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Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 1
RESUMEN
Este proyecto comprende el análisis de operación de los alimentadores
primarios de la subestaciones Obrapía y San Cayetano, que consiste en
determinar factores como caídas de tensión, factor de potencia, cargabilidad de
conductores, de manera que al existir algún tipo de inconveniente acertar con la
solución adecuada y así cumplir con el objetivo de conseguir beneficios para la
Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A.
Para poder determinar los factores mencionados anteriormente se utiliza el
programa de análisis técnico Spard mp Distribution, el cual permite realizar la
modelación digital de la red primaria definiendo el comportamiento del
alimentador, para lograr esto es necesario establecer la demanda y parámetros de
operación. Una vez detectado los desperfectos que presenta cada uno de los
alimentadores se procede a utilizar las herramientas más adecuadas para
optimizar el sistema.
Se comprobó que los instrumentos más óptimos para el mejoramiento del
sistema son: el conocido proceso de transferencia de carga y el remplazo de
conductores, ya que con ellos se lograron grandes ventajas técnicas-económicas.
La viabilidad para la implementación del proyecto se lo determino con la
evaluación económica, dando buenos resultados y logrando el mejoramiento del
sistema actual de los alimentadores primarios en estudio.
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ABSTRACT
This project involves the analysis of operation of the primary feeders of the
Obrapía San Cayetano substations, who is to determine factors such as
brownouts, power factor, fan-drivers, so to be some kind of inconvenience
matching the adequate solution and thus to fulfill the expectation of benefit to the
Southern Regional Electricity Company SA.
To determine the mentioned factors above ,It is used the technical analysis
program called Spard mp Distribution, which allows digital modeling of the primary
network defining the behavior of the feeder, to achieve this it is necessary to
establish the demand and operating parameters. Once we detected defects in
each of the feeders it is appropriate to use the most appropriate tools to optimize
the system.
It was found that more optimum tools for the improvement of the system are:
the known charge-transfer process and the replacement of conductors, since they
were achieved with great technical-economic advantages.
The feasibility for implementation of the project would determine with the
economic evaluation, achieving good results and improving of the current system
of primary feeders under study.
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INDICE
RESPONSABILIDADES ---------------------------------------------------------------------------- 9 CERTIFICACIÓN ----------------------------------------------------------------------------------- 10 AGRADECIMIENTOS ----------------------------------------------------------------------------- 11 DEDICATORIA -------------------------------------------------------------------------------------- 12 RESUMEN ---------------------------------------------------------------------------------------------- 8 ABSTRACT --------------------------------------------------------------------------------------------- 8
CAPITULO I
GENERALIDADES.
1.1 Planteamiento del problema. ------------------------------------------------------------ 14 1.2 Justificación. --------------------------------------------------------------------------------- 14 1.3 Objetivos. ------------------------------------------------------------------------------------- 14
1.3.1 Objetivo general. ---------------------------------------------------------------------- 14 1.3.2 Objetivos específicos. ---------------------------------------------------------------- 15
1.4 Alcance ---------------------------------------------------------------------------------------- 15 1.5 Sistemas de información en la EERSSA --------------------------------------------- 15 1.6 Sistema de distribución eléctrica. ------------------------------------------------------ 16
1.6.1 Objetivo. --------------------------------------------------------------------------------- 16 1.6.1.1 Sistema radial. ---------------------------------------------------------------------- 16 1.6.1.2 Sistema en anillo. ------------------------------------------------------------------ 17 1.6.1.3 Sistema mallado. ------------------------------------------------------------------- 17
1.6.2 Componentes de un sistema de distribución. --------------------------------- 18 1.6.2.1 Subestación de distribución. ---------------------------------------------------- 18
1.6.2.1.1 Objetivo. -------------------------------------------------------------------------- 18 1.6.2.1.2 Componentes. ------------------------------------------------------------------ 19 1.6.2.1.3 Clasificación. -------------------------------------------------------------------- 19
1.6.2.2 Alimentadores primarios de distribución eléctrica. ------------------------ 19 1.6.2.2.1 Factores a considerar en la decisión del nivel de voltaje en el alimentador primario. ---------------------------------------------------------------------- 20 1.6.2.2.2 Factores que afectan la decisión de la ruta de un alimentador. --- 20 1.6.2.2.3 Factores que afectan al número de alimentadores. ------------------ 20
1.6.2.3 Transformadores de distribución. ---------------------------------------------- 20 1.6.2.3.1 Clasificación de los transformadores. ------------------------------------ 20
1.6.2.3.1.1 Por el número de fase. --------------------------------------------------- 20 1.6.2.3.1.2 De acuerdo al tipo de aislamiento. ----------------------------------- 21
1.6.2.3.2 Conexión de los transformadores. ----------------------------------------- 22 1.6.2.4 Red de baja tensión. --------------------------------------------------------------- 22
1.6.2.4.1 Usuarios. ------------------------------------------------------------------------- 23 1.6.3 Conductores en un sistema de distribución eléctrica. ----------------------- 23
1.6.3.1 Cargabilidad en los conductores. ---------------------------------------------- 23 1.6.3.2 Tipo de conductores. -------------------------------------------------------------- 25
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1.6.3.3 Cargabilidad óptima en líneas trifásicas. ------------------------------------- 26 1.6.4 Solución al problema de flujo de carga. ----------------------------------------- 26
1.6.4.1 Métodos para la solución de flujos de carga. ------------------------------- 27 1.6.5 Voltajes en el sistema de distribución eléctrica. ------------------------------ 27
1.6.5.1 Regulación del voltaje. ------------------------------------------------------------ 28 1.6.5.2 Caída de tensión. ------------------------------------------------------------------- 28 1.6.5.3 Perfil de tensión. -------------------------------------------------------------------- 29 1.6.5.4 Niveles de tensión permisibles. ------------------------------------------------- 29
1.6.6 Pérdidas en un sistema de distribución eléctrica. ---------------------------- 29 1.6.6.1 Clasificación de pérdidas. -------------------------------------------------------- 30
1.6.6.1.1 Pérdidas técnicas. ------------------------------------------------------------- 30 1.6.6.1.2 Pérdidas no técnicas. --------------------------------------------------------- 30
1.6.7 Proyección de la demanda. -------------------------------------------------------- 30 1.6.7.1 Métodos para proyectar la demanda. ----------------------------------------- 30
1.7 Fundamentos teóricos. -------------------------------------------------------------------- 31 1.7.1 Definición de carga instalada. ----------------------------------------------------- 31 1.7.2 Definición de curva de carga. ------------------------------------------------------ 31 1.7.3 Definición de demanda. ------------------------------------------------------------- 31 1.7.4 Definición de factores. --------------------------------------------------------------- 32
1.7.4.1 Factor de carga. -------------------------------------------------------------------- 32 1.7.4.2 Factor de utilización o de demanda ------------------------------------------- 33 1.7.4.3 Factor de pérdidas. ---------------------------------------------------------------- 33 1.7.4.4 Factor de coincidencia. ----------------------------------------------------------- 33
CAPITULO II
ANÁLISIS DE PÉRDIDAS Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN UTILIZANDO SPARD MP. DSTRIBUTION
2.1 Configurador de la red de media tensión. -------------------------------------------- 35 2.2 Asignación de carga para la red de media tensión. ------------------------------- 35
2.2.1 Proporcional a la capacidad nominal de los transformadores. ------------ 36 2.2.2 Ajustar lecturas proporcionalmente a la capacidad de los transformadores. --------------------------------------------------------------------------------- 37 2.2.3 Ajustar lecturas proporcionalmente a los kWh de los transformadores. 38
2.3 Estudio de flujo de potencia utilizando Spard mp. Distribution para la red de media tensión. -------------------------------------------------------------------------------------- 39
2.3.1.1 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution.-------------------------- 41 2.3.1.1.1 Algoritmo del flujo de carga balanceado primario --------------------- 41 2.3.1.1.2 Algoritmo del flujo de carga desbalanceado primario ---------------- 42
2.4 Pérdidas de potencia y energía --------------------------------------------------------- 43 2.5 Técnicas para la optimización de la red de distribución. ------------------------- 43
2.5.1 Reconfiguración en alimentadores primarios. -------------------------------- 43 2.5.1.1 Introducción. ------------------------------------------------------------------------- 43 2.5.1.2 Técnicas y Métodos --------------------------------------------------------------- 43 2.5.1.3 Algoritmo utilizado por Spard mp. Distribution. ----------------------------- 44
2.5.2. Ubicación de capacitores en alimentadores primarios ---------------------- 46
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2.5.2.1 Introducción. ------------------------------------------------------------------------- 46 2.5.2.2 Técnicas y Métodos --------------------------------------------------------------- 47 2.5.2.3 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution -------------------------- 48
2.5.3. Cambio de conductores en alimentadores primarios. -------------------- 49 2.5.3.1. Introducción ----------------------------------------------------------------------- 49 2.5.3.2. Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution ------------------------ 50
CAPITULO III DESCRIPCIÓN DE LA S/E OBRAPÍA Y S/E SAN CAYETANO, Y
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN
3.1 Descripción del Sistema Eléctrico EERSSA ----------------------------------------- 53 3.2 Área de concesión. ------------------------------------------------------------------------- 53 3.3 Área de estudio ----------------------------------------------------------------------------- 54 3.4Obtención de información para la modelación. ----------------------------------------- 56
3.4.1 Información de la subestación. ---------------------------------------------------- 56 3.4.2 Información de la troncal. ----------------------------------------------------------- 56
3.5 Descripción de la subestación Obrapía ----------------------------------------------- 57 3.5.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación Obrapía. -------------------------------------------------------------------------------------------- 59
3.5.1.1 Descripción del Alimentador Chontacruz ------------------------------------ 60 3.5.1.2 Descripción del Alimentador IV Centenario --------------------------------- 61 3.5.1.3 Descripción del Alimentador Hospital ----------------------------------------- 62 3.5.1.4 Descripción del Alimentador Celi Román ------------------------------------ 63
3.5.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos Subestación de Obrapía ------------------------------------------------------------------------ 64
3.5.2.1 Estimación de la demanda ------------------------------------------------------- 64 3.5.2.1.1 Demanda máxima. ------------------------------------------------------------- 64 3.5.2.1.2 Demanda mínima. ------------------------------------------------------------- 64
3.5.2.2 Cálculo de los parámetros eléctricos------------------------------------------ 65 3.5.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrica de la EERSSA--- 65
3.5.3.1 Alimentador Chontacruz ---------------------------------------------------------- 65 3.5.3.2 Alimentador IV Centenario: ------------------------------------------------------ 66 3.5.3.3 Alimentador Hospital: -------------------------------------------------------------- 67 3.5.3.4 Alimentador Celi Román: --------------------------------------------------------- 67
3.5.4 Proyección de la demanda. -------------------------------------------------------- 68 3.5.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo. ----------------------------------- 68 3.5.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados. ------------ 68
3.5.4.2.1 Alimentador Chontacruz. ----------------------------------------------------- 69 3.5.4.2.2 Alimentador IV Centenario. -------------------------------------------------- 69 3.5.4.2.3 Alimentador Hospital. --------------------------------------------------------- 70 3.5.4.2.4 Alimentador Celi Román. ---------------------------------------------------- 70
3.6 Descripción de la subestación San Cayetano. -------------------------------------- 71 3.6.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación San Cayetano. ------------------------------------------------------------------------------------ 74
3.6.1.1 Descripción del Alimentador Sur. ---------------------------------------------- 74
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3.6.1.1 Descripción del Alimentador Norte. -------------------------------------------- 76 3.6.1.2 Descripción del Alimentador Juan de Salinas. ----------------------------- 77
3.6.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos Subestación San Cayetano. ------------------------------------------------------------------- 78
3.6.2.1 Estimación de la demanda. ------------------------------------------------------ 78 3.6.2.1.1 Demanda máxima. ------------------------------------------------------------- 78 3.6.2.1.2 Demanda mínima. ------------------------------------------------------------- 79
3.6.2.2 Calculo de los parámetros eléctricos. ----------------------------------------- 79 3.6.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrico de la EERSSA. -- 79
3.6.3.1 Alimentador Sur. -------------------------------------------------------------------- 79 3.6.3.2 Alimentador Norte. ----------------------------------------------------------------- 80 3.6.3.3 Alimentador Juan de Salinas. --------------------------------------------------- 81
3.6.4 Proyección de la demanda. -------------------------------------------------------- 81 3.6.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo. ----------------------------------- 81 3.6.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados ------------- 82
3.6.4.2.1 Alimentador Sur.---------------------------------------------------------------- 82 3.6.4.2.2 Alimentador Norte. ------------------------------------------------------------- 83 3.6.4.2.3 Alimentador Juan de Salinas. ----------------------------------------------- 83
CAPITULO IV
ESTUDIO DE RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS ALLIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA Y SAN
CAYETANO UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION.
4.1 Reconfiguración de los alimentadores primarios. ---------------------------------- 86 4.1.1 Transferencia de carga. ------------------------------------------------------------- 86 4.1.2 Descripción de los nuevos alimentadores. ------------------------------------- 95 4.1.3 Simulación a demanda máxima --------------------------------------------------- 98 4.1.4 Simulación a demanda mínima -------------------------------------------------- 101
4.2 Ubicación de capacitores en alimentadores primarios. ------------------------- 103 4.2.1 Procedimiento. ----------------------------------------------------------------------- 104 4.2.2 Simulación a demanda máxima ------------------------------------------------- 104 4.2.3 Simulación a demanda mínima -------------------------------------------------- 104
4.3 Remplazo de conductores en alimentadores primarios. ----------------------- 105 4.3.1 Situación a demanda máxima --------------------------------------------------- 106 4.3.2 Situación a demanda mínima ---------------------------------------------------- 107
4.4 Combinación de soluciones para proyecciones de la demanda. ------------ 108 4.5 Resumen y resultados. ------------------------------------------------------------------ 112
CAPITULO V
ANÁLISIS ECONÓMICO.
5.1 Justificación técnica- económica. ---------------------------------------------------- 115 5.2 Conceptos teóricos ----------------------------------------------------------------------- 116 5.3 Análisis costo-beneficio ----------------------------------------------------------------- 118
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CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
6.1 Conclusiones. ------------------------------------------------------------------------------ 123 6.1.1 Conclusiones generales. ---------------------------------------------------------- 123 6.1.2 Conclusiones específicas. -------------------------------------------------------- 123
6.2 Recomendaciones. ----------------------------------------------------------------------- 126 Bibliografía. ------------------------------------------------------------------------------------- 127
ANEXOS
ANEXO 1:Diagrama unifilar EERSSA ------------------------------------------------------- 129 ANEXO 2:Transformadores de potencia --------------------------------------------------- 131 ANEXO 3:Descripción de los transformadores de distribuciones -------------------- 135 ANEXO 4:Curvas de demanda ---------------------------------------------------------------- 143 ANEXO 5:Estudio de flujos de potencia en estado actual ----------------------------- 151 ANEXO 6:Cargabilidad mayor a 40% de los condctores en estado actual -------- 154 ANEXO 7:Proyección de la demanda ------------------------------------------------------- 160 ANEXO 8:Estudio de flujos de potencia demanda proyectada en estado actual 164 ANEXO 9:Cargabilidad de conductores para la demanda proyectada año 2026. 167 ANEXO 10:Estado de seccionadores utilizados para la reconfiguacion. ---------- 177 ANEXO 11:Caracteristica del seccionador a utilizar ------------------------------------- 179 ANEXO 12:Estudio de flujos con reconfiguacion para demanda actual ----------- 181 ANEXO 13:Cargabilidad de conductores después de la reconfiguración y cambio de calibres. ------------------------------------------------------------------------------------------ 185 ANEXO 14:Tipo de estructuras.--------------------------------------------------------------- 194 ANEXO 15:Estudio de flujos con la combinación de soluciones. -------------------- 198 ANEXO 16:Estudio de flujos con la combinación de soluciones para demanda proyectada. ----------------------------------------------------------------------------------------- 201 ANEXO 17:Resumen de resultados demanda actual. ---------------------------------- 204 ANEXO 18:Resumen de resultados demanda proyectada ---------------------------- 207 ANEXO 19:Tasa de descuento del banco central. --------------------------------------- 210 ANEXO 20:Costos de inversión. -------------------------------------------------------------- 212
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UNIVERSIDAD DE CUENCA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA Y SAN CAYETANO PERTENECIENTES A LA
EERSSA
Tesis previa a la obtención
de Título de Ingeniera Eléctrica.
AUTORES:
Gina Tatiana Peña Ochoa.
Jessica Nathaly Ramírez Vargas.
DIRECTOR:
Ing. Hernando Merchán Manzano.
TUTOR:
Ing. Germán Arias Mosquera.
CUENCA – ECUADOR.
2012
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RESPONSABILIDADES
Gina Tatiana Peña Ochoa y Jessica Nathaly Ramírez Vargas, reconocemos y
aceptamos el derecho de la Universidad de Cuenca, en base al Art. 5 literal c) de
su Reglamento de Propiedad Intelectual, de publicar este trabajo por cualquier
medio conocido o por conocer, alser este requisito para la obtención de nuestro
título de Ingeniero Eléctrico. El uso que la Universidad de Cuenca hiciere de este
trabajo, no implica afección alguna de nuestros derechos morales o patrimoniales
como autores.
Gina Tatiana Peña y Jessica NathalyRamírez certificamos que todas las ideas,
opiniones y contenidos expuestos en la presente investigación son de su exclusiva
responsabilidad de sus autores.
_____________________ _____________________
Gina Tatiana Peña Jessica Nathaly Ramírez
0705213783 1104347784
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CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo de tesis fue desarrollado por Gina Tatiana Peña
Ochoa y Jessica Nathaly Ramírez Vargas, bajo mi dirección.
__________________________
Ing. Hernando Merchán Manzano
DIRECTOR DE TESIS
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AGRADECIMIENTOS
Agradecemos el cumplimiento de este sueño a:
Dios, por darnos las fuerzas necesarias en los momentos en que más se lo
necesitó, llenándonos de alegría a lo largo de nuestras vidas con su infinito amor.
Los profesores de Ingeniería eléctrica que nos han acompañado durante el
largo camino, bríndanos siempre su orientación con su profesionalismo ético en la
adquisición de conocimientos, pero sobre todo por su confianza y amistad.
La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. por habernos permitido la
realización de esta tesis, principalmente a la Gerencia de Planificación por
brindarnos todo su apoyo y en especial al Ingeniero Estali Granda.
Los Ingenieros Hernando Merchán Manzano y Germán Arias Mosquera,
director y tutor del proyecto, por saber guiarnos en todo momento y así poder
concluir con el estudio.
Todas aquellas personas que sin esperar nada a cambio estuvieron con
nosotras en los buenos y malos momentos compartieron pláticas, conocimientos y
diversión, apoyándonos cuando más se las necesitaba al darnos palabras de
aliento; especialmente a David.
Gracias.
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DEDICATORIA
Dedico de manera especial a mi “Mamita” Fanny quien con su simpleza me ha ayudado a encontrar la luz cuando todo era oscuridad; gracias por estar en todo momento dándome ejemplo de esfuerzo y diciéndome que jamás hay que darse por vencida.
A mi padre Manuel Alberto por inculcarme todos aquellos valores que me han ayudado a formarme como persona.
A mi “Ñaño” Manuel Eduardo, quien me acompañado en silencio con una compresión a prueba de todo.
Por medio del presente me permito decirles que los amo, y que todo esto se los debo a ustedes.
Taty
Dedico muy especialmente a mi mami “Franchezca”, por brindarme todo su inmenso amor, su cariño, sus consejos, su apoyo incondicional y sobretodo por enseñarme el valor de la vida a través de la fuerza de un abrazo.
A mi papi “Horacio”, por su comprensión, paciencia y palabras de aliento lo largo de mi vida.
A mis hermanos “Carlos, Jhon y Vero”, por toda la confianza siendo ustedes mi pilar y mi aliento para lograr la culminación de mi carrera.
¡Los Quiero mucho!
Jessy
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CAPITULO I
GENERALIDADES.
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.2 JUSTIFICACIÓN.
1.3 OBJETIVOS.
1.4 ALCANCE
1.5 SISTEMA DE OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN E.E.R.S.S.A
1.6 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
1.7 FUNDAMENTOS TEÓRICOS
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1.1 Planteamiento del problema.
Las empresas distribuidoras tienen como objetivo suministrar energía
eléctrica al cliente en el momento y lugar que lo requiera, mejorando el desarrollo
y la calidad de vida de los consumidores.
Uno de los problemas más importantes en los sistemas eléctricos de
distribución sonlas pérdidas que se generan, por lo que deben de analizarse,
encontrando las deficiencias existentes y de esta manera plantear las soluciones
más convenientes.
Las pérdidas técnicas se pueden disminuir utilizando métodos para la
optimización de la red de distribución, de modo que se logre la reducción de
dichas pérdidas y otros beneficios tales como el mejoramiento de los niveles de
tensión y la cargabilidad en los conductores, con mínimos costos de inversión.
1.2 Justificación.
La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) ha visto la
necesidad de realizar un estudio que contemple la optimización de su sistema de
distribución, para lo cual se hace imprescindible el análisis de sus alimentadores
primarios, mediante software de análisis técnico; obteniendo las mejores
soluciones, utilizando técnicas como la reconfiguración y optimización de dichos
alimentadores logrando eficiencia y calidad de la energía eléctrica que se entrega
a sus consumidores.
1.3 Objetivos.
1.3.1 Objetivo general.
Minimizar pérdidas técnicas, tanto de potencia como de energía y, mejorar
la calidad del servicio técnico y de operación en los alimentadores primarios de las
subestaciones de Obrapía y San Cayetano (Hospital, Chontacruz, IV Centenario,
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Celi Román, Sur, Norte y Juan de Salinas) pertenecientes a la E.E.R.S.S.A y por
ende obtener beneficios económicos debido a la eficiencia que se obtendría.
1.3.2 Objetivos específicos.
Mejorar los niveles de tensión en los alimentadores primarios.
Disminuir las pérdidas de potencia y de energía.
Lograr mayor operatividad de los alimentadores primarios.
1.4 Alcance
A partir de la información recopilada por varios medios se realizará un
análisis del sistema de distribución en estado actual y proyectando la demanda 15
años para los alimentadores de la Subestación Obrapía y San Cayetano, con el
objetivo de determinar pérdidas técnicas. Además observar la situación del
sistema con respecto a la operatividad, caídas de tensión, factor de potencia; y de
esta manera encontrar soluciones y recomendaciones disminuyendo perdidas,
tomando en cuenta parámetros técnicos y económicos.
1.5 Sistemas de información en la EERSSA
La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. de la Gerencia de Operación y
Mantenimiento posee la información necesaria para cualquier gestión.
Para la realización de la presente tesis se obtuvo información de parte de:
Gerencia de Operación y Mantenimiento de la EERSSA, dentro del cual se
encuentra el sistema SCADA, Supervisory Control And Data Acquisition
(Control de Supervisión y Adquisición de Datos).
Gerencia de Planificación, este departamento cuenta con el software de
análisis técnico Spard mp Distribution.
Sistema SCADA
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Los datos obtenidos en el campo son enviados mediante un equipo
emisor, un MTU, y con la ayuda de un modem (DCE), se generan señales que
contiene la información a ser enviada, y de esta manera poder comunicar.
También se requiere de un medio de comunicación, en este caso la
comunicación se realiza mediante radio enlace y fibra óptica.
Posteriormente la información llegará a otro DCE, para luego ser receptada
por un dispositivo RTU D20, la cual llega a la computadora central.
Datos obtenidos del Spard mp Distribution.
El ingreso de los datos del campo se realiza de forma directa y masiva,
mediante el uso de computadoras portátiles.
La representación gráfica de datos presenta una gran diversidad de capas
graficas las cuales permiten al usuario visualizar:
La topología del sistema mediante colores.
Las redes de media y baja tensión aspectos como:
Voltajes, corrientes, identificación de los elementos, transformadores,
seccionadores, secciones de línea, etc.
1.6 Sistema de distribución eléctrica.
1.6.1 Objetivo.
El objetivo de la distribución eléctrica es el de suministrar un servicio
continuo y de calidad al cliente, esto es, que el suministro de energía sea
entregado sin interrupciones y con un nivel de tensión adecuado para que los
aparatos operen de manera eficiente.
1.6.1.1 Sistema radial.
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Este tipo de distribución es aquel que parte de un punto o nodo central y
se va ramificando de manera radial. Este sistema es el más económico
1.6.1.2 Sistema en anillo.
En este sistema se parte de un punto o nodo central, se recorre todo el
sistema a alimentar y se vuelve al mismo nodo formando así un anillo. El punto
clave de este sistema radica en el hecho de que si se produce una falla en un
alimentador, la subestación se puede seguir alimentando por el otro lado.
1.6.1.3 Sistema mallado.
Figura 1.1: Sistema Radial Fuente:www.elprisma.com
Figura 1.2: Sistema en Anillo Fuente:www.elprisma.com
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El sistema de distribución mallado es aquel en el cual en media tensión la
distribución es radial pero en baja es una serie de anillos que siguen los recorridos
de las calles.
1.6.2 Componentes de un sistema de distribución.
Los componentes principales de un sistema de distribución son: la
subestación de distribución, los alimentadores primarios, los transformadores de
distribución, las redes de baja tensión y los abonados.
1.6.2.1 Subestación de distribución.
1.6.2.1.1 Objetivo.
La subestación reductora, tiene como objetivo reducir el nivel de tensión,
con una determinada potencia y repartirla entre los alimentadores para distribuirla
en el área que se encuentra a su alrededor.
La subestación es el punto final de entrega de potencia para los sistemas
de transmisión, mientras que para el sistema de distribución es el punto de inicio.
Figura 1.3: Sistema Mallado Fuente:es.scribd.com
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1.6.2.1.2 Componentes.
Como partes principales de la subestación se encuentra el lado de alta
tensión, el lado de baja tensión y transformador(es) de potencia. Donde los
transformadores definen la capacidad de la subestación1.
Además existen otros elementos como: interruptores de potencia, cuchillas
desconectadoras, cuchillas de puesta tierra, pararrayos, barras colectoras,
estructuras de soporte, transformadores para instrumentos (T.C. y T.P.)
1.6.2.1.3 Clasificación.2
Las Subestaciones se clasifican por su forma de construcción en:
S.E. TIPO INTEMPERIE: Diseñadas para operar expuestas a las
condiciones atmosféricas y ocupan grandes extensiones de terreno.
S.E. TIPO INTERIOR: Es una subestación construida en el interior de
edificios, no son aptas para operar bajo condiciones atmosféricas, son utilizadas
por la industria.
S.E. ENCAPSULADAS: Se encuentran totalmente protegidas del medio
ambiente, el espacio que ocupan es la tercera parte de una S.E. convencional,
todas las partes vivas y equipos que soportan la tensión están contenidos dentro
de envolventes metálicos, que forman módulos y se encuentran dentro de una
atmósfera de gas seco y a presión.
1.6.2.2 Alimentadores primarios de distribución eléctrica.
Los alimentadores primarios llevan la energía eléctrica desde la subestación
hasta los transformadores de distribución. Los conductores van soportados en
1(dspace.ups.edu.ec)(Jhon fredu Franco, 2006)
2MAR J, Vidal E. (Abril 2011). Descripción y función del equipo de una subestación eléctrica.
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poste cuando se trata de instalaciones aéreas y en ductos cuando se trata de
instalaciones subterráneas.
1.6.2.2.1 Factores a considerar en la decisión del nivel de voltaje en el
alimentador primario.
Los factores a tomar en cuenta son: caída de voltaje, proyección de la
carga, perdidas de la potencia, costo de la disponibilidad del equipo, voltaje de
subtransmisión, longitud de los alimentadores, políticas de la empresa,
subestaciones adyacentes y voltajes en los alimentadores.
1.6.2.2.2 Factores que afectan la decisión de la ruta de un alimentador.
Factores como: caída de voltaje, limitaciones físicas, densidad de carga,
crecimiento futuro de la carga, tipo de alimentador, costos totales, patrones de
desarrollo.
1.6.2.2.3 Factores que afectan al número de alimentadores.
Factores tales como: Densidad de carga, longitud del alimentador, limitación
del alimentador, tamaño del conductor, caída de voltaje, niveles de voltaje
primario, capacidad de la subestación.
1.6.2.3 Transformadores de distribución.
A medida que se va acercando a zonas de consumo se hace necesario un
cambio en el nivel de tensión a un voltaje menor que el de los alimentadores
primarios, de modo que el usuario pueda utilizar este nivel de tensión de forma
segura y sin necesidad de realizar instalaciones costosas.
1.6.2.3.1 Clasificación de los transformadores.
1.6.2.3.1.1 Por el número de fase.
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Monofásicos.
Son conectados a una fase y un neutro o tierra. Estos transformadores
tienen un solo devanado de alta tensión y uno de baja tensión
Trifásicos.
Son conectados a tres fases y pueden estar o no conectados a un neutro
común o tierra. Estos transformadores tienen tres devanados de alta tensión y tres
de baja tensión.
1.6.2.3.1.2 De acuerdo al tipo de aislamiento.
TIPO OA: Transformador sumergido en aceite y con enfriamiento natural.
TIPO OA/FA: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento a base de aire
forzado.
TIPO OA/FA/FOA: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento propio,
con enfriamiento a base de aire forzado y a base de aire forzado.
TIPO FOA: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento con aceite
forzado con enfriadores de aire forzado.
TIPO OW: Transformador sumergido en aceite con enfriamiento por agua.
TIPO FOW: Transformador sumergido en aceite, con enfriamiento de aire forzado
con enfriadores de agua forzada.
TIPO AA: Transformadores tipo seco con enfriamiento propio.
TIPO AFA: Transformador tipo seco con enfriamiento por aire forzado.
TIPO AA/FA: Transformador tipo seco con enfriamiento propio y con enfriamiento
por aire forzado
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Peña G, Ramirez J Página 22
1.6.2.3.2 Conexión de los transformadores.
Conexión delta -delta.
Se utiliza esta conexión cuando se desean mínimas interferencias en el
sistema. Además, si se tiene cargas desequilibradas, se compensa, ya que las
corrientes de la carga se distribuyen uniformemente en cada uno de los
devanados.
Conexión estrella-delta.
La conexión estrella-delta se emplea para reducir voltajes. En sistemas de
distribución esta conexión es poco usual.
Conexión estrella-estrella.
La conexión en estrella será particularmente adecuada para devanados de
alta tensión, en los que el aislamiento es el problema principal, ya que para una
tensión de línea determinada las tensiones de fase de la estrella sólo serían
iguales al producto 1/ 3 por las tensiones en el triángulo.
Conexión delta-estrella.
La conexión delta-estrella, de las más empleadas, se utiliza en los sistemas
de potencia para elevar voltajes de generación o de transmisión, en los sistemas
de distribución (a 4 hilos) para alimentación de fuerza y alumbrado.
1.6.2.4 Red de baja tensión.
Las redes secundarias son aquellas encargadas de entregar energía
desde los transformadores de distribución hacia las acometidas de los usuarios.
En la mayoría de los casos estos alimentadores secundarios son circuitos
radiales, salvo en los casos de las estructuras subterráneas malladas, en las que
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Peña G, Ramirez J Página 23
el flujo de energía no siempre sigue la misma dirección. Los alimentadores
secundarios de distribución, por el número de hilos, se pueden clasificar en:
Monofásico dos hilos.
Monofásico tres hilos.
Trifásico cuatro hilos.
1.6.2.4.1 Usuarios.
Clasificación de los usuarios por el tipo de carga.
Cargas Residenciales.
Cargas Comerciales.
Cargas Industriales.
1.6.3 Conductores en un sistema de distribución eléctrica.
1.6.3.1 Cargabilidad en los conductores.
Los límites de cargabilidad se deben de tener en consideración al momento
de elegir el conductor adecuado; ya que en los alimentadores primarios, las
limitaciones de regulación de voltaje son las que definen las condiciones de carga
del mismo.
El nivel de carga óptimo en las líneas de distribución se determina para la
condición en que se produce el mínimo costo por amperio de carga.
Límites de cargabilidad económicos para las líneas de distribución.
Con las siguientes fórmulas se puede determinar el costo operativo anual.
Ecuación 1.1
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Peña G, Ramirez J Página 24
Dónde:
( )
( )
( )
(
)
COSTO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA.
Ecuación 1.2
( )
(
)
PÉRDIDAS DE POTENCIA.
Ecuación 1.3
( )
( )
COSTO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA.
Ecuación 1.4
( )
( )
PÉRDIDAS DE ENERGÍA.
Ecuación 1.5
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Peña G, Ramirez J Página 25
( )
( )
AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN MAS COSTO DE OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO.
(
( ) )
Ecuación 1.6
( )
( )
( )
( )
1.6.3.2 Tipo de conductores.
Existen distintos tipos de conductores entre los más conocidos se
encuentran los conductores Aluminum Conductor Steel Reinforced, Conductor de
Aluminio con Alma de Acero (ACSR), donde una de sus principales características
es que presenta muy buena carga de rotura.
ACSR
Calib. AWG o MCM
Sección Al mm
2
Sección total mm
2
Formación N° de hilos por
diámetro mm AL+St
Diámetro Exterior
mm
Peso Al
Kg/Km
Peso ACER
O Kg/Km
Peso Total
Kg/Km
Tensión de
Ruptura Kg
Resisten C.C.A 20°C
ohms/Km
CAP. De Corriente de AMP.
6 13,30 15,46 6x1,68 + 1x1,68 5,04 36,39 17,22 53,61 530,00 2,154 105
4 21,15 24,71 6x2,12 + 1x2,12 6,36 57,89 27,42 85,31 830,00 1,353 140
2 22,62 29,22 6x2,67 + 1x2,67 8,01 92,02 43,63 135,65 1265,00 0,8507 184
1/0 53,49 62,38 6x3,37 + 1x3,37 10,11 146,50 69,40 215,90 1940,00 0,5351 242
2/0 67,43 78,64 6x3,78 + 1x3,78 11,34 184,60 87,50 272,10 2425,00 0,4245 276
3/0 85,01 99,23 6x4,25 + 1x4,25 12,75 232,70 110,20 342,90 3030,00 0,3367 315
4/0 107,20 125,10 6x4,77 + 1x4,77 14,31 293,50 139,00 432,50 3820,00 0,2671 357
Tabla 1.1: Tabla de Conductores ACSR Fuente: www.electrocable.com
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Peña G, Ramirez J Página 26
1.6.3.3 Cargabilidad óptima en líneas trifásicas.
Con los datos facilitados por la EERSSA y de la tabla de conductores
anteriormente descrita se obtiene la siguiente tabla de cargabilidad óptima de los
conductores para este caso en específico, con las ecuaciones 1,1 hasta la 1,6.
Conductor ACSR (7 hilos) 2 AWG 1/0 2/0 3/0 4/0
Límite Térmico 184 242 276 315 357
Resistencia (Ohmios/km) 0,8501 0,5352 0,4245 0,3367 0,2671
Factor de Pérdidas 0,293
Costos por demanda 67,2
Costo por energía 0,039
Costo de Línea ($/km) 2690 4181 4926 6561 7400
Tasa de Descuento (%) 8,17
Costo de Mantenimiento (%) 30
Vida Útil (años) 30
Costo anual de energía (Cta) 1049,79 1631,66 1922,40 2560,47 2887,89
Corriente Optima 49,60 77,94 94,99 123,09 146,77
Porcentaje respecto al límite térmico 26,96 32,21 34,42 39,08 41,11 Tabla 1.2: Cargabilidad óptima de líneas trifásicas- líneas de 13,8 kV-conductor ACSR
Fuente: Elaboración de las autoras
Al analizar la tabla 1.2 se puede observar que la cargabilidad de los
conductores no debe de exceder los límites del 41%, por lo que se toma el nivel de
cargabilidad óptimo del 40%.
1.6.4 Solución al problema de flujo de carga.
En un sistema de distribución radial, el problema de flujo de carga es
encontrar la solución a un sistema de ecuaciones donde las incógnitas son los
voltajes para cada nodo en magnitud y ángulo, para posteriormente hallar los
flujos de potencia y pérdidas en líneas y transformadores. En el sistema de
distribución se considera a la subestación como un punto de inyección de potencia
y a los transformadores como cargas.
El flujo de carga es muy importante para la operación y planeación de
sistemas eléctricos de potencia y sus mejores condiciones.
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Peña G, Ramirez J Página 27
1.6.4.1 Métodos para la solución de flujos de carga.
Para la solución al problema de flujos de carga existen diversas técnicas
que reciben el nombre dependiendo del procedimiento que se realice de manera
iterativa.
Método de Gauss: En este método se calculan todos los valores de las
incógnitas correspondientes a una iteración y luego se emplean para
determinar los nuevos valores de las incógnitas en la siguiente iteración.
Método de Gauss-Seidel: Consiste en la modificación de Gauss tendiendo a
acelerar la convergencia del proceso iterativo, y a diferencia del método de
Gauss, los valores calculados en una iteración, se utiliza inmediatamente para
calcular los valores de las incógnitas que restan por calcular en la misma
iteración. Se disminuye el número de iteraciones si se corrige el voltaje
multiplicando por alguna constante, a la que se la llama “factor de
aceleración”. Además este método se utiliza para grandes sistemas.
Método de Newton Raphson: Exige mayor volumen de cálculos. Para este
método se necesita la formación del Jacobiano para el cálculo de las
variaciones de tensiones, tanto en módulo y en ángulo; luego para la
corrección y convergencia de este método se necesita del cálculo del ∆P y ∆Q.
1.6.5 Voltajes en el sistema de distribución eléctrica.
La caída de tensión desde la fuente hasta la carga se debe principalmente a
la corriente que circula por dicho conductor.
El nivel de tensión es de gran importancia para los equipos, debido a que se
encuentran diseñados para una tensión nominal, por lo tanto la empresa
distribuidora debe garantizar un nivel de voltaje que se encuentre dentro de los
límites tolerables para dichos aparatos.
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Peña G, Ramirez J Página 28
1.6.5.1 Regulación del voltaje.
En una red de distribución interesa mantener la tensión lo más constante
posible, para evitar daños en los artefactos y en su vida útil.
La ecuación de la regulación de tensión se da a continuación:
| | | |
| |
Ecuación 1.7
Dónde:
1.6.5.2 Caída de tensión.
La Caída de tensión en las líneas puede ser determinada por la siguiente ecuación.
Ecuación 1.8
Que viene de la siguiente ecuación:
( )
Ecuación 1.9
Dónde:
[ ]
[ ]
[ ]
[ ]
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Peña G, Ramirez J Página 29
[ ]
[ ]
[ ]
La caída de tensión admisible para red primaria considerados desde el
punto de salida de la subestación hasta el transformador más alejado
eléctricamente no debe de exceder dentro del área urbana el 3,5 %, según normas
de la EERSSA.3
1.6.5.3 Perfil de tensión.
El perfil de tensión es diferente para los alimentadores que sirven a cargas
urbanas y a cargas rurales, en los alimentadores que sirven a consumidores
urbanos, cada abonado tiene su transformador; mientras que para consumidores
rurales el transformador se ubica en un sitio céntrico de donde se encuentran los
usuarios.
1.6.5.4 Niveles de tensión permisibles.
Los límites de tensión permisibles por el CONELEC con respecto al voltaje
nominal se muestran a continuación:
Subetapa 1 Subetapa 2
Alto Voltaje 7,0 % 5,0 %
Medio Voltaje 10,0 % 8,0 %
Bajo Voltaje Urbanas 10,0 % 8,0 %
Bajo Voltaje Rurales 13,0 % 10,0 % Tabla 1.3: Niveles de Tensión permisible
Fuente: www.conelec.ec
1.6.6 Pérdidas en un sistema de distribución eléctrica.
La disminución de las pérdidas en un sistema de distribución es muy
relevante puesto que implica reducción de costos.
(EERSSA, 2006)
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Peña G, Ramirez J Página 30
1.6.6.1 Clasificación de pérdidas.
Las pérdidas en los sistemas de distribución se las puede clasificar en
pérdidas técnicas y no técnicas.
1.6.6.1.1 Pérdidas técnicas.
Son las pérdidas de energía que se dan a lo largo de las líneas que
transportan la energía hasta el usuario; estas pérdidas no van a desaparecer pero
se pueden disminuir. Los métodos más comunes para disminuir pérdidas en un
alimentador primario son: reconfiguración de alimentadores primarios, cambios de
calibre del conductor, balance de cargas e instalaciones de bancos de capacitores.
1.6.6.1.2 Pérdidas no técnicas.
Llamadas también perdidas negras, las cuales consisten en el fraude
eléctrico, como robo de energía y mala facturación. La reducción de estas
pérdidas se hace posible implementando estrategias, y nuevas tecnologías
permitiendo detectarlas.
1.6.7 Proyección de la demanda.
La proyección de la demanda se la considera tomando en cuenta el estado
actual del sistema de distribución. La proyección de la demanda puede ser
realizada utilizando diferentes métodos.
1.6.7.1 Métodos para proyectar la demanda.
Existen métodos perspectivos, normativos y de confrontación oferta-
demanda.
El método perspectivo se basa en decisiones futuras tomando en cuenta las
necesidades pasadas. Los métodos estadísticos tales como las series de tiempo y
las regresiones y extrapolaciones, proyectan una demanda futura tomando en
cuenta lo ocurrido en el pasado, y como variable única el tiempo.
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Peña G, Ramirez J Página 31
Los métodos normativos, toman algunas variables en consideración tales
como económicas, políticas de ahorro energético, crecimiento poblacional-
económico, dependientes de la demanda.
Los métodos de confrontación oferta-demanda son métodos en los cuales
intervienen muchas variables en cada modelo tanto para la oferta como para la
demanda.
1.7 Fundamentos teóricos.
A continuación se detallan algunas definiciones necesarias y ciertas
terminologías a tener en cuenta en el desarrollo del presente estudio.
1.7.1 Definición de carga instalada.
La carga instalada son todas las potencias nominales de todos los
aparatos de consumo conectados al sistema, ya sea que estén operando o no. Se
expresa generalmente en KVA, MVA,KW,MW.
1.7.2 Definición de curva de carga.
Es la representación gráfica de las demandas de potencia de un
consumidor en cada instante de tiempo, durante un periodo.
1.7.3 Definición de demanda.
Demanda.- Es la potencia media activa, reactiva o aparente consumida en
un determinado intervalo de tiempo. La potencia consumida generalmente se la
registra cada 15 min.
( )
Ecuación 1.10
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Peña G, Ramirez J Página 32
Dónde:
[ ]
[ ]
[ ]
Demanda máxima.- Es el mayor valor de la potencia consumida en cierto
periodo especificado de tiempo.
Demanda promedio.- La demanda promedio en cualquier periodo es igual
al número de KWh consumido, dividido entre el número de horas en el periodo
considerado.
( )
Ecuación 1.11
Dónde:
[ ]
[ ]
[ ]
1.7.4 Definición de factores.
1.7.4.1 Factor de carga.
Indica el porcentaje máximo de la potencia instalada que está siendo
utilizada en una instalación.
∑
Ecuación 1.12
Dónde:
[ ]
[ ]
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Peña G, Ramirez J Página 33
1.7.4.2 Factor de utilización o de demanda
Indica el porcentaje de la capacidad de la instalación que está siendo
utilizada en el instante de la demanda máxima.
Ecuación 1.13
Dónde:
[ ]
[ ]
1.7.4.3 Factor de pérdidas.
Es el porcentaje de tiempo que requiere el valor pico de una carga para
producir las mismas pérdidas que las produce una carga real en tiempo dado.
1.7.4.4 Factor de coincidencia.
Mide la fracción de la demanda máxima individual que cada usuario
contribuye para la demanda máxima.
∑
Ecuación 1.14
Dónde:
[ ]
[ ]
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Peña G, Ramirez J Página 34
CAPITULO II
2. ANÁLISIS DE PÉRDIDAS Y OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN UTILIZANDO SPARD mp. DSTRIBUTION
2.1 CONFIGURADOR DE LA RED DE MEDIA TENSIÓN
2.2 ASIGNACIÓN DE CARGA PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN
2.3 ESTUDIO DE FLUJO DE POTENCIA UTILIZANDO SPARD MP.
DISTRIBUTION PARA LA RED DE MEDIA TENSIÓN
2.4 PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA
2.5 TÉCNICAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA RED DE
DISTRIBUCIÓN
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Peña G, Ramirez J Página 35
2.1 Configurador de la red de media tensión.4
El configurador de la red de media tensión modela un circuito ordenando su
topología.
El configurador recorre los nodos eléctricos y las secciones, seleccionando
un punto de alimentación inicial y buscando en la base de datos la sección que
contenga a este nodo inicial; luego configura la sección que contiene al nodo
inicial y al nodo final suponiendo una inyección de potencia e identificando los
elementos que pertenecen a dicho circuito.
Para ejecutar esta aplicación se elige en el menú Aplicaciones, la opción
de Configuración de Alimentadores y aparecerá la siguiente ventana:
Figura 2.1: Ventana Configurador de la Red de Media Tensión
En la Figura 2.1 se muestran todos los alimentadores disponibles y con el
botón se los mueve a la ventana de Alimentadores seleccionados. Luego se
hace clic en Iniciar.
Una vez configurado las secciones de líneas de media tensión, éstos toman
el color del alimentador al cual pertenecen.
2.2 Asignación de carga para la red de media tensión.5
4 Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”
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Peña G, Ramirez J Página 36
Al no conocer la carga con la que trabaja el transformador, se debe asigna
una carga dependiendo de los parámetros con los que se dispongan y
dependiendo del sistema que se vaya a analizar, sea este para operación o
planeación.
Para ejecutar esta aplicación en el Spard mp. Distribution, se elige en el
menú Aplicaciones la opción Asignación de Carga.
Figura 2.2: Ventana Asignación de Cargas
En la Figura 2.2 contiene la ventana Alimentadores disponibles y con el
botón se seleccionan los alimentadores para el estudio y luego aparecen en
la ventana Alimentadores seleccionados
2.2.1 Proporcional a la capacidad nominal de los transformadores.
Este método de asignación de carga se lo utiliza para planeación. El criterio
para utilizar esta opción es, que la máxima carga concentrada no supere, al
menos en condiciones normales, la capacidad del transformador.
La carga localizada en cada nodo es la del transformador, por lo que el
software reparte los KVA entre activos y reactivos, utilizando para ello el factor de
5 Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”
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Peña G, Ramirez J Página 37
potencia del alimentador, introducido al momento de crear el alimentador o
modificarlo en la opción editar parámetros.
( )
Ecuación 2.1
( )
Ecuación 2.215
Dónde:
2.2.2 Ajustar lecturas proporcionalmente a la capacidad de los
transformadores.
Esta opción se utiliza para analizar el alimentador desde el punto de vista
operativo. Para este método se necesita las lecturas de los alimentadores, las
cuales pueden ser introducidas al software Spard mp Distribución utilizando la
opción de Lecturas de Alimentadores. Los datos a ingresar son fecha y hora,
voltaje, potencia en kW como en kVAr, energía en kWh y en kVArh, corriente y
factor de potencia trifásica y por fases.
Cabe señalar que para la presente tesis se ha creído conveniente utilizar
este método de asignación de carga debido a que se cuenta con estos datos.
El proceso de asignación de carga se efectúa mediante un procedimiento
iterativo, sumando las capacidades de los transformadores del circuito y
calculando un factor de demanda; luego, realiza un análisis de flujos de carga y
compara los datos para el alimentador siendo estas diferentes, debido a las
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Peña G, Ramirez J Página 38
pérdidas del sistema, para lo que Spard mp. Distribution descuenta las pérdidas
de las lecturas y calcula un nuevo factor de demanda y las cargas en cada nodo,
corriendo nuevamente flujos de carga y comparando datos; el proceso se repite
hasta que exista un error mínimo.
Las ecuaciones que utiliza esta opción son:
( ) ∑ ( )
( ( ) )
Ecuación 2.3
( ) ∑ ( )
( ( ) )
Ecuación 2.4
Dónde:
( )
( )
2.2.3 Ajustar lecturas proporcionalmente a los kWh de los transformadores.
Esta opción se utiliza para analizar el alimentador desde el punto de vista
operativo. También utiliza la lectura de los alimentadores.
Para asignar la carga se suman las lecturas del consumo de los usuarios
para cada transformador, luego reparte la lectura del alimentador de acuerdo al
peso de cada nodo, posteriormente se analiza flujos de carga y observa que los
kW leídos coincidan con los inyectados; de lo contrario, resta las pérdidas del
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Peña G, Ramirez J Página 39
alimentador, vuelve a repartir la carga y corre flujos de carga hasta que los KW
leídos con los inyectados tengan un error mínimo
La ecuación es la siguiente:
∑ ( )
∑ ( ) ( ) ( )
Ecuación 2.5
Dónde:
Para calcular la potencia reactiva se utiliza el factor de potencia del alimentador.
2.3 Estudio de flujo de potencia utilizando Spard mp. Distribution para la
red de media tensión. 6
Básicamente el método que utiliza Spard mp. Distribution es una extensión
del método iterativo de Gauss-Seidel.
Para ejecutar la aplicación de flujo de carga Balanceado primario, en el
menú Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga
Radial Balanceado
6 Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”
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Peña G, Ramirez J Página 40
Figura 2.3: Ventana Flujo de Carga Radial Balanceado
Para ejecutar la aplicación de flujo de carga desbalanceado primario, en el
menú Aplicaciones, se escoge la opción Flujo de Carga, la opción Flujo de Carga
por Fases.
Figura 2.4: Ventana Flujo de Carga Radial Desbalanceado
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Peña G, Ramirez J Página 41
2.3.1.1 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution.7
2.3.1.1.1 Algoritmo del flujo de carga balanceado primario
Este algoritmo acumula las cargas por secciones, en la primera sección se
acumulan las cargas que fluyen por esta y las totaliza como P+ jQ, que es la suma
de las cargas de los demás nodos, más las pérdidas en las secciones aguas
abajo.
Ingreso de datos del Sistema
Tensiones iniciales 1.0 en p.u.
2
22
2
22
Ri
ii
iloss
Ri
ii
iloss
V
QPXQ
V
QPRP
Donde:
iR Resistencia de la sección i
iX Reactancia de la sección i
ii QP , Cargas acumuladas que fluyen por la sección i
Resolver:
0***2 2222224 QPXRVXQRPVV sRR
¿Los nuevos voltajes se encuentran
dentro de un error permitido?
Calcular flujos de Potencia
Finalizar
NO
SI
Figura 2.5: Algoritmo de Flujo de Carga Balanceado
7 Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”
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Peña G, Ramirez J Página 42
2.3.1.1.2 Algoritmo del flujo de carga desbalanceado primario
El algoritmo que se emplea para calcular el flujo de carga desbalanceado,
es análogo al flujo de carga balanceado, sólo que en este caso los cálculos se
hacen por fase.
Asignar valores iniciales en las fases de todos los nodos del sistema
Ingresar valores
Calcular las corrientes inyectadas en los nodos para cada una de las fases:
iaiga
ia
iaiaia Vy
V
jQPI *
*
ibigb
ib
ibibib Vy
V
jQPI *
*
icigc
ic
icicic Vy
V
jQPI *
*
icibia III ,, Fasores de corrientes inyectadas en las fases a,b,c del nodo i
icibia PPP ,, Cargas activas por fase en el nodo i
icibia QQQ ,, Cargas reactivas por fase en el nodo i
igcigbiga yyy ,, Admitancias a tierra (paralelo) por fase que estan conectadas al nodo i
icibia VVV ,, Voltajes por fase en el nodo i
Calcular las corrientes (por fase) que fluyen por las líneas
Calcular las caídas de voltajes (por fase) desde la subestación hasta el final del circuito
Calcular los voltajes nodales y por fase en cada fase de cada nodo de acuerdo a las caídas calculadas anteriormente
¿La variación en voltajes es muy
pequeña?
Calcular pérdidas y flujos
Finalizar
NO
SI
Figura 2.6: Algoritmo de Flujo de Carga Desbalanceado
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Peña G, Ramirez J Página 43
2.4 Pérdidas de potencia y energía
Las pérdidas de potencia en la red de media tensión es la sumatoria de las
pérdidas de potencia, que se activa en todas las secciones de la red de media
tensión.
Las pérdidas de energía de media tensión están dadas por:
Ecuación 2.6
2.5 Técnicas para la optimización de la red de distribución.
2.5.1 Reconfiguración en alimentadores primarios.8
2.5.1.1 Introducción.
El objetivo de la reconfiguración es obtener mínimas pérdidas globales en el
sistema. Algunas cargas puedan estar suministradas por alimentadores con
tramos muy largos lo que puede producir pérdidas en el trayecto; además al
reconfigurar se obtienen beneficios como el balanceo de carga y el mejoramiento
de los niveles de tensión.
La reconfiguración de alimentadores consiste en transferir carga de un
circuito demasiado cargado a otro, proveniente o no de la misma subestación. El
problema consiste en determinar en qué estado se deben encontrar los
seccionadores, de tal manera que cumplan con ciertas condiciones como el de
radialidad del circuito y el que todas las cargas estén servidas.
2.5.1.2 Técnicas y Métodos
8 Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”
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Peña G, Ramirez J Página 44
El tema de reconfiguración ha sido abordado por diversas técnicas y
modelos que tienen diferentes grados de complejidad, donde principalmente
existen dos tendencias estas son: programación lineal y métodos heurísticos.
PROGRAMACIÓN LINEAL.
La programación lineal consiste en maximizar o minimizar una función lineal
objetivo, satisfaciendo unas restricciones impuestas. Al resolver un problema de
programación lineal existen varias soluciones factibles, y aquellas soluciones que
hacen óptima a la función objetivo llevan el nombre de soluciones óptimas.
METODOS HEURÍSTICOS.
Son algoritmos utilizados para resolver problemas complejos, que son
capaces de dar soluciones que, si no tiene un resultado óptimo se acercan mucho
a éste, y que se determina mediante ensayos de pruebas y rensayos.
El método consiste en generar candidatos de soluciones posibles de
acuerdo a un patrón determinado, luego los candidatos de soluciones son
sometidos a pruebas de acuerdo a un criterio que caracteriza a la solución; si un
candidato no es aceptado, se genera otro y los pasos dados con el candidato
anterior no se consideran, es decir existe una vuelta atrás para comenzar a
generar un nuevo candidato (backtracking).9
El software Spard mp. Distribution utiliza la dependencia de las pérdidas de
potencia y energía con las magnitudes de voltaje.
2.5.1.3 Algoritmo utilizado por Spard mp. Distribution.
Spard mp. Distribution utiliza como base un algoritmo heurístico. El
algoritmo se describe a continuación.
9UNIVERSIDAD TECNICA FEDERICO SANTA MARIA DEPARTAMENTO DE ELECTRONICA,
Programación en Pascal, Algoritmos Heurísticos.
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Peña G, Ramirez J Página 45
INICIO
Seleccionar nodos
terminales de cada circuito
Eliminar cargas laterales y las concentra en el punto
más cercana a la barra inicial de cada circuto
Formar Vector
Frontera*
Analizar cada
Frontera**
Se Puede cambiar
Fronteras
Finalizar
si
no
Figura 2.7: Algoritmo de Reconfiguración en Alimentadores Primarios
*Vector de frontera: Conjunto de secciones de líneas en que cada nodo pertenece
a distinto circuito, inicialmente son las líneas con switches abiertos.
** Analizar Vector de Frontera:
Si se tienen dos nodos A y B separados mediante un seccionador, entonces se
analiza si el voltaje en el nodo A es mayor que el voltaje en el nodo B, luego se
simula el traspaso del nodo B hacia el circuito que contiene al nodo A,
posteriormente se analiza si el voltaje en el nodo B nuevo es mayor que el voltaje
en el nodo B antiguo, de ser así se transfiere la carga del nodo B hacia el
alimentador que contiene al nodo A; de esta forma la frontera se desplaza un
tramo más. Y se continúa hasta que no se obtenga una mejora en el voltaje.
Para ejecutar la aplicación en el programa de análisis técnico se va al menú
Aplicaciones en la opción Optimización de la Red, en el ítem Re-configuración de
la Red de Media Tensión. A continuación aparecerá una ventana como la que
sigue
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Peña G, Ramirez J Página 46
Figura 2.8: Ventana de Reconfigurador de Red de Media Tensión
En la figura 2.8 se muestra la ventana de Reconfiguración de Red de Media
Tensión para lo cual se ha señalado las opciones Usar Flujo Desbalanceado,
previamente ejecutado, y además generar reporte del balance antes y después de
la optimización y el ítem de Excel. Una vez colocados estas opciones se hace clic
en aceptar y comenzará a ejecutarse la aplicación; los resultados, como se pidió
anteriormente, se los muestra en una tabla de Excel.
2.5.2. Ubicación de capacitores en alimentadores primarios10
2.5.2.1 Introducción.
El problema de la ubicación de capacitores o PUC (o CPP, Capacitor
Placement Problem), consiste en encontrar la localización de los capacitores y
determinar el tipo y tamaño del banco para el Sistema de Distribución en estudio.
La instalación de Banco de Capacitores es una herramienta que ayuda a la
reducción de pérdidas y utilizada para mejorar el perfil de tensión, aumentando de
esta manera la capacidad de las subestaciones y alargando la vida útil de las
redes primarias. También se pueden obtener otros beneficios como el de mejorar
el factor de potencia y la reducción de cargos por alta demanda de reactivos.
10
Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 47
2.5.2.2 Técnicas y Métodos
Algunas técnicas y métodos se han implementado para la solución al
problema de la ubicación del banco de capacitores, tales como: heurísticas,
métodos basados en inteligencia artificial como: algoritmos genéticos, redes
neuronales, las regla de los 2/3, programación no lineal.
HEURÍSTICAS
Inicialmente se coloca un banco de capacitores obteniendo una
compensación inicial, luego se tiene la solución del flujo de potencia donde se
determinan un conjunto de nodos aptos para el banco de prueba, con el fin de
obtener un nodo ganador. Luego de haber fijado la ubicación del banco de prueba
se hace un análisis económico, hasta que se establezca la mejor respuesta
técnico-económica.
ALGORITMO GENÉTICO.
Los algoritmos genéticos inician con un conjunto de posibles soluciones
debidamente codificadas, estas pasan a ser una estructura de datos conocida
como individuo integrante de una misma población, y para preservar la
información se aplican operadores q permitan evolucionar a las poblaciones de los
individuos, esto para conseguir la solución de mejor calidad.
LA REGLA DE LOS 2/3
Se aplica en los alimentadores donde la carga reactiva es continua y distribuida.
Esta regla quiere decir que el tamaño del banco de capacitores es 2/3 de la
carga reactiva total del alimentador, y que se debe localizar a una distancia a partir
de la subestación de 2/3.
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Peña G, Ramirez J Página 48
2.5.2.3 Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution
Spard mp. Distribution utiliza programación no lineal, el cual minimiza una
función objetivo, en término de costos de inversión en condensadores más las de
las pérdidas del circuito bajo las restricciones de satisfacer las ecuaciones del flujo
de carga, para máximas y mínimas cargas sin violar límites de voltaje
especificados.
El algoritmo con el que trabaja utiliza la ecuación de la reducción de
pérdidas sujeta a condiciones económicas.
| | (
)
Ecuación 2.7
De la ecuación 2.7 los parámetros conocidos son la R (impedancia del
conductor), P (Potencia generada en el nodo) y V (Voltaje en el nodo); por ende el
parámetro que se puede variar es Q (carga reactiva en el nodo).
La Carga total reactiva, se la puede denotar como la diferencia de la Carga
Inductiva y la Carga Capacitiva
Por lo tanto la Ecuación 2.7 se puede expresar como:
( ( )
)
Ecuación 2.8
Este algoritmo también debe estar sujeto a restricciones de tensión esto es:
Ecuación 2.9
Para análisis de costo Spard mp. Distribution utiliza la siguiente ecuación.
Ecuación 2.10
Dónde:
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[ ]
[ ]
Para ejecutar la aplicación de ubicación de banco de capacitores en la red
de media tensión se va al menú Aplicaciones en la Opción Optimización de la Red
de Media Tensión en el ítem Ubicación de Capacitores en la Red de Media
Tensión, luego aparece la siguiente ventana.
Figura 2.9: Ventana de Ubicación Óptima de Condensadores
2.5.3. Cambio de conductores en alimentadores primarios.11
2.5.3.1. Introducción
Al aumentar el calibre en los conductores se obtiene una reducción en las
pérdidas debido a la disminución de la resistencia y se justifica si, los costos de
instalación y de la mano de obra que se requiere, se compensa con el beneficio
producido por la disminución del costo asociado a las pérdidas de energía.
11
Spard mp. Distribution, “ Guía de Usuario y Manual de Referencia”
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Peña G, Ramirez J Página 50
Spard mp. Distribution, considera como conductor económico a aquel que
transporta un amperio a mínimo costo; es decir, en un tramo dado, minimiza el
costo del conductor / amperio + el costo de pérdidas / amperio.
Concretamente, el conductor económico para una sección, es aquel en que
al circular una corriente produce el mínimo costo (material+ pérdidas) por amperio.
2.5.3.2. Algoritmo utilizado por el Spard mp. Distribution
Inicio
Con los conductores actuales correr un flujo de carga radial
Para cada tramo seleccionar el conductor cuya corriente económica calculada
(ecuación 2.11) sea más próxima a la corriente según flujo de carga
Calcular la corriente para cada tramo con el flujo de carga
¿Existen más cambios de
conductores?
Finalizar
SI
NO
Ecuación 2.10:Algoritmo de Cambio de Conductor en Alimentadores Primarios
√
Ecuación 2.161
Dónde:
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Peña G, Ramirez J Página 51
En consecuencia para cada conductor existe una corriente óptima I* que
minimiza el costo por amperio transportado.
Para ejecutar la aplicación de cambio de calibre de conductores en la red
de media tensión se va al Menú Aplicaciones en la Opción Optimización de la Red
de Media Tensión en el ítem, luego se mostrará la siguiente ventana.
Figura 2.11: Ventana Conductor Óptimo
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Peña G, Ramirez J Página 52
CAPITULO III
3. DESCRIPCIÓN DE LA S/E OBRAPÍA Y S/E SAN CAYETANO, Y
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN
3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EERSSA
3.2 AREA DE CONCESIÓN
3.3 AREA DE ESTUDIO
3.4 OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN PARA LA MODELACIÓN
3.5 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA
3.6 DESCRIPCIÓN DE LA SUBESTACIÓN SAN CAYETANO
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Peña G, Ramirez J Página 53
3.1 Descripción del Sistema Eléctrico EERSSA
La Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. (EERSSA) brinda servicio a la
parte Sur del país a partir del 19 de marzo de 1973, cuyo objetivo es brindar
servicio de generación, distribución y comercialización de energía eléctrica dentro
del marco Jurídico establecido para el sector eléctrico formado por la Constitución,
Leyes, Reglamentos y Regulaciones.
La interconexión con el S.N.I lo realiza mediante una línea de 138 kV
provenientes de la Subestación Cuenca 1, la cual llega hacia la Subestación Loja.
La Subestación Obrapía toma la energía de la Subestación Loja en 2 líneas de
transmisión a 69 kV, denominadas Loja 1 y Loja 2. La Subestación Obrapía brinda
servicio a las demás subestaciones.
Cuenta con dos centrales generadoras, una térmica denominada “Central
Térmica Catamayo” localizada en el cantón de Catamayo, y la segunda la “Central
Hidráulica Ing. Carlos Mora” ubicada en Zamora.
3.2 Área de concesión.
Presta servicio en las provincias de Loja (16 cantones), Zamora Chinchipe
(9 cantones) y el cantón Gualaquiza en la provincia de Morona Santiago, en una
superficie de 22.721 Km2, en los cuales se registran 129.000 clientes,
estimándose una cobertura del servicio del 89%.
El sistema de distribución de la EERSSA está conformado por 23
subestaciones de distribución con una capacidad instalada de 90 MVA, las cuales
se encuentran interconectadas a través de 24 líneas de subtransmisión con una
longitud total de 553 km, de las cuales la mayoría funciona a un nivel de tensión
de 69 KV (únicamente la L/S/T San Cayetano-Carlos Mora de 16 km opera a 22
KV).
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En cuanto a redes de distribución se tienen 64 alimentadores primarios con
niveles de tensión de 13.8 kV en la zona de la Loja y 22 kV en la provincia de
Zamora Chinchipe y el cantón de Gualaquiza, cubriendo una longitud de 5.440 km,
en los cuales están instalados 10.030 transformadores de distribución con una
capacidad instalada de 134 MVA.
Para mayor detalle se puede observar el diagrama unifilar de la EERSSA en
el Anexo 1.
3.3 Área de estudio
El área de estudio contempla la Ciudad de Loja, la cual cuenta con cuatro
subestaciones que son:
Subestación Obrapía
Subestación San Cayetano
Subestación San Sur
Subestación Norte
El análisis a realizarse para el estudio de reconfiguración y optimización
corresponden a los alimentadores de Chontacruz, IV Centenario, Hospital, Celi
Román pertenecientes a la Subestación de Obrapía, y los alimentadores Sur,
Norte y Juan de Salinas de la Subestación san Cayetano.
En la siguiente figura se ubican los alimentadores en estudio en la ciudad
de Loja.
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Figura 3.1:Área de Estudio
Fuente: Empresa Eléctrica Regional del Sur. Gerencia de Operación y Mantenimiento
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3.4 Obtención de información para la modelación.
Una buena modelación del sistema es importante ya que se trata de tener
una configuración real, para lograrlo es necesario realizar con detalle y precisión
el levantamiento de los componentes de la red. Este proceso ya fue realizado,
por lo que a continuación se darán los datos necesarios para la modelación.
3.4.1 Información de la subestación.
Cada subestación deberá tener un código único de identificación, además
de determinar el nombre y su ubicación. También se debe ingresar el voltaje
principal, la carga pico que soporta y la capacidad instalada. Otro aspecto
importante es identificar el número de alimentadores, sus nombres, códigos que
identifican y demandas, así como el lugar de la salida del alimentador.
3.4.2 Información de la troncal.
Los alimentadores deberán tener la secuencia de las fases A B C.A partir
del primer poste, puntualizar el tipo, la altura, tipo de estructura (de acuerdo a las
normas establecidas por la EERSSA), la longitud, el tipo de conductor, el código
de la sección de línea, clase de sección, el número de fases, y el código
proporcionado a este, para cada uno de los postes.
Al instante de localizar los transformadores es necesario notar el código, la
capacidad, la conexión, y marca.
El código del condensador, la capacidad y voltajes nominales. Además
identificar a las fases y el tipo de conexión de condensador.
En los seccionadores se procede de igual forma designando un código,
voltajes, corrientes nominales, la fase a la cual está conectado, tipo (trifásico o
conectado a cada una de las fases), importante es el estado del transformador si
está abierto o cerrado.
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Al igual que los equipos anteriores se asigna un código, y una descripción
textual con el regulador con las diferencias que debe especificar la impedancia en
porcentaje, la capacidad y voltajes nominales. Las fases han las que están
conectado, el tap mínimo y máximo a las que soporta el regulador como también
identificar el tap actual de este.
3.5 Descripción de la Subestación Obrapía
La subestación Obrapía (01) se encuentra ubicada al Noroeste de la ciudad
de Loja, en la parroquia Obrapía, en las calles vía Villonaco y Shushu-Huaico.
La S/E es de tipo convencional, barra principal y de transferencia, su
función es de reducir de 69Kv a 13.8kVy servir de enlace hacia las subestaciones
de Norte, Sur, San Cayetano y Catamayo.
La subestación recibe energía directamente del Sistema Nacional
Interconectado (SNI).
Figura 3.2: Subestación Obrapía
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Tiene una capacidad de 10MVA, tipo ONAN y 12,5 MVAtipo ONAF. Cuenta
con dos transformadores cada uno de 5MVA, marca PAUWELS TRAFO
BELGIUM, con grupo de conexión YNyn0d5 del año 1977. En el Anexo 2 se
pueden observar las placas de los transformadores. La subestación de Obrapía
cuenta con seis alimentadores:
Alimentador Chontacruz.
Alimentador IV Centenario.
Alimentador Hospital.
Alimentador Celi Román.
Alimentador Villonaco.
Alimentador Consacola.
Figura 3.3: Diagrama Unifilar de la Subestación Obrapía Fuente: Empresa Eléctrica Regional del Sur. Gerencia de Operación y Mantenimiento
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3.5.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación
Obrapía.
El presente estudio analiza cuatro alimentadores, Chontacruz, IV
Centenario, Hospital y Celi Román, los cuales se describirán más adelante. En
forma general, las estructuras que se encuentran a lo largo de los cuatro
alimentadores son las siguientes.
TIPOS DE ESTRUCTURAS: las siglas que se muestran a continuación son
propias de la Empresa Eléctrica Regional del Sur.
La descripción de los transformadores de distribución se encuentra
detallada en el Anexo 3.
CARACTERISTICAS DEL CIRCUITO
Descripción Tipo Cantidad
Tip
os
de
Est
ruct
ura
s
RC 113
RU 382
SV 182
RRU 97
SU 435
AU 118
RRV 24
P 63
PP 16
ARR 4
RRC 65
AR 4
SC 168
AC 85
HRR 14
RV 52
AV 15
TOTAL 1837 Tabla 3.1. Tipos de Estructura Subestación Obrapía
Fuente: Spard mp. Distribution
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3.5.1.1 Descripción del Alimentador Chontacruz
CALLES PRINCIPALES: Vía de Integración Barrial, Vía Obrapía, Av.
Eugenio Espejo, Paraguay, Brasil, Colombia, Canadá, Estados Unidos,
Venezuela, Argentina, España, México, Perú, Huaoranis, Galcochima , Grecia,
Guayana, Rumiñahui.
En la tabla 3.2 se muestra información detallada de las características
principales del Alimentador Chontacruz.
ALIMENTADOR CHONTACRUZ
Potencia total instalada (KVA) 4232
Nodos Eléctricos 986
Número de líneas 984
Número de transformadores
Bancos 9
Trafos Monofásicos 195
Trafos Trifásicos 2
total 206
Longitud total (m) 41046,8
Tabla 3.2: Características principales del Alimentador Chontacruz Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution
Figura 3.4:Alimentador Chontacruz Fuente: Spardmp. Distribution
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3.5.1.2 Descripción del Alimentador IV Centenario
CALLES PRINCIPALES: Miguel Riofrío, Maximiliano R., Venezuela, Inés
Jiménez, Ramón Pinto, Alonso de Mercadillo, Av. Pio Jaramillo, Quinara, Paracas,
Av. Manuel Carrión Pinzano, Tnte. M. Rodríguez, José A, Palacios, Macchu
Picchu, Av. De Los Incas, Aymaras, Quitumbe, José A. Palacios, Azuay.
En la tabla 3.3 se muestra información detallada de las características
principales del Alimentador IV Centenario.
ALIMENTADOR IV CENTENARIO
Potencia total instalada (KVA) 2882,5
Nodos Eléctricos 340
Número de líneas 339
Número de transformadores
Bancos de trafos 12
Trafos Monofásicos 80
Trafos trifásicos 11
total 103
Longitud total (m) 11495,1
Tabla 3.3:Características principales del Alimentador IV Centenario Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution
Figura 3.5: Alimentador IV Centenario Fuente: Spardmp. Distribution.
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3.5.1.3 Descripción del Alimentador Hospital
CALLES PRINCIPALES:Av. Manuel Carrión Pinzano, Ramón Pinto, J.A.
Eguiguren, 18 Noviembre, Miguel Riofrío, S. Juan de Dios, Colón, Eplicachima,
Juan J. Samaniego, 10 de Agosto, José María Peña, Calcochima, Av.
Universitaria.
En la tabla 3.4 se muestra información detallada de las características
principales del Alimentador Hospital.
ALIMENTADOR HOSPITAL
Potencia total instalada (KVA) 7675
Nodos Eléctricos 320
Número de líneas 319
Número de transformadores
Bancos de trafos 15
Trafos Monofásicos 66
Trafos trifásicos 46
total 127
Longitud total (m) 10089,2 Tabla 3.4:Características principales del Alimentador Hospital
Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution
Figura 3.6:Alimentador Hospital Fuente: Spardmp. Distribution.
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3.5.1.4 Descripción del Alimentador Celi Román
CALLES PRINCIPALES:Puebla, Av. Manuel Carrión, José Riofrío, Ramón
Burneo, Benjamín Pereira, Av. Cuxibamba, Av. Gran Colombia, Guaranda, Juan
María Riofrío, Mons. Francisco Valdivieso, Francisco Valdivieso, Francisco Arias,
Puebla, Clotario Paz, Manuel Vivanco, Riobamba, Santo Domingo De Los
Colorados.
En la tabla 3.5 se muestra información detallada de las características
principales del Alimentador Celi Román.
ALIMENTADOR CELI ROMAN
Potencia total instalada (KVA) 5105
Nodos Eléctricos 482
Número de líneas 481
Número de transformadores
Bancos de trafos 11
Trafos Monofásicos 130
Trafos Trifásicos 21
total 162
Longitud total (m) 15574,8
Tabla 3.5:Características principales del Alimentador CeliRomán Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution
Figura 3.7:Alimentador Hospital Fuente: Spardmp. Distribution.
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Peña G, Ramirez J Página 64
3.5.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos
Subestación de Obrapía
La información utilizada es la recopilación de la información de la base de
datos del software Spard mp. Distribution de fecha enero 2012.
3.5.2.1 Estimación de la demanda
Para estimar la demanda se procesa la información obtenida de las
demandas de los alimentadores para el año 2011, escogiendo el día y la hora de
demanda máxima para cada uno de los alimentadores. Las curvas de carga diaria,
semanal y mensual para cada uno de los alimentadores se las puede observar en
el anexo 4, desde la figura 4.1 hasta la figura 4.12.
3.5.2.1.1 Demanda máxima.
Tabla 3.6: Demanda Máxima. Subestación Obrapía
3.5.2.1.2 Demanda mínima.
Tabla 3.7: Demanda Mínima. Subestación Obrapía
ALIMENTADOR DIA DE DEM.
MAXIMA
HORA DE DEM.
MAXIMA
POT. ACTIVA
(KW)
POT. REACTIVA
(KVAR)
POT. APARENTE
(KVA)
FP IR IS IT
Chontacruz 16/01/2011 20:15 1778 563 1865,01 0,93 98 90 53
IV Centenario 12/05/2011 19:15 1380 431 1445,74 0,94 48 74 65
Hospital 17/03/2011 17:45 2390 807 2522,57 0,93 98 101 121
Celi Román 15/04/2011 18:45 1848 645 1957,33 0,93 75 90 84
ALIMENTADOR DIA DE DEM.
MÍNIMA
HORA DEM.
MÍNIMA
POT. ACTIVA
(KW)
POT. REACTIVA
(KVAR)
POT. APARENTE
(KVA)
FP IR IS IT
Chontacruz 01/01/2011 6:43 618 417 745,53 0,81 39 35 15
IV Centenario 08/05/2011 6:30 474 286 553,6 0,84 18 28 22
Hospital 30/03/2011 4:30 613 384 723,34 0,84 28 27 36
Celi Román 24/04/2011 6:45 696 443 825,024242 0,84 31 37 35
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3.5.2.2 Cálculo de los parámetros eléctricos
Para el cálculo de la demanda promedio se utiliza la , para ello se
trabaja en el mes de demanda máxima. El cálculo del factor de carga, factor de
demanda se obtuvo a partir de las y
ALIMETADOR DEM. PROMED (KW)
FACTOR DE DEMANDA
FACTOR DE CARGA
FACTOR DE POT. PROMED
ENERGIA ACTIVA(KWh-mes)
ENERGIA REACTIVA (KVArh-mes)
Chontacruz 1035,39 0,78 0,35 0,865 770329,5 381415,5
IV Centenario 862,2 0,96 0,34 0,87 641477,25 307701,25
Hospital 1350 0,33 0,565 0,94 1004487 433883,25
Celi Román 1193,3 0,572 0,42 0,97 859178,5 402602
Tabla 3.8: Parámetros Eléctricos de la Subestación Obrapía
3.5.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrica de la EERSSA
Del SCADA se obtienen mediciones de corrientes, potencias, factor de
potencia, entregando registros cada 15 minutos.
En la mayoría de alimentadores en estudio las cargas son residenciales con
una mínima carga comercial, cabe mencionar que no existen cargas tipo
industriales.
A continuación se detallará el estado actual de cada uno de los
alimentadores de la Subestación Obrapía, para el mes de demanda máxima:
En el anexo 5, la tabla 5.1 se tiene el estudio de flujos a demanda máxima,
y mínima.
3.5.3.1 Alimentador Chontacruz
En el Alimentador Chontacruz aproximadamente un 5% de su carga es
comercial, y en su mayoría residencial debido a los picos de carga que se
pronuncian en horas de la noche.
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Peña G, Ramirez J Página 66
Del estudio de flujos potencia se observa que los niveles de tensión se
encuentran dentro de los parámetros establecidos al igual que la regulación de
voltaje, además la cargabilidad de los conductores de este alimentador se
encuentran dentro de los límites permisibles En la siguiente tabla se observa un
resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
KW KVAr kW KVAr kW KVAr
1780,83 565,73 1759,9 539,6 20,93 26,13
Tabla 3.9: Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima
Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, se observa que la
máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la
regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
619,04 418,87 615,7 414,7 3,34 4,17
Tabla 3.10: Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima
3.5.3.2 Alimentador IV Centenario:
Del estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que la
máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la
regulación de voltaje, no existen problemas con la cargabilidad de los conductores
En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
1380,29 433,67 1367,6 423,9 12,69 9,77
Tabla 3.11: Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima
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Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, se observa que la
máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la
regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
474,57 287,74 472,7 286,3 1,87 1,44
Tabla 3.12: Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima
3.5.3.3 Alimentador Hospital:
Al correr de flujos potencia a demanda máxima, se observa que el nivel de
tensión se encuentra dentro de los límites aceptables al igual que la regulación de
voltaje. Dentro de la cargabilidad de los conductores, 24 secciones de línea con
una longitud de 3436,8 metros se encuentran fuera de los parámetros establecidos
en la tabla 1.2 del capítulo 1, el detalle se indica en el anexo 6, tabla 6,1. En la
siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2390,11 805,46 2355,2 780,2 34,91 25,26
Tabla 3.13: Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima
Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, se observa que la
máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la
regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
614,27 382,38 611,4 380,3 2,87 2,08
Tabla 3.14:Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima
3.5.3.4 Alimentador Celi Román:
Al realizar el estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que
el nivel de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la regulación de
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voltaje, y la cargabilidad de los conductores de este alimentador se encuentra
dentro de lo establecido. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
1850,53 646,69 1837,1 631,7 13,43 14,99
Tabla 3.15:Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima
Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, se observa que la
máxima caída de tensión y la regulación de voltaje se encuentra dentro de los
reglamentos. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
696,08 444,86 693,7 442,2 2,38 2,66
Tabla 3.16: Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima
3.5.4 Proyección de la demanda.
3.5.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo.
Para realizar la proyección de la demanda de la Subestación Obrapía la
EERSSA brindó la información necesaria para dicho estudio, obteniendo la
demanda a partir del año 2005 y completando la proyección hasta el año 2026
mediante el método perspectivo.
En el anexo 7 se muestran las tablas de las proyecciones para cada uno de
los alimentadores en estudio de la Subestación Obrapía.
3.5.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados.
En el anexo 8 se presenta los resultados obtenidos del estudio de flujos de
potencia en función de la demanda, para los años proyectados en el estado actual.
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Peña G, Ramirez J Página 69
Las simulaciones de flujos de potencia se las realizan para los años 5, 10 y
15.
3.5.4.2.1 Alimentador Chontacruz.
Los resultados obtenidos mediante el análisis de flujos de potencia para el
año de mayor proyección, en lo que se refiere a la máxima caída de tensión y en
la regulación de tensión no existe problemas, dado que se encuentra dentro de
las normas prestablecidas. Dentro de lo que concierne a la cargabilidad de
conductores no existen inconvenientes.
En la siguiente tabla se observa un resumen mensual a demanda máxima
de las pérdidas obtenidas, para cada uno de los años proyectados, estas
aumentan a medida que aumenta la demanda. Las pérdidas de energía se
incrementan cerca del doble en comparación al año 0.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 1921,54 761,51 1895,9 729,5 25,64 32,01
2021 2180,78 857,97 2147,8 816,8 32,98 41,17
2026 2435,21 964,96 2394 913,5 41,21 51,46
Tabla 3.17:Pérdidas Técnicas para Años Proyectados
3.5.4.2.2 Alimentador IV Centenario.
Los resultados obtenidos mediante el análisis de flujos de potencia para el
año de mayor proyección, en la máxima caída de tensión y en la regulación de
tensión se encuentran dentro de las normas de la empresa y del CONELEC.
Mientras que la cargabilidad de los conductores se salen de niveles óptimos, 19
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Peña G, Ramirez J Página 70
secciones de líneas que contienen 4223,4 metros; el detalle se puede observar en
el anexo 9, tabla 9.1.
A continuación se resumen las pérdidas obtenidas para cada uno de los
años proyectados, estas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las
pérdidas de energía aproximadamente se triplican en comparación al año 0.
Tabla 3.18: Pérdidas Técnicas para Años Proyectados
3.5.4.2.3 Alimentador Hospital.
Los niveles de tensión presentados se encuentran dentro de los límites
aceptables al igual que la regulación de tensión. La cargabilidad de los
conductores se encuentra fuera de lo óptimo, como se indica en la tabla 9,2 del
anexo 9.
Un resumen de pérdidas técnicas mensuales para la demanda máxima
obtenidas para cada uno de los años proyectados, se presentan a continuación,
estas pérdidas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las pérdidas de
energía aumentan aproximadamente en relación de1, 5 veces del año 0
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 2409,26 874,49 2373,2 848,4 36,06 32,01
2021 2713,86 985,71 2668,1 952,6 45,76 33,11
2026 3017,99 1096,04 2961,4 1055,1 56,59 40,94
Tabla 3.19: Pérdidas Técnicas para Años Proyectados
3.5.4.2.4 Alimentador Celi Román.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 2011,57 729,37 1983,8 708 27,77 21,37
2021 2379,75 870,67 2356,4 840,4 38,95 29,97
2026 2783,38 1009,23 2730,2 968,3 53,18 40,93
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Peña G, Ramirez J Página 71
Los resultados obtenidos mediante el análisis de flujos de potencia para el
año de mayor proyección, en lo que se refiere a la máxima caída de tensión y en
la regulación de tensión no existe problemas, dado que se encuentra dentro de las
normas prestablecidas; al igual que la cargabilidad en los conductores.
Un resumen de pérdidas técnicas obtenidas para cada uno de los años
proyectados para la demanda máxima mensual se presentan a continuación,
estas pérdidas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las pérdidas de
energía aumentan en relación de 2 a 1 el año proyectado 2026.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 2078,97 822,81 2061,5 803,3 17,47 19,51
2021 2375,74 941,89 2352,9 916,4 22,84 25,49
2026 2682,16 1056,54 2653,1 1024,1 29,06 32,44
Tabla 3.19: Pérdidas Técnicas para Años Proyectados
3.6 Descripción de la subestación San Cayetano.
Figura 3.8: Subestación San Cayetano
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La subestación San Cayetano (02) se encuentra ubicada al este de la
ciudad de Loja, sector San Cayetano, entre las calles Brúcelas y Paris.
La S/E es tipo convencional con barra simple, la energía que recibe
proviene de la subestación Obrapía a 69Kv, además desde San Ramón llega una
línea a 22kV.
Tiene capacidad de 15 MVA, está formado por dos transformadores un
TRAFO_1 de 10MVA a de 69/13.8 Kv marca PAULEWELS TRAFO BELGIUM con
año de fabricación 1986, enfriamiento ONAN, con grupo de conexión YNyn O (d5),
y el TRAFO_2 de 5MVA de 22/69 Kv marca CENEMES con año de fabricación
1989, enfriamiento ONAN/ONAF, grupo de conexión Dyn1.
La subestación san Cayetano cuenta con cinco alimentadores:
Alimentador Sur (0211).
Alimentador Norte (0212).
Alimentador Juan de Salinas (0213).
Alimentador Centro (0215).
Alimentador Calvario (0216).
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Figura 3.9: Diagrama Unifilar de la Subestación San Cayetano Fuente: Empresa Eléctrica Regional del Sur. Gerencia de Operación y Mantenimiento
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Tipo de estructuras
CARACTERISTICAS DEL CIRCUITO
Descripción Tipo Cantidad
T
ipo
s d
e E
stru
ctu
ras
RC 126
RU 362
SV 112
RRU 102
SU 228
AU 76
RRV 28
P 8
PP 0
ARR 9
RRC 100
AR 3
SC 257
AC 101
HRR 0
RV 35
AV 19
TOTAL 1566 Tabla 3.20. Tipos de Estructura Subestación San Cayetano
Fuente: Spard mp. Distribution
3.6.1 Alimentadores primarios utilizados para el análisis de la Subestación
San Cayetano.
La descripción de los transformadores de distribución se encuentra
detallada en el Anexo 3.
3.6.1.1 Descripción de Alimentador Sur.
CALLES PRINCIPALES: Manuel Zambrano, Barrio Las Palmeras, Sector
De El Churo, Bolívar, Piscina De La Caballería, Av. Emiliano Ortega, Urb. Atamer
Calle Cotopaxi, Máximo Rodríguez, González Suarez, Olmedo, 18 De Noviembre,
Coliseo Ciudad De Loja, Planta De Agua Potable Del Panecillo, Colegio De
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Ingenieros Civiles, Av. Universitaria, Hno. Miguel, Av. Zoilo Rodríguez, 10 De
Agosto, Rocafuerte, Av. Rio Marañón, Parque Podocarpus Pucará, Río Yanayacu,
Av. Santa Mariana De Jesús, Av. Santa Mariana De Jesús, Caballería De Loja,
Zamora Huayco Alto.
Figura 3.10: Alimentador Sur Fuente: Spard mp. Distribution
En la tabla 3.21 se muestra información detallada de las características
principales del Alimentador Sur.
ALIMENTADOR SUR
Potencia total instalada (KVA)
6136,50
Nodos Eléctricos
729
Número de líneas
728
Número de transformadores
Bancos 24
Monofásicos 143
Trifásicos 25
total 192
Longitud total (Km)
27,172 Tabla 3.21: Características principales del Alimentador Sur
Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution
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3.6.1.1 Descripción de Alimentador Norte.
CALLES PRINCIPALES: Barrio Amable María, Chinguilanchi, Sector la
Isla, Julio Jaramillo, Sebastián Ojeda, Paris, Antonio Navarro, Manuel Lozano,
Fran Slizt (La Samana), Wagner (La Samana), Salvador Bustamante E Isidro
Ayora, Daniel Armijos, Piscina De Jipiro, Agustín Carrión, Vía Jipiro. Complejo
Ferial, Colegio Iberoamericano, Urb. Mutualista Benalcazar, Salvador Bustamante,
Segundo Cueva Celi, Ciudadela La Paz, El Valle, Recinto Ferial, Gorriones,
Colegio Técnico DAB Piscina, Daniel Álvarez, Colegio Técnico (Sección Ciencias),
Av. Santiago D Las Montañas, Cdla. Isaac Ordoñez, Cdla. Isaac Ordoñez, Av.
Orillas Del Zamora.
Figura 3.11: Alimentador Norte Fuente: Spard mp. Distribution
En la tabla 3.22 se muestra información detallada de las características
principales del Alimentador Norte.
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ALIMENTADOR NORTE
Potencia total instalada (KVA) 6790,5
Nodos Eléctricos 905
Número de líneas 904
Número de transformadores
Bancos 28
Monofásicos 189
Trifásicos 21
total 238
Longitud total (Km)
34,53 Tabla 3.22: Características principales del Alimentador Norte
Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution
3.6.1.2 Descripción de Alimentador Juan de Salinas.
CALLES PRINCIPALES: Av. 24 de Mayo, Av. Colon, Av. 10 de Agosto,
Azuay, Miguel Riofrío, Bolívar, José Félix Valdivieso, Juan de Salinas, José
Antonio Eguiguren, Rocafuerte.
Figura 3.12:Alimentador Juan de Salinas Fuente: Spard mp. Distribution
En la tabla 3.23 se muestra información detallada de las características
principales del Alimentador Norte.
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ALIMENTADOR JUAN DE SALINAS
Potencia total instalada (KVA) 1459,3
Nodos Eléctricos 244
Número de líneas 243
Número de transformadores
Bancos 14
Monofásicos 42
Trifásicos 28
total 84
Longitud total (Km) 6,6 Tabla 3.23: Características principales del Alimentador Juan de Salinas Fuente: Gerencia de Planificación de EERSSA. Spard mp. Distribution
3.6.2 Estimación de la demanda y cálculo de los parámetros eléctricos
Subestación San Cayetano.
La información utilizada es la recopilación de la información de la base de
datos del software Spard mp. Distribution de fecha enero 2012.
3.6.2.1 Estimación de la demanda.
Para estimar la demanda se procesa la información obtenida de las
demandas de los alimentadores para el año 2011, escogiendo el día y la hora de
demanda máxima para cada uno de los alimentadores. Las curvas de carga diaria,
semanal y mensual para cada uno de los alimentadores se las puede observar en
el anexo 4, desde la figura 4.13 hasta la figura 4.21.
3.6.2.1.1 Demanda máxima.
ALIMENTADOR DIA HORA POT.
ACTIVA (KW)
POT. REACTIVA
(KVAR)
POT. APAREN
(KVA) FP IR IS IT
Sur 30/03/2011 19:45 3446,29 1111,15 3620,99 0,95 132,87 163,04 163,33
Norte 14/00/2011 20:30 2252,36 37,44 2252,67 0,941 99,75 134,33 52
Juan de Salinas 22/06/2011 19:00 1467,64 449,84 1535,03 0,95 70,46 52,88 71,63
Tabla 3.24: Demanda Máxima. Subestación San Cayetano
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3.6.2.1.2 Demanda mínima.
ALIMENTADOR DIA HORA POT.
ACTIVA (KW)
POT. REACTIVA
(KVAR)
POT. APARENTE
(KVA) FP IR IS IT
Sur 08/03/2011 6:45 752,54 369,02 838,148 0,84 18 28 22
Norte 25/09/2011 6:00 519,45 -22,15 519,922 0,81 39 35 15
Juan de Salinas 19/06/2011 6:30 478,315 327,49 579,685 0,84 28 27 36
Tabla 3.25: Demanda Mínima. Subestación San Cayetano
3.6.2.2 Calculo de los parámetros eléctricos.
ALIMETADOR DEM.
PROMEDIO (KW)
FACTOR DE
DEMANDA
FACTOR DE CARGA
FACTOR DE POT.
PROMEDIO
ENERGIA ACTIVA(KWh-
mes)
ENERGIA REACTIVA
(KVArh-mes)
Sur 1341,13 0,591 0,389 0,878 997804,9037 483195,83
Norte 908,85 0,353 0,437 709185,6
Juan de Salinas 984,98 0,32 0,62 0,902 654373,7 274076,3
Tabla 3.26: Parámetros Eléctricos de la Subestación San Cayetano
3.6.3 Situación actual del sistema de distribución eléctrico de la EERSSA.
Del SCADA se obtienen mediciones de corrientes, potencias, factor de
potencia, entregando registros cada 15 minutos.
En la mayoría de alimentadores en estudio las cargas son residenciales con
una mínima carga comercial, cabe mencionar que no existen cargas tipo
industriales.
El estudio de flujos de potencia se encuentra en la tabla 5.2 para demanda
máxima y demanda mínima del anexo 5. A continuación se presenta un resumen
de los alimentadores en estudio.
3.6.3.1 Alimentador Sur.
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Del estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que los
niveles de tensión se encuentran dentro de los parámetros establecidos con una
máxima caída de tensión en la fase B de 3,42, al igual que la regulación de
voltaje. Los conductores pertenecientes a este alimentador presentan un
porcentaje de cargabilidad mayor al 40% que es el límite óptimo, son 53 secciones
de línea, que suman 5986,2 metros, el detalle se observa en el anexo6 tabla 6.2.
En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
3446,84 1115,59 3358,1 1049,5 88,74 66,09
Tabla 3.27: Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima
Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, se observa que la
máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la
regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
749,75 567,63 743,8 563,2 5,95 4,43
Tabla 3.28: Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima
3.6.3.2 Alimentador Norte.
Del estudio de flujos potencia a demanda máxima, se observa que la
máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al igual que la
regulación de voltaje. Las secciones de líneas que exceden las normas son 4, con
una longitud de 517,8 m, en el anexo 6, tabla 6.3. En la siguiente tabla se observa
un resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2254,53 33,93 2221,5 7,9 33,03 26,03
Tabla 3.29: Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima
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Peña G, Ramirez J Página 81
Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, tabla 5.2 del Anexo 5, se
observa que la máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al
igual que la regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de
pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
518,34 -23,92 516,6 -25,3 1,74 1,38
Tabla 3.30: Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima
3.6.3.3 Alimentador Juan de Salinas.
Al correr de flujos potencia a demanda máxima, tabla 5.1 del Anexo 5, se
observa que el nivel de tensión se encuentra dentro de los límites aceptables al
igual que la regulación de voltaje. El porcentaje de cargabilidad se encuentra
dentro de las normas, que es menor al 40%. En la siguiente tabla se observa un
resumen de pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
1467,42 449,91 1459,3 442 8,12 7,91
Tabla 3.31: Pérdidas Técnicas a Demanda Máxima
Del estudio de flujos potencia a demanda mínima, tabla 5.2 del Anexo 5, se
observa que la máxima caída de tensión se encuentra dentro de las normas al
igual que la regulación de voltaje. En la siguiente tabla se observa un resumen de
pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
478,05 326,62 476,9 325,5 1,15 1,12
Tabla 3.32:Pérdidas Técnicas a Demanda Mínima
3.6.4 Proyección de la demanda.
3.6.4.1 Proyección de la demanda a largo plazo.
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Para realizar la Proyección de la Demanda de la Subestación San Cayetano
se procede de la misma manera que Obrapía, la EERSSA brinda la información
necesaria, obteniendo la demanda a partir del año 2005 y completando la
proyección hasta el año 2026 mediante el método perspectivo.
En el anexo 7 se muestran las tablas de las proyecciones para cada uno de
los alimentadores en estudio de la Subestación San Cayetano.
3.6.4.2 Simulación de flujos de potencia de los años proyectados
En el anexo 8 se presenta los resultados obtenidos de potencia en función
de la demanda, para los años proyectados en el estado actual.
3.6.4.2.1 Alimentador Sur.
Los resultados obtenidos mediante el análisis de flujos de potencia para el
año de mayor proyección, se observa que en el año las caídas de tensión se
encuentran fuera de las normas dadas por la EERSSA, la máxima regulación se
encuentra dentro de las normas. Existen 71 secciones de líneas con 7715,1
metros, están fuera de la cargabilidad óptima de los conductores, en el anexo 9,
tabla 9.3.
En la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas obtenidas para
cada uno de los años proyectados, estas aumentan a medida que aumenta la
demanda. Las pérdidas de energía se incrementan el doble en comparación al
año 0.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 3449,36 1128,63 3360,3 1062,3 89,06 66,33
2021 4179,24 1373,99 4048,2 1276,4 131,04 97,59
2026 4912,14 1609,5 4731 1474,6 181,14 134,9
Tabla 3.33: Pérdidas Técnicas para Años Proyectados
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3.6.4.2.2 Alimentador Norte.
Los resultados obtenidos mediante el análisis de flujos de potencia para el
año de proyección del 2026, en lo que se refiere a la máxima caída de tensión
exceden los límites de las normas establecidas por la empresa, y en regulación
de tensión, se encuentran dentro de las normas del CONELEC, la cargabilidad de
conductores para el año de mayor proyección excede los límites;61 secciones de
líneas, con 6748,5, se encuentran fuera de las normas, los detalles se presentan
en el anexo 9, tabla 9.4.
A continuación se resumen las pérdidas obtenidas para cada uno de los
años proyectados, estas aumentan a medida que aumenta la demanda. Las
pérdidas de energía se triplican desde el año 0.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 2693,41 870,86 2641,3 829,8 52,11 41,06
2021 3248,27 1164,91 3170,7 1103,8 77,57 61,11
2026 3792,77 1362,39 3686,9 1279 105,87 83,39
Tabla 3.34:Pérdidas Técnicas para Años Proyectados
3.6.4.2.3 Alimentador Juan de Salinas.
Los niveles de tensión presentados se encuentran dentro de los límites
aceptables al igual que la regulación de tensión. El porcentaje de cargabilidad de
los conductores se encuentra dentro de los óptimos.
Un resumen de pérdidas técnicas obtenidas para cada uno de los años
proyectados se presentan a continuación, estas pérdidas disminuyen a medida
que disminuye la demanda; al igual que las pérdidas de energía se disminuyen.
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Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 1268,04 416,78 1261,9 410,8 6,14 5,98
2021 1241,28 408,13 1235,4 402,4 5,88 5,73
2026 1216,45 398,7 1210,8 393,2 5,65 5,5
Tabla 3.35: Pérdidas Técnicas para Años Proyectados
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Peña G, Ramirez J Página 85
CAPITULO IV
4. ESTUDIO DE RECONFIGURACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE LOS
ALLIMENTADORES PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN OBRAPÍA Y SAN
CAYETANO UTILIZANDO SPARD MP. DISTRIBUTION.
4.1 RECONFIGURACIÓN DE LOS ALIMENTADORES PRIMARIOS.
4.2 UBICACIÓN DE CAPACITORES EN ALIMENTADORES
PRIMARIOS.
4.3 REEMPLAZO DE CONDUCTORES EN ALIMENTADORES
PRIMARIOS.
4.4 COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA PROYECCIONE DE LA
DEMANDA.
4.5 RESUMEN Y RESULTADOS.
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Peña G, Ramirez J Página 86
4.1 Reconfiguración de los alimentadores primarios.
Al realizar la reconfiguración de los alimentadores primarios de las
Subestaciones de Obrapía y de San Cayetano, la topología se acomoda, de tal
manera que se consiga la reducción de pérdidas de potencia y energía, con la
disminución de los porcentajes de caídas de tensión, el mejoramiento del factor de
potencia y la cargabilidad de conductores, de una manera global, obteniendo una
red diferente al estado actual.
La reconfiguración para este estudio, se basa en las maniobras de abrir y
cerrar seccionadores para la transferencia de la carga de una sección de línea a
otra, sea ésta del mismo alimentador o de diferente. También se tiene como
opción las incorporaciones de nuevos seccionadores, creando una nueva
topología que sea la más óptima para la operación de la red.
Se considera una caída de tensión máxima de 3,5, según normas
establecidas por la EERSSA, con lo que brinda un servicio de calidad a los
usuarios.
4.1.1 Transferencia de carga.
Una vez ejecutada la aplicación, como se indica en el capítulo 2 ítem 2.5.1,
el programa exporta en un documento de excel, el cual contiene: en una primera
hoja el nombre del alimentador, los kilovatios leídos, las pérdidas de potencia del
sistema en estado actual; en la segunda hoja de cálculo muestra los mismos
puntos que para la primera, pero esta vez para la red nueva; y por último, en una
tercera hoja muestra el nuevo estado de los seccionadores, la sección de línea a
la que pertenece dicho seccionador, el nodo de fuente y de carga que contiene a
dicha línea y, el código del seccionador o si se tiene que crear uno nuevo.
En el anexo 10 se puede observar un resumen con la tabla de los estados
de los seccionadores utilizados para la realización de la reconfiguración.
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Peña G, Ramirez J Página 87
A continuación se escogen los puntos donde se realiza la transferencia de
carga.
Para la transferencia de carga se realiza el cierre del seccionador
SECC_0111_0112 tipo cuchilla que se encuentra separando a Chontacruz con IV
Centenario, para luego pertenecer únicamente al nuevo alimentador IV
Centenario; este seccionador se encuentra en las calles Venezuela y Argentina.
Para la transferencia de carga se realiza cerrando del seccionador SW2040
tipo fusible que se encuentra inicialmente en Chontacruz y posteriormente pasa a
Figura 4.1:Seccionamiento en los nodos NEM_000664_0111 y NEM_000665_0111
Figura 4.2: Seccionamiento en los nodos NEM_000293_0111 y NEM_CE0054_0111
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Peña G, Ramirez J Página 88
separar Chontacruz con IV Centenario; este seccionador se encuentra en las
calles Paraguay Y S/N.
Figura 4.3: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_000629_0111y NEM_000628_0111
El seccionador SW2714 inicialmente en estado cerrado ubicado en el
alimentador Chontacruz, luego pasa a estado abierto separando Chontacruz con
IV Centenario.
Figura 4.4: Seccionamiento en los nodos eléctricos MVEL9902y NEM_002343_0114
Inicialmente la separación de Celi Román con el Norte en la dirección Pedro
Canica y Diego de Vaca lo hace el seccionador SW2911, que se encontraba en
estado abierto, después de la reconfiguración este seccionador pertenece al
Norte.
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Peña G, Ramirez J Página 89
Figura 4.5: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_000313_0111 y NEM_000314_0111
Con el seccionador SW2042 tipo fusible, inicialmente cerrado, se trata de
dar otra vía de alimentación a la carga de Chontacruz, ubicada en la Av. Eugenio
Espejo Y S/N; pasando a estado abierto y quedando en el mismo alimentador.
Figura 4.6: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_006088_0112 y NEM_006088_0113
El seccionador SECC_0112_0113 inicialmente abierto, separaba Hospital
con IV Centenario, ahora se encuentra en el Alimentador Hospital en estado
cerrado, entre las calles Ramón Pinto y Miguel Riofrío.
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Peña G, Ramirez J Página 90
Figura 4.7: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS449 y NEM_AS450
El seccionador SECC_AS39 pertenecía al Alimentador Sur en estado
cerrado, después de la reconfiguración pasa a estado abierto logrando separar
Juan de Salinas con el Sur, este seccionador tipo cuchilla se encuentra ubicada en
Juan José Peña y Lourdes.
Figura 4.8: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_000311_0111 y NEM_0003122_0111
La transferencia de carga se realizó con el seccionador SW2041, tipo
fusible, originalmente este se encontraba en estado abierto perteneciendo al
Hospital, para luego pasar a pertenecer a IV Centenario en estado cerrado, se
encuentra ubicado en las calles Paraguay y Trinidad y Tobago.
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Peña G, Ramirez J Página 91
Figura 4.9: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_0061052_0112 y NEM_006105_0112
El seccionador SW2762, tipo cuchilla, se encuentra abierto en IV
Centenario, después de la reconfiguración se encuentra en el mismo alimentador
pero en estado cerrado; está ubicado en las calles Maximiliano Rodríguez y Av.
Pio Jaramillo.
Figura 4.10: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_0001922_0111 y NEM_000192_0111
El seccionador SW2763, tipo fusible, se encuentra abierto en Chontacruz,
después de la reconfiguración se encuentra en el mismo alimentador pero en
estado cerrado; está ubicado en las calles S/N y Av. Eugenio Espejo.
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Peña G, Ramirez J Página 92
Figura 4.11: Seccionamiento en los nodos eléctricos MVEL9903y NEM_002295_0114
La transferencia de carga se realizó con el seccionador SW2912, tipo
fusible, originalmente se encontraba en estado abierto separaba a Celi Román con
Norte, luego pertenece al Alimentador Norte.
Figura 4.12: Seccionamiento en los nodos eléctricos MVEL9905 y NEM_006130_0112
Inicialmente la separación de IV Centenario con Sur en la dirección Lourdes
y Av. Universitaria lo hace el seccionador SW2916, que se encontraba en estado
abierto, después de la reconfiguración este seccionador pertenece a IV
Centenario.
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Peña G, Ramirez J Página 93
Figura 4.13: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_0061001_0112 y NEM_006100_0112
El seccionador SW2959, tipo fusible, se encuentra cerrado en el
alimentador IV Centenario, después de la reconfiguración se encuentra en el
mismo alimentador pero en estado abierto; está ubicado en las calles Ramón
Pinto y Maximiliano Rodríguez.
Figura 4.14: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS468 y NEM_C0433_0213
La transferencia de carga se realizó con el seccionador SW3055, tipo
fusible, originalmente este se encontraba en estado abierto separando a Juan de
Salinas con Sur para luego pasar a pertenecer a Juan de Salinas estado cerrado,
se encuentra ubicado en las calles Juan José Peña Y Miguel Riofrío.
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El seccionador SW2199, tipo fusible, se encuentra cerrado en Celi Román,
después de la reconfiguración separa el Alimentador Norte con Celi Román en
estado abierto; está ubicado en las calles Guaranda y Machala.
Se tienen que colocar tres nuevos seccionadores, a continuación se
detallará en qué lugar se debe de ubicar. Las características de estos
seccionadores se lo observa en el anexo 11
Figura 4.16: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS611y NEM_006087_0112
Después de la reconfiguración se tiene que se debe de colocar un nuevo
seccionador SW3140, que separe el Hospital con IV Centenario, ubicado en las
calles Ramón Pinto y Miguel Riofrío.
Figura 4.4: Seccionamiento en los nodos eléctricosNEM_002332_0114 y NEM_002332_0114
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Figura 4.17: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_AS610 y NEM_AS611
Se debe de colocar un nuevo seccionador SW3154, que separe el
Alimentador Sur con IV Centenario en las calles Catacocha entre Sucre y 18 de
Noviembre.
Figura 4.18: Seccionamiento en los nodos eléctricos NEM_002291_0114 y NEM_CE0231_0114
Se debe de separar el Alimentador Celi Román con Norte en las calles
Riobamba y Santo Domingo de los Colorados, por lo que se debe de colocar un
nuevo seccionador SW3165.
4.1.2 Descripción de los nuevos alimentadores.
A continuación se describen las características principales de los nuevos
alimentadores, en cada una de las siguientes tablas.
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Alimentador Chontacruz.
ALIMENTADOR CHONTACRUZ
Potencia total instalada (KVA)
3239,5
Nodos Eléctricos
827
Número de líneas
826
Bancos 2
Trafos Monofásicos 163
Número de transformadores Trafos Trifásicos 2
total 166
Longitud total (m)
36203 Tabla 4.1: Descripción del Alimentador Chontacruz después de la Reconfiguración.
Alimentador IV Centenario.
ALIMENTADOR IV CENTENARIO
Potencia total instalada (KVA)
4597,5
Nodos Eléctricos
600
Número de líneas
599
Bancos 19
Trafos Monofásicos 133
Número de transformadores Trafos Trifásicos 13
total 165
Longitud total (m)
19474 Tabla 4.2: Descripción del Alimentador IV Centenario después de la Reconfiguración.
Alimentador Hospital.
ALIMENTADOR HOSPITAL
Potencia total instalada (KVA)
7720
Nodos Eléctricos
323
Número de líneas
322
Bancos 16
Trafos Monofásicos 66
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Número de transformadores Trafos Trifásicos 46
total 128
Longitud total (m)
10134 Tabla 4.3: Descripción del Alimentador Hospital después de la Reconfiguración.
Alimentador Celi Román.
ALIMENTADOR CELI ROMAN
Potencia total instalada (KVA)
4542,5
Nodos Eléctricos
437
Número de líneas
436
Bancos 10
Trafos Monofásicos 118
Número de transformadores Trafos Trifásicos 21
total 149
Longitud total (m)
14070
Tabla 4.4: Descripción del Alimentador Celi Román después de la Reconfiguración
Alimentador Sur.
ALIMENTADOR SUR
Potencia total instalada (KVA)
4764
Nodos Eléctricos
604
Número de líneas
603
Bancos 17
Trafos Monofásicos 121
Número de transformadores Trafos Trifásicos 18
total 157
Longitud total (m)
23157 Tabla 4.5:Descripción del Alimentador Sur después de la Reconfiguración
Alimentador Norte.
ALIMENTADOR NORTE
Potencia total instalada (KVA)
7353
Nodos Eléctricos
958
Número de líneas
957
Bancos 24
Trafos Monofásicos 159
Número de transformadores Trafos Trifásicos 29
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total 251
Longitud total (m)
35984 Tabla 4.6: Descripción del Alimentador Norte después de la Reconfiguración
Alimentador Juan de Salinas.
ALIMENTADOR JUAN DE SALINAS
Potencia total instalada (KVA)
5452
Nodos Eléctricos
272
Número de líneas
271
Bancos 14
Trafos Monofásicos 51
Número de transformadores Trafos Trifásicos 31
total 96
Longitud total (m)
7384 Tabla 4.7: Descripción del Alimentador Juan de Salinas después de la Reconfiguración
4.1.3 Simulación a demanda máxima
Una vez efectuado los cambios de estado en los seccionadores, se procede
a correr flujos de potencia con la nueva topología de la red para cada uno de los
nuevos alimentadores. A continuación se realizará un análisis de dichos
resultados. Para mayor detalle en el Anexo 12. Tablas 12.1 y 12.2 para demanda
máxima tanto de Obrapía como San Cayetano.
Alimentador Chontacruz.
El nuevo alimentador Chontacruz cuenta con una nueva longitud de 36,2
km, además del estudio de flujo de potencia a demanda máxima se puede
observar que las caídas de tensión han disminuido, la cargabilidad de los
conductores también a pesar de que no existía inconveniente. Las pérdidas tanto
de potencia como de energía se han reducido. A continuación se puede observar
un resumen de las pérdidas de potencia.
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Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
1777,51 563,34 1762 543,8 15,51 19,54
Tabla 4.8:Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador IV Centenario
El nuevo Alimentador IV aumenta su longitud a 19,47 km, debido a este
aumento, las pérdidas tanto de potencia como de energía se incrementan al igual
que las caídas de tensión, pero siguen dentro de los límites aceptables. De la
misma manera la cargabilidad de los conductores se incrementan pero se
encuentra dentro de los límites óptimos. En la siguiente tabla se puede observar
un resumen de las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
1379,55 431,44 1366,1 421,4 13,45 10,36
Tabla 4.9: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Hospital
El nuevo Alimentador Hospital no tiene mucha diferencia con el antiguo, las
pérdidas no disminuyen mucho. La cargabilidad de los conductores de este
alimentador están excediendo los límites como se observa en el anexo 13, tabla
13.1, 25 secciones de línea con una longitud de 3436,8 metros fuera de los límites
óptimos. En la siguiente tabla se puede observar un resumen de las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2390,17 806,94 2355,3 781,7 34,87 25,24
Tabla 4.10: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
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Alimentador Celi Román.
El nuevo Alimentador Celi Román tiene una nueva longitud de 14,07 km.
Además del estudio de flujo de potencia a demanda máxima se puede analizar
que las caídas de tensión han disminuido así como las pérdidas tanto de potencia
como de energía. La cargabilidad en los conductores se encuentra dentro de los
límites establecidos menores al 40%. A continuación se puede observar un
resumen de las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
1847,56 646,66 1834,7 632,2 12,86 14,46
Tabla 4.11: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Sur.
El nuevo Alimentador Sur disminuye su longitud a 23,15 km. Del estudio de
flujo de potencia se observa que las caídas de tensión han disminuido así como
las pérdidas de potencia y de energía. La cargabilidad de los conductores de este
alimentador están excediendo los límites óptimos, las secciones con problemas se
observa en el anexo 13, tabla 13.2; son 53 secciones con una longitud de 6192,2
metros. En la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
3447,13 1109,19 3369,6 1051,3 77,53 57,89
Tabla 4.12: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Norte.
El nuevo Alimentador Norte disminuye su longitud a 35,98 km. Del estudio
de flujos se observa que las caídas de tensión han disminuido así como también
las pérdidas tanto de potencia como de energía. Después de la reconfiguración los
problemas de cargabilidad que existían en este alimentador han desaparecido. En
la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 101
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2251,29 33,87 2221,2 9,8 30,09 24,07
Tabla 4.13: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Juan de Salinas.
El nuevo Alimentador Juan de Salinas aumenta su longitud a 7,38
km. De la corrida de flujos se determina que las caídas de tensión aumentan
dentro del rango tolerable, disminuyen las pérdidas de energía pero las pérdidas
de potencia se incrementan no muy significativamente. No existen problemas de
cargabilidad en los conductores. En la siguiente tabla se observa un resumen de
las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
1466,37 447,59 1457,9 439,4 8,47 8,19
Tabla 4.14: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
4.1.4 Simulación a demanda mínima
Al igual que para la demanda máxima, se procede a correr flujos de
potencia con la nueva topología de la red, para cada uno de los nuevos
alimentadores. A continuación se realizará un análisis de dichos resultados. Para
mayor detalle en el Anexo 12. Tablas 12.1 y 12.2 para demanda mínima tanto de
Obrapía como San Cayetano.
Alimentador Chontacruz.
Del estudio de flujo de potencia a demanda mínima se puede observar que
en este nuevo alimentador las caídas de tensión han disminuido así como las
pérdidas tanto de potencia como de energía. A continuación se presenta un
resumen de las pérdidas.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 102
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
622,3 417,45 619,8 414,3 2,5 3,15
Tabla 4.15: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador IV Centenario
El nuevo alimentador IV Centenario del estudio de flujos de potencia a
demanda mínima se observa que las caídas de tensión se incrementan, pero se
encuentran dentro de las normas, además las pérdidas de energía y de potencia
se incrementan. En la siguiente tabla se puede observar un resumen de las
pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
474,87 282,11 472,9 280,6 1,97 1,51
Tabla 4.16: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Hospital
El nuevo alimentador Hospital en el estudio de flujo a demanda mínima, se
observa que no existe mucha diferencia con el anterior alimentador.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
615,08 383,08 612,2 381 2,88 2,08
Tabla 4.17: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Celi Román.
Del estudio de flujos a demanda mínima se observa que en este nuevo
alimentador las caídas de tensión han disminuido así como las pérdidas tanto de
potencia como de energía. A continuación se puede observar un resumen de las
pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
694,88 442,56 692,6 440 2,28 2,56
Tabla 4.18: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Sur.
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Peña G, Ramirez J Página 103
Del estudio de flujo de potencia a demanda mínima del nuevo alimentador
se puede observar que las caídas de tensión se reduce así como también
disminuyen las pérdidas tanto de potencia como de energía. En la siguiente tabla
se observa un resumen de las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
753,86 570,43 748,60 566,5 5,26 3,93
Tabla 4.19:Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Norte.
Al observar el estudio de flujos de potencia del nuevo alimentador las
caídas de tensión disminuyen así como las pérdidas tanto de potencia como de
energía. En la siguiente tabla se observa un resumen de las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
522,62 -19,8 521 -21,1 1,62 1,3
Tabla 4.20: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
Alimentador Juan de Salinas.
Del nuevo alimentador Juan de Salinas, al realizar el estudio de flujos de
potencia a demanda mínima, se concluye que las caídas de tensión aumentan
dentro del rango tolerable, disminuyen las pérdidas de energía pero las pérdidas
de potencia se incrementan no son muy significativamente. En la siguiente tabla
se observa un resumen de las pérdidas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
478,11 326,97 476,90 325,8 1,21 1,17
Tabla 4.21: Pérdidas Técnicas con Reconfiguración
4.2 Ubicación de capacitores en alimentadores primarios.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 104
El colocar capacitores en alimentadores primarios reduce pérdidas
eléctricas en una red de distribución, además de mejorar el factor de potencia y los
perfiles de tensión.
4.2.1 Procedimiento.
Para determinar el tamaño y la ubicación del banco de capacitores se
necesita analizar la curva de demanda mensual de cada uno de los alimentadores,
donde la demanda mínima ayuda a determinar la capacidad del banco de
capacitores que se debe colocar.
Los datos que se deben de tener en cuenta al momento de determinar el
banco de capacitores son: las corrientes, el factor de potencia y las pérdidas
iniciales, y de esta manera conseguir el valor máximo que se requiere para la
compensación capacitiva y no tener problemas en los alimentadores.
Posteriormente se ingresa la información pedida en el menú de
Aplicaciones de Spard mp. Distribution de la misma manera como se indica en el
capítulo 2 litera 2.5.2.
Al ejecutarse esta aplicación el programa de simulación da como resultado
“FLUJO NO CONVERGE”. Esto es debido a que los datos ingresados dependen
de entradas económicas, optimizando y decidiendo si es factible la ubicación de
capacitores dentro de dichos alimentadores. Por lo tanto al dar como resultado
que el flujo no converge significa que no es factible económicamente colocar
capacitores para la disminución de las pérdidas que se producirían.
4.2.2 Simulación a demanda máxima
No se obtienen ningún resultado debido a que la ubicación de capacitores
no es factible y no se obtienen resultados.
4.2.3 Simulación a demanda mínima
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 105
No se obtienen ningún resultado debido a que la ubicación de capacitores
no es factible y no se obtienen resultados.
4.3 Remplazo de conductores en alimentadores primarios.
Este método tiene como objetivo el remplazar los conductores sobre-
cargados, dependiendo de la cargabilidad optima que se toma, y en su lugar
colocar un conductor de mayor calibre.
Al realizar estos cambios en el alimentador, mejora la cargabilidad en las
líneas, así como la caída de tensión y reduce pérdidas.
Con el reconocimiento previo de los calibres de los conductores que se
tienen actualmente, y con los resultados obtenidos del estudio de flujos de
potencia de la red ya reconfigurada, se analiza cada uno de los vanos que
contengan una cargabilidad mayor al 40%, por lo que es recomendable realizar el
cambio de calibres de conductores en las secciones que excedan el limite óptimo.
Además como se describe en el capítulo 2, se ejecuta la aplicación de
Cambio de Conductores en Alimentadores Primarios, la cual da resultados con los
calibres de conductores que se deben cambiar según el concepto anteriormente
descrito.
Los calibres de conductores a cambiar dependen de los resultados de la
aplicación y de la cargabilidad óptima. Los conductores a cambiarse se detallan en
el anexo 13 para el alimentador Hospital y alimentador Sur, perteneciente a las
Subestaciones Obrapía y San Cayetano respectivamente; que son los
alimentadores que presentaron secciones de líneas que exceden el límite de
cargabilidad después de realizar la reconfiguración.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 106
También se realiza cambio de conductores al Alimentador Norte, debido a
que presenta problemas en algunas secciones de línea al realizar el estudio de
flujos de demanda proyectada; estas secciones se detallan en el anexo 13.
Además se realizó el cambio de calibre para el neutro, además del de las
fases, con el mismo calibre.
En este anexo se indica porque calibre de conductor se debe de realizar el
cambio y las estructuras para cada nodo de envío.
En el anexo 14 se indican las figuras de cada una de las estructuras.
A continuación se van a analizar los tres alimentadores tanto a demanda
máxima y a demanda mínima. El estudio de flujos para la combinación de
soluciones para las dos subestaciones se encuentra en el anexo 15.
4.3.1 Situación a demanda máxima
Alimentador Hospital.
Luego de realizar el estudio de flujos de potencia a demanda máxima para
el cambio de calibre, se observa que las caídas de tensiones mejoran con
respecto al estudio de reconfiguración. Además la cargabilidad de las secciones
con problemas mejoró y se encuentran dentro de lo óptimo.
Las pérdidas de energía y de potencia mejoraron y un resumen de las
pérdidas de potencia se puede observar en la siguiente tabla.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2390,17 806,94 2355,3 781,7 34,87 25,24
Tabla 4.22: Pérdidas Técnicas con combinación de soluciones
Alimentador Sur.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 107
Los resultados obtenidos al realizar el cambio de calibres de la secciones
con problemas son buenos, las caídas de tensión se mejoran y la cargabilidad en
estas secciones también y además se encuentran dentro de los límites.
Las pérdidas de energía se reducen considerablemente al igual que las de
potencia. En la siguiente tabla se detalla las pérdidas técnicas después del cambio
de calibre al estado a reconfigurado.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
3447,07 1112 3403 1058,8 44,07 53,2
Tabla 4.23: Pérdidas Técnicas con combinación de soluciones
Alimentador Norte.
Las caídas de tensión se mejoran y la cargabilidad en estas secciones
también, encontrándose dentro de los límites aceptables.
Las pérdidas de energía se reducen considerablemente al igual que las de
potencia. En la siguiente tabla se detalla las pérdidas técnicas después del cambio
de calibre.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2254,13 32,81 2234,1 9,9 20,03 22,91
Tabla 4.24: Pérdidas Técnicas con combinación de soluciones
4.3.2 Situación a demanda mínima
Alimentador Hospital.
Después de realizar el estudio de flujos de potencia a demanda mínima
después del cambio de calibre, se observa que las caídas de tensiones obtienen
una mejoría con respecto al estudio de reconfiguración, al igual que la máxima
regulación para cada una de las fases.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 108
Las pérdidas de energía y de potencia disminuyen y un resumen de las
pérdidas de potencia se puede observar en la siguiente tabla.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
614,89 383,04 612,5 381 2,39 2,04
Tabla 4.25: Pérdidas Técnicas con combinación de soluciones
Alimentador Sur.
Los resultados obtenidos al realizar el cambio de calibres de la secciones
con problemas son buenos, las caídas de tensión al igual que la máxima
regulación se reducen.
Las pérdidas de energía son menores al igual que las de potencia. En la
siguiente tabla se detalla las pérdidas técnicas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
752,79 571,91 749,80 468,3 2,99 3,61
Tabla 4.26: Pérdidas Técnicas con combinación de soluciones
Alimentador Norte.
Existen mejoras en los parámetros tratados como la caída máxima de
tensión, máxima regulación y las pérdidas tanto de potencia como de energía. A
continuación se presenta un cuadro con un resumen de las pérdidas técnicas.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
522,18 -19,87 521,1 -21,1 1,08 1,23
Tabla 4.27: Pérdidas Técnicas con combinación de soluciones
4.4 Combinación de soluciones para proyecciones de la demanda.
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Peña G, Ramirez J Página 109
En esta sección de analiza a los alimentadores con la demanda proyectada,
considerando las soluciones que se presentaron en los puntos anteriores, siendo
estos la reconfiguración y el cambio de calibre. En el Anexo 16 se puede observar
las tablas del estudio de flujo para cada uno de los alimentadores para la
proyección de la demanda.
Alimentador Chontacruz.
Al proyectar el alimentador con la combinación de las soluciones, se
observa una mejoría en la caída máxima de tensión, regulación de voltaje,
cargabilidad de los conductores y las pérdidas de potencia y energía.
A continuación se presenta una tabla con las pérdidas técnicas para cada
uno de los años a los cuales se realizó la corrida de flujos.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 1921,54 761,51 1895,9 729,5 25,64 32,01
2021 2180,78 857,97 2147,8 816,8 32,98 41,17
2026 2435,21 964,96 2394 913,5 41,21 51,46
Tabla 4.28: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones
Alimentador IV Centenario.
Para los años de proyección de la demanda con la combinación de las
soluciones se observa que los parámetros a evaluar no tienen ningún
inconveniente, tanto la caída máxima de tensión, como la máxima regulación se
encuentran dentro de las normas establecidas por la Empresa y el CONELEC.
Las pérdidas de energía en comparación al estado actual se incrementan,
mientras que las de potencia disminuyen. A continuación se presenta una tabla
resumen de las pérdidas técnicas, para los años proyectados.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 110
2016 2011,57 729,37 1983,8 708 27,77 21,37
2021 2379,75 870,67 2356,4 840,4 38,95 29,97
2026 2783,38 1009,23 2730,2 968,3 53,18 40,93
Tabla 4.29: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones
Alimentador Hospital.
Las caídas de tensión para cada una de los años proyectados así como la
máxima regulación, se encuentran dentro de los límites, de igual manera la
cargabilidad de los conductores no tienen ningún problema para el año de mayor
proyección.
Las pérdidas de potencia y de energía disminuyen con respecto al estado
actual. Las pérdidas técnicas se muestran en la siguiente tabla para los años
proyectados.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 2409,26 874,49 2373,2 848,4 36,06 32,01
2021 2713,86 985,71 2668,1 952,6 45,76 33,11
2026 3017,99 1096,04 2961,4 1055,1 56,59 40,94
Tabla 4.30: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones
Alimentador Celi Román.
Todos los parámetros establecidos para analizar se encuentran dentro de
las normas y los límites establecidos.
Las pérdidas de potencia y energía disminuyen al realizar la combinación
de las soluciones. En la siguiente tabla se presentan las pérdidas técnicas para los
años en estudio.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 1921,54 761,51 1895,9 729,5 25,64 32,01
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2021 2180,78 857,97 2147,8 816,8 32,98 41,17
2026 2435,21 964,96 2394 913,5 41,21 51,46
Tabla 4. 31: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones
Alimentador Sur.
Al analizar los parámetros que se tienen en consideración, después de la
corrida de flujos para los años de proyección se observa que se encuentran dentro
de las normas prestablecidas, sean estas, máxima caída de tensión, máxima
regulación y la cargabilidad.
Las pérdidas tanto de potencia como de energía al igual que para los
alimentadores de Obrapía disminuyen, en comparación con el estado actual. A
continuación se muestran las pérdidas técnicas para este alimentador.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 3449,36 1128,63 3360,3 1062,3 89,06 66,33
2021 4179,24 1373,99 4048,2 1276,4 131,04 97,59
2026 4912,14 1609,5 4731 1474,6 181,14 134,9
Tabla 4.32: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones
Alimentador Norte.
No se encuentra ningún inconveniente con la caída máxima de tensión la
máxima regulación. En lo concerniente a la cargabilidad, en primera instancia se
observaba que existía problemas como se mencionó en la sección 4.3, pero luego
de realizar los cambios para el año en estudio 2011, se observa que las secciones
con problemas se encuentran dentro de lo óptimo. Y luego de realizados los
cambios en el año 2011 se hace un estudio de flujos para la proyección,
encontrando una disminución en las pérdidas de potencia y energía en relación a
la proyección de la demanda en estado actual. En las siguiente tabla se muestra
las pérdidas técnicas para los año en estudio.
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Peña G, Ramirez J Página 112
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 2697,86 972,21 2665,4 935,1 32,46 37,11
2021 3244,11 1370,83 3195,1 1314,8 49,01 56,03
2026 3794,82 1365,41 3730,5 1291,9 64,32 73,51
Tabla 4.33: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones
Alimentador Juan de Salinas.
Del estudio de flujos de potencia para la demanda proyectada se observa
que la caída máxima de tensión, la máxima regulación y la cargabilidad se
encuentran dentro de los límites establecidos.
Las pérdidas de potencia y de energía se mejoran en comparación a la
proyección de la demanda en estado actual.
Potencia Total Enviada Carga en el alimentador Pérdidas
kW KVAr kW KVAr kW KVAr
2016 1268,02 416,7 1261,6 410,5 6,42 6,2
2021 1242,36 407,75 1236,2 401,8 6,16 5,96
2026 1217,21 399,31 1211,3 393,6 5,91 5,71
Tabla 4.34: Pérdidas Técnicas para la demanda proyectada con la combinación de las soluciones
4.5 Resumen y resultados.
A continuación se indica una tabla con los resultados generales para la red
en estudio, esto es los cuatro alimentadores de la Subestación Obrapía y los tres
alimentadores de la Subestación de San Cayetano para el año 2011.
Estado Actual Reconfiguración Reconfigurado y Cambio de Calibre
Unidades
Pérdidas de Energía 47642,7 42146 33218 KWh
Potencia enviada P 13246,94 14559,58 14562,35 kW
Potencia enviada Q 3597,37 4039,03 4040,43 KVAr
Carga en el alimentador P 14358,7 14366,8 14419 kW
Carga en el alimentador Q 3874,8 3879,6 3886,98 KVAr
Pérdidas de Potencia P 178,18 192,78 143,35 kW
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Peña G, Ramirez J Página 113
Pérdidas de Potencia Q 152,2 159,75 153,45 KVAr
Porcentaje de Pérdidas P 1,345065351 1,324076656 0,984387822 %
Porcentaje de Pérdidas Q 4,230868662 3,95515755 3,797863099 %
Tabla 4.35: Resumen de Pérdidas para demanda actual
En la tabla 4.35 se indica las pérdidas de energía, potencia enviada, carga
en los alimentadores y pérdidas de potencia para el estado actual, estado
reconfigurado y con la combinación de las soluciones.
En el Anexo 17 se presenta un resumen para cada uno de los
alimentadores, detallando pérdidas de energía y potencia, caída máxima de
tensión, máxima regulación y el factor de carga; tanto para el estado actual,
reconfigurado y con el remplazo de conductores.
De la misma manera que para el año actual se realiza el siguiente resumen,
que contiene el estado actual y con la combinación de las soluciones, para los
años proyectados, año 2016, 2021 y 2026.
Al igual que la tabla 4.35, la tabla 4.36 contiene la suma de las pérdidas de
energía, pérdidas de potencia y el porcentaje de dichas pérdidas para los siete
alimentadores: Chontacruz, IV Centenario, Hospital, Celi Román de la Subestación
Obrapía y Sur, Norte y Juan de Salinas pertenecientes a la Subestación San
Cayetano.
2016 2021 2026
un
idad
es
Esta
do
Act
ual
Re
con
figu
ra
do
y C
amb
io
de
Cal
ibre
Esta
do
Act
ual
Re
con
figu
ra
do
y C
amb
io
de
Cal
ibre
Esta
do
Act
ual
Re
con
figu
ra
do
y C
amb
io
de
Cal
ibre
Pérdidas de Energía 58546,5 43105,9 80266,6 59159,3 105773,9 76878,3 KWh
Potencia enviada P 15832,15 15837,59 18318,92 18342,4 20840,1 20827,96 kW
Potencia enviada Q 5604,45 5712,04 6603,27 6809,3 7497,36 7511,2 KVAr
Carga en el alimentador P 15577,9 15659,2 17979,5 18095,7 20367,4 20506,2 kW
Carga en el alimentador Q 5392,1 5523,1 6308,8 6548,3 7107,8 7170,2 KVAr
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Peña G, Ramirez J Página 114
Pérdidas de Potencia P 254,25 178,17 355,02 246,7 472,7 321,76 kW
Pérdidas de Potencia Q 218,27 187,94 294,17 261,01 389,56 341 KVAr
Porcentaje de Pérdidas P 1,606 1,128 1,94 1,34 2,27 1,54 %
Porcentaje de Pérdidas Q 3,89 3,29 4,45 3,83 5,2 4,54 %
Tabla 4.36:Resumen de Pérdidas para demanda proyectada
En el Anexo 18 se detalla la información para cada uno de los
alimentadores y de los años proyectados a los cuales se les realizó el estudio de
flujos.
CAPITULO V
5. ANÁLISIS ECONÓMICO.
5.1 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA-ECONÓMICA
5.2 CONCEPTOS TEÓRICOS
5.3 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO.
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Peña G, Ramirez J Página 115
5.1 Justificación técnica- económica.
En el capítulo anterior, tabla 4.35 se observa las pérdidas de potencia y de
energía existente de los alimentadores en estudio para el mes en el cual se
produjo la demanda máxima y de la misma manera se detalla en la tabla 4.36 para
cada año de la proyección de la demanda para la cual se realizó el análisis
A continuación se presentará una tabla en la cual se indica las pérdidas
para todo el año tanto en estudio como los proyectados.
Pérdidas de Potencia Pérdidas de Energía
Reducción de Pérdidas (%)
Reducción de Pérdidas de
Energía
Año Condición MW MVAr MWh % MWh
2011 Estado Actual 2,13816 1,8264 571,7124 19,5476484
173,0964
Combinación de Soluciones 1,7202 1,8414 398,616
2016 Estado Actual 3,051 2,61924 702,558 29,9233038
185,2872
Combinación de Soluciones 2,13804 2,25528 517,2708
2021 Estado Actual 4,26024 3,53004 963,1992 30,5109571
253,2876
Combinación de Soluciones 2,9604 3,13212 709,9116
2026 Estado Actual 5,6724 4,67472 1269,2868 31,9314576
346,7472
Combinación de Soluciones 3,86112 4,092 922,5396
Tabla 5.1: Pérdidas de Potencia y Energía
Figura 5.1: Gráfico Comparativo de Pérdidas de Potencia
2,13816
3,051
4,26024
5,6724
1,7202 2,13804
2,9604
3,86112
0
1
2
3
4
5
6
2011 2016 2021 2026
Pérdidas de Potencia
Estado Actua Combinación de Soluciones
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5.2 Conceptos teóricos
En la realización de un proyecto en estudio uno de los principales
indicadores que un inversionista toma en cuenta es su rentabilidad; ya que la
justificación es muy importante para su elaboración.
En un sistema eléctrico de distribución, el ahorro de energía es
básicamente lo que se valora para poder observar ganancias.
Para ello se ejecutan algunos procedimientos financieros como: cálculo del
valor actual neto, tasa interna de retorno, la relación beneficio-costo y el tiempo de
recuperación de la inversión.
VALOR PRESENTE
El valor del dinero es afectado por cuestiones de inflación; es decir que este
no es el mismo hoy que dentro de 15 años.
El cálculo del valor presente se lo determina mediante la siguiente formula:
((( ) ) ( ( ) ))
Ecuación 5 1
TASA DE DESCUENTO
Es el interés que se paga anticipadamente al obtener un crédito. Se
diferencia de la tasa de interés, en que esta se aplica a una cantidad original para
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Peña G, Ramirez J Página 117
obtener un incremento, que sumado a ella da la cantidad final, mientras que el
descuento se resta de una cantidad esperada para obtener una cantidad en el
presente.
Según el Banco Central del Ecuador se tiene una tasa de descuento de
8,17% (ver el anexo 19 Tabla 19.1)
VALOR ACTUAL NETO
En Excel la función para el cálculo del VAN se llama VNA. Esta función devuelve
el valor actual neto a partir de un flujo de fondos y de una tasa de descuento.
( )
Ecuación 5.2: Fórmula de Excel
El valor actual neto debe ser mayor a uno para que la inversión produzca
ganancias y el proyecto sea rentable.
TASA INTERNA DE RETORNO
La función TIR devuelve la tasa interna de retorno de una serie de flujos de caja.
Sintaxis:
( )
Ecuación 5.3: Fórmula de Excel
Excel calcula el TIR mediante iteraciones sucesivas, se puede indicar el
valor de la tasa de descuento, caso contrario Excel toma como valor el 10%.
El TIR es la tasa de interés producida por un proyecto de inversión, con
pagos e ingresos, que ocurren en periodos regulares dentro de un tiempo
determinado.
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Peña G, Ramirez J Página 118
El obtener una tasa interna de retorno mayor a la tasa activa, significa que
el proyecto es cada vez más rentable.
RELACION BENEFICIO-COSTO
Es la relación entre el valor presente respecto a la inversión inicial.
Ecuación 5.4
TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION
Permite medir el plazo de tiempo que se requiere para que los flujos netos
de efectivo de una inversión recuperen su costo o inversión inicial.
Ecuación 5.5
COSTOS DE INVERSIÓN
Los costos de inversión son asociadas con la transferencia de carga,
considerando precios unitarios de los materiales a ser utilizados, la mano de obra
y costos indirectos. Estos últimos se incluye rubros como movilización,
combustible, materiales menores, herramientas e imprevistos; por lo que se asigna
el 18% del valor de materiales que es el porcentaje establecido por la empresa
eléctrica.
5.3 Análisis costo-beneficio
Analizando los equipos eléctricos a instalar se ha determinado un promedio
de vida aproximado de unos 15 años. Por lo que se determinara el ahorro en
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Peña G, Ramirez J Página 119
dólares para la empresa electica durante este lapso de tiempo y así justificar el
proyecto en estudio.
COSTOS DE INVERSION AL REALIZAR TRANFERENCIA DE CARGA
COSTO DE INVERSION TRANSFERENCIA DE CARGA DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO
MATERIALES (USD)
2217,6
MANO DE OBRA (USD)
224,57
COSTOS INDIRECTOS (USD)
399,168
TOTAL (USD)
2841,339
Tabla 5.2: Costo de Inversión para Trasferencia de Carga
En el anexo 20 en la tabla 20.1 se detalla el listado de materiales y mano de
obra a ser utilizados en la construcción de la solución propuesta.
COSTO DE INVERSION AL CAMBIAR CONDUCTOR
COSTOS DE INVERSION
CAMBIO DE CONDUCTOR DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO
MATERIALES (USD)
41869,15
MANO DE OBRA (USD)
3087,21
COSTOS INDIRECTOS (USD)
7536,44
TOTAL (USD) 52492,81
Tabla 5.3: Costo de inversión para el Remplazo de los conductores
En el anexo 20 en la tabla 20.2 se detalla el listado de materiales y mano de
obra a utilizar al realizar el cambio de conductores.
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En resumen se considera un costo total de:
A continuación se detalla el ahorro de energía proyectada que se tiene en el
lapso de 15 años y se mostrara el flujo de caja obteniendo, el valor actual neto y la
tasa interna de retorno.
Años Ahorro (KW-h) mensual Ahorro (KW-h) año Energía ( $/KW-h)
C.I. FLUJO DE CAJA
2011 14424,7 173096,4 6871,92708 - -
2012 14628,08 175536,96 6968,81731 6871,92708
2013 14831,26 177975,12 7065,61226 6968,81731
2014 15034,44 180413,28 7162,40722 7065,61226
2015 15237,62 182851,44 7259,20217 7162,40722
2016 15440,6 185287,2 7355,90184 7259,20217
2017 16573,94 198887,28 7895,82502 7355,90184
2018 17707,28 212487,36 8435,74819 7895,82502
2019 18840,62 226087,44 8975,67137 8435,74819
2020 19973,96 239687,52 9515,59454 8975,67137
2021 21107,3 253287,6 10055,5177 9515,59454
2022 22644,96 271739,52 10788,0589 10055,5177
2023 24182,62 290191,44 11520,6002 10788,0589
2024 25720,28 308643,36 12253,1414 11520,6002
2025 51860,5 622326 24706,3422 12253,1414
2026 28795,6 345547,2 13718,2238 24706,3422
13718,2238
VAN $ 24.504,31
TIR 14%
Tabla 5.4: Flujo de Caja
El valor actual neto y la tasa interna de retorno se determinaron por medio
de las fórmulas de Excel 5.1 y 5.2 respectivamente.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 121
VALOR PRESENTE:
Utilizando la Ecuación 5.1, se procede a determinar el valor presente de tal
modo se obtiene lo siguiente:
RELACION BENEFICIO-COSTO (B/C)
Al recurrir a la ecuación 5,2 se alcanzó la siguiente relación:
Lo que quiere decir por cada dólar invertido se obtiene 1,05 dólares de
beneficio hacia la empresa; diciendo así que el estudio es factible de realizarse.
TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION
Al utilizar la ecuación 5,3 se obtuvo:
Se puede decir que el proyecto es factible, ya que el tiempo de
recuperación es alrededor de 8 años.
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Peña G, Ramirez J Página 122
CAPITULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
6.1 CONCLUSIONES
6.2 RECOMENDACIONES
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Peña G, Ramirez J Página 123
Conclusiones.
6.1.1 Conclusiones generales.
El culminar el presente trabajo permite definir las siguientes conclusiones
generales:
Las empresas de distribución eléctrica, tienen la necesidad de la
implementación de herramientas informáticas que contribuyan a la
eficiencia del sector eléctrico, como el programa de análisis técnico Spard
mp Distribution que ayuden a realizar un análisis técnico.
El programa Spard mp. Distribution permite alcanzar el objetivo de
reducción de pérdidas, contribuyendo a que la EERSSA mejore su actividad
empresarial, además optimiza la red de distribución de energía siendo una
herramienta muy útil al momento de realizar los planes operativos y de
planificación.
Las aplicaciones como Reconfigurador Óptimo de redes de media tensión
del Spard mp. Distribution permite crear una nueva red, estableciendo los
puntos de corte de tal manera que las pérdidas sean las mínimas.
Otra de las aplicaciones con las que cuenta el Spard mp. Distribution, es
Conductor Económico que con la ayuda de la cargabilidad óptima facilita la
determinación del cambio de calibre por uno más eficiente desde el punto
de vista técnico- económico y de está obteniendo beneficios que
contribuyan a la eficiencia del sistema.
6.1.2 Conclusiones específicas.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 124
Como resultado de la simulación en estado actual de los alimentadores en
estudio, las pérdidas de potencia a demanda máxima son de 178,18 kW
que equivale al 1,22% de la suma de la demanda máxima de los
alimentadores analizados; además unas pérdidas de energía de 47642,7
KWh/mes; lo que en el año se traduce en 2,13 MW y 571,71 MWh/año
pérdidas de potencia y energía respectivamente. En el alimentador Sur en
la fase B se presenta la caída máxima de tensión y la regulación máxima
que son de 3,42% y de 3,55% las cuales se encuentran dentro de las
normas, aunque la caída de tensión se encuentra cerca del límite. El
alimentador Celi Román es el que más bajo tiene su factor de potencia
que es de 0,944. La cargabilidad de los conductores que exceden el límite
óptimo se presenta en los alimentadores Hospital, Sur y Norte.
El resultado de la simulación para una demanda proyectada hasta el año
2026 indica unas pérdidas de potencia de 355,02 kW y unas pérdidas de
energía de 80266,6 KWh/mes que implican 6,67 MW y 1269,287
MWh/año. La caída de tensión y la máxima regulación son de 4,84% y
5,09% de la fase B del Alimentador Sur, donde se observa que la caída de
tensión se encuentra fuera de las normas. El factor de potencia más bajo
que se presenta es de 0,93 para el alimentador Chontacruz. Los
problemas de cargabilidad se dan en los alimentadores de IV Centenario,
Hospital, Sur y Norte.
Para la reconfiguración se necesita la realización de transferencia de
carga de un alimentador a otro de la siguiente manera: el alimentador IV
Centenario toma carga de Chontacruz, Hospital y Sur; también parte de la
carga del Norte pasa a Celi Román y carga del Sur al alimentador Juan de
Salinas. Además el Alimentador Chontacruz, Hospital y IV Centenario
tienen otra vía para alimentar su carga, obteniendo las mínimas pérdidas
globales para los siete alimentadores.
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Peña G, Ramirez J Página 125
La ubicación de capacitores no es factible realizarla, debido a que no es
económicamente rentable efectuar inversiones si se toma en
consideración únicamente el ahorro de energía, para recuperar dicha
inversión.
El remplazo de calibres de conductores se lo realiza mediante dos
condiciones, las cuales son: la cargabilidad óptima y la aplicación
Conductor Óptimo del programa Spard mp. Distribution, lo que implica que
se debe de realizar el cambio en tres alimentadores, estos son: Hospital,
Sur y Norte, cuya longitud total a cambiarse se detalla de la siguiente
manera: a 1/0 ACSR 33,2 metros, a 2/0 ACSR 6810,8 m., a 3/0 ACSR
271,2 m, a 4/0 ACSR 11903,2 m. y a 4/0 5055 510 metros, teniendo una
longitud total a cambiarse de 19528,8 metros. Las secciones a cambiar así
como el nuevo calibre se encuentran detalladas en el Anexo 13.
Después de realizar las soluciones que se consideran posibles, del estudio
de flujos de potencia para la demanda máxima, se observa que las
pérdidas de potencia y energía son 143,35 kW y 33218 KWh/mes lo que
implica al año de 1,72 MW y 398,616 MWh/año, que significa un ahorro en
las pérdidas de potencia de 19,54% y de energía de 173,1 MWh/año. La
caída de tensión para el alimentador que se encontraba con mayor
dificultad, que era el del Sur, ha disminuido a un 2,06% y su regulación de
la misma manera a 2,1%. En lo que concierne al factor de potencia para el
alimentador Celi Román sigue igual. La cargabilidad en los conductores se
ha mejorado y se encuentra dentro de lo óptimo.
De la misma manera que se consideró para el estado actual, luego de
realizar la combinación de las soluciones se proyecta la demanda y se
realiza el estudio de flujos teniendo como resultados lo siguiente: pérdidas
de potencia de 321,76 kW que al año dan 3,86 MW y pérdidas de energía
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Peña G, Ramirez J Página 126
de 76878,3kWh/mes que al año representa 922,54 MWh/año, obteniendo
un ahorro comparando al estado actual del 31,93% en las pérdidas de
potencia y 346,75 MWh/año en energía. La caída máxima de tensión que
se muestra luego de realizar los cambios es de 3,16 para el alimentador
Norte la fase B, y la máxima regulación es de 3,26 para el mismo
alimentador, que se encuentra dentro de las normas. La cargabilidad en
los conductores no presentan ningún inconveniente.
En lo que respecta a la evaluación económica del proyecto se puede
concluir que tiene una buena rentabilidad, debido a que se adquirió un
VAN mayor que la unidad, además una tasa interna de retorno del 14%
que es por encima de la tasa activa considerada. La relación beneficio-
costo es mayor que unode lo que se deduce que el proyecto es viable,
recuperando la inversión en 8 años.
6.2 Recomendaciones.
El programa Spard mp. Distribution presenta muchas ventajas para
realizar análisis técnicos como simulaciones flujos de potencia,
planificación, optimización de las redes, etc., tanto en media como en baja
tensión, por lo que se recomienda tener actualizado la base de datos para
que los resultados sean lo más cercanos a la realidad.
Para realizar la transferencia de carga, se recomienda reutilizar los
seccionadores para de esta manera reducir costos.
Se recomienda evaluaciones anuales para realizar ajustes en el programa
y de esta manera observar el comportamiento de las pérdidas y demás
parámetros de interés.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 127
Al realizar el estudio de los alimentadores y observar, que con su nueva
topología y características los problemas que existen actualmente se
reducen, se recomienda la implementación del proyecto debido a que
tanto el estudio técnico como económico resultan viables, brindando
resultados favorables a la empresa y a los usuarios.
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del Cantón La Maná jurisdicción de la Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi (ELEPCO
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Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 129
Anexo 1
DIAGRAMA UNIFILAR EERSSA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 130
Página 130
VILLONACO
# 0116
S/E # 01
CONSACOLA
# 0115
GIS 1
SNICAYETANO
CATAMAYO
50.081 KM
266.8 MCM
LT YANACOCHA - CUMBARATZA
1/0 CU16.08 KM
SAN CAYETANO - SAN RAMON
52
D
062
SERVICIOS AUTOTRANS.
X2X3
Y2
Y3
X1
14252
Y1
40
AUXILIARES
52
1Ø2
52
0Ø2
MVA
CARIAMANGA CATACOCHA
S/E # 05
CATAMAYO
# 0511
MALCA
# 0512
EL TAMBO
LOJA
PARQUE
# 1914 # 1913# 1912# 1911
MOTUPERESERVA CHUQUIRIBAMBA
S/E # 19
# 0913
SAN LUCAS SARAGURO
# 0912# 0911
MANU
S/E # 09
MALACATOSRUMISHITANA VILCABAMBA
# 2113 # 2112 # 2111VALLADOLID
# 2223 # 2222
ZUMBA
# 2221
PALANDA
S/E # 22
# 2014
RESERVA
# 2013 # 2012 # 2011
CAJANUMAYAGUARCUNA
PIO
2/0 ACSR
21.30 KM
YANZATZA
22KV
22KV
S/E # 17
# 2324# 2323# 2322# 2321
ZAMORA 2 NAMBIJA YACUAMBI
# 2424# 2423# 2422# 2421
GUALAQUIZAEL PANGUI RESERVA
LOS
S/E # 24
MUCHIME
YANZATZA
LS/T. GONZANAMA - CARIAMANGA
17.8 KM
2/0 ACSR
S/E # 14
# 1411 # 1413# 1412
UTUANA AMALUZACARIAMANGA 1
SANTA
# 1414
CHANGAIMINAGONZANAMA
# 1311 # 1312
QUILANGA
# 1313
S/E # 13
de la subestación2 est. más adelante
#0611
VELACRUZ
S/E # 06
BUENA VISTA
# 1512
S/E # 23
S/E # 07
# 0711
CATACOCHA
S/E # 08
PLAYAS
# 0811
S/E # 12
S/E # 10
EMPLAME
# 1015
GUACHANAMA
# 1013
CELICA
# 1014
MERCADILLO
# 1012
CRUZPAMBA
# 1011
ALAMOR
# 1814
ZAPOTILLO
# 1813
PINDAL
# 1812
POZUL
# 1811
S/E # 18
S/E # 11
LA GUATARA
# 1114
SOSORANGA
# 1113
MACARA 2
# 1112
MACARA 1
# 1111
BORJA YROLDOS A.
LS/T. YAMBALACARA - PINDAL
18.83 KM
2/0 ACSR
CODIGO
54 KM266.8 MCM
LS/T. VILCABAMBA - PALANDA
40.1 KM
2/0 ACSR
LS/T. NORTE - SARAGURO
LS/T. CARIAMANGA - MACARA
54.74 KM
266.8 MCM - ASCR
LS/T. EMPALME-CELICA
14.05 KM
2/0 ACSR
R/V # 22
R/V # 20
HUERTAS
ALAMOR
PLAYAS - EMPALME
26.8 KM2/0 ACSR
LS/T. CATACOCHA - PLAYAS5.6 KM
2/0 ACSR TIERRAS MORADAS
LT. VELACRUZ - CATACOCHA11.2 KM2/0 ACSR
S/E # 15
LS/T. VELACRUZ - CHAGUARPAMBA16.93 KM
2/0 ACSR
GIS 2
NORTE
GIS 3
SUR
RUMICORRAL
31.5 KM
2/0 ACSR
LS/T. CATAMAYO - GONZANAMA
# 0513
LT. CATAMAYO - VELACRUZ24.5 KM2/0 ACSR 266.8 MCM ACSR
OBRAPIA - CATAMAYO16.7 KM
266.8 MCM ACSR0.469 KM
5 KM2/0 ACSR
LS/T. OBRAPIA - NORTE
60.68 KM
266.8 MCM
LS/T.
S/E LOJA
S/E # 04
S/E # 21
IV
# 0112
ROMAN
# 0114
HOSPITAL
# 0113
AUXILIARES
BOLIVAR
24 DE
OLMEDO
18 DE
# 0311 # 0312 # 0313 # 0314
SERVICIOS
CHONTACRUZ
# 0111
SAUCESNORTE
S/E # 20
25.82 KM266.8 MCM
LS/T. SUR - VILCABAMBA
5.03 KM266.8 MCM
LS/T. OBRAPIA - SUR
266. 8 MCM ACSR2.2 KM
LS/T OBRAPIA - SAN CAYETANO
ZAMORA 1
SAN
LA SAQUEA
EL PANGUI
13.8 KV
CARIAMANGA CATAMAYO
CHIRIGUALA
52
082
D
D
520Q2
10kV
S2
T1
0.8 MVA
S1
S3
60 KV
SF1
3x20A
60KV
2Q1
2Q1
T10.8 MVA
S1
1Q1
10KV
S3
S2
M4Q1
SF1 3x100A
T1
1 MVA
1Q1
S1
S2
S3
10kV
60KV
M2Q1
SF1 3x40A
T10.8 MVA
S1
1Q1
S2
10kV
60kV
2Q1
3Q1
60kV
1Q1
1Q5 1Q4 1Q3 1Q2
60kV
2Q1
T12.5 MVA
S1
1Q1
S2
S3 S5 S7 S9
S4 S6 S8 S10 S12
10kV 10kV 10kV 10kV 10kV
60kV60kV
1Q1
1Q2 1Q3 1Q4
S1
1Q5
S2
S6 S5 S4
10kV 10kV 10kV 10kV
60kV 60kV
SF1 3x40A
T15 MVA
1Q1
S2
S3
1Q2
S6
10kV 10kV 10kV 10kV
S5 S7 S9
1Q3 1Q41Q5
S4 S8 S10
60kV
2Q1
SF1 3x40A
T1 2.5MVA
SF2 50A
S1
S2 S4 S6
1Q2 1Q3 1Q4
S3 S5 S7
10kV 10kV 10kV
60kV 60kV 60kV
6Q4 6Q1
6Q2
7Q4
7Q2
7Q1 3Q4 3Q1
3Q2
4Q5
4Q3
4Q1
4Q4
2Q5
2Q3
2Q1
2Q4 5Q3
5Q2
5Q1
60kV60kV
T2 10 MVAT1
5 MVA
S4S6
1Q4
S5
1Q5
S7
S8
1Q3
S9
10kV
S13
1Q2 1Q1
S11 S12
10kV 10kV
S1 S2 S3
S14
T9
3.125 MVA
T10
3.125 MVA
G9
4.16kV2.5MW
G10
4.16kV2.5MW
G7
13.8KV2.88MW
G6
13.8KV2.88MW
G3
4.16KV750KVA
T3
0.75 MVA S17
S15
S16
G1
13.8kV1.2MW
G2
13.8kV1.2MW
S18 S19
60kV 60kV
4Q44Q1
4Q2
6Q4
6Q2
6Q1
60kV 60kV 60kV
2Q3
2Q4
2Q5
3Q3
3Q4
3Q5
5Q2
5Q3
T2
5 MVA
T1
5 MVA
S3
2Q1 3Q15Q1
S1
S4 S2
2Q2 3Q2
S7 S5 S13 S9 S11 S15
1Q61Q41Q31Q21Q11Q5
S8 S6 S14 S10 S12 S16
10kV 10kV 10kV10kV 10kV 10kV
60kV
1Q1
1Q3 1Q21Q5 1Q4
S1 S2 S3
GIS160kV
5 MVA
1Q1
1Q3 1Q2 1Q4
S1 S2 S3
10kV 10kV 10kV
1Q1
1Q2 1Q3 1Q4 1Q5
S5
1Q1
1Q2 1Q3 1Q41Q5
S
S
S9
S7
S8
S6
S5
S3
1Q1
S1
S2
S2 S3
S4
S1
S6 S9 S12
0.75 MVA
Yd11
0.8 MVA
Yd11
1.5 MVA
Yd11
1Q41Q2 1Q6
S7 S10 S13
S8 S11 S14
1Q1 1Q3 1Q5
G1
2.3kV
0.6 MW
G2
2.3kV
0.6 MW
G3
2.3kV
1.2 MW
60kV
T1
2.5 MVA
1Q1
1Q1
21kA
630A15kV
1Q2
21kA
630A
15kV
1Q3
21kA
630A
15kV
1Q4
21kA
630A
15kV
1Q5
21kA
630A
15kV
1Q6
21kA
630A
15kV
S/E # 03
0.3 MVA
13.8/0.220KV
SF140A
1Q21Q31Q4
60kV
SF140A
T1
2.5 MVA
1Q1
1Q4 1Q21Q3
60kV
2Q3
2Q2
2Q42Q1
T1
5 MVA
1Q1
1Q4 1Q3 1Q2 1Q5
1Q1
G4
4.16kV1.5MW
G8
4.16kV
2.5MW
S20
S21 S22 G5
4.16kV1.5MW
S S
S
S
1Q3 1Q4 1Q5 1Q6
S
M893-1 M892-1 M89-1
LS/T. S/E LOJA - CEMENTERIO OBRAPIA LS/T. S/E LOJA - OBRAPIA
266.8 MCM ACSR0.78 KM
CEMENTERIOOBRAPIA
INDUSTRIAL
GIS 260kV
M89-2
S4
TERESITA
CENTENARIO
JARAMILLO
NOVIEMBRE MAYO
ENCUENTROS
1Q2
1Q1
1Q1
SF33x50A
M
89H57H
52H
M
89-1
57
52
M
89-257
EL TOSCON
TORRE #11YANACOCHA
2.46 KM266.8 MCM
LS/T SAN CAYETANO - YANACOCHA
GIS 260kV
M
89-157
52
M89-2
GIS1
60kV
5 MVA
M
89H57H
52H
M
892-2572
M
893-2573
6Q3
6Q54Q3
4Q5
TRANSELECTRIC
GIS160kV
5 MVA
M
89H57H
52H
MUCHIME
M2Q5
GIS 1
60kV
M
89-1
52
M89-2
YANGANARUMISHITANA
SAN PABLO
LOS ENCUENTROS
VALLADOLID
2Q2
60kV
M
2Q4
2Q5
M2Q1
M2Q3
M
2Q1
2Q2
266.8 MCM ACSR
1.2 KM
LS/T. CEMENTERIO - OBRAPIA
3Q3
3Q5
7Q3
7Q5
6Q3
6Q5
T4
2 MVA
T8
2 MVA
T5
2 MVA
2Q2
2Q3
M
2Q1
2Q2
M
3Q1
3Q2
4Q1
SF23x80A
S1
SF33x80A
SF43x80A
SF53x80A
SF63x80A
# 1415
CARIAMANGA 2
S11
1Q6
10kV
S12
SF73x80A
30.77 KM
2/0 ACSR
LS/T. EL EMPALME - MACARA
M
2Q1
2Q2
M
3Q1
3Q2
SF23x40A
YAMBALACARA
LS/T. YAMBALARA-CELICA
0.2 KM
2/0 ACSR
S13
GIS1
60kV
T15 MVA
M
89H
57H
52H
S1 S2 S3 S4
NAMIREZ
LOS ENCUENTROS
M
89-103
89-108
M
89-145
M
89-143
89-144
M
89-141
M
89-101
89-106
M
89-003
89-008
M
89-001
89-006
M
89-065
M
89-063
89-064
M
89-061
M
89-0Q5
M
89-085
M
89-083
89-084
M
89-0Q3
M
89-0Q1
M
89-081
10kV 10kV 10kV 10kV
3 x 100A
14.4KV
3 x 114KVA
18kV
18kV
3 x 100A
14.4KV
3 x 127KVA
18kV18kV
3 x 50A
7.62KV
3 x 38KVA
10kV
10kV
3 x 150A7.62KV
3 x 167KVA
10kV
10kV
LAS CHINCHAS
60KV 60KV
M3Q1
M2Q1
S0
1.2 MVAR
ENTRADA 1
CAP. 1.2 MVAR
# 0214
CENTRO
# 0215
OBRAPIA CUMBARATZA
# 0221
22KV
SUR
# 0211
NORTE
# 0212
JUAN DE SALINAS
# 0213
S/E # 02
EL CALVARIO
# 0216
10kV 10kV 10kV
4Q4 4Q2 4Q3 5Q3 5Q2
S1
T1
10 MVAS11
S9
S10
T2
5MVA
SF1
1Q1
2Q2
2Q1
60kV
18kV
S4
GIS 160kV
3Q1
ENTRADA 2
5Q4
4Q1 5Q1
S5 S5
2Q1
CARLOS MORA C.
MS8
M
3Q2
891-1
3Q3571
LA FRAGANCIA
3 x 200A
14.4KV
3 x 288KVA
18kV
18kV
ALIMENTADOR
CAYETANO
ING. EFREN SOTOGERENTE DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
EMPRESA ELECTRICA REGIONAL DEL SUR S.A.
DE LA EERSSA
DISEÑADO POR:
DIBUJADO POR:
ESCALA:
ARCHIVO: UNIFILAR_EERSSA.dwg
MARZO/2007FECHA: REVISO:
PROVINCIA:
CONTIENE:
SUSEC CANTON:LOJA
DIAGRAMA UNIFILAR
1/2LAMINA:
FUSIBLE TIPO NH
SECCIONADOR DE BARRA
SECCIONADOR DE POTENCIA
SECCIONAMIENTO MANUAL
SECCIONADOR FUSIBLE
INTERRUPTOR PEQUEÑO
INTERRUPTOR AUTOMATICO
INTERRUPTOR CON RECIERRE
INTERRUPTOR MANUAL
SIMBOLOGIA
INTERRUPTOR CON PUESTA
INTERRUPTOR CON PUESTA
PARARRAYOS 10KV
PARARRAYOS 18KV
PARARRAYOS 60KV
TRANSFORMADOR DE POTENCIA
REGULADOR
GENERADOR
A TIERRA EN VACIO
CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA
VOLUMEN DE ACEITE
A TIERRA EN SF6
DE COLORES
S/E # 25
S1 S2
S3
1Q1
22KV
S4 S5
S6
1Q2
S7 S8
S9
1Q3
# 2521
ZUMBA 1
# 2522
ZUMBA 2
18kV
LS/T. CEMENTERIO
CELI
SAN
CUMBARATZA - EL PANGUI
18kV 18kV 18kV
S
18kV 18kV 18kV 18kV
S4
# 1721 # 1722
10kV 10kV 10kV 10kV
10kV 10kV 10kV 18kV 18kV 18kV
LS/T.
S
10kV 10kV 10kV 10kV
S15
1.5 MVA
Yd11
M
TRIPOLAR MOTORIZADO
SECCIONADOR DE POTENCIA
TRIPOLAR MANUAL
M
SECCIONAMIENTO MOTORIZADO
CON CUCHILLA DE PUESTA TIERRA
18kV
SF
SF
ANTENAS
S
13.8 KV
S S S
13.8 KV
S
S
S
LA CRUZS
CRUZPAMBAS
ALGARROBILLOS
EL MUERTOSMERCADILLOS
S
S
ALAMOR
S
POZUL
S
S
S
S
S
S
INTERRUPTOR EN SF6
INTERRUPTOR DE GRANVOLUMEN DE ACEITE
DESENCHUFABLE
DESENCHUFABLE
18kV
18kV
18kV18kV
SIN/ESC
ING. MARCOS VALAREZO
ING. CORNELIO CASTRO G.
S S1Q1
S S1Q2
NUEVO
PUENTE
VIEJO
PUENTE
3 x 150A
7.62KV
3 x 167KVA
10kV
10kV
3 x 150A
7.62KV3 x 167KVA
10kV10kV
RUMISHITANA
S
S EL TAMBO
2008-03-18ULTIMA ACTUALIZACION:
SF1 3x40A
T1
5 MVA
GIS160kV
5 MVA
M
89H57H
52H
B0132
B0131
B0532
B0531
B0511
B0111B0211
B0231
B0212
B2331
B2321
B2421
B1721
B0221
B0311
B2011
B2031
B2131
B2111
B2231
B2221
B2521
B1931
B1911
B0911
B1531 B1511
B0731
B0711
B1231
B1011
B1811
B1131
B1111
B1431
B1411
B1331
B1311
S10
S4
M2Q1
SF2
SF3
CHAGUARPAMBA
# 1511
10kVS4 SF4
S
SHINDAR
10kV 10kV
TRIGALES
SPEAJE
SLA URNA
S SEUCALIPTOS
S
SSAGENCIA
CATAMAYO
(VIA ANTIGUA)
ALUMBRE
*
ANGEL FELICISIMO
ROJAS Y CHUQUIRIBAMBA
VIA DE INTEGRACION
S
Y BOLONIA
CAJANUMA
S
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 131
Anexo 2 PLACA DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 132
Placa del Transformador 1 de 69 kV de la Subestación Obrapía
Figura 6.1: Placa trafo 1
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 133
Placa del Transformador 2 de 69 kV de la Subestación Obrapía
Figura 1.7: Placa trafo 2
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 134
Placa del Transformador 1 de 69 kV de la Subestación San Cayetano
Figura 1.8: Placa trafo 1
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 135
Anexo 3 DESCRIPCIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIONES
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 136
TRANSFORMADORES EXISTENTES DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO
DE LA SUBESTACION OBRAPIA
ALIMENTADOR CHONTACRUZ
TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA
3 BCO_3x10_BGA Westinghouse
BANCOS 3 BCO_3x25_BGA Ecuatran, Moretran
4 TRF_3_1_BG Jimm Electric , Rymel
10 TRF_5_1_BG Ecuatran, Rymel, Jimm Electric,Magnetron,Howard,Rymel
2 TRF_5_1_CG Rymel , Ecuatran
3 TRF_7.5_1_BG Cesa,Federated
MONOFASICOS 38 TRF_10_1_BG
General Electric, Ecuatran, Magnetron, Westinghouse, Abb, Ermco, Siemens, Inatra
6 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra
50 TRF_15_1_BG Ermco, Rymel , Ecuatran, Inatra , Westinghouse, Inatra, Wagner, Allis Chalmers
5 TRF_15_1_CG Rymel, Inatra
53 TRF_25_1_BG Moretran, Ecuatran, Inatra, Mc Graw, Westinghouse,
17 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, Inatra, Siemens, Ermco, Siemens, Westinghouse, Moretran
10 TRF_50_1_BG Westinghouse, Ecuatran
1 TRF_30_3_FEC Ecuatran
TRIFASICOS 1 TRF_50_3_FEC Inatra
Tabla 2.1 Transformadores del Alimentador Chontacruz
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 137
ALIMENTADORES IV CENTENARIO
TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA
BA
NC
OS
2 BCO_2x15_BGE Westinghouse, Ecuatran
1 BCO_2x25_BGE Ecuatran
1 BCO_2x37.5_BGE Westinghouse
5 BCO_3x10_BGA Westinghouse, General Electric, Ecuatran
2 BCO_3x15_BGA Ermco, Westinghouse
1 BCO_3x25_BGA Ecuatran
MO
NO
FASI
CO
S
1 TRF_5_1_BG Jimm Electric
1 TRF_10_1_CG Rymel
11 TRF_10_1_BG General Electric, Westinghouse, Ecuatran , AllisChalmers,
1 TRF_15_1_CG Ecuatran, Westinghouse, Cooper
21 TRF_15_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper
2 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra
35 TRF_25_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Rymel, General Electric, Wagner, Ermco, Moretran
5 TRF_37.5_1_BG Abb, Ecuatran , Westinghouse,
3 TRF_50_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Cooper
TRIF
ASI
CO
S
3 TRF_30_3_FEC Inatra, Cooper
1 TRF_45_3_IEC Inatra
1 TRF_45_3_FEC General Electric
1 TRF_50_3_FEC Ecuatran
1 TRF_50_3_IEC Ecuatran
1 TRF_60_3_IEC Transfotur
1 TRF_75_3_IEC Inatra
1 TRF_100_3_FEC Inatra
1 TRF_150_3_IEC Unido S.A.
Tabla 2.2 Transformadores del Alimentador IV Centenario
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 138
ALIMENTADORES HOSPITAL
TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA
1 BCO_2x25_BGE Ecuatran
2 BCO_3x10_BGA General Electric, Ermco
6 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson
BANCOS 3 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran
2 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran
1 BCO_3x100_DGA Ecuatran
MONOFASICOS
1 TRF_7.5_1_BG Cesa
9 TRF_10_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra
2 TRF_15_1_CG Ecuatran
13 TRF_15_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra
4 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra
19 TRF_25_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran
1 TRF_37.5_1_DG Inatra
13 TRF_37.5_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner
4 TRF_50_1_BG Ecuatran, Ermco, Inatra
TRIFASICOS
2 TRF_30_3_IEC Inatra
2 TRF_30_3_FEC Padmounted, Ecuatran
1 TRF_45_3_IBC Inatra
3 TRF_45_3_FEC Aeg
3 TRF_50_3_FEC Ecuatran, Wagner, Magnetron
3 TRF_50_3_IEC Ecuatran, Inatra
1 TRF_75_3_E Ecuatran
4 TRF_75_3_FFC Magnetron
1 TRF_75_3_FDC Siemens
4 TRF_75_3_FBC Ecuatran
4 TRF_75_3_IEC Ecuatran, Rymel
2 TRF_100_3_IEC Ecuatran, Inatra
1 TRF_112.5_3_FEC Inatra
1 TRF_125_3_IEC Ecuatran
2 TRF_150_3_FEC Ecuatran, Siemens
1 TRF_160_3_FEC Inatra
1 TRF_200_3_FCC Ecuatran
1 TRF_200_3_IFC Ecuatran
1 TRF_225_3_FEC Siemens
1 TRF_300_3_IEC Ecuatran
1 TRF_500_3_IEC Pauwels
Tabla 2.3 Transformadores del Alimentador Hospital
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 139
ALIMENTADORES CELI ROMÁN
TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA
BANCOS
2 BCO_2x10_BGE Ecuatran, Rymel
1 BCO_2x15_BGE Ermco
1 BCO_3x10_BGA General Electric
1 BCO_3x15_BGA Wagner, Westinghouse, Allis Chalmers, Edisson, Ecuatran
1 BCO_3x25_BGA Westinghouse, Ecuatran
1 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran
1 BCO_10_15_BGE Ecuatran
1 BCO_15_50_BGE Cesa
1 BCO_7.5_50_BGE Westinghouse, Ecuatran, Siemens, Cesa, Inatra, General Electric, AllisChalmers
1 BCO_15_37.5_BGE Ecuatran
MONOFASICOS
4 TRF_5_1_BG Siemens, Mc Graw, General Electric, Ermco, Ecuatran, Inatra
1 TRF_10_1_CG Ecuatran, Inatra
18 TRF_10_1_BG Ecuatran Westinghouse, Inatra, Moretran
1 TRF_15_1_CG Inatra
36 TRF_15_1_BG Westinghouse, Ecuatran, Inatra, Moretran, Wagner
3 TRF_25_1_DG Ecuatran, Ermco, Inatra
37 TRF_25_1_BG Inatra
1 TRF_37.5_1_DG Ecuatran
21 TRF_37.5_1_BG Inatra
5 TRF_50_1_BG Ecuatran, Inatra
TRIFASICOS
2 TRF_30_3_IEC Ecuatran, Wagner, Magnetron
5 TRF_30_3_FEC Ecuatran, Inatra
1 TRF_45_3_FEC Ecuatran
1 TRF_50_3_EEC Magnetron
4 TRF_50_3_FEC Siemens
1 TRF_75_3_IEC Ecuatran
2 TRF_75_3_FEC Ecuatran, Rymel
1 TRF_100_3_FEC Ecuatran, Inatra
1 TRF_112.5_3_FBC Inatra
1 TRF_150_3_IJC Ecuatran
1 TRF_150_3_IEC Ecuatran, Siemens
1 TRF_315_3_IEC Inatra
Tabla 2.4 Transformadores del Alimentador Celi Román
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 140
TRANSFORMADORES EXISTENTES DE LOS ALIMENTADORES EN ESTUDIO DE LA
SUBESTACION SAN CAYETANO
ALIMENTADORES SUR
TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA
BANCOS
1 BCO_10_37.5_BGE
1 BCO_15_37.5_BGE Westinghouse
1 BCO_3_15_BGE
1 BCO_5_25_BGE
1 BCO_5_10_BGE
3 BCO_2x10_BGE Westinghouse, General Electric, Abb
1 BCO_2x25_BGE Ecuatran
2 BCO_3x10_BGA Ermco-Ecuatran
8 BCO_3x15_BGA Ecuatran, Edisson, Westinghouse, Howar
4 BCO_3x25_BGA Ecuatran, Cooper
1 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran
MONOFASICOS
2 TRF_1.5_1_BG Arkansas
1 TRF_3_1_BG Jimm Electric
1 TRF_5_1_BG Westinghouse
28 TRF_10_1_BG Ecuatran, General Electric, Federated, Westinghouse, Magnetron
29 TRF_15_1_BG Ecuatran, Siemens, Westinghouse, Rymel
3 TRF_15_1_CG Inatra, Ecuatran
56 TRF_25_1_BG Ecuatran, Inatra, Ermco, General Electric, Wagner, Abb, Cooper
1 TRF_37.5_1_DG Ecuatran
1 TRF_50_1_DG Magnetron
21 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, General Electric, Moretran, Westinghouse, Wagner
TRIFASICOS
2 TRF_15_3_IEC Inatra
1 TRF_25_3_FEC Inatra
2 TRF_30_3_FEC Inatra
1 TRF_30_3_IEC Inatra
1 TRF_45_3_FEC Aeg
3 TRF_50_3_FEC Inatra, Moretran
2 TRF_50_3_IEC Inatra, Ecuatran
1 TRF_50_3_IBC Inatra
1 TRF_75_3_E Ecuatran
4 TRF_75_3_FEC Siemens, Westinghouse, Inatra
2 TRF_100_3_FEC Ecuatran, Inatra
2 TRF_112.5_3_FEC Siemens, Westinghouse
1 TRF_160_3_IEC Ecuatran
1 TRF_200_3_IFC Inatra
1 TRF_300_3_FEC Inatra
Tabla 2.5 Transformadores del Alimentador Sur
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 141
ALIMENTADORES NORTE
TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA
BANCOS
1 BCO_2x5_10_BGA Cefa
1 BCO_10_25_BGE
4 BCO_15_25_BGE Ecuatran, Cooper
1 BCO_5_10_25_BGA
7 BCO_2x10_BGE Ecuatran, Ermco, Westinghouse, Abb
3 BCO_2x15_BGE Ecuatran
2 BCO_2x25_BGE Ecuatran
1 BCO_3x10_BGA Cefa
3 BCO_3x15_BGA Ecuatran, Ermco
1 BCO_25_37.5_BGE
4 BCO_3x37.5_BGA General Electric, Ecuatran, Abb
MONOFASICOS
6 TRF_3_1_BG Ecuatran, Cesa, JimmElect
13 TRF_5_1_BG Federated, Ecuatran, Rymel, Westinghouse, Jimm Electric, Cederatel
2 TRF_10_1_CG Rymel, Ecuatran
30 TRF_10_1_BG Westinghouse, General Electric, Ecuatran, Cooper, Inatra, Siemens, Rymel De Colombi, AllisChalmers, Ermco, Federated,
49 TRF_15_1_BG Ecuatran, Inatra, Siemens, Westinghouse, Edisson, Rymel, Ermco, Cooper, Delta Star
2 TRF_15_1_CG Inatra, Ecuatran
1 TRF_25_1_DG Ecuatran
55 TRF_25_1_BG Ecuatran, Westinghouse, Siemens, General Electric, AllisChalmers, Ermco, Magnetron
1 TRF_37.5_1_DG Inatra
19 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, Wagner, Rymel, Inatra, Westinghouse
9 TRF_50_1_BG Ecuatran, Abb
2 TRF_50_1_DG Ecuatran
TRIFASICOS
4 TRF_30_3_FEC Ecuatran, Moretran
1 TRF_30_3_IBC Ecuatran
1 TRF_30_3_IEC Inatra
3 TRF_45_3_FEC Inatra, Aeg, Inelmo
2 TRF_50_3_FEC Magnetron, Ecuatran
1 TRF_60_3_IEC Inatra
1 TRF_75_3_FEC Rymel, Transformet
1 TRF_100_3_FEC Inatra
3 TRF_125_3_FEC Ecuatran, Inatra, Rymel
1 TRF_160_3_FEC Ecuatran
2 TRF_200_3_IFC Ecuatran, Inatra
Tabla 2.6 Transformadores del Alimentador Norte
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 142
ALIMENTADORES JUAN DE SALINAS
TRAFOS CANTIDAD CAPACIDAD (KVA) MARCA
BANCOS
1 BCO_2x10_BGE Wagner
1 BCO_5_25_BGE Mc Graw-Ecuatran
4 BCO_3x15_BGA Ecuatran, Ermco-Allis
3 BCO_3x25_BGA Ecuatran
3 BCO_3x37.5_BGA Ecuatran, Siemens
1 BCO_3x50_DGA Ecuatran
1 BCO_3x100_DGA Ecuatran
MONOFASICOS
1 TRF_5_1_BG Ecuatran
2 TRF_10_1_BG Abb, General Electric
1 TRF_10_1_CG Ecuatran
9 TRF_15_1_BG Ermco, Ecuatran, General Electric, Rymel, Westinghouse, Inatra
3 TRF_25_1_DG Ecuatran, Inatra
11 TRF_25_1_BG Ecuatran, Abb, General Electric, Westinghouse, Cooper, Inatra
13 TRF_37.5_1_BG Ecuatran, AllisChalmers, Siemens, Moretran, Abb
1 TRF_50_1_DG Inatra
1 TRF_50_1_BG Ecuatran
TRIFASICOS
1 TRF_30_3_FEC Ecuatran
2 TRF_30_3_IEC Inatra
1 TRF_30_3_IBC Inatra
1 TRF_45_3_FEC Inatra
1 TRF_50_3_IEC Inatra
7 TRF_50_3_FEC Inatra, Magnetron, Rymel,
3 TRF_75_3_FEC Inatra , Morgan
3 TRF_100_3_FEC Ecuatran, Inatra
2 TRF_112.5_3_FBC Siemens
1 TRF_112.5_3_FEC Inatra
1 TRF_125_3_FEC Inatra
1 TRF_150_3_IEC Ecuatran, Inatra
2 TRF_150_3_FEC Ecuatran
1 TRF_225_3_FEC Siemens
1 TRF_300_3_FEC Ecuatran
Tabla 2.7 Transformadores del Alimentador Juan de Salinas
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 143
Anexo 4 CURVAS DE DEMANDA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 144
CURVAS DE DEMANDA DE LOS ALIMENTARES EN ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN OBRAPIA
Alimentador Chontacruz
Figura 4.1
Figura 4.2
Figura 4.3
20:15 1778 kW
20:15 563 kVAr
0
500
1000
1500
2000
0:0
0
0:4
5
1:3
0
2:1
5
3:0
0
3:4
5
4:3
0
5:1
5
6:0
0
6:4
5
7:3
0
8:1
5
9:0
0
9:4
5
10
:30
11
:15
12
:00
12
:45
13
:30
14
:15
15
:00
15
:45
16
:30
17
:15
18
:00
18
:45
19
:30
20
:15
21
:00
21
:45
22
:30
23
:15
Curva de Carga Diaria
kW kVAr
16/01/2011-20:15 1778 kW
16/01/2011-20:15 563 kVAr
0
500
1000
1500
2000
0:0
04
:30
9:0
01
3:3
01
8:0
02
2:3
03
:00
7:3
01
2:0
01
6:3
02
1:0
01
:30
6:0
01
0:3
01
5:0
01
9:3
00
:00
4:3
09
:00
13
:30
18
:00
22
:30
3:0
07
:30
12
:00
16
:30
21
:00
1:3
06
:00
10
:30
15
:00
19
:30
0:0
04
:30
9:0
01
3:3
01
8:0
02
2:3
0
Curva de Carga Semanal
kW kVAr
Demanda Mínima 01/01/2011-06:45
618 kW
Demanda Máxima 16/01/2011-20:15
1778 kW
Demanda Mínima 01/01/2011-06:45
448 kVAr
Demanda Máxima 16/01/2011-20:15
510 kVAr 0
500
1000
1500
2000
0:1
52
0:…
16
:…
12
:…
9:0
0
5:1
5
1:3
02
1:…
18
:…
14
:…
10
:…
6:4
5
3:0
02
3:…
19
:…
15
:…
12
:…
8:1
5
4:3
00
:45
21
:…
17
:…
13
:…
9:4
5
6:0
02
:15
22
:…
18
:…
15
:…
11
:…7
:30
3:4
5
0:0
0
20
:…
16
:…
12
:…
9:0
0
Curva de Carga Mensual
kW kVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 145
Alimentador IV Centenario
Figura 4.4
Figura 4.5
Figura 4.6
19:15 1380 kW
19:15 431 kVAr
0
500
1000
1500
0:0
0:0
0
0:4
5:0
0
1:3
0:0
0
2:1
5:0
0
3:0
0:0
0
3:4
5:0
0
4:3
0:0
0
5:1
5:0
0
6:0
0:0
0
6:4
5:0
0
7:3
0:0
0
8:1
5:0
0
9:0
0:0
0
9:4
5:0
0
10:
30:
00
11:
15:
00
12:
00:
00
12:
45:
00
13:
30:
00
14:
15:
00
15:
00:
00
15:
45:
00
16:
30:
00
17:
15:
00
18:
00:
00
18:
45:
00
19:
30:
00
20:
15:
00
21:
00:
00
21:
45:
00
22:
30:
00
23:
15:
00
Curva de Carga Diaria
kW KVAr
12/05/2011-19:15 1380 kW
12/05/2011-19:15
431 kVAr
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0:0
04
:30
9:0
01
3:3
01
8:0
02
2:3
03
:00
7:3
01
2:0
01
6:3
02
1:0
01
:30
6:0
01
0:3
01
5:0
01
9:3
00
:00
4:3
09
:00
13
:30
18
:00
22
:30
3:0
07
:30
12
:00
16
:30
21
:00
1:3
06
:00
10
:30
15
:00
19
:30
0:0
04
:30
9:0
01
3:3
01
8:0
02
2:3
0
Curva de Carga Semanal
kW kVAr
Demanda Mínima 08/05/2011-06:30
474 kW
Demanda Máxima 12/05/2011-19:15
1380 kW
Demanda Mínima 08/05/2011-06:30
286 kVAr
Demanda Máxima 12/05/2011-19:15
411 kVAr 0
500
1000
1500
0:1
51
9:4
51
5:3
01
1:1
57
:00
2:4
52
2:3
01
8:1
51
4:0
09
:45
5:3
01
:15
21
:00
16
:45
12
:30
8:1
54
:00
23
:45
19
:30
15
:15
11
:00
6:4
52
:30
22
:15
18
:00
13
:45
9:3
05
:00
1:0
02
0:4
51
6:3
01
2:1
58
:00
3:4
52
3:3
01
9:1
51
5:0
01
0:4
5
Curva de Carga Mensual
kW kVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 146
Alimentador Hospital
Figura 4.7
Figura 4.8
Figura 4.9
17:45:00 2390 kW
17:45:00 807 kVAr
0
1000
2000
3000
0:0
0
0:4
5
1:3
0
2:1
5
3:0
0
3:4
5
4:3
0
5:1
5
6:0
0
6:4
5
7:3
0
8:1
5
9:0
0
9:4
5
10
:30
11
:15
12
:00
12
:45
13
:30
14
:15
15
:00
15
:45
16
:30
17
:15
18
:00
18
:45
19
:30
20
:15
21
:00
21
:45
22
:30
23
:15
Curva de Carga Diaria
kW kVAr
17/03/2011 - 17:45:00 2390 kW
17/03/2011 - 17:45:00 807 kVAr 0
1000
2000
3000
0:0
0
4:4
5
9:3
0
14
:15
19
:00
23
:45
4:4
4
9:1
5
14
:15
19
:00
23
:30
4:1
5
9:0
0
13
:45
18
:30
23
:15
4:0
0
8:4
5
13
:30
18
:15
23
:00
3:4
5
8:3
0
13
:15
18
:00
22
:45
3:3
0
8:1
5
13
:00
17
:45
22
:30
3:1
5
8:0
0
12
:45
17
:30
22
:15
Curva de Carga Semanal
Kw kVAr
Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00
2390 kW
Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00
613 kW
Demanda Máxima 17/03/2011-17:45:00
807 kVAr
Demanda Mínima 30/03/2011-4:30:00
384 kVAr 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0:0
02
0:1
5
16
:30
12
:45
9:0
0
5:1
51
:30
21
:45
18
:00
14
:15
10
:30
6:4
5
3:0
0
23
:15
19
:30
15
:45
12
:00
8:1
5
4:3
0
0:4
52
1:0
0
17
:15
13
:30
9:4
5
6:0
02
:15
22
:30
18
:45
15
:00
11
:15
7:3
0
3:4
5
0:0
02
0:1
5
16
:30
12
:45
9:0
0
Curva de Carga Mensual
kW kVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 147
Alimentador Celi Román
Figura 4.10
Figura 4.11
Figura 4.12
18:45 1848 kW
18:45 645 kVAr 0
500
1000
1500
2000
0:0
0
0:4
5
1:3
0
2:1
5
3:0
0
3:4
5
4:3
0
5:1
5
6:0
0
6:4
5
7:3
0
8:1
5
9:0
0
9:4
5
10
:30
11
:15
12
:00
12
:45
13
:30
14
:15
15
:00
15
:45
16
:30
17
:15
18
:00
18
:45
19
:30
20
:15
21
:00
21
:45
22
:30
23
:15
Curva de Carga Diaria
kW kVAr
15/04/2011-18:45 1848 kW
15/04/2011-18:45 645 kVAr
0
500
1000
1500
2000
0:0
0
5:0
0
10
:00
15
:00
20
:00
1:0
0
6:0
0
11
:15
16
:15
21
:15
2:0
0
7:0
0
12
:00
17
:00
22
:00
3:0
0
8:0
0
13
:00
18
:00
23
:00
4:0
0
9:0
0
14
:00
19
:00
0:0
0
5:0
0
10
:00
15
:00
20
:00
1:0
0
6:0
0
11
:00
16
:00
21
:00
Curva de Carga Semanal
kW kVAr
Demanda Máxima 15/04/2011-18:45
1848 kW
Demanda Mínima 24/05/2011-06:45
696 kW
Demanda Máxima 15/04/2011-18:45
645 kVAr
Demanda Mínima 24/05/2011-06:45
443 kVAr 0
1000
2000
0:1
52
1:…
18
:…1
5:…
13
:…
10
:…7
:30
4:4
5
2:0
02
3:…
20
:…
17
:…1
5:…
12
:…9
:30
6:4
5
4:0
01
:15
22
:…1
9:…
17
:…
14
:…
11
:…8
:45
6:0
03
:15
0:3
0
21
:…1
9:…
16
:…1
3:…
10
:…8
:00
5:1
5Curva de Carga Mensual
kW kVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 148
CURVAS DE DEMANDA DE LOS ALIMENTARES EN ESTUDIO DE LA SUBESTACIÓN SAN CAYETANO
Alimentador Sur
Figura 4.13
Figura 4.14
Figura 4.15
19:45:00 3446,3 W
19:45:00 1111,15 kVAr
0
1000
2000
3000
4000
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0:0
0
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0
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0
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0
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0:0
0
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0:0
0
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0
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0:0
0
6:4
5:0
0
7:3
0:0
0
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5:0
0
9:0
0:0
0
9:4
5:0
0
10
:30
:00
11
:15
:00
12
:00
:00
12
:45
:00
13
:30
:00
14
:15
:00
15
:00
:00
15
:45
:00
16
:30
:00
17
:15
:00
18
:00
:00
18
:45
:00
19
:30
:00
20
:15
:00
21
:00
:00
21
:45
:00
22
:30
:00
23
:15
:00
Curva de Carga Diaria
kW kVAr
30/03/2011-19:45 3446,3 kW
30/03/2011-19:45 1111,15 kVAr
0
1000
2000
3000
4000
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:30
6:0
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:00
4:3
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:00
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18
:00
22
:30
3:0
07
:30
12
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16
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21
:00
1:3
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15
:00
19
:30
0:0
04
:30
9:0
01
3:3
01
8:0
02
2:3
0
Curva de Carga Semanal
kW kVAr
Demanda Mínima 08/03/2011-06:45:00
752,54 kW
Demanda Máxima 30/03/2011-19:45:00
3406,2 kW
Demanda Mínima 08/03/2011-06:45:00
569 KVAr
Demanda Máxima 30/03/2011-19:45:00
1111,14 kVAr 0
1000
2000
3000
4000
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9:1
51
4:3
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5:0
00
:15
19
:30
14
:45
10
:00
5:1
50
:30
19
:45
15
:00
10
:15
5:3
00
:45
20
:00
15
:15
10
:30
5:4
51
:00
20
:15
15
:30
10
:45
6:0
01
:15
20
:30
15
:45
10
:45
6:1
51
:30
20
:45
16
:00
11
:15
6:3
01
:45
21
:00
16
:15
11
:30
Curva de Carga Mensual
kW kVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 149
Alimentador Norte
Figura 4.16
Figura 4.17
Figura 4.18
20:00 2252,36 kW
20:00 37,44 kVAr
-1000
0
1000
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0:0
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0
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5:0
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7:3
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0
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0
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0:0
0
9:4
5:0
0
10
:30
:00
11
:15
:00
12
:00
:00
12
:45
:00
13
:30
:00
14
:15
:00
15
:00
:00
15
:45
:00
16
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:00
17
:15
:00
18
:00
:00
18
:45
:00
19
:30
:00
20
:15
:00
21
:00
:00
21
:45
:00
22
:30
:00
23
:15
:00
Curva de Carga Diaría
kW kVAr
14/03/2011-20:30:00 2252,35 kW
14/03/2011_20:30:00 37,44 kVAr
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
0:0
04
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:00
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:30
6:0
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0:3
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5:0
01
9:3
00
:00
4:3
09
:00
13
:30
18
:00
22
:30
3:0
07
:30
12
:00
16
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21
:00
1:3
06
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10
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15
:00
19
:30
0:0
04
:30
9:0
01
3:3
01
8:0
02
2:3
0
Curva de Carga Semanal
kW kVAr
Demanda Máxima 14/09/2011-20:30:00
2252,35 kW
Demanda Mínima 25/09/2011-06:00:00
519,45 kW
Demanda Máxima 14/09/2011-20:30:00
37,44 kVAr
Demanda Mïnima 25/09/2011-06/09/2011
-22,15 kVAr
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
0:1
5
19
:00
14
:00
9:0
0
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0
23
:00
18
:00
13
:00
8:0
0
3:0
02
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0
17
:00
12
:00
7:0
0
2:0
02
1:1
5
16
:00
11
:00
6:0
0
1:0
0
20
:00
15
:00
10
:00
5:0
0
0:0
01
9:0
0
14
:00
9:0
0
3:4
5
22
:45
18
:00
13
:00
8:0
0
3:0
0
22
:00
17
:00
12
:00
Curva de Carga Mensual
kW kVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 150
Alimentador Juan de Salinas
Figura 4.19
Figura 4.20
Figura 4.21
19:00 1467,64 kW
19:00
449,84 kVA
0
500
1000
1500
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0:0
0
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0
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0
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0:0
0
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0
4:3
0:0
0
5:1
5:0
0
6:0
0:0
0
6:4
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0
7:3
0:0
0
8:1
5:0
0
9:0
0:0
0
9:4
5:0
0
10
:30
:00
11
:15
:00
12
:00
:00
12
:45
:00
13
:30
:00
14
:15
:00
15
:00
:00
15
:45
:00
16
:30
:00
17
:15
:00
18
:00
:00
18
:45
:00
19
:30
:00
20
:15
:00
21
:00
:00
21
:45
:00
22
:30
:00
23
:15
:00
Curva de Carga Diaria
kW kVAr
22/06/2011-19:00 1467,64 kW
22/06/2011-19:00 409,75 kVAr 0
500
1000
1500
2000
0:0
0
4:4
5
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0
14
:15
19
:14
23
:45
4:3
0
9:1
5
14
:00
18
:45
23
:30
4:1
5
9:0
0
13
:45
18
:30
23
:15
4:0
0
8:4
5
13
:30
18
:15
23
:00
3:4
5
8:3
0
13
:15
18
:00
22
:45
3:3
0
8:1
5
13
:00
17
:45
22
:30
3:1
5
8:0
0
12
:45
17
:30
22
:15
Curva de Carga Semanal
kW kVAr
Demanda mínima 19/06/2011-06:30
478,31 kW Demanda Máxima 22/06/2011-19:00
1467,64 kW
Demanda Mínima 19/06-06:30 324,33 kVAr
Demanda Máxima 22/07/2011-19:00
449,84 kVAr 0
500
1000
1500
2000
0:1
51
8:3
01
3:0
07
:30
2:0
02
0:3
01
5:0
09
:30
4:0
02
2:3
01
7:0
01
1:3
06
:00
0:3
01
9:0
01
3:3
08
:00
2:3
02
1:0
01
5:3
01
0:0
04
:30
23
:00
17
:30
12
:00
6:3
01
:00
19
:30
14
:00
8:1
53
:00
21
:30
16
:00
10
:30
5:0
02
3:3
01
8:0
01
2:3
07
:00
Curva de Carga Mensual
kW kVAr
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 151
Anexo 5 ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA EN ESTADO ACTUAL
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 152
ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION OBRAPIA
CHONTACRUZ IV Centenario Hospital Celi Román
D. Máxima
D. mínima
D. Máxima
D. mínima
D. Máxima
D. mínima
D. Máxima
D. mínima
Potencia Total activa enviada 1780,83 619,04 1380,29 474,57 2390,22 614,27 1850,53 696,08 kW
Potencia Total reactiva enviada 565,73 414,87 433,67 287,74 805,45 328,38 646,69 444,86 KVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 550,13 192,57 431,44 148,82 769,94 198,89 553,28 208,64 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 585,37 205,02 451,06 155,68 786,1 203,15 430,63 162,77 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 587,07 205,1 450,93 155,53 777,25 201,13 526,81 198,65 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 171,18 129,74 131,2 89,11 250,79 124,17 193,09 132,18 KVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 181,16 137,99 136,64 93,29 256,65 126,98 148,11 102,98 KVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 184,46 138,52 136,98 93,14 253,94 125,76 182,19 125,72 KVAr
Pérdidas de Energía 5996,7 957,3 4049 595,5 9854,2 810,7 4620,4 819,6 KWh
Pérdidas de Potencia P 20,93 3,34 12,69 1,87 34,91 2,87 13,43 2,38 kW
Pérdidas de Potencia P 1,175 0,540 0,919 0,394 1,461 0,467 0,726 0,342 %
Pérdidas de Potencia Q 26,13 4,17 9,77 1,44 25,26 2,08 14,99 2,66 KVAr
Pérdidas de Potencia Q 4,619 1,005 2,253 0,500 3,136 0,633 2,318 0,598 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,71 0,79 1,06 0,43 1,66 0,49 1,24 0,58 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 1,66 0,75 0,9 0,36 1,61 0,49 0,52 0,24 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 1,96 0,91 1,08 0,44 1,57 0,48 1,28 0,52 %
Máxima Regulación Fase A 1,74 0,79 1,08 0,43 1,68 0,5 1,26 0,58 %
Máxima Regulación Fase B 1,69 0,75 0,91 0,36 1,63 0,49 0,53 0,24 %
Máxima Regulación Fase C 2 0,92 1,09 0,44 1,6 0,48 1,19 0,53 %
Corriente en Alimentador Fase A 72,35 29,15 56,64 21,77 101,74 29,43 73,58 31 A
Corriente en Alimentador Fase B 76,95 31,02 59,2 22,78 103,91 30,08 57,17 24,17 A
Corriente en Alimentador Fase C 77,27 31,07 59,19 22,76 102,74 29,78 69,99 19,51 A
Longitud Total del Circuito 41,046 41,046 11,495 11,495 10,089 10,089 15,574 15,574 Km
Mayor Longitud 7,0196 7,0196 2,79 2,79 2,26 2,26 3,19 3,19 Km
Factor de Potencia 0,953 0,831 0,954 0,855 0,948 0,882 0,944 0,843 pu
Tabla 5.1: Flujos de potencia en estado actual para demanda máxima y mínima de la Subestación Obrapía
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 153
ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION SAN CAYETANO
Sur Norte Juan de Salinas
D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima
Potencia Total activa enviada 3446,84 749,75 2254,53 522,18 1467,42 478,05 kW
Potencia Total reactiva enviada 1115,59 567,63 33,93 -19,87 449,91 326,62 KVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 1103,99 243,82 657,78 154,3 447,92 145,93 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 1121,73 247,49 722,24 168,33 483,4 157,51 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 1074,5 237,5 683,19 160,55 465,15 151,79 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 333,03 183,55 1,79 -6,47 135,01 99,87 KVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 342,32 186,35 4,07 -7,03 145,99 107,95 KVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 326,72 178,93 2,11 -6,73 140,37 103,9 KVAr
Pérdidas de Energía 14184,8 951,5 6278,3 204,7 2659,3 378,2 KWh
Pérdidas de Potencia P 88,74 5,95 33,03 1,08 8,12 1,15 kW
Pérdidas de Potencia P 2,575 0,794 1,465 0,207 0,553 0,241 %
Pérdidas de Potencia Q 66,09 4,43 26,03 1,23 7,91 1,12 KVAr
Pérdidas de Potencia Q 5,924 0,780 76,717 -6,190 1,758 0,343 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 3,16 0,87 1,63 0,24 0,75 0,3 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 3,42 0,98 1,94 0,29 0,69 0,29 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 2,93 0,84 1,27 0,17 0,61 0,26 %
Máxima Regulación Fase A 3,26 0,87 1,66 0,24 0,76 0,3 %
Máxima Regulación Fase B 3,55 0,98 1,98 0,29 0,69 0,29 %
Máxima Regulación Fase C 3,01 0,85 1,28 0,17 0,61 0,26 %
Corriente en Alimentador Fase A 144,82 38,31 82,61 19,38 58,73 22,19 A
Corriente en Alimentador Fase B 147,29 38,89 90,71 21,14 63,39 23,97 A
Corriente en Alimentador Fase C 141,04 37,32 85,79 20,17 60,99 23,09 A
Longitud Total del Circuito 27,172 27,172 34,534 34,534 6,601 6,601 Km
Mayor Longitud 7,03 7,03 7,5 7,5 2,21 2,21 Km
Factor de Potencia 0,9514 0,7973 0,9999 0,9993 0,9561 0,8257 pu
Tabla 5.1: Flujos de potencia en estado actual para demanda máxima y mínima de la Subestación San Cayetano
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 154
Anexo 6 CARGABILIDAD MAYOR A 40% DE LOS CONDCTORES EN
ESTADO ACTUAL
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 155
ALIMENTODOR HOSPITAL
fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)
FED@Hospital FED@Hospital FED@Hospital
NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113
A B C
106,6 106,6 106,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.71 43.62 43.14
103.36 105.55 104.39
NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113
NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113
A B C
16,4 16,4 16,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.71 43.62 43.14
103.36 105.55 104.39
NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113
NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113
A B C
255,4 255,4 255,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.71 43.62 43.14
103.36 105.55 104.39
NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113
NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113
A B C
73,6 73,6 73,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.71 43.62 42.87
103.36 105.55 103.75
NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113
NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113
A B C
39,7 39,7 39,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.16 43.62 42.61
102.02 105.55 103.11
NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113
NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113
A B C
35,5 35,5 35,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.16 43.62 42.61
102.02 105.55 103.11
NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113
NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113
A B C
36,7 36,7 36,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.16 43.62 42.61
102.02 105.55 103.11
NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113
NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113
A B C
6 6 6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.16 43.62 42.61
102.02 105.55 103.11
NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113
NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113
A B C
28,7 28,7 28,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.16 43.62 42.43
102.02 105.55 102.68
NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113
NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113
A B C
46,2 46,2 46,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.16 43.62 42.43
102.02 105.55 102.68
NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113
NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113
A B C
29,5 29,5 29,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.16 43.62 42.43
102.02 105.55 102.68
NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113
NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113
A B C
21,4 21,4 21,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.42 43.34 42.16
100.23 104.87 102.03
NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113
NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113
A B C
34,4 34,4 34,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.42 43.34 42.16
100.23 104.87 102.03
NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113
NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113
A B C
46,8 46,8 46,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.42 43.34 42.16
100.23 104.87 102.03
NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113
NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113
A B C
42,6 42,6 42,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.17 43.02 41.87
99.63 104.12 101.32
NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113
NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113
A B C
40,6 40,6 40,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.17 43.02 41.87
99.63 104.12 101.32
NEM_008033_0113 NEM_008033_0113
NEM_008034_0113 NEM_008034_0113
A B
52,4 52,4
1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR
40.95 43.02
99.09 104.12
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 156
Alimentador Sur
fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)
FED@A_sur FED@A_sur FED@A_sur
NEM_AS1 NEM_AS1 NEM_AS1
A B C
51,5 51,5 51,5
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.59 53.49 51.23
145.16 147.64 141.39
NEM_AS1 NEM_AS1 NEM_AS1
NEM_AS2 NEM_AS2 NEM_AS2
A B C
51,4 51,4 51,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.98 61.01 58.42
145.16 147.64 141.39
NEM_AS2 NEM_AS2 NEM_AS2
NEM_AS3 NEM_AS3 NEM_AS3
A B C
74,1 74,1 74,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.98 61.01 58.42
145.16 147.64 141.39
NEM_AS3 NEM_AS3 NEM_AS3
NEM_AS4 NEM_AS4 NEM_AS4
A B C
46,4 46,4 46,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.98 61.01 58.42
145.16 147.64 141.39
NEM_AS4 NEM_AS4 NEM_AS4
NEM_AS5 NEM_AS5 NEM_AS5
A B C
49 49 49
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.98 61.01 58.42
145.16 147.64 141.39
NEM_AS5 NEM_AS5 NEM_AS5
NEM_AS6 NEM_AS6 NEM_AS6
A B C
40,7 40,7 40,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.75 58.99 56.34
139.77 142.76 136.35
NEM_AS6 NEM_AS6 NEM_AS6
NEM_AS8 NEM_AS8 NEM_AS8
A B C
40,4 40,4 40,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.75 58.99 56.34
139.77 142.76 136.35
NEM_AS8 NEM_AS8 NEM_AS8
NEM_AS10 NEM_AS10 NEM_AS10
A B C
38,7 38,7 38,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
56.27 57.39 54.92
138.42 141.17 135.09
NEM_AS10 NEM_AS17 A 24,4 1x1/0 ACSR 57.20 138.42
NEM_008033_0113 NEM_008034_0113 C 52,4 1x1/0 ACSR 41.87 101.32
NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113
NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113
A B C
47,1 47,1 47,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.95 43.02 41.87
99.09 104.12 101.32
NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113
NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113
A B C
36,5 36,5 36,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.95 43.02 41.87
99.09 104.12 101.32
NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113
NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113
A B C
11,9 11,9 11,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.95 43.02 41.69
99.09 104.12 100.88
NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113
NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113
A B C
37,4 37,4 37,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.95 43.02 41.69
99.09 104.12 100.88
NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113
NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113
A B C
38,6 38,6 38,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.95 43.02 41.69
99.09 104.12 100.88
NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113
NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113
A B C
21,8 21,8 21,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.95 42.74 41.69
99.09 103.44 100.88
NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113
NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113
A B C
31,5 31,5 31,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.95 42.74 41.69
99.09 103.44 100.88
NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113
NEM_CE0803_0113 NEM_CE0803_0113 NEM_CE0803_0113
A B C
8,3 8,3 8,3
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
53.85 56.22 54.83
99.09 103.44 100.88
Tabla 6.37: Cargabilidad Alimentador Hospital
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 157
NEM_AS10 NEM_AS10
NEM_AS17 NEM_AS17
B C
24,4 24,4
1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR
57.96 55.82
140.27 135.09
NEM_AS17 NEM_AS17 NEM_AS17
NEM_AS11 NEM_AS11 NEM_AS11
A B C
37,6 37,6 37,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.90 57.74 55.82
137.69 139.73 135.09
NEM_AS11 NEM_AS11 NEM_AS11
NEM_AS12 NEM_AS12 NEM_AS12
A B C
41 41 41
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.90 57.74 55.82
137.69 139.73 135.09
NEM_AS12 NEM_AS12 NEM_AS12
NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211
A B C
19,2 19,2 19,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.90 57.74 55.04
137.69 139.73 133.20
NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211
NEM_AS13 NEM_AS13 NEM_AS13
A B C
34 34 34
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.56 57.49 54.73
136.87 139.13 132.44
NEM_AS13 NEM_AS13 NEM_AS13
NEM_AS715 NEM_AS715 NEM_AS715
A B C
46,1 46,1 46,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
55.64 56.56 53.84
136.87 139.13 132.44
NEM_AS715 NEM_AS715 NEM_AS715
NEM_AS14 NEM_AS14 NEM_AS14
A B C
42,8 42,8 42,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
55.64 56.38 53.61
136.87 138.68 131.87
NEM_AS14 NEM_AS14 NEM_AS14
NEM_AS15 NEM_AS15 NEM_AS15
A B C
38,6 38,6 38,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.00 56.89 53.97
135.52 137.68 130.61
NEM_AS15 NEM_AS15 NEM_AS15
NEM_AS16 NEM_AS16 NEM_AS16
A B C
42 42 42
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.00 56.89 53.97
135.52 137.68 130.61
NEM_AS16 NEM_AS16 NEM_AS16
NEM_AS21 NEM_AS21 NEM_AS21
A B C
20,5 20,5 20,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.00 56.27 53.97
135.52 136.18 130.61
NEM_AS21 NEM_AS21 NEM_AS21
NEM_AS23 NEM_AS23 NEM_AS23
A B C
20,4 20,4 20,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.74 56.27 53.97
132.47 136.18 130.61
NEM_AS23 NEM_AS23 NEM_AS23
NEM_AS24 NEM_AS24 NEM_AS24
A B C
40,3 40,3 40,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.74 56.27 53.97
132.47 136.18 130.61
NEM_AS24 NEM_AS24 NEM_AS24
NEM_AS25 NEM_AS25 NEM_AS25
A B C
37,3 37,3 37,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.74 56.27 52.79
132.47 136.18 127.76
NEM_AS25 NEM_AS25 NEM_AS25
NEM_AS26 NEM_AS26 NEM_AS26
A B C
41,7 41,7 41,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.74 56.27 52.79
132.47 136.18 127.76
NEM_AS26 NEM_AS26 NEM_AS26
NEM_AS64 NEM_AS64 NEM_AS64
A B C
26,2 26,2 26,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.74 55.34 52.79
132.47 133.92 127.76
NEM_AS64 NEM_AS64 NEM_AS64
NEM_AS27 NEM_AS27 NEM_AS27
A B C
20,3 20,3 20,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.90 55.34 52.01
130.43 133.92 125.85
NEM_AS27 NEM_AS27 NEM_AS27
NEM_AS29 NEM_AS29 NEM_AS29
A B C
44,7 44,7 44,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.39 54.97 51.53
129.20 133.02 124.71
NEM_AS29 NEM_AS29 NEM_AS29
NEM_AS34 NEM_AS34 NEM_AS34
A B C
76,6 76,6 76,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.88 54.59 51.53
127.98 132.11 124.71
NEM_AS34 NEM_AS34 NEM_AS34
NEM_AS65 NEM_AS65 NEM_AS65
A B C
32,8 32,8 32,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.00 54.59 51.53
118.57 132.11 124.71
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 158
NEM_AS65 NEM_AS65 NEM_AS65
NEM_AS68 NEM_AS68 NEM_AS68
A B B
46,3 46,3 46,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.00 54.59 51.06
118.57 132.11 123.57
NEM_AS68 NEM_AS68 NEM_AS68
NEM_AS74 NEM_AS74 NEM_AS74
A B C
38,4 38,4 38,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.73 54.59 51.06
115.50 132.11 123.57
NEM_AS74 NEM_AS74 NEM_AS74
NEM_AS75 NEM_AS75 NEM_AS75
A B C
36,6 36,6 36,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.16 54.18 50.53
114.14 131.10 122.29
NEM_AS75 NEM_AS75 NEM_AS75
NEM_AS80 NEM_AS80 NEM_AS80
A B C
13,5 13,5 13,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
45.89 51.36 43.89
111.07 124.29 106.21
NEM_AS80 NEM_AS80 NEM_AS80
NEM_AS81 NEM_AS81 NEM_AS81
A B C
43,1 43,1 43,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
45.89 51.36 43.89
111.07 124.29 106.21
NEM_AS81 NEM_AS81 NEM_AS81
NEM_AS82 NEM_AS82 NEM_AS82
A B C
61,2 61,2 61,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
45.89 50.74 43.89
111.07 122.78 106.21
NEM_AS82 NEM_AS82 NEM_AS82
NEM_AS83 NEM_AS83 NEM_AS83
A B C
53,9 53,9 53,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
45.89 50.49 43.89
111.07 122.17 106.21
NEM_AS83 NEM_AS83 NEM_AS83
NEM_AS84 NEM_AS84 NEM_AS84
A B C
9 9 9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
45.89 50.49 43.89
111.07 122.17 106.21
NEM_AS84 NEM_AS84 NEM_AS84
NEM_AS103 NEM_AS103 NEM_AS103
A B C
7,8 7,8 7,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.94 40.73
98.64 113.60 98.56
NEM_AS103 NEM_AS103 NEM_AS103
NEM_AS104 NEM_AS104 NEM_AS104
A B C
37,5 37,5 37,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS104 NEM_AS104 NEM_AS104
NEM_AS105 NEM_AS105 NEM_AS105
A B C
37,3 37,3 37,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS105 NEM_AS105 NEM_AS105
NEM_AS106 NEM_AS106 NEM_AS106
A B C
39,6 39,6 39,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS106 NEM_AS106 NEM_AS106
NEM_AS107 NEM_AS107 NEM_AS107
A B C
33,9 33,9 33,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS107 NEM_AS107 NEM_AS107
NEM_AS108 NEM_AS108 NEM_AS108
A B C
33,1 33,1 33,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS108 NEM_AS108 NEM_AS108
NEM_AS109 NEM_AS109 NEM_AS109
A B C
41,3 41,3 41,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS109 NEM_AS109 NEM_AS109
NEM_AS110 NEM_AS110 NEM_AS110
A B C
43 43 43
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS110 NEM_AS110 NEM_AS110
NEM_AS111 NEM_AS111 NEM_AS111
A B C
40,8 40,8 40,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS111 NEM_AS111 NEM_AS111
NEM_AS112 NEM_AS112 NEM_AS112
A B C
38,7 38,7 38,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.76 46.57 40.73
98.64 112.69 98.56
NEM_AS112 NEM_AS112
NEM_AS113 NEM_AS113
A B
16,1 16,1
1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR
40.76 46.57
98.64 112.69
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 159
NEM_AS112 NEM_AS113 C 16,1 1x1/0 ACSR 40.73 98.56
NEM_AS113 NEM_AS113 NEM_AS113
NEM_AS119 NEM_AS119 NEM_AS119
A B C
22 22 22
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.48 44.68 39.53
95.55 108.13 95.67
NEM_AS119 NEM_AS119 NEM_AS119
NEM_AS120 NEM_AS120 NEM_AS120
A B C
41,9 41,9 41,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.48 44.68 39.53
95.55 108.13 95.67
NEM_AS120 NEM_AS120 NEM_AS120
NEM_AS121 NEM_AS121 NEM_AS121
A B C
37,1 37,1 37,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.48 44.68 39.53
95.55 108.13 95.67
NEM_AS121 NEM_AS121 NEM_AS121
NEM_AS122 NEM_AS122 NEM_AS122
A B C
40,7 40,7 40,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.48 44.68 39.53
95.55 108.13 95.67
NEM_AS122 NEM_AS122 NEM_AS122
NEM_AS123 NEM_AS123 NEM_AS123
A B C
36,1 36,1 36,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.48 44.68 39.22
95.55 108.13 94.90
NEM_AS123 NEM_AS123 NEM_AS123
NEM_AS124 NEM_AS124 NEM_AS124
A B C
44 44 44
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
38.63 44.05 38.42
93.49 106.60 92.98
NEM_AS124 NEM_AS124 NEM_AS124
NEM_AS125 NEM_AS125 NEM_AS125
A B C
23,8 23,8 23,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
38.63 44.05 38.42
93.49 106.60 92.98
Tabla 6.38: Cargabilidad Alimentador Sur
Alimentador Norte.
fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)
NEM_AN221 NEM_AN221 NEM_AN221
NEM_AN243 NEM_AN243 NEM_AN243
A B C
46,5 46,5 46,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.36 43.36 41.77
95.26 104.93 101.09
NEM_AN243 NEM_AN243 NEM_AN243
NEM_AN244 NEM_AN244 NEM_AN244
A B C
43,3 43,3 43,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.36 43.36 41.77
95.26 104.93 101.09
NEM_AN244 NEM_AN244 NEM_AN244
NEM_AN245 NEM_AN245 NEM_AN245
A B C
37,9 37,9 37,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.36 43.36 41.77
95.26 104.93 101.09
NEM_AN245 NEM_AN245 NEM_AN245
NEM_AN248 NEM_AN248 NEM_AN248
A B C
44,9 44,9 44,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.36 43.36 41.77
95.26 104.93 101.09
Tabla 4.39: Cargabilidad Alimentador Norte.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 160
Anexo 7 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 161
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA SUBESTACIÓN OBRAPÍA
Chontacruz IV centenario Hospital CeliRoman
Año kW kVAr kVA KW kVAr kVA kW kVAr kVA KW kVAr kVA
2005 1394,07 550,97 1499 1168,42 424,08 1243 1726,78 626,74 1837 1362,45 538,47 1465
2006 1450,8 573,39 1560 1287,8 467,41 1370 1973,06 716,13 2099 1583,79 625,95 1703
2007 1461,96 577,8 1572 1226,7 445,23 1305 2017,24 732,16 2146 1579,14 624,12 1698
2008 1484,28 586,62 1596 1115,78 404,97 1187 1573,56 571,13 1674 1527,99 603,9 1643
2009 1490,79 589,2 1603 1871,54 679,28 1991 1894,1 687,47 2015 1613,55 637,72 1735
2010 1572,63 621,54 1691 1725,84 626,4 1836 1891,28 686,44 2012 1678,65 663,44 1805
2011 1778 563 1911,83 1380 500,87 1468,09 2390 867,45 2542,55 1848 730,38 1987,1
Año Proyectado
kW Proyectado
kVAr Proyectado
kVA Proyectado
KW Proyectado
kVAr Proyectado
kVA Proyectado
kW Proyectado
kVAr Proyectado
kVA Proyectado
KW Proyectado
kVAr Proyectado
kVA Proyectado
2012 1722,4 680,74 1852,04 1704,53 618,66 1813,33 2167 786,51 2305,32 1839,19 726,9 1977,63
2013 1773,27 700,84 1906,74 1781,52 646,61 1895,24 2227,82 808,59 2370,02 1899,22 750,62 2042,17
2014 1824,14 720,94 1961,44 1858,51 674,55 1977,14 2288,64 830,66 2434,72 1959,25 774,34 2106,72
2015 1875 741,05 2016,13 1935,5 702,49 2059,04 2349,46 852,74 2499,42 2019,28 798,07 2171,26
2016 1925,87 761,15 2070,83 2012,49 730,43 2140,94 2410,28 874,81 2564,12 2079,3 821,79 2235,81
2017 1976,74 781,26 2125,52 2089,47 758,38 2222,84 2471,1 896,89 2628,83 2139,33 845,52 2300,36
2018 2027,6 801,36 2180,22 2166,46 786,32 2304,75 2531,92 918,96 2693,53 2199,36 869,24 2364,9
2019 2078,47 821,46 2234,92 2243,45 814,26 2386,65 2592,74 941,04 2758,23 2259,39 892,97 2429,45
2020 2129,34 841,57 2289,61 2320,44 842,21 2468,55 2653,56 963,11 2822,93 2319,42 916,69 2494
2021 2180,21 861,67 2344,31 2397,43 870,15 2550,45 2714,38 985,19 2887,64 2379,44 940,42 2558,54
2022 2231,07 881,78 2399 2474,41 898,09 2632,35 2775,2 1007,26 2952,34 2439,47 964,14 2623,09
2023 2281,94 901,88 2453,7 2551,4 926,03 2714,26 2836,02 1029,34 3017,04 2499,5 987,87 2687,63
2024 2332,81 921,98 2508,39 2628,39 953,98 2796,16 2896,84 1051,41 3081,74 2559,53 1011,59 2752,18
2025 2383,67 942,09 2563,09 2705,38 981,92 2878,06 2957,66 1073,49 3146,44 2619,56 1035,31 2816,73
2026 2434,54 962,19 2617,79 278.36 1009,86 2959,96 3018,48 1095,56 3211,15 2679,58 1059,04 2881,27
Tabla 7.1. Proyección de la demanda Subestación Obrapía
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 162
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA SUBESTACIÓN SAN CAYETANO
Sur Norte Juan de Salinas
Año Kw kVAr kVA Kw kVAr kVA Kw kVAr kVA
2005 2058,65 676,65 2167 1306,11 469,71 1388 1333,8 438,4 1404
2006 2240,1 736,29 2358 1779,43 639,93 1891 1379,4 453,39 1452
2007 2051,05 674,15 2159 1967,63 707,61 2091 1441,15 473,68 1517
2008 1908,55 627,31 2009 1616,64 581,38 1718 1113,4 365,96 1172
2009 2101,4 690,7 2212 1909,29 686,63 2029 1171,35 385 1233
2010 2174,55 714,74 2289 1923,4 691,7 2044 1243,55 408,74 1309
2011 3446,3 1132,74 3627,68 2252,36 810 2393,58 1467,64 482,39 1544,89
Año Proyectado
KW Proyectado
KW Proyectado
kVA Proyectado
KW Proyectado
KW Proyectado
kVA Proyectado
KW Proyectado
kVAr Proyectado
kVA Proyectado
2012 2866,11 942,05 3016,96 2260,46 812,92 2402,19 1287,19 423,08 1354,94
2013 3011,9 989,97 3170,43 2370,04 852,33 2518,64 1282,19 421,44 1349,67
2014 3157,7 1037,88 3323,89 2479,63 891,73 2635,1 1277,19 419,79 1344,41
2015 3303,49 1085,8 3477,36 2589,21 931,14 2751,55 1272,19 418,15 1339,15
2016 3449,28 1133,72 3630,82 2698,8 970,55 2868,01 1267,19 416,51 1333,89
2017 3595,07 1181,64 3784,29 2808,38 1009,96 2984,47 1262,19 414,86 1328,62
2018 3740,87 1229,56 3937,75 2917,97 1049,37 3100,92 1257,19 413,22 1323,36
2019 3886,66 1277,48 4091,22 3027,55 1088,78 3217,38 1252,19 411,58 1318,1
2020 4032,45 1325,4 4244,69 3137,13 1128,19 3333,83 1247,2 409,93 1312,84
2021 4178,24 1373,32 4398,15 3246,72 1167,6 3450,29 1242,2 408,29 1307,58
2022 4324,04 1421,24 4551,62 3356,3 1207,01 3566,74 1237,2 406,65 1302,31
2023 4469,83 1469,16 4705,08 3465,89 1246,42 3683,2 1232,2 405 1297,05
2024 4615,62 1517,08 4858,55 3575,47 1285,83 3799,65 1227,2 403,36 1291,79
2025 4761,41 1565 5012,01 3685,06 1325,24 3916,11 1222,2 401,72 1286,53
2026 4907,21 1612,92 5165,48 3794,64 1364,65 4032,56 1217,2 400,07 1281,26
Tabla 7.2. Proyección de la demanda Subestación san Cayetano
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 163
Tabla 7.1: Gráfico de la Proyección de la demanda Subestación Obrapía
Tabla 7.2: Gráfico de la proyección de la demanda Subestación San Cayetano
0,00
500,00
1000,00
1500,00
2000,00
2500,00
3000,00
3500,00
Proyección S/E Obrapía Escenario Tendencial
Celi Roman Hospital IV Centenario Chontacruz
0,00
2000,00
4000,00
6000,00
8000,00
10000,00
12000,00
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
Proyección S/E San Cayetano Escenario Tendencial
Juan de Salinas Norte Sur
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 164
Anexo 8
ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA DEMANDA PROYECTADA EN ESTADO ACTUAL
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 165
ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA DEL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELECTRICO DE
DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION OBRAPÍA
Chontacruz IV Centenario Hospital Celi Román
2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026
Potencia Total activa enviada 1921,54 2180,78 2435,21 2011,57 2379,75 2783,38 2409,26 2713,86 3017,99 2078,97 2375,74 2682,16 kW
Potencia Total reactiva enviada 761,51 857,97 964,96 729,37 870,67 1009,23 874,49 985,71 1096,04 822,81 941,89 1056,54 kVAr
Flujo de Potencia Fase A 594,88 672,62 750,15 625,91 744,8 862,47 776,42 874,92 972,38 622,03 711,28 800,52 kW
Flujo de Potencia Fase B 633,12 715,93 798,4 654,01 778,1 900,65 792,5 893,1 992,32 483,75 552,87 621,65 kW
Flujo de Potencia Fase C 634,84 718,48 801,23 654,17 778,43 901,22 783,87 883,14 981,35 592,34 677,37 762,35 kW
Flujo de Potencia Fase A 231,92 262,27 291,63 220,84 261,76 301,03 271,71 308,54 341,69 245,17 281 316,89 kVAr
Flujo de Potencia Fase B 246,09 277,85 308,56 230,04 272,31 312,86 278,3 315,73 350,02 188,14 214,93 241,79 kVAr
Flujo de Potencia Fase C 249,91 283,04 314,96 230,91 273,61 314,63 275,27 312,71 346,59 231,35 264,83 298,19 kVAr
Pérdidas de Energía 7346,8 9449,6 11910,2 8857,3 12422,5 16961,9 10177,3 12916,2 15972,2 6013,6 7861 10002 kWh
Pérdidas de Potencia P 25,64 32,98 41,21 27,77 38,95 53,18 36,06 45,76 56,59 17,47 22,84 29,06 kW
Pérdidas de Potencia P 1,334 1,512 1,692 1,381 1,637 1,911 26,090 1,686 1,875 0,840 0,961 1,083 %
Pérdidas de Potencia Q 32,01 41,17 51,46 21,37 29,97 40,93 32,01 33,11 40,94 19,51 25,49 32,44 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 4,203 4,799 5,333 2,930 3,442 4,056 3,660 3,359 3,735 2,371 2,706 3,070 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,98 2,24 2,5 1,59 1,9 2,19 1,69 1,68 1,87 1,45 1,66 1,87 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 1,91 2,16 2,41 1,35 1,6 1,86 1,64 1,62 1,8 0,61 0,7 0,78 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 2,28 2,58 2,87 1,61 1,92 2,22 1,61 1,59 1,77 1,36 1,56 1,76 %
Máxima Regulación Fase A 2,02 2,29 2,56 1,62 1,93 2,24 1,72 1,71 1,9 1,47 1,69 1,91 %
Máxima Regulación Fase B 1,95 2,21 2,47 1,37 1,63 1,89 1,67 1,65 1,84 0,61 0,7 0,79 %
Máxima Regulación Fase C 2,33 2,65 2,96 1,64 1,96 2,27 1,64 1,62 1,8 1,38 1,58 1,79 %
Corriente Fase A 80,18 90,67 101,09 83,4 99,22 114,83 103,36 116,56 129,51 83,96 96,05 108,14 A
Corriente Fase B 85,31 96,46 107,52 87,12 103,62 119,87 105,54 119,02 132,23 65,17 74,48 83,76 A
Corriente Fase C 85,68 96,99 108,14 87,17 103,7 119,99 104,39 117,71 130,78 79,86 91,34 102,82 A
Longitud Total del Circuito 41,046 41,046 41,046 11,495 11,495 11,495 10,089 10,089 10,089 15,574 15,574 15,574 Km
Mayor Longitud 7,02 7,02 7,02 2,78 2,78 2,78 2,261 2,261 2,261 3,19 3,19 3,19 Km
Factor de Potencia 0,9297 0,9306 0,9297 0,9401 0,9391 0,9401 0,9400 0,9399 0,9399 0,9298 0,9296 0,9304 pu
Tabla 8.1:Flujos de potencia a demanda proyectada Subestación Obrapía
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 166
ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA DEL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA ELECTRICO DE
DISTRIBUCION DE LA SUBESTACION SAN CAYETANO.
Sur Norte Juan de Salinas
2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026
Potencia Total activa enviada 3449,36 4179,24 4912,14 2693,41 3248,27 3792,77 1268,04 1241,28 1216,45 kW
Potencia Total reactiva enviada 1128,63 1373,99 1609,5 870,86 1164,91 1362,39 416,78 408,13 398,7 kVAr
Flujo de Potencia Fase A 1104,72 1345,93 1576,91 786,02 943,07 1099,22 386,64 379,33 371 kW
Flujo de Potencia Fase B 1122,48 1367,2 1602,02 863,41 1036,22 1207,9 417,52 409,64 400,74 kW
Flujo de Potencia Fase C 1075,24 1310,69 1535,13 815,83 978,34 1139,44 401,52 349,1 385,6 kW
Flujo de Potencia Fase A 339,77 430,3 501,94 242,77 323,67 374,02 125,31 120,88 120,86 kVAr
Flujo de Potencia Fase B 349,22 441,59 516,55 269,58 359,75 416,47 135,47 130,64 130,77 kVAr
Flujo de Potencia Fase C 333,44 422,74 493,87 253,39 337,89 390,3 130,34 125,65 125,72 kVAr
Pérdidas de Energía 14235,8 20944,8 28953,3 9904,9 14745,1 20124,1 2010,8 1927,4 1850,2 kWh
Pérdidas de Potencia P 89,06 131,04 181,14 52,11 77,57 105,87 6,14 5,88 5,65 kW
Pérdidas de Potencia P 2,582 3,135 3,688 1,935 2,388 2,791 0,484 0,474 0,464 %
Pérdidas de Potencia Q 66,33 97,59 134,9 41,06 61,11 83,39 5,98 5,73 5,5 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 5,877 7,103 8,381 4,715 5,246 6,121 1,435 1,404 1,379 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 3,17 3,82 4,46 2,32 2,83 3,3 0,66 0,64 0,63 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 3,44 4,15 4,84 2,94 3,62 4,21 0,6 0,59 0,58 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 2,94 3,54 4,13 1,93 2,37 2,75 0,53 0,52 0,51 %
Máxima Regulación Fase A 3,28 3,98 4,67 2,37 2,92 3,41 0,66 0,65 0,63 %
Máxima Regulación Fase B 3,56 4,32 5,09 3,03 3,75 4,4 0,61 0,59 0,58 %
Máxima Regulación Fase C 3,03 3,67 4,31 1,96 2,42 2,83 0,54 0,52 0,52 %
Corriente Fase A 145,15 174,98 204,45 103,36 125,31 145,96 51,02 49,97 48,98 A
Corriente Fase B 147,64 178,02 208,09 113,67 137,89 160,66 55,1 53,97 52,91 A
Corriente Fase C 141,38 170,36 199,02 107,33 130,08 151,4 53,03 51,93 50,91 A
Longitud Total del Circuito 27,172 27,172 27,172 34,534 34,534 34,534 6,601 6,601 6,601 Km
Mayor Longitud 7,03 7,03 7,03 7,51 7,51 7,51 2,2 2,2 2,2 Km
Factor de Potencia 0,9504 0,9500 0,9503 0,9515 0,9413 0,9411 0,9500 0,9500 0,9503 pu
Tabla 8.2:Flujos de potencia a demanda proyectada Subestación San Cayetano
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 167
Anexo 9 CARGABILIDAD DE CONDUCTORES PARA LA DEMANDA
PROYECTADA AÑO 2026.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 168
Alimentador IV Centenario.
fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)
FED@IVCentenar FED@IVCentenar FED@IVCentenar
NEM_006001_0112 NEM_006001_0112 NEM_006001_0112
A B C
127,2 127,2 127,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.45 49.53 49.59
114.83 119.87 120.00
NEM_006001_0112 NEM_006001_0112 NEM_006001_0112
NEM_006002_0112 NEM_006002_0112 NEM_006002_0112
A B C
285,5 285,5 285,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.45 49.53 49.59
114.83 119.87 120.00
NEM_006002_0112 NEM_006002_0112 NEM_006002_0112
NEM_006003_0112 NEM_006003_0112 NEM_006003_0112
A B C
297 297 297
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.45 49.53 49.28
114.83 119.87 119.26
NEM_006003_0112 NEM_006003_0112 NEM_006003_0112
NEM_006017_0112 NEM_006017_0112 NEM_006017_0112
A B C
104,2 104,2 104,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.45 49.53 46.82
114.83 119.87 113.32
NEM_006017_0112 NEM_006017_0112 NEM_006017_0112
NEM_006018_0112 NEM_006018_0112 NEM_006018_0112
A B C
55,1 55,1 55,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 49.53 46.82
113.29 119.87 113.32
NEM_006018_0112 NEM_006018_0112 NEM_006018_0112
NEM_CE0601_0112 NEM_CE0601_0112 NEM_CE0601_0112
A B C
15,4 15,4 15,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 48.15 46.82
113.29 116.52 113.32
NEM_CE0601_0112 NEM_CE0601_0112 NEM_CE0601_0112
NEM_006019_0112 NEM_006019_0112 NEM_006019_0112
A B C
18 18 18
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 46.76 46.82
113.29 113.17 113.32
NEM_006019_0112 NEM_006019_0112 NEM_006019_0112
NEM_006028_0112 NEM_006028_0112 NEM_006028_0112
A B C
40,8 40,8 40,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 46.76 46.82
113.29 113.17 113.32
NEM_006028_0112 NEM_006028_0112 NEM_006028_0112
NEM_006029_0112 NEM_006029_0112 NEM_006029_0112
A B C
37,8 37,8 37,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 46.76 46.82
113.29 113.17 113.32
NEM_006029_0112 NEM_006029_0112 NEM_006029_0112
NEM_006030_0112 NEM_006030_0112 NEM_006030_0112
A B C
34,4 34,4 34,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 46.76 46.82
113.29 113.17 113.32
NEM_006030_0112 NEM_006030_0112 NEM_006030_0112
NEM_006031_0112 NEM_006031_0112 NEM_006031_0112
A B C
48 48 48
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 46.76 46.82
113.29 113.17 113.32
NEM_006031_0112 NEM_006031_0112 NEM_006031_0112
NEM_006032_0112 NEM_006032_0112 NEM_006032_0112
A B C
36,7 36,7 36,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.82 46.76 46.82
113.29 113.17 113.32
NEM_006032_0112 NEM_006032_0112 NEM_006032_0112
NEM_006033_0112 NEM_006033_0112 NEM_006033_0112
A B C
38,2 38,2 38,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.39 46.21 46.21
112.27 111.82 111.82
NEM_006033_0112 NEM_006033_0112 NEM_006033_0112
NEM_006034_0112 NEM_006034_0112 NEM_006034_0112
A B C
31,5 31,5 31,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.39 46.21 46.21
112.27 111.82 111.82
NEM_006034_0112 NEM_006034_0112 NEM_006034_0112
NEM_006049_0112 NEM_006049_0112 NEM_006049_0112
A B C
46,9 46,9 46,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.39 41.06 46.21
112.27 99.37 111.82
NEM_006049_0112 NEM_006049_0112 NEM_006049_0112
NEM_CE0604_0112 NEM_CE0604_0112 NEM_CE0604_0112
A B C
76,7 76,7 76,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.39 31.88 45.28
112.27 77.15 109.58
NEM_CE0604_0112 NEM_CE0604_0112 NEM_CE0604_0112
NEM_006072_0112 NEM_006072_0112 NEM_006072_0112
A B C
34 34 34
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.39 31.88 45.28
112.27 77.15 109.58
NEM_006072_0112 NEM_006072_0112 NEM_006072_0112
NEM_006073_0112 NEM_006073_0112 NEM_006073_0112
A B C
40,4 40,4 40,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.39 31.88 45.28
112.27 77.15 109.58
NEM_006073_0112 NEM_006073_0112 NEM_006073_0112
NEM_006074_0112 NEM_006074_0112 NEM_006074_0112
A B C
40 40 40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.39 31.88 45.28
112.27 77.15 109.58
Tabla 9.1: Cargabilidad de conductores para demanda proyectada año 2026
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 169
Alimentador Hospital.
fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)
FED@Hospital
FED@Hospital
FED@Hospital
NEM _SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113
A B C
106.60 106.60 106.60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.32 54.45 53.83
129.04 131.76 130.28
NEM_SUBES2_0113
NEM_SUBES2_0113
NEM_SUBES2_0113
NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113
A B C
16.40 16.40 16.40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.32 54.45 53.83
129.04 131.76 130.28
NEM_008001_0113
NEM_008001_0113
NEM_008001_0113
NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113
A B C
255.40 255.40 255.40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.32 54.45 53.83
129.04 131.76 130.28
NEM_008002_0113
NEM_008002_0113
NEM_008002_0113
NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113
A B C
73.60 73.60 73.60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.32 54.45 53.50
129.04 131.76 129.48
NEM_008006_0113
NEM_008006_0113
NEM_008006_0113
NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113
A B C
39.70 39.70 39.70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.63 54.45 53.17
127.37 131.76 128.67
NEM_008006_0113
NEM_008006_0113
NEM_008003_0113
NEM_008007_0113 NEM_008009_0113 NEM_008004_0113
A C C
39.90 39.10 40.90
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
0.91 0.44 0.43
127.37 131.76 128.67
NEM_008011_0113
NEM_008011_0113
NEM_008011_0113
NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113
A B C
35.50 35.50 35.50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.63 54.45 53.17
127.37 131.76 128.67
NEM_008012_0113
NEM_008012_0113
NEM_008012_0113
NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113
A B C
36.70 36.70 36.70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.63 54.45 53.17
127.37 131.76 128.67
NEM_008013_0113
NEM_008013_0113
NEM_008013_0113
NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113
A B C
6.00 6.00 6.00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.63 54.45 53.17
127.37 131.76 128.67
NEM_CE0801_0113
NEM_CE0801_0113
NEM_CE0801_0113
NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113
A B C
28.70 28.70 28.70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.63 54.45 52.95
127.37 131.76 128.14
NEM_008019_0113
NEM_008019_0113
NEM_008019_0113
NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113
A B C
46.20 46.20 46.20
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.63 54.45 52.95
127.37 131.76 128.14
NEM_008020_0113
NEM_008020_0113
NEM_008020_0113
NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113
A B C
29.50 29.50 29.50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.63 54.45 52.95
127.37 131.76 128.14
NEM_CE0802_0113
NEM_CE0802_0113
NEM_CE0802_0113
NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113
A B C
21.40 21.40 21.40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.71 54.10 52.62
125.13 130.92 127.34
NEM_008028_0113
NEM_008028_0113
NEM_008028_0113
NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113
A B C
34.40 34.40 34.40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.71 54.10 52.62
125.13 130.92 127.34
NEM_008029_0113
NEM_008029_0113
NEM_008029_0113
NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113
A B C
46.80 46.80 46.80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.71 54.10 52.62
125.13 130.92 127.34
NEM_008030_0113
NEM_008030_0113
NEM_008030_0113
NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113
A B C
42.60 42.60 42.60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.40 53.71 52.25
124.39 129.98 126.44
NEM_008032_0113
NEM_008032_0113
NEM_008032_0113
NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113
A B C
40.60 40.60 40.60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.40 53.71 52.25
124.39 129.98 126.44
NEM_008033_0113
NEM_008033_0113
NEM_008033_0113
NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113
A B C
52.40 52.40 52.40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.71 52.25
123.71 129.98 126.44
NEM_008034_0113
NEM_008034_0113
NEM_008034_0113
NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113
A B C
47.10 47.10 47.10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.71 52.25
123.71 129.98 126.44
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 170
NEM_008035_0113
NEM_008035_0113
NEM_008035_0113
NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113
A B C
36.50 36.50 36.50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.71 52.25
123.71 129.98 126.44
NEM_008036_0113
NEM_008036_0113
NEM_008036_0113
NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113
A B C
11.90 11.90 11.90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.71 52.03
123.71 129.98 125.90
NEM_008047_0113
NEM_008047_0113
NEM_008047_0113
NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113
A B C
37.40 37.40 37.40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.71 52.03
123.71 129.98 125.90
NEM_008048_0113
NEM_008048_0113
NEM_008048_0113
NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113
A B C
38.60 38.60 38.60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.71 52.03
123.71 129.98 125.90
NEM_008049_0113
NEM_008049_0113
NEM_008049_0113
NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113
A B C
21.80 21.80 21.80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.36 52.03
123.71 129.13 125.90
NEM_008050_0113
NEM_008050_0113
NEM_008050_0113
NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113
A B C
31.50 31.50 31.50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.12 53.36 52.03
123.71 129.13 125.90
NEM_008051_0113
NEM_008051_0113
NEM_008051_0113
NEM_CE0803_0113 NEM_CE0803_0113 NEM_CE0803_0113
A B C
8.30 8.30 8.30
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
67.24 70.18 68.43
123.71 129.13 125.90
Tabla 9.2: Cargabilidad de conductores para demanda proyectada año 2026
Alimentador Sur.
fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)
FED@A_sur FED@A_sur FED@A_sur
NEM_AS1 NEM_AS1 NEM_AS1
A B C
51,5 51,5 51,5
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
74.08 75.40 72.11
204.45 208.10 199.02
NEM_AS1 NEM_AS1 NEM_AS1
NEM_AS2 NEM_AS2 NEM_AS2
A B C
51,4 51,4 51,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
84.48 85.99 82.24
204.45 208.10 199.02
NEM_AS2 NEM_AS2 NEM_AS2
NEM_AS3 NEM_AS3 NEM_AS3
A B C
74,1 74,1 74,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
84.48 85.99 82.24
204.45 208.10 199.02
NEM_AS3 NEM_AS3 NEM_AS3
NEM_AS4 NEM_AS4 NEM_AS4
A B C
46,4 46,4 46,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
84.48 85.99 82.24
204.45 208.10 199.02
NEM_AS4 NEM_AS4 NEM_AS4
NEM_AS5 NEM_AS5 NEM_AS5
A B C
49 49 49
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
84.48 85.99 82.24
204.45 208.10 199.02
NEM_AS5 NEM_AS5 NEM_AS5
NEM_AS6 NEM_AS6 NEM_AS6
A B C
40,7 40,7 40,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
81.37 83.18 79.34
196.92 201.29 192.00
NEM_AS6 NEM_AS6 NEM_AS6
NEM_AS8 NEM_AS8 NEM_AS8
A B C
40,4 40,4 40,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
81.37 83.18 79.34
196.92
201.29 192.00
NEM_AS8 NEM_AS8 NEM_AS8
NEM_AS10 NEM_AS10 NEM_AS10
A B C
38,7 38,7 38,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
79.28 80.92 77.33
195.04 199.06 190.24
NEM_AS10 NEM_AS10 NEM_AS10
NEM_AS17 NEM_AS17 NEM_AS17
A B C
24,4 24,4 24,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
80.59 81.74 78.61
195.04 197.80 190.24
NEM_AS17 NEM_AS17 NEM_AS17
NEM_AS11 NEM_AS11 NEM_AS11
A B C
37,6 37,6 37,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
80.17 81.43 78.61
194.02 197.05 190.24
NEM_AS11 NEM_AS11
NEM_AS12 NEM_AS12
A B
41 41
1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR
80.17 81.43
194.02 197.05
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 171
NEM_AS11 NEM_AS12 C 41 1x1/0 ACSR 78.61 190.24
NEM_AS12 NEM_AS12 NEM_AS12
NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211
A B C
19,2 19,2 19,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
80.17 81.43 77.52
194.02 197.05 187.59
NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211
NEM_AS13 NEM_AS13 NEM_AS13
A B C
34 34 34
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
79.70 81.08 77.08
192.88 196.21 186.53
NEM_AS13 NEM_AS13 NEM_AS13
NEM_AS715 NEM_AS715 NEM_AS715
A B C
46,1 46,1 46,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
78.41 79.76 75.83
192.88 196.21 186.53
NEM_AS715 NEM_AS715 NEM_AS715
NEM_AS14 NEM_AS14 NEM_AS14
A B C
42,8 42,8 42,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
78.41 79.51 75.50
192.88 195.58 185.74
NEM_AS14 NEM_AS14 NEM_AS14
NEM_AS15 NEM_AS15 NEM_AS15
A B C
38,6 38,6 38,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
78.92 80.24 76.02
190.98 194.18 183.97
NEM_AS15 NEM_AS15 NEM_AS15
NEM_AS16 NEM_AS16 NEM_AS16
A B C
42 42 42
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
78.92 80.24 76.02
190.98 194.18 183.97
NEM_AS16 NEM_AS16 NEM_AS16
NEM_AS21 NEM_AS21 NEM_AS21
A B C
20,5 20,5 20,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
78.92 79.37 76.02
190.98 192.08 183.97
NEM_AS21 NEM_AS21 NEM_AS21
NEM_AS23 NEM_AS23 NEM_AS23
A B C
20,4 20,4 20,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
77.15 79.37 76.02
186.71 192.08 183.97
NEM_AS23 NEM_AS23 NEM_AS23
NEM_AS24 NEM_AS24 NEM_AS24
A B C
40,3 40,3 40,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
77.15 79.37 76.02
186.71 192.08 183.97
NEM_AS24 NEM_AS24 NEM_AS24
NEM_AS25 NEM_AS25 NEM_AS25
A B C
37,3 37,3 37,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
77.15 79.37 74.37
186.71 192.08 179.98
NEM_AS25 NEM_AS25 NEM_AS25
NEM_AS26 NEM_AS26 NEM_AS26
A B C
41,7 41,7 41,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
77.15 79.37 74.37
186.71 192.08 179.98
NEM_AS26 NEM_AS26 NEM_AS26
NEM_AS64 NEM_AS64 NEM_AS64
A B C
26,2 26,2 26,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
77.15 78.06 74.37
186.71 188.92 179.98
NEM_AS64 NEM_AS64 NEM_AS64
NEM_AS27 NEM_AS27 NEM_AS27
A B C
20,3 20,3 20,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
75.97 78.06 73.27
183.85 188.92 177.31
NEM_AS27 NEM_AS27 NEM_AS27
NEM_AS29 NEM_AS29 NEM_AS29
A B C
44,7 44,7 44,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
75.26 77.54 72.61
182.13 187.65 175.71
NEM_AS29 NEM_AS29 NEM_AS29
NEM_AS34 NEM_AS34 NEM_AS34
A B C
76,6 76,6 76,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
74.55 77.02 72.61
180.42 186.38 175.71
NEM_AS34 NEM_AS34 NEM_AS34
NEM_AS65 NEM_AS65 NEM_AS65
A B C
32,8 32,8 32,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
69.10 77.02 72.61
167.22 186.38 175.71
NEM_AS65 NEM_AS65 NEM_AS65
NEM_AS68 NEM_AS68 NEM_AS68
A B C
46,3 46,3 46,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
69.10 77.02 71.94
167.22 186.38 174.11
NEM_AS68 NEM_AS68 NEM_AS68
NEM_AS74 NEM_AS74 NEM_AS74
A B C
38,4 38,4 38,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
67.32 77.02 71.94
162.91 186.38 174.11
NEM_AS74 NEM_AS74 NEM_AS74
NEM_AS75 NEM_AS75 NEM_AS75
A B C
36,6 36,6 36,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
66.53 76.43 71.21
161.00 184.97 172.32
NEM_AS75 NEM_AS75 NEM_AS75
NEM_AS80 NEM_AS80 NEM_AS80
A B C
13,5 13,5 13,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
64.75 72.48 61.88
156.68 175.41 149.74
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 172
NEM_AS80 NEM_AS80 NEM_AS80
NEM_AS81 NEM_AS81 NEM_AS81
A B C
43,1 43,1 43,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
64.75 72.48 61.88
156.68 175.41 149.74
NEM_AS81 NEM_AS81 NEM_AS81
NEM_AS82 NEM_AS82 NEM_AS82
A B C
61,2 61,2 61,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
64.75 71.60 61.88
156.68 173.28 149.74
NEM_AS82 NEM_AS82 NEM_AS82
NEM_AS83 NEM_AS83 NEM_AS83
A B B
53,9 53,9 53,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
64.75 71.25 71.25
156.68 172.43 156.68
NEM_AS83 NEM_AS83 NEM_AS83
NEM_AS84 NEM_AS84 NEM_AS84
A B C
9 9 9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
64.75 71.25 61.88
156.68 172.43 149.74
NEM_AS84 NEM_AS84 NEM_AS84
NEM_AS103 NEM_AS103 NEM_AS103
A B C
7,8 7,8 7,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 66.28 57.43
139.23 160.39 138.98
NEM_AS103 NEM_AS103 NEM_AS103
NEM_AS104 NEM_AS104 NEM_AS104
A B C
37,5 37,5 37,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS104 NEM_AS104 NEM_AS104
NEM_AS105 NEM_AS105 NEM_AS105
A B C
37,3 37,3 37,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS105 NEM_AS105 NEM_AS105
NEM_AS106 NEM_AS106 NEM_AS106
A B C
39,6 39,6 39,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS106 NEM_AS106 NEM_AS106
NEM_AS107 NEM_AS107 NEM_AS107
A B C
33,9 33,9 33,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS107 NEM_AS107 NEM_AS107
NEM_AS108 NEM_AS108 NEM_AS108
A B C
33,1 33,1 33,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS108 NEM_AS108 NEM_AS108
NEM_AS109 NEM_AS109 NEM_AS109
A B C
41,3 41,3 41,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS109 NEM_AS109 NEM_AS109
NEM_AS110 NEM_AS110 NEM_AS110
A B C
43 43 43
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS110 NEM_AS110 NEM_AS110
NEM_AS111 NEM_AS111 NEM_AS111
A B C
40,8 40,8 40,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS111 NEM_AS111 NEM_AS111
NEM_AS112 NEM_AS112 NEM_AS112
A B C
38,7 38,7 38,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS112 NEM_AS112 NEM_AS112
NEM_AS113 NEM_AS113 NEM_AS113
A B C
16,1 16,1 16,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.53 65.75 57.43
139.23 159.11 138.98
NEM_AS113 NEM_AS113 NEM_AS113
NEM_AS119 NEM_AS119 NEM_AS119
A B C
22 22 22
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.73 63.09 55.76
134.88 152.67 134.93
NEM_AS119 NEM_AS119 NEM_AS119
NEM_AS120 NEM_AS120 NEM_AS120
A B C
41,9 41,9 41,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.73 63.09 55.76
134.88 152.67 134.93
NEM_AS120 NEM_AS120 NEM_AS120
NEM_AS121 NEM_AS121 NEM_AS121
A B C
37,1 37,1 37,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.73 63.09 55.76
134.88 152.67 134.93
NEM_AS121 NEM_AS121 NEM_AS121
NEM_AS122 NEM_AS122 NEM_AS122
A B C
40,7 40,7 40,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.73 63.09 55.76
134.88 152.67 134.93
NEM_AS122 NEM_AS122 NEM_AS122
NEM_AS123 NEM_AS123 NEM_AS123
A B C
36,1 36,1 36,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.73 63.09 55.31
134.88 152.67 133.85
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 173
NEM_AS123 NEM_AS123 NEM_AS123
NEM_AS124 NEM_AS124 NEM_AS124
A B C
44 44 44
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.53 62.20 54.19
131.97 150.52 131.14
NEM_AS124 NEM_AS124 NEM_AS124
NEM_AS125 NEM_AS125 NEM_AS125
A B C
23,8 23,8 23,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.53 62.20 54.19
131.97 150.52 131.14
NEM_AS125 NEM_AS125 NEM_AS125
NEM_AS375 NEM_AS375 NEM_AS375
A B C
5,8 5,8 5,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.05 47.42 49.22
111.44 114.77 119.11
NEM_AS375 NEM_AS375 NEM_AS375
NEM_AS336 NEM_AS336 NEM_AS336
A B C
68,3 68,3 68,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.05 47.42 49.22
111.44 114.77 119.11
NEM_AS336 NEM_AS336 NEM_AS336
NEM_AS337 NEM_AS337 NEM_AS337
A B C
8 8 8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.05 47.42 49.22
111.44 114.77 119.11
NEM_AS337 NEM_AS337 NEM_AS337
NEM_AS355 NEM_AS355 NEM_AS355
A B C
37,4 37,4 37,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
44.36 46.89 47.54
107.36 113.47 115.04
NEM_AS355 NEM_AS355 NEM_AS355
NEM_AS356 NEM_AS356 NEM_AS356
A B C
0,5 0,5 0,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
44.36 46.89 47.54
107.36 113.47 115.04
NEM_AS356 NEM_AS356 NEM_AS356
NEM_AS422 NEM_AS422 NEM_AS422
A B C
44,8 44,8 44,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.11 40.34 43.07
97.07 97.63 104.22
NEM_AS422 NEM_AS422 NEM_AS422
NEM_AS423 NEM_AS423 NEM_AS423
A B C
47,8 47,8 47,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.11 40.34 43.07
97.07 97.63 104.22
NEM_AS423 NEM_AS423 NEM_AS423
NEM_AS424 NEM_AS424 NEM_AS424
A B C
45,1 45,1 45,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.11 40.34 43.07
97.07 97.63 104.22
NEM_AS424 NEM_AS424 NEM_AS424
NEM_AS425 NEM_AS425 NEM_AS425
A B C
42,6 42,6 42,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.11 40.34 43.07
97.07 97.63 104.22
NEM_AS425 NEM_AS425 NEM_AS425
NEM_AS427 NEM_AS427 NEM_AS427
A B C
33,9 33,9 33,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
38.90 40.34 43.07
94.15 97.63 104.22
NEM_AS427 NEM_AS427 NEM_AS427
NEM_AS431 NEM_AS431 NEM_AS431
A B C
14,2 14,2 14,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
38.18 40.34 43.07
92.39 97.63 104.22
NEM_AS431 NEM_AS431 NEM_AS431
NEM_AS433 NEM_AS433 NEM_AS433
A B C
41,4 41,4 41,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
38.18 40.34 43.07
92.39 97.63 104.22
NEM_AS433 NEM_AS433 NEM_AS433
NEM_AS437 NEM_AS437 NEM_AS437
A B C
32,3 32,3 32,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
38.18 38.11 43.07
92.39 92.23 104.22
NEM_AS437 NEM_AS437 NEM_AS437
NEM_AS438 NEM_AS438 NEM_AS438
A B C
30,1 30,1 30,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
36.37 38.11 43.07
88.01 92.23 104.22
NEM_AS438 NEM_AS438 NEM_AS438
NEM_AS442 NEM_AS442 NEM_AS442
A B C
18 18 18
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
36.37 38.11 41.38
88.01 92.23 100.13
NEM_AS442 NEM_AS442 NEM_AS442
NEM_AS443 NEM_AS443 NEM_AS443
A B C
40,1 40,1 40,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
36.37 38.11 41.38
88.01 92.23 100.13
NEM_AS443 NEM_AS443 NEM_AS443
NEM_AS444 NEM_AS444 NEM_AS444
A B C
38,6 38,6 38,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
36.37 38.11 41.38
88.01 92.23 100.13
NEM_AS444 NEM_AS444 NEM_AS444
NEM_AS445 NEM_AS445 NEM_AS445
A B C
27,4 27,4 27,4
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
36.37 38.11 41.38
88.01 92.23 100.13
Tabla 9.3: Cargabilidad de conductores para demanda proyectada año 2026
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 174
Alimentador Norte.
fuente carga fase longitud conductor %cargabilidad Corriente(A)
FED@A_Norte FED@A_Norte FED@A_Norte
NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212
A B C
227,7 227,7 227,7
1x4/0 1x4/0 1x4/0
XLPE XLPE XLPE
40.43 44.50 41.94
145.96 160.66 151.40
NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212 NEM_0222631_0212
NEM_AN17 NEM_AN17 NEM_AN17
A B C
16,2 16,2 16,2
1x4/0 1x4/0 1x4/0
ACSR ACSR ACSR
40.89 45.00 42.41
145.96 160.66 151.40
NEM_AN17 NEM_AN17 NEM_AN17
NEM_022264_0212 NEM_022264_0212 NEM_022264_0212
A B C
27,8 27,8 27,8
1x4/0 1x4/0 1x4/0
ACSR ACSR ACSR
40.89 45.00 42.41
145.96 160.66 151.40
NEM_022264_0212 NEM_022264_0212 NEM_022264_0212
NEM_022265_0212 NEM_022265_0212 NEM_022265_0212
A B C
30,7 30,7 30,7
1x4/0 1x4/0 1x4/0
ACSR ACSR ACSR
40.68 45.00 42.18
145.23 160.66 150.59
NEM_022265_0212 NEM_022265_0212 NEM_022265_0212
NEM_022266_0212 NEM_022266_0212 NEM_022266_0212
A B C
16,9 16,9 16,9
1x4/0 1x4/0 1x4/0
ACSR ACSR ACSR
40.68 45.00 42.18
145.23 160.66 150.59
NEM_022266_0212 NEM_022266_0212 NEM_022266_0212
NEM_022267_0212 NEM_022267_0212 NEM_022267_0212
A B C
20,8 20,8 20,8
1x4/0 1x4/0 1x4/0
ACSR ACSR ACSR
40.68 45.00 42.18
145.23 160.66 150.59
NEM_022267_0212 NEM_022267_0212 NEM_022267_0212
NEM_022268_0212 NEM_022268_0212 NEM_022268_0212
A B C
17,8 17,8 17,8
1x4/0 1x4/0 1x4/0
ACSR ACSR ACSR
40.68 45.00 42.18
145.23 160.66 150.59
NEM_022268_0212 NEM_022268_0212 NEM_022268_0212
NEM_AN60 NEM_AN60 NEM_AN60
A B C
17,1 17,1 17,1
1x4/0 1x4/0 1x4/0
ACSR ACSR ACSR
40.68 45.00 42.18
145.23 160.66 150.59
NEM_AN60 NEM_AN60 NEM_AN60
NEM_AN202 NEM_AN202 NEM_AN202
A B C
14,8 14,8 14,8
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.62 58.21 54.56
145.23 160.66 150.59
NEM_AN202 NEM_AN202 NEM_AN202
NEM_AN203 NEM_AN203 NEM_AN203
A B C
32 32 32
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.62 57.99 54.56
145.23 160.04 150.59
NEM_AN203 NEM_AN203 NEM_AN203
NEM_AN204 NEM_AN204 NEM_AN204
A B C
55,5 55,5 55,5
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.62 57.99 54.56
145.23 160.04 150.59
NEM_AN204 NEM_AN204 NEM_AN204
NEM_AN205 NEM_AN205 NEM_AN205
A B C
34,4 34,4 34,4
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.62 57.99 54.56
145.23 160.04 150.59
NEM_AN205 NEM_AN205 NEM_AN205
NEM_AN206 NEM_AN206 NEM_AN206
A B C
44,6 44,6 44,6
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.62 57.65 54.56
145.23 159.11 150.59
NEM_AN206 NEM_AN206 NEM_AN206
NEM_AN207 NEM_AN207 NEM_AN207
A B C
29,3 29,3 29,3
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.62 57.65 54.56
145.23 159.11 150.59
NEM_AN207 NEM_AN207 NEM_AN207
NEM_AN219 NEM_AN219 NEM_AN219
A B C
36,3 36,3 36,3
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
51.18 54.74 52.96
141.26 151.09 146.18
NEM_AN219 NEM_AN219 NEM_AN219
NEM_AN221 NEM_AN221 NEM_AN221
A B C
42,7 42,7 42,7
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
51.18 54.74 52.96
141.26 151.09 146.18
NEM_AN221 NEM_AN221 NEM_AN221
NEM_AN243 NEM_AN243 NEM_AN243
A B C
46,5 46,5 46,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.61 61.32 58.94
134.58 148.40 142.64
NEM_AN243 NEM_AN243 NEM_AN243
NEM_AN244 NEM_AN244 NEM_AN244
A B C
43,3 43,3 43,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.61 61.32 58.94
134.58 148.40 142.64
NEM_AN244 NEM_AN244 NEM_AN244
NEM_AN245 NEM_AN245 NEM_AN245
A B C
37,9 37,9 37,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.61 61.32 58.94
134.58 148.40 142.64
NEM_AN245 NEM_AN245
NEM_AN248 NEM_AN248
A B
44,9 44,9
1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR
55.61 61.32
134.58 148.40
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 175
NEM_AN245 NEM_AN248 C 44,9 1x1/0 ACSR 58.94 142.64
NEM_AN248 NEM_AN248 NEM_AN248
NEM_AN267 NEM_AN267 NEM_AN267
A B C
27,6 27,6 27,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.46 56.41
128.68 139.04 136.50
NEM_AN267 NEM_AN267 NEM_AN267
NEM_AN268 NEM_AN268 NEM_AN268
A B C
38,9 38,9 38,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.46 56.41
128.68 139.04 136.50
NEM_AN268 NEM_AN268 NEM_AN268
NEM_AN269 NEM_AN269 NEM_AN269
A B C
42 42 42
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.33 56.41
128.68 138.73 136.50
NEM_AN269 NEM_AN269 NEM_AN269
NEM_AN270 NEM_AN270 NEM_AN270
A B C
37,7 37,7 37,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.33 56.41
128.68 138.73 136.50
NEM_AN270 NEM_AN270 NEM_AN270
NEM_AN271 NEM_AN271 NEM_AN271
A B C
41,2 41,2 41,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.33 56.41
128.68 138.73 136.50
NEM_AN271 NEM_AN271 NEM_AN271
NEM_AN272 NEM_AN272 NEM_AN272
A B C
40,2 40,2 40,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.33 56.41
128.68 138.73 136.50
NEM_AN272 NEM_AN272 NEM_AN272
NEM_AN279 NEM_AN279 NEM_AN279
A B C
37,6 37,6 37,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.33 54.54
128.68 138.73 131.99
NEM_AN279 NEM_AN279 NEM_AN279
NEM_AN283 NEM_AN283 NEM_AN283
A B C
40,1 40,1 40,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.33 52.00
128.68 138.73 125.83
NEM_AN283 NEM_AN283 NEM_AN283
NEM_AN285 NEM_AN285 NEM_AN285
A B C
37,9 37,9 37,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.72 57.33 52.00
127.57 138.73 125.83
NEM_AN285 NEM_AN285 NEM_AN285
NEM_AN286 NEM_AN286 NEM_AN286
A B C
42,3 42,3 42,3
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.26 56.94 51.49
126.46 137.79 124.60
NEM_AN286 NEM_AN286 NEM_AN286
NEM_AN287 NEM_AN287 NEM_AN287
A B C
40,7 40,7 40,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.26 56.94 51.49
126.46 137.79 124.60
NEM_AN287 NEM_AN287 NEM_AN287
NEM_AN288 NEM_AN288 NEM_AN288
A B C
33,1 33,1 33,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.26 56.94 51.49
126.46 137.79 124.60
NEM_AN288 NEM_AN288 NEM_AN288
NEM_AN289 NEM_AN289 NEM_AN289
A B C
9,6 9,6 9,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.11 54.99 50.21
123.68 133.08 121.52
NEM_AN289 NEM_AN289 NEM_AN289
NEM_AN300 NEM_AN300 NEM_AN300
A B C
42 42 42
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.11 54.99 50.21
123.68 133.08 121.52
NEM_AN300 NEM_AN300 NEM_AN300
NEM_AN301 NEM_AN301 NEM_AN301
A B C
32,6 32,6 32,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.11 54.99 50.21
123.68 133.08 121.52
NEM_AN301 NEM_AN301 NEM_AN301
NEM_AN302 NEM_AN302 NEM_AN302
A B C
47,7 47,7 47,7
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.11 54.99 50.21
123.68 133.08 121.52
NEM_AN302 NEM_AN302 NEM_AN302
NEM_AN303 NEM_AN303 NEM_AN303
A B C
35,9 35,9 35,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.11 54.34 50.21
123.68 131.51 121.52
NEM_AN303 NEM_AN303 NEM_AN303
NEM_AN304 NEM_AN304 NEM_AN304
A B C
44,9 44,9 44,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.11 54.34 50.21
123.68 131.51 121.52
NEM_AN304 NEM_AN304 NEM_AN304
NEM_AN305 NEM_AN305 NEM_AN305
A B C
36,1 36,1 36,1
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.11 54.34 50.21
123.68 131.51 121.52
NEM_AN305 NEM_AN305 NEM_AN305
NEM_AN313 NEM_AN313 NEM_AN313
A B C
5,5 5,5 5,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.39 49.57 38.75
102.59 119.96 93.76
NEM_AN313 NEM_AN313 NEM_AN313
NEM_AN375 NEM_AN375 NEM_AN375
A B C
51,1 51,1 51,1
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
37.17 43.47 33.97
102.59 119.96 93.76
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 176
NEM_AN375 NEM_AN375 NEM_AN375
NEM_AN378 NEM_AN378 NEM_AN378
A B C
23,6 23,6 23,6
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.28 48.50 37.55
97.47 117.37 90.87
NEM_AN378 NEM_AN378 NEM_AN378
NEM_AN1090 NEM_AN1090 NEM_AN1090
A B C
34,5 34,5 34,5
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.28 48.50 37.55
97.47 117.37 90.87
NEM_AN1090 NEM_AN1090 NEM_AN1090
NEM_AN379 NEM_AN379 NEM_AN379
A B C
38,8 38,8 38,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.28 48.50 37.55
97.47 117.37 90.87
NEM_AN379 NEM_AN379 NEM_AN379
NEM_AN380 NEM_AN380 NEM_AN380
A B C
8,2 8,2 8,2
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.28 48.11 37.55
97.47 116.42 90.87
NEM_AN380 NEM_AN380 NEM_AN380
NEM_AN483 NEM_AN483 NEM_AN483
A B C
32,9 32,9 32,9
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.97 47.06 35.50
96.73 113.89 85.91
NEM_AN483 NEM_AN483 NEM_AN483
NEM_AN484 NEM_AN484 NEM_AN484
A B C
10,8 10,8 10,8
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.97 47.06 35.50
96.73 113.89 85.91
NEM_AN484 NEM_AN484 NEM_AN484
NEM_AN509 NEM_AN509 NEM_AN509
A B C
35,3 35,3 35,3
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
50.95 58.47 45.34
93.74 107.58 83.43
NEM_AN509 NEM_AN509 NEM_AN509
NEM_AN511 NEM_AN511 NEM_AN511
A B C
41,5 41,5 41,5
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
50.95 58.47 45.34
93.74 107.58 83.43
NEM_AN511 NEM_AN511 NEM_AN511
NEM_AN512 NEM_AN512 NEM_AN512
A B C
38,3 38,3 38,3
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
48.65 56.52 42.79
89.51 103.99 78.74
NEM_AN512 NEM_AN512 NEM_AN512
NEM_AN513 NEM_AN513 NEM_AN513
A B C
42,4 42,4 42,4
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.84 56.52 41.89
88.02 103.99 77.08
NEM_AN513 NEM_AN513 NEM_AN513
NEM_AN514 NEM_AN514 NEM_AN514
A B C
40,6 40,6 40,6
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 56.29 41.59
87.52 103.57 76.53
NEM_AN514 NEM_AN514 NEM_AN514
NEM_AN515 NEM_AN515 NEM_AN515
A B C
41,6 41,6 41,6
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 55.43 40.47
87.52 101.99 74.46
NEM_AN515 NEM_AN515 NEM_AN515
NEM_AN516 NEM_AN516 NEM_AN516
A B C
34,4 34,4 34,4
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 55.43 40.47
87.52 101.99 74.46
NEM_AN516 NEM_AN516 NEM_AN516
NEM_AN524 NEM_AN524 NEM_AN524
A B C
15,4 15,4 15,4
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 54.91 40.47
87.52 101.04 74.46
NEM_AN524 NEM_AN524 NEM_AN524
NEM_AN525 NEM_AN525 NEM_AN525
A B C
36,3 36,3 36,3
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 54.39 39.79
87.52 100.08 73.21
NEM_AN525 NEM_AN525 NEM_AN525
NEM_AN526 NEM_AN526 NEM_AN526
A B C
44,6 44,6 44,6
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 53.88 39.11
87.52 99.13 71.97
NEM_AN526 NEM_AN526 NEM_AN526
NEM_AN527 NEM_AN527 NEM_AN527
A B C
39,3 39,3 39,3
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 53.88 39.11
87.52 99.13 71.97
NEM_AN527 NEM_AN527 NEM_AN527
NEM_AN528 NEM_AN528 NEM_AN528
A B C
42,1 42,1 42,1
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 53.88 39.11
87.52 99.13 71.97
NEM_AN528 NEM_AN528 NEM_AN528
NEM_AN529 NEM_AN529 NEM_AN529
A B C
16,7 16,7 16,7
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.56 53.88 39.11
87.52 99.13 71.97
NEM_AN529 NEM_AN529 NEM_AN529
NEM_AN658 NEM_AN658 NEM_AN658
A B C
30,3 30,3 30,3
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
36.64 47.99 32.67
67.41 88.31 60.11
Tabla 9.40: Cargabilidad de conductores para demanda proyectada año 2026
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 177
Anexo 10 ESTADO DE SECCIONADORES UTILIZADOS PARA LA
RECONFIGUACION.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 178
SECCION ELNODE1 ELNODE2 SW NUEVOS ESTADO INICIAL
USO INICIAL ESTADO ACTUAL
USO ACTUAL TIPO DIRECCIÓN
SLM_000665_0111 NEM_000664_0111 NEM_000665_0111 SECC_0111_0112
ABIERTO SEPARABA CONTACRUZ CON IV CENTENARIO
CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA VENEZUELA Y ARGENTINA
SLM_CE0054_0111 NEM_000293_0111 NEM_CE0054_0111 SW2040 CERRADO CHONTACRUZ ABIERTO SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO
FUSIBLE PARAGUAY Y S/N
SLM_000629_0111 NEM_000629_0111 NEM_000628_0111 SW2714 CERRADO CHONTACRUZ ABIERTO SEPARA CHONTACRUZ CON IV CENTENARIO
SLM_SEC0112_0113 NEM_006088_0112 NEM_006088_0113 SECC_0112_0113 ABIERTO SEPARABA HOSPITAL CON IV CENTENARIO
CERRADO HOSPITAL CUCHILLA RAMON PINTO Y MIGUEL RIOFRIO
SLM_006087_0112 NEM_CE0605_0112 NEM_006087_0112 CREATE SW3140 NO EXISTE ABIERTO SEPARA HOSPITAL CON IV CENTENARIO
CUCHILLA RAMON PINTO Y MIGUEL RIOFRIO
MVLS9053 MVEL9905 NEM_006130_0112 SW2916 ABIERTO IV CENTENARIO CON SUR
CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA LOURDES Y AV UNIVERSITARIA
SLM_AS593 NEM_AS610 NEM_AS611 CREATE SW3154 NO EXISTE ABIERTO SEPARA SUR CON IV CENTENARIO
CUHILLA CATACOCHA ENTRE SUCRE Y 18 DE NOVIEMBRE
MVLS9049 MVEL9903 NEM_002295_0114 SW2912 ABIERTO SEPARABA CELI ROMAN CON NORT
CERRADO NORTE FUSIBLE S/N
MVLS9047 MVEL9902 NEM_002343_0114 SW2911 ABIERTO SEPARABA CELI ROMAN CON NORT
CERRADO NORTE FUSIBLE PEDRO DE CIANCA Y DIEGO DE VACA
SLM_002291_0114 NEM_002291_0114 NEM_CE0231_0114 CREATE SW3165 NO EXISTE ABIERTO SEPARA CELI ROMAN CON NORTE
CUCHILLA RIOBAMBA Y SANTO DOMINGO DE LOS COLORADOS
SLM_CE0233_0114 NEM_002332_0114 NEM_CE0233_0114 SW2199 CERRADO CELI ROMAN ABIERTO SEPARA NORTE CON CELI ROMAN
FUSIBLE GUARANDA Y MACHALA
SLM_C0433_0213 NEM_AS468 NEM_C0433_0213 SW3055 ABIERTO SEPARABA JUAN DE SALINAS CON SUR
CERRADO JUAN DE SALINAS FUSIBLE JUAN JOSE PEÑA Y MIGUEL RIOFRIO
SLM_AS433 NEM_AS449 NEM_AS450 SECC_AS39 CERRADO SUR ABIERTO SEPARA JUAN DE SALINAS CON SUR
CUCHILLA JUAN JOSE PEÑA Y LOURDES
SLM_0003532_0111 NEM_0001922_0111 NEM_000192_0111 SW2763 ABIERTO CHONTACRUZ CERRADO CONTACRUZ FUSIBLE S/N Y AV. EUGENIO ESPEJO
SLM_000312_0111 NEM_000311_0111 NEM_0003122_0111 SW2041 ABIERTO CHONTACRUZ CERRADO IV CENTENARIO FUSIBLE PARAGUAY Y TRINIDAD Y TOBAGO
SLM_0061502_0112 NEM_0061052_0112 NEM_006105_0112 SW2762 ABIERTO IV CENTENARIO CERRADO IV CENTENARIO CUCHILLA MAXIMILIANO RODRIGUEZ Y AV. PIO JARAMILLO
SLM_000314_0111 NEM_000313_0111 NEM_000314_0111 SW2042 CERRADO CHONTACRUZ ABIERTO CHONTACRUZ FUSIBLE AV. EUGENIO ESPEJO Y S/N
SLM_0061001_0112 NEM_0061001_0112 NEM_006100_0112 SW2959 CERRADO IV CENTENARIO ABIERTO IV CENTENARIO FUSIBLE RAMON PINTO Y MAXIMILIANO RDRIGUEZ
Tabla 10.1:Tabla con los resultados del estado de los seccionadores para la Reconfiguración
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 179
Anexo 11 CARACTERISTICA DEL SECCIONADOR A UTILIZAR
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 180
Características de los equipos de apertura y cierre.
La Empresa Eléctrica Regional Del Sur normalmente utiliza el siguiente tipo de
seccionadores para la realización de apertura y cierre: Seccionador polímero, tipo
barra unipolar abierto, tensión 15 KV, una de las características importantes es
que este equipo no se abre bajo carga se necesita el equipo rompecarga.
Marca AB Chance- Modelo M3D67ALP
Especificaciones del producto
Producto de cabeza Monofásicos - Distribución DisconnectSwitch (Cruceta montada) Voltaje (BIL) 15 kV (110 kV) Corriente nominal 600 A Tipo de aislante ESP ™ Polímero (2 1/4 "CircleBolt) Tipo de base Base de distribución dentada, Slots Longitud del perno 10 "(254 mm) Terminal Conectores (ATC 1343) Sí Posición Abierta (160 ° de apertura) Sí Tensión Nominal 14.4kV Tensión máxima del sistema 15.5kV BIL (LIW) 110 kV Resistencia nominal 60 Htz; Seca (Wet) 38kV (30kV) Valor de corriente continua 630 A Sobrecarga de emergencia 8 horas 1080 A Valor de corriente momentánea 40kA, asimétrica Corriente de corta duración admisible (2 seg) 25kA, simétrico Corriente de corta duración admisible (3 seg) 16kA, simétrico Aumento de la temperatura máxima a 600 A 29 ° C Color Gray Distancia de fuga (aislante) 17.2 "(436.9mm) Distancia de arco seco (aislante) 7.1 "(180.3mm) Tensión (aislante) 5.000 libras (22,24 kN) Torsión (aislante) 3.000 en Lbs (339 NM) Material base Acero galvanizado según la norma ASTM A153 Base Descripción Base de distribución, ranuras dentadas con cuatro 3/8 "y Pernos de
Porte de cintura Zapatas terminales NEMA de dos agujeros, de cobre estañado Terminal Descripción Conector 2 - Conectores terminal (ATC1343, # 2 - 500kcmil) w / hardware
galvanizado Normas que rigen Se aplican todas las normas ANSI / IEEE Standards Peso / Ea. 32,663
Tabla11.1: Seccionador polímero, tipo barra unipolar Fuente: catalogo power sytem shubbell
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Anexo 12 ESTUDIO DE FLUJOS CON RECONFIGUACION PARA DEMANDA
ACTUAL
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ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA EN ESTADO RECONFIGURADO DE LA SUBESTACION OBRAPÍA.
Chontacruz IV Centenario Hospital Celi Román
D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima
Potencia Total activa enviada 1777,51 622,3 1379,55 474,87 2390,17 615,08 1847,56 694,88 kW
Potencia Total reactiva enviada 563,34 417,45 431,44 282,11 806,94 383,08 646,66 442,56 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 562,23 196,57 428,38 147,66 770,13 198,85 548,01 206,56 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 587,12 205,25 453,29 156,36 785,9 203,27 410,08 155,09 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 587,89 205,42 452,74 156,33 777,22 201,03 510,68 192,69 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 175,29 132,5 129,74 88,52 250,82 124,49 191,63 131,11 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 183,15 138,5 137,3 93,91 256,59 126,87 141,63 97,98 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 184,54 138,76 137,69 93,6 254,1 125,67 176,67 121,9 kVAr
Pérdidas de Energía 4443,5 716,7 4291,3 626,8 9842,8 811,6 4426,6 783,4 kWh
Pérdidas de Potencia P 15,51 2,5 13,45 1,97 34,87 2,88 12,86 2,28 kW
Pérdidas de Potencia P 0,873 0,402 0,975 0,415 1,459 0,468 0,696 0,328 %
Pérdidas de Potencia Q 19,54 3,15 10,36 1,51 25,24 2,08 14,46 2,56 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 3,469 0,755 2,401 0,535 2,800 0,543 2,236 0,578 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,21 0,54 1,02 0,41 1,65 0,49 1,26 0,59 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 1,21 0,56 1,19 0,49 1,6 0,48 0,45 0,21 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 1,41 0,66 1,16 0,48 1,57 0,48 1,15 0,51 %
Máxima Regulación Fase A 1,22 0,54 1,03 0,41 1,68 0,5 1,28 0,59 %
Máxima Regulación Fase B 1,23 0,56 1,21 0,49 1,63 0,49 0,45 0,21 %
Máxima Regulación Fase C 1,43 0,66 1,17 0,48 1,59 0,48 1,16 0,51 %
Corriente en Alimentador Fase A 73,95 29,76 56,22 21,61 101,77 29,45 72,9 30,71 A
Corriente en Alimentador Fase B 77,23 31,09 59,49 22,9 103,88 30,08 54,45 23,02 A
Corriente en Alimentador Fase C 77,37 31,12 59,44 22,87 102,74 29,76 67,85 28,62 A
Longitud Total del Circuito 36,2 36,2 19,47 19,47 10,13 10,13 14,07 14,07 Km
Mayor Longitud 7,78 7,78 3,79 3,79 2,26 2,26 3,19 3,19 Km
Factor de Potencia 0,953 0,830 0,954 0,860 0,947 0,849 0,944 0,843 pu
Tabla 12.1: Flujos de Potencia Reconfigurado a demanda máxima y mínima para la Subestación Obrapía
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ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA EN ESTADO RECONFIGURADO DE LA SUBESTACION SAN
CAYETANO.
Sur Norte Juan de Salinas
D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima
Potencia Total activa enviada 3447,13 753,86 2251,29 522,62 1466,37 478,11 kW
Potencia Total reactiva enviada 1109,19 570,43 33,87 -19,8 447,59 326,97 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 1102,13 243,82 663,68 154,22 451,55 147,11 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 1122,71 247,49 723,97 168 483,71 157,64 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 1064,17 237,5 689,29 160,45 468,03 152,69 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 335,72 183,55 2,22 -6,56 136,05 100,76 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 345,31 186,35 4,65 -7,19 145,88 107,98 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 326,13 178,93 2,72 -6,98 141,12 104,49 kVAr
Pérdidas de Energía 12391,8 841,4 5718,9 308,5 1031,1 147 kWh
Pérdidas de Potencia P 77,53 5,26 30,09 1,62 8,47 1,21 kW
Pérdidas de Potencia P 2,249 0,698 1,337 0,310 0,578 0,253 %
Pérdidas de Potencia Q 57,89 3,93 24,07 1,3 8,19 1,17 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 5,219 0,689 71,066 -6,566 1,830 0,358 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 2,82 0,87 1,56 0,35 0,77 0,31 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 3,01 0,98 1,84 0,4 0,69 0,29 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 2,69 0,84 1,2 0,26 0,65 0,28 %
Máxima Regulación Fase A 2,9 0,87 1,59 0,35 0,77 0,31 %
Máxima Regulación Fase B 3,1 0,98 1,87 0,41 0,7 0,29 %
Máxima Regulación Fase C 2,76 0,85 1,21 0,26 0,66 0,28 %
Corriente en Alimentador Fase A 144,69 38,31 83,35 19,37 59,2 22,38 A
Corriente en Alimentador Fase B 147,52 38,89 90,93 21,1 63,42 23,98 A
Corriente en Alimentador Fase C 139,78 37,32 86,56 20,16 61,36 23,11 A
Longitud Total del Circuito 23,15 23,15 35,98 35,98 7,38 7,38 Km
Mayor Longitud 7,03 7,03 7,5 7,5 2,21 2,21 Km
Factor de Potencia 0,9519 0,7974 0,9999 0,9993 0,9564 0,8254 pu
Tabla 12.2: Flujos de Potencia Reconfigurado a demanda máxima y mínima para la Subestación San Cayetano
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Anexo 13 CARGABILIDAD DE CONDUCTORES DESPUÉS DE LA
RECONFIGURACIÓN Y CAMBIO DE CALIBRES.
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ALIMENTODOR HOSPITAL.
cambio a 2/0
Fuente Carga Estructura Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)
FED@Hospital FED@Hospital FED@Hospital
NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113
RC
A B C
106,60 106,60 106,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.05 42.93 42.46
101.77 103.89 102.75
NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113 NEM_SUBES2_0113
NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113
RRC
A B C
16,40 16,40 16,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.05 42.93 42.46
101.77 103.89 102.75
NEM_008001_0113 NEM_008001_0113 NEM_008001_0113
NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113
RU
A B C
255,40 255,40 255,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.05 42.93 42.46
101.77 103.89 102.75
NEM_008002_0113 NEM_008002_0113 NEM_008002_0113
NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113
RU
A B C
73,60 73,60 73,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.05 42.93 42.20
101.77 103.89 102.12
NEM_008006_0113 NEM_008006_0113 NEM_008006_0113
NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113
SV
A B C
39,70 39,70 39,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.51 42.93 41.94
100.46 103.89 101.49
NEM_008011_0113 NEM_008011_0113 NEM_008011_0113
NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113
SV
A B C
35,50 35,50 35,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.51 42.93 41.94
100.46 103.89 101.49
NEM_008012_0113 NEM_008012_0113 NEM_008012_0113
NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113
SV
A B C
36,70 36,70 36,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.51 42.93 41.94
100.46 103.89 101.49
NEM_008013_0113 NEM_008013_0113 NEM_008013_0113
NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113
CRUCE_MT
A B C
6,00 6,00 6,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.51 42.93 41.94
100.46 103.89 101.49
NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113 NEM_CE0801_0113
NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113
CRUCE_MT
A B C
28,70 28,70 28,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.51 42.93 41.76
100.46 103.89 101.07
NEM_008019_0113 NEM_008019_0113 NEM_008019_0113
NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113
DS4 SV
A B C
46,20 46,20 46,20
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.51 42.93 41.76
100.46 103.89 101.07
NEM_008020_0113 NEM_008020_0113 NEM_008020_0113
NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113
CRUCE_MT
A B C
29,50 29,50 29,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
41.51 42.93 41.76
100.46 103.89 101.07
NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113 NEM_CE0802_0113
NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113
DS4 SV
A B C
21,40 21,40 21,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.78 42.65 41.50
98.70 103.22 100.44
NEM_008028_0113 NEM_008028_0113 NEM_008028_0113
NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113
PP
A B C
34,40 34,40 34,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.78 42.65 41.50
98.70 103.22 100.44
NEM_008029_0113 NEM_008029_0113 NEM_008029_0113
NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113
RRC
A B C
46,80 46,80 46,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.78 42.65 41.50
98.70 103.22 100.44
NEM_008030_0113 NEM_008030_0113 NEM_008030_0113
NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113
PP
A B C
42,60 42,60 42,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.54 42.35 41.21
98.11 102.49 99.73
NEM_008032_0113 NEM_008032_0113 NEM_008032_0113
NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113
PP
A B C
40,60 40,60 40,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.54 42.35 41.21
98.11 102.49 99.73
NEM_008033_0113 NEM_008033_0113 NEM_008033_0113
NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113
ARR
A B C
52,40 52,40 52,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.35 41.21
97.58 102.49 99.73
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 187
NEM_008034_0113 NEM_008034_0113 NEM_008034_0113
NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113
P
A B C
47,10 47,10 47,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.35 41.21
97.58 102.49 99.73
NEM_008035_0113 NEM_008035_0113 NEM_008035_0113
NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113
RC
A B C
36,50 36,50 36,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.35 41.21
97.58 102.49 99.73
NEM_008036_0113 NEM_008036_0113 NEM_008036_0113
NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113
PP
A B C
11,90 11,90 11,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.35 41.04
97.58 102.49 99.31
NEM_008047_0113 NEM_008047_0113 NEM_008047_0113
NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113
P
A B C
37,40 37,40 37,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.35 41.04
97.58 102.49 99.31
NEM_008048_0113 NEM_008048_0113 NEM_008048_0113
NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113
P
A B C
38,60 38,60 38,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.35 41.04
97.58 102.49 99.31
NEM_008049_0113 NEM_008049_0113 NEM_008049_0113
NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113
P
A B C
21,80 21,80 21,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.07 41.04
97.58 101.82 99.31
NEM_008050_0113 NEM_008050_0113 NEM_008050_0113
NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113
RV
A B C
31,50 31,50 31,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
40.32 42.07 41.04
97.58 101.82 99.31
Tabla 13.1: Cargabilidad y remplazo de conductores por 2/0
Cambio a 1/0
Fuente Carga Estructura Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)
NEM_008051_0113 NEM_008051_0113 NEM_008051_0113
NEM_CE0803_0113 NEM_CE0803_0113 NEM_CE0803_0113
PP
A B C
8,30 8,30 8,30
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
53.03 55.34 53.97
97.58 101.82 99.31
Tabla 13.2 Cargabilidad y remplazo de conductores por 1/0
Alimentador Sur
cambio a 4/0
Fuente Carga Estructuras Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)
FED@A_sur FED@A_sur FED@A_sur
NEM_AS1 NEM_AS1 NEM_AS1
AC
A B C
51,50 51,50 51,50
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
52.43 53.45 50.65
144.70 147.52 139.79
NEM_AS1 NEM_AS1 NEM_AS1
NEM_AS2 NEM_AS2 NEM_AS2
RRC
A B C
51,40 51,40 51,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.79 60.96 57.76
144.70 147.52 139.79
NEM_AS2 NEM_AS2 NEM_AS2
NEM_AS3 NEM_AS3 NEM_AS3
AR
A B C
74,10 74,10 74,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.79 60.96 57.76
144.70 147.52 139.79
NEM_AS3 NEM_AS3 NEM_AS3
NEM_AS4 NEM_AS4 NEM_AS4
RRC
A B C
46,40 46,40 46,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.79 60.96 57.76
144.70 147.52 139.79
NEM_AS4 NEM_AS4 NEM_AS4
NEM_AS5 NEM_AS5 NEM_AS5
SC
A B C
49,00 49,00 49,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
59.79 60.96 57.76
144.70 147.52 139.79
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 188
NEM_AS5 NEM_AS5 NEM_AS5
NEM_AS6 NEM_AS6 NEM_AS6
SC
A B C
40,70 40,70 40,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.00 58.26 55.10
137.95 141.00 133.34
NEM_AS6 NEM_AS6 NEM_AS6
NEM_AS8 NEM_AS8 NEM_AS8
SC
A B C
40,40 40,40 40,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
57.00 58.26 55.10
137.95 141.00 133.34
NEM_AS10 NEM_AS10 NEM_AS10
NEM_AS17 NEM_AS17 NEM_AS17
RRV A B C
24,40 24,40 24,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.31 56.89 54.43
136.26 137.66 131.72
NEM_AS17 NEM_AS17 NEM_AS17
NEM_AS11 NEM_AS11 NEM_AS11
ARR A B C
37,60 37,60 37,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.93 56.59 54.43
135.35 136.94 131.72
NEM_AS11 NEM_AS11 NEM_AS11
NEM_AS12 NEM_AS12 NEM_AS12
SC
A B C
41,00 41,00 41,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.93 56.59 54.43
135.35 136.94 131.72
NEM_AS12 NEM_AS12 NEM_AS12
NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211
CRUCE_MT
A B C
19,20 19,20 19,20
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.93 56.59 53.43
135.35 136.94 129.30
NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211 NEM_CE02310_0211
NEM_AS13 NEM_AS13 NEM_AS13
RRC
A B C
34,00 34,00 34,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
55.51 56.26 53.03
134.33 136.14 128.33
NEM_AS14 NEM_AS14 NEM_AS14
NEM_AS15 NEM_AS15 NEM_AS15
SC
A B C
38,60 38,60 38,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.81 55.45 52.06
132.64 134.20 125.98
NEM_AS15 NEM_AS15 NEM_AS15
NEM_AS16 NEM_AS16 NEM_AS16
SC
A B C
42,00 42,00 42,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.81 55.45 52.06
132.64 134.20 125.98
NEM_AS16 NEM_AS16 NEM_AS16
NEM_AS21 NEM_AS21 NEM_AS21
CRUCE:_MT
A B C
20,50 20,50 20,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
54.81 54.62 52.06
132.64 132.19 125.98
NEM_AS21 NEM_AS21 NEM_AS21
NEM_AS23 NEM_AS23 NEM_AS23
RRC
A B C
20,40 20,40 20,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.23 54.62 52.06
128.82 132.19 125.98
NEM_AS23 NEM_AS23 NEM_AS23
NEM_AS24 NEM_AS24 NEM_AS24
SC
A B C
40,30 40,30 40,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.23 54.62 52.06
128.82 132.19 125.98
NEM_AS24 NEM_AS24 NEM_AS24
NEM_AS25 NEM_AS25 NEM_AS25
SC
A B C
37,30 37,30 37,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.23 54.62 50.55
128.82 132.19 122.33
NEM_AS25 NEM_AS25 NEM_AS25
NEM_AS26 NEM_AS26 NEM_AS26
SC
A B C
41,70 41,70 41,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.23 54.62 50.55
128.82 132.19 122.33
NEM_AS26 NEM_AS26 NEM_AS26
NEM_AS64 NEM_AS64 NEM_AS64
SC
A B C
26,20 26,20 26,20
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
53.23 53.38 50.55
128.82 129.17 122.33
NEM_AS64 NEM_AS64 NEM_AS64
NEM_AS27 NEM_AS27 NEM_AS27
SC
A B C
20,30 20,30 20,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
52.18 53.38 49.54
126.27 129.17 119.89
NEM_AS27 NEM_AS27 NEM_AS27
NEM_AS29 NEM_AS29 NEM_AS29
SC
A B C
44,70 44,70 44,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
51.54 52.88 48.94
124.74 127.96 118.43
NEM_AS29 NEM_AS29 NEM_AS29
NEM_AS34 NEM_AS34 NEM_AS34
AC
A B C
76,60 76,60 76,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
50.91 52.38 48.94
123.20 126.75 118.43
NEM_AS34 NEM_AS34 NEM_AS34
NEM_AS65 NEM_AS65 NEM_AS65
AC
A B C
32,80 32,80 32,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.05 52.38 48.94
111.43 126.75 118.43
NEM_AS65 NEM_AS65 NEM_AS65
NEM_AS68 NEM_AS68 NEM_AS68
SC
A B C
46,30 46,30 46,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
46.05 52.38 48.33
111.43 126.75 116.96
NEM_AS68 NEM_AS68 NEM_AS68
NEM_AS74 NEM_AS74 NEM_AS74
AC
A B C
38,40 38,40 38,40
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
44.46 52.38 48.33
107.60 126.75 116.96
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 189
NEM_AS74 NEM_AS74 NEM_AS74
NEM_AS75 NEM_AS75 NEM_AS75
CRUCE_MT
A B C
36,60 36,60 36,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
43.76 51.82 47.66
105.89 125.40 115.33
NEM_AS8 NEM_AS8 NEM_AS80
NEM_AS81 NEM_AS81 NEM_AS81
SC
A B C
43,10 43,10 43,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.17 48.06 39.15
102.05 116.29 94.73
NEM_AS81 NEM_AS81 NEM_AS81
NEM_AS82 NEM_AS82 NEM_AS82
SC A B C
61,20 61,20 61,20
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.17 47.22 39.15
102.05 114.27 94.73
NEM_AS82 NEM_AS82 NEM_AS82
NEM_AS83 NEM_AS83 NEM_AS83
RRC
A B C
53,90 53,90 53,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.17 46.88 39.15
102.05 113.46 94.73
NEM_AS83 NEM_AS83 NEM_AS83
NEM_AS84 NEM_AS84 NEM_AS84
CRUCE_MT
A B C
9,00 9,00 9,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
42.17 46.88 39.15
102.05 113.46 94.73
NEM_AS84 NEM_AS84 NEM_AS84
NEM_AS103 NEM_AS103 NEM_AS103
SC
A B C
7,80 7,80 7,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 42.15 35.09
86.51 102.00 84.93
NEM_AS103 NEM_AS103 NEM_AS103
NEM_AS104 NEM_AS104 NEM_AS104
SC
A B C
37,50 37,50 37,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS104 NEM_AS104 NEM_AS104
NEM_AS105 NEM_AS105 NEM_AS105
SC
A B C
37,30 37,30 37,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS105 NEM_AS105 NEM_AS105
NEM_AS106 NEM_AS106 NEM_AS106
SC
A B C
39,60 39,60 39,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS106 NEM_AS106 NEM_AS106
NEM_AS107 NEM_AS107 NEM_AS107
SC
A B C
33,90 33,90 33,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS107 NEM_AS107 NEM_AS107
NEM_AS108 NEM_AS108 NEM_AS108
SC
A B C
33,10 33,10 33,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS108 NEM_AS108 NEM_AS108
NEM_AS109 NEM_AS109 NEM_AS109
SC
A B C
41,30 41,30 41,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS109 NEM_AS109 NEM_AS109
NEM_AS110 NEM_AS110 NEM_AS110
RRC
A B C
43,00 43,00 43,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS110 NEM_AS110 NEM_AS110
NEM_AS111 NEM_AS111 NEM_AS111
SC
A B C
40,80 40,80 40,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS111 NEM_AS111 NEM_AS111
NEM_AS112 NEM_AS112 NEM_AS112
SC
A B C
38,70 38,70 38,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS112 NEM_AS112 NEM_AS112
NEM_AS113 NEM_AS113 NEM_AS113
CRUCE_MT
A B C
16,10 16,10 16,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
35.75 41.65 35.09
86.51 100.78 84.93
NEM_AS113 NEM_AS113 NEM_AS113
NEM_AS119 NEM_AS119 NEM_AS119
SC
A B C
22,00 22,00 22,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
34.15 39.12 33.57
82.65 94.68 81.24
NEM_AS119 NEM_AS119 NEM_AS119
NEM_AS120 NEM_AS120 NEM_AS120
SC
A B C
41,90 41,90 41,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
34.15 39.12 33.57
82.65 94.68 81.24
NEM_AS120 NEM_AS120 NEM_AS120
NEM_AS121 NEM_AS121 NEM_AS121
AC
A B C
37,10 37,10 37,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
34.15 39.12 33.57
82.65 94.68 81.24
NEM_AS121 NEM_AS121 NEM_AS121
NEM_AS122 NEM_AS122 NEM_AS122
AV
A B C
40,70 40,70 40,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
34.15 39.12 33.57
82.65 94.68 81.24
NEM_AS122 NEM_AS122 NEM_AS122
NEM_AS122 NEM_AS123 NEM_AS123
AV
A B C
36,10 36,10 36,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
34.15 39.12 33.16
82.65 94.68 80.26
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 190
Tabla 13.3:Cargabilidad y remplazo de conductores por 4/0
Cambio a 3/0
Fuente Carga Estructuras Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)
NEM_AS123 NEM_AS123 NEM_AS123
NEM_AS124 NEM_AS124 NEM_AS124
SC
A B C
44,00 44,00 44,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
33.09 38.28 32.15
80.07 92.64 77.80
NEM_AS124 NEM_AS124 NEM_AS124
NEM_AS125 NEM_AS125 NEM_AS125
RC
A B C
23,80 23,80 23,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
33.09 38.28 32.15
80.07 92.64 77.80
Tabla 13.4: Cargabilidad y remplazo de conductores por 4/0
Cambio a 4/0 5005
Fuente Carga Estructuras Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)
NEM_AS13 NEM_AS13 NEM_AS13
NEM_AS715 NEM_AS715 NEM_AS715
SC
A B C
46,10 46,10 46,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
54.61 55.34 52.17
134.33 136.14 128.33
NEM_AS715 NEM_AS715 NEM_AS715
NEM_AS14 NEM_AS14 NEM_AS14
SC
A B C
42,80 42,80 42,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
54.61 55.10 51.87
134.33 135.54 127.60
NEM_AS8 NEM_AS8 NEM_AS8
NEM_AS10 NEM_AS10 NEM_AS10
SC
A B C
38,70 38,70 38,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
5005 5005 5005
55.94 56.99 54.12
1041.80 1060.86 1007.77
Tabla 13.41: Cargabilidad y remplazo de conductores por 4/0 5005
Alimentador Norte.
cambio a 4/0
Fuente Carga Estructuras Fase Longitud (m) Conductor % cargabilidad Corriente (A)
NEM_AN60 NEM_AN60 NEM_AN60
NEM_AN202 NEM_AN202 NEM_AN202
AC
A B C
14,80 14,80 14,80
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 58.42 55.13
146.76 161.23 152.16
NEM_AN202 NEM_AN202 NEM_AN202
NEM_AN203 NEM_AN203 NEM_AN203
RRC
A B C
32,00 32,00 32,00
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 58.21 55.13
146.76 160.66 152.16
NEM_AN203 NEM_AN203 NEM_AN203
NEM_AN204 NEM_AN204 NEM_AN204
RV
A B C
55,50 55,50 55,50
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 58.21 55.13
146.76 160.66 152.16
NEM_AN204 NEM_AN204 NEM_AN204
NEM_AN205 NEM_AN205 NEM_AN205
SC
A B C
34,40 34,40 34,40
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 58.21 55.13
146.76 160.66 152.16
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 191
NEM_AN205 NEM_AN205 NEM_AN205
NEM_AN206 NEM_AN206 NEM_AN206
RRC
A B C
44,60 44,60 44,60
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.89 55.13
146.76 159.79 152.16
NEM_AN206 NEM_AN206 NEM_AN206
NEM_AN207 NEM_AN207 NEM_AN207
CRUCE_MT
A B C
29,30 29,30 29,30
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
53.17 57.89 55.13
146.76 159.79 152.16
NEM_AN207 NEM_AN207 NEM_AN207
NEM_AN219 NEM_AN219 NEM_AN219
SC
A B C
36,30 36,30 36,30
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
51.82 55.18 53.68
143.03 152.31 148.15
NEM_AN219 NEM_AN219 NEM_AN219
NEM_AN221 NEM_AN221 NEM_AN221
SC
A B C
42,70 42,70 42,70
1x2/0 1x2/0 1x2/0
ACSR ACSR ACSR
51.82 55.18 53.68
143.03 152.31 148.15
NEM_AN221 NEM_AN221 NEM_AN221
NEM_AN243 NEM_AN243 NEM_AN243
SC
A B C
46,50 46,50 46,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.51 61.90 59.89
136.76 149.80 144.94
NEM_AN243 NEM_AN243 NEM_AN243
NEM_AN244 NEM_AN244 NEM_AN244
SC
A B C
43,30 43,30 43,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.51 61.90 59.89
136.76 149.80 144.94
NEM_AN244 NEM_AN244 NEM_AN244
NEM_AN245 NEM_AN245 NEM_AN245
RRC
A B C
37,90 37,90 37,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.51 61.90 59.89
136.76 149.80 144.94
NEM_AN245 NEM_AN245 NEM_AN245
NEM_AN248 NEM_AN248 NEM_AN248
CRUCE_MT
A B C
44,90 44,90 44,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
56.51 61.90 59.89
136.76 149.80 144.94
NEM_AN248 NEM_AN248 NEM_AN248
NEM_AN267 NEM_AN267 NEM_AN267
RRC
A B C
27,60 27,60 27,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.41 52.32
120.57 131.67 126.61
NEM_AN267 NEM_AN267 NEM_AN267
NEM_AN268 NEM_AN268 NEM_AN268
SC
A B C
38,90 38,90 38,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.41 52.32
120.57 131.67 126.61
NEM_AN268 NEM_AN268 NEM_AN268
NEM_AN269 NEM_AN269 NEM_AN269
SC
A B C
42,00 42,00 42,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.29 52.32
120.57 131.38 126.61
NEM_AN269 NEM_AN269 NEM_AN269
NEM_AN270 NEM_AN270 NEM_AN270
SC
A B C
37,70 37,70 37,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.29 52.32
120.57 131.38 126.61
NEM_AN270 NEM_AN270 NEM_AN270
NEM_AN271 NEM_AN271 NEM_AN271
SC
A B C
41,20 41,20 41,20
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.29 52.32
120.57 131.38 126.61
NEM_AN271 NEM_AN271 NEM_AN271
NEM_AN272 NEM_AN272 NEM_AN272
RRC
A B C
40,20 40,20 40,20
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.29 52.32
120.57 131.38 126.61
NEM_AN272 NEM_AN272 NEM_AN272
NEM_AN279 NEM_AN279 NEM_AN279
SC
A B C
37,60 37,60 37,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.29 50.63
120.57 131.38 122.51
NEM_AN279 NEM_AN279 NEM_AN279
NEM_AN283 NEM_AN283 NEM_AN283
SC
A B C
40,10 40,10 40,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.82 54.29 48.32
120.57 131.38 116.92
NEM_AN283 NEM_AN283 NEM_AN283
NEM_AN285 NEM_AN285 NEM_AN285
SC
A B C
37,90 37,90 37,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
49.39 54.29 48.32
119.53 131.38 116.92
NEM_AN285 NEM_AN285 NEM_AN285
NEM_AN286 NEM_AN286 NEM_AN286
SC
A B C
42,30 42,30 42,30
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
48.96 53.93 47.85
118.49 130.50 115.81
NEM_AN286 NEM_AN286 NEM_AN286
NEM_AN287 NEM_AN287 NEM_AN287
RRC
A B C
40,70 40,70 40,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
48.96 53.93 47.85
118.49 130.50 115.81
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 192
NEM_AN287 NEM_AN287 NEM_AN287
NEM_AN288 NEM_AN288 NEM_AN288
CRUCE_MT
A B C
33,10 33,10 33,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
48.96 53.93 47.85
118.49 130.50 115.81
NEM_AN288 NEM_AN288 NEM_AN288
NEM_AN289 NEM_AN289 NEM_AN289
SC
A B C
9,60 9,60 9,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.88 52.11 46.70
115.88 126.11 113.00
NEM_AN289 NEM_AN289 NEM_AN289
NEM_AN300 NEM_AN300 NEM_AN300
SC
A B C
42,00 42,00 42,00
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.88 52.11 46.70
115.88 126.11 113.00
NEM_AN300 NEM_AN300 NEM_AN300
NEM_AN301 NEM_AN301 NEM_AN301
SC
A B C
32,60 32,60 32,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.88 52.11 46.70
115.88 126.11 113.00
NEM_AN301 NEM_AN301 NEM_AN301
NEM_AN302 NEM_AN302 NEM_AN302
RRC
A B C
47,70 47,70 47,70
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.88 52.11 46.70
115.88 126.11 113.00
NEM_AN302 NEM_AN302 NEM_AN302
NEM_AN303 NEM_AN303 NEM_AN303
SV
A B C
35,90 35,90 35,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.88 51.51 46.70
115.88 124.65 113.00
NEM_AN303 NEM_AN303 NEM_AN303
NEM_AN304 NEM_AN304 NEM_AN304
SC
A B C
44,90 44,90 44,90
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.88 51.51 46.70
115.88 124.65 113.00
NEM_AN304 NEM_AN304 NEM_AN304
NEM_AN305 NEM_AN305 NEM_AN305
CRUCE_MT
A B C
36,10 36,10 36,10
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
47.88 51.51 46.70
115.88 124.65 113.00
NEM_AN305 NEM_AN305 NEM_AN305
NEM_AN313 NEM_AN313 NEM_AN313
SV
A B C
5,50 5,50 5,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
39.72 46.15 35.13
96.11 111.68 85.02
Tabla 13.42: Cargabilidad y remplazo de conductores por 4/0
cambio a 2/0
fuente carga ESTRUCTURAS fase longitud (m) conductor % cargabilidad Corriente (A)
NEM_AN375 NEM_AN375 NEM_AN375
NEM_AN378 NEM_AN378 NEM_AN378
RV
A B C
23,60 23,60 23,60
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
37.73 45.15 34.05
91.31 109.26 82.39
NEM_AN378 NEM_AN378 NEM_AN378
NEM_AN1090 NEM_AN1090 NEM_AN1090
SV
A B C
34,50 34,50 34,50
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
37.73 45.15 34.05
91.31 109.26 82.39
NEM_AN1090 NEM_AN1090 NEM_AN1090
NEM_AN379 NEM_AN379 NEM_AN379
SC
A B B
38,80 38,80 38,80
1x1/0 1x1/0 1x1/0
ACSR ACSR ACSR
37.73 45.15 45.15
91.31 109.26 109.26
NEM_AN484 NEM_AN484 NEM_AN484
NEM_AN509 NEM_AN509 NEM_AN509
RRC
A B C
35,30 35,30 35,30
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.73 54.42 41.11
87.82 100.14 75.64
NEM_AN509 NEM_AN509 NEM_AN509
NEM_AN511 NEM_AN511 NEM_AN511
SC
A B C
41,50 41,50 41,50
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
47.73 54.42 41.11
87.82 100.14 75.64
NEM_AN511 NEM_AN511 NEM_AN511
NEM_AN512 NEM_AN512 NEM_AN512
SC
A B C
38,30 38,30 38,30
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
45.57 52.61 38.80
83.85 96.80 71.38
NEM_AN512 NEM_AN512 NEM_AN512
NEM_AN513 NEM_AN513 NEM_AN513
SC
A B C
42,40 42,40 42,40
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.81 52.61 37.98
82.45 96.80 69.88
NEM_AN513 NEM_AN513 NEM_AN513
NEM_AN514 NEM_AN514 NEM_AN514
SC
A B C
40,60 40,60 40,60
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 52.39 37.71
81.99 96.40 69.38
NEM_AN514 NEM_AN514
NEM_AN515 NEM_AN515
SC
A B
41,60 41,60
1x2 1x2
ACSR ACSR
44.56 51.59
81.99 94.93
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 193
NEM_AN514 NEM_AN515 C 41,60 1x2 ACSR 36.68 67.50
NEM_AN515 NEM_AN515 NEM_AN515
NEM_AN516 NEM_AN516 NEM_AN516
CRUCE_MT
A B C
34,40 34,40 34,40
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 51.59 36.68
81.99 94.93 67.50
NEM_AN516 NEM_AN516 NEM_AN516
NEM_AN524 NEM_AN524 NEM_AN524
SC
A B C
15,40 15,40 15,40
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 51.11 36.68
81.99 94.04 67.50
NEM_AN524 NEM_AN524 NEM_AN524
NEM_AN525 NEM_AN525 NEM_AN525
SC
A B C
36,30 36,30 36,30
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 50.63 36.07
81.99 93.16 66.37
NEM_AN525 NEM_AN525 NEM_AN525
NEM_AN526 NEM_AN526 NEM_AN526
RRC
A B C
44,60 44,60 44,60
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 50.15 35.46
81.99 92.27 65.24
NEM_AN526 NEM_AN526 NEM_AN526
NEM_AN527 NEM_AN527 NEM_AN527
SC
A B C
39,30 39,30 39,30
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 50.15 35.46
81.99 92.27 65.24
NEM_AN527 NEM_AN527 NEM_AN527
NEM_AN528 NEM_AN528 NEM_AN528
SC A B C
42,10 42,10 42,10
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 50.15 35.46
81.99 92.27 65.24
NEM_AN528 NEM_AN528 NEM_AN528
NEM_AN529 NEM_AN529 NEM_AN529
CRUCE_MT A B C
16,70 16,70 16,70
1x2 1x2 1x2
ACSR ACSR ACSR
44.56 50.15 35.46
81.99 92.27 65.24
Tabla 13.43: Cargabilidad y remplazo de conductores por 2/0
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 194
Anexo 14 TIPO DE ESTRUCTURAS.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 195
ESTRUCTURA TIPO “RC” ESTRUCTURA TIPO “RRC”
ESTRUCTURA TIPO “SV” ESTRUCTURA TIPO “PP”
Figura 14.9: Estructura “RC” Fuente:Planificación EERSSA
Figura 14.2 Estructura “RRC” Fuente:Planificación EERSSA
Figura 14.3: Estructura “SV” Fuente: Planificación EERSSA
Figura 14.4: Estructura “PP” Fuente: Planificación EERSSA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 196
ESTRUCTURA TIPO “ARR” ESTRUCTURA TIPO “P”
ESTRUCTURA TIPO “RV” ESTRUCTURA TIPO “SC”
Figura 14.5: Estructura “ARR” Fuente: Planificación EERSSA
Figura 14.6: Estructura “P” Fuente: Planificación EERSSA
Figura 14.7: Estructura “RV” Fuente: Planificación EERSSA
Figura 14.8: Estructura “SC” Fuente: Planificación EERSSA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 197
ESTRUCTURA TIPO “AC” ESTRUCTURA TIPO “AV”
Figura 14.9: Estructura “AC” Fuente:Planificación EERSSA
Figura 14.10: Estructura “AV” Fuente:Planificación EERSSA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 198
Anexo 15
ESTUDIO DE FLUJOS CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 199
ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES DE LA SUBESTACION OBRAPÍA.
Chontacruz IV Centenario Hospital Celi Román
D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima
Potencia Total activa enviada 1777,51 622,3 1379,55 474,87 2390,16 614,89 1847,56 694,88 kW
Potencia Total reactiva enviada 563,34 417,45 431,44 282,11 806,59 383,04 646,66 442,56 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 562,23 196,57 428,38 147,66 771,84 199,23 548,01 206,56 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 587,12 205,25 453,29 156,36 787,76 203,32 410,08 155,09 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 587,89 205,42 452,74 156,33 778,87 201,29 510,68 192,69 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 175,29 132,5 129,74 88,52 253,59 124,64 191,63 131,11 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 183,15 138,5 137,3 93,91 259,78 127,24 141,63 97,98 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 184,54 138,76 137,69 93,6 257,2 126 176,67 121,9 kVAr
Pérdidas de Energía 4443,5 716,7 4291,3 626,8 8173,7 673,6 4426,6 783,4 kWh
Pérdidas de Potencia P 15,51 2,5 13,45 1,97 28,96 2,39 12,86 2,28 kW
Pérdidas de Potencia P 0,873 0,402 0,975 0,415 1,212 0,389 0,696 0,328 %
Pérdidas de Potencia Q 19,54 3,15 10,36 1,51 24,79 2,04 14,46 2,56 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 3,469 0,755 2,401 0,535 2,800 0,533 2,236 0,578 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,21 0,54 1,02 0,41 1,46 0,44 1,26 0,59 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 1,21 0,56 1,19 0,49 1,41 0,43 0,45 0,21 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 1,41 0,66 1,16 0,48 1,38 0,43 1,15 0,51 %
Máxima Regulación Fase A 1,22 0,54 1,03 0,41 1,48 0,44 1,28 0,59 %
Máxima Regulación Fase B 1,23 0,56 1,21 0,49 1,43 0,43 0,45 0,21 %
Máxima Regulación Fase C 1,43 0,66 1,17 0,48 1,4 0,43 1,16 0,51 %
Corriente en Alimentador Fase A 73,95 29,76 56,22 21,61 102,06 29,5 72,9 30,71 A
Corriente en Alimentador Fase B 77,23 31,09 59,49 22,9 104,21 30,11 54,45 23,02 A
Corriente en Alimentador Fase C 77,37 31,12 59,44 22,87 103,04 29,81 67,85 28,62 A
Longitud Total del Circuito 36,2 36,2 19,47 19,47 10,13 10,13 14,07 14,07 Km
Mayor Longitud 7,78 7,78 3,79 3,79 2,26 2,26 3,19 3,19 Km
Factor de Potencia 0,953 0,830 0,954 0,860 0,948 0,849 0,944 0,843 pu
Tabla 15.1: Flujos de potencia con la combinación de soluciones para demanda máxima y mínima de la Subestación Obrapía
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 200
ESTUDIO DE FLUJOS DE POTENCIA COMBINACIÓN DE SOLUCIONESDE LA SUBESTACION SAN
CAYETANO.
Sur Norte Juan de Salinas
D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima D. Máxima D. mínima
Potencia Total activa enviada 3447,07 752,79 2254,13 522,62 1466,37 478,11 kW
Potencia Total reactiva enviada 1112 571,91 32,81 -19,8 447,59 326,97 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 1110,07 243,56 665,48 154,22 451,55 147,11 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 1130,36 247,87 725,85 168 483,71 157,64 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 1072,8 237,47 691,59 160,45 468,03 152,69 kW
Flujo de Potencia en el alimentador Fase A 351,76 183,89 6,73 -6,56 136,05 100,76 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase B 360,54 187,37 8,57 -7,19 145,88 107,98 kVAr
Flujo de Potencia en el alimentador Fase C 341,66 178,05 7,08 -6,98 141,12 104,49 kVAr
Pérdidas de Energía 7044 478,4 3807,8 308,5 1031,1 147 kWh
Pérdidas de Potencia P 44,07 2,99 20,03 1,62 8,47 1,21 kW
Pérdidas de Potencia P 1,278 0,397 1,337 0,310 0,578 0,253 %
Pérdidas de Potencia Q 53,2 3,61 22,91 1,3 8,19 1,17 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 4,784 0,631 71,066 -6,566 1,830 0,358 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,89 0,56 1,1 0,35 0,77 0,31 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 2,06 0,62 1,35 0,4 0,69 0,29 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 1,88 0,57 0,79 0,26 0,65 0,28 %
Máxima Regulación Fase A 1,92 0,56 1,11 0,35 0,77 0,31 %
Máxima Regulación Fase B 2,1 0,63 1,37 0,41 0,7 0,29 %
Máxima Regulación Fase C 1,92 0,58 0,79 0,26 0,66 0,28 %
Corriente en Alimentador Fase A 146,22 38,31 83,58 19,37 59,2 22,38 A
Corriente en Alimentador Fase B 148,98 39 91,17 21,1 63,42 23,98 A
Corriente en Alimentador Fase C 141,37 37,05 86,85 20,16 61,36 23,11 A
Longitud Total del Circuito 23,15 23,15 35,98 35,98 7,38 7,38 Km
Mayor Longitud 7,03 7,03 7,5 7,5 2,21 2,21 Km
Factor de Potencia 0,9517 0,7963 0,9999 0,9993 0,9564 0,8254 pu
Tabla 15.2: Flujos de potencia con la combinación de soluciones para demanda máxima y mínima de la Subestación San Cayetano
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 201
Anexo 16
ESTUDIO DE FLUJOS CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES PARA DEMANDA PROYECTADA.
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 202
ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES DE LA
SUBESTACION OBRAPÍA.
Chontacruz IV Centenario Hospital Celi Román
2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026
Potencia Total activa enviada 1924,31 2182,35 2429,9 2014,02 2397 2780,64 2409,48 2714,98 3016,77 2075,22 2381,1 2680,63 kW
Potencia Total reactiva enviada 761,57 860,54 964,63 726,34 871,37 1014,57 871,27 986,6 1092,81 828,59 938,13 1061,89 kVAr
Flujo de Potencia Fase A 608,09 687,89 767,32 621,04 738,95 855,19 778,22 874,93 972,47 616,03 548,01 793,17 kW
Flujo de Potencia Fase B 634,94 718,05 801,11 657,75 782,24 905,66 794,5 893,14 992,46 460,65 410,08 592,13 kW
Flujo de Potencia Fase C 635,9 719,53 802,98 656,89 781,45 904,69 785,65 883,26 981,63 574,22 510,68 739,14 kW
Flujo de Potencia Fase A 237,7 268,89 299,01 218,4 258,27 296,55 275,16 308,7 341,88 243,26 191,63 314,65 kVAr
Flujo de Potencia Fase B 248,21 280,78 312,22 231,22 273,35 314,11 281,47 315,83 350,22 179,2 141,15 230,24 kVAr
Flujo de Potencia Fase C 249,84 283 315,27 231,63 274,24 315,29 278,71 312,77 346,48 224,21 176,67 289,05 kVAr
Pérdidas de Energía 5474,7 7035,5 8740,1 9416,2 13364,4 18002 8433 10718,7 13228,5 5753,4 7570,9 9611,6 kWh
Pérdidas de Potencia P 19,11 24,55 30,5 29,52 41,9 56,44 29,88 37,98 46,87 16,72 22 27,93 kW
Pérdidas de Potencia P 0,993 1,125 1,255 1,466 1,748 2,030 1,240 1,399 1,554 0,806 0,924 1,042 %
Pérdidas de Potencia Q 24,07 30,94 38,43 22,74 32,27 43,47 25,57 32,5 40,11 18,79 24,73 31,39 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 3,161 3,595 3,984 3,131 3,703 4,285 2,935 3,294 3,670 2,268 2,636 2,956 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,39 1,57 1,75 1,52 1,81 2,09 1,49 1,68 1,86 1,47 1,26 1,9 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 1,41 1,59 1,77 1,79 2,13 2,46 1,44 1,62 1,8 0,52 0,45 0,67 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 1,65 1,86 2,08 1,74 2,07 2,39 1,41 1,59 1,76 1,33 1,15 1,71 %
Máxima Regulación Fase A 1,41 1,6 1,79 1,55 1,84 2,14 1,51 1,71 1,9 1,49 1,28 1,94 %
Máxima Regulación Fase B 1,43 1,62 1,81 1,82 2,17 2,52 1,46 1,65 1,83 0,53 0,45 0,68 %
Máxima Regulación Fase C 1,67 1,9 2,12 1,77 2,11 2,45 1,43 1,61 1,8 1,34 1,16 1,74 %
Corriente Fase A 81,99 92,76 103,44 82,72 98,37 113,78 103,7 116,57 129,53 83,17 72,9 107,17 A
Corriente Fase B 85,62 96,84 108 87,61 104,15 120,51 105,89 119,03 132,25 62,06 54,45 79,77 A
Corriente Fase C 85,8 97,11 108,36 87,52 104,08 120,43 104,72 117,73 130,81 77,41 67,85 99,68 A
Longitud Total del Circuito 36,2 36,2 36,2 19,47 19,47 19,47 10,13 10,13 10,13 14,07 14,07 14,07 Km
Mayor Longitud 7,78 7,78 7,78 3,79 3,79 3,79 2,26 2,26 2,26 3,19 3,19 3,19 Km
Factor de Potencia 0,9298 0,9303 0,9294 0,9407 0,9398 0,9394 0,9404 0,9399 0,9402 0,9287 0,9304 0,9297 pu
Tabla 16.1: Flujos de potencia con la combinación de soluciones de la demanda proyectada Subestación Obrapía
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 203
ESTUDIO DE FLUJOS DEMANDA PROYECTADA CON LA COMBINACIÓN DE SOLUCIONES DE LA
SUBESTACION OBRAPÍA.
Sur Norte Juan de Salinas
2016 2021 2026 2016 2021 2026 2016 2021 2026
Potencia Total activa enviada 3448,68 4180,5 4907,99 2697,86 3244,11 3794,82 1268,02 1242,36 1217,21 kW
Potencia Total reactiva enviada 1135,36 1374,08 1612,58 972,21 1370,83 1365,41 416,7 407,75 399,31 kVAr
Flujo de Potencia Fase A 1110,83 1342,87 1574,12 795,96 956,14 1115,52 389,83 382,53 374,18 kW
Flujo de Potencia Fase B 1131,68 1367,97 1603,46 868,61 1043,21 1217,57 417,61 409,66 400,76 kW
Flujo de Potencia Fase C 1073,66 1297,81 1520,76 826,55 992,31 1157,39 404,18 396,54 387,91 kW
Flujo de Potencia Fase A 358,38 431,86 504,77 281,43 395,97 391,99 126,34 124,6 121,79 kVAr
Flujo de Potencia Fase B 367,72 443,74 519,2 309,47 435,79 432,18 135,41 133,59 130,66 kVAr
Flujo de Potencia Fase C 348,4 420,2 491,32 293,42 412,63 408,69 131,11 129,24 126,49 kVAr
Pérdidas de Energía 7078,3 10404,9 14351,3 6169,1 9315,1 12225,2 781,2 749,8 719,6 kWh
Pérdidas de Potencia P 44,28 65,1 89,79 32,46 49,01 64,32 6,42 6,16 5,91 kW
Pérdidas de Potencia P 1,284 1,557 1,829 1,203 1,511 1,695 0,506 0,496 0,486 %
Pérdidas de Potencia Q 53,46 78,58 108,38 37,11 56,03 73,51 6,2 5,96 5,71 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 4,709 5,719 6,721 3,817 4,087 5,384 1,488 1,462 1,430 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,9 2,29 2,69 1,7 2,13 2,38 0,67 0,66 0,65 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 2,07 2,51 2,94 2,25 2,85 3,16 0,61 0,6 0,59 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 1,89 2,29 2,68 1,36 1,73 1,91 0,58 0,57 0,55 %
Máxima Regulación Fase A 1,93 2,35 2,76 1,73 2,17 2,44 0,68 0,67 0,65 %
Máxima Regulación Fase B 2,12 2,57 3,03 2,31 2,93 3,26 0,61 0,6 0,59 %
Máxima Regulación Fase C 1,93 2,34 2,75 1,38 1,76 1,94 0,58 0,57 0,56 %
Corriente Fase A 146,56 177,14 207,61 106,08 130,08 148,64 51,44 50,5 49,39 A
Corriente Fase B 149,42 180,6 211,68 115,88 142,14 162,46 55,11 54,09 52,91 A
Corriente Fase C 141,74 171,31 200,72 110,21 135,08 154,3 53,34 52,35 51,21 A
Longitud Total del Circuito 23,15 23,15 23,15 35,98 35,98 35,98 7,38 7,38 7,38 Km
Mayor Longitud 7,03 7,03 7,03 7,5 7,5 7,5 2,21 2,21 2,21 Km
Factor de Potencia 0,9499 0,9500 0,9500 0,9408 0,9211 0,9409 0,9500 0,9501 0,9502 pu
Tabla 16.2: Flujos de potencia con la combinación de soluciones de la demanda proyectada Subestación San Cayetano
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 204
Anexo 17 RESUMEN DE RESULTADOS DEMANDA ACTUAL.
Universidad De Cuenca
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DEMANDA MÁXIMA
CHONTACRUZ IV Centenario Hospital Celi Román
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Potencia Total activa enviada 1780,83 1777,51 1777,51 1380,29 1379,55 1379,55 2390,22 2390,17 2390,16 1850,53 1847,56 1847,56 kW
Potencia Total reactiva enviada 565,73 563,34 563,34 433,67 431,44 431,44 805,45 806,94 806,59 646,69 646,66 646,66 kVAr
Pérdidas de Energía 5996,7 4443,5 4443,5 4049 4291,3 4291,3 9854,2 9842,8 8173,7 4620,4 4426,6 4426,6 kWh
Pérdidas de Potencia P 20,93 15,51 15,51 12,69 13,45 13,45 34,91 34,87 28,96 13,43 12,86 12,86 kW
Pérdidas de Potencia P 1,18 0,87257 0,87257 0,92 0,97496 0,97496 1,46 1,45889 1,21163 0,73 0,69605 0,69605 %
Pérdidas de Potencia Q 26,13 19,54 19,54 9,77 10,36 10,36 25,26 25,24 24,79 14,99 14,46 14,46 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 4,62 3,4686 3,4686 2,25 2,40126 2,40126 3,14 2,8 2,8 2,32 2,23611 2,23611 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,71 1,21 1,21 1,06 1,02 1,02 1,66 1,65 1,46 1,24 1,26 1,26 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 1,66 1,21 1,21 0,9 1,19 1,19 1,61 1,6 1,41 0,52 0,45 0,45 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 1,96 1,41 1,41 1,08 1,16 1,16 1,57 1,57 1,38 1,28 1,15 1,15 %
Máxima Regulación Fase A 1,74 1,22 1,22 1,08 1,03 1,03 1,68 1,68 1,48 1,26 1,28 1,28 %
Máxima Regulación Fase B 1,69 1,23 1,23 0,91 1,21 1,21 1,63 1,63 1,43 0,53 0,45 0,45 %
Máxima Regulación Fase C 2 1,43 1,43 1,09 1,17 1,17 1,6 1,59 1,4 1,19 1,16 1,16 %
Longitud Total del Circuito 41,046 36,2 36,2 11,495 19,47 19,47 10,089 10,13 10,13 15,574 14,07 14,07 Km
Mayor Longitud 7,0196 7,78 7,78 2,79 3,79 3,79 2,26 2,26 2,26 3,19 3,19 3,19 Km
Factor de Potencia 0,953 0,95327 0,95327 0,954 0,95441 0,95441 0,948 0,94746 0,9475 0,944 0,94386 0,94386 pu
Tabla 17.1: Resumen de la los resultados de la Subestación Obrapía
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 206
DEMANDA MÁXIMA
SUR NORTE JUAN DE SALINAS
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Potencia Total activa enviada 3446,84 3447,13 3447,07 2254,53 2251,29 2254,1 1467,42 1466,37 1466,37 kW
Potencia Total reactiva enviada 1115,59 1109,19 1112 33,93 33,87 32,81 449,91 447,59 447,59 kVAr
Pérdidas de Energía 14184,8 12391,80 7044 6278,3 5718,9 3807,8 2659,3 1031,1 1031,1 kWh
Pérdidas de Potencia P 88,74 77,53 44,07 33,03 30,09 20,03 8,12 8,47 8,47 kW
Pérdidas de Potencia P 2,57 2,25 1,28 1,47 1,34 1,3366 0,55 0,57762 0,577617 %
Pérdidas de Potencia Q 66,09 57,89 53,20 26,03 24,07 22,91 7,91 8,19 8,19 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 5,92 5,22 4,78 76,72 71,07 71,066 1,76 1,8298 1,8298 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 3,16 2,82 1,89 1,63 1,56 1,1 0,75 0,77 0,77 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 3,42 3,01 2,06 1,94 1,84 1,35 0,69 0,69 0,69 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 2,93 2,69 1,88 1,27 1,20 0,79 0,61 0,65 0,65 %
Máxima Regulación Fase A 3,26 2,90 1,92 1,66 1,59 1,11 0,76 0,77 0,77 %
Máxima Regulación Fase B 3,55 3,10 2,10 1,98 1,87 1,37 0,69 0,7 0,7 %
Máxima Regulación Fase C 3,01 2,76 1,92 1,28 1,21 0,79 0,61 0,66 0,66 %
Longitud Total del Circuito 27,172 23,15 23,15 34,534 35,98 35,98 6,601 7,38 7,38 Km
Mayor Longitud 7,03 7,03 7,03 7,5 7,50 7,5 2,21 2,21 2,21 Km
Factor de Potencia 0,95 0,95 0,95 0,99989 0,9999 0,9999 0,96 0,95644 0,956437 pu
Tabla 17.2: Resumen de la los resultados de la Subestación San Cayetano
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 207
Anexo 18
RESUMEN DE RESULTADOS DEMANDA PROYECTADA
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 208
Tabla 18.1:Resumen Demanda Proyectada Obrapía
Chontacruz IV
Centenario Hospital Celi Román Chontacruz
IV Centenario
Hospital Celi Román Chontacruz IV
Centenario Hospital Celi Román
2016 2021 2021
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So
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on
es
Potencia Total activa enviada 1921,5
4 1924,3
1 2011,5
7 2014,0
2 2409,2
6 2409,4
8 2078,9
7 2075,2
2 2180,7
8 2182,3
5 2379,7
5 2397 2713,8
6 2714,9
8 2375,7
4 2381,
1 2435,2
1 2429,
9 2783,3
8 2780,6
4 3017,9
9 3016,7
7 2682,1
6 2680,6
3 kW
Potencia Total reactiva enviada 761,51 761,57 729,37 726,34 874,49 871,27 822,81 828,59 857,97 860,54 870,67 871,37 985,71 986,6 941,89
938,13 964,96
964,63
1009,23
1014,57
1096,04
1092,81
1056,54
1061,89
kVAr
Pérdidas de Energía 7346,8 5474,7 8857,3 9416,2 10177,
3 8433 6013,6 5753,4 9449,6 7035,5 12422,
5 13364,
4 12916,
2 10718,
7 7861 7570,
9 11910,
2 8740,
1 16961,
9 18002 15972,
2 13228,
5 10002 9611,6 kWh
Pérdidas de Potencia P 25,64 19,11 27,77 29,52 36,06 29,88 17,47 16,72 32,98 24,55 38,95 41,9 45,76 37,98 22,84 22 41,21 30,5 53,18 56,44 56,59 46,87 29,06 27,93 kW
Pérdidas de Potencia P 1,33 0,99 1,38 1,47 26,09 1,24 0,84 0,81 1,51 1,12 1,64 1,75 1,69 1,40 0,96 0,92 1,69 1,26 1,91 2,03 1,88 1,55 1,08 1,04 %
Pérdidas de Potencia Q 32,01 24,07 21,37 22,74 32,01 25,57 19,51 18,79 41,17 30,94 29,97 32,27 33,11 32,5 25,49 24,73 51,46 38,43 40,93 43,47 40,94 40,11 32,44 31,39 kVA
r
Pérdidas de Potencia Q 4,20 3,16 2,93 3,13 3,66 2,93 2,37 2,27 4,80 3,60 3,44 3,70 3,36 3,29 2,71 2,64 5,33 3,98 4,06 4,28 3,74 3,67 3,07 2,96 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 1,98 1,39 1,59 1,52 1,69 1,49 1,45 1,47 2,24 1,57 1,9 1,81 1,68 1,68 1,66 1,26 2,5 1,75 2,19 2,09 1,87 1,86 1,87 1,9 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 1,91 1,41 1,35 1,79 1,64 1,44 0,61 0,52 2,16 1,59 1,6 2,13 1,62 1,62 0,7 0,45 2,41 1,77 1,86 2,46 1,8 1,8 0,78 0,67 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 2,28 1,65 1,61 1,74 1,61 1,41 1,36 1,33 2,58 1,86 1,92 2,07 1,59 1,59 1,56 1,15 2,87 2,08 2,22 2,39 1,77 1,76 1,76 1,71 %
Máxima Regulación Fase A 2,02 1,41 1,62 1,55 1,72 1,51 1,47 1,49 2,29 1,6 1,93 1,84 1,71 1,71 1,69 1,28 2,56 1,79 2,24 2,14 1,9 1,9 1,91 1,94 %
Máxima Regulación Fase B 1,95 1,43 1,37 1,82 1,67 1,46 0,61 0,53 2,21 1,62 1,63 2,17 1,65 1,65 0,7 0,45 2,47 1,81 1,89 2,52 1,84 1,83 0,79 0,68 %
Máxima Regulación Fase C 2,33 1,67 1,64 1,77 1,64 1,43 1,38 1,34 2,65 1,9 1,96 2,11 1,62 1,61 1,58 1,16 2,96 2,12 2,27 2,45 1,8 1,8 1,79 1,74 %
Longitud Total del Circuito 41,046 36,2 11,495 19,47 10,089 10,13 15,574 14,07 41,046 36,2 11,495 19,47 116,56 10,13 15,574 14,07 41,046 36,2 11,495 19,47 10,089 10,13 15,574 14,07 Km
Mayor Longitud 7,02 7,78 2,78 3,79 2,261 2,26 3,19 3,19 7,02 7,78 2,78 3,79 2,261 2,26 3,19 3,19 7,02 7,78 2,78 3,79 2,261 2,26 3,19 3,19 Km
Factor de Potencia 0,930 0,930 0,940 0,941 0,940 0,940 0,930 0,929 0,931 0,930 0,939 0,940 0,940 0,940 0,930 0,930 0,930 0,929 0,940 0,939 0,940 0,940 0,930 0,930 pu
Universidad De Cuenca
Peña G, Ramirez J Página 209
Tabla 18.2:Resumen Demanda Proyectada San Cayetano.
Sur Norte Juan de Salinas Sur Norte Juan de Salinas Sur Norte Juan de Salinas
2016 2021 2021
Un
idad
es
Esta
do
Act
ual
Co
mb
inac
ión
So
luci
on
es
Esta
do
Act
ual
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Solu
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Solu
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ión
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Co
mb
inac
ión
Solu
cio
ne
s
Esta
do
Act
ual
Co
mb
inac
ión
So
luci
on
es
Potencia Total activa enviada 3449,36 3448,68 2693,41 2697,86 1268,04 1268,02 4179,24 4180,5 3244,11 3244,11 1241,28 1242,36 4912,14 4907,99 3792,77 3794,82 1216,45 1217,21 kW
Potencia Total reactiva enviada 1128,63 1135,36 870,86 972,21 416,78 416,7 1373,99 1374,08 1370,83 1370,83 408,13 407,75 1609,5 1612,58 1362,39 1365,41 398,7 399,31 kVAr
Pérdidas de Energía 14235,8 7078,3 9904,9 6169,1 2010,8 781,2 20944,8 10404,9 9315,1 9315,1 1927,4 749,8 28953,3 14351,3 20124,1 12225,2 1850,2 719,6 kWh
Pérdidas de Potencia P 89,06 44,28 52,11 32,46 6,14 6,42 131,04 65,1 49,01 49,01 5,88 6,16 181,14 89,79 105,87 64,32 5,65 5,91 kW
Pérdidas de Potencia P 2,58 1,28 1,93 1,20 0,48 0,51 3,14 1,56 1,51 1,51 0,47 0,50 3,69 1,83 2,79 1,69 0,46 0,49 %
Pérdidas de Potencia Q 66,33 53,46 41,06 37,11 5,98 6,2 97,59 78,58 56,03 56,03 5,73 5,96 134,9 108,38 83,39 73,51 5,5 5,71 kVAr
Pérdidas de Potencia Q 5,88 4,71 4,71 3,82 1,43 1,49 7,10 5,72 4,09 4,09 1,40 1,46 8,38 6,72 6,12 5,38 1,38 1,43 %
Máxima Caída de Tensión Fase A 3,17 1,9 2,32 1,7 0,66 0,67 3,82 2,29 2,13 2,13 0,64 0,66 4,46 2,69 3,3 2,38 0,63 0,65 %
Máxima Caída de Tensión Fase B 3,44 2,07 2,94 2,25 0,6 0,61 4,15 2,51 2,85 2,85 0,59 0,6 4,84 2,94 4,21 3,16 0,58 0,59 %
Máxima Caída de Tensión Fase C 2,94 1,89 1,93 1,36 0,53 0,58 3,54 2,29 1,73 1,73 0,52 0,57 4,13 2,68 2,75 1,91 0,51 0,55 %
Máxima Regulación Fase A 3,28 1,93 2,37 1,73 0,66 0,68 3,98 2,35 2,17 2,17 0,65 0,67 4,67 2,76 3,41 2,44 0,63 0,65 %
Máxima Regulación Fase B 3,56 2,12 3,03 2,31 0,61 0,61 4,32 2,57 2,93 2,93 0,59 0,6 5,09 3,03 4,4 3,26 0,58 0,59 %
Máxima Regulación Fase C 3,03 1,93 1,96 1,38 0,54 0,58 3,67 2,34 1,76 1,76 0,52 0,57 4,31 2,75 2,83 1,94 0,52 0,56 %
Longitud Total del Circuito 27,172 23,15 34,534 35,98 6,601 7,38 27,172 23,15 35,98 35,98 6,601 7,38 27,172 23,15 34,534 35,98 6,601 7,38 Km
Mayor Longitud 7,03 7,03 7,51 7,5 2,2 2,21 7,03 7,03 7,5 7,5 2,2 2,21 7,03 7,03 7,51 7,5 2,2 2,21 Km
Factor de Potencia 0,950 0,950 0,952 0,941 0,950 0,950 0,950 0,950 0,921 0,921 0,950 0,950 0,950 0,950 0,941 0,941 0,950 0,950 pu
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Anexo 19 TASA DE DESCUENTO DEL BANCO CENTRAL.
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JUNIO 2012 (*)
1. TASAS DE INTERÉS ACTIVAS EFECTIVAS VIGENTES Tasas Referenciales Tasas Máximas
Tasa Activa Efectiva Referencial
para el segmento:
% anual Tasa Activa Efectiva Máxima
para el segmento:
% anual
Productivo Corporativo 8.17 Productivo Corporativo 9.33
Productivo Empresarial 9.53 Productivo Empresarial 10.21
Productivo PYMES 11.20 Productivo PYMES 11.83
Consumo 15.91 Consumo 16.30
Vivienda 10.64 Vivienda 11.33
Microcrédito Acumulación Ampliada 22.44 Microcrédito Acumulación Ampliada
25.50
Microcrédito Acumulación Simple 25.20 Microcrédito Acumulación Simple 27.50
Microcrédito Minorista 28.82 Microcrédito Minorista 30.50
Tabla 19.1: Tasa de descuento Banco Central
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Anexo 20 COSTOS DE INVERSIÓN.
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Costo de la reconfiguración
Costos de inversión Reconfigurando el sistema
Unidades Precio unitario Precio total Mano de obra Total
Seccionador 9 222 1998 12,37 111,33
Abrir seccionador 9 6,37 57,33
Cerrar seccionador 5 6,37 31,85
subtotal 1998 200,51
12% 239,76 24,0612
2237,76 224,5712
Tabla 20.1: Costo de Inversión
Costo del Remplazo de Calibre de Conductores
Costo de inversión cambiando conductores
Unidades nidad Precio Unitario
Ptotal mano de obra total
Conductor 1/0 ACSR m 33,3 1,07 35,631 0,1 3,33
Conductor 2/0 ACSR m 6810,8 1,32 8990,256 0,11 749,188
Conductor 3/0 ACSR m 671,2 1,66 1114,192 0,15 100,68
Conductor 4/0 ACSR m 12177,87 2,06 25086,4122 0,15 1826,6805
Conductor 4/0 5005 m 510,4 2,2 1122,88 0,15 76,56
V/ RET.PREF. ACSR 5005 u 120 0,05 6 --- ---
V/ Armar Prefor. u 12 0,2 2,4 --- ---
Cinta De Armar u 189 0,25 47,25 --- ---
Alambre De Armar u 276 0,15 41,4 --- ---
Conector Ranura u 6 0,1 0,6 --- ---
Subtotal 36447,0212 Subtotal 2756,4385
12% 4373,64254 12% 330,77262
Total 40820,6637 Total 3087,21112
Tabla 20.2: Costo de Inversión