, especialmente Llorente. Al poseer una gran longitud, los índices de

calidad de los últimos clientes del alimentador pueden ser bastante deficientes en

comparación a otras zonas del Área Servida. Por esta razón se plantea la

Subestación Coronado para reducir la longitud de los alimentadores y mejorar los

índices de calidad de los clientes de la zona.

Además, parte de esta zona está altamente poblada y posee zonas de gran

potencial para crecer debido a que se dispone de espacio físico y servicios

básicos. El crecimiento de la zona se estima en un 4.5% anual, por lo que hay que

afrontar este crecimiento de la demanda eléctrica mediante soluciones reales en el

mediano plazo.

Este crecimiento de la demanda no puede ser cubierto con las subestaciones

actuales debido a que si se alimenta con la S.T. San Miguel, se tendrían

problemas de calidad debido a la gran longitud de los alimentadores y debido

además a los problemas para la construcción de nuevos alimentadores en la zona.

Así mismo, la demanda de la actual S.T. Sabanilla no puede crecer más en el

corto y mediano plazo porque esta es alimentada con el anillo de 138kV del ICE, el

cual presenta problemas de trasiego de potencia en la actualidad.

Por todo lo anterior se presenta en este documento la justificación para una

solución de transmisión y distribución para la zona, como lo es la S.T. Coronado.

435

Cabe mencionar que la CNFL, S.A. posee el terreno necesario para la

construcción de la S.T. Coronado. Este terreno fue adquirido con este fin, lo que

reduce la inversión a realizar.

Para llevar a cabo el presente estudio se utilizaron diferentes fuentes de

información básicas para este tipo de análisis, entre estos se pueden citar:

1. Historial de consumo de energía por distrito de 27 años realizado por el

Departamento de Planificación y Diseño de la CNFL, S.A.

2. El Sistema de Información Geográfica administrado por SIGEL de la CNFL,

S.A.

3. Las mediciones de demanda máxima natural de los alimentadores

realizada por el Centro de Control de Energía de la CNFL, S.A.

4. El historial de índices de calidad por alimentador y sección realizado por la

dependencia Control de Distribución de la CNFL, S.A.

436

Panorama Actual

La distribución actual de cargas en las subestaciones San Miguel y Sabanilla se

muestran en las tablas 1 y 2.

Tabla 1

Situación Actual de las Subestaciones San Miguel y Sabanilla

Subestacion

Pot. (MVA)

Circuitos

Longitud prox. (km), Trifásico

Carga max.

( MW )

Total MW

SAN MIGUEL

TRAFO 1 ( ABB )

30 / 45

San Luis 24,5 3,0

33,0

Llorente 42,2 22,0

Santo Tomás - 8,0

SABANILLA

TRAFO 1 ( Pawels )

20 / 30

Miraflores 18,5 7,0 14,0

Ipis - 7,0

TRAFO 2 ( Efacec )

20 / 30

Betania - 6,0 12,0

Lourdes - 6,0

TRAFO 3 ( Pawels )

20 / 30

Guadalupe - 5,0 14,0

San Rafael * - 9,0

TRAFO 4 ( ABB )

20 / 30

Purral 44,9 12,0 21,0

San Marino - 9,0

En la tabla 1 se muestra la carga en MW y además la longitud de las líneas

trifásicas de los alimentadores afectados. Esta longitud servirá adelante para

analizar el comportamiento de los índices de calidad de los alimentadores antes y

después de la incorporación de la S.T. Coronado.

La ubicación geográfica de las subestaciones antes de la S.T. Coronado se

muestra en la figura 1.

437

Figura 1. Subestaciones y Líneas Zona Norte del Área de la CNFL, S.A. sin la S.T.

Coronado

438

Situación Propuesta

Una vez que la S.T. Coronado entre en operación la distribución de cargas sería la

que se muestra en la tabla 2.

Tabla 2

Situación Futura de las Subestaciones San Miguel y Sabanilla

Subestación

Pot. (MVA)

Circuitos

Longitud prox. (km) Trifásico

Carga max.

( MW )

Total MW

SAN MIGUEL

TRAFO 1 ( ABB )

30 / 45

San Luis 20,0 2,0

19,0

Llorente 20,8 9,0

Santo Tomás - 8,0

SABANILLA

TRAFO 1 ( Pawels )

20 / 30

Miraflores 11,7

47

Ipis -

TRAFO 2 ( Efacec )

20 / 30

Betania -

Lourdes -

TRAFO 3 ( Pawels )

20 / 30

Guadalupe -

San Rafael * -

TRAFO 4 ( ABB )

20 / 30

Purral 5,1

San Marino -

CORONADO

TRAFO 1 45/75

Alimentador 1 -

28 Alimentador 2 -

Alimentador 3 -

Alimentador 4 -

439

Figura 2. Subestaciones y Líneas Zona Norte del Área de la CNFL, S.A. con la

S.T. Coronado.

Article I. Article II. Análisis de la Calidad de Servicio

En la actualidad la problemática con respecto a los índices de calidad se presenta

principalmente en los alimentadores Purral y Miraflores de la Subestación Sabanilla y el

alimentador Llorente de la Subestación San Miguel.

La calidad de servicio desde enero hasta octubre para el año 2006 correspondiente a

estos alimentadores se puede apreciar en la tabla 3. Esta tabla presenta los

indicadores DPIR (Duración Promedio de las Interrupciones Registradas en horas) y el

FPI (Frecuencia promedio de las interrupciones en veces) acumulados y el promedio

mensual para los alimentadores a modificar para el periodo entre enero a octubre del

2006.

440

Tabla 3Índices de Calidad de Enero a Octubre del 2006 de los Alimentadores a Modificar

Subestación Alimentador/Control DPIR, Horas FPI, Veces Acumulado Promedio Acumulado Promedio

Sabanilla Purral 6,209 0,690 16,616 1,846

Sabanilla Control Rancho Redondo 21,350 2,372 25,250 2,806

Sabanilla Control Los Cuadros 6,300 0,700 22,250 2,472

Sabanilla Miraflores 11,431 1,422 23,131 2,426

Sabanilla Control Trinidad 15,881 2,067 25,193 2,931

Sabanilla Control Moravia 1,800 1,885 3,000 2,896

San Miguel San Luis 11,628 0,202 20,048 1,333

San Miguel San Miguel - Llorente 19,483 1,095 26,367 1,750

San Miguel Control Coronado 20,117 1,820 27,567 2,383

San Miguel Control Lincoln 12,795 0,957 21,832 2,047

San Miguel Control Cascajal 18,601 2,700 26,377 3,987

Por otro lado, la continuidad para el año 2005 completo se presenta en la tabla 4.

Tabla 4Índices de Calidad para el 2005 de los Alimentadores a Modificar

Subestación Alimentador/Control DPIR, Horas FPI, Veces Acumulado Promedio Acumulado Promedio

Sabanilla Purral 14,08 1,17 20,03 1,67

Sabanilla Control Rancho Redondo 32,62 2,72

Sabanilla Control Los Cuadros 21,73 1,81

Sabanilla Miraflores 6,58 0,55 16,84 1,40

Sabanilla Control Trinidad 18,72 1,56

Sabanilla Control Moravia 18,27 1,52

San Miguel San Luis 6,55 0,55 1,53 0,13

San Miguel San Miguel - Llorente 11,84 0,99 19,90 1,66

San Miguel Control Coronado 28,27 2,36

San Miguel Control Lincoln 21,08 1,76

San Miguel Control Cascajal 39,27 3,27

441

Cabe mencionar que la CNFL, S.A. toma en cuenta todo tipo de eventos que se

presentan en la red y no solamente aquellos mayores a 5 minutos, tal y como lo

establece ARESEP. Esto hace que la información presentada sea más apegada a

la realidad, y represente con mayor exactitud los eventos percibidos por los

clientes.

La CNFL, S.A. establece metas anuales, las cuales para el 2006 es de 1.56 veces

a 1.9 veces máximo para el FPI y de 0.75 h y 0.91 h máximo para el DPIR.

Entonces comparando los datos de las tablas 3 y 4 con los valores meta, se nota

que deben mejorarse los mismos para la zona de influencia de la futura S.T.

Coronado.

Los alimentadores de actuales y los de la nueva S.T. Coronado verán mejorados

sus índices de calidad al reducirse la longitud de los mismos. Esto provocaría que

la probabilidad de falla sea menor debido a que la fuente de alimentación de los

circuitos estará más cercana a los clientes, caso contrario a lo que existe

actualmente. La tabla 5 muestra la comparación basándose en las salidas y

tiempo de salida por km, lo cual hace que al tenerse menos longitud, se reduzca la

cantidad de fallas.

Tabla 5Índices de Calidad con incorporación de la S.T. Coronado*

Subestación Alimentador DPIR, Horas FPI, Veces Antes Después Antes DespuésSabanilla Purral 14,08 1,6 20,03 2,28Sabanilla Miraflores 6,58 4,16 16,84 10,65San Miguel San Luis 11,628 9,49 20,048 16,37San Miguel San Miguel - Llorente 11,84 5,8 19,9 9,81Coronado 1** 16,31 23,20 Coronado 2** 2,49 6,37 Coronado 3** 4,49 7,55 Coronado 4** 8,54 14,73

442

*Basándose en los indicadores del alimentador y la longitud de los conductores

primarios.

**Valores aproximados para nuevos alimentadores, basándose en la longitud e

indicadores de alimentadores de origen.

En la tabla 6 se muestran los indicadores de calidad esperados para los nuevos

alimentadores de la subestación.

Proyección de Demanda futura S.T Coronado En el Sistema de Información Geográfica de la CNFL, S.A. se puede construir la

nueva subestación con sus respectivos alimentadores para observar su influencia

y realizar las proyecciones de demanda, este análisis se muestra a continuación.

La Subestación Coronado tendría influencia en los distritos:

8. San Jerónimo.

9. Jesús.

10. Trinidad.

11. Patalillo.

12. San Isidro Coronado.

13. San Rafael Coronado.

14. Cascajal.

15. Llano Grande.

16. Rancho Redondo.

17. Ipis.

18. Purral.

19. Paracito.

443

En cada distrito convergen varios circuitos como se muestran a continuación.

1. San Jerónimo: San Luis y Coronado 1.

2. Jesús: Completo Coronado

3. Trinidad: Llorente, Miraflores, Coronado 1.

4. Patalillo: Coronado 2, Miraflores, Ipís, Coronado 3.

5. San Isidro Coronado: Ipis, Coronado 2, Coronado 4.

6. San Rafael Coronado: Coronado 3.

7. Cascajal: Coronado 3.

8. Llano Grande: Coronado 4.

9. Rancho Redondo: Coronado 4.

10. Ipis: Ipis, Coronado 4.

11. Purral: Purral, Coronado 4.

12. Paracito: Coronado 1.

El área se observa en la figura 3.

Figura 3. Alimentadores Futura S.T. Coronado

444

La nueva Subestación Coronado tendría la proyección de demanda que se

muestra en la tabla 5 según las estimaciones realizadas a los alimentadores que

tendría ésta.

Tabla 5. Proyección de Potencia Subestación Coronado

Año Residencial General Industrial Total % Crecimiento

2006 22,21 2,35 3,63 28,19 3,27 2007 23,01 2,45 3,67 29,12 3,19 2008 23,81 2,54 3,71 30,06 3,12 2009 24,63 2,64 3,74 31,01 3,05 2010 25,45 2,74 3,77 31,96 2,99 2011 26,29 2,84 3,79 32,93 2,93 2012 27,14 2,95 3,82 33,90 2,88 2013 27,99 3,06 3,84 34,89 2,82 2014 28,86 3,17 3,85 35,88 2,78 2015 29,74 3,28 3,87 36,89 2,73 2016 30,63 3,40 3,88 37,91 2,69 2017 31,53 3,52 3,89 38,94 2,64 2018 32,44 3,64 3,90 39,98 2,60 2019 33,36 3,76 3,91 41,03 2,57 2020 34,29 3,89 3,92 42,09 2,53 2021 35,23 4,02 3,92 43,17 2,49 2022 36,18 4,15 3,93 44,26 2,46 2023 37,14 4,28 3,93 45,36 2,42 2024 38,12 4,42 3,94 46,47 2,39 2025 39,10 4,55 3,94 47,59 2,36 2026 40,09 4,69 3,95 48,73 2,33 2027 41,10 4,83 3,95 49,87 2,30 2028 42,11 4,97 3,95 51,03 2,27 2029 43,14 5,11 3,95 52,20 2,24 2030 44,17 5,26 3,95 53,38 2,21

La figura 4 muestra los datos de la tabla 5 graficados.

445

4.a) Potencia Residencial

4.b) Potencia General

10

20

30

40

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Leyenda

MWRES_CORONADO_CNFL

1

2

3

4

5

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Leyenda

MWGEN_CORONADO_CNFL

446

4.c) Potencia Industrial

4.d) Potencia Total

Se puede notar un crecimiento constante de la potencia asociada a la subestación

Coronado, generado especialmente por el sector residencial.

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Leyenda

MWIND_CORONADO_CNFL

10

20

30

40

50

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Leyenda

MWTOTAL_CORONADO_CNFL

447

Los circuitos de la subestación aparecen en el mapa de la figura 5, los cuales

fueron trazados en el Sistema de Información Geográfica de la CNFL, lo que

permite extraer el comportamiento de la carga asociada a éstos.

Figura 5. Mapa con los alimentadores de la futura Subestación Coronado

448

Reducción de Carga a S.T. San Miguel y S.T. Sabanilla

La S.T. Coronado reduciría la carga de la S.T. Sabanilla y la S.T. San Miguel como

se ha venido mencionando. Esta reducción y su proyección se muestran

detalladamente en la tabla 6.

Tabla 6 Reducción de Demanda a S.T. San Miguel y S.T. Sabanilla

Año S.T. San Miguel, MW S.T. Sabanilla y Anillo 138 kV, MW 2006 14,95 13,31 2007 15,55 13,62 2008 16,15 13,92 2009 16,75 14,21 2010 17,34 14,50 2011 17,93 14,78 2012 18,51 15,06 2013 19,08 15,33 2014 19,63 15,60 2015 20,18 15,86 2016 20,71 16,12 2017 21,23 16,37 2018 21,73 16,61 2019 22,22 16,86 2020 22,69 17,09 2021 23,14 17,32 2022 23,57 17,54 2023 23,99 17,76 2024 24,39 17,98 2025 24,77 18,19 2026 25,14 18,39 2027 25,49 18,59 2028 25,82 18,78 2029 26,14 18,97 2030 26,44 19,15

La carga que sea desplazada de la S.T. Sabanilla es desplazada automáticamente

del anillo de 138 kV del ICE, lo cual es un punto muy importante a considerar

449

debido a los problemas de trasiego de potencia que presenta actualmente esta

línea de transmisión.

Es importante indicar que; al reducirse la carga del alimentador Llorente y por

ende de la S.T. San Miguel, se podría eventualmente hacer un traslado de carga

de la subestación Colima a la Subestación San Miguel. El alimentador a trasladar

podría ser Colima-Tibás. Este alimentador, a través de la S.T. Colima, es

alimentado por la misma línea de transmisión que la S.T. Sabanilla, lo que vendría

a mejorar la situación de trasiego de potencia del anillo de 138 kV en

aproximadamente 12 MW actuales. Con el crecimiento propio de la carga del

alimentador, el cual es de 1.5%, para cuando entre en operación la subestación

Coronado, la carga sería de aproximadamente 14.5 MW. El resultado final sería un

efecto dominó, en el cual la S.T. Coronado asumiría carga de la S.T. San Miguel y

esta asumiría carga de la S.T. Colima.

Disminución de la Longitud del Alimentador Llorente Es importante recalcar el recorte en longitud y carga que se le plantea realizar al

alimentador Llorente el cual parte de la S.T. San Miguel, tal y como se mencionó

anteriormente. Este recorte en longitud y carga permitirá mejorar la continuidad de

la energía a los clientes más alejados de la subestación.

Este alimentador posee una demanda actual de 22 MW y se plantea que tenga

una demanda de 12 MW cuando entre en operación la S.T. Coronado.

El alimentador Llorente posee la topología de la figura 6 actualmente y se plantea

dejarlo con la topología de la figura 7.

450

Figura 6. Topología Actual Alimentador Llorente, Color Cyan,

En la figura 6 el alimentador Llorente es el de color cyan. Se puede observar su

gran longitud, lo que provoca que posea una carga elevada en la actualidad.

En la figura 7 se muestra el alimentador como se plantea que quede cuando la

S.T. Coronado entre en operación. El recorte es considerable y permitirá,

eventualmente, modificar la cargabilidad de la subestación Colima en el futuro al

hacer un traslado de carga de ésta a San Miguel y reducir así la carga del anillo de

138 kV.

451

Figura 7. Topología Planteada para el Alimentador Llorente, Color Cyan

En la figura 7 se observa al alimentador Llorente tal y como se plantea que se

recorte. La carga se reduciría en 14 MW aproximadamente cuando la S.T.

Coronado entre en operación, lo que permitiría, eventualmente, que San Miguel

asuma carga de los alimentadores de la S.T. Colima que a su vez reducirá la

carga del anillo de 138 kV del ICE.

Es importante recalcar que la S.T. Coronado asumirá el tramo recortado al

alimentador Llorente mediante dos alimentadores independientes.

452

Conclusiones

1. El crecimiento de la demanda de la zona noreste del área servida por la

CNFL, S.A. provoca una saturación acelerada del Anillo Sur de Transmisión

del ICE.

2. Esta saturación a corto plazo afectará la calidad de la energía brindada por

la CNFL, S.A. a los clientes de las subestación Sabanilla al haber

problemas de trasiego de potencia por el anillo de transmisión de 138 kV

del ICE.

3. El crecimiento de la demanda no puede ser sostenido por la subestación

Sabanilla por razones de espacio en subestación, capacidad de

transformación a partir del año 2008.

4. La nueva Subestación Coronado asumiría parte de la carga de de la

Subestación Sabanilla, trasladando esta carga y crecimiento a la red de

transmisión de 230 kV, asumiendo de esta forma el crecimiento de la

demanda de la zona noreste del Área Servida por la CNFL, S.A.

5. La nueva Subestación Coronado hará que se reduzca la longitud de varios

alimentadores, por lo que se verán mejorados los índices de calidad de los

clientes de la zona noreste.

453


JUSTIFICACIÓN TÉCNICA FUTURA SUBESTACIÓN HIGUITO

230/34,5 kV

DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL.

NOVIEMBRE 2006 Introducción

454

La zona sur del Área Servida por la CNFL, S.A. está alimentada básicamente por

dos subestaciones, Alajuelita y Desamparados. Si bien es cierto estas

subestaciones son unas de las de mayor capacidad de la CNFL, S.A., son también

unas de las que poseen mayor demanda de energía. Estas tienen un crecimiento

considerable por encontrarse en la periferia creciente del área de concesión de la

CNFL, S.A. Estas dos subestaciones además se alimentan del anillo de 138 kV del

ICE el cual posee problemas de trasiego de energía, que se incrementarán en el

corto plazo.

Por las razones anteriores se hace necesario proponer una solución viable para

hacerle frente al crecimiento de la demanda de la zona sin que se desmejore la

calidad de la energía que la CNFL, S.A. está comprometida a brindar a sus

clientes.

Esta solución consiste en la construcción de una nueva subestación en la zona

para hacer un traslado de carga de las subestaciones Alajuelita y Desamparados a

esta, con lo que se estaría reduciendo la cargabilidad del anillo de alta tensión de

138 kV en el presente y futuro debido a que esta nueva subestación se estaría

alimentando radialmente del anillo de 230 kV.

En este documento se justifica este proyecto para que entre en operación en el

corto plazo.

455

Carga a Desplazar de las S.T. Alajuelita y Desamparados a la Subestación Higuito

La distribución actual de cargas en las subestaciones Desamparados y Alajuelita

se muestra en la tabla 1, en la tabla 2 la nueva distribución de cargas.

Tabla 1. CIRCUITOS Y SUBESTACIONES ZONA SUR C.N.F.L. ( Actual 2006 ) SUBESTACION POT. ( MVA ) CIRCUITOS Carga Max. MW Total MW

ALAJUELITA

TRAFO 1 ( Fuji ) 45 / 75 Morenos 8,0

34 La Verbena 7,0 Periférico 19,0

TRAFO 2 ( Coensa ) 45 / 75 San Felipe 9,0

27 Linda Vista ( 4,5 ) 6,0 Los Pinos 12,0

DESAMPARADOS

TRAFO 1 ( Coensa ) 45 / 75

Higuito 8,0

46 Patarrá 10,0 San Antonio 12,0 Calle Fallas ( 7 ) 16,0

TRAFO 2 (EFACEC) 30 / 45 Santa Marta 12,0

28 Tiribí ( 2 ) 6,0 Aserrí 10,0

Tabla 2. CIRCUITOS Y SUBESTACIONES ZONA SUR C.N.F.L. INCLUYENDO S.R. HIGUITO

SUBESTACION POT. ( MVA ) CIRCUITOS Carga Max. MW Total MW ALAJUELITA

TRAFO 1 ( Fuji ) 45 / 75 Morenos 8,0 15 La Verbena 7,0

TRAFO 2 ( Coensa ) 45 / 75 Linda Vista ( 4,5 ) 6,0 18 Los Pinos 12,0 DESAMPARADOS

TRAFO 1 ( Coensa ) 45 / 75 Patarrá 6,0

34 San Antonio 12,0 Calle Fallas ( 7 ) 16,0

TRAFO 2 (EFACEC) 30 / 45 Santa Marta 12,0 18 Tiribí ( 2 ) 6,0 HIGUITO

TRAFO 1 45/75

San Felipe 9,0

50 Periférico 19,0 Aserrí 10,0 Higuito 12,0

Nota: el Circuito Higuito asumirá cerca de 4 MW del Circuito Patarrá.

456

Se presentaría un desplazamiento del sistema del 138 kV al de 230 kV: 50 MW,

37% de la Carga actual de las subestaciones Desamparados y Alajuelita al 2005.

Se debe saber que la Subestación Desamparados Alimenta a la Subestación Sur

la cual posee una carga de 15 MW.

Proyección de Demanda para la Nueva Subestación Higuito

La nueva subestación tendría la siguiente proyección de demanda según las

estimaciones realizadas a la carga que se trasladará a esta. Los datos se pueden

apreciar en la tabla 3.

Tabla 3. Proyección de Potencia Subestación Higuito Año Residencial General Industrial Total % Crecimiento 2005 39,00 9,85 1,00 49,84 4,99 2006 40,93 10,52 1,02 52,46 4,99 2007 42,95 11,23 1,04 55,23 5,00 2008 45,07 12,00 1,07 58,14 5,01 2009 47,30 12,81 1,09 61,20 5,01 2010 49,64 13,69 1,11 64,44 5,02 2011 52,09 14,62 1,14 67,84 5,02 2012 54,67 15,61 1,16 71,44 5,03 2013 57,37 16,67 1,19 75,22 5,03 2014 60,20 17,81 1,21 79,22 5,04 2015 63,18 19,02 1,24 83,43 5,05 2016 66,30 20,31 1,26 87,87 5,06 2017 69,58 21,69 1,29 92,56 5,06 2018 73,02 23,17 1,31 97,50 5,07

El error para el año 2005 es de aproximadamente 0.5% según mediciones reales.

El historial no se presenta pero se puede apreciar en la figura 1.

457

1.a) Potencia Residencial

1.b) Potencia General

20

30

40

50

60

70

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWRES_HIGUITO_CNFL

5

10

15

20

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWGEN_HIGUITO_CNFL

458

1.c) Potencia Industrial

1.d) Potencia Total

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWIND_HIGUITO_CNFL

20

40

60

80

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWTOTAL_HIGUITO_CNFL

459

1.e) Proyección de Potencia Subestación Higuito, tres sectores

Se puede notar un crecimiento constante de la potencia asociada a la subestación

Higuito.

Los circuitos de la subestación aparecen en el mapa de la figura 2. Estos

alimentadores son los que se trasladarían de Desamparados y Alajuelita a la

nueva subestación.

Proyección de Potencia Subestación Higuito

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

Año

MW

ResidencialGeneralResidencialTotal

460

Figura 2. Mapa con los alimentadores de la futura Subestación Higuito

461

Proyección de las Subestaciones Alajuelita y Desamparados Sin la S.T. Higuito Subestación Desamparados Esta subestación tendrá un traslado de dos circuitos (Higuito y Aserrí) y parte de

un tercero (Patarrá, cerca de 4 MW). La proyección de esta subestación antes del

traslado de carga es la que se muestra a continuación.

La Subestación Desamparados tiene influencia en los distritos:

19. Mata Redonda 20. Catedral. 21. Hospital. 22. Zapote. 23. Curridabat. 24. Tirrases. 25. San Francisco de Dos Ríos 26. Desamparados. 27. Río Azul. 28. Gravilias 29. Damas 30. Patarrá. 31. San Miguel Desamparados. 32. San Juan de Dios Desamparados. 33. San Rafael de Desamparados. 34. Aserrí. 35. San Sebastián.

Los que pertenecen a Desamparados son:

1. Higuito 2. Patarrá 3. Calle Fallas 4. San Antonio 5. Santa Marta 6. Tiribí 7. Aserrí

La Subestación Desamparados es una de las más grandes de la CNFL. Esta

alimenta gran parte del sector sur y central del área servida por la CNFL. El área

de influencia se puede ver en la figura 3.

462

Figura 3. Área de influencia de la Subestación Desamparados

Al igual que la Subestación Alajuelita, la Subestación Desamparados es

caracterizada por un alto porcentaje de carga residencial. Esto se puede observar

en la figura 4 y 5. los datos se observan en la tabla 4.

La tabla 5 muestra el crecimiento de desamparados considerando la Subestación

Sur de la CNFL para efectos de la cargabilidad del anillo de 138 kV.

463

Tabla 4. Proyección de Potencia Subestación Desamparados Año Residencial General Industrial Total % Crecimiento 2005 41,528 16,067 6,91 64,51 3,57 2006 42,919 16,819 7,128 66,87 3,53 2007 44,336 17,605 7,346 69,29 3,49 2008 45,779 18,429 7,563 71,77 3,46 2009 47,25 19,291 7,778 74,32 3,43 2010 48,747 20,193 7,992 76,93 3,40 2011 50,27 21,138 8,204 79,61 3,37 2012 51,82 22,126 8,413 82,36 3,34 2013 53,396 23,161 8,619 85,18 3,31 2014 54,999 24,245 8,822 88,07 3,28 2015 56,629 25,379 9,021 91,03 3,26 2016 58,285 26,566 9,217 94,07 3,23 2017 59,968 27,808 9,408 97,18 3,21 2018 61,677 29,109 9,595 100,38 3,18

Tabla 5. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con S.R. Sur Año Residencial General Industrial Total % Crecimiento 2005 50,95 22,59 8,44 81,99 3,22 2006 52,39 23,61 8,69 84,70 3,20 2007 53,86 24,68 8,94 87,48 3,18 2008 55,35 25,79 9,19 90,33 3,16 2009 56,87 26,95 9,44 93,25 3,13 2010 58,41 28,16 9,69 96,25 3,11 2011 59,97 29,42 9,93 99,32 3,09 2012 61,56 30,73 10,17 102,47 3,07 2013 63,17 32,11 10,41 105,69 3,05 2014 64,81 33,54 10,65 109,00 3,03 2015 66,48 35,03 10,88 112,39 3,02 2016 68,16 36,59 11,12 115,87 3,00 2017 69,88 38,21 11,34 119,43 2,98 2018 71,62 39,90 11,56 123,08 2,97

Se debe tomar en cuenta que en esta tabla se suma el error de la proyección de

Desamparados y Sur. Teniéndose un error de proyección del 6% para el 2005.

464

4.a)

4.b)

10

15

20

25

30

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHRES_DESAMPARADOS_CNFL

4

6

8

10

12

14

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHGEN_DESAMPARADOS_CNFL

465

4.c)

4.d)

Figura 4. Proyección de Energía para la Subestación Desamparados, 4.a)

Proyección de Energía Residencial, 4.b) Proyección de Energía General, 4.c) Proyección de Energía Industrial, 4.d) Proyección de Energía Total

2

3

4

5

6

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHIND_DESAMPARADOS_CNFL

2

3

4

5

X 1E+005

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHTOTAL_DESAMPARADOS_CNFL

466

5.a)

5.b)

20

30

40

50

60

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWRES_DESAMPARADOS_CNFL

5

10

15

20

25

30

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWGEN_DESAMPARADOS_CNFL

467

5.c)

5.d)

Figura 5. Proyección de Potencia para la Subestación Desamparados

5.a) Proyección de Potencia Residencial, 5.b) Proyección de Potencia General, 5.c) Proyección de Potencia Industrial, 5.d) Proyección de Energía Total.

Subestación Sur

3

4

5

6

7

8

9

10

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWIND_DESAMPARADOS_CNFL

40

60

80

100

120

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWTOTAL_DESAMPARADOS_CNFL

468

La Subestación Sur tiene influencia en los distritos.

11. Hatillo 12. Catedral. 13. Hospital. 14. Zapote. 15. Alajuelita 16. San Josecito 17. San Francisco de Dos Ríos 18. Desamparados. 19. San Sebastián.

Los circuitos que pertenecen a Desamparados son:

1. San Josecito 2. San Cayetano 3. Zapote 4. Desamparados

La Subestación Sur alimenta la zona central y sur del área servida por la CNFL.

Esta subestación posee carga residencial mayoritariamente pero se espera que el

sector general sea el principal en el mediano plazo. El área de influencia se


Figura 6. Área de influencia de la Subestación Sur

469

Esta subestación ha sido afectada por el proyecto eléctrico subterráneo, por lo

tanto se deberá analizar cuando este proyecto sea reflejado en el GIS. El

crecimiento en cuanto a energía y potencia se muestra en las figuras 7 y 8

respectivamente, los datos se muestran en la tabla 6.

Tabla 5. Potencia Para Sur Total % Crecimiento Año Residencial General Industrial

2005 9,42 6,53 1,53 17,48 1,97 2006 9,47 6,79 1,56 17,83 1,97 2007 9,52 7,07 1,60 18,19 1,97 2008 9,57 7,36 1,63 18,56 1,98 2009 9,62 7,66 1,66 18,93 1,98 2010 9,66 7,96 1,69 19,32 1,98 2011 9,70 8,28 1,73 19,71 1,98 2012 9,74 8,61 1,76 20,11 1,99 2013 9,78 8,95 1,79 20,52 1,99 2014 9,81 9,29 1,83 20,93 2,00 2015 9,85 9,65 1,86 21,36 2,00 2016 9,88 10,02 1,90 21,80 2,00 2017 9,91 10,40 1,93 22,24 2,00 2018 9,94 10,79 1,97 22,70 2,00

7.a)

32000

34000

36000

38000

40000

42000

44000

46000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHRES_SUR_CNFL

470

7.b)

7.c)

1

2

3

4

5

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHGEN_SUR_CNFL

6000

8000

10000

12000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHIND_SUR_CNFL

471

7.d)

Figura 7. Proyección de Energía para la Subestación Sur, 7.a) Proyección de Energía Residencial, 7.b) Proyección de Energía General, 7.c) Proyección de

Energía Industrial, 7.d) Proyección de Energía Total

8.a)

5

6

7

8

9

10

11

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHTOTAL_SUR_CNFL

7.00

7.50

8.00

8.50

9.00

9.50

10.00

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWRES_SUR_CNFL

472

8.b)

8.c)

2

4

6

8

10

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWGEN_SUR_CNFL

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWIND_SUR_CNFL

473

8.d)

Figura 8. Proyección de Potencia para la Subestación Sur, 8.a) Proyección de Potencia Residencial, 8.b) Proyección de Potencia General, 8.c) Proyección de

Potencia Industrial, 8.d) Proyección de Energía Total.

10

12

14

16

18

20

22

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWTOTAL_SUR_CNFL

474

Proyección para la Subestación Alajuelita sin la S.T. Higuito La Subestación Alajuelita tiene influencia en los distritos:

15. La Uruca. 16. Mata Redonda 17. Merced. 18. Hospital. 19. San Felipe Alajuelita. 20. Hatillo. 21. San Antonio de Escazú. 22. San Antonio de Desamparados. 23. San Josecito. 24. Concepción. 25. San Rafael de Desamparados. 26. San Sebastián. 27. Alajuelita.

Los circuitos que pertenecen a Alajuelita son:

1) Morenos 2) La Verbena 3) Periférico 4) San Felipe 5) Linda Vista 6) Los Pinos

Esta subestación alimenta parte de la zona sur y suroeste del área servida por la

CNFL. El mapa de influencia de la misma se observa en la figura 9.

475

Figura 9. Área de influencia de la Subestación Alajuelita

Esta subestación se caracteriza por tener una carga mayoritariamente residencial

la cual tiene un crecimiento constante. El sector general le sigue con un

crecimiento similar y por último el sector industrial posee un comportamiento casi

estancado. Los gráficos de energía y potencia se pueden observar en las figuras

10 y 11 respectivamente. Los datos en la tabla 6.

476

Tabla 6. Proyección de Potencia Subestación Alajuelita Año Residencial General Industrial Total % Crecimiento 2005 36,088 21,661 7,427 65,18 3,26 2006 37,121 22,686 7,566 67,37 3,26 2007 38,183 23,76 7,706 69,65 3,27 2008 39,276 24,885 7,845 72,01 3,27 2009 40,4 26,064 7,985 74,45 3,28 2010 41,556 27,298 8,124 76,98 3,29 2011 42,746 28,591 8,264 79,60 3,30 2012 43,969 29,944 8,403 82,32 3,30 2013 45,227 31,362 8,543 85,13 3,31 2014 46,522 32,847 8,682 88,05 3,32 2015 47,853 34,403 8,822 91,08 3,32 2016 49,223 36,032 8,961 94,22 3,33 2017 50,632 37,738 9,101 97,47 3,34 2018 52,081 39,525 9,24 100,85 3,35

10.a)

10

15

20

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHRES_ALAJUELITA_CNFL

477

10.b)

10.c)

4

6

8

10

12

14

16

18

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHGEN_ALAJUELITA_CNFL

3

4

5

6

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHIND_ALAJUELITA_CNFL

478

10.d)

Figura 10. Proyección de Energía para la Subestación Alajuelita, 10.a) Proyección de Energía Residencial, 10.b) Proyección de Energía General, 10.c)

Proyección de Energía Industrial, 10.d) Proyección de Energía Total

11.a)

15

20

25

30

35

40

45

X 10000

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWHTOTAL_ALAJUELITA_CNFL

20

25

30

35

40

45

50

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWRES_ALAJUELITA_CNFL

479

11.b)

11.c)

10

15

20

25

30

35

40

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWGEN_ALAJUELITA_CNFL

4

5

6

7

8

9

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWIND_ALAJUELITA_CNFL

480

Figura 11. Proyección de Potencia para la Subestación Alajuelita ,

11.a) Proyección de Potencia Residencial, 11.b) Proyección de Potencia General, 11.c) Proyección de Potencia Industrial, 11.d) Proyección de Energía Total.

La Subestación Alajuelita ha sido afectada en cuanto a carga por el sistema

eléctrico subterráneo, por esta razón se deberá analizar cuando estos cambios

estén reflejados en el GIS.

30

40

50

60

70

80

90

100

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWTOTAL_ALAJUELITA_CNFL

481

Proyección de Subestaciones Con Higuito

Subestación Desamparados

La proyección de Desamparados sin la carga que se trasladaría a Higuito se

muestra en la tabla 7. La Tabla 8 incluye a la S.R. Sur.

Tabla 7. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con Higuito, sin S.R. SurAño Residencial General Industrial Total % Crecimiento 2005 21,623 10,991 4,356 36,97 2,79 2006 22,065 11,582 4,379 38,03 2,78 2007 22,508 12,2 4,399 39,11 2,76 2008 22,95 12,845 4,417 40,21 2,75 2009 23,392 13,516 4,432 41,34 2,73 2010 23,835 14,214 4,446 42,50 2,72 2011 24,277 14,939 4,458 43,67 2,70 2012 24,72 15,691 4,468 44,88 2,68 2013 25,162 16,47 4,477 46,11 2,67 2014 25,604 17,275 4,485 47,36 2,65 2015 26,047 18,107 4,492 48,65 2,64 2016 26,489 18,966 4,499 49,95 2,62 2017 26,931 19,851 4,504 51,29 2,60 2018 27,374 20,763 4,509 52,65 2,58

Tabla 8. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con Sur Año Residencial General Industrial Total % Crecimiento 2005 31,05 17,52 5,89 54,45 2,53 2006 31,54 18,38 5,94 55,86 2,52 2007 32,03 19,27 5,99 57,30 2,51 2008 32,52 20,20 6,05 58,77 2,50 2009 33,01 21,17 6,09 60,27 2,49 2010 33,49 22,18 6,14 61,81 2,49 2011 33,98 23,22 6,18 63,38 2,48 2012 34,46 24,30 6,23 64,99 2,47 2013 34,94 25,42 6,27 66,62 2,46 2014 35,42 26,57 6,31 68,30 2,45 2015 35,89 27,76 6,36 70,01 2,44 2016 36,37 28,99 6,40 71,75 2,43 2017 36,84 30,25 6,44 73,53 2,42 2018 37,31 31,55 6,48 75,34 2,41

Los gráficos correspondientes se muestran a continuación en la figura 12.

482

12.a

12.b)

10

15

20

25

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWRES_DESAMPARADOS_CNFL

5

10

15

20

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWGEN_DESAMPARADOS_CNFL

483

12.c

12.d

Figura 12. Proyección de Potencia Subestación Desamparados con traslado de

carga a Higuito. 12.a) Potencia Residencial, 12.b) Potencia General, 12.c)

Potencia industrial, 12.d) Potencia Total.

Subestación Alajuelita

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWIND_DESAMPARADOS_CNFL

20

30

40

50

60

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWTOTAL_DESAMPARADOS_CNFL

484

Para esta subestación se muestra la proyección en la tabla 9 y figura 13.

Tabla 9. Proyección de Potencia Subestación Alajuelita con Higuito

Año Residencial General Industrial Total % Crecimiento 2005 19,526 18,346 7,161 45,03 2,97 2006 19,96 19,148 7,307 46,42 2,98 2007 20,404 19,984 7,453 47,84 2,98 2008 20,857 20,858 7,598 49,31 2,99 2009 21,321 21,77 7,744 50,84 2,99 2010 21,795 22,721 7,889 52,41 3,00 2011 22,279 23,714 8,035 54,03 3,00 2012 22,774 24,751 8,181 55,71 3,01 2013 23,28 25,833 8,326 57,44 3,02 2014 23,798 26,962 8,472 59,23 3,03 2015 24,326 28,14 8,618 61,08 3,03 2016 24,867 29,37 8,763 63,00 3,04 2017 25,42 30,654 8,909 64,98 3,05 2018 25,985 31,994 9,054 67,03 3,06

13.a

12

14

16

18

20

22

24

26

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWRES_ALAJ_HIGUITO_CNFL

485

13.b

13.c

10

15

20

25

30

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWGEN_ALAJ_HIGUITO_CNFL

4

5

6

7

8

9

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWIND_ALAJ_HIGUITO_CNFL

486

13.d

Figura 13. Proyección de Potencia de Alajuelita con la entrada de Higuito. 13.a)

Proyección Residencial, 13.b) Proyección General, 13.c) Proyección Industrial,

13.d) Proyección Total.

30

40

50

60

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Leyenda

MWTOTAL_ALAJ_HIGUITO_CNFL

487

Consideraciones importantes para Alajuelita

Alajuelita sufrió un traslado de carga debido a que dejó de alimentar el centro de

San José. Este traslado se considera en 10.2 MW los cuales se suponen

alimentados por la Subestación los Ángeles. En la proyección anterior se le

asignan a Alajuelita debido a que los cambios debidos al Sistema Subterráneo no

están plasmados en el GIS de la CNFL, S.A. hasta a finales del 2006. Si se restan

estos 10 MW a la carga de Alajuelita e la Tabla 5 se obtienen cerca de 34 MW

correspondiente a la distribución de cargas planteada en la primera página de este

documento para el 2005, por lo tanto los resultados al final representan la realidad

actual.

Entonces:

1. Traslado de Carga para los Ángeles a partir del 2005 de 10,2 MW desde

Alajuelita pero igual siguen siendo suplidas por el anillo de 138 kV.

2. Las cargas corresponden a valores tomados antes de la entrada en

operación del sistema eléctrico subterráneo para la Ciudad de San José.

3. Para cuando se reflejen estos cambios en el GIS, se realizará la asociación

y el de nuevo con la nueva distribución de la carga.

4. Se supone que Los Ángeles tomó carga de Alajuelita en la zona del

proyecto eléctrico subterráneo.

488

En el mapa de la figura 14 se aprecian los gráficos de las proyecciones por

subestación de la CNFL, S.A. conectadas al anillo sur del ICE y la S.T. Higuito.

Este mapa corresponde además a la distribución de carga por kilómetro cuadrado

del área servida por la CNFL, S.A. Se puede notar el crecimiento de esta zona es

considerable.

Figura 14. Crecimiento subestaciones del anillo sur de 138 kV

S.T. Higuito

489

Análisis de la Carga sobre el Anillo de 138 kV del ICE

En la tabla 10 se aprecia un análisis de la carga del anillo Sur del ICE de 138 kV

en dos escenarios, con y sin la presencia de la S.T. Higuito.

Tabla 10.

Análisis de la Carga Demandada al Anillo de 138 kV por Desamparados y Alajuelita con la S.T. Higuito y sin Ella

Año Sin Higuito Con Higuito Diferencia

Carga Asumida por % Error

% Crecimiento de la Carga

% Crecimiento de la Carga

Higuito Según Proyección

del Anillo Sin Higuito

del Anillo Con Higuito

2004 142,39 96,77 45,63 47,36 -3,80 1,53 0,59 2005 147,16 99,48 47,68 49,84 -4,54 3,24 2,73 2006 152,07 102,27 49,80 52,46 -5,35 3,23 2,73 2007 157,13 105,14 51,99 55,23 -6,23 3,22 2,73 2008 162,33 108,08 54,25 58,14 -7,16 3,21 2,72 2009 167,70 111,11 56,59 61,20 -8,14 3,20 2,72 2010 173,23 114,22 59,01 64,44 -9,20 3,19 2,72 2011 178,92 117,41 61,51 67,84 -10,29 3,18 2,72 2012 184,78 120,69 64,09 71,44 -11,46 3,17 2,72 2013 190,82 124,06 66,76 75,22 -12,68 3,17 2,72 2014 197,05 127,53 69,52 79,22 -13,95 3,16 2,72 2015 203,47 131,09 72,38 83,43 -15,27 3,15 2,72 2016 210,08 134,75 75,33 87,87 -16,65 3,15 2,72 2017 216,90 138,51 78,39 92,56 -18,08 3,14 2,71 2018 223,92 142,38 81,55 97,50 -19,56 3,14 2,71

490

Conclusiones

6. El crecimiento de la demanda de la zona sur del área servida por la CNFL,

S.A. provoca una saturación acelerada del Anillo Sur de Transmisión del

ICE.

7. Esta saturación a corto plazo afectará la calidad de la energía brindada por

la CNFL, S.A. a los clientes de las subestaciones Desamparados y

Alajuelita al haber problemas de trasiego de potencia por el anillo de

transmisión de 138 kV del ICE.

8. El crecimiento de la demanda no puede ser sostenido por las subestaciones

actuales por razones de espacio en subestación, capacidad de

transformación y espacio en la vía pública para las salidas de alimentadores

nuevos de estas subestaciones.

9. La nueva Subestación Higuito asumiría la carga de mayor crecimiento de

las subestaciones Alajuelita y Desamparados, trasladando esta carga y

crecimiento a la red de transmisión de 230 kV.

10. La nueva Subestación Higuito resolvería el problema de la saturación del

anillo de 138 kV y garantizaría el suministro de energía de calidad a los

clientes de la zona sur del área servida por la CNFL, S.A. en el corto y

mediano plazo.

491


ANÁLISIS PRELIMINAR PARA EL PROYECTO:

SUBESTACIÓN ZONA NORTE DE HEREDIA

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN Y ELABORACIÓN: DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO, CNFL.

JUNIO 2006

492

Subestación Norte de Heredia

Topología Actual Se pretende la construcción de una subestación reductora de 230 kV al norte de Heredia

como opción para descargar en cierta medida el anillo de 138 kV del ICE y favorecer la

distribución de energía por parte de tres empresas de distribución convergentes en esa zona,

CNFL, ESPH e ICE Distribución Alajuela.

La zona de CNFL involucrada sería la que se muestra en el mapa 1 encerrada en el círculo.

Mapa 1. Zona Geográfica de CNFL al norte de Heredia y empresas aledañas.

493

El Patio de Interruptores de Porrosatí es alimentado desde la S.R. La Caja por medio del

circuito Caja-Calle Rusia. En su inicio el patio Porrosatí sería alimentado también por

medio del circuito Belén-San Juan, pero esto haría que las perturbaciones en los circuitos

de Porrosatí afectaran la calidad de energía en Belén, por esto en la actualidad Porrosatí es

alimentado solamente desde la Subestación Belén.

A su vez, desde el Patio Porrosatí se alimenta la Subestación Barva, por medio del circuito

San Lorenzo y existe la posibilidad de que esta sea alimentada por medio de Porrosatí-

Santa Bárbara además.

Se puede notar como la zona norte en última instancia está alimentada desde la S.R. La

Caja, teniéndose un recorrido de líneas de 6 km hasta el patio Porrosatí y de 13 km hasta la

S.R. Barva desde la misma.

Ahora bien, la zona norte está alimentada directamente desde el Patio Porrosatí por medio

de los circuitos Porrosatí-San Lorenzo con 5 MW (el cual alimenta a S.R. Barva) a 34.5 kV,

Porrosatí-Santa Bárbara con 25 km de longitud aproximadamente y 5MW, así como del

circuito Barva-Cipresal de 30 km a 13.8 kV y con una demanda de 4 MW.

Si a las longitudes de los circuitos anteriores se le suma la distancia hasta la Subestación La

Caja, se tendría que el recorrido total de la energía que alimenta la zona Norte de Heredia

por medio del circuito Cipresal es de 45 km y por medio del circuito Santa Bárbara de 30

km aproximadamente. Las anteriores son longitudes considerables que causan pérdida de

calidad del servicio eléctrico de la red de CNFL en el sector norte de la provincia de

Heredia. Donde se debe tomar en cuenta además el carácter radial de los alimentadores

actuales.

Para aclarar mejor la topología de la zona se adjuntan segmentos de los diagramas

unifilares.

494

Figura 1. Topología General de las cuatro Subestaciones con influencia en la zona.

495

Figura 2. Patio Porrosatí y Transporte hasta S.R. Barva. Circuito Morado: Porrosatí-Santa Bárbara, Naranja: Porrosatí-San Lorenzo,

Azul: Caja-Calle Rusia, Café: Belén-San Juan.

496

Figura 3. Circuito Barva-Cipresal.

El circuito Barba-Cipresal tiene un nivel de voltaje de 13.8 kV y es radial como se puede

observar en la figura 2. La S.R. Barva hace la transformación de 34.5 kV del circuito

Porrosatí-San Lorenzo a 13.8 kV para alimentar al circuito Barva-Cipresal.

Entonces con la perspectiva expuesta se puede concluir la fragilidad de la red eléctrica de

CNFL al Norte de Heredia, por esto, con una subestación en esta zona se permitiría un

incremento de la robustez de la red y la mejora sustancial en el servicio realizando los

cambios topológicos necesarios.

497

Situación de Carga

Con respecto a la carga, la zona de alta demanda más cercana a la posible ubicación de la

subestación es la Zona Industrial Belén en primer lugar, pero esta tiene poca probabilidad

de ser alimentada desde la nueva subestación de manera directa. Sin embargo podría existir

posibilidad de maniobras de respaldo entre las subestaciones Belén y la del Norte de

Heredia. El otro centro de carga importante es el centro de Santa Bárbara y San Joaquín, los

cuales son concentraciones de población afectados actualmente por los índices de calidad

de los circuitos mencionados anteriormente.

Entre los distritos más cercanos a la nueva subestación y que posiblemente estén dentro de

su zona de influencia se encuentran:

1. Santo Domingo

2. San José de la Montaña

3. Puraba

4. Jesús

5. San Pedro de Barva

6. San Pedro de Santa Bárbara

7. San Juan

8. Barrantes

9. San Roque

10. Barva

11. San Joaquín

El mapa 2 muestra una cuadrícula de carga de la zona involucrada con cuadrados de 2 km

de lado o 4 km2, cabe destacar que la misma se refiere a potencia demandada por los

clientes determinada a partir de su facturación y no contempla las pérdidas en la red, para

contemplar esto último se incluyen las proyecciones de demanda y clientes de la zona más

adelante.

498

Mapa 2. Cargas Zona Norte de Heredia

Proyección de Demanda

La estimación de crecimiento de la demanda para esta zona se observa en las figuras 4 y 5.

En la figura 4 se muestra la proyección de clientes y en la figura 5 la de demanda.

499

Figura 4, Proyección de clientes, Zona Norte de Heredia.

Figura 5, Proyección de demanda, Zona Norte de Heredia.

Proyección de Clientes Zona Norte de Heredia

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

Años

# C

lient

es

Clientes Totales

Proyección de Potencia Zona Norte de Heredia

0,00

3,00

6,00

9,00

12,00

15,00

18,00

21,00

24,00

27,00

30,00

33,00

36,00

39,00

1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

Años

MW

Demanda Total

500

La proyección contempla la sumatoria de las proyecciones de los distritos mencionados

anteriormente. Si se realiza un traslado de carga a la nueva subestación, esta le hará frente a

un crecimiento alto de la zona en porcentaje pero no en potencia real debido que el

consumo de la zona es bajo en la actualidad, sin embargo, los aportes de la nueva

subestación al mejoramiento de los índices de calidad pueden ser sustanciales y el potencial

de la zona para desarrollarse es alto, lo cual aumentaría la demanda eléctrica

considerablemente.

Índices de calidad

La posibilidad de una subestación al norte de Heredia permitirá una mejora sustancial en

los índices de calidad percibidos por los clientes de estas localidades. Los índices se

aprecian en las tablas siguientes. En la tabla 1 y 3 se muestra el índice F.P.I. del año 2004 y

el 2005 respectivamente y en la tabla 2 y 4 el índice D.P.I.R. del año 2004 y el 2005

respectivamente.

Tabla 1

INDICES POR CIRCUITO 2004 FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES PROMEDIO (F.P.I) salidas

Cantidad promedio de interrupciones percibidas por un abonado Circ. Nombre ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC PROM. ACUM.

Barva 1.201 Barva - Cipresal 9,87 3,93 3,47 7,00 1,00 3,00 4,00 3,00 15,00 8,00 3,47 0,00 5,14 61,73 52.180 Control La Montaña 12,00 5,00 4,00 7,00 1,00 3,00 4,00 3,00 3,00 3,00 4,00 0,00 4,08 49,00

Porrosati

1.302 Porrosatí-S. Bárbara 0,00 2,00 0,00 1,00 0,00 1,00 1,00 1,00 9,00 2,00 0,00 0,00 1,42 17,00

52.059 Control La Maquina 7,00 0,63 0,00 1,37 0,00 0,63 1,63 0,63 0,63 0,63 0,37 0,37 1,16 13,89 52.210 Control La Amada 7,00 1,00 0,00 1,00 0,00 1,00 2,00 1,00 1,00 1,00 0,00 0,00 1,25 15,00

501

Tabla 2

Tabla 3

FRECUENCIA DE INTERRUPCIONES PROMEDIO (F.P.I) Veces 2005

Cantidad promedio de interrupciones percibidas por un abonado Circ. Nombre ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO PROM. ACUM.

S.R. Barva 1201 Barva - Cipresal 1,47 3,47 3,93 1,47 4,47 2,96 14,80

52180 Control La Montaña 2,00 4,00 5,00 2,00 5,00 3,60 18,00 Porrosati

1302 Porrosatí-Santa Bárbara 0,00 3,00 2,00 1,00 4,00 2,00 10,00 52059 Control La Maquina 1,00 0,00 2,26 0,63 3,63 1,50 7,52 52210 Control La Amada 1,00 3,00 3,00 1,00 4,00 2,40 12,00

INDICES POR CIRCUITO 2004

DURACION PROMEDIO DE INTERRUPCIONES REGISTRADAS (D.P.I.R) horas

Duración promedio de interrupciones percibidas por un abonado Circ. Nombre ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC PROM. ACUM.

Barva 1.201 Barva - Cipresal 4,78 1,28 1,49 2,23 0,67 3,45 0,55 1,55 3,32 2,38 1,63 0,00 1,94 23,33

52.180 Control La Montaña 5,65 2,10 1,98 2,23 0,67 3,45 0,55 3,45 3,45 3,45 2,07 0,00 2,42 29,05

Porrosati

1.302 Porrosatí-S. Bárbara 0,00 0,42 0,00 1,58 0,00 2,83 0,20 1,40 4,15 0,17 0,00 0,00 0,90 10,75

52.059 Control La Maquina 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

52.210 Control La Amada 1,88 0,10 0,00 1,58 0,00 3,98 1,45 3,98 3,98 3,98 0,00 0,00 1,75 20,95

502

Tabla 4

DURACION PROMEDIO DE INTERRUPCIONES REGISTRADAS (D.P.I.R) horas

Duración promedio de interrupciones percibidas por un abonado Circ. Nombre ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO PROM. ACUM.

S.R Barva 1201 Barva - Cipresal 0,07 0,65 1,43 0,22 0,55 0,58 2,92 52180 Control La Montaña 0,07 0,65 1,68 0,23 0,67 0,66 3,30

Porrosati

1302 Porrosatí-Santa Bárbara 0,00 0,72 1,42 0,33 0,75 0,64 3,22

52059 Control La Maquina 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 52210 Control La Amada 2,37 0,72 1,55 0,33 0,75 1,14 5,72

Para notar de una mejor forma la evolución de los índices de calidad se presentan los

gráficos siguientes.

F.P.I. Barva- Cipresal

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

nov-03 ene-04 mar-04 abr-04 jun-04 ago-04 sep-04 nov-04 dic-04 feb-05 abr-05 may-05

Mes

Vece

s

F.P.I. Barva-CipresalF.P.I. Barva-Cipresal, Control La Montaña

503

D.P.I.R. Barva-Cipresal

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

ene-04 feb-04 abr-04 may-04 jul-04 sep-04 oct-04 dic-04 feb-05 mar-05Mes

Hor

as

D.P.I.R. Barva-Cipresal

D.P.I.R. Barva-Cipresal, Control La Montaña

F.P.I. Porrosatí-Santa Bárbara

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00


Vece

s

Porrosatí-Santa BárbaraControl La MáquinaControl La Amada

504

Para la CNFL los límites aceptables en cuanto al D.P.I.R. están entre 0.75 h y 0.91 h y los

de F.P.I. entre 1.56 veces y 1.9 veces. Para estos circuitos los índices no son muy

alentadores actualmente debido a la gran longitud de los mismos, lo cual incrementa la

probabilidad de falla por kilómetro debido a la desfavorable situación forestal y climática

de la zona para los alimentadores.

D.P.I.R. Porrosatí-Santa Bárbara

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50


Hor

as

Porrosatí-Santa BárbaraControl la MáquinaControl la Amada

Conc

•

•

•

clusiones pr

Al exist

Bárbara

esto la m

el lugar.

La zona

operació

otro pun

una mejo

CNFL e

de esta z

de vista

reliminares

ir una sube

y Cipresal

mayor razón

es un punto

ón ante con

nto de entreg

or imagen a

stará mejor

zona la cual

de disponib

s

estación al

lo cual mej

n por la cual

o crítico de

ntingencias

ga habrá me

ante los clien

r preparada

l tiene alto

bilidad de te

505

Norte de H

joraría el se

l la CNFL v

servicio al

y bajos índ

ejoras sustan

ntes.

para asumi

potencial d

erreno y des

Heredia se

ervicio a lo

ve positivo

cliente deb

dices de ca

nciales en e

ir un crecim

de desarrollo

sarrollos hab

acortarían

os clientes i

una subesta

bido a la po

lidad, por e

el servicio q

miento en la

o, viéndose

bitacionales

los circuit

nvolucrado

ación comp

ca versatilid

esto al inco

que darán a

a demanda

esto desde

s.

tos Santa

s, siendo

partida en

dad de la

orporarse

la CNFL

eléctrica

el punto

506


JUSTIFICACIÓN TÉCNICA AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN LINDORA

DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO

MAYO 2005

507

JUSTIFICACIÓN TÉCNICA AMPLIACION SUBESTACIÓN LINDORA

En los últimos años, los clientes industriales de la CNFL han ido automatizando

sus procesos, tanto industriales como administrativos. Además, se están

instalando en el país industrias de alta tecnología con equipos electrónicos

especializados y sensibles que requieren una calidad de energía muy alta para

sus procesos.

Para lograr la automatización de las industrias, que en estos días es necesaria, las

empresas han tenido que invertir ampliamente en dispositivos electrónicos, que a

su vez, son sensibles a cambios en la forma de onda de la corriente y el voltaje.

Actualmente, no sólo se requiere continuidad en el servicio de la energía eléctrica,

sino también, calidad de la energía suministrada (magnitud, frecuencia,

componentes armónicos, entre otros), debido entre otras cosas, a los factores que

se mencionaron anteriormente.

Tomando en cuenta estas consideraciones, no hay duda que los clientes

industriales tienen razón en exigir energía de calidad y las empresas de

distribución deben acogerse a sus necesidades y plantear las soluciones del caso

para el beneficio mutuo: para los industriales, tener menos desperfectos en sus

equipos y mayor continuidad en sus procesos y para la CNFL, obtener mayor

credibilidad y mejorar el servicio avanzando de la mano de la tecnología y los

requerimientos de sus clientes.

El esfuerzo para mejorar la calidad de energía debe ser mutuo entre la Compañía

y los clientes, ya que por más mejoras que se realicen en la red de media tensión,

los problemas de forma de onda de voltaje se van a mantener aunque en menor

escala. Por esto es necesaria la inversión que deben realizar los clientes en

equipos que mantengan la onda de voltaje de su red interna dentro de los límites

normales durante un fenómeno de corta duración o transitorio, si no es posible lo

508

anterior sería provechoso instalar los equipos de mejoramiento de calidad de

energía en los alimentadores de equipos sensibles.

Contexto de la zona involucrada

1. Clientes Los principales centros de carga beneficiados son los industriales con procesos

críticos de la radial Santa Ana-Belén y los futuros clientes que se instalen en la

zona. La carga de las empresas beneficiadas en primera instancia son las que

aparecen en la tabla 1.

Tabla 1 Clientes Con Mejoras en Calidad

CLIENTE LOC. DEMANDA (KW)

EMPAQUES SANTA ANA 80-1140-3005 3042

CONCRETO INDUSTRIAL 80-1140-4310 85

LOS POSOS 80-1218-1010 200

TERRAMIX 80-1280-4080 4672

EMPAQUES SANTA ANA 80-1285-2020 400

CONSTRUCTORA MECO 80-11404900 250

TAJO LINDORA 80-1260-0880 175

C & K COMPONENTE 80-1280-4850 900

MATRA 80-1280-5420 265

Varias de las empresas a beneficiar son industrias que manufacturan plástico y

materiales que tienen un proceso delicado y susceptible a las distorsiones de

voltaje. Estas son alimentadas por medio de circuitos aéreos provenientes de una

barra simple de la Subestación Lindora, lo que quiere decir que todos los circuitos,

ya sean éstos de carácter industrial o residencial, se interconectan en el mismo

transformador de potencia.

509

La zona en la cual se ubican los principales clientes industriales de Lindora se

muestra en el siguiente mapa de la figura 1:

Figura 1. Clientes industriales importantes de Lindora.

Los clientes industriales más importantes se concentran en las cercanías de la

carretera Radial Santa Ana-Belén. El círculo en la figura anterior muestra esta

zona.

2. Demanda

La figura Nº 2 muestra la demanda en las manzanas aledañas a la subestación

Lindora. Esta caracterización de la zona se realizó utilizando el GIS de CNFL

administrado por el Proyecto SIGEL. Las demandas se toman de la facturación de

cada cliente o se estima utilizando una conversión energía-potencia y se muestra

en el sistema. Los clientes más importantes de esta zona son industriales con

510

medición de demanda, cuyo valor se refleja en el GIS automáticamente desde las

tablas de facturación correspondientes.

La manzana es una zona geográfica definida en el GIS de donde se realiza una

sumatoria de la demanda de cada uno de los clientes para dar el valor que se


Figura 2. Demanda de los clientes industriales más importantes de Lindora

Los puntos cambian desde el color amarillo al rojo, esto quiere decir que aumenta

la demanda al ir cambiando el tono del punto desde el color amarillo al rojo, por

esta razón los encerrados en la elipse representan una demanda alta por tener

colores naranja, lo cual se verifica al saber que la suma de todos está rondando

los 15,5 MW en total según las estimaciones en el Sistema de Información

Geográfica (GIS) y mediciones en la Subestación Lindora, las cuales son

coincidentes.

511

En el mapa de la figura 2 también se aprecia la disponibilidad de terreno para la

inversión y por ende el potencial aumento de la demanda de energía eléctrica de

alta calidad de la zona, mayoritariamente demanda del sector industrial. Debido a

lo anterior la ampliación fomentará el desarrollo industrial de la zona al contribuir

con un mejor servicio de energía eléctrica actualmente y en el futuro cercano.

Proyección de Demanda Subestación Lindora

Proyección de Demanda, Subestación Lindora.

Demanda (MW) Año Residencial General Industrial Total 1990 1,86 1,46 2,56 5,88 1991 2,17 1,68 2,34 6,19 1992 2,27 1,75 2,42 6,43 1993 2,39 1,91 2,31 6,61 1994 2,66 2,06 3,09 7,81 1995 2,86 2,13 4,10 9,08 1996 3,05 2,19 5,10 10,35 1997 3,25 2,26 6,10 11,61 1998 3,45 2,46 7,81 13,72 1999 3,81 2,79 10,29 16,90 2000 4,28 3,60 10,47 18,35 2001 4,73 5,00 11,86 21,58 2002 5,98 5,14 11,88 22,99 2003 5,76 6,45 12,19 24,40 2004 6,36 6,42 14,88 27,66 2005 6,96 7,21 16,39 30,56 2006 7,61 8,11 17,95 33,66 2007 8,32 9,11 19,54 36,97 2008 9,10 10,24 21,13 40,47 2009 9,95 11,51 22,71 44,17 2010 10,87 12,94 24,26 48,08 2011 11,89 14,54 25,77 52,20 2012 13,00 16,35 27,21 56,56 2013 14,22 18,37 28,57 61,16 2014 15,54 20,65 29,85 66,05 2015 17,00 23,22 31,04 71,25 2016 18,58 26,09 32,13 76,81 2017 20,32 29,33 33,12 82,77 2018 22,22 32,97 34,02 89,21

La proyección de demanda se realizó al asociar la carga de cada distrito a cada

uno de los circuitos que alimentan al distrito por medio del GIS de CNFL. Al

512

asociar la carga a los circuitos se obtiene la carga asociada a la subestación. La

proyección entonces se realiza asociando el porcentaje de la carga de cada

distrito que pertenece a una determinada subestación y como se posee un historial

por distrito de energía anual consumida se obtiene por medio del porcentaje

mencionado la proyección de energía de la subestación.

Al convertir este consumo de energía en demanda para la subestación Lindora se

llegó a la tabla 2.

Al graficar el total de los datos totales anteriores se obtiene el siguiente gráfico.

Figura 3. Proyección de demanda, Lindora.

Esta subestación le hace frente al crecimiento de la zona a partir de los años

noventas como se mostró anteriormente. El crecimiento de la zona es acelerado

debido a su atractivo para la inversión industrial, residencial y comercial por eso se

espera que Lindora crezca de manera acelerada. La proyección se actualizará

Potencia Subestación Lindora

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Total MW

513

cada dos años por lo que se verá en un plazo corto si el comportamiento previsto

hoy se mantiene en el mediano plazo.

Cabe mencionar que el valor de potencia proyectado para el año 2005

corresponde a 30,56 MW mientras que el valor real es de 29 MW lo cual valida la

proyección en el corto plazo al dar un error neto aceptable.

Según la proyección, el transformador actual (30/45) será insuficiente para hacerle

frente a la demanda en el año 2008 ya que en estos años la subestación estaría

llegando a 41 MW de demanda (90 % de la capacidad instalada).

Configuración actual de la Subestación Lindora, 34,5 kV.

La parte de media tensión de Lindora está constituida por un transformador 30/45

MVA conectado a una barra sencilla con seis circuitos de distribución. Esta

configuración, desde el punto de vista de calidad de energía no es acertada, ya

que para los casos que estamos tratando, la fuente más importante de “sags” en

un circuito son las perturbaciones de alimentadores contiguos de la misma barra.

El diagrama unifilar se puede observar en la figura 3.

Figura 3. Topología actual de Lindora.

514

La aglomeración de alimentadores destinados a cargas de diversos sectores en la

barra de 34,5 kV no es ventajosa como se mencionó anteriormente, por esta razón

se pretende incorporar otro transformador a la subestación para dividir la barra en

dos independientes asociadas por un interruptor de enlace de barras.

Se puede apreciar en la figura anterior que si por alguna razón falla el

transformador de potencia no se podrá alimentar a los seis circuitos conectados a

éste, entonces ante una condición de falla no se cumple el criterio de seguridad

operativa del ICE de n-1 elementos. Este aspecto cambia al incorporar la solución

planteada, entonces se puede decir que se solucionan dos problemas con una

misma inversión, además de la solución del caso de la demanda creciente en la

zona a corto plazo.

La subestación actual cuenta con la carga (abril del 2005) mostrada en la tabla 3.

Tabla 3 Carga Subestación Lindora, abril 2005

LINDORA MW

TRAFO 1

ABB 30/45

GUACIMA 8 HONDURA 8,5

OJO DE AGUA 5 BRASIL 2,5 RADIAL 7

Total 31

Los circuitos que se trasladarían al nuevo transformador serían Hondura y Radial,

los cuales son los que alimentan a los clientes industriales de esta zona.

Esta parte de la red tiene altos potenciales de crecimiento debido a la proliferación

de centros comerciales, residenciales e industrias, por lo tanto el crecimiento del

equipamiento de la subestación es básico para hacerle frente al crecimiento

esperado y expuesto en la proyección de demanda.

515

Análisis de la situación de calidad de energía 1. Antecedentes: En el mes de Junio pasado, la CNFL realizó un estudio de la calidad del voltaje y

de los eventos que están afectando al cliente Empaques Santa Ana. El informe de

este estudio se le envió al cliente el 30 de junio.

En dicho informe se analizó una gran cantidad de eventos reportados por el

cliente. Algunos de estos eventos reportados no coincidían con ningún registro del

sistema de medición de calidad de energía instalado por la CNFL en la

alimentación principal de la industria. Hecha la observación, el cliente remitió una

lista de ocho eventos con la fecha y hora corregidos.

Se presenta en este informe lo encontrado para esta nueva lista de eventos, y

algunas observaciones que son importantes para considerar.

2.- Depresiones de tensión: definición y causas:

Todos los eventos que percibió el cliente resultaron ser depresiones de tensión,

conocidos como “sags”. Se considera un “sag” a una reducción del valor rms de la

tensión de alimentación que tiene una duración desde medio ciclo (8,33 mseg)

hasta varios segundos (ver definición de IEEE Std. 1100-1999). El valor típico de

esta reducción es del 90% hasta el 10 % del valor nominal de la tensión.

El origen de las depresiones puede ser interno o externo al cliente.

Cuando son externas, una causa común es la caída de voltaje que experimentan

las barras de una subestación ante el cortocircuito momentáneo o sostenido que

ocurra en cualquier circuito de distribución de la propia barra de la subestación o

de una subestación cercana. La duración de este tipo de perturbación es de unos

100 mseg hasta 600 mseg, dependiendo de los ajustes de la protección y de los

516

tiempos de disparo de los disyuntores. En el cuadro siguiente se ilustra los tipos

de sags mencionados y sus causas:

El análisis de los eventos que Empaques Santa Ana solicitó, se hace con base en

las consideraciones anteriores.

Es importante resaltar, como se ha hecho en ocasiones anteriores, que muchos de

estos eventos son inevitables y que se seguirán presentando esporádicamente. Es

obligación del cliente cuya sensibilidad es tal que se ve afectados por estas

depresiones, evaluar si debe buscar la manera de robustecerse internamente para

proteger sus sistemas.

3.- Análisis de los eventos:

517

Se presenta a continuación una descripción de los eventos y sus probables

causas.

Nota: La curva ITIC-CBEMA se presenta aprovechando que el equipo de medición

ABB ION modelo 8500 la genera automáticamente, y para poder tener una

referencia comparativa de la severidad de diferentes eventos, aunque se conoce

que esta curva fue diseñada para evaluar equipos electrónicos monofásicos de

120 Voltios.

Este evento coincide con el disparo del interruptor denominado Ciudad Colón, de

circuito de distribución Escazú- Santa Ana. La duración es típica del tiempo en que

actúan las protecciones de media tensión para despejar una falla, y la profundidad

de la depresión nos indica que se trata de un evento “lejano”, esto es, de otra

subestación de la misma zona.

Evento: # 1 Fecha: Viernes 14 de Mayo, Hora: 21:30

518

Este evento, por su corta duración (42 mseg) y su poca profundidad es típico de

las perturbaciones que ocurren en el sistema de transmisión (alta tensión).

Evento: # 2 Fecha: Lunes 17 de Mayo, Hora: 21:06

519

Muy similar al evento # 1 en cuanto a duración, aunque su profundidad es mayor.

Sin embargo, la causa es la misma.

Evento: # 3 Fecha: Lunes 19 de Mayo, Hora: 8:30 Causa: no hay registro

El único evento que se registra para el 19 de mayo, se dio a las 3:26. Fue una

depresión de muy corta duración (7 mseg) y poco profunda, por lo que no fue

percibida por el cliente.

520

No se tiene ningún dato en el medidor ION instalado en Empaques Santa Ana

para las 8:30, ni ningún registro de falla o avería.

Evento: # 4 Fecha: Viernes 28 de Mayo, Hora: 23:30

Muy similar al evento # 1 en cuanto a duración y profundidad. La causa es la

misma.

Evento: # 5 Fecha: Jueves 3 de Junio, Hora: 7:35

521

Causa: no hay registro

El único evento que se registra para el 3 de junio, se dio a las 5:27. Fue una

depresión de muy corta duración (8 mseg) y poco profunda, por lo que no fue

percibida por el cliente.

No se tiene ningún dato en el medidor ION instalado en Empaques Santa Ana

para las 7:35, ni ningún registro de falla o avería.

Evento: # 6 Fecha: Sábado 5 de Junio, Hora: 19:07

522

Este evento, por su duración (entre 200 y 700 seg.) y porque ocurren varios

similares en un período de algunos segundos, es típico de un recierre y disparo de

un circuito de distribución de la misma barra. Efectivamente, este evento coincide

con el disparo del circuito Lindora-Brasil, por poste quebrado en este circuito,

situación atendida mediante la Avería # 300913.

Problemas a solucionar con la ampliación de la Subestación Lindora

523

1. Calidad de energía.

La solución para disminuir considerablemente los problemas de “sags” en los

circuitos de carácter industrial es dividir la barra de 34,5 kV para separar los

alimentadores de zonas industriales de los alimentadores de características

residenciales. Lo anterior debido a que estos últimos son los que presentan

perturbaciones (fallas/Km) con más frecuencia debido a su gran longitud y

derivaciones, por lo tanto, afectan la calidad de energía en los alimentadores

adyacentes de la misma barra.

La nueva configuración de la Subestación Lindora se muestra a continuación.

Figura 4. Topología propuesta para Lindora.

Con esta nueva configuración se asegura que las fallas o perturbaciones en los

circuitos con características residenciales no afectarán la onda de voltaje y

corriente de los alimentadores de la barra de circuitos industriales, por lo tanto se

verán reducidas las perturbaciones de manera considerable, ya que solamente

dos circuitos serán alimentados desde el transformador nuevo, por lo que los

524

“sags” que se presenten en alguno de estos dos serán provocados por fallas en el

otro.

El edificio de la subestación cuenta con espacio disponible para albergar las

nuevas celdas “Metal Clad” que permitan realizar las modificaciones necesarias

que conlleven a la separación de alimentadores.

Otro aspecto a considerar es que con transformadores en paralelo aumenta la

corriente de cortocircuito en la barra de 34,5 kV, sin embargo como el interruptor

de enlace de barras va a ser NA (Normalmente Abierto) y se instalará un

transformador similar, la corriente de falla no se modifica significativamente, así

que por este aspecto no hay porque preocuparse.

Tras la instalación del nuevo transformador, la nueva distribución de cargas de la

subestación sería la que se aprecia en la siguiente tabla.

Tabla 4 Carga Subestación Lindora, con ampliación Abril 2005

Transformador Circuito MW

TRAFO 1 ABB 30/45

GUACIMA 8 BRASIL 2,5

OJO DE AGUA 5 Total 15,5

TRAFO 2 (Nuevo) 30/45

HONDURA 8,5 RADIAL 7

Total 15,5

La nueva distribución de demanda permite el aumento de la carga en ambos

transformadores de manera que se supla la misma en un periodo determinado por

el crecimiento de la carga asociada a la subestación.

525

2. Seguridad operativa La incorporación de otro transformador, además de mejorar la calidad de energía

de las industrias, hará posible que se cumpla el criterio de seguridad operativa n-1

del ICE, ya que un transformador respaldará al otro al cerrar el enlace de barras

cuando uno de ellos falle. Este es un aspecto importante a considerar, porque

tanto CNFL como el ICE se verán beneficiados con esta ampliación, ya que como

se mencionó, con la configuración anterior si llega a fallar el trasformador se

verían afectados todos los clientes de la subestación, mientras que con la

configuración planteada un transformador podrá respaldar al otro, mejorando los

índices de continuidad de la subestación y reduciendo la cantidad de energía no

vendida.

3. Demanda

Como se pudo observar en la proyección, la subestación actual no podría hacerle

frente a la demanda eléctrica a partir del 2008 si recargar al transformador según

las estimaciones realizadas, por esta razón la incorporación del nuevo

transformador haría que se piense en otra ampliación hasta dentro un largo plazo

mucho más amplio para lo cual habrá que seguir estudiando la tendencia de

crecimiento de la subestación.

526

Inversión Los equipos, insumos y mano de obra requeridos para llevar a cabo la ampliación

provienen en primera instancia del ICE y CNFL, los cuales cada empresa aportará

parte de lo requerido. El la siguiente tabla se exponen estos aportes.

Aportes CNFL, Ampliación Subestación Lindora Concepto Unidad Costo/Unidad Cantidad Costo Total

Obra Civil (M. Obra Incluida) Canalización m 50 Cajas de Registro Unidades 2 Acondicionamiento Caseta Unidades 1 Total Obra Civil $11.000,00 Obra Electromecánica (Mano de Obra Incluida) Celdas Tipo Metal Clad Unidades 4 Cable Potencia m 1500 Terminales Unidades 18 Montaje Total $8.000,00 Total Obra Electromecánica $216.000,00 Costo Total Aportes CNFL $227.000,00

Aportes ICE, Ampliación Subestación Lindora Concepto Unidad Costo/Unidad Cantidad Costo Total

Obra Electromecánica Interruptor de Potencia Unidad $66.000,00 1 $66.000,00 Pararrayos Unidad $3.700,00 3 $11.100,00 Transformadores de Corriente Unidad $10.000,00 3 $30.000,00 Seccionadores de Línea Unidad $15.000,00 3 $45.000,00 Transformador de Potencia LIMAT MWh $13.888,90 45 $625.000,50 Total $711.100,50 Costo Total Aportes ICE $711.100,50Costo Total Proyecto $938.100,50

Conclusiones

527

El proyecto se justifica por la razón de cubrir las necesidades de las

industrias actuales y prepararse debido al alto potencial industrial y

comercial de la zona, que llevará a una mayor demanda de potencia y

energía en el futuro. Por lo anterior, se hace urgente la adquisición y puesta

en marcha del proyecto, como una solución a los problemas citados y

analizados ampliamente en este documento.

Es indudable el beneficio que recibirán los clientes, en primera instancia,

por la expansión de la subestación, sin mencionar el beneficio para la

CNFL, al vender energía de mayor calidad a cargas críticas, como las

involucradas en el proyecto.

La inversión en la ampliación de la subestación era inminente en algún

momento, ya que se debe dar solución a una serie de problemas que tiene

la CNFL en esta zona de la red, debido a quejas constantes de los clientes

que exigen solución a los problemas en las variables eléctricas presentes

en sus acometidas y por ende en sus sistemas eléctricos.

La reducción de los “sags” tiene como resultado que las perturbaciones en

el voltaje se reduzcan sustancialmente, por tal efecto, los fenómenos que

se podrían presentar estarían fuera del área de influencia de la CNFL, por

ejemplo descargas atmosféricas.

La inversión extranjera está sujeta a la calidad de los servicios que se

brinden en los potenciales lugares a invertir, por ende, el proyecto asegura,

en cierta medida, la atracción de inversión al tratar de dar solución a un

tema central como lo es el abastecimiento de energía continua y de calidad,

clave para los procesos industriales, administrativos comerciales o de

servicios actuales.

Según

hacerle

hasta el

los pronó

frente a la

l año 2008

ósticos, co

a demand

8 con la cap

528

on la amp

a eléctrica

pacidad ac

pliación de

a creciente

ctual.

e la sube

e hasta un

estación se

largo plaz

e podrá

zo, y no

529


JUSTIFICACIÓN TÉCNICA AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN BELÉN

DEPARTAMENTO DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO

MAYO 2005

530

JUSTIFICACIÓN TÉCNICA AMPLIACIÓN SUBESTACIÓN BELÉN

En los últimos años, los clientes industriales de la CNFL han ido automatizando

sus procesos, tanto industriales como administrativos. Además, se están

instalando en el país industrias de alta tecnología con equipos electrónicos muy

especializados y sensibles que requieren una calidad de energía muy alta para

sus procesos.

Para lograr la automatización de las industrias, que en estos días es necesaria, las

empresas han tenido que invertir ampliamente en dispositivos electrónicos, que a

su vez, son sensibles a cambios en la forma de onda de la corriente y el voltaje.

Actualmente, no sólo se requiere continuidad en el servicio de la energía eléctrica,

sino también, calidad de la energía suministrada (magnitud, frecuencia,

componentes armónicos, entre otros), debido entre otras cosas, a los factores que

se mencionaron anteriormente.

Tomando en cuenta estas consideraciones, no hay duda que los clientes

industriales tienen razón en exigir energía de calidad y las empresas de

distribución deben acogerse a sus necesidades y plantear las soluciones del caso

para el beneficio mutuo: para los industriales, tener menos desperfectos en sus

equipos y mayor continuidad en sus procesos y para la CNFL, obtener mayor

credibilidad y mejorar el servicio avanzando de la mano de la tecnología y los

requerimientos de sus clientes.

Desde hace tiempo, la zona del cantón de Belén ha tenido un crecimiento

acelerado, debido a la instalación de varias empresas nacionales e internacionales

que requieren servicio eléctrico de calidad por lo especializado de sus procesos.

Es obligación de las compañías de distribución mejorar constantemente su

servicio, para que de esta forma el país se vea beneficiado por la inversión

extranjera, que tanta falta hace a nuestra economía.

531

Al poseer un servicio de alta calidad en toda la red y en este caso en Belén,

generará una situación de confianza por parte de los inversionistas en el servicio

eléctrico y por ende en CNFL.

Es de conocimiento que los mayores problemas que se presentan en el circuito

Belén-Fábricas se deben a depresiones de voltaje de corta duración (“sags”) y no

problemas de suministro o continuidad de energía, esto se constata en el presente

documento y se dan soluciones para el problema.

Contexto de la zona involucrada El área de influencia de la expansión de la subestación es el Parque Industrial de

Belén.

Los principales centros de carga beneficiados son la empresa Firestone, la Zona

Franca América y los futuros clientes que se instalen en la zona. La empresa

Firestone tiene una carga de 5 MW aproximadamente y la Zona Franca América

tiene 11 empresas con una carga que se muestra en la tabla siguiente:

Tabla 1 Clientes Zona Franca América

Nombre del Cliente Energía (kWH) Demanda(kW) Facturado

LOS ARALLANES 1680 0,00 84.855,00 LOS ARALLANES 1432 0,00 70.960,00 PC CALL CENTER S.A. 28880 68,00 1.129.340,00 PC CALL CENTER S.A. 13160 30,16 595.855,00 LOS ARALLANES 3937 16,39 191.900,00 DAKOTA IMAGING S.A 1786 12,55 144.700,00 DAKOTA IMAGING S.A 0 0,00 45.615,00 LOS ARALLANES 0 0,00 1.490,00 SUPRA TELECOM DE COSTA RICA S.A. 103680 272,16 3.976.110,00 FABRICA INTERNACIONAL DE ENCAJES S.A. 76650 153,58 2.659.655,00

LOS ARALLANES 1930 0,00 96.120,00 Totales 233135 553 8.996.600,00

Las empresas de la Zona Franca América son en su mayoría industrias de alta

tecnología, las cuales se verán beneficiadas por la expansión de la subestación.

532

De igual forma, se pretende cubrir la demanda de futuras industrias, posiblemente

de alta tecnología, que se instalen en el parque industrial. Se espera el que la

carga de la subestación Belén posea un comportamiento como el mostrado en el

gráfico 1. Esta es una proyección basada en datos históricos de energía por

distrito, a los cuales se les extrae su tendencia y evolución para prever su futuro.

En el gráfico anterior se puede apreciar que la demanda de la subestación Belén

ha crecido en la última década y se espera que lo siga haciendo debido a los

múltiples atractivos de esta zona para la inversión. El aumento de la capacidad de

la subestación es una consecuencia de la mejora de la calidad de energía ya que

se incorporaría un segundo transformador el cual le hará frente a este crecimiento

de la demanda.

Cabe mencionar que las empresas eléctricas actuales deben enfocarse a la

expansión de la calidad ya que la expansión en cobertura ya ha llegado casi a su

límite, la CNFL no es la excepción.

Potencia Subestación Belén

15,00

18,00

21,00

24,00

27,00

30,00

33,00

36,00

39,00

42,00

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018

Total MW

533

Causas de “sags” o depresiones de tensión en los circuitos de distribución Para mostrar las causas de “sags” en un circuito, se presenta la figura 1.

Figura 1. Causas de “sags”

La figura anterior muestra que los “sags” causados por la red de media tensión

vecina o local son muy largos (90-1000 milisegundos) y causan depresiones de

voltaje muy grandes (hasta 0.4 pu). Si se elimina el efecto de la red de media

tensión vecina, con las alternativas que se presentan más adelante, se pasará

inmediatamente a tener “sags” causados por la red de media tensión remota, los

cuales son de una duración similar pero de magnitud menor (hasta 0.8 pu); por lo

tanto, provocarán menos trastornos en la forma de onda de voltaje y corriente.

Se pretende, en las obras por ejecutar, aislar los circuitos afectados de la red

vecina, porque esa es la variable que se puede manejar relativamente más fácil y

de manera interna en la CNFL, con cambios topológicos adecuados. La figura 2

muestra que si se elimina el efecto directo de la red local se eliminan los “sags”

más perjudiciales.

535

Figura 2. Causas de “sags” sin el efecto de la red local

La eliminación de los “sags” causados por la red de media tensión local queda

sujeta al aislamiento de la alimentación eléctrica de los circuitos que presentan

problemas de la red adyacente, por esto se pretende aislar la alimentación de

Firestone y demás industrias alimentadas por Belén-Fábricas con la división de la

barra a la que están conectados los circuitos alimentadores de estas en la

subestación Belén.

El efecto de los “sags” en los alimentadores de Firestone y Zona Calle Rusia

causados por la red de media tensión local se muestra a continuación.

536

Análisis del efecto de las fallas de la red de media tensión local o vecina sobre las depresiones en la magnitud del voltaje (“sags”) en el circuito Belén-Fábricas. El diagrama unifilar actual de la subestación Belén se muestra en la figura 3.

Figura 3. Diagrama unifilar de la Subestación Belén

En la figura 3, se puede apreciar como el circuito en estudio (Belén-Fábricas) es

afectado directamente por lo que suceda en el circuito Belén-Asunción y Belén-

San Juan, que a su vez se enlaza con la barra de 34.5 kV de Porrosatí y esta, a su

vez, con La Caja, si se dan las condiciones necesarias. Lo anterior se puede

constatar al analizar cualquier contingencia en los circuitos vecinos, análisis que

se expondrá con dos ejemplos de fallas el presente documento.

La configuración de la subestación Belén actual mezcla, en su barra principal,

circuitos de carácter residencial e industrial, heterogéneos en su comportamiento

537

eléctrico. Por esta razón, que la probabilidad de perturbaciones de las variables

eléctricas en los circuitos industriales aumenta debido a la gran extensión

geográfica de los circuitos residenciales, en los cuales si ocurre una falla como la

de los ejemplos siguientes, afecta directamente las características de las variables

eléctricas en los circuitos críticos o industriales.

La confirmación de la aseveración que plantea una influencia directa de las fallas

de los circuitos vecinos sobre el circuito Belén-Fábricas se expone

inmediatamente, iniciando el primero con la figura 4.

Figura 4. Falla en el circuito Belén-Asunción

La figura 4 muestra una falla en el circuito Belén-Asunción conectado a la misma

barra que Belén-Fábricas. Al ocurrir esto se presenta una condición de falla en la

barra Belén 34.5 kV que afecta el nivel de voltaje en Belén-Fábricas.

538

La falla ocurrió el 26 junio a las 06:59:59 p.m. debida a un poste quebrado cerca

de Water Land (antes Acuamanía), falla frecuente en la red de la CNFL, la cual

provocó la perturbación expuesta en la figura 5.

Figura 5. Voltajes de fase a neutro en Belén –Fábricas en el momento de la falla

en Belén-Asunción

Se puede constatar con la figura 5 el efecto de una falla en un circuito “vecino” al

circuito Belén-Fábricas. La forma de onda disminuye su amplitud paulatinamente,

creando así una perturbación de gran duración. Estos “sags” o depresiones de

voltaje son indeseables en el suministro de energía debido a consecuencias

negativas en los equipos eléctricos de los clientes, los cuales pueden provocar

539

una efectiva intervención de los equipos de protección de las industrias, disparo de

equipos o, en el peor de los casos, el daño de dispositivos sensibles.

Un segundo ejemplo se puede apreciar cuando ocurre una falla en el circuito

Porrosatí-San Lorenzo, el 7 de mayo del 2004, a las 11:04:38 a.m. y fue

provocada por un poste quebrado en las cercanías de la escuela de San Pablo, a

unos 5 Km del patio de interruptores de Porrosatí. La distancia a los clientes del

alimentador Belén-Fábricas es de 8 Km, aproximadamente.

Figura 6. Falla en el circuito Porrosatí-San Lorenzo

Se puede apreciar la lejanía relativa que tiene esta falla respecto a la anterior,

pero por esto no deja de ser perjudicial para la calidad de la energía que se

suministra con el circuito Belén-Fábricas. La forma de onda durante esta falla se


540

Figura 7.Forma de onda en el circuito Belén-Fábricas durante la falla en el circuito Porrosatí-San Lorenzo

Como lo muestra la figura 7, la depresión en la magnitud de las ondas de voltaje

no es tan grande como en el caso anterior, debido a la lejanía de la falla, pero no

deja de ser importante su impacto en los equipos sensibles y la calidad de la

energía.

Otra posible falla en la forma de onda del voltaje es el transiente, ocurrido debido a

una descarga atmosférica en las vecindades de un circuito de distribución. Una

descarga atmosférica queda fuera de alcance en lo que se refiere a impedir que se

541

produzca, pero existe hoy en el mercado dispositivos protectores contra los

transientes que generan estos fenómenos eléctricos.

Figura 8. Descarga atmosférica en las vecindades de la red local

La descarga atmosférica causa un transiente en la forma de onda tal y como se

observa en la figura 9.

Ninguna red eléctrica está libre de verse afectada por los fenómenos eléctricos de

las tormentas (no se afecta solamente en el caso que no se tengan tormentas). Lo

que los administradores de las redes deben hacer es invertir capital en supresores

de sobrevoltaje, protección con blindaje de líneas y por parte de los clientes

protecciones de sobrevoltaje para los equipos que consideren necesario o para

todo su sistema eléctrico, ya que se sale de jurisdicción de la empresa proteger el

equipamiento de los clientes internamente en sus propiedades.

Figura 9. Efecto de una descarga atmosférica en la forma de onda del voltaje.

542

Esta perturbación ocurrió el 14 de junio a las 06:54:04 a.m.

El efecto de las descargas atmosféricas no se podrá solucionar completamente,

pero con la solución de los problemas de depresiones de voltaje se minimizará su

efecto en la calidad de energía, debido a que estas son mucho menos frecuentes

que los “sags”. Cabe mencionar que las depresiones de voltaje estarán presentes

durante todo el año, debido a que fallas en la red son provocadas por diversos

factores como animales, personas, árboles, etc., pero las descargas atmosféricas

solamente estarán presentes en la época de tormentas.

Soluciones para eliminar el efecto de las fallas de la red de media tensión local en la forma de onda (“sags”) del circuito Belén-Fábricas. Se plantea tres soluciones para eliminar los “sags” en el circuito Belén-Fábricas,

causados por fallas en la red vecina. Son tres soluciones ligadas entre sí en

543

sentido cronológicamente ascendente. Se hace de esta manera porque se debe

solucionar el problema de manera pronta, por esto se da una solución a corto

plazo con cuatro meses para su entrada en operación. La solución a mediano

plazo utiliza el aislamiento de la barra por medio de interruptores, que se creó en

la solución de corto plazo y se incluye en esta la creación de un circuito nuevo y

subterráneo y cambiar el circuito original aéreo por uno subterráneo, esto se

determina para entrar en operación en un año. La solución a largo plazo utiliza los

cambios anteriores pero se adquiere un transformador de potencia propio y el

equipamiento de todo el módulo de subestación para sustituir la subestación móvil

del ICE.

1. Solución a corto plazo. La situación actual se muestra en la figura 10.

Figura 10. Situación actual Subestación Belén

La situación actual plantea un esquema de subestación simple que, como se

mencionó antes, alimenta cargas industriales y residenciales desde la misma

barra, afectándose un circuito con características específicas, por lo que ocurra en

el otro con otras características de forma directa. No se puede pretender que una

544

porción de la red quede eléctricamente aislada del resto porque esa no es la

filosofía con la que se concibe la misma, pero lo que sí se puede hacer es realizar

aislamientos parciales convenientes y no permanentes para eliminar problemas

críticos, como los que se están presentando, esa es la idea que se sigue para la

resolución de los inconvenientes a los que se está enfrentando la CNFL.

El cambio topológico a corto plazo para aislar los circuitos que alimentan las

industrias corresponde a la figura 11.

Figura 11. Solución a corto plazo

Esta solución corresponde a aislar la barra a la que se encuentra conectado el

circuito que alimenta las industrias de Calle Rusia y Firestone (Belén-Industrias),

por medio de dos interruptores normalmente abiertos, listos para ejecutar una

maniobra de respaldo cuando se amerite. Posteriormente, trasladar el circuito de

ESPH a la bahía de esa empresa y alimentar la barra aislada por medio de la

subestación móvil del ICE 230-34.5 de 30 MVA. Se tendrá igualmente a Firestone

y clientes de Zona Calle Rusia alimentados con el mismo circuito, lo cual se

pretende cambiar por alimentadores independientes en la solución a mediano

545

plazo, a la que se hace referencia adelante. Este planteamiento, para la resolución

del problema de calidad de energía surge como una alternativa que se puede

concretar en un tiempo muy corto, justamente para que paulatinamente se llega a

la resolución del problema de manera permanente, con la solución de mediano

plazo y posteriormente la de largo plazo. Este proyecto está planeado para que

entre en operación en diciembre del 2004.

2. Solución a mediano plazo.

Esta solución es una variación a la anterior. La modificación es independizar la

alimentación de la empresa Firestone e industriales de la zona y Clientes de Zona

Calle Rusia al crear un circuito nuevo a 34.5 kV. Los alimentadores se dispondrán

de forma subterránea para aumentar aún más la confiabilidad de los mismos, por

razones inherentes al sistema subterráneo. Esta solución conlleva más tiempo

debido a que el cambio topológico es mayor que el anterior, debido a que se

deberá introducir un nuevo interruptor para el nuevo circuito, con todo lo que esto

conlleva: eléctrica y estructuralmente. La alimentación desde el nivel de alta

tensión (230 kV) se realizará por medio de la subestación móvil del ICE 230-34.5

kV, 30 MVA, tal y como se presentó en la solución a corto plazo. El resultado se


546

Figura 12. Solución a mediano plazo

Es importante recalcar, como un beneficio extra, que al introducir un circuito

nuevo, una falla en el alimentador no afectará el ciento por ciento de los clientes

industriales, sino a un porcentaje que será determinado por la carga que se

alimente de uno u otro circuito, esto es un punto a favor para la CNFL que se

atribuye a la inversión adecuada en proyectos de calidad. Posteriormente, se

podría crear un enlace posteriormente entre los dos circuitos para cerrar el anillo y

respaldar una zona del circuito fallado, ganando con esto continuidad; además,

que se seguirá alimentando las cargas industriales desde la barra que les

corresponde.

La entrada en operación de este proyecto está planeada para diciembre del 2005.

547

3. Solución a largo plazo

Esta solución es la que presenta más costos, debido a que se requiere la

adquisición de todos los equipamientos para crear una bahía nueva de

subestación, los cuales son necesarios si se pretende expandir de manera

definitiva y garantizando el cumplimiento del objetivo final, que es mejorar la

calidad de la energía a los clientes alimentados desde la bahía a construir.

La solución consiste en dejar los dos alimentadores en la barra aislada de CNFL,

alimentada con la subestación móvil del ICE, pero para este caso, como es una

solución permanente, adquirir e instalar en el sitio un transformador de potencia

230-34.5 kV; 30/45 MVA, esto con el fin de alimentar en forma exclusiva a los

clientes industriales.

Además con la instalación de este nuevo transformador, se pretende aumentar la

potencia disponible en el lado de media tensión o de distribución para hacerle

frente a la demanda creciente de energía y potencia por parte de los clientes

industriales, actuales y futuros de la zona.

Cabe mencionar que el espacio en la subestación no es un problema debido a que

se tenía previsto la actual ampliación de la misma. La disposición de equipos de la

ampliación se muestra en el plano anexo realizado por el ICE. El diagrama unifilar

de la ampliación se muestra en la figura 13.

548

Figura 13. Solución a largo plazo

La solución a largo plazo se planea esté en operación para diciembre del 2006.

Con la implementación de los cambios topológicos anteriores (corto, medio y largo

plazo), se busca eliminar los “sags” de los circuitos industriales causados por la

red vecina, al proporcionar un servicio eléctrico exclusivo a las cargas críticas, sin

mezclar alimentadores de carácter residencial e industrial en una misma barra.

La eliminación de “sags” de manera sustancial, al aislar la alimentación de las

industrias de la alimentación residencial, se debe a que se reduce de manera

amplia la probabilidad de falla de la red vecina, que en este caso, sería

comprendida solamente por los dos alimentadores conectados al nuevo

transformador y no todos los alimentadores conectados a toda la subestación.

Se podría pensar que una falla en el nuevo transformador deje sin energía a los

clientes que se abastecen desde este, pero hay que recordar que estos podrían

549

eventualmente ser abastecidos desde los otros transformadores de la subestación

o por maniobras de respaldo debidas a enlaces de circuitos vecinos a los circuitos

industriales. Este es un tema a analizar posteriormente.

Simulación para la comprobación de las soluciones La simulación emula las situaciones que se presentan en el circuito Fábricas de la

subestación Belén debido a fallas en la red local. Para los efectos de la simulación

se toma como falla en la red local una falla en el circuito San Juan. Para

corroborar la factibilidad de las soluciones planteadas anteriormente se simula la

situación actual y la situación con la solución propuesta implementada ante una

falla en la red vecina. La simulación se llevó a cabo en SimPowerSystems de

MatLab. Los diagramas aparecen en los anexos. Para todos los casos el tiempo

de duración de la falla va de 0.02 a 0.05 segundos aproximadamente.

550

1. Situación actual. Este caso corresponde a la situación en la cual los circuitos se encuentran

alimentados desde una misma barra. Los voltajes de fase a tierra en el circuito

Fábricas se muestran en la figura 14 ante una falla trifásica en San Juan. Esta

simulación correspondiente a la topología actual es solamente para comprobar en

el modelo que una falla en la red local afecta el voltaje en un circuito adyacente,

pero lo realmente importante es ver el comportamiento cuando al modelo se le

agregan los elementos y topología que conforman las soluciones propuestas en

esta justificación.

Figura 14. Voltajes de fase en Fábricas ante falla en San Juan con la topología

actual.

551

Se puede apreciar el sag en las tres fases causado por la falla mientras esta

permanece, cuando se libera se presentan sobrevoltajes debido a la interrupción

de ésta en el circuito San Juan en el modelo.

2. Situación con la solución implementada. Cuando se implementa el nuevo transformador y se aísla la barra que alimenta al

circuito Fábricas se ven eliminados los “sags” en éste, tal y como se afirmó

anteriormente y como se demuestra en las siguientes figuras. Los voltajes en

Fábricas ante falla trifásica en el circuito Sanjuán se muestran en la figura 15.

Figura 15. Voltajes de fase en Fábricas ante falla trifásica en San Juan con la

topología planteada.

La figura 15 no muestra problemas de “sags” en el circuito Fábricas, solamente

muestra una pequeña caída de tensión normal (de duración de 0.02 a 0.05

552

segundos aproximadamente) que está lejos de ser un sag. La falla es liberada por

el interruptor San Juan sin problemas en Fábricas.

Ante falla bifásica en San Juan el circuito Fábricas muestra el comportamiento

ilustrado en la figura 16.

Figura 16. Voltajes de fase a neutro en Fábricas ante falla bifásica en San Juan

con la topología planteada.

De nuevo ante falla bifásica no se presentan problemas de depresiones de voltaje

o sags cuando el circuito Fábricas se alimenta de una barra y transformador

exclusivo.

553

Figura 16. Voltajes de fase a neutro en Fábricas ante falla monofásica en San

Juan con la topología planteada.

La figura anterior muestra los voltajes de fase a neutro en el circuito Fábricas ante

falla monofásica en San Juan. Como se puede apreciar no se muestran caídas

leves o altos de voltaje lo cual asegura la efectividad de las soluciones planteadas

en el presente documento. Cabe mencionar como punto fundamental que las

fallas monofásicas corresponden a las perturbaciones más frecuentes en el

sistema, por esto si no hay sags cuando hay una falla de este tipo se puede decir

que se está cumpliendo el objetivo de eliminar los sags debidos a la red local en el

circuito Fábricas.

554

Inversión Este proyecto se debe analizar desde el punto de vista de inversión, la cual es

necesaria para la expansión de la red de la CNFL, acorde a las exigencias del

mercado eléctrico actual. Ha llegado el momento de utilizar el espacio previsto en

la subestación Belén para la instalación de una nueva bahía de CNFL. La

demanda creciente y exigente lo amerita prontamente. Los costos de los

elementos contemplados en la tabla 2 fueron proporcionados por el ICE.

El costo de la ampliación definitiva de la subestación Belén se muestra en la tabla

2.

Tabla 2. Costos ampliación de la Subestación Belén

Cálculo de la Ampliación #4 de Subt. Belén 30/45 MVA 230/34,5/13,8 kV

Segundo transformador CNFL 24/8/04 Precios US$ Unitarios Cantidad Sub total US$

Equipos 230 kV Transformadores de potencia $/MVA 12.674,90 45 570.370,59 Pruebas de trafos de potencia 1.013,99 1 1.013,99 Transformadores de corriente 8.985,00 3 26.955,00 Transformadores de potencial 9.383,00 0 0,00 Seccionador serie ME 14.673,50 1 14.673,50 Seccionador serie MAN 10.693,50 1 10.693,50 Seccionador paralelo MAN 10.747,00 1 10.747,00 Seccionador paralelo MAN + PT 13.810,33 0 0,00 Pararrayos 2.777,00 3 8.331,00 Interruptores tripolares 45.954,33 1 45.954,33 Interruptores monopolares 48.828,00 0 0,00 Columnas C22 2.306,00 0 0,00 Vigas V-20 1.318,00 0 0,00 Columnas C250E monopolares 400,00 6 2.400,00 Cadenas de aisladores 338,34 3 1.015,03

Sub total $692.153,95 Equipos 34,5 kV METAL CLAD 0

Módulo salida/entrada 35.406,00 0 0,00 Módulo medición 16.800,00 0 0,00 Módulo reserva 28.500,00 0 0,00 Costo Edificio ($/m2) (8,4mx1,75mxsecc) 450,00 0 0,00

Sub total $0,00 Equipo Control y Protección

555

Barra sencilla Sección base 315.301,92 0 0,00 Sección línea 65.960,63 0 0,00 Sección transformación 44.723,43 1 44.723,43 Sección enlace barras 9.737,41 0 0,00 Sección de reserva 7.517,33 0 0,00 Comunicaciones 41.215,14 1 41.215,14 Comunicaciones CENCE 35.000,00 1 35.000,00

Sub total $120.938,57 Varios

Herrajes/sección cualquier voltaje 1.992,97 2 3.985,94 Cables de barras/ sección 3.862,50 2 7.725,00 Malla de puesta a tierra/m2 3,82 100 381,88 Cables de control/sección 20.394,40 2 40.788,80 Servicio propio 12.073,00 0 0,00 Transferencia servicio propio 15.816,00 0 0,00 Luminarias 23.158,00 0 0,00 Tableros de distribución trifásica 20.000,00 0 0,00 Sistema de alarma contra robo 13.667,00 0 0,00 Banco baterías y cargadores 43.268,93 0 0,00 Aire acondicionado y ventilación 5.705,00 0 0,00

Sub total $52.881,62 Repuestos e imprevistos 5% 43.298,71 TOTAL EQUIPO PATIO SUBEST. $909.272,85 Mano de obra 45% 409.172,78 Edificio de control ($/M2) 450,00 0,00 0,00 Costo de Lote ($/m2) $15 0,00 0,00 TOTAL DIRECTO SUBESTACION $1.318.445,63 Ingeniería 4% 52.737,83 Administración 6% 79.106,74 Gestión Ambiental $0,65/m2 0,65 0,00 Topografía $0,17/m2 0,17 0,00 Geología 1% 13.184,46 Inspección 3% 39.553,37 TOTAL INDIRECTO SUBESTACION $184.582,39

TOTAL SUBESTACION $1.503.028,02

Como se mencionó anteriormente, se dispone de terreno para la ampliación, por lo

tanto, en las casillas que corresponden a este rubro no se cotiza el mismo.

556

Además, se cuenta con espacio en el edificio de control para todo lo que concierne

a otro módulo en la subestación, por lo tanto, no se cotiza tampoco en este ítem.

Otros rubros menores que no se cotizan se observan en la tabla. Se adjunta plano

del esquema de la subestación con la ampliación incluida, para constatar muchas

de las afirmaciones hechas anteriormente.

Conclusiones

El proyecto se justifica por la necesidad de cubrir las necesidades de las

industrias actuales y prepararse debido al alto potencial industrial de la

zona, que llevará a una mayor demanda de potencia y energía de alta

calidad en el futuro. Por lo anterior, se hace urgente la adquisición y puesta

en marcha del proyecto, como una solución a los problemas citados y

analizados en este documento.

Se muestra mediante la simulación que las soluciones planteadas aseguran

la eliminación de sags debidos a la red local, ya sea, ante falla monofásica,

bifásica y trifásica.

Es indudable el beneficio que recibirán los clientes, en primera instancia,

por la expansión de la subestación sin mencionar el beneficio para la CNFL

al vender energía de mayor calidad a cargas críticas como las involucradas

en el proyecto.

557

La inversión en la creación de este nuevo módulo de la Compañía era

inminente en algún momento y este es el preciso, ya que se debe dar

solución a una serie de problemas que tiene la CNFL en esta zona de la red

debido a quejas constantes de los clientes que exigen solución a los

problemas en las variables eléctricas presentes en sus acometidas y por

ende en sus sistemas eléctricos.

La eliminación de los “sags” tiene como resultado que las perturbaciones en

el voltaje se reduzcan sustancialmente, por tal efecto, los fenómenos que

se podrían presentar estarían fuera del área de influencia de la CNFL, tales

como descargas atmosféricas, los cuales representan porcentajes

sustancialmente menores a los que se dan actualmente con la topología

existente de la red de distribución que es alimentada por la Subestación

Belén.

La inversión extranjera está sujeta a la calidad de los servicios que se

brinden en los potenciales lugares a invertir, por ende, el proyecto asegura

en cierta medida la atracción de inversión al tratar de dar solución a un

tema central como lo es el abastecimiento de energía continua y de calidad,

clave para los procesos industriales, administrativos o de servicios actuales.

558

Anexos

informe gestión final lfaj - dpd · dpd dirección de distribución ... y dar seguimiento a las...

Documents