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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
Facultad de Ingeniería Eléctrica
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA ELSISTEMA ELÉCTRICO DE LA CIUDAD DE
IBARRA
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO ELÉCTRICOEN LA ESPECIALIZACION DE SISTEMAS
ELÉCTRICOS DE POTENCIA
LUCIO TARCICIO RIVERA MONTESDEOCA
Quito, Octubre de 1999
DEDICATORIA
A la persona cuyo apoyo incondicional fue fundamental para mi vida, mi madre.
A mi esposa y a mi hija, por todo el amor y el cariño que me han brindado.
A mi padre y a mis hermanos, por todo el amor y el apoyo siempre oportuno.
AGRADECIMIENTO
A Dios, por estar junto a mí todo el tiempo.
A la Escuela Politécnica Nacional, por todas las enseñanzas recibidas a lo largo de micarrera.
A mis hermanos, por el apoyo brindado en mi vida estudiantil.
A todos los Ingenieros Eléctricos de EMELNORTE, en especial al íng. MauricioVázquez, Jefe Departamento de Acometidas y Medidores, por la valiosa ayuda en la
elaboración de este trabajo.
Certifico, que la presente tesis fuedesarrollada en su totalidad por:
Lucio Torcido Rivera Mantesdeoca
ítor PovedaDIRECTOR DE TESIS
ÍNDICE
OBJETIVOS Y ALCANCE 1
1.1. -INTRODUCCIÓN 11.2. - OBJETIVOS Y ALCANCE 2
DIAGNOSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DEDISTRIBUCIÓN DE LA CIUDAD DE IBARRA 5
2.1. -DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE EMELNORTE 52.2. -ANÁLISIS HISTÓRICO DE LAS ESTADÍSTICAS EN EMELNORTE 52.3. - DEFINICIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO 72.4. - RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN 7
2.4.1. -Información requerida para la evaluación actual del Sistema de Distribución. 82.5.-MODELACIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO 9
2.5.1. - Análisis Detallado. 92.5.2.-Análisis Reducido. 102.5.3. - Breve Descripción del programa para análisis de primarios DPA/G™ versión 3. il<4> 10
2.5-3.1. - Modelo de las cargas (Allocatc Loads/41 112.5.3.2.-Análisis Balanceado'41 122.5.3.3.-Análisis por Fase(4) 13
2.6. - ANÁLISIS COMPUTARIZADO DE LA SITUACIÓN ACTUAL 132.6.1. - Características generales de los alimentadores. 132.6.2. - Resultados de la Aplicación del DPA/G a los alimentadores 16
2.7. - CONCLUSIONES DEL DIAGNÓSTICO 182.7. L - Definición de las condiciones de operación normalizadas. 182.7.2. - Conclusiones del Diagnóstico 21
PLANIFICACIÓN DE CORTO PLAZO DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DELA CIUDAD DE IBARRA 23
3.1. -MODIFICACIÓN DE ÁREAS DE INFLUENCIA DE PRIMARIOS Y SUBESTACIONES 23
3.1.1. - Introducción 233.1.2. - Modificación de las áreas de influencia de primarios y subestaciones. 24
3.1.2.1. - Criterios utilizados para !a rcconflguración 243.1.2.2. - Aplicación ai Sistema Eléctrico de Ibarra 25
3.1.3. - Análisis de las condiciones operativas del sistema con el crecimiento de la demanda en elCorto Plazo. 31
3.1.3.1. - Proyección de la demanda del sistema de distribución por secciones 313.1.3.2. - Proyección de la demanda global del Sistema de Distribución 323.1.3.3. - Resultados de la configuración propuesta para los próximos años 33
3.2. - CAMBIO DE CONDUCTORES 343.2.1. -Nivel de Carga Óptimo en Lineas de Distribución*7* 363.2.2. - Cambio de conductores y mejoras en los primarios. 39
3.3. - ANÁLISIS DE PROTECCIONES 423.3. Í. - Principios y Objetivos de la protección de sistemas de distribución -423.3.2. - Coordinación de aparatos de protección1' -Í3
3.3.2.1.-Coordinación fusible-fusible'8» 433.3.3 2. - Coordinación recloser-fusible'8' 453.3.3 3. - Coordinación relé-fusible del lado de cargam 463.3.3.4. - Coordinación breaker-rccloser del iado de la carga'*' 48
3.3.3. - Coordinación de protecciones del alimenlador típico. 503.3.3.1. - Cálculos de corriente de falla 503.3.3.2. - Coordinación de los equipos de protección 50
34 . POSIBLES SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS DETECTADOS 62
ANÁLISIS Y DISCRIMINACIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS 644. l . - INTRODUCCIÓN 644.2. - CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS 64
4.2. J. - Pérdidas dependientes de la carga. 644.2.2. - Pérdidas que son aproximadamente independientes de la carga. 65
4.3. - DIVISIÓN DEL SISTEMA 654.3.1. - Subsistema de Distribución 66
4.4. - ANÁLISIS DE LAS PÉRDIDAS EN IBARRA 724.4.1. - Cálculo de pérdidas en primarios. 72
4.4.1.1. - Metodología utilizada para el cálculo de pérdidas en primarios 724.4.1.2. - Cálculo de pérdidas en las líneas primarias 73
4.4.2. - Cálculo de pérdidas en transformadores. 744.4.2.1. - Metodología para el cálculo de pérdidas en transformadores 744.4.2.2. - Cálculo de pérdidas en los transformadores de distribución 75
4.4.3. - Cálculo de Pérdidas en secundarios en base a maestreo 764.4.3.1. - Metodología utilizada para el cálculo de pérdidas en secundarios, acometidas y medidores 764.4.3.2. - Análisis de pérdidas en los secundarios, acometidas y medidores 79
4.5. - BALANCE DE PÉRDIDAS DE POTENCIA y ENERGÍA 814.5.1. - Estimación de pérdidas no técnicas. 8¡4.5.2. - Balance de energía. 824.5.3. - Balance de Potencia. 82
ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS 845.1. - RESUMEN DE COSTOS Y BENEFICIOS 84
5././. -Introducción. 845.1.2. - Cálculo de costos. 845.1.3. -Cálculo de los beneficios. 85
5.2. - CÁLCULO DE INDICADORES 875.3. - EVALUACIÓN ECONÓMICA.- 88
COMENTARIOS Y CONCLUSIONES 896.1. - CONCLUSIONES GENERALES 896.2. - CONCLUSIONES ESPECÍFICAS 906.3. -RECOMENDACIONES 91
BIBLIOGRAFÍA 93
ANEXOS ~ 96
ANEXO 2A: Diagrama Unifílar del Sistema Eléctrico de Emelnorte
ANEXO 2B: Metodología para el Análisis Balanceado de los Circuitos
ANEXO 2C: Metodología utilizada para el Análisis por Fase de los Circuitos
ANEXO 2D: Flujos de Potencia de la Situación Actual para los Circuitos de Ibarra
realizados con el Programa DPA/G™
ANEXO 3A: Diagrama Unifílar de los Alimentadores Primarios después de la
Reconfiguración de sus Áreas de Influencia.
ANEXO 3B: Flujos de Potencia de la Reconfíguración de los Primarios para el año
2002 realizados con el Programa DPA/G™
ANEXO 3C: Flujos de Potencia del Cambio de Conductores para el año 2002
realizados con el Programa DPA/G™
ANEXO 3D: Metodología Utilizada en el Análisis de Corrientes de Fallas del
DPA/G™
ANEXO 3E: Corrientes de Falla para el Circuito Cir4_Diesel.
ANEXO 4A: Cálculo de Pérdidas en los Transformadores.
ANEXO 4B: Cálculo de Pérdidas en Secundarios Acometidas y Medidores.
ANEXO 4C: Datos del Levantamiento, Flujos de Potencia y Mediciones Realizadas a
al Circuito Secundario Colón de la Muestra.
ANEXO 4D: Gráficos de la Desagregación de las Pérdidas Técnicas y No Técnicas
ANEXO 5A: Presupuesto Referencial de la Construcción de un kilómetro de Línea
Trifásica con Conductor 3/0 AWG tipo ACSR y vanos de 100 metros.
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RJVERA
CAPITULO I
OBJETIVOS Y ALCANCE
1.1. - Introducción.
La planificación de los sistemas eléctricos de distribución en una empresa distribuidora
juega un papel importante en el cumplimiento de los requisitos de calidad de servicio
óptimos y eficientes exigidos por el CONELEC.
El objetivo de la planificación de los sistemas de distribución es asegurar que la demanda
planificada sea satisfecha en términos técnico económicos razonables.
En el pasado, debido a la gran cantidad de información y al dinamismo de los sistemas
de distribución, realizar actividades de ingeniería en esta área era de mucha dificultad.
Con el avance de la tecnología en computación y el desarrollo de programas de análisis
de redes para este campo, la tarea se facilitó en gran medida, a tal punto que si se dispone
de información actualizada, se pueden desarrollar actividades de diagnóstico,
planificación, incluso operación y mantenimiento de los sistemas.
El CONELEC, de acuerdo a la nueva Ley del Sector Eléctrico, condiciona la concesión
al distribuidor con el cumplimiento de requerimientos mínimos de calidad de energía.
Esto conlleva al aprovechamiento óptimo de los recursos y al manejo computarizado de
las redes para un mejor servicio en todas las áreas de la empresa involucradas: atención
al cliente, operación y mantenimiento, diseño, construcción y planificación.
El manejo eficiente y óptimo tanto administrativo como técnico de las redes de
distribución, lleva a la disminución y control de pérdidas técnicas y no técnicas y, de esta
forma, a cumplir la meta de empresa distribuidora eficiente.
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Con la nueva Ley del Sector Eléctrico y por ende la compra de energía en el Mercado
Eléctrico Ocasional, obliga a las empresas distribuidoras a optimizar sus recursos y tratar
de operar en la forma más eficiente posible.
Por último, la planificación del sistema de distribución, empieza en el consumidor. Las
características de la carga del consumidor como tipo, factor de carga, demanda, entre
otras, determinan el sistema de distribución requerido. Con las cargas de los
consumidores se determina el tipo y calibre del circuito secundario, este grupo de
usuarios determina la demanda del transformador que toma energía del primario, el
conjunto de estas demandas fija las características de los primarios y, estos a su vez, del
tipo y capacidad de las subestaciones de distribución que se alimentan a través de las
líneas de subtransmisión. La idea equivocada de que la ubicación y dimensionamiento
óptimo de las subestaciones de distribución empieza en el sistema de subtransmisión,
atenta contra la operación eficiente de las redes.
1.2. - Objetivos y Alcance.
Se plantean como objetivos de la presente tesis los siguientes:
Diagnosticar y evaluar las condiciones de operación actuales del sistema de distribución
de Ibarra con la ayuda de paquetes de computación para análisis de redes.
Con el diagnóstico de la situación actual, realizar un planeamiento a corto plazo del
sistema hasta cumplir la meta del año 2002.
Con los resultados del estudio computarizado discriminar las pérdidas técnicas de las no
técnicas, y realizar una desagregación de las técnicas en sus distintos componentes.
Plantear mejoras en el corto plazo para solucionar los problemas determinados en el
diagnóstico.
-2-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
unRealizar un análisis típico de protecciones del sistema primario tomando para ello
alimentador representativo.
Realizar un análisis económico de las alternativas planteadas para mejorar el sistema
eléctrico de Ibarra.
Los alcances del presente trabajo se resumen a continuación;
Con la información de los primarios proporcionada por el Departamento de Operación y
Mantenimiento de EMELNORTE, y además, con la actualización en parte y verificación
de los mismos, se determinaron las condiciones actuales de operación mediante el
programa para análisis de redes DPA/G™ (Distribution Primary Analysis / Graphics)
versión 3.11 disponible en la Escuela Politécnica Nacional.
Se determinaron del diagnóstico los primarios con operación anormal, y se
reconfíguraron las áreas de influencia de los primarios y subestaciones tomando en
cuenta la inserción de la nueva Subestación de Distribución San Agustín. Se cambiaron
el calibre del conductor en las troncales y ramales principales de los circuitos que aún
con la reconfíguración propuesta presentaron problemas operativos.
Se realizó un análisis de protecciones de sobrecorriente del más típico de los primarios.
Para esto se propone un esquema de protección que permite aumentar la confíabilidad
del sistema de distribución aplicando métodos de protección que permiten identificar de
todas las fallas aquellas que son permanentes y, por otro lado, las que tienen naturaleza
transitoria.
Se realizó la desagregación de las pérdidas técnicas en sus distintos componentes y se
determinó además, el índice de pérdidas no técnicas, todo esto para las dos subestaciones
que comprenden el sistema eléctrico de Ibarra.
-3-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Por último, se acompaña al presente trabajo un análisis económico de la reconfíguración
de los primarios y el cambio de conductores como soluciones para mejorar las
condiciones de operación con la demanda proyectada hasta la meta que es el año 2002.
-4-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA IJV CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
CAPITULO II
DIAGNOSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN DE LA CIUDAD DE IBARRA
2.1. - Descripción del Sistema Eléctrico de EMELNORTE.
El Sistema Eléctrico de la Empresa Eléctrica Regional del Norte EMELNORTE, está
compuesto por dos redes de subtransmisión: la primera con 129.4 km de 69 kV (anexo
2A, Diagrama Unifílar del Sistema Eléctrico de Emelnorte) y la segunda con 72 km de
34.5 kV, ambas reciben energía de la Subestación Ibarra de 138/69/34.5 kV con una
potencia instalada de 63.3 MVA. Cuenta con 8 subestaciones de 69/13.8 kV: El Rosal de
10/12.5 mas 2.5 MVA, Tulcán de 10/12.5 MVA, El Ángel de 2.5 MVA, San Gabriel de
10/12.5 MVA, El Retorno de 10/12.5 MVA, Otavalo de 10/12.5 MVA, Cayambe de
10/12.5 MVA, y el Chota de 5 MVA, las cuales suman una capacidad instalada de 84.5
MVA. Además el Sistema Eléctrico de Emelnorte cuenta con dos subestaciones de
34.5/13.8 kV, Central Diesel en la ciudad de Ibarra (actualmente sin generación propia)
de 12 MVA y Atuntaquí de 5 MVA.
EMELNORTE posee además generación propia, ver Tabla 3.1, y cuenta actualmente con
8 centrales hidráulicas: Ambi con 8 MW, San Miguel de Car con 3 MW, La Playa con
1.3 MW, Atuntaqui con 0.4 MW, Otavalo 2 con 0.4 MW, Cotacachi con 0.44 MW,
Espejo con 0.270 MW, San Gabriel con 0.250 MW. Todas estas centrales suman una
capacidad instalada de 14.06 MW.
2.2. - Análisis Histórico de las Estadísticas en EMELNORTE.
En la tabla 2.2 se muestran los datos históricos de las estadísticas de la empresa en el
período comprendido entre 1993 y 1997. Hasta la presente fecha, en Emelnorte, no se ha
llevado a cabo un estudio que determine con exactitud las pérdidas de energía, peor aún,
desagregarlas en sus dos componentes técnicas y no técnicas.
-5-
PLANEAMIHNTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RJVERA
Con los datos de energía registrada (entendiéndose por energía registrada a la energía
debida a la facturación, consumos propios y alumbrado público) y energía disponible
(energía que se inyecta al sistema de la empresa, descontando ventas, autoconsumos en
las centrales propias y exportaciones a otros sistemas), la Dirección de Planificación de
EMELNORTE con los datos proporcionados por las direcciones Comercial y Técnica
realiza un balance de energía cada año.
NOMBRE
Central AmbiSan Miguel de CarLa PlayaAtuntaquiOtavaloCotacachiEspejoSan Gabriel
POTENCIA
(MW)83
1.30.40.4
0.440.270.25
VOLTAJEGENERACIÓN
(kV)4.164.166.30.40.40.40.40.4
LINEA DE TRANSMISIÓNLongitud
(km.)514635845
Voltaje(kV)34.534.56.313.813.813.813.813.8
S/EDECONEXIÓN
ALP ACHACAEL ROSALLA PLAYA
ATUNTAQUISAN VICENTEATUNTAQUI
EL ÁNGELSAN GABRIEL
Tabla 2.1. - Datos de las Centrales de Generación de E ni el no ríe
ANO
1993
1994
1995
1996
1997
ENERGÍA
DISPONIBLE
[MWh/añoJ
195.456
229.835
236.291
255.169
279.374
ENERGÍA
REGISTRADA
[MWh/año]
168.900
190.045
202.565
219.963
243.950
PERDIDAS
TOTALES
¡MWh/añoi
26.556
39.790
33.726
35.206
35.424
PERDIDAS
TOTALES
!%/13,59
17,31
14,27
13,80
12,68
Tabla 2.2.- Datos Históricos de las Estadísticas en Emelnorte(l)"
Cabe anotar que en los últimos años en la empresa el dato de la energía disponible no es
del todo confiable, debido a que en la central de generación más importante, Central
Ambi, y en casi todas las centrales pequeñas, los instrumentos de medida no gozan de la
* El número entre paréntesis indica la referencia bibliográfica
-6-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
precisión que tenían al momento de su instalación hace aproximadamente cuatro
décadas. Además en cuanto a la energía registrada, el cálculo de la que se consume por
alumbrado público no es exacto debido a que no existe una base de datos actualizada de
las luminarias, y se desconoce el número de aquellas que están funcionando. Estas
circunstancias hacen que el balance de energía obtenido sea muy aproximado.
El porcentaje de la energía propia generada es de alrededor 24% del total de demanda de
EMELNORTE, el resto se provee del SNI, y en determinadas épocas del año del aporte
del SNI y de la interconexión con el sistema eléctrico de Colombia.
2.3. - Definición del Área de Estudio.
El área de estudio objeto de la presente tesis está restringida a la parte urbana y rural del
Cantón Ibarra, servidas por los doce alimentadores de las 2 subestaciones: Central Diesel
y El Retorno.
La S/E El Retomo comprende cinco alimentadores de 13.8 GndY/ 7.9 kV a cuatro hilos,
los circuitos # 1,3,4,5 alimentan la parte Sur y Noroeste de la ciudad con pequeñas
ramificaciones rurales, a diferencia del alimentador # 2, el cual es estrictamente rural y
alimenta las parroquias de La Esperanza y Olmedo al Sur de la ciudad.
La S/E Central Diesel comprende cinco alimentadores de 13.8 GndY/ 7.9 kV que
alimentan la parte Norte y Sureste de Ibarra, el Cantón Urcuquí, y las parroquias rurales
de: Salinas, San Antonio, Pugacho, La Florida. Los dos alimentadores restantes de 6.3
kV en delta alimentan la parte céntrica de la ciudad. Existe otro alimentador de 6.3 kV el
cual debido a su bajo nivel de carga no se ha tomado en cuenta en el presente trabajo.
2.4. - Recopilación de la Información
Debido a que la planificación exige un diagnóstico de las condiciones de operación de la
red de distribución en estado estable como punto de partida para la toma de decisiones a
-7-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
futuro, es necesario disponer de información detallada de todos los subsistemas que
conforman el sistema de distribución para llevar a cabo dicho diagnóstico.
2.4.1. -Información requerida para la evaluación actual del Sistema de Distribución.
La información necesaria para evaluar la red de distribución se resume en:
Características Técnicas e Información de la Carga de cada uno de los alimentadores(2).
1.- Características Técnicas:
Diagrama Unifílar
Topología
Longitud de los conductores
Clase de Conductores
Características de los conductores
Configuración geométrica de las estructuras
Fases por circuito
Rutas de los circuitos
Ubicación de los Transformadores
Ubicación de los generadores
Características Eléctricas de los Transformadores
Ubicación de otros equipos como, condensadores, reguladores de voltaje, etc.
2.- Información de la Carga.
Demanda Horaria de cada alimentador de la subestación.
Demanda medida a consumidores puntuales como: hospitales, universidades,
fábricas, centros comerciales, etc.
Capacidad instalada de todos los transformadores conectados a cada
alimentador.
La topología de la red es necesaria para implementar el modelo de la red primaria.
Además es necesario determinar los parámetros eléctricos de las líneas y los equivalentes
-8-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
a nivel de subestación, los cuales se calculan a partir de estudios en el Sistema de
Subtransmisión.
La información de la demanda (potencia aparente y factor de potencia por fase), además
del voltaje a la salida de los circuitos de la subestación fue medido para cada uno de los
alimentadores mediante un analizador de energía eléctrica para sistemas trifásicos, el
VIP-SYSTEM. Debido a la falta de instrumentos de medida de demanda (las lecturas de
la subestación tomadas cada hora todo el día por el operador son valores instantáneos) se
limitó la medición del alimentador a un período de día y medio por cada uno (se dispone
solamente de un analizador), y en un período de una semana para la salida total en las
barras de bajo voltaje de las dos S/E, todo esto con el fín de tener una información más
exacta de la demanda del alimentador para la base de datos del DPA/G™.
2.5. - Modelación del Sistema Primario.
Existen en la actualidad dos tendencias con el objeto de analizar el comportamiento de la
red primariat3). La primera consiste en una evaluación detallada de la red, y la segunda
emplea un modelo reducido de pocos tramos.
2.5.1. - Análisis Detallado.
El análisis detallado permite un mejor acercamiento para evaluar la operación del
sistema; pero, debido a que esto implica manejar una cantidad muy grande de datos se
sugiere por lo general utilizar paquetes computacionales que simplifiquen la labor. El
análisis detallado consiste en dividir todo el sistema eléctrico de distribución en tramos
denominados secciones. Las secciones se definen como las líneas entre dos puntos de un
alimentador, su número depende de la longitud y complejidad del alimentador y más que
todo del detalle con el que nosotros queremos simular el sistema.
Los criterios a seguir para seccionar el alimentador son(4): un punto de derivación del
circuito, cambio en el tipo y sección del conductor, cambio en el número de fases,
cambio en la configuración geométrica de los conductores, un punto donde puede estar
-9-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
ubicado un equipo (transformador primario, regulador, capacitor, switch, cogeneración o
aparatos de protección), un punto especial de interés como un consumidor especial.
Debido a que este tipo de análisis necesita una amplia variedad de información, se
emplean las denominadas bases de datos. Estas bases de datos contienen toda la
información de nodos, secciones, seccionamientos, transformadores y todos sus
parámetros eléctricos. Las secciones tienen su código propio y los códigos de sus nodos.
El análisis detallado entregará resultados como: flujos de potencia, perfiles de voltaje,
pérdidas eléctricas, cargabilidad de equipos, y otros resultados que luego servirán para el
análisis del comportamiento actual del sistema.
2.5.2.- Análisis Reducido.
La segunda forma de evaluar la red primaria consiste en partir de la topología del
alimentador para desarrollar un modelo reducido de pocos tramos importantes y poder
así apreciar en forma aproximada las condiciones de operación del alimentador. Este
modelo se utiliza si se quiere analizar brevemente las condiciones de operación de un
primario.
Debido a que los objetivos de ésta tesis son el planeamiento de la red en un corto plazo y
además, obtener las pérdidas técnicas en la mejor aproximación posible, se utilizará el
análisis detallado de la red empleando para ello el paquete computacional para análisis
de primarios DPA/GFM (Distribution Primary Análisis/ Graphics) versión 3.11 disponible
en la Escuela Politécnica Nacional.
2.5.3. - Breve Descripción del programa para análisis de primarios DPA/G™
versión 3.11(4).T\A
El DPA/G versión 3.11 es un sistema de ingeniería computarizado diseñado paraTI, jf
estudios de planeamiento, diseño y operación de sistemas de distribución. DPA/G es
un programa realizado para trabajar con Microsoft Windows con todos los datos
-10-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
residiendo en una base de datos relacional y además con todas las ventajas que se pueden
obtener de utilizar este software operativo.
El DPA/G™ empieza la formación de las bases de datos con la división del sistema
eléctrico de distribución en secciones. Estas secciones se identifican con nombres únicos
y se establecen las características eléctricas junto con las de la carga para cada una, cada
sección tiene un registro independiente que permite modificar rápidamente la estructura
del primario. Toda la información del sistema como: subestaciones, alimentadores,
conductores, e información del equipo es ingresada a la base de datos. Los datos son
chequeados para confirmar configuración radial. Las cargas son ubicadas entre las
secciones en proporción a los kVA conectados o a los kWh de consumo, pero no los dos
a la vez. Una vez formada la base de datos, se pueden usar funciones analíticas que
determinen niveles de voltaje, cargabilidad de los conductores, pérdidas de las líneas,
niveles de corriente de falla y desbalance de las fases. Si se quiere analizar sistemas
futuros como resultado de un planeamiento se pueden agregar nuevas líneas, cambiar el
calibre de los conductores o equipo. Se puede dividir carga entre circuitos, determinar la
óptima localización de capacitores, desarrollar análisis a rotor bloqueado y adicionar
cogeneración. Todo esto tiene como sentido lograr representar de la forma más
aproximada posible en forma física y eléctrica un sistema primario de distribución.
T\AEl DPA/G utiliza modelos para simular las líneas de distribución, cargas,
transformadores, reguladores de voltaje, generadores, motores, capacitores y otros
equipos que forman parte del sistema. Una vez modelados todos estos elementos se
procede a realizar ya sea el análisis balanceado o el análisis por fase dependiendo del
sistema en base a metodologías que serán explicadas más adelante.
2.5.3.1. - Modelo de las cargas (Allocate Loads)(4).
La información de las cargas es ingresada y mantenida en las secciones, y puede ser
ingresada utilizando los kVA's conectados en la sección o utilizando el consumo
mensual de energía kWh y los consumidores de la misma. La opción de ubicación de
carga (Allocate Loads) del DPA/G hace uso de la información de la demanda pico del
-U-
PLANEAMIÍÍNTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RJVERA
alimentador (kVA y factor de potencia), incluyendo las cargas puntuales (carga que es
conocida debido a que es una demanda medida y puede ser un consumidor especial por
ejemplo), capacitores y generación propia, la cual está disponible a nivel de subestación.
Allocate Loads calcula la carga a ser distribuida removiendo las cargas puntuales y luego
sumando la contribución de los kVAR's de los capacitores dentro de la demanda pico del
alimentador. El resultado es la carga a un incorrecto factor de potencia. Esta carga es
repartida a cada una de las secciones en proporción a los kVA conectados o a los kWh en
cada sección mediante el siguiente proceso iterativo: en la primera iteración, las pérdidas
son calculadas usando los kVA de las cargas como se calculó previamente (substrayendo
las cargas puntuales y añadiendo cualquier efecto de los capacitores o generadores) y
utilizando un voltaje constante para cada sección, añadiendo las pérdidas y cargas
asignadas a cada sección junto con las cargas puntuales, y luego comparando los kVA's
sumados con los kVA's dados. Si la diferencia entre los kVA's de demanda del
alimentador y la suma de la primera iteración es mayor que el criterio de convergencia,
entonces es necesaria otra iteración. Las cargas distribuidas y los niveles de voltaje en
cada sección son ajustados por interpolación y las pérdidas son recalculadas. Este
proceso es repetido hasta que la diferencia de los kVA's y el voltaje esté dentro del
criterio de convergencia. Entonces el factor de potencia de la carga distribuida es
ajustado y la secuencia completa se repite hasta que el factor de potencia y los kVA
converjan o el límite de iteraciones sea excedido.
2.5.3.2. - Análisis Balanceado'4*.
El Análisis Balanceado calcula pérdidas, caída de voltaje y cargabilidad de los buces,
líneas, equipo, interruptores y aparatos de protección. Asume carga balanceada entre las
fases. En el Análisis Balanceado el voltaje es leído del registro del alimentador. Los
cálculos de pérdidas y la caída de voltaje son desarrollados y los nuevos valores de
voltaje calculados son comparados al nivel de voltaje leído del récord del alimentador. Si
la diferencia entre estos dos valores es menor que el factor de convergencia, entonces el
análisis del alimentador está completo. Si la diferencia es mayor que el factor de
convergencia entonces el programa realiza otra iteración. El valor calculado
recientemente es comparado con el valor de la iteración previa para determinar si el
-12-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
alimentador ha convergido. Este proceso iterativo y las comparaciones se repiten hasta
que el criterio de convergencia ha sido alcanzado o el limite de iteraciones se ha
excedido. La metodología, los criterios de ingeniería y las ecuaciones utilizadas en este
análisis se encuentran en el Anexo 2B (Metodología para el Análisis Balanceado de los
circuitos).
Este tipo de análisis se efectuó para analizar los circuitos No. 1 y 2 de la S/E Diesel a 6.3
kV, los cuales tienen en su mayoría transformadores trifásicos y se puede con buena
aproximación considerar la carga como balanceada.
2.5.3,3. - Análisis por Fase(4>.
Este tipo de análisis se realiza cuando el sistema presenta cierto desbalance, el cual es
típico en sistemas trifásicos a cuatro conductores, tres fases más el neutro corrido y
aterrado desde la subestación por la utilización en su gran mayoría de transformadores
monofásicos. EMELNORTE con los circuitos de 13.8 gnd Y/7.9 kV presenta esta
característica. Este tipo de sistema es utilizado en su mayor parte y diez de los doce
alimentadores de las S/E Diesel y El Retorno utilizan este tipo de configuración.
iEl Análisis por fase calcula pérdidas, caídas de voltaje, cargabilidad de los equipos,
líneas, barras, interruptores y aparatos de protección por fase. El proceso iterativo es
idéntico al Análisis Balanceado, pero el modelo del Análisis por Fase es diferente debido
a que utiliza un modelo de línea de componentes simétricas por fase, como se puede
observar en el Anexo 2C (Metodología utilizada para el Análisis por Fase de los
circuitos) donde se presenta la metodología usada para el cálculo de las condiciones de
operación de los circuitos.
2.6. - Análisis Computerizado de la Situación Actual.
2.6.1. - Características generales de los alimentadores.
Para el análisis de la situación actual de los doce alimentadores de las dos subestaciones
que comprende el Cantón Ibarra, fue necesaria la información detallada de todas las
-13-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
características técnicas que se mencionan en el numeral 2.4.1, los planos de primarios en
detalle fueron proporcionados por la Dirección de Distribución. Para la información de la
carga que maneja cada alimentador se necesitó un equipo que pueda almacenar todos los
parámetros eléctricos durante por lo menos una semana, esto se llevó a cabo a través de
la utilización de un analizador de carga, el cual permitió conocer datos de voltaje,
corriente, potencia activa, potencia reactiva, factor de potencia, energía activa, y energía
reactiva por fase. Estos datos fueron ingresados en el récord de cada alimentador dentro
de la base de datos del DPA/G™ El analizador VIP SYSTEM (marca ELCONTROL)
fue instalado durante una semana para conocer el registro de la demanda de todos los
circuitos en el lado de baja tensión del transformador de la subestación, y para los
registros de datos de cada alimentador se instaló en cada uno durante día y medio por el
período de dos semanas, esto para ambas subestaciones.
Con la configuración de cada alimentador, la ubicación de los transformadores con su
capacidad nominal y la división del circuito en secciones de acuerdo a las reglas
explicadas en 2.5.1 fueron ingresadas las características de cada sección a la base de
datos del DPA/G™. Los datos principales de cada alimentador se resumen en la tabla
2.3. Esta tabla contiene información que corresponde al mes de Marzo del 97. Debido a
que el presente capítulo compete la evaluación del sistema primario en estado normal, es
decir sin tomar en cuenta las transferencias de cargas entre alimentadores como sucede
para esta fecha con la carga del Cir5_Diesel que fue transferida al Cir5_Ret, no se tomará
en cuenta este aspecto en el análisis de la situación actual para fines de planeamiento, por
esta situación, para el cálculo de los flujos de potencia de estos dos circuitos se
ingresaron en el registro del alimentador los datos de demanda del mes de septiembre del
96, que corresponden a la demanda máxima de ese año, antes de ocurrir la mencionada
transferencia.
Debido a que algunos de los alimentadores de las dos subestaciones objeto de análisis
sirven a la parte urbana y rural de la ciudad de Ibarra se modelará a la carga rural como
una carga puntual justo en el comienzo de la prolongación del alimentador hacia la zona
rural. Esta carga se ajustará de la siguiente manera: con base en datos sobre factor de
-14-
PLANEAMIENTO A CORTO PIAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
demanda urbano obtenido de otros alimentadores se ajustará la demanda rural restando el
total de la demanda calculada para la zona urbana, la misma que resultará de la
multiplicación del factor de demanda por la capacidad instalada en la zona urbana. Este
tipo de análisis merece un examen especial antes de ser aplicado, debido a que existen
alimentadores con carga rural considerable en los cuales el modelo de carga rural
arrojaría resultados erróneos.
CIRCUITO
SVBEST.
CIR16_D1ESEL
CIR26_DIESEL
CIR1_DIESEL
CIR2_DIESEL
CIR3_DrESEL
CFR4JMESEL
CIR5_DIESEL
CIR1_RET
CIR2_RET
CIR3_RET
CIR4_RET
CIR5_RET
TENSIÓN
NOMINAL
6.3 kVdelta
6.3 kVdelta
I3.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
I3.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
13.8GndY/7.9kV
DEM. MAX.
MED. (kW)
562
547
613.2
2288
1248
2269
1192.9
991
803.3
1942
1277
3052
CAP. INST.
(kVA)
2660
884
2080
4640
2347.5
9125
3665
2505
2016
5442.5
2330
4305
LONG.TOT.
CIR.(km.)
3.9
3.25
2.94
24.7
22.8
94.55
17.3
15.6
24.7
20.8
11.5
21.1
ZONA
SERVICIO
Urb. Res. Com.
Urb. Res. Com
Urb. Res. Com.
Urb. y Rural Res.
Urb. y Rural Res.
Urb. y Rural Res.
Urb. y Rural Res.
Urb. Ind.
Rural Res.
Urb. Res.
Urb y Rural Res
Urb. y Rural Res.
Tabla 2.3.- Datos de los alimentadores Diesel y Retorno
Como se requiere que el análisis por fase y balanceado de los circuitos sea a la hora pico,
se necesitan los valores de demanda de los consumidores puntuales a determinada hora.
Los catastros de estos consumidores no señalan hora precisa de la demanda máxima que
facturan, pero, de acuerdo a datos de los analizadores de carga instalados en buen
porcentaje de estos usuarios por la sección de Consumidores Especiales de la empresa, se
puede determinar la demanda a la hora pico del alimentador en porcentaje de la demanda
facturada, así por ejemplo, las Pioncólas contribuyen con más o menos el 100%.
-15-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
2.6.2. - Resultados de la Aplicación del DPA/G a los alimentadores.
Debido a la conexión delta de 6.3kV y por lo tanto, al predominio de transformadores
trifásicos, los circuitos Cirl6_Diesel y Cir26_Diesel tienen un desbalance despreciable,
por esta razón se realizó un análisis balanceado solamente para estos dos circuitos. Al
contrario, los circuitos con voltajes de 13.8 GndY/7.9 kV, en los cuales el desbalance es
normal debido al predominio de cargas monofásicas que existen en sistemas de este tipo,
se realizó un análisis por fase. En la tabla 2.4 se resumen los resultados más importantes
de las corridas de flujos tales como: máximas caídas de tensión, cargabilidad máxima de
las secciones y pérdidas totales. En el anexo 2D (Resultados de los Flujos de Potencia
para los Circuitos de Ibarra realizados con el programa DPA/G™) se muestran por fase
en forma completa los datos de: características de la sección, comente y potencia a
través de la sección, corriente y potencia en la sección, caídas de voltaje parciales y
totales, pérdidas activas y reactivas, y al final de los resultados de cada circuito un
resumen que presenta el programa.
El conocimiento del área de servicio de cada uno de los alimentadores, permite tomar la
decisión de aplicar o no el modelo de carga rural expuesto en el numeral 2.6.1. Como se
había mencionado anteriormente algunos alimentadores que sirven al área urbana y rural,
deben tener un tratamiento especial antes de aplicar el modelo, y debe hacerse una
excepción cuando la contribución de carga rural es significativamente grande como para
considerarla carga puntual al término de la zona urbana del alimentador, este es el caso
de los circuitos: Cir2_Diesel, Cir3_Diesel, Cir4_Diesel, Cir5_Diesel y Cir4_Ret. En el
único alimentador donde se aplicó el modelo es el Cir5_Ret que evidencia claramente
derivaciones rurales de poca contribución, debido al bajo factor de utilización en la hora
pico que presenta las cargas rurales de este alimentador.
-16-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA I.A CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
CIRCUITO
Cirio Diesel
Cir26 Diesel
Cirl Diesel
Cir2 Diesel
Cir3 Diesel
Cir4 Diesel
Cir5 IJiescl
Cirl Rct
Cir2 Ret
Cir3 Ret
Cir4 Ret
Cir5 Ret
DEM. MAX
kW
545.1
530.6
613.2
2288
1248
2269
1158
991
775.8
1942
1277
1440
kVAR
136
129
238
518
286
524
290
281
238
562
327
420
CARG. PUNT.
kW
183.9
128.7
78.9
333.6
408
171.2
228.3
507.9
0
77.9
11.4
207.3
kVAR
86.2
88.4
38.3
177.9
196.8
81.6
136.1
237.2
0
36
5.5
100.2
F.U.*
C/°)21.1
61.8
29.5
49.3
53.2
24.8
32.5
39.5
40.2
35.7
54.8
34.8
MAX. CAÍDA TENSIÓN
Sección
Bol Sucre
Oviedo End
Previsora
Mercado
Previsora
Emapa Last
Emapa Last
Carretero
Pioncólas
Floricolas
HosterNata
Chachimbiro
Hidalgo Hidal
Chachimbiro
Agipgas
Agipgas
Agipgas
Emapa02
EjidoTransB
Emapa02
Reda La Chim
OlmedoOl
HcdaLaChim
TrovaC02
Roca2
Trova2
Teodoro Cancha
Teodoro2
Alpargate 12
Gu/man7
GuzmanCl
Yuracruz 1 2
Fase*
*
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
NIVEL
92.89
92.88
94.77
94.75
94.79
89.86
88.53
90.48
93.26
92.9
91.63
81.9
84.77
88.89
93.38
93.97
93.5
95.64
95.28
96.19
88.85
92.43
94.68
91.06
92.99
92.29
95.14
96.39
92.68
94.04
91.25
92.77
(%)
2.14
2.12
0.23
0.27
0.23
5.47
6.47
4.52
1.74
2.1
3.37
13.1
10.23
6.11
1.62
1.63
1.5
1.36
1.72
0.81
8.15
4.57
2.32
5.94
4.01
4.01
1.86
0.61
4.32
2.96
5.75
4.23
CARCA MAX.
Sección
Emelnorte
Narv Leq
AjavíOl
AjavíOl
Ajavi
Red Ajaví
Parque_Ejk
Red Ajavi
Salida
Salida
Salida
SalidaDie
SalidaDie
SalidaDie
TrovaOl
Troya
Troya
Saa
Subsend
Saa
Esperanza
Sal21 Ret
Sal21 Ret
Ata Hem
Ata Hem
Ata Hem
Rctom Cen
Retom Cen
Retom Cen
Atahuall
Atahual 1
Atahuall
Cap. (%)
30.3
29.5
16.36
17.51
14.5
Total
45.55
48.78
42.53
Total
20.36
20.82
20.52
Total
63.35
58.85
49.98
Total
23.57
25.23
20.08
Total
16.17
1928
13.52
Total
27.91
19.43
11.57
Total
102.9
80 13
83.09
Total
26.97
8.94
31.78
Total2408
32.61
28.34
Total
PERDIDAS
KW
9.50
9.40
0.39
0.46
0.34
1.19
23.30
30.00
21.30
7460
3.82
4.44
6.68
14.94
45.10
48.39
21.22
114.7
3.35
2.53
2.46
8.34
2.81
4.87
2.07
9.75
14.91
9.34
2.62
26.87
32.54
21.08
21.24
74.86
10.16
1.12
14.74
26.029.06
2391
17.08
50.05
KVAR
4.10
4.30
0.23
0.26
0.20
069
14.31
17.77
12.78
44.86
3.24
3.79
5.66
12.69
30.04
33.35
13.92
77.31
2.24
1.65
1.63
5.52
2.89
4.92
2.12
9.93
7.60
4.73
1.33
13.66
22.89
1490
14.95
52.74
8.41
0.92
11.82
21.15
6.99
16.82
12.12
35.93
El factor de utilización se refiere a la capacidad total instalada incluyendo consumidores especiales
Tabla 2.4.- Resumen de los Flujos de Potencia para los Primarios de Ibarra
-17-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
2.7. - Conclusiones del Diagnóstico.
2.7.1. - Definición de las condiciones de operación normalizadas.
Carga Máxima de las líneas.
De acuerdo a la Dirección de Distribución de EMELNORTE, las condiciones normales
de operación se definen como aquellas en las que el alimentador primario tiene su
configuración regular, sin transferencias de carga. En estas condiciones la carga máxima
permitida es de hasta el 75 % del límite térmico de cables y conductores. En cambio en
condiciones de emergencia, debido a mantenimientos programados y sobrecargas, se
aceptan las transferencias de carga de hasta el 100% del límite térmico en el alimentador
que recibe la transferencia.
Niveles de voltaje
Debido específicamente a razones de tipo económico, es imposible mantener el voltaje
en el valor nominal de todos los aparatos eléctricos; pero, para cualquier valor de voltaje
existen rangos de variación permitidos dentro de los cuales es satisfactoria la operación
de los alimentadores primarios. De acuerdo a la Comisión Mixta EEI-NEMA se divide al
rango de variación en tres zonas de operación: favorable, tolerable y extrema(5).
Zona Favorable. -
Esta zona cubre un rango que incluye la tensión nominal de funcionamiento de la red, y
se le acepta normalmente para los equipos. Los sistemas deben ser diseñados de modo
que la mayoría de los voltajes de operación estén dentro de esta zona. Si es el voltaje
nominal de 120 voltios, entonces el rango está comprendido entre 125 y 110 voltios.
Si se considera que la caída de voltaje promedio en la distribución interior de las
edificaciones es de 3 voltios, entonces es necesario tener un voltaje de operación igual o
mayor a 113 voltios en los terminales de la acometida y medidor del último abonado,
teniendo un rango de 12 voltios para la caída de tensión en los diferentes componentes
del sistema de distribución primario y secundario.
-18-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Zona Tolerable'.-
Incluye voltajes de operación ligeramente mayores o menores que la zona favorable, por
lo que los equipos trabajan todavía satisfactoriamente. La operación de esta zona debe
estar limitada tanto en tiempo como en número de abonados.
Zona Extrema.-
Normalmente se la considera como un 2% y 3% por sobre o por debajo de la zona
tolerable. La operación en esta zona debe ser temporal, por lo que se la hace únicamente
en períodos de emergencia.
A todas estas zonas hay que añadir la "zona prohibida ", que está comprendida sobre y
bajo la zona extrema, en la cual no debe funcionar el sistema de distribución pues se
corre el riesgo del deterioro completo o parcial de los equipos conectados a él. En
resumen la tabla 2.4 indica los rangos de variación para distintos voltajes nominales.
VOLTAJE
NOMINAL
(voltios)
120
120/240
120/208
240
ZONA
FAVORABLE
110-125
110/220-125/250
114/197-125/217
210-240
ZONA
TOLERABLE
107-127
107/214-127/254
111/193-127/220
200-250
ZONA EXTREMA
103-131
103/209-131/260
107/190-131/225
190-260
Tabla 2.5. - Zonas de Voltaje de operación según la comisión mixta EEI-NEMA
De acuerdo a la REA( (Rural Electrification Administration), los niveles de voltaje son
aceptables cuando el voltaje de suministro en cualquier parte del sistema es adecuado
para el equipo, electrodomésticos y lámparas de los consumidores. Esto es, el voltaje no
es ni demasiado alto ni demasiado bajo. Considerando los niveles de voltaje de una línea
de distribución en una base de referencia de 120 voltios, el diseño de las redes de
distribución rurales deben tener niveles de voltaje cuyo rango varíe entre 127 y 107
-19-
PLANEAMIENTO A CORTO PLA/,0 PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
voltios. La generalidad de equipo eléctrico, lámparas y electrodomésticos trabaja
adecuadamente dentro de este rango. Por facilidad en el manejo y diseño, cada elemento
del sistema deberá tener caídas de voltaje máximas como sigue:
1. La línea primaria desde la barra de salida de la subestación hasta el primario del
transformador de distribución, 8 voltios de caída (7% aproximadamente).
2. El transformador de distribución (devanados primario y secundario) y los
conductores de la acometida hasta el medidor, 6 voltios de caída (5%
aproximadamente).
3. Desde el medidor hasta el punto de utilización, 3 voltios de caída (2.5%
aproximadamente).
Todos los elementos en el sistema deberán ser seleccionados para mantener el voltaje
dentro de este límite de 17 voltios. Otros 3 voltios deberán ser añadidos a esta caída para
tomar en cuenta el ancho de banda del regulador de voltaje en la subestación. Todo esto
totaliza una caída de voltaje total de 20 voltios.
Para redes de distribución de tipo residencial, según las Normas de la EEQ, la máxima
caída de tensión en el punto más alejado del alimentador primario, expresada en
porcentaje del valor de la tensión fase tierra, deberá tener los siguientes límites:
TIPOCONSUMIDOR
A
B
C
D
E
CAÍDAADMISIBLE(%)
2.0
3.5
3.5
3.5
6.0
Tabla 2.6. - Límites de caída de tensión según E.E.Q.S.A.
-20-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBAKRA LUCIO RIVERA
2.7.2. - Conclusiones del Diagnóstico.
En Emelnorte, se ha trabajado con las normas de la REA las cuales especifican niveles de
voltaje cuya zona deberá estar limitada entre 107 y 127 en una base de 120 voltios.
Debido a que el voltaje a nivel de barra de subestación en la hora pico por la caída de
voltaje en las líneas de Subtransmisión no es del 100% (97 y 95% en la S/E Retorno y
Diesel con voltaje nominal de 13.8 kV respectivamente) y debido a que no existe
regulación de voltaje (LTC's ó Reguladores de voltaje), no se puede llegar al máximo de
voltaje que considera la norma REA para la salida de los circuitos primarios desde el bus
de la S/E, sino, a un valor que en el mejor de los casos es de 116 voltios, el cual es el
límite inferior por caída de voltaje en el primario. Por esta razón el voltaje que desde
años atrás se ha normalizado en EMELNORTE es de 13.2GRDY/7.6 kV, lo que significa
una caída de voltaje máxima en el primario de 7% para llegar al límite de 116 voltios de
caída de voltaje que especifica la norma de la REA en el primario.
Niveles de voltaje
Observando la tabla 2.4, vemos que de los doce circuitos analizados nueve presentan
niveles de voltaje menores al 93% y son: Cirl6_Diesel, Cir26_Diesel, Cir2 Diesel,
Cir3_Diesel fases B y C, Cir4_Diesel, Cir2_Ret fases A y B, Cir3_Ret fases A y C,
Cir4_Ret fase C, y Cir5_Ret fases B y C. De todos los circuitos, Cir2_Diesel y
Cir4_Diesel son los que presentan mayor caída de voltaje y, por lo tanto, mayores
pérdidas en las líneas, debido a su considerable longitud. Además son los que al
momento manejan más carga. El circuito Cir2_Ret, tiene por su baja carga niveles de
voltaje un poco mayores a íos encontrados en los dos circuitos anteriores, a pesar de su
amplia longitud.
En los circuitos donde existe desbalance y tienen niveles bajos de voltaje en dos o una de
las fases, es posible corregir el problema solamente balanceando la carga en las fases,
este es el caso de los circuitos: Cir2_Ret, Cir4-Ret y Cir5_Ret.
Carga Máxima de las líneas
-21-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
El único alimentador que presenta cargas máximas superiores al 75 % es el circuito
CirS^Ret (102.9, 80.13 y 83.09% en las fases A, B y C respectivamente), el cual tiene en
la sección Ata_Hern y en las dos posteriores a ésta un conductor de calibre # 8AWG de
cobre a 1.5 km. aproximadamente de la S/E. Este problema se debe al mal
dimensionamiento del conductor en estas secciones. Como por lo general si el circuito
está bien diseñado, las máximas cargabilidades se presentan en las troncales al inicio del
alimentador y en el caso de este circuito tenemos valores de 42, 36 y 33% en las fases A,
B y C respectivamente, podemos decir que no existe problema de cargabilidad en los
alimentadores por la baja concentración de carga y por el número de alimentadores que
tiene la ciudad de Ibarra.
Pérdidas en las líneas
En cuanto a las pérdidas en las líneas del total de los 12 alimentadores los que presentan
un elevado nivel de pérdidas de potencia resistivas son; Cir2_Diesel (74.6 kW),
Cir4_Diesel (114.7 kW), Cir3_Ret (74.9 kW) y Cir5_Ret (50.5 kW).
Por último, en el caso de la Subestación El Retorno, los problemas de operación se deben
principalmente a la ubicación de la misma que no está situada en el centro de gravedad
de la carga, sino en el límite del área de influencia de la subestación.
-22-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
CAPITULO III
PLANIFICACIÓN DE CORTO PLAZO DEL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN DE LA CIUDAD DE IBARRA
3.1. - Modificación de áreas de influencia de primarios y subestaciones.
3.1.1. - Introducción.
Con el diagnóstico de la situación actual, discutida en el capítulo anterior, se puede
observar que algunos alimentadores presentan condiciones de operación no satisfactorias,
especialmente los que alimentan la carga rural. Una de las acciones que a bajo costo
permite mejorar las condiciones de operación es la modificación de áreas de influencia
de primarios y subestaciones. Para lo cual es necesario modificar la estructura topológica
de los alimentadores realizando maniobras en los interruptores de los circuitos.
En primera instancia para la reconfíguración se consideró solamente dos subestaciones,
Diesel y Retorno; pero, para el tercer trimestre de 1999, se espera que la Subestación San
Agustín de 10/12.5 MVA, 67/13.8 kV entre en operación al sistema eléctrico de Ibarra.
El ingreso de ésta subestación al sistema de la ciudad de Ibarra mejora notablemente las
condiciones de operación simplificando todas las posibles soluciones a los problemas
que se vayan presentando por el incremento de carga para años futuros. A esto se añade
la construcción de un nuevo alimentador de la S/E El Chota, el cual entró en operación el
segundo semestre de 1998 y tomó buena parte de la carga del circuito Cir4_Diesel.
El presente análisis toma en cuenta estos particulares para la modificación de áreas de
influencia de los primarios y subestaciones partiendo del hecho que la subestación nueva
está operando y se establecerán las áreas de influencia de acuerdo a los criterios
mencionados en el numeral 3.1.2.1, por tratarse de la planificación de corto plazo.
-23-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
3.1.2. - Modificación de las áreas de influencia de primarios y subestaciones.
Las áreas de influencia de primarios y subestaciones se definen como los sectores
geográficos hasta donde extiende el servicio la subestación o el primario considerado,
incluyendo los límites de los secundarios.
3.1.2.1. - Criterios utilizados para la reconfiguración.
Previo a la reconfíguración, hay que dividir geográficamente al área considerada en el
planeamiento en cuadrículas que por lo general son de 1 km2, y establecer en ellas
densidades de carga por unidad de superficie. Los criterios utilizados se analizan a
continuación.
7. - Ubicación de las subestaciones.
La ubicación real de la subestación deberá ser lo más cerca posible del centro de
gravedad de la misma El centro de gravedad, se define como el punto en el cual los
momentos eléctricos son iguales para todas las cargas en el área considerada, y sus
coordenadas vienen expresadas de la siguiente manera:
^(Demanda, *Xt)
CGV =Demanda Total c -, .Ec3.1
^. . T;CGv = ~
Demanda Total
Donde:
CGX = Centro de Gravedad de la carga en el eje X
CGY = Centro de Gravedad de la carga en el eje Y
X f , Y¡, Distancias en el eje X y en el eje Y de las cargas.
Demandat, Demanda de la cuadrícula i
Idealmente, la estructura de una subestación y de la distribución de sus áreas de servicio
sería con carga homogénea, con la subestación en el centro de gravedad de la carga y con
-24-
PIANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
áreas que irradien desde la subestación1 \l como se indica en la figura 3.1. En la
práctica, las distintas densidades de carga hacen que el centro de gravedad no coincida
con el centro geométrico del área y que estas no sean iguales.
Z - Límites del área de servicio.-
Los límites del área de servicio(3) deberán ser seleccionados en términos de accidentes
geográficos claros que no den lugar a dudas, en la operación de hasta donde llega un
primario, empleando para ello calles, avenidas, quebradas, etc.
Figura 3.1. Configuración ideal de áreas de servicio de primarios y subestaciones,
con diferentes densidades de carga
3. - Demanda ideal de cada subestación,
Se deberá procurar que la demanda que maneje cada subestación esté en proporción con
la demanda total en base a los kVA de capacidad nominal que maneje cada una. Estará
dada por la siguiente fórmula:
Demanda de la subestacióni - Capacidad nominaliDemanda Total
Capacidad TotalEc. 3.2
3.1.2.2. - Aplicación al Sistema Eléctrico de Ibarra.
En la figura 3.2A y 3.2B se muestra geográficamente la densidad de carga actual y
proyectada respectivamente del sistema eléctrico de Ibarra dividido en cuadrículas de 1
km2. Se muestran también los aportes de carga de cada circuito en las diversas
cuadrículas.
-25-
D D
776
0 0 0
0 0219
S/E
RETORNO
0 19.5
3.4
4 r<
1 r
1 1 .6
• 39.10
rr: 4
13 45.4 0 0
219
59 46 105.1
:.í 35 58 0 0
0 0 46 46 454
454
105 ^ 80 193 0 0
0 0 15 ¡8 33 172
401
573
178
159
1002 1 i1
113
799
799
215
43 258
735
798
325
578
1345
399
399
^ 0 33
199
254
214
253
168
1092 W
546
531
289
1366 172
172
0 0 lf>!
161
187
0 0 (i 0 0f^
S/E
^^ DIESEL
4*^^
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64 184
248
159
159
0 142
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379
379
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0 0 74 74 1444
1444
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1 í 156
369 0 0
0 0 22 29 51 442
692
1134
292
1017
271
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201
1258
1258
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69 773
1631
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1147
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•
2806
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725
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395
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198
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317
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307
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n la
ciu
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barr
a
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Considerando que la ubicación de las subestaciones está dada, incluso de la subestación
nueva, la modificación de las áreas de influencia de los primarios y subestaciones se
realizará de modo que cada una maneje la demanda que le corresponde de acuerdo a su
capacidad instalada y tratando al mismo tiempo que el centro de gravedad coincida con
la ubicación actual de cada una.
En la tabla 3.1 se muestra la demanda que idealmente manejarían las subestaciones de
acuerdo al criterio de repartirla en proporción a la capacidad instalada. En la misma tabla
en cambio, se encuentra la demanda real que maneja cada subestación, su ubicación y la
posición del centro de gravedad. La carga planificada es la carga que se plantea como
definitiva, pero, debido al segundo criterio de reubicación mencionado anteriormente, se
debe reconfígurar nuevamente para llegar por último a la carga real de la tabla.
Capacidad Instalada [MW]
Carga Ideal [MW]
Carga Planificada. [MW]
Carga Real [MW]
Coord. Ubicación
Coord. Centro de Gravedad
Sfá DIESEL
12
5.25
5.85
5.92
(D.3,6.9)
(D. 5,6.6)
S/ESAN
AGUSTÍN
10
4.38
4.55
3.56
(D.8,4.9)
(C.0,4.8)
Sfó
RETORNO
10
4.38
3.62
4.37
(C.2,1.3)
(D. 8,2.6)
TOTAL
32
14.0
14.0
13.9
Tabla 3.1. - Carga por Subestación luego de la Reconfiguración.
Con la reconfíguración propuesta, los centros de gravedad de las S/E Central Diesel y
San Agustín se encuentran próximos a las ubicaciones de las mismas (distancia
aproximada de 0.5 km.), el cual era uno de nuestros objetivos, en cambio, la S/E El
Retorno cuya carga se aproxima a la ideal, está totalmente alejada de su centro de
gravedad (aproximadamente 2 km.)? y esto se debe a que encontrándose en los límites
del área de influencia del sistema, tal como se indica en la figura 3.2, la ausencia de
carga en el extremo sur de la ciudad hace que la posición del centro de gravedad sea más
al norte.
-28-
PI.ANEAMIKNTO A CORTO PI.A/X) PARA LA CIUDAD DE IRARRA LUCIO RIVERA
En la realidad los límites entre subestaciones no son cuadrículas perfectas como se indica
en la figura 3.2, más bien sus áreas de influencia son de forma irregular, y las cuadrículas
colindantes contienen a parte de la carga de la subestación una fracción de la carga de la
subestación vecina, es por eso que la suma de las cargas de cada cuadrícula no expresa el
verdadero valor asignado a cada subestación. En el anexo 3A se puede observar
geográficamente las áreas de influencia de cada subestación y sus respectivos primarios
antes y después de la reconfíguración del sistema que se propone.
Í07 730
1 2 3 4\S \ 7 8
• centro de gravedad
• ubicación actual
luí S/E Retorno
,. ' . ' ; S/E Central Diesel
S/E San Agustín
Figura 3.2.- Reconfíguración de los primarios con la incorporación de la S/E San
Agustín
Luego de la reconfíguración, se realiza un balance de la carga en cada circuito para
favorecer las condiciones operativas del sistema, las mismas que se indican en la tabla
3.2.
-29-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Comparando los resultados de la tabla 2.3, que indica el diagnóstico de la condición
inicial del sistema con los resultados mostrados en la tabla 3.2, se puede ver claramente
que las condiciones operativas de los alimentadores han mejorado en su mayoría.
También se observa que los primarios colindantes con el área de servicio de la nueva
S/E, esto es los circuitos: Cirl_Diesel, Cir2_Diesel, Cir3_Ret, Cir5_Ret, mejoraron sus
condiciones operativas. Los circuitos que tuvieron que tomar más carga para que la
subestación respectiva maneje los kVA considerados como ideales de acuerdo al tercer
criterio de reconfíguración mencionado, estos son: Cirl_Ret y CirSJDiesel, mantienen
todavía niveles de voltaje inferiores al 93%. El Cir4_Diesel mejoró notablemente debido
a que la S/E El Chota toma aproximadamente 1000 kW de su carga. También se puede
observar que a pesar del balance de carga efectuado en todos los alimentadores, el
circuito Cir2_Ret mantiene niveles de voltaje inferiores al 93%. Los circuitos de la S/E
San Agustín debido a su corta longitud no presentan deficiencias operativas.
S/E
Diesel
Retorno
San Agustín
CIRCUITO
Cirio DieselCir26 DieselCirl DieselCir2 DieselCir3 Diese!Cir4 DieselCir5 DieselCirl RetCir2 RetCir3 RetCir4 RetCir5 RetCirl_AguCir2_AguCir3_AguC¡r4_AguCir5_Agu
DEMMAX545.1
530.6461
594
116212121419
1324775.87011345
2224608465133901349
MAX. CAÍDA TENSIÓN
SecciónBol_SucreOviedo EndRiva_Trans2TroyaC02HosternataSan Blas02AgipgasCenapiaHcda La ChimEmapa02Uc2Ata LeoroAta8SalJTeoHospMercadoImparmo
NIVEL94.9194.9968396.6993.7
93.6392.8891.7991.0796.1194.3798.1699.7499.3499.6
99.7198.22
(%)2.092.1
0.170.313.33.372.125.215.930.892.631.84
0.260.660.4
0.291.78
CARGA MAX,Sección
EmelnorteNarv_LeqAjaviRed AjaviSalidaSalidaDieTroyaEjidoOlSal21 RetAtalRetorn CenRet NazP
PistallMistralCif Vil!Acó JarTerminalOl
(%)29.6728.8912.8
10.3620.3829.8729.7829.4619.61
14.8324.7610.158.9215.9614.0710.7229.12
PERDIDASKW9.099.010.60
0.8114.31
10.1213.4641.79
24.0
5.4823.442.520.713.391.340.7611.41
KVAR3.97
4.150.34
0.55
12.165.968.84
29.3312.24.2119.091.84
0.553.091.140.719.38
Tabla 3.2. - Resumen de las condiciones operativas de los primarios del Sistema de
Distribución de Ibarra con la reconfíguración propuesta.
-30-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Las pérdidas eléctricas resistivas en las líneas primarias debido a la reconfíguración, a la
inserción de la nueva S/E y al balance de los circuitos son de 172 kW que representan el
1.24 % de la demanda total que sirve al momento la subestación, frente al 2.8 % (420
kW de pérdidas) que tiene el sistema con la demanda de 1997.
3.1.3. - Análisis de las condiciones operativas del sistema con el crecimiento de la
demanda en el Corto Plazo.
Realizada la reconfíguración de los primarios, es necesario conocer si el sistema
proveerá energía en condiciones de operación aceptables. Una manera de averiguarlo es
observar año a año las condiciones de operación proyectando la demanda y evaluando el
sistema en estas condiciones. En caso de existir problemas se deberá tomar medidas para
superarlos.
3.1.3.1. - Proyección de la demanda del sistema de distribución por secciones.
El estudio de la evolución de la demanda se la realizó de año en año hasta completar la
meta del 2002.
Con los datos actuales de demanda por sección de cada alimentador que provienen de los
resultados de las corridas de flujos, se proyecta la demanda hasta el año meta del 2002
con tasas de crecimiento diferenciadas para cada sección. El desarrollo urbano por
microáreas(3) se asemeja al desarrollo por sección utilizado en esta tesis el cual mantiene
una tendencia en forma de "S", con un desarrollo inicial lento, que adquiere mayor
rapidez cuando la promoción del sector está en plenitud y finalmente entra en una etapa
de saturación hasta llegar al final de su evolución. Entonces, para asignar valores a las
tasas de crecimiento de las secciones hay que considerar la tendencia que presentan al
momento, la cual se asigna en base al conocimiento de todos los sectores que sirven los
primarios. Cabe notar que estos valores se los podrá asignar en forma más exacta si se
conoce con precisión la etapa evolutiva en la que se encuentran.
-31-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Luego de realizar la proyección para cada una de las secciones, se consolidará la
demanda total a los diversos años de control para compararla con la demanda proyectada
a nivel global y así eliminar discrepancias realizando ajustes a la proyección por
secciones para concordar entre las dos.
3.1.3.2. - Proyección de la demanda global del Sistema de Distribución.
Para esta parte, se utilizará el método perspectivo-estadísticot3), el cual basa la previsión
de la demanda futura únicamente en lo que ocurrió en el pasado reflejado en series
estadísticas conservadas como referencia en las empresas eléctricas.
Para proyectar la demanda total a nivel sistema, se utilizarán regresiones y
extrapolaciones, las cuales consideran como una variable al tiempo y determinan la
demanda futura extrapolando la tendencia que se observó en el pasado(3).
Con los datos históricos de energía disponible a nivel de subestación Diesel y Retorno
proporcionada por la Dirección de Generación y Subtransmisión de la empresa , ver
Tabla 3.3, se proyecta la misma hasta el año 2002.
AÑO
19921993
19941995
199619971998
ENERGÍADISPONIBLE
(GWh)51.61754.894
56.71659.54567.48574.13582.851
DEMANDA
(MW)10.90
11.5911.9712.5714.25
15.6517.49
Tabla 3.3. - Datos de Históricos de Energía Disponible de la ciudad de Ibarra
Para encontrar el valor de demanda se utiliza el factor de carga el cual se asume
constante en todo el período de estudio e igual al valor que presenta en 1997 de 0.5407.
El factor de carga se define como la relación entre la demanda promedio y la demanda
máxima, tal como indica la ecuación 3.3.
-32-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
factor de cargaDemanda Media _ (Energía disponible/período) _
Demanda Máxima Demanda Máxima
El período de estudio se considera de un año ó 8760 horas.
Para la extrapolación, después de analizar regresiones lineales y exponenciales, se llegó a
la siguiente función cuadrática que tiene el mejor coeficiente de regresión R .
* y2Energía Disponible = 52.3018 - 0.7897 * X + 0.7381 * X Ec. 3.4
Donde: X es el año de estudio que para fines de cálculo se consideró como primero a
1992. Con los datos de la energía disponible (GWh) calculada con la ecuación 3.4 se
encuentra el valor de demanda para todos los años de estudio mediante la ecuación 3.3.
Los resultados de esta parte se encuentran en la tabla 3.4 (Proyección de la Demanda
Global para la Ciudad de Ibarra).
AÑO
1999
2000
20012002
ENERGÍADISPONIBLE
(GWh)93.223104.981
118.215132.925
DEMANDA
(MW)19.6822.1624.9628.06
Tabla 3.4. Proyección de la Demanda Global para la Ciudad de Ibarra
3.1.3.3. - Resultados de la configuración propuesta para los próximos años.
Con las tasas de crecimiento definidas y la estimación de la demanda para todos los años
de estudio, el siguiente paso es evaluar las condiciones operativas del sistema, para lo
cual es necesario correr los flujos de potencia de año en año para cada primario y
observar las deficiencias operativas que puedan presentarse. Los resultados de esta parte
se muestran en la tabla 3.5, y en el anexo 3B se indican los resultados de los flujos de
-33-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA IA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
potencia corridos con el DPA/G™ para el año meta del 2002. En la tabla 3.5 se puede
ver que los circuitos: Cirl_Ret y Cir5_Diesel cuya estructura fiíe modificada en la
reconfíguración no cumplen el mínimo de voltaje establecido (93% del voltaje nominal),
además, los circuitos Cir2_Ret y Cir3_Diesel que no modificaron sus estructuras tienen
el mismo problema.
En general, no existen problemas de cargabilidad en los primarios pues todos manejan
corrientes que están por debajo del límite térmico establecido.
Las pérdidas en kW aumentan año a año de acuerdo al cuadrado de la demanda, así
mismo, el porcentaje de pérdidas con respecto a la demanda en kW también aumenta
desde el 1.36% en 1998 hasta el 2.06% en el 2002.
3.2. - Cambio de conductores.
Con la inserción en el sistema de la nueva Subestación, casi todos los problemas debidos
a deficiencias en las condiciones de operación han sido superados. Para los circuitos que
presentan problemas al momento y para el año horizonte, se deberán tomar medidas de
corrección con el fin de abastecer la demanda proyectada para cada uno. El cambio de
conductores en los circuitos primarios con problemas, nos permitirá cumplir con lo dicho
anteriormente.
Para seleccionar el calibre adecuado para un circuito primario, se deberá realizar un
balance entre el nivel de carga óptimo y al mismo tiempo procurar que el calibre
seleccionado de esta forma cumpla con los límites de operación establecidos. El nivel de
carga óptimo, será solamente de un porcentaje del límite térmico y permitirá mantener al
circuito con pérdidas eléctricas mínimas. Esto se deberá conseguir en lo posible para
todos los años de estudio.
-34-
<m
AÑ
O
1998
1999
2000
2001
2002
Car
acte
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[kW
]
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]
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Pérd
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|kW
]
S/£
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C/fl
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94.6
7
32.9
8
1135 678
94.3
9
3685
14.1
8
757
94
07
41 1
6
17.7
9
846
93.7
6
46.0
5
22.3
7
947
9331
51.5
9
2822
C1R
26 608
94.6
3305 11
8
696
94.2
4
37.9
15.5
4
798
93.8
2
43
55
20
56
918
9333
50.1
7
27.3
5
1058
92.7
5
5795
36.5
6
CIR
1 523
96.8
1
14.5
7
0.78 59
3
96.7
9
16.6 1
674
96.7
6
18.9
3
1.3
768
96.7
2
21.6 1.7
875
96.6
8
24
67
2.2
CIR
2 640
96.6
4
12.4
7
1.2
705
96.5
9
13.7
8
1.47
778
96.5
3
15.2
5
1.8
859
96.4
7
1677
2.23 952
96.3
9
18.8
1
2.79
CIR
3
1316
93.3
6
23 1
1
18.6
2
1493
92.9
7
25.4
7
24.4
3
1700
92.5
2
29.9
4
32.2
8
1941 92
34.2
2
43.2
6
2223
91.3
9
39.2
2
58.3
2
CIR
4
1293
93.8
1
33.8
8
11.8
4
1379
93.6
2
36.1
7
13.3
7
1471
93.4
1
3863
15.1
3
1571
93.1
9
41.3
17.1
5
1679 93
44.1
9
19.4
6
CIR
5
1563
92.6
2
33.1
6
16.8
6
1772
92.3
3
36.9
8
21
2
1985
91.9
9
41.3
3
26.7
7
2229
9161
46.2
8
33.%
2506
91.1
6
51.9
1
43.2
7
S/E
RE
TO
RN
OC
1K1
1408
90.3
8
33.3
7
49.9
3
1506 90
354
56.3
5
1613
89.5
9
37.5
9
63.7
3
1727
89.1
5
39.9
5
72.2
1
1852
88.6
8
42.4
9
81.9
9
CIR
2 860
91.4
7
24.2
8
28.4
3
949
90.9
9
26.9
3
34
3
1050
90.3
7
29.9
2
41.6
1163
89.6
6
33.2
9
50.5
1289
88.8
5
37.1
2
61.5
4
CIR
3 821
95.8
17.5
6
7.76 982
95.5
6
20.6
3
11.3
1208
9522
25.6
7
17.4
1533
94.7
3
3294
28.6
6
2014
93.8
6
43.7
2
50.8
5
CIR
4
1484
94.6
27.5
9
28.3
2
1638
94.0
6
30.5
34.6
1807
93.7
7
32.4
7
42.3
3
1997
93.4
4
37.3
3
51.8
5
2206
93.0
8
41.3
3
63.5
6
CIR
5 246
98.2
3
12.1
3
3.01 27
3
98.0
3
13.3
7
374
302
97.8
1475
4.66 335
97.5
7
16.2
8
5.81 37
3
97.2
6
17.9
8
7.23
S/E
SA
N
AG
UST
ÍNC
IRl 506
9972
10.0
8
08
5
557
99.6
7
11.0
5
1.04 612
99.6
3
12.1
2
1.25 673
99
6
1331 1.52 740
99.5
5
14.5
9
1.83
CIR
2 936
99.3
2
1742
39
9
1036
99.2
5
192
4.87
1148
99.1
8
21 1
8
594
1272
99.0
9
23
37
7.27
1411 99
25.8
1
891
CIR
3 579
99
55
15.8
9
1.7
654
99.4
9
17.9
4
2.18 737
99.4
2
20.2
7
2.77 832
99
35
22.9
3.53 94
0
99.2
6
25
89
45
1
CIR
4 771
99
36
20
86
3.53 857
99.3
8
22.9
6
43
7
973
99.2
25.2
7
5.4
1065
9911
28
05
6.7
1187 99
31 3
5
8.31
CIR
5
1772
97.8
8
38.4
9
1767
1972
97.6
9
41.8
21 3
1
2207
97.4
3
45
46
25.8
4
2490
97.1
3
49.5
2
31.5
3
2834
9678
54
03
38.7
6
Tab
la 3
.5.
Res
umen
de
las
cond
icio
nes
oper
ativ
as c
on e
l cre
cim
ient
o de
la d
eman
da
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
3.2.1. - Nivel de Carga Óptimo en Líneas de Distribución17'.
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.
Para esto, se determina el Costo Operativo Anual por km. de alimentador tomando en
cuenta los costos de: inversión, operación y mantenimiento, pérdidas de potencia y
pérdidas de energía, esto es:
Canual = Ct * L + Cpo + Cen Ec. 3.5
donde:
Canual
L
aCpo
Cen
Costo Operativo Anual de la línea ($)
Longitud de la línea (km.)
Costo Total de la línea ($/km.)
Costo por pérdidas de potencia ($)
Costo por pérdidas de energía ($).
El Costo Total de la Línea, es el equivalente anual de la inversión realizada para la
construcción, operación y mantenimiento de la línea y viene expresada por la siguiente
fórmula:
C/ =Td
i + Com*Ci Ec. 3.6
donde:
O
Com
Td
Costo de inversión de la línea ($/km.)
Costo de operación y mantenimiento, representado como un porcentaje de
la inversión de la línea
Tasa de descuento
-36-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
n número de años.
Los costos de Pérdidas de Potencia y Energía vienen dados por:
3*/2 * R * LCpo = * Cd ($/año)
1000 7 ., ..Ec. 3.73*I2*R*L*T*fper „ _ ,., , .—— ££— * Cen ($/ano)
1000
donde:
/ Corriente de carga
R Resistencia del conductor en (ÍÍ/km.)
T Período considerado (1 año = 8760 horas)
Fper Factor de Pérdidas
Cd Costo de la demanda ($/kW/año)
Cen Costo de la energía ($/kWh).
Entonces, el Costo Operativo Anual, puede expresarce de la siguiente forma:
3* / 2 * /?* / - I * / 2 * D * / * ' rCanual = Ct*L + -- " L * Cpo + * * * L l * Cen ($/año)
1000 1000 y
\*R*L*T*I2 ($/año)y\ L J uooo*r
Ec. 3.8
Simplificada la ecuación 3.8 tenemos:
Canual = Ccond * L * T + Ceq * R * L * T * /' Ec. 3.9
donde:
Ccond Costo equivalente del conductor
Ceq Costo equivalente de pérdidas
-37-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Dividiendo Ec. 3.9 para la corriente, se obtiene el costo anual por amperio transmitido:
„ CMnual Ccond * L*T n * r> * , * T * ,Ca = —— ~ — — + Cea * R* L*T*I
I IEc. 3.10
Para encontrar el valor de corriente óptima de operación, se resuelve la ecuación de la
derivada parcial de Ca con respecto a la corriente igualada a cero, esto es, el valor de I
que minimiza el costo por amperio transmitido:
dCa___di
Ccond * L*T * » * f * * R* L*T = Ec.3.11
cuya solución es:
' Ccond
Ceq*REc. 3.12
Entonces, el valor de corriente expresado por Ec. 3.12 expresa el óptimo de conducción
para el cual las pérdidas eléctricas en la línea son mínimas. La estrategia operativa sería
hacer que las líneas trabajen cerca de este valor.
La aplicación de éstas ecuaciones se resumen en los resultados de la tabla 3.6.
DATOSConductor ACSR (7 hilos)Resistencia (ohms/km)Limite Térmico (A)Costo de Inversión de la Linea (US$/km)Costo Anual de la Línea (US$/km)Corriente Óptima (A)Carga Óptima (kVA)Porcentaje respecto del Límite Térmico
CALIBRE2
0.8343130
117101687.940.7
971.031%
1/00.5243
175133301921.454,7
1306.931%
2/00.416235
146802116.0
64.51539.627%
3/00.33240
164902376.9
76.71832.132%
Tabla 3.6. -Cálculo del nivel óptimo de carga para circuitos primarios a 13.8 kV
-38-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Para el cálculo del nivel óptimo de carga para todos los tipos de conductores utilizados
en Emelnorte, fueron utilizados los costos de potencia y energía de estudios realizados
por la Olade al respecto, los cuales representan una condición más apegada a la realidad,
estos valores son: 250 US$/kW/año y 0.06 $/kWh para las pérdidas de potencia y energía
respectivamente. El factor de pérdidas se asume de las mediciones tomadas en los
primarios un valor promedio de 0.3, se asume además, una tasa de descuento del 12%,
vida útil de 30 años y por último un porcentaje de 2% de la inversión de la línea para
costos de operación y mantenimiento.
3.2.2. - Cambio de conductores y mejoras en los primarios.
Los circuitos que tienen deficiencias en las condiciones operativas son: Cirl^Ret,
Cir2_Ret, Cir3_Diesel, Cir5_Diesel.
Los resultados del cambio de conductores para estos circuitos se muestran en la tabla 3.7.
Estos fueron simulados con el programa DPA/G™ mediante la opción de cambios
temporales, "What If', para luego con la selección del conductor definitivo cambiar la
base de datos a permanente. En la tabla 3.6 se indican los valores de voltaje, cargabilidad
y pérdidas para las dos condiciones, antes y después del cambio de conductor en cada
circuito, esto para el año 1998 y para el año 2002. Los flujos de potencia del cambio de
conductores para el año 2002 se indican en el anexo 3C.
La selección del conductor se ha realizado tratando de cumplir en lo posible con los dos
requerimientos mencionados anteriormente; pero, primero se verificaron los límites en
cuanto a niveles de voltaje, para luego chequear al mismo tiempo que la cargabilidad de
la troncal y de las derivaciones principales esté alrededor del nivel óptimo calculado en
el numeral anterior. A continuación se detalla cada uno de los cambios realizados en los
primarios mencionados anteriormente.
-39-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
SIN
CAMBIO
CON
CAMBIO
ANO
1998
2002
1998
2002
CIRCUITO
Cirl RetCir2_RetC¡r3 DieselCir5_DieseiCirl RetCir2_RetCir3 DieselCir5_DieselCirl RetCir2_RetCir3_DieselCÍr5_DÍeselCirl_RetCir2_RetC¡r3 DieselCir5_DíeseI
DEM. MAX.(kW)1408860
1316156318521289
222325061408860
13161563
18521289
22232506
MIN. VOLT.
(%)90.3891.47
93.3692.6288.6888.8591.3991.16
93.893.74
94.6193.4992.8592.4
92.9492.6
CARG.MAX.
(% Lint Térm.)33.3724.2823.1133.16
42.4937.12
39.2251.9123.7414.3424.1925.7431.6521.7440.5940.03
PERDIDAS
(kW)49.9328.4318.6216.86
81.9961.54
58.3243.2729.5213.54
16.8510.3349.0528.6552.8626.69
%Dent3.553.31
1.411.084.434.77
2.621.73
2.101.57
1.280.66
2.652.22
2.381.07
Tabla 3.7. Resultados del cambio de conductores
El Cirl^Ret, al tomar carga del antes Cir2_DieseI, desmejoró notablemente las
condiciones de operación siendo su mínimo nivel de voltaje de 88.68% para el 2002.
Con el cambio de conductor de #2 a #3/0 ACSR en aproximadamente 6.3 km. de la
troncal desde la sección EJIDO hasta la sección CEMEN_SAN y de # 2 a 1/0 ACSR en
1.7 km. desde la sección VIAJTANGUARINOl hasta la sección PLAZA, el voltaje
ahora es de 92.85%. Para el mismo año, la cargabilidad máxima de la troncal, 31.6% del
límite térmico para el conductor 3/OACSR, está cerca de su nivel óptimo de 32%. Las
pérdidas de potencia resistivas se reducen notablemente de 4.43% a 2.65% en 2002
respecto de la demanda máxima.
El circuito Cir2_Ret tiene un mínimo voltaje para el 2002 de 88.85%. Para mejorar esto
fue necesario cambiar el calibre de la troncal de conductor #2 a # 3/0 ACSR en
aproximadamente 9.2 km. desde la salida de la subestación hasta la sección
RINCONADA y desde la sección HCDA EL CUNRO hasta la sección OLMEDO de #2
a # 1/0 ACSR en 11.7 km., con lo cual el voltaje mejoró a 92.4%. La cargabilidad
máxima de la troncal de 21.74% está por debajo del nivel óptimo de 32%, en esta parte,
-40-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
los límites de voltaje obligan a utilizar un conductor de calibre mayor. Si solamente fuera
el caso de lograr que la línea trabaje dentro de su nivel óptimo, no sería necesario un
calibre como el #3/0; pero, los límites de voltaje imperan la necesidad y se escoge este
calibre como el mas opcionado a pesar de no cumplir exactamente con el criterio de
carga óptimo mencionado anteriormente. Las pérdidas de potencia resistivas bajaron para
el 2002 al 2.22% del 4.77% esperado sin el cambio de conductor, esto, respecto de la
demanda máxima del alimentador.
A diferencia de los dos anteriores, en el circuito Cir3_Diesel, fue necesario cambiar la
línea de monofásica a trifásica y equilibrar la carga conectada con las dos fases añadidas,
esto en la parte final del alimentador, desde la sección ABELARDO hasta la sección
HOSTERNATA en aproximadamente 3.4 km. de línea. Con estos cambios se logró
mejorar el voltaje desde un valor de 91.4% a 92.9% para el año 2002. La máxima
cargabilidad de la línea es 40.59% del límite térmico, este valor sobrepasa el valor de
carga óptimo de 27% para el conductor ACSR #2/0 de la troncal; pero, solamente una
pequeña porción de la troncal, 0.6 km. desde la salida del circuito hasta la sección
VIC_GUZMAN, presentan cargabilidades de esta magnitud. De esta sección en adelante
la cargabilidad se mantiene en el rango de 32.5 a 23% en aproximadamente 4.6 km. de
línea. Por lo tanto, la acción tomada para mejorar la regulación de voltaje es suficiente
para cumplir también con las condiciones de cargabilidad del circuito. Las pérdidas de
potencia resistivas bajaron de 2.62% a 2.38% en el año 2002.
Por último, para regular el voltaje a valores adecuados en todas las secciones del circuito
Cir5_Diesel, fue necesario primeramente, cambiar de monofásica a trifásica la línea que
sirve a las poblaciones de Yuracruz y Yuyucocha, esto se hizo en aproximadamente 3
km. desde la sección YURACRUZ1 hasta la sección YURACRUZ12. Este cambio sin
embargo, solamente mejoró el voltaje en la derivación que va desde la UTN hasta
Yuyucocha, quedando voltajes menores al 93% en las secciones que forman la
derivación final del alimentador que va desde la Panamericana Norte hasta AGIPGAS.
Para solucionar estos problemas fue necesario cambiar el calibre de la troncal y de la
derivación mencionada en el siguiente detalle: 2 km. de conductor 3/0 ACSR desde la
-41-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
sección TROYA hasta la sección PANANORTE en la troncal y desde ésta hasta la
sección PRIORATO01 en la derivación. Con respecto a la cargabiíidad, si bien el valor
de 40.03% del límite térmico está fuera del nivel óptimo de 32% para el calibre 3/0
ACSR que se cambió en la troncal, solamente se presenta en 0.45 km. del alimentador,
quedando los 2 km. del resto de la troncal con un valor de 27%. Las pérdidas de potencia
resistivas bajaron del 1.73% al 1.07%
3.3. - Análisis de protecciones.
Debido a la similitud que existe en la mayoría de los alimentadores del sistema, se
tratará con detalle el análisis de protecciones de sobrecorriente de un solo alimentador
con la topología de la reconfíguración recomendada en el análisis realizado en la primera
parte de este capitulo, considerando que no existe transferencia de carga de
alimentadores dentro del sistema.
3.3.1. - Principios y Objetivos de la protección de sistemas de distribución.
Los objetivos principales de un sistema de protección de sobrecorriente son las mismas
para todas las áreas de protección del sistema de distribución18': prevenir daños al equipo
y a los circuitos, prevenir accidentes para las personas y personal de empresa, y mantener
un alto nivel de servicio previniendo interrupciones de potencia cuando sea posible y
minimizar los efectos cuando estas ocurren.
Cualquier esquema de protección de sobrecorriente, ya sea para un sistema de
distribución completo o para un segmento de línea, deberá primeramente basarse en los
siguientes principios:
• Deberá darse a todas las fallas oportunidad para ser temporales, debido a que un alto
porcentaje de fallas así lo son.
• Interrupción de servicio definitivo, deberá darse solamente en caso de falla
permanente.
-42-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
• La más pequeña porción de línea deberá ser aislada del servicio como resultado de
una interrupción definitiva.
3.3.2. - Coordinación de aparatos de protección'8'.
El proceso de seleccionar aparatos de protección de sobrecorriente con determinados
ajustes de las curvas tiempo-corriente y su arreglo apropiado en serie a lo largo del
circuito, de manera de despejar fallas de las líneas y aparatos de acuerdo a una secuencia
de operaciones es conocido como coordinación.
Para realizar un estudio de coordinación de protecciones, es necesario conocer los
siguientes datos y características del sistema:
• Diagrama unifllar del sistema; longitudes de línea, cargas importantes,
configuración del sistema.
• Información de la fuente: corrientes disponibles de falla máximas y mínimas,
impedancias de secuencia positiva y cero.
• Información del sistema, corrientes de falla máxima y mínima a lo largo del
alimentador, corrientes pico y aparatos de protección existentes.
Se discutirá en las siguientes secciones la coordinación de los equipos de protección
utilizados en la aplicación al alimentador típico considerado para esta parte.
3.3.2.1. - Coordinación fusible-fusible'81.
La selección de un valor de fusible deberá ser de acuerdo a los siguientes criterios:
deberá ser capaz de conducir la corriente expandida de carga, al mismo tiempo deberá
ser selectivo con otro aparato en serie. Además deberá tener un alcance adecuado dentro
de su zona de protección en una duración predeterminada de tiempo.
-43-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Las curvas tiempo-corriente de un fusible están representadas por dos curvas: la curva de
quemado mínimo y la curva de despeje máximo tal como se muestra en la figura 3.4. La
curva de quemado mínimo de un fusible representa el mínimo tiempo, y por lo tanto, es
el gráfico del mínimo tiempo versus la corriente requerida para quemar el fusible. La
curva de despeje máximo representa el tiempo total, y por lo tanto, es el gráfico del
tiempo máximo versus la corriente requerida para quemar el fusible y extinguir el arco
mas la tolerancia de fábrica.
caiga
íbsible fósil*protegido protector
tiempo
Risible BCojv* di despeje
máximo
Ftefclt ACorva di quemado
comente
Figura 3.3. - Coordinación de fusibles en serie utilizando curvas de corriente
La coordinación entre dos fusibles conectados en serie se puede llevar a cabo de dos
maneras:
1. - Utilizando curvas de corriente
2. - Utilizando tablas de coordinación preparada por los fabricantes
En el primer método, la coordinación de los fusibles se logra comparando la curva
tiempo-corriente total del "fusible protector", es decir, del fusible B (figura 3.3), con la
curva de daño del "fusible protegido", es decir, el fusible A, la curva de daño es la curva
de quemado mínimo reducida a un 75%. Aquí se necesita que el tiempo de despeje total
-44-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
del fusible protector no exceda el 75% de la curva del fusible protegido. El 25% de
margen ha sido seleccionado para tomar en cuenta algunas de las variables de operación
tales como: precarga, temperatura ambiente y quemado parcial debido a corrientes de
falla de corta duración.
El segundo método de coordinación fusible-fusible, utiliza tablas de coordinación
desarrolladas por fabricantes de fusibles. Estas tablas proporcionan la máxima corriente
de falla para la cual se consigue fusibles selectivos con éxito. Utilizan el método descrito
anteriormente.
3.3.3.2. - Coordinación recloser-fusible"0
Coordinación máxima recloser-fusible se obtiene generalmente ajustando el primero para
dos operaciones rápidas seguidas de dos operaciones temporizadas. El fusible no será
selectivo si todas las operaciones son temporizadas o por el contrario todas son rápidas.
Todas las operaciones temporizadas permiten la operación del fusible en la primera
sobrecorriente, por el contrario, todas las operaciones rápidas no dan tiempo para que el
fusible pueda despejar la falla.
Las dos reglas siguientes gobiernan la utilización de los fusibles como aparatos de
protección en el lado de la carga de los reclosers.
1. Para todos los valores de corriente de falla en el fusible, el tiempo de quemado
mínimo no debe ser inferior al tiempo de despeje rápido del recloser
incrementado por un factor de multiplicación. El factor de multiplicación provee
un margen de seguridad entre la curva de quemado mínimo del fusible y la curva
de operación rápida del recloser para prevenir la fatiga del primero. Los factores
de multiplicación se encuentran tabulados en los catálogos de los fabricantes y
están en función del intervalo de recierre entre las operaciones del recloser.
2. Para todos los valores de corriente de falla en la sección protegida por el fusible,
el tiempo máximo de despeje del fusible deberá ser menor que el tiempo de
-45-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
despeje del recloser cuando este está programado con secuencia de operación
temporizada. Si las curvas son muy estrechas el recloser puede operar al mismo
tiempo que el fusible.
La primera regla establece la corriente de coordinación máxima, mientras que la segunda
establece la corriente de coordinación mínima. La corriente máxima se obtiene de la
intersección entre la curva de quemado mínimo y la curva rápida del recloser
multiplicado por el factor de multiplicación, en cambio, la comente mínima se obtiene
de la intersección entre las curvas de despeje de ambos elementos. En la figura 3.4 se
puede observar claramente estos dos límites.
tiempo, i
MCT{ fusile
b limite diF corriente (máxima)
a lírmlc, , <k comtat* (mímma)
wcloseí•*corva C
temporizada
veclosercorva A* 1.35rápida
cozxitntt
Figura 3.4. - Coordinación gráfica recloser-fusible
3.3.3.3. - Coordinación relé-fusible del lado de carga(8>.
La coordinación de estos dos dispositivos ocurre normalmente encontrándose el breaker
dentro de la subestación. En base a la curva tiempo-corriente del relé del breaker,
podemos realizar la coordinación observando las siguientes consideraciones:
-46-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
De acuerdo a la figura 3.5, si el ramal BC es muy importante, se debe utilizar un recloser
o bien tratar de hacer el siguiente arreglo:
tiempo S/E taeaker
frt
comente
Figura 3.5. - Coordinación relé-fusible del lado de la carga
Con la operación alternada del instantáneo (1 disparo instantáneo 2 disparos
temporizados) para cualquier falla en ese ramal, el primer disparo lo hace el relé, a través
del recierre, el breaker vuelve a cerrar y si la falla persiste, se fundirá el fusible.
La ventaja de este tipo de operación es que el 85% de las fallas pueden ser eliminadas en
el primer disparo, es muy probable que por medio del recierre del breaker quede todo
normalizado y no sea necesario reponer el fusible, en cambio, la desventaja es que se
afecta al mayor número de consumidores por falla en un ramal en el caso de que ésta sea
transitoria y, por lo tanto, no es conveniente sensibilizar la operación por instantáneo en
el relé para todos los ramales con fusibles.
La otra consideración es aumentar la operación por instantáneo o bloquearlo. Entonces,
para fallas entre B y C se fundirá el fusible sin afectar todo el circuito.
-47-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE [BARRA LUCIO RIVERA
Los tiempos de coordinación entre los dos dispositivos se tratarán de fijarlos entre 0.3 y
0.4 segundos.
3.3.3.4. - Coordinación breaker-recloser del lado de la carga(8).
La coordinación de estos dispositivos ocurre en un circuito donde el breaker actúa como
respaldo normalmente dentro de la subestación tal como se indica en la figura 3.7.
En el estudio de coordinación es necesario notar lo siguiente:
a) Un breaker abre y despeja la falla varios ciclos después que su relé de
sobrecorriente opera.
b) El tiempo de reposición del relé del interruptor es extremadamente largo y si la
corriente de falla se reaplica antes de que el relé se reponga completamente, éste
avanza nuevamente hacia el punto de cierre desde la posición de recierre
incompleta.
Para aclarar estos conceptos se analiza el siguiente ejemplo:
Ajuste del recloser. Secuencia de operación 2A 2C, intervalo de recierre de 2 segundos,
tiempo de despeje para curva A de 0.035 seg. y para curva C de 0.3 segundos.
Ajuste del relé: Tiempo de operación del relé de 0.6 seg. y 30 segundos para reponerse
totalmente.
S/E bwaJter ncloset
ánade respaldodulbueaJtet
Fig. 3.6. - Diagrama esquemático del breaker y el recloser
-48-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Al producirse una falla actúa el recloser en la curva A y el breaker del interruptor inicia
su carrera durante 0.035 seg., es decir, avanza en por ciento su carrera total:
0.6
A continuación el recloser abre para liberar la falla durante 2 segundos y el relé del
breaker se repone.
— * 100 = 6.7%30
lo cual quiere decir que hay una reposición completa en las dos operaciones de
secuencia.
Cuando el recloser percibe la falla ahora en la curva C, el relé del breaker avanza
03
0.6
y se repone durante los dos segundos de despeje.
~* 100 = 6.7%30
es decir, que en este momento tiene un avance neto del:
50 -6.7% = 43.3%
Al percibir nuevamente la falla con curva C del recloser, tiene un nuevo avance del 50%,
a partir de este punto, 50 ± 43.4 % = 93.3%.
En este momento el relé opera definitivamente por falla permanente impidiendo que el
breaker opere primero, es decir, que la curva característica acumulativa del recloser no se
cruza con la curva del breaker, y por lo tanto, hay posibilidad de coordinación.
Lo anterior podría considerarse real pero en la práctica no debe excederse el 90% en
vista de que el movimiento de los reclosers no es siempre el adecuado.
También hay que considerar que para que exista verdadera coordinación la distancia
mínima entre ellos deberá ser de por lo menos 3 km., o bien eliminar una operación lenta
-49-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
del recloser. Es conveniente dejar también un tiempo de 0.3 a 0.4 seg. entre la curva
acumulativa del recloser y la curva del relé.
3.3.3. - Coordinación de protecciones del alimentador típico.
3.3.3.1. - Cálculos de corriente de falla.
Los cálculos de corriente de falla para el alimentador Cir4_Diesel se realizaron
utilizando la herramienta de análisis de fallas, "Fault Analysis", misma que se encuentraTKA
dentro del programa DPA/G . La metodología utilizada por el programa se encuentra
en el Anexo 3D. Los resultados que arroja el programa son: máxima corriente de falla
trifásica, bifásica y monofásica, mínima corriente de falla monofásica, impedancia de
secuencia positiva y cero acumulada, esto para cada punto del alimentador dividido en
secciones. Previo al análisis, es necesario ingresar los siguientes datos: las impedancias
de secuencia positiva y cero en ohms equivalentes del sistema de subtransmisión dentro
del récord del alimentador, y el valor de resistencia de falla durante la corrida delT* jf
programa. El DPA/G utiliza la configuración del alimentador dada en el momento de
esquematizar el alimentador para el análisis de flujos de potencia.
Los datos de impedancias de secuencia equivalentes para la Subestación Diesel se
tomaron de los estudios realizados por la Dirección de Generación y Subtransmisión de
la empresa y son: impedancia de secuencia positiva y cero, 0.272+J2.481 y j 1.666 ohms
respectivamente. Además se tomó como valor de resistencia de falla el valor de 20 ohms.
Los resultados de los cálculos de comente de falla para el alimentador Cir5_Diesel se
encuentran en el anexo 3E. En la tabla 3.8 se resumen los mismos para los nodos
principales.
3.3.3.2. - Coordinación de los equipos de protección.
Los datos que se necesitan para la selección y coordinación del equipo se presentan en la
figura 3.7. Las comentes de carga máximas son indicadas a lo largo de cada segmento de
-50-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
línea, algunas de las cuales son trifásicas, también se indican las corrientes de falla
máximas y mínimas encerradas en un círculo. Las identificaciones de los nodos son
indicadas con color rojo para fácil referencia.
SECCIÓN
SALID ADIÉ
ABRIL_OTA
OTAVALO
S/E ALPACHACA 02
ENRIQUE-IflERRO
ENTRANCE01
SAN BLAS 02
TERPERTM
ISABEU
ROLDO5
IESSOI
NODO
I
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
TIPO
TRIF
TR1F
TRIF
TRIF
TRIF
TRIF
MONO
MONO
MONO
TRIF
TRIF
COND
2AC
2AC
1/OAC
1/OAC
1/OAC
1/OAC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
DIST.
lhn¡
0.07
0.345
1
2.04S
4.47S
10-67
13.44
2.335
2.09
1.06
0.41
IMPED. SECUENCIA (OHMS)
POSITIVA
R
0.345
0.634
1.09
1.817
3.614
9.339
12.18
2.747
2.575
1.385
0.702
X
2.517
2.657
2.986
3.513
4.7%
7.935
9.413
3.718
3.579
3.021
2.69
CERO
R
0.103
0.503
1.198
2.308
5.08
13.26
16.76
3.082
2.892
1.543
0.598
X
1.782
2.239
3.251
4.865
8.759
18.87
22.15
4.633
4.478
3.428
2.347
CORRIENTE DE FALLA (A)
MONOFÁSICA
MIN
391
384
373
357
320
243
219
343
346
368
383
MAX
3483
3081
2433
1798
1082
507
412
1614
1690
2297
2995
BIF
2716
2526
2170
1745
1149
563
2077
2482
TRIF
3136
2917
2506
2015
1327
650
2398
2866
Tabla 3.8. - Resumen del cálculo de corrientes de falla para el Cir5_Diesel
A nivel de subestación se establecen los siguientes elementos:
1. - Breaker del alimentador en vacío (VCB): relé de sobrecorriente marca
Westinghouse tipo CO-9I-D, relación de transformación de corriente variable
100-600/5 A., relés 50/51 para la protección de fase con rango relé instantáneo de
20-80A y rango de relé temporizado de 2-6A y relés 50N/51N para la falla a
tierra con rango relé instantáneo de 10-40A y rango de relé temporizado de 0.5-
2.5A.
Empezaremos nuestro análisis de requerimientos de protección de sobrecorriente en la
subestación, es decir, con el relé del alimentador, para luego seleccionar y coordinar los
dispositivos conectados en serie en cada segmento del alimentador hacia abajo.
-51-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
=t
O)•o
5M0)ffl
U)
d) *C
3 §
o"®•o(O
s0)0er
-52-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
1. - Coordinación del Circuito Principal.
Para la falla en fase, la subestación tiene instalado tres relés de comente tipo CO-9I-D,
con relés 3*50/51 con rango para unidad instantánea (50) de 20-80 A y rango para
unidad temporizada (51) de 2-6 A.
Para el ajuste de la unidad temporizada 51, el pick-up de los relés se ajusta al 200% de la
corriente máxima de carga del alimentador, esto es 130 A.
Luego para seleccionar la RTC con el valor de máxima corriente de cortocircuito
tenemos:
= 34.83/1 = 174.1/5100
seleccionamos RTC 200/5 = 40/1.
Para seleccionar el Tap,
Ipick-up 130Tap = -J-——— = — - 3.25
RTC 40seleccionamos Tap 4
Para seleccionar la palanca, se propone un tiempo de operación de 0.3 segundos para
coordinar con los relés principales del lado de baja tensión del transformador de la S/E.
Entonces para falla trifásica máxima, tenemos:
Múltiplo d e l T a p = - - = 19.08^ 4*40
De la curva característica para el relé CO-9I-D tenemos: para dial 3, r= 0.35 segundos.
Para el ajuste de la unidad instantánea, si queremos supervisar hasta el primer elemento
de coordinación que estará ubicado en el nodo /5 a 4.4 km. de la S/E, con un valor
esperado de corriente de falla de 1327 A, tenemos un valor de instantáneo igual a
1327/40 = 33.2, seleccionamos tap = 40 A.
-53-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Entonces para el relé CO-9I-D se tienen los siguientes ajustes: RTC = 200/5, I pick up
160 A, tap 4, dial 3, instantáneo = 40A.
Para la protección as falla a tierra, tenemos un relé de corriente tipo CO-9I-D con relés
SON y 51N con rango relé instantáneo de 10-40A y rango de relé temporizado de 0.5-
2.5A.
El pick-up de la unidad temporizada se tomará igual al 50% de la carga máxima, es decir
0.5*65=32.5 A. La selección
RTC 40
seleccionamos el tap 0.8 por ser el más cercano
Por motivos que se explicarán más adelante, se seleccionará el ajuste de la unidad
temporizada del relé 51N con dial 2.
Para el ajuste de la unidad instantánea, de igual manera que los relés de fase, ajustaremos
para ver fallas hasta la posición del recloser, en este punto la falla monofásica es de 320
A, entonces el valor para el instantáneo es de 320/40= 8, se fija en 10 A secundarios que
es igual a 400 A primarios.
Entonces, el relé CO-9I-D tiene los siguientes ajustes para falla a tierra: RTC = 200/5, 1
pick up 32 A, tap 0.8, dial 2, instantáneo = 10A.
Con el ajuste de los relés 50 y 51 para fase y tierra, el circuito, ver figura 3.8, estará
protegido para fallas en la troncal hasta el nodo /5. En este nodo se encuentra un banco
de tres reclosers monofásicos debido al tipo de carga predominante hacia abajo del
alimentador. Seleccionaremos un recloser tipo hidráulico (solamente para referencia
utilizaremos el tipo 4H de la Cooper Power Systems) con bobina de disparo en serie de
50 A.
-54-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Figura 3.8. - Protección del circuito principal
Coordinación recloser-relé.
El recloser tendrá dos operaciones instantáneas y dos temporizadas, es decir secuencia
2A-2C, esta secuencia permitirá la eliminación de un buen porcentaje de fallas hasta la
2da operación instantánea en caso de que esta sea transitoria. En la figura 3.9 se
muestran las curvas del recloser y del relé, se ve a simple vista de que puede existir
coordinación entre estos dos aparatos porque existe una diferencia de tiempo
considerable (aproximadamente 0.4seg) entre las curvas temporizadas de los relés; pero,
para tener más certeza en la coordinación se procede de la forma descrita en el numeral
3.3.3.4, el cual se resume: se calcula el viaje actual del disco del relé para cada disparo
del recloser, sumamos el tiempo del recloser más el tiempo de impulso del relé para cada
disparo y se substrae el tiempo de reset del relé para cada intervalo de recierre, el viaje
del disco no deberá ser mayor que el 90%. Este método se aplica a continuación para
nuestro caso.
Datos del recloser: secuencia 2A-2C, intervalo de recierre 1.5 seg.
-55-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Datos del relé: Corriente pick up 160A, tap 4, dial 3, 0.6 seg. para cerrar sus contactos en
1000A, 12 seg. para resetear plenamente el disco y un tiempo de margen de impulso de
0.03seg.
Entonces:
Tiempo de despeje del recloser en curva A a 1000 A.
Tiempo de despeje del recloser en curva C a 1000 A.
Reset del relé en el tiempo de apertura del recloser, (1.5/12x100)
Tiempo de margen del impulso, (0.03/0.6x100)
Cálculo del viaje del relé durante la operación del recloser
Operación
Viaje del relé durante la primera operación A
(0.04/0.60x100)
Viaje de impulso del relé
Viaje del relé total inicial
Reset del relé durante 1.5 seg. de intervalo de recierre
Viaje del relé neto
Viaje del relé durante la segunda operación A del recloser
Viaje de impulso del relé
Viaje del relé neto
Reset del relé durante 1.5 seg. de intervalo de recierre
Viaje del relé neto
Viaje del relé durante la primera operación C
(0.22/0.60x100)
Viaje de impulso del relé
Viaje del relé neto
Reset del relé durante 1.5 seg. de intervalo de recierre
Viaje del relé neto
Viaje del relé durante la segunda operación C del recloser
Viaje del relé neto
0.04 seg.
0.22 seg.
12.5 por ciento
5 por ciento
Viaje del Relé
6.6 por ciento
5 por ciento
11.6 por ciento
-12.5 por ciento
O por ciento
6.6 por ciento
5 por ciento
11.6 por ciento
-12.5 por ciento
O por ciento
37 por ciento
5 por ciento
42 por ciento
-12.5 por ciento
29.5 por ciento
37 por ciento
66.5 por ciento
-56-
PLANHAMIHNTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD l)li IBARRA LUCIO RIVL'RA
100 1000
Corrtont* (Amparíot)
Figura 3.9. - Curvas Tiempo-Corriente de la Coordinación Recloser-Relé
Debido a que el viaje neto del relé es mucho menor del 100%, la coordinación se logra
con la secuencia del recloser y el ajuste indicados.
Coordinación Relé-Fusible
El siguiente punto será coordinar las protecciones de las derivaciones del circuito
principal, es decir los fusibles en los nodos: /I, /2, /3. Con el fin de cumplir con los dos
objetivos de la coordinación, esto es, aislar del sistema a la zona donde se produzca la
falla y dar tiempo para que esta sea temporal para evitar el aislamiento del circuito de la
derivación. Se deberá escoger el valor de fusible que en lo posible cumpla con los dos
objetivos mencionados. Con el ajuste de los relés CO-9I-D tanto para la fase como para
el neutro, se muestra observando la característica del relé de fase y la curva de MMT del
fusible 50T en la figura 3.10, que con un bajo ajuste del relé temporizado de tierra y del
elemento instantáneo la protección contra fallas temporales se puede conseguir hasta un
-57-
PLANEAMIENTO A CORTO PLA/Í) PARA !,A CIUDAD DE 1BAKRA LUCIO RIVKRA
valor de corriente de 1200A. Ambos deberán ser bloqueados por el relé de recierre
después del primer disparo, dejando solamente el retraso del tiempo de la fase para un
intervalo de 10 a 15 segundos, después del cual todos los relés serán restablecidos.
Figura 3.10. - Curvas Tiempo Corriente de la Coordinación Relé-Fusible
Para fallas que detecte el relé de fase tendremos protección temporal en un rango de
1600 A hasta 2300 A con el fusible 50T. El fusible 40T coordinará con el breaker para
fallas hasta 900 A. Se escogerá el fusible 50T para las derivaciones, porque ofrece el
mayor rango de coordinación y también para abastecer sin problema futuros crecimientos
de carga.
Protección de falla a tierra
Para coordinar la protección entre el relé y el recloser contra fallas a tierra del circuito
principal es necesario comparar las curvas de los relés instantáneos y temporizados de
fase y neutro del relé con las curvas temporizadas e instantáneas A y C respectivamente
del recloser conectado en el nodo 15.
-58-
PLAÑÍ-AMIENTO A CORTO PLAZO PARA 1,A CIUDAD DE IBARRA LUCIO RJVERA
Figura 3.11. - Curvas Tiempo-Corriente de la Protección de falla a tierra
La corriente mínima de disparo del relé 51N es 32 amperios. La función del relé es
proveer protección de falla a tierra entre el recloser y la subestación y dar protección de
respaldo para el recloser 4H (bobina de 50A). Así que, la curva del relé 51N deberá
responder después de la curva del recloser 4H. De igual manera, la curva temporizada del
relé de fase 51 deberá responder después de la curva temporizada del recloser 4H.
En la figura 3.11, se puede ver las curvas de los dos aparatos, de la misma se desprende
lo siguiente: para fallas a tierra menores a 400A el recloser operará primero, pero para
comentes de falla que superen este valor el instantáneo del relé operará primero
causando interrupción momentánea a todo el circuito. Esta interrupción estaría
justificada, si por otro lado el bajo ajuste de falla a tierra e instantáneo, permite que las
derivaciones importantes entre la subestación y el recloser queden protegidas para falla
de naturaleza temporal.
-59-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
2. - Protección del Alimentador.
Coordinación Recloser-Fusible
Para coordinar la protección del recloser con los fusibles conectados en el nodo /6, ver
figura 3.12, se deberá buscar fusibles cuyas características estén entre las curvas de
disparo instantáneo y temporizado del recloser. El fusible de más capacidad cuya
característica de quemado máximo no se interseque con la curva temporizada del recloser
será el fusible de máxima capacidad que podrá ser instalado con coordinación exitosa. La
figura 3.13 muestra los resultados de comparar las curvas de un grupo de fusible tipo T
con las curvas A y C del recloser.
Figura 3.12. - Protección del Alimentador
La curva A del recloser previo a la coordinación deberá ser desplazada por un factor K,
el cual se debe a efectos como: calentamiento acumulativo, efectos de enfriamiento,
precarga, predaño, y temperatura ambiente del fusible. Este factor se escoge de acuerdo
al tiempo de recierre (1.5 segundos) y a la forma de operación del recloser (2A-2C), y es
igual a 1.35 para el tipo 4H que hemos utilizado como referencia. Examinando la figura
3.13, vemos que el fusible 20T permite una coordinación hasta 900A, estando estos
valores dentro de los esperados para falla en el nodo /6.
-60-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVF.RA
CarrtKtt (Amp*f loíl
Figura 3.13. - Curvas Tiempo Corriente de la Coordinación Recloser-Fusible
3. - Resumen.
En resumen, el alimentador está ahora protegido contra fallas temporales y con
protección de falla a tierra con número mínimo de aparatos de protección, tratando
también de reducir el número de interrupciones al mínimo.
Con los ajustes mencionados para los relés del circuito en la subestación, los aparatos de
protección conectados sus funciones y ajustes se describen a continuación:
Breaker S/E: breaker en vacío (VCB), relé de sobrecorriente marca Westinghouse tipo
CO-91-D, protege el circuito principal desde el nodo /O hasta el nodo /5 y da protección
de respaldo al recloser 1 ubicado en el nodo /5, en coordinación con los fusibles de las
derivaciones entre los nodos mencionados, brinda protección temporal y permanente
para fallas a tierra y fase en cualquier punto de las mismas.
-61-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Recloser 1: tipo hidráulico 4H, bobina de corriente en serie de 50A y secuencia de
operación 2A2C, ubicado en el nodo 75 protege contra falla temporal y permanente para
valores de falla en todos los puntos del alimentador desde el nodo /5 hacia abajo. Trabaja
en coordinación con el relé de la S/E.
Fusible 50T: En coordinación con el relé de la subestación, aisla todas las derivaciones
desde el nodo /O hasta el nodo /5 en evento de falla permanente.
Fusible 30T: En coordinación con el recloser I, aisla las derivaciones del alimentador
desde el nodo /6 hacia abajo en evento de falla permanente.
3.4. - Posibles soluciones a los problemas detectados.
Con el análisis de la situación actual realizado en el capítulo 2, se había determinado los
problemas existentes en las líneas primarias de distribución. La modificación de las áreas
de influencia de primarios y subestaciones, como primera solución para eliminar estos
inconvenientes en la operación normal de los primarios, no resolvió todos los problemas
en cuanto a niveles de voltaje se refiere. Además de esto fue necesario el cambio de
conductores y la conversión de líneas monofásicas a trifásicas en determinadas
secciones, para llegar a cumplir el requisito de mínimo nivel de voltaje de 93%, esto,
para cuatro alimentadores. Por lo tanto, para hacer que todo el sistema primario trabaje
en condiciones favorables hasta la meta del 2002, se necesita al mismo tiempo la
aplicación de las dos acciones mencionadas anteriormente.
En la Tabla 3.8 se resumen las condiciones operativas para el año 1997 y para el año
2002 de la aplicación simultánea de las dos alternativas. Se puede ver en la tabla que
para el año 2002 con la proyección de demanda, las condiciones operativas se cumplen
para todos los circuitos primarios. Las pérdidas bajaron de 420 kW a 138.7 kW, es decir
un ahorro en potencia de 281.3 kW en la demanda pico del sistema.
-62-
PLANKAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
S/E
Central
Diesel
Retorno
SanAgustín
Circuito
CIRÍ6
CIR26
CÍRl
CIR2
CIR3
CIR4CJRS
CJR1CIR2
CJR3
CIR4
CIR5
CIRlCIR2
CIR3
CIR4
CIR5
1997Dem.Max.(kW)545.1
530.6
461
594
1162
1212
1413
1299
767.8
7011345222460
846
513
390
1349
Voltaje
(%)94,91
94.9
96,83
9666
94.87
94.45
93.65
93.96
93.98
95.89
94.34
97.52
99.7
99.21
99.6
99.71
98.17
CargaMax.(%)
29.67
28.89
12.8
14.47
21.4
24.93
23.15
22.14
12.97
15.94
27.99
13.23
11.1118.54
14.07
10.72
29.14
Pérdidas
(kW)9.099.010.601.13
12.911029
8.22
26.12
11.3
5.66
23.83
2.82
0.74
3.45
1.34
0.76
11.49
(%)1.67
1.700.130.19
1.110.85
0.582.01
1.470.81
1.771.270.160.41
0.26
0.19
0.85
2002Dem.Max.(kW)947
1058
875
95222231679
2506
18521289
2014
2206
3737401411940
1187
2834
Voltaje
(%)93.3192.75
96.68
96.39
92.94
93
92.6
92.85
92.493.86
93.08
97.26
99.5599
99.2699
96.78
CargaMax.(%)
51.5957.95
24.67
18.8140.59
44.19
40.03
31.6521.74
43.72
41.3317.9814.5925.8125.8931.35
54.03
Pérdidas
(kW)28.22
3656
2.22.7952.8619.46
26.69
49.05
28.65
50.85
63.56
7.231.838.914.51
8.31
38.76
(%)2.983.46
0.25
0.29
2.38
1.16
1.07
2.65
2.22
2.522.88
1.94
0.25
0.63
0.48
0.70
1.37
Tabla 3.8. - Resumen de las condiciones operativas obtenidas con la reconfiguración
y con las mejoras en los alimentadores primarios.
-63-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
CAPITULO IV
ANÁLISIS Y DISCRIMINACIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS
4.1. - Introducción.
El presente capítulo empieza con el análisis de los subsistemas eléctricos desde el punto
de vista de las pérdidas técnicas de potencia y energía, detallando un poco más al
subsistema de distribución. Más adelante se explica la metodología utilizada para la
evaluación de pérdidas en cada uno de los componentes involucrados desde el secundario
del transformador de la subestación hacia abajo (líneas primarias, transformadores,
secundarios), junto con su respectivo cálculo, y finalmente, se realiza el Balance de
Potencia y Energía del sistema de distribución de Ibarra.
4.2. - Clasificación de las Pérdidas Técnicas.
Las pérdidas técnicas aparecen como resultado de la operación y manejo de la
conducción de energía eléctrica, por esta razón se las puede clasificar en solamente dos
tipost2):
4.2.1. - Pérdidas dependientes de la carga.
Este tipo de pérdidas está vinculado directamente con la demanda que está transportando
el elemento debido al efecto conocido como "Efecto Joule", el cual menciona que la
disipación de energía se encuentra relacionada con el cuadrado de la corriente de acuerdo
a la siguiente fórmula:
PL=I2*R Ec.4.1
donde:
PL : Pérdidas en el elemento del sistema (W)
/ : Comente que circula por el elemento (A)
-64-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
R : Resistencia del elemento (fi)
4.2.2. - Pérdidas que son aproximadamente independientes de la carga.
También llamadas pérdidas en vacío, son aquellas pérdidas que dependen de la variación
de voltaje y no de la demanda, se deben a las corrientes de Foucalt y ciclos de histéresis
que se presentan generalmente en los transformadores y máquinas eléctricas.
Exactamente las pérdidas en vacío se pueden encontrar con la siguiente fórmula:
V.^.\ Fr 4
- ) El'' '
donde:
P*= Pérdidas en vacío (W) a un valor de tensión Vt (V)
Vj = Valor de tensión (V) al cual se desea conocer las pérdidas Pf (W).
Debido a que las variaciones de tensión son relativamente pequeñas, se podría considerar
las pérdidas como un valor constante que en el caso de los transformadores sería igual al
valor dado por el protocolo de pruebas.
4.3. - División del Sistema.
Debido a la gran cantidad de información que se debe manejar y a la magnitud de los
cálculos que se debe realizar para analizar las pérdidas técnicas, es necesario con objeto
de facilitar el manejo dividir al sistema en varios subsistemas(2). La manera más común
es dividirlo de la siguiente manera:
• Subsistema de generación
• Subsistema de transmisión
• Subsistema de subtransmisión
• Subsistema de distribución primaria
• Subsistema de distribución secundaria.
-65-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
El cálculo de las pérdidas en los tres primeros subsistemas presenta cierta facilidad
debido a las siguientes razones:
• Tienen suficientes aparatos de medida y centros de control en algunos casos que
permiten tomar mediciones en tiempo real.
• La información sobre equipos, líneas, transformadores, se encuentra en forma
adecuada y actualizada.
En cambio, en los subsistemas de distribución primaria y secundaria es muy frecuente la
carencia de estos dos aspectos, lo que dificulta el análisis de las pérdidas técnicas.
Debido a que uno de los objetivos de la presente tesis es evaluar las pérdidas en el
sistema de distribución de la ciudad de Ibarra, es decir, desde la barra de baja tensión de
las dos subestaciones involucradas en el análisis hacia abajo, se explicará
detalladamente la división de este sistema en sus distintos componentes.
4.3.1. - Subsistema de Distribución.
En la figura 4.1 se puede ver los distintos elementos que lo componen y son:
• Subsistema primario
• Subsistema secundario
• Transformadores de distribución
• Condensadores
• Cargas
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Alimentado!Primario*
de US/E
carg» re*idencial
caiga fauhuirial
Dbtrfliwción
Figura 4.1. - Subsistema de distribución
Subsistema de distribución primario y secundario
Para el cálculo de las pérdidas de potencia en las líneas de distribución primarias y
secundarias es necesario considerar primero el modelo general de una línea de
transmisión de energía. Las pérdidas inherentes a la conducción de energía eléctrica se
presentan por el efecto Joule en los conductores. En la figura 4.2 y 4.3 se representa el
modelo de potencia y eléctrico de la línea de distribución.
ENTRADALINEA
ISALIDA
PERDIDASCOBRE
Figura 4.2. - Modelo de potencia de la línea de distribución
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
R + jX
Vi
Figura 4.3. - Modelo eléctrico de la línea de distribución
donde:
Vi : Tensión en el punto i (V)
Vj : Tensión en el punto j (V)
R : Resistencia de la línea (Q)
X : Reactancia de la línea (Q)
Los valores de resistencia R y reactancia X dependen de las características físicas de los
conductores y de su disposición geométrica. Estos valores se pueden calcular mediante
fórmulas o pueden encontrarse en tablas de los fabricantes. Además en las líneas de
distribución no existen pérdidas por efecto corona, como sucede en las líneas de
transmisión.
Debido a que los conductores en las líneas de distribución son de calibre pequeño su
resistencia es grande, además, debido a que la configuración del circuito permite
separaciones entre conductores pequeñas, su reactancia es también pequeña, es así que en
circuitos típicos de distribución la resistencia tiende a ser mayor o igual que la
reactancia.
Del modelo descrito anteriormente para la línea primaria y secundaria, vemos que las
pérdidas de potencia son iguales a:
PL = ¡2 *R Ec.4.3
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donde:
/ : Corriente que circula por el conductor (A)
R : Resistencia del conductor
Transformadores
Las pérdidas de potencia eléctrica ya sean en un transformador de potencia o de
distribución tienen dos componentes principales:
• Pérdidas que varían con la demanda, conocidas como pérdidas en el cobre y que son
básicamente las pérdidas por efecto Joule en el bobinado de los transformadores.
• Las pérdidas que varían con el voltaje aplicado y que se deben a la corriente de
excitación del transformador.
El modelo de potencia y eléctrico de un transformador se encuentra en la figura 4.5 y 4.6
respectivamente.
POTENCIAENTRADA
- w LINEA
FUTCHUASALIDA ^
W
PERDIDAS PERDIDASCOBRE VACIO
Figura 4.5. - Modelo de potencia del transformador
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PLANTEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Figura. 4.6. - Modelo eléctrico del transformador
donde:
Ie : Corriente de entrada (A)
I : Corriente de salida (A)
Ve : Voltaje de entrada (V)
Vs : Voltaje de salida (V)
R : Resistencia serie (íí)
X : Reactancia serie (Í2)
Rm : Resistencia derivación (fi)
Xm : Reactancia derivación (fi)
Im ; Corriente de excitación del transformador (A)
Las pérdidas resistivas están dadas por;
PL=I2*R Ec. 4.4
donde:
PL : Pérdidas resistivas en el devanado (W)
/ : Corriente de carga (A)
Con la información de pérdidas resistivas a potencia nominal, se puede encontrar el valor
de pérdidas a cualquier potencia de entrada con la siguiente ecuación:
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
P¿ = Pí (fr)2 (4.5)
donde:
P¿ : Pérdidas resistivas (W) para una carga SJ (VA)
P[ : Pérdidas resistivas (W) para una carga S' (VA)
También podemos emplear la siguiente ecuación para el caso en que la potencia de
entrada sea la potencia máxima del transformador:
P£*~P¡«*(fii)* Ec.4.6
donde:
pmax . perdidas en el transformador a demanda máxima
pnom . pedidas en el transformador a potencia nominal
fu : factor de utilización del transformador, el mismo que es igual a S1™* ¡S"01",
donde: S"*1* potencia aparente máxima del transformador y S"0*" potencia
aparente nominal del transformador.
Las pérdidas en el núcleo están dadas por:
V2— Ec.4.7R
donde:
/Y : Pérdidas de vacío (W)
La fórmula que se utiliza con más frecuencia para evaluar las pérdidas en el núcleo con
bastante exactitud está dada por:
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V-
PL = PL (~)2 Ec. 4.8
donde:
Pf = Pérdidas en vacío (W) a un valor de tensión V} (V)
P" = Pérdidas en vacío (W) a un valor de tensión Vi (V).
Las pérdidas de potencia nominales resistivas y en el núcleo se pueden obtener de
valores dados por los fabricantes de transformadores en los protocolos de pruebas.
Además en vista de que el valor de tensión de los sistemas eléctricos oscila entre 2 y 5%
se pueden considerar a las pérdidas en el núcleo como constantes.
4.4. - Análisis de las Pérdidas en /barra.
4.4.1. - Cálculo de pérdidas en primarios.
Las pérdidas en primarios son netamente resistivas y el cálculo de pérdidas de potencia y
de energía se basa en la metodología que se describe a continuación:
4.4.1.1. - Metodología utilizada para el cálculo de pérdidas en primarios.
La metodología para el cálculo de las pérdidas es la siguiente:
Pérdidas de Potencia,- Las pérdidas de potencia se obtienen en base a los resultados de
los flujos de carga de cada alimentador primario, corridos para los valores de demanda
máxima anual.
Pérdidas de energía.- Para las pérdidas de energía se procede de la siguiente manera:
En base a los registros de las curvas de demanda de cada uno de los primarios de todo el
año y con los datos de demanda de pérdidas resistivas a demanda máxima, se calculan
las pérdidas de energía para todo el año. Las demandas de pérdidas resistivas del resto de
intervalos se calcula mediante la siguiente relación:
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Ec.4.9
donde:
P¿ : pérdidas de potencia a la demanda Dj
e potencia a la demanda máxima
Con los valores de demanda de pérdidas en cada uno de los intervalos de la curva de
carga, el valor de pérdidas de energía es igual a la suma de todas estas pérdidas
multiplicadas por el intervalo de integración en horas.
4.4.1.2. - Cálculo de pérdidas en las líneas primarias.
Los datos de pérdidas de potencia de cada circuito primario se encuentran en la tabla 4. 1.
Estos fueron encontrados utilizando la opción "By Phase Analysis" (Análisis por Fase)
del programa de flujos de potencia para primarios de distribución, DPA/G (Distribution
Primary Analysis/Graphics). Esta opción analiza entre otras cosas la caída de tensión,
cargabilidad de los conductores y pérdidas totales de los mismos por fase, en el capítulo
2 de la presente tesis se explica detalladamente el funcionamiento del programa.
En base a la aplicación de la ecuación (4.9) con el valor de 420 kW de pérdidas totales de
todos los primarios a demanda máxima y con el valor de 16.7 MW de demanda máxima
unificada de las dos S/E, se obtuvo el valor de pérdidas en kW de cada una de las
demandas para luego mediante la sumatoria de las mismas y de la multiplicación de este
resultado por el intervalo de demanda (15 minutos) en horas, obtener el valor en kWh de
las perdidas de energía en todos los primarios de las dos subestaciones Diesel y Retorno
involucradas en el estudio. Así las pérdidas de energía en primarios tienen un valor de
1 ,057.9 MWh que representan el 1 .45% de la energía disponible.
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PRIMARIOSS/E
DIESELCIRl(13.8kV)CIR2(138kV)CIR3(13.8kV)CIR4(13.8kV)CIR5(13.8kV)CIRl(6.3kV)CIR2(6.3kV)SUBTOTAL
PERDIDAS(kW)
1.1974.6149
114.78.39.59.4
232.6
PRIMARIOSS/E
RETORNOCIRI(13.8kV)CIR2(13.8kV)CIR3(13.8kV)CIR4(13.8kV)CIR5(13.8kV)
PERDIDAS(kW)
9.7526.8774.8626.0250.05
SUBTOTAL 187.55TOTAL (kW) 420.14
Tabla 4.1. - Pérdidas de potencia de los circuitos primarios a demanda máxima
4.4.2. - Cálculo de pérdidas en transformadores.
Las pérdidas en los transformadores como se había dicho están compuestas de: pérdidas
resistivas ó dependientes de la demanda y pérdidas en el núcleo o independientes de la
demanda. La metodología utilizada en base a esto se describe a continuación:
4.4.2.1. - Metodología para el cálculo de pérdidas en transformadores.
Pérdidas de Potencia.- Con los datos del levantamiento de los transformadores de cada
uno de los primarios en base a su tipo y su capacidad nominal, además con la
información de pérdidas de potencia en el núcleo y resistivas en los devanados
proporcionados por los fabricantes en el protocolo de pruebas, se puede determinar la
demanda de pérdidas en todos los transformadores que componen el sistema de estudio
de la siguiente manera: para las pérdidas resistivas a demanda máxima, se emplea la
ecuación (4.6) con el factor de utilización (relación entre la demanda máxima y la
capacidad total instalada en transformadores de distribución) de cada primario, que
resulta de los datos de los registros de carga del alimentador, en cambio, para encontrar
el valor de pérdidas en el núcleo, se multiplica el número de transformadores por el valor
de pérdidas que proporciona el protocolo de acuerdo a su tipo y a su capacidad.
Perdidas de energía.- Para las pérdidas de energía resistivas se aplica la misma
metodología utilizada para las líneas primarias, en cambio, para las pérdidas de energía
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CfUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
en el núcleo el valor de demanda que resulte del cálculo mencionado en el párrafo
anterior será constante en todos los intervalos y para encontrar la energía se hará la
sumatoría de todos estos valores para luego multiplicarlas por el intervalo de demanda en
horas y así obtener el valor de pérdidas de energía en IcWh.
4.4.2.2. - Cálculo de pérdidas en los transformadores de distribución.
Para el cálculo de las pérdidas de potencia, de acuerdo a la metodología descrita en el
numeral anterior se obtienen pérdidas resistivas en los devanados de 152.180 kW, y en el
núcleo de 123.882 kW que representan el 0.901 % y 0.733% de la demanda máxima de
las dos subestaciones consideradas en el estudio. La diferencia entre estos dos valores no
es muy grande como sucede a menudo en los protocolos de prueba, esto se debe a que el
valor de demanda promedio de cada tipo de transformador es pequeño respecto de su
capacidad nominal, es decir, los transformadores que sirven a la ciudad de Ibarra se
encuentran, en promedio, subutilizados. En la tabla del anexo 4A, se presenta con detalle
el desarrollo de las pérdidas de potencia a demanda máxima de los transformadores para
cada uno de los primarios.
Las pérdidas resistivas se obtuvieron empleando la ecuación (4.6). Debido a que el factor
de utilización es distinto para cada primario, aún cuando los transformadores son de la
misma capacidad y tipo, las pérdidas de potencia son diferentes.
El valor de pérdidas de energía es mayor para las pérdidas en el núcleo que para las
resistivas en los devanados, esto sucede debido a que mientras la demanda de pérdidas en
el primero se mantiene constante en todos los intervalos de demanda, la demanda de
pérdidas resistivas varían de acuerdo al valor de la demanda en cada intervalo como se
puede ver en la ecuación (4.9), las mismas que tienen su valor pico en solamente dos
horas y el resto del tiempo tienen un valor significativamente menor. Así, las pérdidas de
energía en el núcleo tienen un valor de 1082.2 MWh y en los devanados de 383.2 MWh
que representan el 1.49 y 0.53 % de la energía disponible a nivel de primarios
respectivamente.
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4.4.3. - Cálculo de Pérdidas en secundarios en base a muestreo.
4.4.3.1. - Metodología utilizada para el cálculo de pérdidas en secundarios,
acometidas y medidores.
Para encontrar las pérdidas técnicas en los secundarios se puede aplicar la misma
metodología descrita para los primarios, pero, debido a que la cantidad de circuitos
secundarios a analizar es relativamente grande, se hace imposible prácticamente
analizarlos individualmente, ya que esto implicaría la utilización de recursos y tiempo
considerables. Sin embargo es factible determinar las pérdidas en los secundarios
utilizando métodos estadísticos, los cuales extrapolan los resultados obtenidos de una
muestra seleccionada cuidadosamente.
De todos los tipos de muestreo se analizarán dos que son usados comunmente*^:
a.- Muestreo estratificado y de selección aleatoria
b.- Muestreo estratificado sesgado.
a,- Muestreo estratificado y de selección aleatoria.
Al tratar de estimar características poblacionales de interés para análisis de ingeniería,
uno de los problemas más grandes es la diversidad que se encuentra en el universo. En el
caso de los circuitos secundarios, la diversidad se encuentra en las diferentes capacidades
de los transformadores, diversos calibres de los conductores y tipos de circuitos,
consumidores, longitudes, etc.
Con el objetivo de minimizar esta diversidad se recomienda una estratificación de la
población de manera que cada grupo tenga características homogéneas y así reducir la
dispersión o varianza que se presenta como resultado de la diversidad existente.
Utilizando las técnicas estadísticas se puede llegar a determinar el tamaño de la muestra
en cada estrato, y de igual manera los parámetros poblacionales de interés con gran
precisión que es la ventaja principal de este tipo de muestreo.
b.- Muestreo estratificado sesgado.
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Este tipo de muestreo es aplicable cuando se tiene bastante conocimiento del sistema, es
decir, se puede escoger muestras representativas de cada estrato que serán fundamentales
en la determinación de los parámetros poblacionales de interés, en este caso las pérdidas
de energía.
Estimar el porcentaje de pérdidas en los circuitos secundarios con respecto a la demanda
registrada hace que la variabilidad sea razonablemente menor.
Debido a limitaciones prácticas como: número de registradores disponibles, necesidad de
limitar la campaña de mediciones, necesidad de mantener los recursos de personal en
niveles prácticos, se hace necesario la aplicación de este tipo de muestreo, ya que se
tomarán pocas muestras, pero, representativas de cada estrato, cuyo tamaño con relación
al tamaño de las muestras necesarias para la aplicación del muestreo estratificado y de
selección aleatoria es significativamente menor.
c.- Procedimiento utilizado para la determinación de pérdidas en secundarios.
Las pérdidas de energía se obtienen de la diferencia entre la energía entregada en el
secundario del transformador y la energía facturada a nivel de consumidor. Estas
pérdidas de energía incluyen: las pérdidas en los circuitos secundarios, en las
acometidas, medidores, y las pérdidas no técnicas. El procedimiento para la
determinación de pérdidas se describe a continuación:
• Se toma el registro de carga en el lado de baja tensión del transformador escogido
como muestra. Por razones prácticas debería limitarse el tiempo de registro a un mes.
• Se determina la energía facturada, para esto en forma simultánea mediante la
desenergización del transformador se toma la lectura inicial y final (dentro del período
de estudio) de cada uno de los medidores asociados al transformador.
• Se determinan las pérdidas de potencia resistivas en los circuitos secundarios
mediante una corrida de flujos de carga a demanda máxima. La asignación de la
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demanda a cada nodo se realizará en función de los kWh de consumo. Esta forma de
asignar carga se explica detalladamente en el capítulo 2 en la parte de modelación de
carga.
• Las pérdidas de energía se obtienen de la diferencia entre la energía medida por el
registrador de carga y la energia facturada, descontada previamente la energía por
alumbrado público.
• Con las pérdidas de potencia a demanda máxima y con los datos de la curva de carga,
se determinarán las pérdidas de energía en los secundarios aplicando el mismo
procedimiento descrito para los circuitos primarios.
• Para calcular las pérdidas en acometidas se tomará en cuenta el calibre, tipo y longitud
más empleado, el cual se determinará de acuerdo a las estadísticas que tenga el
departamento de acometidas y medidores al respecto. Con la máxima caída de tensión
admisible que de igual manera será de acuerdo a las normas establecidas por e! mismo
departamento para cada tipo de usuario se determinan las pérdidas a demanda máxima
individual. Esta demanda máxima individual de cada uno de los transformadores de la
muestra, será calculada con los valores de demanda máxima registrada de cada
transformador, número de usuarios y factor de coincidencia (la explicación detallada
de este procedimiento se encuentra en el numeral 4.4.3.2). Por último el valor de
pérdidas en las acometidas se añade a las pérdidas resistivas del circuito.
• Los medidores poseen bobinas de potencial y de corriente que generan pérdidas. Las
pérdidas en el circuito de tensión son constantes e independientes de la carga,
mientras que las pérdidas en los circuitos de corriente son dependientes de la carga.
Las pérdidas de corriente se presentan de acuerdo al valor nominal que debería ser
ajustado al valor de corriente promedio para cada estrato de consumo mediante la
relación cuadrática de estas dos corrientes para obtener su valor real, sin embargo,
debido al valor pequeño de corriente de cada usuario respecto a la nominal, estas
pérdidas son despreciables y solamente se considerarán las pérdidas en el circuito de
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tensión, las mismas que son constantes. Las pérdidas varían según el fabricante, pero,
todas están dentro del mismo orden de magnitud y se puede considerar un valor
promedio de 2W por medidor.
Por último para la extrapolación al universo, se determinará el porcentaje de pérdidas
obtenido para cada estrato y se aplicará a los grupos de secundarios correspondientes a
cada estrato.
4.4.3.2. - Análisis de pérdidas en los secundarios, acometidas y medidores.
(L- Cálculo de Pérdidas en secundarios.
Para el análisis de las pérdidas en circuitos secundarios se utilizó el muestreo
estratificado sesgado, ya que se conoce el sistema de distribución de Ibarra y existe la
limitación en cuanto al número de registradores disponibles. El tamaño de la muestra fue
de cinco transformadores y fueron escogidos de manera que sean los más representativos
de la población. En la tabla (a) del anexo 4B se muestra el análisis de las pérdidas en los
secundarios. Por limitación de tiempo, el período de estudio para cada muestra fue de
una semana. Los datos y gráficos sobre el levantamiento de uno de los circuitos
secundarios se presenta en el Anexo 4C. De acuerdo a los factores de carga de los
transformadores de los sectores: Azaya, Yacucalle, Ceibos y Hospital, vemos que son
netamente residenciales, en cambio el transformador del sector Colón es comercial. La
demanda máxima coincidente individual de cada uno de los sectores se obtiene de la
división de la demanda máxima para el número de usuarios. La demanda máxima
unitaria de cada usuario resulta de la división de la demanda máxima coincidente para el
factor de coincidencia, el cual se obtiene de acuerdo al número de usuarios (Curva factor
de coincidencia vs. número de usuarios). El porcentaje de pérdidas de potencia también
se detalla en la tabla (a) del anexo 4B, el mismo que asciende a un valor de 1.385 %
respecto a la demanda máxima registrada.
Las pérdidas técnicas se obtuvieron de la aplicación de la opción para flujos de carga del
programa DPA/G. Dado que la generalidad de los circuitos secundarios son
desbalanceados y más específicamente los de la muestra como se puede ver en los datos
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resumidos del registrador de carga del anexo 4C, la opción "By Phase Analysis", es la
más indicada para los flujos de potencia ya que toma en consideración el desbalance de
los circuitos secundarios. La opción "By Phase Analysis" permite obtener el nivel de
cargabilidad de las líneas, caídas de voltaje, y pérdidas de potencia por fase y por
sección, utiliza para el efecto las cargas que se asigna a cada sección en este caso en
función de los KWh de consumo por mes, una explicación más detallada del modelo
teórico y de cómo funciona el programa se muestra en el capítulo 2. Los resultados de los
flujos se indican también en el anexo 4C.
Para la extrapolación al universo se emplea el índice de pérdidas en porcentaje de la
demanda y se aplica dicho porcentaje a la demanda total de todos los secundarios. Para
encontrar la demanda total de los transformadores que tienen secundarios se procedió de
la siguiente manera: la capacidad instalada de todos los consumidores especiales, es
decir, en transformadores de distribución que no tienen secundarios, se restó de la
capacidad total instalada para obtener los kVA nominales en secundarios. Con el factor
de utilización promedio del sistema se tiene el valor de la demanda en secundarios. Los
resultados de este análisis se indican en la tabla (c) del anexo 4B.
El valor de pérdidas de energía en secundarios es de 438.2 MWh y en porcentaje de
0.601% respecto de la energía disponible para el período de estudio considerado.
b.- Cálculo de pérdidas en acometidas y medidores,
Con los valores de la demanda máxima unitaria obtenidos anteriormente, calibre y
longitud promedio de las acometidas (dado por el departamento de medidores y es de 20
metros con calibre 2*4AWG de aluminio), se obtiene las pérdidas de potencia en kW y
en porcentaje de la demanda máxima, que también se extrapola al universo de la misma
forma que los circuitos secundarios. El análisis para ésta parte se muestra en la tabla (b)
del anexo 4B, vemos que el porcentaje de las pérdidas en las acometidas tiene un valor
de 2.94% de la demanda máxima.
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Para las pérdidas en medidores se tomó en cuenta un valor constante de 2W por medidor
y se multiplicó por el número de usuarios que tiene Ibarra. Este resultado se indica
también en la tabla (c) del anexo 4B.
El valor de pérdidas de energía en acometidas y medidores es de 958 MWh y 604.3
MWh con un porcentaje de 1.31% y 0.83% de la energía disponible respectivamente.
Por último la desagregación de pérdidas técnicas y no técnicas se puede observar mejor
en los gráficos del anexo 4D.
4.5. - Balance de Pérdidas de Potencia y Energía.
4.5.1. - Estimación de pérdidas no técnicas.
Con base en las curvas de demanda de pérdidas técnicas de cada componente
determinadas en la sección 4.4, se puede encontrar el valor de demanda máxima de
pérdidas no técnicas tomando en cuenta la energía total de pérdidas, cuyo resultado es
conocido.
Las pérdidas no técnicas por considerarse una carga no facturada presentan un
comportamiento idéntico al de una carga normal. Esto es, será igual a una constante
multiplicada por la demanda horaria del sistema. Los valores de pérdidas resistivas en
cada componente y en cada intervalo de demanda son conocidos y resultan de la relación
cuadrática de la demanda a esa hora respecto de la demanda máxima del sistema cuando
son resistivas (primarios, devanados de transformadores, secundarios y acometidas) y
son constantes cuando se trata del núcleo de los transformadores y de los medidores.
El sumatorio de todas las demandas de cada intervalo multiplicadas por el tiempo de
integración en horas, nos permite encontrar el valor de energía de cada componente de
pérdidas técnicas. Para encontrar el valor de pérdidas no técnicas en energía, es necesario
ajustar la demanda en cada intervalo mediante un valor variable, y realizar el sumatorio
descrito anteriormente para encontrar el valor de energía. El ajuste terminaría el
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
momento en que la suma de la energía de pérdidas técnicas y no técnicas sea igual al
valor de energía de pérdidas a nivel sistema, la cual como habíamos dicho es conocida.
4.5.2. - Balance de energía.
Una vez desagregadas las pérdidas a nivel de los primarios de distribución, se puede
obtener el balance de energía para la ciudad de Ibarra en el período de estudio, el mismo
que comprende un año completo desde 01 de julio de 1996 hasta 30 de junio de 1997. El
resultado del balance se puede observar en la tabla 4.2, en la cual se indican las pérdidas
de energía en MWh y en porcentaje respecto de la energía disponible.
Los datos sobre energía registrada: normales, especiales, y alumbrado público, fueron
obtenidos de la tesis de Vinicio Hinojosa(10). Los datos de energía medida se obtuvieron
de los registradores de carga instalados en las dos subestaciones por un período de una
semana y extrapolados a un año (la extrapolación también se detalla en la tesis
mencionada).
De los resultados de la tabla 4.2, se puede observar que el total de pérdidas técnicas es
6.21% y las pérdidas no técnicas es 11.35%, cabe mencionar aquí que las segundas
terminan en el sistema de distribución y que a las pérdidas técnicas hay que añadir la
parte de líneas de subtransmisión y transformadores de subestación.
4.5.3. - Balance de Potencia.
En la tabla 4.3, se indica el balance de potencia en MW a la hora de la demanda máxima.
Los datos de pérdidas de potencia en primarios, transformadores, secundarios, se
obtuvieron de los análisis hechos anteriormente para cada uno de estos componentes, en
cambio, las pérdidas de potencia no técnicas y potencia registrada se obtienen del ajuste
realizado entre la energía medida y la energía registrada explicado anteriormente en la
estimación de pérdidas no técnicas.
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Energía disponible neta MWh
Energía registrada MWh
Normales
Especiales
Alumbrado publico
Total MWh
Pérdidas de energía MWh, %
Primarios
Transformadores
Secund., Acomt., Medidores
No técnicas
Total MWh
Demanda Máxima (MW)
Factor de carga
julio96-juKo97
72,867
45,083
10,016
4,969
60,068
1,057.9
1.45%
1,465.4
2.02%
2,000.5
2.74%
8,270.3
11.35%
12,797
17.56%
16.8
49.40%
Tabla 4.2. - Balance energía de la ciudad de Ibarra
Demanda Disponible
Demanda Registrada
Demanda de Pérdidas
Primarios
Transformadores
Secundarios, acometidas y medidores
No Técnicas
Potencia (MW), %
16.891
13.604(80.53%)
0.420 (2.48%)
0.2761 (1.63%)
0.6632 (3.69%)
1.9500(11.02%)
Tabla 4.3. - Balance de Potencia de la ciudad de Ibarra para 1997
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
CAPITULO V
ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS
5.1. - Resumen de Costos y Beneficios.
5.1.1. - Introducción.
Hasta este momento, existen dos alternativas que se han propuesto para eliminar los
problemas de operación en los alimentadores de la ciudad de Ibarra: la primera consiste
en la reconfíguración de los primarios y subestaciones tomando en cuenta la inserción de
la nueva subestación, la segunda utiliza la reconfíguración mencionada y añade a esto el
cambio de conductores y la conversión de líneas trifásicas a monofásicas en algunas
derivaciones de los alimentadores que todavía presentan problemas operativos.
La primera alternativa no soluciona los problemas operativos totalmente, por esto, sale
fuera del análisis económico. Se analizará la segunda alternativa ya que cumple
técnicamente con las condiciones operativas en todo el sistema primario.
5.1.2. - Cálculo de costos.
Los costos asociados a la modificación de las áreas de influencia de primarios y
subestaciones y al cambio de conductores, se detallan en la tabla 5.1. En esta tabla se
muestran en detalle los costos de las inversiones a realizar en cada alimentador y totales
en todo el subsistema primario. Estas se han calculado con los valores de precios
unitarios de materiales y mano de obra para redes de alta tensión, actualizados,
proporcionados por la Dirección de Distribución de EMELNORTE.
Para determinar ¡os costos de los cambios en cada circuito, se realizaron presupuestos en
la forma más aproximada posible. En el Anexo 5.A se indica el presupuesto para la
construcción de un kilómetro de línea trifásico con conductor # 3/0 ACSR con
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PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
interdistancias entre postes de 100 metros, mismo que fue utilizado en el cálculo del
costo para la interconexión del circuito Cirl_Ret
Primario
Cirl Ret
Cir2 Ret
Cir4 RetCir3 DieselCir5 Diesel
CirS_Agustín
Modificación
Interconexión línea trif. 3/0 ACSRCambio conductor #2 a 3/0 ACSRCambio conductor #2 a 1/0 ACSRCambio conductor #2 a 3/0 ACSRCambio conductor #2 a 1/0 ACSRInterconexión línea trif 1/0 ACSRCambio linea monof. a trif. y balanceCambio conductor #1/0 a 3/0 ACSRCambio conductor #2 a 3/0 ACSRCambio linea monof a trif. y balanceInterconexión línea trif. 3/0 ACSRCambio conductor # 2 a 3/0 ACSR
Secciones
Ejido9 - Emapa LastEjido - Cemen_SanViaTanguarínO 1 __PlazaSalida RinconadaHcda El Cunro - OlmedoAlpar - GuzmanCAbelardo - HosterNataTroya - PanaNortePanaNorte - PrioratoOlYuracruzl -Yuracruzl2MadreO 1 - Terminal 01Madre -MadreOlTOTAL
Long.(km)0.85
61.58.5110.1
3.11.72
2.70.30.4
Inversión
S/106,080,000.00S/203,400,000.00S/32,850,000.00
S/288, 150,000.00S/240,900,000.00
S/2,820,000.00S/97,661,926.40S/49, 546,500.00S/67, 800,000.00S/43,086, 144.00S/l 2,060,000.00S/l 3,560,000.00
S/l ,1 57,914,570,40
Tabla 5.1.- Inversiones a realizar para el mejoramiento del Subsistema Primario de
Ibarra.
El costo total de las inversiones a realizar asciende a S/1,157,914,570.40, que en dólares
americanos(l 1,500 sucres por dólar) sería el equivalente de 100,688.22 dólares.
5.1.3. - Cálculo de los beneficios.
Los beneficios que resultan de la aplicación de la alternativa están relacionados con la
disminución en la facturación de potencia y energía y el ahorro en inversiones.
Ahorros por la facturación de potencia y energía
La reducción en la facturación de demanda y energía corresponde a los costos en las
etapas "aguas arriba" del elemento de red donde se origina la pérdida. En este caso el
ahorro se encuentra en el primario, por lo tanto, para el cálculo de los beneficios
derivados de las acciones a tomarse deberán utilizarse los costos a nivel de entrega a 69
kV
-85-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
De acuerdo a la nueva Ley del Sector Eléctrico, el Distribuidor deberá pagar
normalmente los costos de: potencia a remunerar a los generadores, costo de la energía
comprada en el mercado ocasional y costo por tarifa fija de transmisión.
El costo de potencia a remunerar se encuentra multiplicando la energía comprada en el
mercado ocasional en las horas de punta y demanda media, es decir desde las 07 hasta las
22 horas por el costo equivalente por potencia que es fijado por el CENACE para el mes
de consumo.
De acuerdo a la Dirección de Planificación, el costo equivalente de potencia promedio es
de 130 S/kWh/mes. Con un ahorro de 281.3 kW de demanda pico, tenemos para las
horas de demanda media y punta un ahorro en energía de 39,193 kWh/mes que
multiplicado por el equivalente de potencia nos da un ahorro de 5,095,168 sucres (443.1
dólares) mensuales.
El ahorro por compra de energía en el mercado ocasional es de 54,831 kWh/mes que a
un precio promedio 180 S/kWh (valor que va varía horariamente de acuerdo al precio de
generación de la central marginal) nos da un total de 9,869,616 sucres (858.2 dólares)
mensuales.
Para el cálculo del ahorro por transmisión de energía, se debe tomar en cuenta que el
72% en promedio de la energía total comprada en el mercado ocasional es suministrada a
través de las líneas de transmisión, y el restante a través de las líneas de subtransmisión
que son del distribuidor, por lo tanto, para la determinación del ahorro en peajes se
tomará solamente el 72% de la energía que se deja de comprar en el mercado ocasional,
39,478 kWh a un precio promedio de 70 S/kWh, que es la tarifa del transmisor. El ahorro
por este concepto asciende a la cantidad de 2,763,482 sucres (240.3 dólares) mensuales.
El ahorro total por costos de potencia y energía asciende a 17,728,266 sucres (1,541.5
dólares) mensuales.
-86-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Ahorro en Inversión
De acuerdo a estudios realizados por la Olade, el ahorro en inversiones en el sistema de
distribución por concepto de subestaciones y primarios, tiene un costo de 600 dólares por
kVA(9). Con una disminución de potencia de 313 kVA en la demanda pico del sistema,
tendremos un ahorro en inversiones de 187,800 dólares.
5.2. - Cálculo de Indicadores.
Se utilizará como indicador principal la relación Benefício-Costo, que nos dará el criterio
de decisión para la aplicabilidad de las soluciones planteadas.
La relación Benefício_Costo se define como el cociente del valor actualizado de los
beneficios y el valor actualizado de los costos. Para ambos deberá aplicarse la misma
tasa de descuento que para nuestro caso será de 10 % anual.
El ahorro anual es igual a 212,739,192 sucres, mismos que a una tasa de cambio de
11,500 sucres por dólar a agosto del presente año nos da un valor de 18,499.1 dólares
anuales. Este valor se toma en cuenta como anualidad para los próximos 15 años y a la
tasa de descuento mencionada. Entonces, el ahorro por facturación de potencia y energía
en valor presente asciende a la cantidad de 140,705.6 dólares.
Los beneficios totales, tomando en consideración el ahorro en inversiones, en valor
presente ascienden a una cantidad de 328,505.6 dólares. Entonces, con el costo de
inversión de 100,688.2 dólares, la relación Beneficio/Costo, es igual a 3.26.
-87-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE ¡BARRA LUCIO RIVERA
5.3. - Evaluación Económica.-
La relación Benefício-Costo igual a 3.26, significa que por cada dólar invertido se
obtienen 3.26 dólares de beneficio para la empresa eléctrica. Esto nos indica que la
solución planteada en el presente trabajo es sumamente rentable, más aún si tomamos en
cuenta que este valor sería mucho mayor si se dispone de los valores promedio anuales,
debido a que la energía comprada en el mercado ocasional considerada en el presente
trabajo, es el valor promedio de los meses de Abril a Julio, correspondiente a la estación
lluviosa en la cual el precio por kWh es el menor posible. Para la estación seca que de
acuerdo al CONELEC, que corresponde a los meses de octubre de un año a marzo del
próximo, se esperan precios más altos para el kWh entregado al distribuidor.
-88-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
CAPITULO VI
COMENTARIOS Y CONCLUSIONES
6.1. - Conclusiones Generales.
La Planificación de los sistemas de distribución permite entre otras cosas que el sistema
trabaje en la mejor condición técnico-económica. Su aplicación es imprescindible si se
quiere llegar a ser una empresa eficiente en todo sentido.
Actualmente, dada la cantidad de información que se necesita para modelar
correctamente un sistema de distribución, es necesario la utilización de herramientas
computacionales que permitan realizar el análisis, operación, mantenimiento, diseño y
planificación en la forma más rápida, segura y detallada posible. El programa DPA/G™,
cumple estrictamente con todos estos requisitos.
Con seguridad, el inconveniente que tiene todo programa de modelación de circuitos
primarios y secundarios, es el ingreso de la demanda dentro de cada una de las secciones
definidas para los circuitos, debido a la cantidad de transformadores que tiene un
primario. Una mejor aproximación a la demanda real que tienen las secciones en el
momento de la simulación es el ingreso de los kWh de consumo mensuales, de esta
forma se aproxima el valor verdadero de la demanda de cada transformador. En el
presente trabajo se ha utilizado la capacidad nominal de los transformadores conectados
a las secciones, si bien es una aproximación menor que la dicha anteriormente, el
conocimiento del sistema permite descartar aquellos que no estén ocupados como es el
caso de ciudadelas nuevas en donde no existen habitantes hasta la fecha de simulación.
Por experiencia, la simulación con ambas situaciones no tiene diferencia considerable,
pues teniendo Ibarra carga predominantemente residencial el pico de demanda de los
transformadores comerciales y residenciales coincide en hora, y dado el bajo coeficiente
de utilización que presentan la generalidad de los transformadores, ambos métodos
deberán arrojar resultados parecidos.
-89-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Hay que tomar en cuenta en el análisis económico que los beneficios por regulación de
voltaje deberían añadirse cuando las regulaciones respecto a los límites establecidos por
el CONELEC para las empresas distribuidoras sean fijados definitivamente.
Se ha calculado en el presente trabajo que las inversiones previstas representan 3.26
dólares de beneficios para la empresa eléctrica por cada dólar invertido.
Si tomamos en cuenta que la relación beneficio/costo calculada en el presente trabajo se
obtuvo con los precios de energía de la estación lluviosa, los beneficios para la empresa
calculados con los precios de compra al mercado ocasional en los meses de estación
seca, que son los más altos del año, serán aún mayores que la relación 3.26 obtenida con
respecto a los costos.
6.2. - Conclusiones Específicas.
El diagnóstico de la situación actual, demuestra que el 75% de los circuitos primarios
presentan niveles de voltaje inferiores al 93%. Esto se debe mayormente a que las nuevas
solicitudes de servicio son atendidas sin realizar un seguimiento ordenado verificando
para ello caídas de voltaje permisibles y pérdidas en los alimentadores.
El nivel de pérdidas técnicas y niveles bajos de voltaje en los primarios de la subestación
El Retorno, se debe en gran medida a que su ubicación está en los límites de su área de
influencia. Esta ubicación se debe a las facilidades que representa para el sistema de
subtransmisión el colocar las subestaciones en los perímetros del área urbana, pero, se
debería tener presente el criterio que el sistema de distribución es el que fija los centros
de gravedad de la carga y, por lo tanto, la posición correcta de las subestaciones.
La reconfiguración de las áreas de influencia y las mejoras realizadas al sistema primario
permiten ahorrar 281 kW de demanda máxima y 54,831 kWh mensuales a la empresa.
Producto de dichas reducciones, los ahorros en energía y demanda comprada al mercado
-90-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
ocasional y de inversiones que no necesitan realizarce, representan la cantidad de
241,887.13 dólares en valor presente. Por tanto, el proyecto es muy rentable.
Solamente las inversiones en ingeniería y el alto grado de organización llevarán a las
empresas distribuidoras a cumplir con las metas trazadas por el CONELEC para el futuro
y ser de esta manera empresas rentables.
6.3. - Recomendaciones.
Primeramente, se recomienda la aplicación de la alternativa expuesta en el presente
trabajo, es decir, la reconfiguración de los alimentadores y subestaciones junto con el
cambio de conductores como medidas para mejorar las condiciones operativas del
sistema de distribución.
Es muy importante en las labores de ingeniería de distribución como son: análisis,
operación, mantenimiento y planeamiento del sistema, que la información de todo lo
concerniente a la parte eléctrica del sistema se encuentre actualizado totalmente.
Solamente un sistema integrado de computación que involucre a todas las áreas
interesadas de la empresa, podrá cumplir este requisito, cada una con la responsabilidad
de mantener la información diariamente de acuerdo al dinamismo del área.
El nivel de pérdidas en una empresa distribuidora constituye un parámetro de análisis de
la eficiencia de la misma tanto técnica como administrativamente. Por tanto, como parte
del planeamiento del sistema, se recomienda una determinación periódica de los niveles
de pérdidas en sus distintos componentes y un diagnóstico de las posibles causas,
juntamente con los planes para reducirlas.
Las mediciones en todos los niveles del sistema primario, deberán ser totalmente
confiables con el fin de aplicar la metodología para el cálculo y desagregación de
pérdidas de energía desarrollada en el presente trabajo. Las lecturas instantáneas horarias
que se toman de los alimentadores provocarían errores indeterminados y es por lo tanto,
indispensable la instalación de medidores electrónicos que registren la demanda por fase.
-91-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
Como parte del planeamiento a corto plazo que debe ejecutarse en un sistema de
distribución, se recomienda que la reconfiguración de áreas de influencia de primarios y
subestaciones Junto con el balanceo de las fases, sean las primeras acciones a tomar para
la reducción de pérdidas técnicas, debido a que tienen en la mayoría de los casos la mejor
relación beneficio/costo.
-92-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
BIBLIOGRAFÍA
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1987.
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Reducción de Pérdidas, Proyectos en la Determinación de Pérdidas", Quito,
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[8] Cooper Power Systems.- "Electrical Distribution System Protection", Pittsburgh,
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Sector Eléctrico", Quito, Agosto 1993.
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[18] Orejuela, Víctor.- " Distribución II", Facultad de Ingeniería Eléctrica, EPN,
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[19] Blank, Leland - Tarquin, Anthony.- "Ingeniería Económica", Editorial McGraw-
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[20] Poveda. Mentor- " A New Method to Calcúlate Power Distríbution Losses in an
Environment of High Unregistered Loads", Presented to IEEE/PES Transmisión
and Distribution Conference, 1999.
-95-
PLANEAMIENTO A CORTO PLAZO PARA LA CIUDAD DE IBARRA LUCIO RIVERA
ANEXOS
-96-
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I/C CDTACACMI
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I/E INECEL'TLLCAN 1 N, I
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ANEXO No. 2B
METODOLOGÍA PARA EL ANÁLISIS BALANCEADO DE
LOS CIRCUITO^
2.A.I. Pérdidas en la sección.
Para calcular las pérdidas en las líneas por sección, (1) Los kVA de carga a través de la
sección son utilizados para calcular la corriente a través de la sección y (2) el cuadrado
de esta corriente es multiplicado por la impedancia de la sección para obtener las
pérdidas. (3) Los valores de pérdidas para esos tipos de secciones son incrementados por
un factor de pérdidas del neutro, ya que las secciones monofásicas y bifásicas producen
pérdidas adicionales en el retorno por el neutro. Para el cálculo de las pérdidas en las
líneas, las siguientes definiciones se aplican para los valores de kW y kVAR.
lado de la carga
a la S/E sección lado de (a carga
punto final punto final
Figura 2A.1. Modelo de la sección
A.
4 Los kW de carga acumulados a través de la sección es igual a la suma de
todas las cargas sobre el punto final de la sección.
* Los kW de pérdidas acumulados a través de la sección es igual a la suma de
todas las pérdidas de las líneas y equipo para todas las secciones sobre el
lado de la carga del punto final de la sección.
4 Los kW de carga de la sección es igual a los kW de carga entre los punto de
la fuente y el fin de la sección.
Los valores de kW y kVAR de la sección para el cálculo de pérdidas se muestran
en las siguientes ecuaciones:
A. Los valores de kW y kVAR de la sección para el cálculo de pérdidas se muestran en
las siguientes ecuaciones:
kW Sección = kW de carga acumulados a través de la sección + kW de pérdidas a
través de la sección + !/2 kW de carga de la sección
kVAR Sección = kVAR de carga acumulados a través de la sección + kVAR de
pérdidas a través de la sección + !/2 kVAR de carga de la sección
Los kVA sección son:
kVA sección- -^(kW sección)2 +(kVAR sección)2
La corriente a través de la sección, por fase es calculada por:
kVA SecciónCorriente Sección =
Voltaje Sección KVLL
vi
donde NPH = número de fases
B. Los K.W y KVAR de pérdidas son calculados por:
(Corriente Sección)2 x NPH x Rl SecciónPérdidas kW Sección =
Pérdidas kVAR Sección =
1000
(Corriente Sección)2 x NPH x XI SecciónJooo —-
C. Factor de Pérdidas del Neutro: En líneas monofásicas y bifásicas (aproximadamente
10 millas o más) se ha encontrado que las pérdidas en el retorno por el neutro son
apreciables. La corriente de retorno tiene dos posibles caminos: a través de la tierra y
a través del neutro. Las pérdidas en el retorno por tierra son despreciables en medida
que la impedancia de ese camino es mucho más pequeña que la impedancia del
conductor neutro. Para estimar la porción de la corriente de retorno que fluye en eí
conductor neutro, se calcula el siguiente factor de división de la corriente del neutro:
donde
#£. = 0.0181 ohms por la distancia a lo largo del alimentador y el fin de la
sección(l OOOs de pies) [valor tomado del libro Westinghouse
Transmisión and Distribution y del Manual de la REA]
XE = 0. 1823 ohms por la distancia a lo largo del alimentador y el fin de la
sección(l OOOs de pies) [valor tomado del libro Westinghouse
Transmisión and Distribution y del Manual de la REA]
]T ZGW = Impedancia total del conductor neutro en ohms entre la
subestación y el punto final de la sección.
Para secciones monofásicas, ya que la corriente total del neutro es igual a la corriente
en la fase, las pérdidas de la sección (ambos kW y kVAR) son multiplicadas por el
factor O+FO) con e' f"m ^e log1"31" as pérdidas totales de la sección.
Para secciones bifásicas, la corriente total de retorno es igual a la mitad de la
corriente por fase. Las pérdidas de la sección son multiplicadas por el factor
(1+0.5FG).
Para secciones trifásicas en un sistema balanceado, no hay corriente de retorno de
manera que el factor de pérdidas del neutro no se aplica.
Este método de estimar las pérdidas en el neutro ha demostrado precisión frente a
lecturas tomadas en el campo para líneas monofásicas y bifásicas.
2.A.2. Cálculos de voltaje.
A parte de las definiciones de kW de carga acumulados a través de la sección, kW de
pérdidas acumuladas a través de la sección y kW de carga de la sección, se requieren las
siguientes definiciones adicionales:
kW sección total = kW de carga acumulada a través de la sección + kW de pérdidas
acumuladas a través de la sección + 1/2 kW de carga de la
sección.
kVAR sección total = kVAR de carga acumulada a través de la sección + kVAR de
pérdidas acumuladas a través de la sección + '/2 kVAR de
carga de la sección.
Los amperios reales y reactivos a través de la sección son calculados por;
kW sección totalAmps Reales a través sección = -—
NPH
Amps Reactivos a través sección = —
Voltaje sección KVLL
-J3kVAR sección total
,,^,r * Voltaje sección KVLLNPH * — —= —
La caída de voltaje en la sección está dada por:
KVLL de caída de voltaje = /(Apms real a través sección) * (Rl sección + (Apms reactivos
a través sección) * (XI sección) * Factor de caída del neutro]
donde:
El factor de caída del neutro es el mismo que el factor de pérdidas del neutro discutido en la
sección anterior de pérdidas, y varía dependiendo de si la sección es monofásica o bifásica.
El nivel de voltaje resultante usado para la sección es calculado por:
KVLL voltaje sección = KVLL voltaje sección previa - KVLL de caída de voltaje de la sección
Caída de voltaje acumulada = Voltaje Subestación - Voltaje sección
Para determinar si se necesita otra iteración, la diferencia del nivel de voltaje se calcula por:
Diferencia del nivel de voltaje ~a
:clOO%b
Donde:
a ~ Voltaje de la sección - voltaje de la sección de la iteración previa
b = KVLL de la sección nominal.
Lo cual es comparado contra el criterio de convergencia
ANEXO 2C
METODOLOGÍA UTILIZADA PARA EL ANÁLISIS POR
FASE DE LOS CIRCUITOS?*
Las ecuaciones por fase son derivadas del análisis del circuito mostrado en la figura
2B.1. Esta representa una sección del circuito siendo analizado.
V Rc+ixc
scR i X
zgw= Rgw * Íxgw
^
Figura 2B.1. Modelo de línea de componentes simétricas por fase
Donde:
V n f , El voltaje de referencia, es el voltaje en el neutro de la fuente.
V SA , VSB , Vse, son los voltajes en el punto final de la fuente de la sección
V u, V IB , V LC , son los voltajes en el punto final de la carga de la sección
V LS , es el voltaje del neutro de la carga.
ZA ,Zfí ,Zr , son las impedancias de los conductores de la sección.
ZGW , es la impedancia del conductor neutro.
ZE , es la impedancia del camino de retorno por tierra.
/ ,i, 7 B , 7 r , son las corrientes de fase.
¡aa-, es la corriente en el conductor neutro.
2E , es la impedancia del camino de retorno por tierra.
I A , IR , le, son las corrientes de fase.
IGW , es la corriente en el conductor neutro.
7 A:, es la corriente en el camino de retorno.
¿x ,Za ,£c , son las cargas totales a través de la sección por fase. Esta es la suma de la carga
más las pérdidas a través de la sección más Vi de la carga en la sección. La potencia
expresada por la carga es asumida constante, es decir, independiente del voltaje. El valor de
L consiste de una componente real P y una componente reactiva jQ, los cuales se asumen
separadamente.
El valor " " indica que la cantidad es un vector.
2.B.I.Pérdidas en la sección.
Para calcular las pérdidas en la sección, un voltaje es asignado en el final de la carga de la
sección. También, el voltaje es asumido igual al de la subestación para la primera iteración.
Las pérdidas están dadas por la siguiente ecuación:
Pérdidas A=\rA
Pérdidas a-
Estos valores son calculados y discutidos a continuación:
Las cargas y los voltajes en la carga son conocidos, así que las corrientes en las fases pueden
ser calculados de:
IA =LA
V LA
B = =—VLB
" *" significa que las cantidades son complejas conjugadas.
Debido a que las pérdidas en el neutro deben ser proveídas a través de los conductores de la
fase y las pérdidas son proporcionales al cuadrado de la corriente, se necesitan factores para
proporcionar las pérdidas del neutro a las de las fases.
j2 }2 j2
Los factores —, — y — son usados en las ecuaciones anteriores para proporcionar las1T 1T IT
pérdidas del neutro a las de las fases.
Donde: IT =
Para calcular I(íw
La corriente total del neutro es: IN = IA+JB + Ic = 1GW + IE
Para calcular la corriente 1GW de / v , un factor de división de corriente del neutro, FG , se
calcula y se almacena para cada sección.
Entonces: low = FCll N - FG(I A +1 a +¡c)
Donde;
F = Za~
donde
ZE=RE+jXE
RE = 0.0181 ohms por la distancia a lo largo del alimentador y el fin de la
sección(1000s de pies) [valor tomado del libro Westinghouse
Transmisión and Distribution y del Manual de la REA]
XE = 0.1823 ohms por la distancia a lo largo del alimentador y el fin de la
sección(1000s de pies) [valor tomado del libro Westinghouse
Transmisión and Distribution y del Manual de la REA]
GJP =Impedancia total del conductor neutro en ohms entre la
subestación y el punto final de la sección.
2.B.2. Cómputo de caída de voltaje en la sección.
El voltaje al final de la carga de la sección es:
V -V -17-1 7vLA ~ vSA 1A^A LGW**
V -V - J 7 - J 7"LB ~ *SB 2B^B 1GW^
*LC ~~*sc
Para la primera iteración fuera de la subestación Vs es igual al voltaje de la subestación. Para
otras secciones el valor de Vs es igual al de VL de la sección previa. La caída de voltaje es
entonces calculada por:
Caída de voltajeA =
Caída de voltajeB =
Caída de volíajec =
SA
V,SB
V,se
VLA
Vl£
LC
Para calcular la caída de voltaje acumulada, cada Vs en las tres ecuaciones anteriores es
igual al voltaje de la subestación. Para determinar si se necesita otra iteración, la diferencia
del nivel de voltaje es calculada por:
Actual V,. - Previo V,,Diferencia del nivel de voltaje ~ LA
Voltaje nominal V,LA
La diferencia del nivel de voltaje es entonces comparado con el criterio de convergencia.
Las mismas ecuaciones son usadas para las fases B y C.
ANEXO 2D
FLUJOS DE POTENCIA DE LA SITUACIÓNACTUAL PARA LOS CIRCUITOS DE IBARRAREALIZADOS CON EL PROGRAMA DPA/G™
PROJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 05/12/99 11:23:34L1CENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR11 6) _ DIESELNominal Voltage - 6.30 KV Line to Line
L M K 1 ( 0 ) Ult-Üt-L
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
TROYA (6, 3)TROYA (o, 3 )TROYA ( G , 3}
EMELNORTEEMELNORTEEMELNORTEBOL _ BORREBOL "BORREBOL BORRE
GRIJ BOLGRIJ" BOLGPIJ BOL
M U N I C IMUNICIMUNICI
SUCRE _GRIJSUCRE "GRIJSUCRE GRIJ
BORRE SUCREBORRE_SUCREBORRE SUCRE
SUCRE GARCÍASUCRE GARCÍASUCRE GARCÍA
ROCA BOLROCA_BOLROCA_BOI.
GARC ROCAGARC "ROCAGARC ROCA
SUCRE GARCÍA:SUCRE GARCIA1SUCRE GARCÍA!
FLORES ROCAFLORES ROCAFLORES _ROCA
FLORES SUCREFLORES "SUCREFLORES SUCRE
ROCA OBI EROCA _OBIEHOCA_OBIE
ROCA OVIROCA ~OVIROCA GVI
SUCRE OVIESUCUE"OVIESUCRE J W I E
SUCRE GV'lEOlSUCRE " ' )VIE01SUCRE_OVIE01
BOL_SUCREBOL "SUCREBOL "SUCREROCA MONCROCA MONCROCA" MONC
SUCRE: MONCSUCRE MONCSUCRE MONC
OLM "MONCf)LM_MONCOLM~MONC
GRIJ'NARYG R I J NARVGRIJ NARV
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VUÍ.1MIJC. PC,ttSECT ACCUWDROP DROP
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000ú0'J00000ú;30J
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46b6433212000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000o00000000000D000J
SECTION ÑAME
TROYA ( 6 , 3)TROYA (6, 3)TROYA ( 6 , 3 )F.MELNORTEEMELNORTEEMELNORTEBOL BORREBOL BORREBOL BORREGRIJ BOLGRIJ_BOLGRIJ BOLMUNICIMUNICIMUNICISUCRE GRIJSUCRE GHIJSUCRE GRIJBORRE SUCREBORRE SUCREBORRE SUCRESUCR£~GARC1ASUCRE GARCÍASUCRE GARCÍAROCA BOLROCA BOLROCA_BOLGARC ROCAGARC ROCAGARC ROCASUCRE GARCIA1SUCRE GARCIA1SUCRE GARCIA1FLORES ROCAFLORES ROCAFLORES ROCAFLOREE SUCREFLORES SUCREFLORES SUCREROCA OBI EROCA OBI EROCA OBI EROCA OVIROCA_OVIROCA OVISUCREJjVIESUCREJDV1ESUCRE OVIESUCRE OVIF.01SUCRE OVIF.01SUCRE OVIE01BOL SUCREBOL SUCREBOL J3UCREROCA MONCROCA MONCROCA MONCSUCRE MONCSUCRE MONCSUCRE MONCOLM MONCOLM MONCOLM MONCGRIJ_NARVG R I J NARVGRIJ NARVRODRIG_GRIJRODRIG GRIJRODRIG G R I JGRIJ_SANí i R I J SANGRIJ SANFLORES _NARVFLORES"NAKVS-LORES NARVNAR MOÑ'rNAR MONCNAR MONCNAR"MONCO:NAH MONCC1NAR MONC01SANCH J1ONCSANCH "MONCSANCH MONCOLM MONCAYOOLM MONCAÍOOLM"MONCAYOÜVIEDO VELAS•;V:EDC_Vt:L. rJ
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FLORES OLMEDO 0.1 A 6CUFLORES OLMEDO BFLORES_OLMEDO C
PERCENT PERCENTSECTION ÑAME DROP LEVEL
BOL SUCRE 2.13 92. S7BOL SUCRE 2.11 92 .89BOL SUCRE 2 .14 92 .86
50 9 150 9 1
3 0.0 2.13 0.0 2.1
50 9 1 3 0.0 2.1
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
TROYA ( 6 , 3)TROYA |6, 31
EMELNORTE
iterar ion | a ) w i th '.'onvcrgence entena of 0.5C
KVA KW KVARA 188.5 182.9 45B 187.2 181. S 45r 188.2 182. S 45
PF7 0.975 0.977 0.97
30.31 :30.10 :30.26 3
KVA KW3.53.43.5
444
KVA.48.42.47
1 11 11 1
KW3.193.143.18
0 0.00 0.00 0.0
KVAR1.391.371.39
1.6 93 .41.6 93.41.6 93 .4
KVAR3.2 1.43.13.2
1.41.4
136.e 0 .97
PROJECTi EMELNORTE-LUCIQ RIVERA 05/12/99 11:23:35LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALVSIS ON FEEDER CIR1_DIESELNomina l VolCage = U.80 KV Line to Line
0.0 0.0 FLORESJDLMEDO0.0 0.0 FLORES_OI.MEDO0.0 0.0 FLORES OLMEDO
l-.i rt i jji r.^c.L
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
AJAVIAJAVIAJAVI
AJAVI 01AJAVI 01AJAVI 01RIVADENRIVADENPIVADEN
RIVADEtJ lRIVADEN1RIVADEN1RIVADEM2RIVADEN2RIVADF.N2RIVADEN 3R I V A D E N 3R I V A D E N 3
RIVA TRANSÍRIVA TRANSÍR I V A TRANSÍRIVA~TRANS2RIVA "OBIEDORIVA OBIEDOR I V A OBIEDOR I V A TRANS 3R I V A "TRANS 3RIVA _TRANS3RIVA "TRANS 4R I V A TRANS4R I V A TRANU4
R I V A _ MONCAYORIVA'MONCAYCRIVA MONCAYO
R I V A ACOSTAR I V A ACOSTAR I V A "ACOSTA
'PILETAPILETAP I L E T A
MERCADOMERCADOMEF.i 'AIX"/
MERCADOO 1MCRCADOO 1MERCADOOI
PILETA TRANSPILETA TRANSP I L E T A TRANS
OBELISCOO9LLI SCO'¡BF.LISCO
PREVISORAPREVISORAPREVISORA
ACOSTAACOSTAACCSTA
R I V A MONCAYO:K I V A MdMCAYOlR I V A ' M O N C A Y O IKIVA MONCAYC-2R I V A M O N i ' A Y C 2R I V A M O Ü C A Y C 2
" ' r t lVA^cN-l
KIVAI. 'EÍJ .1 ;,-, ; YATHA-'iS
H O S P I T A LHOSPITALHO:;Í ' :TAL
LGTH PUSKM CFGPHASE APHASE QPHASE C0. 1 A
BC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABr
0.1 AB-
0.0 ABC
0.1 A0. I A
BC
0.1 Anc
0.1 ABr
0.1 Aac
0. 1 Aíii:
0. 1 AB
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0.1 ABC
0.1 ABC
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0.- AB!'
0.1 AB
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KW206223184208223184208219164208215164177185152159179142143175137
3600
148496
130142535
71311576980435658133016090000334
161420
445000
11;o14
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KVAR AMPS CUST60 29 066 32 07280867280857280837266695759675454665113
005
31364959
13354
212630162122
511
6040000111s5;212000445212
111016hf>
26293226293126293026252621222520202519
5002
1214IB2451228
1011
688242010000001223111000212111H4
222
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
VUJjl/Vjt. PtUCLMSECT ACCUMDROP DROP LEVEL
95.095.0
0000000000000000000
-00000000000000000000000
-000000000000000000D003000000
000111000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000c000
0.00.00.00.10.10.10.10 .20.10.20 .20.10.20.20.10.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20..10.20.20.20.20 .20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20 .2o.;0 .20 .20.?0 .20 .20 .20 .20 .21.20 .20 .2o.,:0 .20 .20 . J0 .20 .2:i.;0 .^0.1
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c1
ÍI
SECTION ÑAME
AJAVIAJAVIAJAVIAJAVI 01AJAVI 01AJAVI 01RIVADENRIVADENRIVADENRIVADEN1RIVADEN 1RIVADEN 1RIVADEN2RIVADEN2RIVADEN2RIVADEN3RIVADEN3RIVADEN3RIVA TRANSÍRIVA TRANSÍRIVA TRANSÍRIVA TRANS2RIVA OBIEDORIVA OBIEDORIVA OBIEDORIVA TRANS3R I V A TRANS3RIVA TRANS 3RIVA TRANS 4RIVA TRANS4RIVA TRANS4RIVA^MONCAYORIVA_MONCAYORIVA MONCAYORIVA ACOSTARIVA ACOSTARIVA ACOSTAPILETAPILETAPILETAMERCADOMERCADOMERCADOMERCADOO 1MERCADüO 1MERCADOO 1PILETA TRANSPILETA TRANSPILETA TRANSOBELISCOOBELISCOOBELISCOPREVISORAPREVISORAPREVISORAACOSTAACOSTAACOSTAR I V A MONCAYO1RIVA MONCAYO;RIVA_MONCAYO1RIVA""MONCAYO.:RIVA~MONCAY02R I V A KONCAY'VR I V A D E N 4RIVADEN5k l V A T K A N SH O S P I T A LHOSPITALMOSPITA! ,
NAHAN JALO 1 C 33ÑAUAN JAL2 0 . 3 A 2AC 15NARANJAL3 1.1 A 2AC 25
EJ IDOTRANS 0 .2 1 2AC 0EJIDOTRANS01 0 .3 C 2AC 0
SAA 0.2 A 2AC 25SAñ B 0SAft C 0
ECUAVI MOR 0.4 A 3/OAC 0ECUAVINOR B 0ECUAVINOR C 0
SAA1 0.2 A 3/OAC 0SAA1 B 0SAA1 C 0
SAA GRANJA 0.1 A 3/OAC 0SAA >,RANJA a 0SAA GRANJA C 0
YUYUCOCHA 0 .3 A 2AC 9YUYUCOCHA B 0YUYUCOCHA C 0
EMAPAÜ2 0..: A 2AC 0EMAPA02 B 0EMAPA02 C 0
SAA2 0 . 3 A 2 /OAC 0SAA2 B 0SAA2 C 0SAA3 0.3 A 2 /OAC 38SAA3 B 0SAA3 C 0SAA5 0.3 A 2/OAC 0SAA5 B 0SAA5 C 0SAA4 0 .3 A 2AC 10
GRANJA 0.¿ A 2AC 0GRANJA B 25GRANJA C 0
GUAYAQUIL 0.8 B 2AC 25FLORALP 0.1 A 3/OAC 15FLORAL F B 15FLORALP C 15
147
1100
1100
8898as
000000300
575759000
17000005
2436241277
11100100
303027
000000000
3636340002000000
151614111
2 0.01 0.01 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.0
12 0.012 0.012 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.09 0.09 0.09 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.04 0.05 0.04 0.02 0.01 0.01 0.0
7 1 1 0 . 0
U T D C 1 T r<r¡n V A V I U I I U
1.11.30.80.00.0
16.214.513.5
9.28 .78.15.24 . 74.24.03 .03.05.:4 . 94 . 94 . 94 . 94 . 91.10.00.01.10.00.00.00.00.00.32.12.92.00.90.30.30.3
VüLTAGE DROP MÁXIMUM — h ™ "*JM_ u^m^ i-4nj\j.i-ji_u-iPERCENT PERCENT PERCENT
SECTION ÑAME DROP LEVEL SECTION ÑAME CAPACITVEMAPA02 1.36 95.64
EJIDOTRANS13 1.7: 95.28EMAPA02 0.81 96.19
SAASUBSEND
2 i t e ra r ion (3} wi th convertjence criterio oí
RUN CUMULATI VE FEEDER LOAD --KVA KW KVAR
A 7 2 9 . 4 6 9 4 . f l 221.9B 971.5 837. h 240 .8C 6 5 8 . 4 626. E 202.2
PF0 . 9 50 . 9 60 .95
SAA
0.50
16.1719.2813.52
715
600
200181171150137127106
936382575959575929293022
00
13000002
12ie12
6343
KVA4.036.922.96
1 11 21 10 00 0
84 2882 2675 2468 2267 2062 IB53 1652 1446 1336 1236 934 936 936 934 918 4IB 417 4
2 30 00 01 20 00 00 00 00 00 08 28 37 21 10 00 00 0
LOSSES --
KW2.814.872.07
0000000000000000000000000000000000000000
KVAR2.894.922.12
0.00.00.00.00.00.10.10.10.10.10.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.00.00.0
-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0Q . O0.00.0
0.6 96.41.2 95.81.2 95.80.6 96 .40.6 96 .41.2 95.81.3 95.70.7 96.31.3 95.71.4 95.60.7 96.3l . J 95.71.4 95.60.8 96.21.3 95.71.4 95.60.8 96.21.3 95.71.5 95.50.8 96.21.4 95.61.5 95.50.6 96.21.3 95.71.4 95.60.8 96.21.3 95.71.4 95.60.8 96.21.3 95.71.4 95.60.8 96.21.3 95.71.3 95.71.4 95.60.8 96.21.3 95.70.9 96.11.0 96.00.5 96.5
0.00.00.00.00.00.10.10.10.10.10. 10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
0.0 NARANJAL010.0 NARANJAL20.0 NARANJAL 30.0 EJIDOTRANS0.0 EJIDOTRANS010.1 SAA0.1 SAA0.1 SAA0.1 ECUAVINOR0.1 ECUAVINOR0. 1 ECUAVINOR0.0 SAA10.0 SAA10.0 SAA10.0 SAA GRANJA0.0 SAA GRANJA0.0 SAA GRANJA0.0 YUYUCOCHA0.0 YUYUCOCHA0.0 YUYUCOCHA0.0 EMAPA020.0 EMAPA020.0 EMAPA020.0 SAA20.0 SAA20.0 SAA20.0 SAA30.0 SAA30.0 SAA30.0 SAA50.0 SAAS0.0 SAA50.0 SAA40.0 GRANJA0.0 GRANJA0.0 GRANJA0.0 GUAYAQUIL0.0 fLORALP0.0 FLORALP0.0 FLORALP
_^. o r í n cvnuíitT nvTiT rprnpQ r rvzcrc _
KVA KH KVAR7.8 6 .4 4 .
10.76.7
a. s5.6
6.3.
567
b 6 4 . ' J 0 . 9 6
PROJECT: EMELNORTE-I.UCIO RIVERA 05/12/99 11:23:37LICEN5ED TO: Escuela poli técnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER C I R 2 ( 6 ) _ D I E S E LNominal Vol tage = h . 30 KV Line Co L i r i e
:¿ [b) lutat-L
'T ION ÑAMEiF.R TOTALS:
T R O Y A 1 6 , 312T R O Y A I G , 3 ) 2T R O Y A ( G , 3!2
NARV LEQNARV _LEQNARV "LEQ
CIF LEQCIF LEQC I F LEQLEQ "OLMLEQ OLMLEÍ OLMLEÍ "BOLLEQ BOLLEO BOL
LEQ SUCREI.EQ^SUCRELEQ "SUCRE
LEO MALDLEQ MALDLEQ MALD
LEQ MALD01I.EQ'MALDOILEQ"MALDCI
MALD BORRM A L U J I O R RM A L D ' Ü O R R
HALL MORy-ALL; •••' 'RMALD MORMALD FLCMA!.[i n,üMALÍ/ TLC
LGTH PHSKM CFGPHA:;E: APHASE BPHASE CO . o A
BC1
0 . 1 ABC
0.1 ABC
0.1 AHC
0.1 »l
BC
0. 1 ABC.
o.; AHC
0.1 ABc
c . i AH
:i . :. Ai!
" . .: ,-•,H
LjUrtU 1 Ll J J L L l l W J ' í i
CONN LOADCOND KVA KW KVAR AMPS CUST PCT
(feeder pt - 0 .97)(feeder p£ - 0 .97)(feedet pf - 0 .97 )
4 C U 0 0 0 0 0 . 0 29 .30 0 0 0 0 . 0 29 .50 0
4CU 10 b10 510 5
4CU 0 00 00 0
4CU 0 00 00 0
4CU 0 00 00 3
4CU 12 612 612 6
4CU 0 220 220 2?.
4CU ¡9 i 8-." 18l'J 19
4 CU 0 0t) 00 0
JCU . * I". J '.-.':s 12
4C'J If. '11 1 81 .' H
0111000000000111
171616
55t-000
111
0 0.0 2 9 . 41 0.0 29 .31 3.0 2 9 . 51 0.0 2 9 . 40 0.0 2 8 . 60 0.0 28 .80 0.0 2 8 . 70 0.0 27 .40 0.0 27. tí0 0.0 2 7 . 50 0.0 25.70 0.0 25 .90 0 . 0 25 .92 0.0 2 4 . 02 0.0 2 4 . 12 0.0 2 4 . 18 0.0 23.0f l Q . O 2 3 . 2H 0.0 2 3 . 2tí 0.0 18.9tí O. í l 19. i(, 0 .0 19.10 0.0 13.60 0 .0 13.70 0.0 13.74 0 .0 11.94 0 . Ü 11.'.'4 O.C 11.92 O . C o . ?.' 0.0 10.02 0.0 10.0
juiíu i n
KW17717817817717817817317417417017?171163164164152154154138140140124'.26126104l O b105
H l9202"5bbu5<;E)
5555
f\ i U L L l l U K ' ^ VVlji/V-JL, r U R V t l ' l
SECT ACCUMKVAR AMPS CUST DROP DROP LEVEL
45 53 0 95.044 53 0 95.044 53 0 95.045 53 0 0.8 0.8 94.244 53 0 0.8 0.6 94.2444443434443434342424241414039393131312020:o161616141414131313
53525252515252495050464747424343363838313232242525202020171717
0 0.80 0.10 0.10 0.10 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0 .10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 0.10 G . l0 0.10 0.10 0.1
0.8 9 4 . 21.0 94.01.0 94 .01.0 9 4 . 01.1 93.91.1 93.91.1 93.91.3 93.71.3 93.71.3 93.71.4 9 3 . 61.4 93. b1.4 93.61.6 93.41.6 93 .41.6 93.41.7 93.31.7 93 .31.7 93.31.8 93 .21.8 93 .21.8 93.21.9 93.11.9 93.11.9 93.11.9 "3.12.0 93.01.9 93.12 . 0 --><,. ü2 . 0 93.02 . 0 93. Ü
l_|t_í.J_
KW3.13.23.11.41.51.50.30.30.30.30.30.30..10 .30 .30 .20.20 .20.20.20.20 .20 .20.20. 10.10.10.10. 10. 10 - i0. 1o.;0.00.0'J .O
JC.J -
KVAH SECTION ÑAME1.41.51.40.7 TROYA (6, 3 ) 20 .7 TROYA (b , J ] , '0 .7 TROYA (6, 3 ) 20 . 1 NARV LEQ0. 1 NARV LEQ0.1 NARV LEQ0.1 CIF LEQ0.1 CIF LEQ0.1 CIF LEQ0 . i LEQ OLM0.1 LEQ "OLM0.1 LEQ OLM0.1 LEQ_BOL
0.1 LEQ^BOLo.i LEQ'BOL0.1 LEQ SUCRE0.1 LEQ SUCRE0.1 LEQ SUCRF0.1 LEQ MALD0.1 LEQ"MAL30. 1 LEQ MALD0.0 LEQ MAL DO 10.0 LEQ MALDO]0.0 LEQ_MALD010.0 MALD BORR0.0 MALD _ BORRo.o MALD'BORH0 . C MALD MORo.o MAL:: MOR0. C MALD MOR0.0 MALD n,00.0 MALD FLO;> .o MALD "rr.o
VOLTAGE DROP MÁXIMUMPERCENT PERCENT
SECTION ÑAME DROP LEVELPREVISORA 0 .23 94.77
MERCADO 0.25 94 .75PREVISORA 0.21 94 .79
-— MIRE LOAD MÁXIMUM —PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITYAJAVI01 16.36AJAVI01 17.51
AJAV: 14.50
LOSSES
KVA0.450.530.39
KW0.390 . 4 60 . 3 4
KVAR0.23
0 . 2 6
0.20
i t e r a t i o n í s ) w i t h convergence criteria of O . S O
KVA KWABC
TOTAI,
410425385
1220
600
7
390.8404.2366.7
1161.6
KVAR126.1131. 5117.4
375.0
PF000
0
959595
95
KVA333
11
KW999
7
333
10
665
1
KVAR1.61.61.6
4 . 8
PROJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 05/12/99 11:23:38LICENSED TO: Escuela Politécnica HacionaiBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR1_RETNominal Voltage - 13.80 XV Line to Lirie
i-iri.1 nLi
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
LGTH PHSKM CFGPHASE APHASE B
CONNCOND KVA
UVI\ír 111 JC,l_l.ltlJ1
KW KVAR AMPS CUST[feeder pf -(f ceder pf =
PHASE CSUBSENDSUBSENDSUBSEND
SUBSEND01SUBSEND01SUBSEND01SUBSEND02SUBSEND02SUBSEND02SEND NAZPSEND NAZPSEND NAZPDUCH PINTDUCH PINTDUCH PINT
DUCH PACHADUCH PACHADUCH PACHA
PACHA1PACHA1PACHA1PACHA2PACHA2PACHA2
PACHA SAAPACHA SAAPñCHA_SAA
EJIDOEJIDOEJIDO
EJID001E JI DOO 1EJID001
EJID02EJID02EJ1DO2EJID03F.JIDOJEJID03EJID04EJIDObEJID06EJID07EJIDOS
EJIDOTEREJID09
EJIDOTRANS11EJIDOTRANS12EJIDOTRANS13EJIDOTRANS10
EJIDOTRANS9EJIDOTRANSBEJIDOTRANSZEJIDOTRANS2EJIDOTRANS2EJIDOTRANS4EJIDOTRANS4EJIDOTRANS4EJIDOTRAIJS6EJIDOTRANS6EJIDOTRANS6EJIDOTRRNS7F.JIDOTRANS7EJIDGTRANS7EJ:DOTRANS5EJIDOTHANS3EJIDOTRAIJS3EJIDOTRANS3
NARANJALNARANJALNARANJAL
NARANJAl.OlNARANJAL 01
0.8
0.5
0.5
0.2
0.3
0.3
0.2
0.2
0 . 4
0.1
0 .2
0.3
0.1
0.20.10.20.20.10 .20.30.80 . 60 .40.30.30 .20 . 4
0 .2
0.1
0.5
0 .20 .4
C . 2
0 .2
ABCABCABCABCABCABCABCABCAacABCABCABCABCBBBBBBBBBBBBBAB'-;ABCABCABCBABCAB
A3
3/OAC
3/OAC
3/OAC
3/OAC
3/OAC
3/OAC
3/OAC
3/OAC
3/OAC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC
2AC
2AC
2AC
2ACÍAC
2AC
:AC
015
00
2500
1500
5000
250
252525
000
1000
1500
1010
000
3800
25000
15150
150
15101525351515
00
1000000
100
38383810252525
000
1333
0700
1200700
2400
120
11121100050070055000
1600
1100077070757
1217
770050000050
171816
5111211000
1516
(feeder pf -01001001002001011100000010000000100100011010101121100000000002?1011]0001i
01002001003002012100010010011000200100011010111221
00100000102221
3G~2
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00 . 00.00.00.00.00.00.00.00.00 . 00.00 . 00.00.00.0o.co . ü0.00.00.00.0
LOADPCT
0 . 9 5 )0 . 9 7 )0.95)
13.719.311. B13.819.011.913.818.411.813.818.111.813.817.111.813.816.511.813.015.711.013.015.711.012.815.711.0
4 . 811.1
5.04 .5
10.85.02.19.62.82.19.62 . 06.35.74.74.10 .90.50 .42.72 .21.30.50.50.02.13.32.01.22.11.21.21.71.2i.:1. j1.20.4O . H0.90.82 . 41.21.11.11.2
LjU/\JJ 1
KW304433260304430260303419259303408259303392259302373259297361253284347241281347241276346241
64150
6962
1476129
1313328
131278275645312
42
3323
9440
264327172816172116
90
e2f,0
5.131614ea
irvu JE.I- 11 un
KVAR AMPS CUST96 41 0
109 58 08596
1098595
1078495
1056494
1038494
1018493
10083929882929881919881
614
66
1363
1233
12¿776510032100034¿231221111011011111
35415735415635415535415335415035414 935394733394733384733
820
98
1984
1744
174
1110
8720043100046424223211I011142?11
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000001)J0G0000
uuL,lrt<jt. fthSECT ACCUMDROP DROP
0.30.30.10.20 .20.10.20.20.10.10.10.00.10.10.10.10.10.10.00.10.00.10.10.00.10.10.10.00.00.00.00.10.00.00.1
-0.00.00.0
-0.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00 . 00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0G . O0 . 0G . O0.00.00.0
0.30.30.10.50 .50 .20 . 60.80.30.70.80.40.80.90.40 .91.00.51.01.10.51.01.10.51.11.30 . 61.11.30.61.21.40.61.21.50 .61.21.50.61.51.61.61.61.61.61.61.71.71.71.61.61.51.21.50 .61.21.50 .61.21.50.61.21.60 . 61.51.21.50.61 . 21.4O . b1.2l . H
<_t,Ni
LEVEL97.097.097.096.796.796.996.596.596.896 .496.296.796 .396.296.696.296.196.696.196.096.596.095.996.596.095.996.595.995.796.495.995.79 6 . 495.895.696 .495.095.596.495.895.596 .495.595.495.495 .495-495.495.495.395.395.395.495.495.595. B95.59 6 . 495.895.596.495.895.59 6 . 495.895.496 .495.535. B95.59 6 . 495.895.616.495. B95. ti
KW2.84 . 92.10.61.20.50.40.70.30 .40.70.30 .20.30.10.20.30.10.30 .40 .20.10.20.10.10.20.10.20 . 40.20.00.00.00.00.10.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00 . 00.00.00.00.00.00.00.00.00 . 00.00 . 00.00.00.00.00.0
fCVAR SECTION ÑAME2 - 94 . 92.10.7 SUBSEND1.3 SUBSEND0.5 SUBSEND0.4 SUBSEND010.0 SUBSEND010 .3 SUBSEND010.4 SUBSEND020.7 SUBSEND020.3 SUBSEND020.2 SEND NAZP0.3 SEND NA2P0.1 SEND NAZP0.2 DUCH PINT0.3 DUCH P I N T0.2 DUCH PINT0 .3 DUCH PACHA0 . 4 DUCH PACHA0.2 DUCíTPACHA0.1 PACHA10.2 PACHA10.1 PACHA10.1 PACHA20.2 PACHA20.1 PACHA20.2 PACHA SAA0.4 PACHA SAA0.2 PACHA SAA0.0 EJIDO0.0 EJIDO0.0 EJIDO0.0 EJID0010.0 EJID0010.0 EJID0010 .0 EJID020.1 EJID020.0 EJID020.0 EJID030.0 EJID030.0 EJID030.0 EJID040.0 EJIDOS0.0 EJID060.0 EJ1D070.0 EJIDOS0.0 EJIDOTER0.0 E1JID090.0 EJIDOTRANS110.0 EJIDOTRANS120.0 EJIDOTRANS130.0 CJIDOTRANSIO0.0 EJIDOTRANS90.0 EJIDOTRANSB0.0 EJIDOTRANS20.0 EJIDOTRANS20.0 EJIDOTRANS20.0 EJIDOTRANS40.0 EJIDOTRANS40.0 EJIDOTRANS40.0 EJIDOTRANS60.0 EJIDOTRANS60.0 EJIDOTRANS60.0 EJIDOTRANS70.0 EJIDOTRANS70.0 EJIDOTRANS70.0 F.JIDOTRANS50.0 F.JIDOTRANS30.0 EJIDOTRANS30.0 EJJDOTRANS30.0 NARANJAL0.0 NARANJAL0-0 NARANJAL0.0 NARANJAL010.0 NARANJAL01
MALD FL002 0.1 AMALD~FL002 BMALD~FL002 C
FLOR SAL 0.1 AFLOR SAL BFLOR SAL C
MONT_FLOR 0.1 AMONT FLOR BMONT FLOR C
OVI^MONT 0.1 AOVI* MONT BOVIJ-10NT C
OVIEDO END 0.2 AOVIEDO END BOVIEDO END CFLORES END 0.1 AFLORES CND BFLORES END CMALD FL001 0.1 AMALD FL001 BMALD FL001 C
SAL_BORR 0.1 ASAL BORR BSAL"BORR cSAL GRIJ 0.1 ASAL GRIJ BSAL GRIJ C
SAL GRIJÜl 0.1 ASAL GRIJ01 BSAL_GRIJ01 C
ROCA_BORR 0.2 AROCA BORR BROCA BORR C
LEQ SAL 0.1 ALEQ SAL BLEQ SAL C
MALD PEÑA 0.2 AMALD PEÑA BMALD PEÑA CLEQ BOL01 0.1 ALEQ'BOLOI BLEQ BOL01 CLEQ OLMO 1 0 . 1 ALEQ "OLMO 1 BLEQ OLMO! CCIF LEQ01 0.1 ACIF LEQ01 BCIF LEQ01 C
6CU
6 CU
6CU
6CU
8CU
6 CU
4CU
4 CU
4CU
4 CU
4 CU
4 CU
a cu
8 CU
e cu
8 CU
15 715 715 730 1430 1430 14
0 00 00 0
10 1510 1510 15
e 48 4e 4e 48 48 4
15 715 715 7
0 00 00 0e 4e 48 46 37 37 38 48 48 4
16 817 317 a12 612 612 623 1123 1123 1122 1022 1021 1015 715 7
11122200099900000011100000000000011111111111111
2 0.02 0.02 0.04 0.04 0.04 0.00 0.00 0.00 0.05 0.05 0.05 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.02 0.02 0.0
15 7 1 2 0.0
T J T n C - T rthfl MAVTUi rW-- VOLTAGE DROP MÁXIMUMPERCENT PERCENT
SECTION ÑAME DROP LEVELOVIEDO END 2.12OVIEDO END 2.14OVIEDO END 2.12
92. QS92.8692.88
11.311.311.39.59.59.56.16.16.15.25.25.21.31.31.30.90.90.91.21.21.21.11.21.21.11.21.20.50 .50.50.60 .60.61.21.31.31.91.91.93.63.63.63.43.43.32 .32.32 .3
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
NARVNARV
TROYA ( 6
2 i teration[s) with converqence criteria of
— * — -- RUN CUMULATIVE FEEDER LOADKVA KW KVAR
A 911.5 871.6 267B 1055.0 1015C R 4 1 . 2 804
.B 285
.3 246
PF.0 0 .96.0 0 .96.3 0.96
LEQLEQ
,312
0.50
29.3329.522 9 . 4 4
414141303030232323111111
222222444777555122222444333555555444
KVA3.423.473.46
11 1211 1211 1210 910 910 9
9 79 79 75 45 45 40 10 10 10 10 10 10 10 10 11 21 21 21 11 21 20 00 00 00 10 10 10 10 10 10 10 10 11 21 21 21 21 21 10 10 10 1
LOSSES —
KW3.113.153.14
000000000000000000000000000000000000000000000000
KVAR1.431.451.45
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
2.02.12.02.12.12.12.12.12.12.12.12.12.12.12.12.12.12.12.02.02.01.91.91.91.91.91.91.91.91.91.91.91.91.81.81.81.81.81.81.41.41.41.31.31.31.11.11.1
93.092.993.092.992.992.992.992.992.992 .992.992.992.992.992.992.992.992.993.093.093.093.193.193.193.193.193.193.193.193.193.193.193.193.293.293.293.293.293.293.693.693.693.793.793.793.993.993.9
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
MALD FL002MALD FL002MALD FL002FLOR SALFLOR SALFLOR SALMONT FLORMONT FLORMONT FLOROVI MONTOVI MONTOVI MONTOVIEDO ENDOVIEDO ENDOVIEDO ENDFLORES ENDFLORES ENDFT.ORES ENDMALD_FL001MALD_FLOO 1MALD FLO01SAL BORRSAL BORRSAL BORRSAL^GRIJSAL GRIJSAL GRIJSAL GRIJ01SAL GRIJ01SAL GRIJ01ROCA BOHRROCA BORRROCA BORRLEQ SALLEQ SALLEQ SALMALQ_PEÑAMAL D_ PEÑAMALD PEÑALEQ BOL01LEQ BOL01LEQ BOL01LEQ OLM01LEQ OLM01LEQ OLM01CIF LEQ01CIF LEQ01CIF LEQ01
a r i h i j-'m/i IT nTTirr rrrnrD T^ccrc
KVA KW11.2 9.514.110.1
11.68.7
KVAR585
902
¿807.5 2691.6
PROJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 05/12 /99 11:23:37LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR2_DIESELNominal Voltage - 13.60 KV Line to Line
C1H/ UlL^ILi.
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
RED AJAVIRED AJAVIRED AJAVIEMPEDRADOEMPEDRADOEMPEDRADOEMP GÓMEZEMP GÓMEZEMP GOMES
HOSP_SEGUROHOSP SEGUROHOSP SEGURO
PETROCOMERCIALPETROCOMERCIALPETROCOMERCIAL
EMP EMETELEMP EMETELEMP "EMETEL
SAUCESAUCESAUCE
SAUCE01i'AUCEO 1EAUCE01SAUCE 02
LGTH PHSKM CFGPHASE APHASE BFHASE C0.2 A
BC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.3 ABC
0.3 ABC
0 .3 ABc
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 A
CONNCOND KVA
^UMU 11 JC.^ i í<jn '
KW KVAR AMPS CUST(feeder pf -(feeder pf -[feeder pf ~
2CU 555
2CU 02510
2CU 025
02CU 15
15¿5
2CU 001!
2CU 000
:cu 6300
;cu o0
53:CL' o
2 02 02 00 0
11 24 10 0
11 20 07 17 1
11 20 00 00 00 00 00 0
2 9 50 00 0ü 00 0
24 40 0
0 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01 0.01 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.0
1
LOADPCT
0.97)0.99)0.97)
45.47.4 2 .45.47.4 2 .45.4 6 .4 2 .45.4 6 .4 2 .4 4 .4 4 .40.41.43.39 ,39,43.36.39.43.3 6 .38.
. 6, 6, 5, 4,S. 4.4.9.1, 4.2.1.3,5, 8.6.5.2.9,5,2, 3, 5.2.3
_j <jntj í i
KW773809722772807721770800716769788713764777707747750688700732659655730607640729595639
ir\ JE.
KVAR1761B41651761841651751S2164175180163173177161169172157161168152152166143150166141150
!_ 1 ¿Ul« ~ —
AMPS CUST105 0110 0
9B105109
98104109
97104107
97104106
96102102
9496
1009090
100B388
1008288
00000000000000000000000000
VUljl/iíjL fLrt
SECT ACCUMDROP DROP
0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0.0.0.0,0,0.0.0.0,0 ,0.0.0 ,
, 2.2,1,1,1,1.2.2,2.2.2.2.2.2.2,3. 3.2.1.1.1.1.1.1.1
0.20.20.10.30.30 .20 .50.50 .40.70.70 . 60 .90.90.81.21.21.01.31.31.11.31.31.11.4
k-LNl
LEVEL95.095.095.9 4 .9 4 .9 4 .9 4 .94.94.94.94.9 4 ,94 .9 4 .9 4 .9 4 ,94 .94.93.93.94.93.93.93.93.93.93.93.
.0
.8,8, 9,7,7.8.5.5.6.3,3. 4.1.1,2.e.8.0.7. 7,9,7,7.9, 6
KW23.330.021.
1.1.1.0,0,0.11111111,1.1.1,1.0,0.0.0 ,0.0.0 ,
.3
.2
.3
.0
.7,8.6.4.4.2.6.7.4.6.6.3.8,9.6.4. 5.3. 4.5.3.5
KVAR14-317.812.80.80 .90.70.50 .60.51.01.10.91.21.31.01.21.21.01.41.51.20 .30 . 40 .30 .30 .40. j0 . 4
SECTION ÑAME
RED AJAVIRED AJAVIRED AJAVIEMPEDRADOEMPEDRADOEMPEDRADOEMP GÓMEZEMP GÓMEZEMP GÓMEZHOSP SEGUROHOEP SEGUROHOSP~"SEGUROPETROCOMERCIALPETROCOMERCIALPETROCOMERCIALEMP EMETELEMP EMETELEMP EMETELSAUCESAUCESAUCESAUCE01SAUCE01SAUCE01SAUCE02
SAUCEOZSAUOEO?
BANDABANDABANDA
BAKDA01BANDA01BANDA01
GA30LINFGASOLINFOlGASOLINFOlGASOLINFOl
PARU.UE_EJIDOPARQUEjEJIDOPARQUE EJIDO
PARQUE EJIDO!PARQUE_F.JID01PARQUE~EJIDO1PARQUE"EJID02PARQUE ~F,JID02PARQUE"EJID02
COMPLEJO!COMPLEJO!COMPLEJO!.COMPLEJO?CUMPLEJ02COMPLEJO2
T E R M I N A L O lTERMINALOlTERMÍNALO!GASCLINF2PARQUE_EJPAROUE_EJFARQUE_EJ
PUGACH01PUGACH01PUGACHO1PUGACH02PUGACH02PUGACH02PUGACH03PUGACH03PUGACHO3
CAT BLACK("AT BLACKCAT"BLACKCHÓRLAVICHORLAVICHÓRLAVI
CHORLAVIOlCHORLAVIOlCHÓRLAVI01CHÓRLAVI04CHÓRLAVIO 4CHORLAVI04
TOBAKTOBARTOBAR
VIAPANAVIAPAÑAVIAPAI1APANATERPANATERPANATER
PANATF.R02PANATERGJPANATER02UJCA3FOPGLUCAS FORGLUCASFORGHOSTER ENTHOSTEK'ENTHO:;TER_ENT
IMPARMOIMPARMOIMPARMO
LESSICA LAÚDPAWATER01PANATERG1PAMATER01Kl)5 TEMORHOÍ;TEMÜRHOSTEMORBEFPANABEFPANABEFFANACONTROLCONTROLCONTROL
• CONTROLO".CQNTKOL01CONTROLO!CORRALESCORRALES•-RRALES
c0.1 A
0.3 A9
2AC2CU
ecu2AC
O
oo
1510OOo
254H1020O
O50
O38333425252545202050OOOo
38OO25Ooo2025OO
15
49OOOO
22O7OO
1815151211112199
22OO
17OO
11ooo9
12OO7OOOoooo412OOoo
183518121211115
0.10.10.20.20.10.10.10.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.10.10.20-20.10.30.3
11111111111111,1,1,1.1.1,1,1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.2.1.2 .2 .1.2.2.2.2.2.2.3.3.2.3.3.2 .3.4.3.3.4 .3.4 .4 .3.4 .4.3.4.4.3.4 .4 .3.4.4.3.4 .4.3.4.4.4.3.4 .4 .3.4.4 .3.4 .4 .3.4 .b .3,4 .5 .j .4 .5,4 ,
Z
4J .
.4
.2
.6
.6
.3
.7
.7
.4
.7
.7
.7
. 4
.7
.7
. 4
.7
.B
.4
.7
.8
.4
.7,8. 4,7.8. 4.7, 7.4.7
Ue5906
. 2
.394405ei2
.4eb9a7119
.2204304314314315
.3
.153104
.3
.2
.5, 4.1
.•;, 5, i>, ' j.7.6
. R
. ;
. 2
. i, B
. i,0
b .•
. 1
. • i
939393939393.93.9393939393.9393.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.92.92.93.92.92.93.92.92.92.91.91.92.91.91.02.91.90.91.91.90.91.91.90.91.91.90.91.90.'JO.91.00.90.91.90.90.11.90.90.91.90.91.90.91."0.90.91.90.90.91.90.90,91,90.Ü 9 .91.90.U 9 .n.'•0.n 9.91.}Q _
'! '} .
•30,
'10.
.6
.8
.4
.4
.7
.3
.3
.6
.3
.3
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.3
.6,3.2.6.3. 2, 6.3í.
63263
.3
.b3225104e716605496644113991etí0D
70679b
79679
57')5790É
7
fl
567
.3
.5
.5
.1
.3
.4
. 9
.2, 3.d.1. J.7.0
.0
.9
i SAUCE02, SAUCE02BANDA
1 BANDABANDABANDA01RANDA01BANDA01GASOLINFGASOLINFOlGASOLINFOlGASOLINFOlPARQUE_EJIDOPARQUE_EJ1DQPARQUE_EJ1DOPARQUE CJIDO1PARQUE"EJID01PARQUtTEJIDOlPARQ.UE~'EJID02PARQUE_EJIDO2PARQUE_EJID02COMPLEJ01COMPLEJO1COMPLEJ01COMPLEJO2COMPLEJO2COMPLEJ02TERMINALOlTERMÍNALO!TERMÍNALO!GASOLINF2PARQUE_EJPARQUE EJPARQUE~EJPUGACH01PUGACH01PUGACH01PUGACH02PUGACH02PUGACH02PUGACHO3PUGACHO3PUGACH03CAT_BLACKCAT_BLACKCAT_BLACKCHÓRLAVICHÓRLAVICHÓRLAVICHORLAVIOlCHORLAVIOlCHORLAVIOlCHORLAVI04CHORLAVI04CHÓRLAVI04TOBARTOBARTOBARVIAPANAV I A P A N AVIAPANAPANATERPATJATERPANATERPANATER02PANATEHOJPANATERO,"LUCAS FORGLUCASFORGLUCASFORGH O S T E R _ E N T1!OSTER_ENTHOSTER_ENTIMPARMO¡MPARMO!MPñRMOLESSICA LANDPANATERÓ1PANATER01PANATER01HOSTEMORHOSTEMORHOSTEMORRF.FPANABEFPANABEFPANACONTROLCONTROLCONTROLCONTROLO 1CONTROLO 1CONTROLC1CORRALESCORRALESCORRALESLUIS JATLL'IS>,ATLUIS "GATPLAZA!PLAZA1FLAZA;
VIA_TANGUARINVIA_TANGUARINVIA_TANGUARIN
VIA_TANGUARIN01VIA_TANGUARIN01VIA_TANGUARIN01
ESTACIÓNESTACIÓNESTACIÓN
CARRETEROCARRETEROCARRETEROCISNEROSDCEMEN_SANCEMEN_SANCEMEN^SAN
CEMEN_SAN01CEMEN^SANOlCEMEN_SAN01
TARQUINOTARQUINOTARQUINO
EMAPA2EMAPA2EMAPA2
CONDORITCÓNDOR!TCONDORIT
REYES_BLACKREYES_BLACKREYES_SLACK
ALFREDOALFREDOALFREDO
PUENTE AMARILLOPUENTE AMARILLOPUENTE AMARILLO
VÍA DOMINGOVÍA DOMINGOVÍA DOMINGO
JERVESJERVESJERVES
STO DOMINGOSTO DOMINGOSTO DOMINGO
STO DOMING001STO DOMING001STO DOMING001
NUEVOS HORIZONTNUEVOS HORIZONTNUEVOS HORIZONT
PLAZOLETAPLAZOLETAPLAZOLETA
EMAPA LASTEMAPA LASTEMAPA LAST
CAPILLAEMAPA3EMAPA3EMAPA3EMAPAlEMAPAlEMAPAlMADRESMADRESMADRES
PLAZAPLAZAPLAZA
RIVERA_L'JCIí lELLAVtSTAOl
BELLAVISTAREYESREYESREYES
IPIALESCENAPIACENAPIACENAPIA
HOSTER CHORHOSTERJCHORHOSTER '~HOR
SIXTOCHORLAVI05CHORLAVI05CHORLAVI05CHORLAVI02r - H O R L A V I O TPERGASOLINPERGASOLIHPERGASOLIN
CRESPOPESGASCLIN01
F-i
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11.57.04.3
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170
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111211
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RED
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JAD Mí
ÑAMEAJAVI
PARQUE EJRED
2 i terat ion (s i with convergente critena of
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XIMUM —PERCENT
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2 .42.0O . S0.50.52.71.91.20.91.50.80 .41.00 .30 .30 .40 .30.30.63.53.90.63.52.70 .63.50 .52.01.51.2o.e0.92.23.60.02.91.31.70.00.82 .20.03.S1.32.13.51.3o.e3.50.0o.e2.60.01.30.00.00.80.00.01.30.91.70.80.90.80.80 .90.80.0o.a0.9o.e
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R 6172846
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KVA KW KVAR38.6 32.0 20.4 9 . 935.0
122.5
41.630.1
104.5
25.17.
64 .
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0
BY Í'HASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEF.DER C1R3 DIESEL
LOAD I N SECTIONC01IN
KVA KW KVAR AMPS CUST(feeder pf ->¡foeder pf •(feeiler ¡if =
II O O G 0.0
LOAD THRU SECTION
KVAR AMPS160 55164 56163 55160 55
CUSTOOOO
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VOLTAGE DROf MÁXIMUM — WIRE LOAD MÁXIMUM —PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITYSALIDA 20.36SALIDA 20.S2SALIDA 20 .52
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SANTIAGO REYSANTIAGO REYS/E IBARRAQ4S/E IBARRA04S/E IBARRA04ANGAMANGAMANGAMANGAMO 1ANGAMO 1ANGAMO 1ANGAM2ANGAM2ANGAM2ANGAM3ANGAM3ANGAM3BELLAVISTABBELLAVISTABBELLAVISTABBELLAVISTAALTOBELLAVISTAALTOBELLAVISTAALTOCHALTURACHALTURACHALTURACHALTURA01CHALTURA01CHAL TURAD 1NATABUELANATABUELANATABUELAABELARDOABELARDOABELARDOABEL MONCABEL MONCABEL MONCNATA1NATA2NATA3NATA4ATÚN PANAPLORESNATASIGLESIANATASNATA7NATA8HOSTERNATANATAPANANATAOVALOSZAVATOZAVATDZAVATOABELARDOTRANSANGAMTRANSANGAMTRANS01PANAN S/EGUAYABAMBAMILAGP02HCDA VISCAYAI MBAIMBA01CARLOS SALAZARCARLOS ~SALA ZARCARLOS SALAZARJARDÍNJARDÍNJARDÍNJARDIN1JARDIN1JARDIN1JARD1N2JARDIN2JARDIN2JARDIN3JARDIN3JARDIN3JARD ÍNTERJARDINTER01JARDINTRANS2JARDINTRANS1JARDINTRAN3CARVALLOCARVALL001CARVALLO GUZ01CARVALLO GUZ01CARVALLO GUZ01
- KUN . 'UMUI.ATIVE FEEDER LOADKVA KW KVAH
A ^ l l f j . í 2028 .7 603.5B . ? Í05 .7 ;.216.9 6 3 3 . u'? l ' J O T . O 1912.7 5 7 4 . 2
- RUN C'JMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA ¡™ KVAR
43. ^) Jii . 6 2 3 . 554.7 4 6 . 0 2 9 . 64 3 . 7 3 6 . D 2 3 . 6
6419.1 61!je.2 1B11.4 0.96
PROJECT: F>IELNOftTE-LUCia RIVERA 05/12/99 11:23:39LICF.NSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALfSIS ON FEEDER CIR3_RETNominal Voltaqe - 13.00 KV Lino to Line
L1KJ HC.1
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
ATA1ATA1ATA1ATA2ATA2ATA2ATA3ATA3ATA3ATA4ATA4ATA4ATASATASATAS
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ATA MIGI01ATA_MIGI01ATA'MIGIOI
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ATA7ATA7ATA7ATAflATASATA8
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SAN1SAN1SAN1SAJJ2SAN2SAN2SAN 3SAN 3SAN3SAN 4SAN 4SAN 4SAN5SAN1!SAN5SANÉSAN 6.SAN 6
AND GRIJANÜRADEANDRADEANDRADE
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i ' ISTAOlr iSTAOlHSTA01i'i.- 'TAO.Í¡TSTA03i ¡STAC 3i ' I Ü T A O óMSTAOGl - ' I S T A O ü
I.GTH PUSKM CFGPHASE APHASE BPHASE C0.2 A
BC
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BC
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0.2 ABC
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0.2 ABC
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0.1 ABr
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V UA, 1 IVjt. r t-KL t-W 1SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
97.097.0
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0.20.20.20.80.60.61.1O . B0.81.30.90.91.41.01.01.71.21.21.91.31.32.0
' 1.41.42.11.41.52.21.51.62 .41.61.72.51.71.82.61.92.13.12.12.33.22.22 .43.62 . 42 .73.72 .52.83.72.52.83.82.62.83.92 . 62 . 93.92.62.94 .02.73.04.02.73.04.12.73.12 .84 . 22.83.24 . 42 . 9J .34 . 53.03.44 . 53.03.44 .63. 13.5
97.096.896.696.696.296.496.495.996.296.295.796.196.195.696.096.095.395.695.695.195.795.795.095.695.694.995.695.594.895.595.494 .695.495.394.595.395.294.295.19 4 . 993.99 4 . 994.793.894.894 .693.49 4 . 69 4 . 393.394.594.293.394.594.293.29 4 . 49 4 . 293.19 4 . 494.193.194.494.193.09 4 . 394.093.094 .39 4 . 092.99 4 . 393.994.292.694.293.892.694 .193.79 2 . 59 4 . 093.692-594.09 3 . 69 2 . 493.993.5
KM32.521.121.21.51.10.93.82.72.31.71.21.01.20.80.70.90.60.51.40.90.81.20.80.70.70.40.40.70 .40.41.00.60.60.60.50.50.70.50.51.61.11.21.71.01.10.90.60.62.51.51.60 .40 .30 .30 . 40.20.20.40.20.20.30.20 .20 .30.20.20.30.20.20.30.20.20.30.20.20.00.70.40.50.80.50.10.30.20.20 .30 .20.20 . 40.30.3
KVAR2 2 . 914.914 .91.10.60.72.82.01.71.30 .90.80 .90.60.50.70.50 .41.00.70 .60 .90.60.50.50.30.30.50 .30.30.80.50.50.70.50.50.60.40 .41.61.01.11.50.91.00 .30.20.20.60.50.50.10.10.10.10.10.10.30.20.20.20.20.20.20.10.20.20.10.10.20.10.10.20.10.10.00.50.30 .40.60 . 30 .40 .20.10.1o.:0. 10.10 .30 .20 .2
SECTION ÑAME
ATA1ATA1ATA1ATA2ATA2ATA2ATA3ATA3ATA3ATA4ATA4ATA4ATA 5ATASATASATA NAZPATA NAZPATA NAZPATA PINTAGATA_P I NTAGATA PINTAGATA MIGIATA MIGIATA MIGIATA MIGI01ATA MIGI 01ATA MIGI 01ATA PACHAATA PACHAATA PACHAATA CORY1ATAJTORYlATA CORY1ATA7ATA7ATA7ATASATA8ATASATA SAAATA SAAATA SAAATA HERNATA HERNATA_HERNATA MARTIATA MARTIATA MARTIATA SANATA SANATA SANSÁNCHEZSÁNCHEZSÁNCHEZSAN1SAN1SAN1SAN2SAN2SAN2SAN 3SAN3SAN3SAN4SAN 4SAN4SAN 5SAN 5SAN5SAN6SAN 6SAN6AND GH1JANDRADEANDRADEANDRADEPISTAPISTAPISTAPISTA01PISTA01PISTA01PISTA03PISTAD 3PISTAOSPISTAOóPISTA06PISTAOb
PISTA07PISTAG7PISTAG7PISTAOBPISTAOSPISTAOSPISTA10PISTA10PISTA10PISTAl lPISTA11PISTA11PISTA12PISTA12PISTA12PISTA13PISTA13PISTA13PISTÁISPISTÁISPISTÁISPISTÁISPISTAlbPISTA16PISTA22PISTA22PISTA22
BON PEÑABON PEÑABON PEÑA
BOHILLBONILLBONILL
ÍNTERI NTERÍNTER
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LEO ATABLEO CORCOR BONCOHETEOBON" CIFMISTRALM I S T R A LMISTRAL
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4 .04.75.94 .04.75.94.04 .75.94 .04.75.94.04 .75.94 . 04 .75.94.04.75.83.94 . 65.63.94 .65.83.94 . 65.83.95.83.95.73.84 . 65.83.B4 .6s.a3.84.65.83.84.75.83.84.75.83.84 .73.85.83.84.75.B3.84 .74 .74 .74 .75.84.75.94.75.94.75.94 .75.95.95.95.94.75.83.84 . 65.33.64 .25.33.64 .25.35.33.64 .23.65.23.54.15.23.54.15.13.54 . 05.13.54 .05.03.43.95.0
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SAN GRIJSAN GRIJSAN GRIJSAN SANSAN SANSAN^SAN
CORDERO GRIJCORDERO GRIJCORDERO GRIJCORDERO BONCORDERO BONCORDERO BON
ATAB_GRIJATAB GRIJATAB GRIJATAB BONATAB BONATAB^BONATABALIATABALIATABALI
CTFUENTES01CIFUENTES01CIFUENTES01
CIF GRIJCIF 'GRIJCIF GRIJ
CIFUENTESCIFUENTESCIFUENTESGARC GRIJGARC GRIJGARC GRIJGARC BON
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MIR SANMIR _SANMIR "SANATA BONATA BONATA ~BONATA LEOATA LEOATA LEO
CORY1ATA CORYATA CORYATA CORY
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ATA MONTO:ATA "MONT oíATA MONTO 1
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BCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCBABCABCABCABCBABCABCABCA0CABB
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8 CU
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2AC2AC2AC
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250003800250003804216422500250025000025003800380
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1700É
0S93
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of 0.50
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-, 2883.7 21f,h.b 817 . j3 _ : 9 6 6 . 5 Z B c > 2 . i Ü L 5 . 7: ,:S95.:i . 2 4 8 7 . ^ 7 4 0 . 2
- RUN CUMULA?IVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR
83 . J 69 .2 4 6 . 4(JO. b i7. 1 4 4 . 5b 9 . 6 58.0 38 .5
PROJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 05/12/99 11:23:41LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR4_DIESELNominal VoUage - 13.60 KV Line ro Line
L1K4 Uir-at-L,
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
LGTH PHSKM CFGPHASE APHASE B
CONNCOND KVA
L,ijrtu ir* JL^IILIH ---
KW KVAR AMPS CUST(feecier pf -(feecier pf =
PHASE CSALIDADIESALIDADIESALÍ DADI E
ABRIL02ABRIL02ABR1L02
ABRIL OTAABRIL OTAABRIL OTA
17 .JULIO TALLER17 JULIO TALLER17 JULIO TALLER
OTAV_SALVOTAV SALVOTAV SALV
OTAVALOOTAVALOOTAVALO
SANTA ISABELSANTA ISABELSANTA ISABELMACHAD ISABELMACHA ISABELMACHA ISABELMACHA_MACASMACHA TENAMACHA PUYOMACHA MANTA
MANTA2MANTA 5MANTA 3MAN TAITUNGU1TUNGU2
PERIMETRALTERPERIM
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LATACUNGAO 1AMBATOO 1AMBAT002
AMBATOPERNAND
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o.:
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8CU
ecu
2AC2AC2AC2AC2ACecu2AC8 CU8 CUecu2AC
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1/OAC
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— LOSSES -
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13.9
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SAN IGNACIO-SAN .''WF!
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.5,6.6
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. O CENTROSO CENTRO3.0 CENTR04.0 CENTR06.0 CENTPOTERO ENTRANSO VÍA BLASO VÍA BLASO VÍA BLASO VÍA BLASlO VIA ULAS1O VIA BLASlO SAN BLASO SAN BLA301O SAN BLAÜ02O SAN IGNACIOO SAN JOSÉO ARMASTOLAO ARMASTOLA01o HCDA LAS MARI;O FERHANB MAD
FERNAND MADFERNAND MAD
FERNAND MADOlFERNAND MADOlFERNAND_MAD01
FLORES IMBABURAFLORES IMBABURAFLORES IMBABURA
IMBABURA FLOWIMBABURA FLOWIMBABURA fLOWVÍA SALINASVIA SALINASVÍA SALINAS
VÍA SALINAS1VÍA SALINAS1VÍA SALÍ ÑAS 1VÍA SALINAS2VÍA SALINAS2VIA SALINAS2
TAPIA PAMBAHCDA SANTA ANA
VÍA SALINAS3VÍA SALINAS3VÍA SALINAS3VIA SALINAS4VÍA SALINAS4VÍA SAL I ÑAS 4VÍA SALINAS5VÍA SALINAS 5VÍA SALINAS 5VÍA SALINAS 6VÍA SALINAS6VÍA SALINAS6VÍA SALINAS7VÍA SALINAS?VÍA SALINAS?
HCDA SANTO DOMIHCDA SANTO DOMIHCDA SANTO DOMI
VIA SALINAS8VÍA SALINAS8VÍA SAL I ÑAS BVIA SALINAS9VÍA SAL I ÑAS 9VÍA SALÍ ÑAS 9
TUMBABIROTUMBABIROTUMBABIRO
EL CASTIGOEL CASTIGOEL CASTIGOTUMBABUTUMBABUTUMBABU
HCDA SERENAHCDA SERENAHCDA SERENASALVADOR 02SAL VADO RO 23ALVADOR02TUMBAB I 2TUMBABI2TUMBABI2TUMBABUTUMBAB I 3TUMBAB I 3TUMBAB I 4TUMBAB I 4TUMBAB 1 4TUMBAS 15TUMBAB I 5TUMBABT5TUMBAB I 7TUMBAB I 7TUMBAB I 7TUMBAB I 9TUMBAB I 9TUMBAB I 9STA LUCIASTA LUCIASTA LUCIA
PACHECOPACHECOPACHECO
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SAN ANTONIOSAN ANTONIOL'AN ANTONIO
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100
¿b0002500; sIb150
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0000000.00.0.0.0,0.0.0,0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0,0.0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.G .0.•;.• 1.0.(!.
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00
SALINAS PUEBLOSALINAS PUEBLOSALÍ ÑAS 3SALINAS3SALÍ ÑAS 3DE ROSARIODE ROSARIODE ROSARIOSAN LUIS1SAN LUIS2SAN LUIS 3LA VICTORIALA VICTORIA01LA VICTORIA03PALACARAPLACARA BIGPALACARAO 1HCDA PALACARAHIDALGO HIDALGCLA VICTORIA02HCDA ROSARIOHCDA ROSARIOHCDA ROSARIOENCUBADORAENCUBADORAENCUBADORAESTADIOEST NEAHVÍA CUAJARAHCDA PALENQUESGUSTAVSHCDA GABRIELAHCDA GABRIELA02HCDA CAJA DE ORHCDA PALENQUESOHCDA EL CARACOLHCDA EL CARACOLHCDA SANTA ROSAHCDA SANTA ROSAHCDA PUENTE SOLHCDA SAN JUANHCDA EL REFUGIOSALTRANSSALTRANS01ALTARIANAALTARIANAALTARIANAALTARIANAOlALTARIANAOlALTARIANAOlGERMÁN HERRERAGERMÁN HERRERAGERMÁN HERRERAHCDA SAN LUISHCDA SAN LUISHCDA SAN LUISNELSON ESPINOSAHCDA LA UNIONHCDA LA UNIONHCDA LA UNIONHCDA SAN PATRICHCDA TAPIAPAMBAHCDA HOJA BLANCHCDA TABABUELAENRIQUE HIEGRAC I ELA 1GRACIELAMIRA VALLES\ ALPACHACAOlALPACHACAZUMBAGUAYAQUIL CUEtlCSALVADORSALVADORSALVADORCATACACH ICATACACHlCATACACH I26 ABRIL28 ABRIL28 ABRILABRIL ROLDOSABRIL_ROLDOSABRIL ROLDUSROLDOSROLDOSROLDOSROLDOROLDOROLDOROLDOO 1ROLDOO:ROLDO'J 1POLD002ROLDOO 2ROLDOO 2ROLDOO 4ROLDOO 4ÍíOLDOO-1ROLDOO 5ROLDOO c.ROLDGO 5)ROLDOO 3ROLDOO J
ROLDO0317 JULIO17 JULIO17 JULIO
HIDALGO_ULPHIDALÜOJJLPHIDALGO_ULP
H1DAL_TERHIPAL_TERHIDAL_TER
IESSIESSIESS
1ESS01IESS01LESSOl
VOLTAGE DROP MÁXIMUMPERCENT PERCENT
SECTION ÑAME DROP LEVELCHACHIMBIR04 13.10 81.90
HIDALGO HIDALGO 10.23 84 .77CHACHIMB 6.11 88.89
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913141330441077777
212121
2232611211111
101010
1222400111111333
- MIRE LOAD MÁXIMUM --PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITYSALIDADIE 63.35SALIDADIE 58.85SALIDADIE 49 .98
2 i terat ion ¡3) w i t h converqence criteria of 0.50
0.1,1.1,3.0.0.0.0.0.2.2.2.1.1.1.
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0.0.0.0.0,0.0.0.0.0.0,0.0.0.0.0.
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KVA54.1958.7725.38
KM45,1048.3921.22
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B
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0
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206
485
7
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PROJECT; EMELNORTE-LUCIO RIVERA 05/12/99 11:23:43LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR4_R£TNominal Voltage - 13.80 KV Line to Lina
< _ 1 K 1 KC. 1
SECTION MAMEFEEDER TOTALS:
CIR4SALCIR4SALCIR4SAL
C I FUS AL 1CIR4SAL1CIR4SAL1
SEM1NCIR4SEMINCIR4SEMINCIR4RETORCIR4RETORCIR4RETORCIR4
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LEVAPANi.EVAPANLEVAPAN
RETOH CENEPARETOR CENEPARETOR CENEFA
AGUAR! RETORNOAGUARI ^RETORNOAGUARI HKTDRNO
PATATE RETPATATE RETPATATE RET
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RET AMAZRET "AMAZRET ".AMAZPA5T RETPAST RLTPAST RET
iJURARAYCURARA YCURARAY
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C Ü I M C Í I I F E'"IHM.7HI FE
•:H:N.:!-;¡PEI•7HINCÜIFE1
k l i ' A R R K TRICAR "RET
LAft ' iECEIB"
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BC
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0.4 ABC
0.7 ABC
0.6 ABC
0.4 ABr
0.6 ABC
0 .3 ABC
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0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
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0.1 ABC
0.1 ABC
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0.1 ABr
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2/OAC
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1443
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LOADPCT
0.97)0.97|0.971
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2 9 .26.
8.2926.
0 .28.26.
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B .28.23.
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95437Í3186
420129
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000000000000000000000000C000000000000000000000000000000000
VUlilAüt. ft.KLt.Ml
SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
97.097.0
0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0-0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.ü .0.0.0.
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0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.1,0.0.1.1.0.2.1.0.2 .1.0.2.1.0.2.1.0.2.1.0.3.1.0.3.1.0.3.1.0.3.1.0.3.1.3.I.0.3.1.3,1.3.1.3.1 .
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CRUZ VERDECRUZ VERDECRUZ VERDE
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MAI,DGN TEOMALDON TE001
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116110
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700000
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t)
018
Ü60
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¡717
0y
1117
5
4
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954
471
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4 3630
3020
302825221917
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1566
1155
114452220402200a406j05020
2514171213
J•1í02i40T-
123104 323104023103923
93823
93720
e35178
3417
tí33
65
29241
293130
24320
1610
1615141211
95421100000Hi3b.12622311102011004J01102':}
1
0
14
•1
Q
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01
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000c000c000
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0 .20.10.10.00.00.10.00.00.00.00.0
-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
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-'1.00.1)í) . •;o.;i'1 .0'i . 00 .0
3.21.70 .53.21.70 .53.31.70.53.31.70.53.31.8o.s3.4l . Ho.s3.4l.li0.63.51.80.63.71.8O . b3.70.61.80 . 63.73.73.71.80.63.73.71.80.63.81.80.63.94 - 14.24.:14 . 24 . 34 . 34 . 34 . 34 . 3l . B0.63.71.8O.b3.71.90.63.71.80 . 63.71.?0.63.71.9O . b3.73 .21.73.20 .53.¡0.53.01.60.52 . 91.60 .52 . '»1.60 .52 . 9O . S2 . 91.0
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1 . 92 . "l . br . 41.4
93.895-396.593.895.396.593.795.396.593.795.396. S93.795.296 .593 .695.29 6 . 593 .695.29 6 . 493 .515.296.49 3 . 395.29 6 . 493.39 6 . 495.296.493.393.393.395.29 6 . 493 .393.395.29 6 . 493.295.296 .493.192.992-892.892.892.792.792.7"2.792 .795.296 .493.395.296.493.395.29 6 - 493.395.29 6 . 413.395.196 .403.395.196 .493.393.895 .3«3.a96 .593.996.59 4 . 095.4'J6.5'J4 . 195.416.5"4.195.4«6.594.196.514. 1'•5.494.19S.49 4 . 1'15.4-M. l''•LI.-Í'14.195.4"4 .114. :ib . -i94.1• f i - t i
0.00.00.00.10.00.00.10.00.00.10.00.00. 10.00.00.10.00.00.10.00.00 .20.10.00.30.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00 .00.00.00.00.00.10.00.00.20.10.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00 . 00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00. J0 .0o.c0.00.00.0O . U0.00.00.00.0o.c0 . 00.00 . 0.;. ;0 . 00.00 . 0G . O' ¡ . C0 . ,1O . ü0 . J
00000.0.0.0.0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.000000000000000
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.0
. 0
LARGECEIBOCHIN RETCHIN RETCHIN SETCEMENT RETCEMENT RETCEMENT RETCEMENT RETOICEMENT RETOICEMENT RETOIBON RETBON RETBON RETRET VERDERET VERDERET VERDERET VERDEO 1RET VERDECÍRET VERDEO 1CRUE VERDECRUZ VERDECRUZ VERDETEODOROTEODOROTEODOROCRUCE TEODOROCRUCE TEODOROCRUCE TEODOROROC TEOFOR~CIR4FOR C J R 4FOR CIR4MALDON TEOMALDON TEO 01TEODORO 1TEODORO 1TEODORO 1SAL_TEOTEODORO2TEODOR02TEODORO2ALPARGATEALPARGATEALPARGATEALBUJAALBU JAO 1ALPARGATElALPARGATE2ALPARGATE 3ALPARGATESALPARGATE 6ALPARGATE7ALPARGATE 4ATAHUALPA TE01ATAHUALPA TE01ATAHUALPA"TEOIATAHUALPA TEOATAHUALPA ~TEOATAHUALPA TEOTEO MECTEO MECTEO_MF.CTEO_PORTTEO_PORTTEO PORTOBANDC LUNAOBANDO LUNAOBANDO LUNATEODORO CANCHASTEODORO "CANCHASTEODORO 'CANCHASENTRAIJCE RETCURARAY 3CURARAYJPASTAZAPASTA?, ADAU AMAZDAU AMAZVINCESVINCESVINCESAJAVI CEIBOAJAVI CEIBOAJAVI CEIBOAJAVI "'-F.IB001AJAVI CEIB001AJAVl ' cEIBOOlCHAMBOCHAMBOCEIBOCEIBOCEIBOO 2CEIBOO 2''E I (300-1CEIBO'j-1CEI3rJOr)C E I B I Í O SCEIBOTERCE! BOTE RCEIBOO iCEIBOIJ1CEIBOO 1i ' H I M B ni ' H I M B ü
CHIMBOPLAZA TOROS 01PLAZA TOROS01PLAZA TOROS01
C0.2 A
BC
2AC10 425 2225¿b
PERCENT PERCENTSECTION ÑAME DROP LEVEL
EODORO CANCHASTEODOR02
ALPARGATE7
1.86 953.61 964.32 92
1439
e
162
1 0.03 0.01 0.0
11 3 2 0.0
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITYRETOR CENEPARETOR CENEPA
S6 RETOR CENEPA
2 i teratíon ( s ) wi th convergence criteris of
KVA KW KVARA 4295.5 4137.2 1155B 3945.C 3 B 7 B .
TOTAL 12119.
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0.96
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1 1
KW101
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0000
KVAR8.410.92
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KVA KW KVAR150.6 124.5 84.140.7113.8
405.2
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335.0
78.64.
227.
a73
9
0-0 0.0 CHIMBO0.0 0.0 PLAZA TOROS010.0 0.0 PLAZA TOROS010.0 0.0 PLAZA TOROS01
PHOJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 05/12/99 11:23:43LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR5_DIESELNominal Voltage = 13.80 KV Line to Line
CIR5_DIESEL
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
LGTH PHSKM CFGPHASE APHASE B
CONNCONO KVA
LOAD IN SECTION
KW KVAR AMPS CUST[feeder pf -(feeder pf -
PHASE CTROYATROYATROYA
TROYA01TROYA01TROYA01
TROYA STODOMTROYA STODOMTROYA ÜTODOM
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MOSQUERA01MOSQUERA01MOSQUERA01
COOPERCOOPERCOOPER
COOPERO 1COOPER01COOPER01
CAMALCAMALCAMALAZAYAAZAYAAZAYA
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INNFAINNFAINNFA
INNFAIZQINNFAIZQINNFAIZQ
ABRILABRILABRIL
ABRÍ LO 1ABRILO:ABRIL01ABRIL2ABRIL2ABRIL2ABRIL3ABRIL3ABRIL3EMAPAEMAPAEMAPA
EMAPA01EMAPA01EMAPA01ABRIL4
ABRILTERABRIL5
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ABRIL TRANSABRIL TRANSABRIL TRANSINNFAIZQ01
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0.1
0.2
0.1
0.1
0.2
0.1
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0.1
0.1
0.2
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0.2
0.3
0.2
0.2
0.1
0.3
0.2
0.5a. .i0.40.40.40.2
0.10. JO.J
ABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCB3BACABCBBAB
2 CU
2CU
2 CU
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2ñC
2AC
2AC
2AC2AC2AC2AC2AC2AC
2AC2ACJAC
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7300380
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1000
460
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10fí
1073
22
[feeder pf -00124200003002012000000021200000000002010100100066601002011211121i.
114
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^0000001000111010010111101111103
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11.26.13.19.03.32.38.42.52.16.72.32.16.72.32.16.02.32.14.32.31.84.32.01.23.50.70.73.50.70.01.10.00.0o.e0.01.80.50.80.50.20.60.8O.É0.80.50.21.7
33839842733539241332738640032111220911111219411178167817416281741508135115383011132268929268729267329255628235623154684
4240120050
20353245453211
9010110569991028B98100872339232337231832181731181729IB1124111023109
1910919109
17109
149814e7126393020010311I01111102
4654584653564553554415281515261511231110221110201151654
15541244
1244104384383261161020010301001111001
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
VOLTAGE PERCENT •SECT ACCUMDROP OROP LEVEL
95.095.0
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0.10.10.10.10.10.10.20.20.20.30.30.20.30.30.20.30.40.20.30.40.20.40.50.20.40.50.20.40.50.20-40.60.20.40.60.30.40.70.30-50.70.30.50.70.30.50.70.30.50.70.30.50.80.30.50.80.30.8O.B0.80.50.30.50.70.30.70.60.40.5
95.094.994.994.994.994.994.994.894.894.894.794.794.894.794.794.894.794.694.894.794.694.894.694-594.894.694.594.894.694.594.894.694.494.894.694.494.794.694.394.794.594.394.794.594.394.794.594.394.794.594.394.794.594.294.794.594.294.794.294.294.294.594.794.594.394.794.394.494.694.5
— LOSSES -
KW KVAR SECTION ÑAME3.4 2.22.5 1.72.50.30.30.20.20.20.10.40.40.30.00.10.00.00.10.00.00.10.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
1.60.2 TROYA0.2 TROYA0.1 TROYA0.1 TROYA010.2 TROYA010.1 TROYA010.3 TROYA STODOM0.3 TROYA_STODOM0.2 TROYA STODOM0.0 MOSQUERA0.0 MOSQUERA0.0 MOSQUERA0.0 MOSQUERA010.0 MOSQUERA010.0 MOSQUERA010.0 COOPER0.0 COOPER0.0 COOPER0.0 COOPER010.0 COOPER010.0 COOPER010.0 CAMAL0.1 CAMAL0.0 CAMAL0.0 AZAYA0.0 AZAYA0.0 AZAYA0.0 AZAYAO 10.0 AZAYAO 10.0 AZAYAO 10.0 AZAYAO 30.0 AZAYA030.0 AZAYA030.0 INNFA0.0 INNFA0.0 INNFA0.0 INNFAIZQ0.0 INNFAIZQ0.0 INNFAIZQ0.0 ABRIL0.0 ABRIL0.0 ABRIL0.0 ABRIL010.0 ABRIL010.0 ABRIL010.0 ABRIL20.0 ABR1L20.0 ABRIL20.0 ABRIL30.0 ABRIL30.0 ABRIL30.0 EMAPA0.0 EMAPA0.0 EMAPA0.0 EMAPA010.0 EMAPA010.0 EMAPA010.0 ABRIL40.0 ABRILTER0.0 ABR1L5O.ü ABRIL TRANS20.0 ABRIL~TRANS010.0 ABRIL TRANS0.0 ABRIL TRANS0.0 ABRIL TRANS0.0 INNFAIZQQ10.0 INNFADER0.0 AZAYA020.0 AZAYA02
AZAYA02COLINACOLINACOLINA
COL I NAO 1CQLINA01COL I NAO 1COL I NAO 2COL I NAO 2COL I NAO 2
UTNUTNUTN
IETEL ANTIETEL ANTIETEL ANT
TERESAMOS!.'UERA03MOSQUERA03
MOSQIJERATERMOSQUERATER
MOSQUERAOTMOSQUERAOTM05Q-UERA02MOSQUERA02MOSQUERA02TROYA PEÑATROYA PEÑATROYA PEÑA
PEÑAHPEÑAH
PEÑAH2PEÑAH3
GALO LARREAPEÑAH 01PEÑAH01
CARCHI _RTROVA i'ARCHITROYA "CARCHITROYA^CARCHI
CARCHICARCHICARCHI
CARCHI 01CARCHI 01CARCHI 01CARCHI 02CARCHI 02CARCHI 02
CRUCE _T AGUANDOCRUCE "T AGUAN DOCRUCE TAGUANDO
CARCHI PANACARCHI "PANACARCHI ~PANA
PAN ANORTEPAN ANORTEPAN ANORTE
PANAN1PANAN1PANAN1PANANFPANANFPANANFPANAN2PANAN:PANAN2PANAN3PANAN3PANAN3
PANACAPILLAPANACAPILLAPANACAPILLA
PANAN4PANAN4PANAN4ADUANAADUANAADUANA
ADUANAD 1ADUANA01ADUANAD:
PKIOKATOOlE- 'Kl '-'RATOC1THIORATOOl
ALO BU ROÍAI , f JBURO3ALOBUR05ALOBUR04ALl)RURü2VI APARADvi APARADVI APARADPARADEROPARADEROi'AKALiERO
FARADER001PARAHEROOIí'AHAt ERO01
TERMINALT K H M I N A LTERMINAL
HIDRAÜH I D R A Ü
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1/OAC
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2 4 . 0 832.6128.34
1.33.03.73 .30.40.01.00.90.02 . 61.82 . 3i.a1.21.32.73.6
10.12 .63.49.72.63.19.58.17.55.75.64 . 92.51.70 . 61.21.20.50.42.63.12.92.62.72 . 90.00.00.60.00.00.00.63.33.43.10.50.40 .40.50.01.02 . 32.21.02 .41.20.30.20.90 . 4
a39414320660
29202312
88
4154
1634050
1574048
154104
969068562715
4a
1133
404446404046
0090004
202019
323306
1522
712
42262
KVA11.9229 .2320.95
2 19 5
10 610 61 00 02 11 10 07 45 36 33 22 12 1
21 624 848 2320 622 846 2220 622 745 2225 1423 1322 1316 913 8
6 44 21 12 13 21 01 0
20 621 719 720 620 619 70 00 02 10 00 00 01 1
10 310 3
9 31 01 01 01 00 02 14 25 32 13 21 11 00 01 11 0
LOSSES —
KW9.66
23.9117.08
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
KVAR6.99
16.8212.12
0.00.00.00.00.0
-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.00.00.1
-0.00.00.1
-0.00.00.10.10.10.00.10.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
5.5 91.52.9 94.15.5 91.53.5 93.52.9 94.15.5 91.53.5 93.55.5 91.55.5 91.52.9 94.15.5 91.53.5 93.52.9 94.15.5 91.53.5 93.52.9 94.15.4 91.63.5 93.52 .9 94.15.5 91.53.6 93.42.9 94.15.5 91.53.7 93.33.8 93.24.0 93.04.0 93.04.1 92.94.2 92.84.2 92.84.2 92.84.2 92.84.2 92.84.0 93.04.0 93.03.8 93.22 .9 94.15.6 91.43.7 93.32.9 94.15.6 91.43.8 93.22.9 94.15.6 91.43.8 93.22.9 94.15.6 91-43.8 93.23.8 93.22.9 94.15.6 91.43 .B 93.22.9 94.15.2 91.83.4 93.62.8 94.24 .8 92.23.2 93.82.8 94.24.8 92.23.2 93.84 .8 92.24 .8 92.22 .3 94 .73.7 93.32.6 94.42.8 94.2
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.10.00.00.10.10.10.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
0.0 GUZ FON0.0 ESPINOZA0.0 ESPINOZA0.0 ESPINOZA0.0 RUEDA Y0,0 RUEDA Y0,0 RUEDA Y0.0 RUEDA10,0 RUEDA20,0 UC10,0 UC10,0 UC10,0 UC20,0 UC20,0 UC20,0 JULIO0,0 JULIO0,1 JULIO0.0 JTJLIOOl0.0 JULIOOl0,1 JULIOOl0,0 JULI0020.0 JULI0020,1 JULI0020.1 YURACRUZ10.1 YURACRUZ30.0 YURACRUZ40.0 YURACRUZ70.0 YURACRUZ80.0 YURACRUZ100.0 YURACRUZ 110.0 YURACRUZ120.0 YURACRU290.0 YURACRUZ50.0 YURACRUZ60.0 YURACRU220.0 MARTÍNEZ0.0 MARTÍNEZ0.0 MARTÍNEZ0.0 TECNICA10.0 TECNICA10.0 TECNICA10.0 VASQUEZ0.0 VASQUEZ0.0 VASQUEZ0.0 CONTING0.0 CONTING0.0 CONTING0.0 VASQUEZ010.0 TECNICA2o.o TÉCNICA;0.0 TECNICA20.0 HOSP0.0 HOSP0.0 HOSP0.0 COL0.0 COL0.0 COL0.0 BOL VEL0.0 BOL VEL0.0 BOL VEL0.0 VELASCO0.0 VELASC0010.0 ATA SANCHEZ010.0 ATA SANCHEZ010.0 ATA SANCHEZ010.0 Q U I N I N D E
ñut í finjiiT n i»TiTr nuTriru r f\f-cec
KVA KW KVAR166.6 137.5 94.172.9137.7
143.0113.5
97.78.
120
PROJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 05/12/99 11:30:07LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDEH CIR2__RETNominal Voltaqe - 13.00 KV Line to Line
CIR2 RET
5F.CTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
KM crr,PHASE APHASE BTHASE CG.7 A
B
LOAD I N EECTIQN LOAD THRU SECTION VOLTAGE PERCENT — LOSSES -
KM KVAS AMPS C'JST PCTSECT ACCUM
KW KVAR AMPS CUST DROP DROP LEVEL3712591543712S9154369258151
1147947
1147947
1137946
5035215035¿1503520
000000000
0.4 0.40.2 0.20.1 0.10.4 0.80.2 0 . 40 .1 O.J
97.097.097.096. b96.896.996.296.696.7
KW KVAP SECTIOtJ ÑAME
ESPERANZAESPERANZAESPERANZA
ESPERANZAOlESPERANZAOlESPERANZAOlVIA CUARTELVÍA CUARTELVÍA CUARTEL
VÍA COÁRTELO 1VÍA COÁRTELO 1VÍA COÁRTELO 1VÍA CUARTEL02VÍA CUARTEL02VÍA CUARTELG2
RUMI PAMBARUMIPAMBARUMIPAMBA
RUMIPAMBA GRANDRUMIPAMBA GRANDRUMIPAMBA GRANO
FLORIDAFLORIDAFLORIDA
HCDA MADGALENAHCDA MADGALENAHCDA MADGALENA
RINCONADARINCONADARINCONADA
HCDA EL CUNROHCDA EL CUNROHCDA EL CUNRO
LA COCHALA COCHALA COCHA
ZULETA MEDIOZULETA MEDIOZULETA MEDIO
HCDA ZULETAHCDA ZULETAHCDA ZULETA
VI.'i OLMEDOVI/ OLMEDOVT ' OLMEDO
ANTENASANTENASANTENAS
LLANO ALBALLANO ALBALLANO ALBA
PARTIDEROPARTIDEROPARTIDERO
VÍA OLMED001VIA OLMED001VÍA OLMED001
OLMEDOOLMEDOOLMEDO
HCDA LA CHIMBAHCDA LA CHIMBAHCDA LA CHIMBA
OLMED001OLMED001OLMECO01
R E S I L L ORESILLORESILLO
ZULETARINCONADAS]RUMIPAMBAOlRUMIPAMBA01RUMIPAMBAOl
C I RAGUAS Ií ACUACHIYAGUACHIYAGUACHI
RADIO MUNICIPALRADIO M U N I C I P A LRADIO M U N I C I P A L
SAN LUISSAN LUISSAN LUIS
0.9 ABC
0.3 ABC
1.0 ABC
0.5 ABC
0.7 ABC
0.7 ABC
0.4 ABC
0.5 ABC
0.9 ABC
1.4 ABC
0.6 ABC
1.2 ABC
0.8 ABC
1.3 ABC
1.2 ABC
1.7 ABC
0.9 ABC
1.6 ABC
0.8 ABr
1.6 ABC
0.7 ABC
0.5 ABC
1.7 ABC
0. 5 A1.9 B1.3 A
BC
1.7 A0 . 6 A
BC
0.3 ABC
0.6 ABC
— VClLTAGE DRUP ri^-r» JLI-IUPERCENT
JECTION MAME DROPHCDA LA i -HIMBA
OLMED001HCDA LA CHIMBA
J i terat ion ( 3 ) wi
un*' '-irMnr
fl.154 .572 . 3 2
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
l'AC2AC4AC
8 CU2AC
2AC
2AC
PERCENTLEVEL
0100
63150
500
2525
000
401510101000
1025
0000
630
330000
180
250
750
1535150
500
100
150
2500
3005000
450
904550705545304030
1109500
705570
13030601515683535
030
2950
2308
12000
135533003
120000
200
1000008080
2407
1150
1605050800
1002000
140
411416321815141310SI3000
232532411028
55
311111
UT DC- T /-i
SECTION
010910702300041111001300006030000202070231050101020030100040
1245
1054443
1590078
10123811933
ÑAMEñ 8 . í i 5 ESPERANZA9 2 . 4 394. 68
tih ¿onvergence
ITT ve rccnrp T n
SAL21SAL21
criterla of
an •
RET^RET
O . Ü O
0 0.00 0.00 0.04 0.01 0.00 0.03 0.00 0.01 0.02 0.00 0.00 0.00 0.02 0.01 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.03 0.00 0.01 0.02 0.01 0.00 0.02 0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.01 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.06 0.02 0.02 0.05 0.02 0.02 0.02 0.02 0.01 0.07 0.04 0.00 0.00 0.03 0.04 0.05 0.06 0.01 0.04 0.01 0.01 0.04 0.02 0.02 0.0
PERCENTCAPACITY
27.9119.431 1 . 57
— ai tw rn
27 .919.411.225.618.310.323.417.910.321.617.9
9.718. ti17.69.4
14.213.48.2
13.813.28.0
13.813.2
6 .012.913.2
6.012.913.24 . 5
12.910.04.5
12.910.04 . S
12.310.03.9
12.38.13.97.77 .33.5"7.76 .03.57.36.03.17.35.43.16.23.62 .46.03-b2 .43 . 41. 11.22 . 61.41. 11.11.00.74 . 12 . 30.00 . 02 - i-3.92 .53.20.72.10 . 40 .42 . 40.80 .9
MIT BT
36825614932023913729423713327523612824022412118017410717717210417117279
165171
69164165
59164129
5915912955
15411751
151994896854693774391734190644175463174393121
79
1697765
2515
00
11131621
514
22
1666
KVA16.7310.47
2.94
TVF FFrr
112 5078 3545 2098 4473 3341 1990 4072 3240 1884 3872 3239 1873 3468 3136 1755 2553 2432 1554 2552 2431 1452 2452 2424 1150 2352 2421 950 23SO 2318 850 2339 1818 848 2339 1816 847 2235 1615 745 2230 1414 729 1426 1214 628 1423 1113 627 1322 1012 627 1319 912 623 1114 7
9 422 1112 6
9 46 32 12 15 23 12 12 12 11 18 45 20 00 03 24 256 31 14 21 ü1 05 22 12 1
KW14.91
9 .342.62
IFR : r;ccc<;
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
KVAR7.604 . 7 31.33
0.80 .40.20.20.10.10.70.40.20.40.20.10.40.30.10.30 .20.10.20.10.10.20.20.10.40.30.10.60 . 40.10.20.10. 10.50.30.10.30.20.10.50 .20.10 .30.20.10.40.20.10.20.10.10.30.20.10.10.10.00.30.10.10.0(1.00.00.00-00.00.00.00.00.00.1
-0.00.00.10.10.00.00.00.0
-0.00.00.00.00.0
1.60.70.51.80.80.62.51.20.82.91.50 .93.31.81.03.62 .01.23.72.11.24.02 .31.34 - 32 .b1.44 . 93.01.45.13.11.55.63.41.66.03.61.76.53.71.86.73.91.97.14.22.07.34 . 32.07.74 . 42 .27.84.52.28.14 . 62 . 38.24 . 62 .39.14 . 62.37.74.52.26.53.13.72.1] .33 .43.31.81.02 . 91.50 .91.60.70.5
95.496.396.595.296.296.494.595.896.294.195.596.193.795.296.093.495.095.893.394.995.893.094.795.792.79 4 . 495.692.194.095.691.993.995-591.493.695.491.093.495.390.593.395.290.393.195.189.992.895.089.792.795.089.392.694.889.292.594.688.992.494.788.892.494.788.992 .494.789.392.59 4 . 890.593.993.394.995.793.693.795.296.094.195-596.195.496.396.5
2.51.20.40.60.30.11.81.10.30.80.60.20 .90.70.20.50 .40 .20.30.20.10.30.30.10.50.50.10.80.80.10.30.20.00.70.40.10 .40 .20.00.70.30.10.20.20.00.30 .20.10 .20.10.00.30.10.10.10.00.00 .20.10.00.00-00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
1.2 ESPERANZA0.6 ESPERANZA0.2 ESPERANZA0.3 ESPERANZAOl0.2 ESPERANZAOl0. 1 ESPERANZAOl0 .9 VÍA CUARTEL0.5 VIA CUARTEL0.2 VÍA CUARTEL0.4 VIA CUARTEL010 .3 VÍA CUARTEL010.1 VÍA CUARTEL010.4 VIA CUARTEL020.4 VIA CUARTEL020. 1 VIA CUARTEL020.2 RUMIPAMBA0.2 RUMIPAMBA0.1 RUMIPAMBA0.1 RUMIPAMBA GRAND0.1 RUMIPAMBA GRAND0.0 RUMIPAMBA GRAND0.2 FLORIDA0.2 FLORIDA0 . 0 FLORI DA0.3 HCDA MADGALENA0 . 3 HCDA MADGALENA0.0 HCDA MADGALENA0.4 RINCONADA0.4 RINCONADA0. 1 RINCONADA0.2 HCDA EL CUNRO0.1 HCDA EL CUNRO0.0 HCDA EL CUNRO0 .3 LA COCHA0.2 LA COCHA0.0 LA COCHA0.2 ZULETA MEDIO0.1 ZULETA MEDIO0.0 ZULETA MEDIO0 .3 HCDA ZULETA0.1 HCDA ZULETA0.0 HCDA ZULETA0.1 VIA OLMEDO0.1 VÍA OLMEDO0.0 VÍA OLMEDO0.2 ANTENAS0.1 ANTENAS0.0 ANTENAS0.1 LLANO ALBA0.1 LLANO ALBA0.0 LLANO ALBA0.1 PARTIDERO0.1 PARTIDERO0.0 PARTIDERO0.1 VIA OLMEDG010.0 VIA OLMED0010.0 VÍA OLMED0010 . 1 OLMEDO0.0 OLMEDO0 .0 OLMEDO0.0 HCDA LA CHIMBA0.0 HCDA LA rniMBA0.0 HCDA LA CHIMBA0.0 OLMED0010.0 OLMED0010.0 OLMEDOG10.0 PESILLO0.0 RESILLO0.0 PESILLO0.0 ZULETA0.0 RINCONADA010.0 RUMIPAMBA010.0 RUMIPAMBAOl0.0 RUMIPAMBAOl0.0 C1RAGUASI0.0 YAGUACHI0.0 YAGUACHI0.0 YAGUACHI0.0 RADIO MUNICIPAL0.0 RADIO MUNICIPAL0.0 RADIO M U N I C I P A LO.ü SAN LUIS0.0 SAN LUIS0.0 SAN LUIS
KVA KW KVAR
5521.4 5116.1 1491 . 15 2 3 4 . ü 5044. I 1394.74 8 9 2 . 9 4710.1 1327.!)
KVA KW KVAP
183.3 152.4 101.71 P 3 . 4 152.5 101.914 O. (i 116.1 7 9 . 3
je;
ANEXO 3A
DIAGRAMA UNIFILAR DE LOS ALIMENTADORESPRIMARIOS DESPUÉS DE LA RECONFIGURACION DE
SUS ÁREAS DE INFLUENCIA
ANEXO 3B
FLUJOS DE POTENCIA DE LARECONFIGURACION DE LOS PRIMARIOS PARAEL AÑO 2002 REALIZADOS CON EL PROGRAMA
DPA/G™
3,1040 796 1596 14364 14497 14096 15295 15694 15960 16625 -16625PHOJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 0 7 / 2 9 / 9 9 1 6 í 4 4 : 4 6L I C E N S E D TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS UN FEEDER CIR1(6)_DIFSELNomina l Vol t aqe - 6 .30 KV Line to Line
SF-CTION MAMEFEEDER TOTALS:
T R O T A ( 6 , 3}TROYA {6, 3}TROYA (6 , 3]
EMELNORTEEMELHORTEEMELNGRTF.BOL BORREBOL BORREBOL "BORRE
G R i J BOLGRIJ^BOLGR[J~BOL
MÜNICIMÜNICIMÜNICI
SUCRE GRIJSUCRE GRIJSUCRE GRIJ
BORRE SUCREBOHRE"SUCREBORRE "SUCRE
SUCRE GARCÍASUCRE GARCÍASUCRE GARCÍA
ROCA BOLROCA "BOLROCA BOL
GARC ROCAGARC ROCAGARC ROCA
SUCRE GARC I Al?UCRE GARCIAlSUCRE 'GARCIAI
FLORES ROCAFLORES ROCAFLORES""ROCA
FLORES SUCREFLORES SUCREFLORES SUCRE
ROCA_OBIEROCA OBIEROCA OBIE
ROCA OVIROCA""OVIROCA"OVI
SUCRE OVIESUCRE OVIESUCREJ1VIE
SUCRE GVIE01SUCRE" OVIEO iSUCHE OVIEO:
BOL _SUCREBOL 'SUCREBOL SUCREROCA MONCROCA MONCROCA_MON<~
SUCRE'MONCSUCRE MONCSUCRF. MONC
OLM_MONCOLM_MONCOLM'MONC
GRIJ 'NARVG R U " N A K V.;RI ,T NARV
RODRIG"GRIJ9( R ' G GR I T
R O D R I G ~ G R I J
LGTH PUSKM 'TGCHASE APHASE BPHASE CÜ.5 A
BC
0.3 ABC
0.3 Añr.
0. 1 AB':
0.1 Aac
0.1 ABC
0.1 A3C
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ASC
0.1 Anr
0.1 ABr
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CIR1 RET
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STO DOMING001STO DOMING001STC DOMIMGQ01
STO DOMINGOSTO DOMINGOSTO DOMINGO
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PUENTE AMARILLOPUENTE AMARILLOPUENTE AMARILLO
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EJIDOTRAN53EJIDOTRANS3EJIDOTRANS3EJI004EJID04EJID04EJIDOTRANS8EJID05EJIDO5EJIDO5EJIDOTRANS9EJID06EJID06EJIDO6EJIDOTRANSIOEJIDO7EJID07EJID07EJIDOTRANS11EJIDOTRANS12EJIDOTRANS13EJID08EJIDOSEJIDO8EJIDO9EJIDO9EJID09RET1AGUST5RET1AGUST5RET1AGUSTSRET1AGUST5
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5 4 3 . 6 2 7 . 4
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SECTION ----
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CONTROL01CONTROLO;CENAPIACENAPIACENAPIAPLAZAPLAZAPLAZARIVERA_LUCIBELLAVISTA01BELLAVISTAREYESREYESREYESI P I A L E SMADRESMADRESMADRESESTACIÓNESTAC IONESTACIÓNCARRETEROCARRETEROCARRETEROCISNEROSDEMAPA1EMAPA1EMAPA1EMAPA3EMAPA3KMAPA3CAPILLAEJIDOTERNARANJALNARANJALNARANJALNARANJALOlNARANJALOlNARANJALOlNARANJAL2NARANJAL3EJIDOTRANSEJIDOTRANSOlSAASAASAAGUAYAUUI LFLORAL PFLORALPFLORALP
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VOLTAGE PERCENT3ECT ACCUM
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1
31b
CUST000000000000000000000000000000000000000000
7 .6*6 . 1 %7 . 5 %
00000000000000000000¡)00000í)000
VU1* if
SECTDROP
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-0.0.0.0.0.0.
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2222221220000000000
i111000000
ACCUMDRÜP
0.0.0.0.0.0.1.0.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.1.2.1.2 .2.1.2.2.1.2 .2.1.2.2.2.2.
currc u r rcurr
2.2 .2 .2 .2 .
2 .2 .2.1.2 .2.3.
2 .1.3.2.).2 .2 .3.2.
3.3.2 .3.2 .1.2.
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1
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1
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LEVEL97.097.097.96 ,96.96 ,96,96,96.95.96 ,95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95,95.95.95.94.95.«4 .94.95.94.94.95,94.94.<»5.94 .
94.94.94.9 4 .94.14.94.94.9 4 .9 4 .9 4 .9 3 .9 4 .9 4 .93.9 4 .9 4 .93.9 4 .9 4 .93.9 4 ,9 4 .93.9 4 ,9 4 .93 ,94.95.9 4 .
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4, 9.1. 4.9. 'i.4.9.0.4.9. 4. I
')
KW18.814.118
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1,0,1.0.0.1.0.0.1,0.0.0.0.0,0,0.0,0 ,0.0.0.00.00000.0.0.
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.3
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1,0.1.0.0.0.0.0,1.0.0,0,0.0.0,0,0.0.0.0.0.0.0 ,0.0.00 ,0,';.0.
.9
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.7 ATA"NAZP, ' ) ATA NAZP.9 ATA P I N T A G, 6 ATA P I N T A G, 8 ATA PINTAG,5 ATA MIGI.3 ATA MIGI. 4 ATA MIGI.5 ATA MIG10!.3 ATA MIGI01.4 ATA MIGI01.8 ATA PACHA.5 ATA PACHA.7 ATA PACHA,7 ATA CORY1,5 ATA ":ORY1.7 ATA 'CORYI.0 ATA7.0 ATA7.0 ATA7.4 RET3 RET:.3 RETS RET:.4 RET3 RET:
R E T 3 ~ R E T :
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.7 SAA5
. 1 SAA5
. V ,SAA3
.6 3AA3
.9 SAA3,7 SAA2.7 3AA2. 0 SAA2. 1 SAAJ3RANJA. 1 SAA^'IRANJA,2 SAA GRANJA. 0 SAAI. 0 SAAI.0 SAAI.0 ECUAVINOR.0 ECUAVINOR.0 ECUAVINOR.0 GRANJA. 0 GRANJA. 1 GRANJA. 0 YUYUCOCHA. 0 YUYUTOCHA.0 YUYUCOCilA.0 EMAPA02. 0 EMAE-A02. 0 EMAPAO.:. 0 3AA4. o I :CRY:. C ATA .TORY
J'.O ATA_'.'ORYO.ü ATA CORY0.0 ATAC0.0 ATAo'1.0 ATA60.0 ATA_tfGMT•').,) ATA_MCNTO . O ATA MOJITa.o ATA_MONT::o.o ATA_MI.;NT; :0 .0 ATA_MONT'J10 .0 CORY
PINTAG01PINTAG
K: B1.7 H
2.10.6
0.00.0
1.51.5
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SECTIGN ÑAME DROP LEVELECUAVINOR 2.96 94.04EL'UAVINOR 2.62 94.39
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SECTION MAME CAPACITYATA1 43 .72ATA: 39 .03ATA4 4 1 . J 9
LOSSES
KVA23.7117.8172 .7}
KW18.7914.11
KVAR1 4 . 4 6i o . u a13.9.1
2 i lerat ion 1.3) wi th argenes criteria of
KUN (, 'UHULATIVf; f Lt-Ut-K LUflU —KVA KW KVAR
ABc
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CIR4-AGUST1N
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CHI VASCHIVASCHIVASCHIVAS
AGOSTAAGOSTAAGOSTAPILETAPILETAPILETA
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OBELISCOOBELISCOOBELISCO
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MERLOMEKI .CJ
A ?C '.'ASACC "ASACC; :-AS
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8C
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AB'"
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0 .1 ABC
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0.2 AH
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3 . .. A:¡r
CONOCONN
KVA
L:UHU i" 3 ti- 11 UN
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3/OAC
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:cu
en:
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3
']
0
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')7
29.'6:o
Jn
000
119
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3.2.
13.615.314.82 . 24.22 . 90.02.20.00 . 00.00.00.70.60.9
.¡9.220.5J O . 612.912.813.10.70.70 .61.01.82 . 6.1.0:.a2 . 61.91.71.52. 12 .42 .11 .90.70.00.0
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.8* con t . curr .
.0% cont. cu r r .
.8% cont. curr .236 76 31265 97 35256 84 Í 4
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0 0 019 -i 3
0 0 00 0 00 0 00 0 05 2 14 2 16 2 1
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41 14 545 15 ñJO 12 b33 : 0 4¡0 10 128 9 4". ,1 3 212 31 1 j 1:9 a 429 >i •!15 4 JU J
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0 0 !}
CUST000000000000
4 . 4 %4.7*3.9»
000000000000
2 . 8 »3 . 0 %2.8*
000000000000000000000000000000000000:¡.)0'•'
SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
100.0100.0
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emrg.emrg.emrg .
0.10.10.10.10.10.10.00.00.00.10.10.1
emrg.emrg.emrg .
0 .00.00.00.00.00.00.00.0
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-0.00 . 0
0.20.20.20 .40.40.30 .50.50.4
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100.099.8?9.H99.899. ñ99 .699.799.599.599 .6
99.399 .399. S9 9 . 399. J99.499.399.39 9 . 499.199.199.3
99.199. 199.29 9 . 199.199.299. 199. 199 .299.199.199.299.199.199...99. 199.099.299.099.099 .299.399.339 .499. 399.399. L99 .399..199.599.399. í99. 59 9 . 399. J99. J?9. i9Q. i
?9 . t.
99.i .
KW KVAR SECTIQN ÑAME2. B 2.43 .2 2 .72 . 40.80.90.60.40 .40.30 .50.60.4
0 .40.50.30.20.30.20.00.00.00.30.40 .3
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AGUS 3
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CHIVAS
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2 iteración(3) with convergence criteria of 0.50
KVA KW
A 51S0.5B 4972 .7C 4 7 B 5 . 9
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0
PF.95.95.95
.95
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KW2eb
2
10C80
103
284
.4
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.8
.',
KVAR69.57.72.
199.
623
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SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
LGTH PHSKM CFGPHASE APHASE B
CONNCONO KVA
UUMEJ 1N ÍL.L 1 iUrí --'
KH KVAR AMPS CUST(feeder pf =(feeder pf -
PHASE CSALIDADIESAL; DAD i F:SALIDADIE
ABRIL02A B R I L 0 2ABRIL02
ABRIL__OTAABRIL OTAABRIL OTA
17 JULIO TALLER17 JULIO TALLER17 JULIO TALLER
OTAV SALVOTAV_SALVOTAV SALV
OTAVALOOTAVALOOTAVALO
SANTA_ISABELSANTA ISABELSANTA "ISABELMACHA ISABELMACHA ISABELMACHA ISABEL
MACHA MACASMACtiA TENAMACHA PUYO
MACHA MANTAMANTA2MANTA 5MANTA3MANTA 1TUNGU1TUNGU2
PERIMETRALTERPERIM
PUYOPUYOQ1PUYOO JPUY002
TUNGURAHUATUNGURAHUATUNGURAHUA
ISABEL GUAHISABEL GUARISABEL GUAR
ISABEL FERISABEL FERISABEL_FER
ISABEL AMBATOISABEL AMBATOISABEL "AMBATO
LATACÜ'NGAI BARRA
ISABEL!ISABEL2
LATACUNGA01AMBATCQ1AMBATGO.?
.AMBATGFERNAHD
SAT.VADOR01' • R I S T O B A L
CUENCA ¿AMORCUENCA "ZAMORCUENCA" ZAMOR
CUENCAlCUF.HCA1CUENCA iCUENCA2CUFNCA2CUENCA.'CU EMC A 3~:;EK:AJ
i-.'F.lICA.!CUENCA 4••'llf.íiCM• .JUENCA4..-LT.NCA'.' 'UF.NlVihCUENCAS'"JENCAt.",.T.NrA*,
0.1
0.1
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o.;
0.1
0 .2
ABCAUCABCABCABCABCAflCABCCcccccccccci;
CC
CABCABCAtíCABCBB3BBAAAAAAABi;ABrAE)
AF)i;AH,_-
IIrA!l
2AC
2AC
2AC
1/OAC
1/OAC
1/OAC
SCU
SCU
2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC8CU
8CU
8 CU
9 CU
2AC2AC2AC2AC2AC8 CU¿AC8 CU8 CU8 CU2AC
1 / OAC
1/OAC
1/OAC
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1/OAC
1 /' CAC
1/OAC
000000000
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00
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1000
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0000000
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00
1510101025
00
10:s1000
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^
000000000
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170
170000000
17IB12181818281711171717007454
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•1.4
3 - b4. 1
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1.6 C 2AC Ib0.2 A 2AC 200 .3 A 2AC 100.3 A 2AC 351.6 B 2AC 380.1 A 2AC 250.2 A 2AC 250.2 B 4AC 250.4 C 2AC 250.1 A 2AC 0
B 0C 0
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0.1 A 2AC 0B 15C 0
0.1 A ¿AC 0B 0C 0
0.: A 2AC 20B 10C 10
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0.1 A 2AC 85B 10C 10
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1 0.01 0.01 0.02 0.00 0.01 0.00 0.00 0.01 0.00 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.00 0.00 0.00 0.01 0.02 0.01 0.03 0.03 0.01 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.01 0.02 0.00 0.00 0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.06 0.01 0.01 0 .02 0.01 0 .01 J.O1 0.02 0.01 0.0b" 0 .06 0 .0
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10 0.0 5.50 0.0 0.00 0.0 0.04 0.0 2.10 0.0 9 . 54 0.0 5.10 0.0 0.83 0.0 1.62 0.0 1.01 C . O O . B
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TÉCNICA: o . i A 2AC oTECNICA2 fl 0TECNICA2 C 0
VASQUEZ01 0.3 C 2AC 25
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11 0.011 0.010 0.0
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i te ra t ion[3) w l t h convergence criCeria of
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20142
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2 1
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KW131118
""-" nui* k-unuid/ii .1 v c. c LLLJC.HKVA KW
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SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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RETGRRETORRETOHSEM1U
-SEMJIAZPSEM NAZPSEM NAZPR E T _ N A Z PR E T _ N A Z PRET ÍJAZP
RET NAZP01RETJJAZPQ1RET NAZP01
RET HUAVFRET HUAYFR E T ' H U A Y C
R!TT_MONTRET MONTRET MONTRET_AGUARET AGUARET AGUA
AGUAR 1A GUARÍAGUAR 1AGUAR.:AGUAR.'AGUAIC
AG1JAS_ATAAGUAR ATAAGUAR ATA
ATAHUA1. 1ATAKUAi . JATAHl'AI.J
ATA FAS TAZATA fA¡3TA:p,ATA TASTAZ
ATA 1-ANCHEZ
LGTH PH3KM CFGPHASE APHASE BPHASE C0.3 A
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0.5 Aec
0.2 AB
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Br
0.1 AB
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0 . 6 ABC
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0 . 3 AHC
0 . 2 AB
0.3 AH
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0 . 1 A
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Lt*Je\U 1M JC.1- l 1 i^M
KW KVAR AMPS CUST(feedec pf =(feeder pf =(feeder pf -
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I/ OAC
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1/OAC1 / OAC
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I /OAC
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1 / OAC
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1Jü0rtU0
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0ü . o0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00 . C0.00.00.0
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I.UHU irmu 3LU1ÍON
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71612
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1915
CUST00000000000000000000000000000000000000000000u00
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100. 0100.0
0 .30.20.20 . 40 . 30.30.20.20 .20.00.60 .50 .50.00.00.00.10.10.10.20 .30 .20.30.40.20.20 .20 .20.00.00 . 00.10. 10.10.10.10.10.10. 10.10. 10.10.20.0
0 .30.20.20.70 .50.50.90.70.70.91.41.21.21.51.21.21.61.41.31.81.71.52 .12.01.82 .32 . 32.02 . 42 .32 . 02 . 52 . 42.12 .52 . 62 .22 . 6. ' . 62. J2 . 7,' .72 . 4",7
100.099.799 .899.899.399.599.599.199 .399.399.198.698.898.898 .598.896.898 .498 .698.798.298.396 .597.996.098.297.797.798.097.697.798.097.597.697.997.59 7 . 497 .897.4'J7.497.797.3'J7 . .i97. C37., i
-- LOSSES -
KW KVAR SECTION ÑAME2 . 5 l . Ü2 . 6 1.12 .20 .30.20.20.50 . 40.30.20.20. 10.00 .60.50.50.00.00.00.10.10.10.20 .30 .20 .20 .30.20.10.20.10.00.00.00.10. 10.10.00.10.10.00 . 00.10. 10.00.1ü . o
1.60.2 ATAHUAL10.2 ATAHUAL10.1 ATAHUAL10.4 ATAHUAL20. 3 ATAHUAL20 . 2 ATAHUAL20 . 2 RETOR0.1 RETOR0.1 RETOR0.0 SEMIN0 .4 SEM NAZP0 . 4 SEM NAZP0. 3 SEM N A Z P0.0 RET~NAZPo .o R E T ' N A Z PO . ü RET NAZP0. 1 HET~NAZP01o. i R E T ' N A Z P O I0. 1 RET N A Z P O l0.1 RET HUAYF0.2 RET H U A Y F0. 1 RET~HUAYF0. 1 RET~MONT0.2 RET MONT0. 1 RET MONT0.1 RET~AGUA0. 1 RET AC.UA0 . 1 RET AGUA0.0 AGUAR 10 .0 AGUAR!0.0 AGUAR 10.0 AGUAR20.1 AGUAR20 . 1 AGUAR20.0 AGUAR ATA0.0 AGUAR ATA0.0 AGUAR ATA0.0 ATAHUAL3D . O ATAHUAI. 1J . O ATAJUJALJ0 .0 ATA PAüTAZÜ . O ATA~FA3TAZ0 . 1 ATA TASTAZo.;) ATA'.SANCHEZ
ATA_SANCHEZ flATA SÁNCHEZ CATÁ_GRIJAL 0.1 AATA_GRIJAL BATA_GRIJAL CATA_BONILLA 0.3 AATA^BONILLA BATA BONILLA C
ATA_LEORO 0.2 AATA^LEGRO BATA LEDRO C
ATA_SANCHEZ01 0.3 AATA~SANCHEZC1 BATA JANCHEZ01 C
QUININDE 0.4 B
VOLTAGE DROP MÁXIMUMPERCENT PERCEHT
SECTION ÑAME DROP LEVELATA_LEORO 2.72 97.29ATA_LEORO 2.74 97.26ATA LEDRO 2.65 97.35
155310103515
MIRE LOAD MÁXIMUM —PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITYATAHUAL1 17.98ATAHUAL1 14.57SEM NAZP 13.41
1.B.5.1.5.1.1.5.1.13.1.0.J.1
.7A.4.0.8,5,0.B.5.0.9.3.9.3.3
1466278
4612838641543
104
31672
1132911411¿1
4l'J021342112141131
000000000000000
KVA3.00.i. IB2.72
KM2.482.562.19
KVAR1.63i.ne1.61
2 i tc?rat ion ( s } w i tn eonvergence criteria of 0.50
LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER ClR2_RETNomina l Voltaq<? - 1 3 . H O KV Line t.o I-int?
RET
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
SAL2 RETSAL2 RETSAL2 'RET
SAL21 HETSAL21 RETSAL21 RETESPERANZAESPERANZAESPERANZASAN LUISSAN LUISSAN LUIS
ESPERANZAD!ESPERAN ZA01ESPERAN ZA01VIA CUARTELVÍA CUARTELVÍA CUARTEL
VÍA CUARTEL01VÍA CUARTEL01
VÍA aJARTELOlRADIO MUNICIPALRADIO MUNICIPALRADIO MUNICIPAL
VÍA CUARTEL02VÍA CUARTEL02VÍA CUARTEL02
C I RAGÚ ASIYAGUACHIYAGUACHIY AGUAD (IRUMIFAMBARUMI TAMBARUMI PAMBA
RUMI PAMBA GRANDRUMI PAMBA GRA'JDRUMIE-AMBA GRAND
RUMIÍAMBA01RUMI TAM RA0 1RUMÍPAMBAO]
FLCRiL'AFLORIDAFLORIDA
HCDA MADGALENAHCDA MADGALENAHC::A «ADGALEÍIA
RINCONADARINCONADARINCONADA
HCDA EL C'JtJRO
LGTH PHSKM CFGPHASE APHASE BPHASE C0.7 A
BC
0.5 ABC
0.9 ABC
0.6 ABC
0.3 ABC
1.0 ABC
0.5 ABC
0.3 ABC
0.7 ABC
1.7 AO.b A
Br
0.7 AílC
0.1 AB,-
1.3 AB<:
0.5 ABC
0.9 AB
1 . 4 A3
0.6 A
COND
1/OAC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
e cu2AC
2AC
2AC
4AC
2AC
2AC
2AC
2AC
CONNKVA
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:o00
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•,3J
3303
111 ^^wi lun -~-
KVAR AMPS CUST(feedec pf -( f eeder pf =(feeder p£ -
000002010
238802
1400
15006
12220fe2
U1419
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114401600700361103157q2¡11001i)050!)100
000000000.0,0 ,000.0.0.0.0.0.0,0.a.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.
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.000000
.00000000000
LOADPCT
0 ,96 ]0.96)0.96)
232329302937302936.
5.2 ,2
2426J42 4 ,2 6 ,30,2 4 .26,27.
3.0.0 ,
.'1,25.25.
5.3.4.1.
14.19.23.14.19.22.0.0.3.
14 .19.19.14.19.
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bU/\ i I
KW406390493406390493405389468403385462
391414
323349426J22344377320342340
2044
279323318
1924107
189248296185245289
00
1718',2 4 42 4 110424 . )
1KU a t L l I U J
KVAR AMPS125 55121 53152125121152124120150123119148
1244
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99106115
98105104
611
859997
b
712
58769057758B
005
5775745614
67555367555366555366
522
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300
394545
3341
263542263441
002
26.<434.!634
0.0 ATA_SANCHEZ0.0 ATA_SANCHEZ0.0 ATAJÍRIJAL0.0 ATA_GRIJAL0.0 ATA_GRIJAL0.0 ATA_BONILLA0.0 ATA_BONILLA0.0 ATA_BONILLA0.0 ATA_LEORO0.0 ATA_LEOROo . o ATA~LEORO0.0 ATA_5ANCHEZ010.0 ATA SANCHEZ010.0 ATA_SANCHEZ010.0 QUININDE
RUN CUMULA 1 I Vt: FCtULK LUrtlJKVA KW KVAR PF
A 8539.6 9179.3 2 4 5 4 . 2 0 .96B « 1 9 8 . 5 7852.9 2355.6 0.96C 8099.0 7762 .9 2306 .9 0.16
TOTAL 2 4 8 3 7 . 0 23795 .0 7118.6 0.96L'END 2 ¿713440 T)B 1596 13566 13699 14098 14497 14696PROJECT: EMELtJORTE-LUCIO RIVERA OB/03/99 14
KUN L.unuKVA
191.0165.7206 .5
563.1
5162 1562756:57
Jill VC. t LLULU.
KW154. 7133.9167.8
456 .5
KVAR111.9
97 .6120.3
J29.7
SECT ACCUMOROP DROP
0000000000000000000000.
-0000000.0.0 ,0.0.0.0.0.0.
-0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0 .y.0.0.0.0.0.J.C.0.')-
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. 4
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.2
.2
.0
.0,1.2.3.3.354
,5,74222554332b•!
0000011.1.1,1,1,11.1.2 .2 .2 ,2 ,2.2.3.2.2 :
3,2.3.3.i.2 .
3.3.3.1.4 .3.3.4 .5..1.4 .J .4 .4 ..1.4 .5.•J.S.5.4 .5.1 .
b .
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.1
.4
.9,5,7.3. 5.7.3.9. 2.7.0. 937162
.29
4
9. 54177B
023£50
010.i•i3H
LEVEL97.097.0979696969696969595959595.9595959494949494.94 .93.9 4 ,94939493.93,9 4 ,9 4 ,03,93.93.93.92.93 .93.92.93.93.92.93,92.92 ,93,92 ,92 .92.91,^1 .92.91.15 1 ."2.90.91.91.90 .'?0.'.'1 .•_'0.
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.3, 4.0,«, /
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u
7
3
KW18-220.323
11211222400000122211100011100.0 ,0 ,0.0.1.000.0.0.00.0.0.010.01.1 .0.0.0.0.1.0.ü .0.0.( J .0.
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.5
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b
b
4')b
KVAR9 .3
10.3111110.0.1.1.1.2.0,0.0.0.0.0.1,1,1.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0 .
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.3
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.1
.4,5, 6.6.0.0.0.h.8.7.0,0.0.0.24b"
, 1, 2, 3, 0, 0.0
3, 3.3. 54
. 59.',J3
.;53j3
•i.i
SECTION ÑAME
SAL2_RETSAL2 RETSAL2 RETSAL2Í RETSAL21 RETSAL21 RETESPERANZAESPERANZAESPERANZASAN LUISSAN LUISSAN LUISESPERANZA01ESPERANZA01ESPERANZA01VÍA CUARTELVIA CUARTELVÍA CUARTELVÍA CUARTEL01VÍA CUARTEL01VÍA CUARTEL01RADIO M U N I C I P A LRADIO MUNICIPALRADIO MUNICIPALVÍA CUARTEL02VÍA CUARTEL02VÍA CUARTEL02C I RAGUAS IYAGUACHIYAGUACHIYAGUACHIRUMI PAMBARUMI PAMBARUMI PAMBARUMI PAMBA ÜRANDRUMI PAMBA GRANDRUMI PAMBA GRANDRUMIPAMBA01RUMIPAMBA01RUMIPAMBA01FLORIDAFLORIDAFLORIDAHCDA MADGALENAHCDA MADGALENAHCDA MADGALENARINCONADARINCONADARINCONADAHCDA EL CL'NKUHCDA FL C'JNfcCHCLA KI , C'JNROLA CUCHALA COCHALA i ' o rHAZULETA M E D I OZULETA MF.DICZULFTA MEDIOHCDA ZULETAHCDA ZULETA
HCDA ZULETAVÍA OLMEDOVÍA OLMEDOVÍA OLMEDO
ANTENASANTENASANTENAS
LLANO ALBALLANO ALBALLANO ALBA
PARTÍ DEHOPARTÍ DEROPARTÍ DEHO
VÍA OLMEDOO 1V Í A OLMEDOO 1VIA OLMEDOO 1
OLMEDOOLMEDOOLMEDO
HCDA LA CHIMBAHCDA LA CHIMBAHCDA LA CHIMBA
OLMEDOO 1OLMEDOO 1OLMEDOO 1
RESILLORESILLORESILLO
ZULETA
1
1
0
1
0
1
0
0
1
0RINCQNADA01 1
,_ VOLTAGE DROP j ™.í* .^. .
C.2 A
BC
.7 ABC
.9 ABC
.6 ABC
.8 ABC
.6 ABC
.7 ABC
.5 ABC
.7 ABC
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.9 B
kíflVTMTTM
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC
2AC2AC
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500
100
150
2500
3005000
450
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11095
PERCENT PERCENTSECTION ÑAME DROP LEVEL
HCDA LA CHIMBAOLMEDOO 1
HCDA LA CHIMBA
788
.62
.13
.15
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290
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120
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210
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146606
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11 0.044 13 6 0.0
WlRE LOAD MÁXIMUM • —PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITYSAL21 RETESPERANZA5AL21__RET
30.5429.3837.12
11.9 1338.4 105
10.3 1169.5 1168.4 1056.4 1049.5 1116.4 1058.4 1038.4 988.4 1056.4 967 .5 928.4 1045.6 664 . 4 528.4 1045.6 574.1 504.6 281.7 112.3 143.9 242.1 131.8 110.0 01.7 103.1 195.9 373.5 22
KVA20.4522 .7525.87
4032353632313332312?312927312015311715
e34743036
117
LOSf
18.20,23.
191517171515161515141514131510
D15
874223~202353
íES —-
KH.22,28.04
000000000000000000000000000000
KVAR9.27
10.3011.77
0 .40 .20.30.30.40.40 .40 .20.20 .20 . 40.30 .30 .20.10.10 . 40.10.20.00.00.00.00.00.0
-0.00.10.10.00.1
6.7 90.6.1 90.7.0 90.7.0 90.6.4 90.7.4 89.7 . 4 8 9 ,6.6 90,7.6 89.7.6 89.7.0 90.7.9 99.7 .9 89 ,7.2 89.8.0 89.7.9 89.7 .6 99 ,8.1 88.8.1 88.7.6 89.9.1 88.8.1 88.7.6 89.8.1 88.8.1 86.7.0 90.e . o 69 .1.9 89.5.9 91.=..5 91.
.3
.9
.0
.0
. 6
.6
.6
.4
.4
.4, 0.1.1.ti.0, 1. 4, 9, 9. 4, 9.9. 4.9.9.0,0.1.15
0.5 0.0.3 0.0.3 0.0.4 0.0.4 0.0.4 0.0 .5 0 ,0 .2 0 ,0.2 0.0.2 0.0.4 0.0.3 0.0.3 0.0.2 0 .0.1 0.0.0 0.0.4 0.0.1 0.0.1 0.0.0 0.0.0 0.0.0 0.0.0 0.0.0 0.0.0 0,0.0 0.0.0 0.0.0 0.0.0 0.0.0 0.
.3
.1
.2
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. ¿
.:
.2
.1
.1, 1.2,2,1.1.0,0:'¿
.1
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.0
.0,0.0.0.0.0.00
HCDA ZULETAVÍA OI.MEDOVÍA OLMEDOVIA OLMEDOANTENASANTENASANTENASLLANO ALBALLANO ALBALLANO ALBAPARTÍ DEROPARTÍ DEROPARTÍ DEROVIA OLMEDOO 1VIA OLMEDOO 1VIA OLMED001OLMEDOOLMEDOOLMEDOHCDA LA CHIMBAHCDA LA CHIMBAHCDA LA CHIMBAOLMEDOO 1OLMEDOO 1OLMED001PESILLOPESILLOPESILLOZULETARINCONADAOl
2 i teración ( 3 ) uiith convecgence criteria of 0.50
— RUN CUMULATIVE fEEDER LOAD -KVA KH KVAR
A 8964 .1 8585.5 2 5 7 9 . 4B 8607.2 6 2 4 3 . 3 2 4 7 6 . 5C 8615.2 8 2 b 6 . 2 2461.1
PF0 .960.960.96
TOTAL 26187. 1 25085 7517 0.963END 110
-- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSESKVA KH KVAR
211.4 172.9 121.2188.4 154.2 107.92 3 2 . 4 190.8 132.1
517.9
ANEXO 3C
FLUJOS DE POTENCIA DEL CAMBIO DECONDUCTORES PARA EL AÑO 2002 REALIZADOS
CON EL PROGRAMA DPA/G™
U3212 798 1596 29063 29196 28595 28994 29393 29659 30324 -30324PROJECT: EMELMORTE-LUCIO RIVERA 07/30/99 16:29:26LICENSED Tu: Escupid Politécnica NacionalOY PHASE VOLTAGE ANALY5IS OH FEEDER CIR1 RETNomina l Volt,-i<je - 13-80 KV Lirie lo I.ine
CIH1 RET
SECTION ÑAMEt 'EEDER TOTALS:
SUBSENDSUBSENDSUBSEND
SUBSEND01SUBSEND01SUBSEín'DOlSUBSENDQ2SUBSEND02SUBSEND02SEND NAZPSEND "NAZPSEND NAZPDUCH PINTDUCH " P I N TDUCH P I N T
DUCH ^ PACHADUCH' PACHADUCH PACHA
PACHA1PACHA!PACHA1PACHA2PACHA2PACHA2
PACHA SAAPACHA SAAPACHA SAA
""SAASAASAA
GUAYAQUILEJIDOEJIDOEJIDO
EJID001EJID001EJID001
NARANJALNARANJALNARANJAL
NARANJAL01NARANJAL01NARANJAL 01
NARANJAL;NARANJAL 3
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1 5f501
504654484753464752454352453952453852453552
1453251443251433150432947
111
41274 3
111
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341821331719
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111
15
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4 . 2 44.1»4.61
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0.10.30.30 . 4
emtg.ernrg .ornrg.
0.10.10.10.10.10.10.20.20.20.00.00.00.10.10.20.10.10.10.00.00.10.00.00.00.10.00.00.10.10.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.10.10.1
-0.00.00.1
-0.00.00.10.00.10.00.00.10.00.00.00.00.00. 10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.03.00.00.00.00.0
-0.00.0ü . 00.0o.efl . 1u . o0 .00.00.0
2.12 .83.22 .5
curr.curr.curr.
2.83.22 . 52 . 93.32.73.13.52 . 93. 13.62 . 93.33.73.13.43.83.33 .43.63.33.33.43.93.43.53.93.43.53 .93 .53.64 .03.63. ó4 .03.63.b4.03.63.64 .03.63.64.03.73.74.03.73.74 . 13.8J.74. 1
3.93.74.14 . 04 . 13.84 . 1J . 93.94.13.93 .94 . 13.93 .94.14 . 04 . 04 . 14 . 04 .04 .0•1. 1
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0.41.01.0l.¿
0.20 .20 .30.30.30 .40.50 .50.70.10.10.10.40.30.60. 30.20 .40.10.10.20.00.10. 10.10.20.10 .20.20.10 .30.10.00.10.00.00.00.10 .00. 10.00.00.00.10.00.10.10.10.10.20.10.30.00.00.10.00.00.00.00.10 . 00 . 00 .20 .0o. :0.00.00.00.10.00 . 00.10.00.00.00.00.00.00 . 00.00.00.00.0o.c0 . 00.0'1.3• l . U_ .0C . O0 . ü0 . 0~* . c
, . j0.0
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0.4 EJID091. 1 RET1AGUST51.1 RET1AGUST51.4 RET1AGUST5
RET1AGUST5
0 .3 EMAPA LAST0.3 EMAPA LAST0 .3 EMAPA LAST0.4 PLAZOLETA0 .4 PLAZOLETA0.5 PLAZOLETA0.6 NUEVOS HORIZONTO . b NUEVOS HORIZONT0.6 NUEVOS HORIZONT0.1 STO DOMING0010. 1 STO DOMING0010.1 STO DOMINGO010 .5 STO DOMINGO0 .4 STO DOMINGO0.7 STO DOMINGO0 . 4 JERVES0.3 JERVES0 .5 JERVES0.2 VÍA DOMINGO0-1 VÍA DOMINGO0.2 VIA DOMINGO0.0 CAPILLA0.1 PUENTE AMARILLO0.1 PUENTE AMARILLO0 .2 PUENTE AMARILLO0.2 ALFREDO0.1 ALFREDO0.2 ALFREDO0.2 REYES_BLACK0.1 REYES BLACK0.3 REYES BLACK0.1 CONDORIT0.1 CONDORIT0.1 CONDORIT0.0 EMAPA30.0 EMAPA30.0 EMAPA30.1 EMAPA20.0 EMAPA20.1 EMAPA20.0 EMAPAl0.0 EMAPAl0.0 EMAPAl0.1 TARQUINO0.0 TARQUINO0.1 TARQUINO0.1 CEMEN SAN010.1 CEMEN SAN010.2 CEMEN SAN010 . 3 CEMENTAN0 . 1 CEMEN SAN0.3 CEMEN SAN0.0 ESTACIÓN0.0 ESTACIÓN0.0 ESTACIÓN0.0 CARRETERO0.0 CARRETERO0.0 CARRETERO0.0 CISNEROSD0.1 VIA TANGUARINOl0.0 VIA__TANGUARIN010.0 VÍA TANGUARINOl0.1 VÍA TANGUARIN0.0 VÍA TANGUARIH0.0 VIA TANGUARIN0 .0 MADRES0.0 MADRES0.0 MADRES0.1 PARQUE0.0 PARQUE0.0 PARQUE0.0 PLAZA10.0 PLAZA10.0 PLAZA10 .0 I PIALES0.0 LUIS GAT0.0 LUIS GAT0.0 LUIS "j JA TO . C - CORRA!. KS0.0 CORRALES0.0 CORRALES0.0 CONTROLO 1o.o CONTROLO:0.0 CONTROLO 1C . O CENAPIA0.0 CENAPIA0.0 C E N A P I AO . C f-LAZAO . J TLAZA0 . 0 PLAZA0 . 0 REYESU . O REYES0.0 BF-YFI3. . u R I V E R A LUCÍC . G ÜELLAVITTAo . o BELLAVISTAÜ;:!.C KLüKAhi1
:.'' í'LCRALl'
FLORALP 15 11 1 0.0 0.5 1.1 95.9 J . O FLORALP
--- VOLTAGE DROP MÁXIMUMPERCENT PERCENT
3ECT1GN ÑAME DROP LEVELRELLAVISTA 4 . 1 2 92 .88
CENAPÍA 4 .15 92.85CARRETERO 4.01 92.99
WIRE LOAD MÁXIMUM —PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITYDUCH^PACIIA 2 4 . 6 B
SUBSEND 31.65SUBSEND 24.05
LOSSES
KVA22.2226 .6623.33
KH15.HIB.0815.93
KVAF16.2719.5917.15
i t e ra t ion ( s | wi th convergence cri toria of 0.50
KVA KW
TOTAL212 .t
ABC
38
571733557
166231654
6 5577 7195 542
6 1819
?b6
2
KVAR127.7143.9126.1
399.7
PF0.970.980.97
0.98
KVA222623
72
KW KVAR273
2
15.118.115.8
49.1
161917
53
361
042161 -42161
33212 42959 43757 72219 72352 72751 73150 73549 73815 74480 -74480PROJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 07 /30 /99 16 :29 :27LICEN3ED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASE VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR3__DIESELNominal Voltage - 13.80 KV Line to Line
< _ " 1 K J L'lLbLi,
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
LGTH PHSKM CFGPHASE APHASE B
CONNCOND KVA KW KVAR AMPS CUST
(feeder pf -(feeder pf =
PHASE CSALIDASALIDASALIDA
AJAVICIR3AJAVICIR3AJAVICIR3
TROYACIR31TROYACIR32
TROYACIR3TROYACIR3TROYACIR3
ZALDUM_MEJIAZALDUM MEJIAIALDUM MEJIA
MEJIACIR3MEJIACIR3MEJIACIR3
BODEGABODEGABODEGA
BODEGA01BODEGA01aODEGAOl
PASQUEL MEJIAPA5QUEL MEJIA
GÓMEZGÓMEZ
BURBANOBURBANO
CARVALLO GUZCARVALLO GUZCARVALLO "GUZ
V l C GLIZMANVI C GUZMAflVIC GUZMAN
Vi : " -jUZMANlVIC~GUZMAN1vic 'GUZMAN i
GU2TRANSGUZTRANSGUZTRANS
BRAZILBRA7. 1 LBRAZILPANAMÁ
PANAMAO 1CHILE
URUGUAYURUGUAYURUGUAY
URUGUAY 01URUGUAY2GUAYAN ASPARAGUAY
PARAGUAY ClGUZTRANS01
VIC_GUZMAN2VIC~GUZMAN2V I C " G U Z M A N 2
PERIMETPERIMETPERTMET
PEkIMETO:l 'ERIMETClP R R I M E T O lP E R ! M E T J 2T E R I M E T C 2F'ER:i-;Er:2
E-ERIME73FERI f 'ETJPERIKETJ»-iOKDII.LüBORDILLO
0.1
0.1
0.10.10.1
0.1
0 .2
0.1
0.2
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0.10. 10.20.10.10.10.2
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ABCABCCCABCABCABCABCABCACACACABCABCABCABcAB"BÍ3BABCasBBBBAñCABCABr.ABCA3
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2/OAC
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2AC
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2/OAC
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JAC2AC2AC2AC2AC2AC
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2/OAC
2/CAC
2/GAC
: / CAC
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157
120
120
12'.212121218211212271617000000•j04ü0
(feeder pf =•0009553800832432205030000
138
13ti0000000000000507360b060
6b6B966
137
0I)000000j:•00
0003221300211111102010000424200000000000002(}2120202222233224220000DD,)01Ü0
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0o.c0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.01.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0o.c0.00.00.00 . 00.0
LOADPCT KW KVAR AMPS CUST
0.92) 779 323 109 00.92) 782 326 110 00.93)
40.440.633.92.71.65.22.01.41.20.72 .40.60.40.70.60 .40.4
38. 639.530.438.638.930.4
9 .05.34 .52.74.52.7
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30.730.72 6 . 229.630.127.628. 129 .226. 728.12 9 . 226 .7-•5.726. 'J25.825.7.: s . 'j
65677978265625156121
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922
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573414
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0137
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B
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117
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306314232304311232
26157474
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230234209219227202212223198213222197189201187188200
91109110
9142931213101100
104106
62104105
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951057793
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10376
020
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1604210
100ejiiii
8182757880737fiÍ9727fi79726973696973
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
97.097.0
0.10.10.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00,00,00,00,00.10.10.10.20.20.10.00.00.00.00.00.00 .20.20.10.10.10.00.10.10.0
-0.00.0
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0.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.20.20.10 . 40.40.30 .40.30.40 .30.40.30.50.50 .40 . 60 . 60.40.70.70 .40.70.70 . 40.70.80 .4o.e0.60.80.70.80.40.8o.e0.80.80.80.70.80.60.61.01.00.71.21.20.91 . 41.51.1; . bl . b1.21 .8l.t)
979696969696969696969696969696969696.96969696.96.96.96,96.96.96 ,9696.96.96.96.96.96 ,96 ,96.96.96.96.96.9 6 .96.96.96.96.96.96.96 .96,96.96.9 6 .9 6 .9696.96969696.969696959596.95.95.?5.15.•J5.05.95.95.
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.6,7.6.7.6.7.5.5.6. 4.4.6.3.3, 6.3.3.6.3,2. 6.2,2.2, 3.2.6.2.2. 2.2.2.3.2.2.4.0.0.3.8.8.1. D
. ¿
. 9
^5
.6
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KW KVAR17.9 16.118.8 16.916.1
O . B0.80 .60.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00 .50.50.31.11. 10 .70.00.00.00.00.00.00.91.00 .60 . 40 .50.30.30.50. J0 . 00.00.00.00.10.00.00.00 .00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.60.60.50.80.80.71.2I. J1.1] . 11 .21.00. .)0. 3ü . J1..11.5
14.0.0.0.0 ,0.0,0.00.0.0 ,0,0.0.0.0.0.0,0.0.1.1.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0,0,0,0,0.00.0.1.1,0 ,1.1.0.0.0.•1.1.1.
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.0
.0,0. 4.4.3.0,0, 6.0,0.00
.0
.0, 8.9,5.3, 4.2.3.42
.0
.0,0,0.0.00000
,0.0.0.0,0.0.0.0.6.6H 5.7.7.6.1.1.901o33323
SECTION ÑAME
SALIDASALIDASALIDAAJAVICIR3AJAVICIR3AJAVICIR3TROYACIR31TROYACIR32TROYACI R3TRO YAC I R3TROYACIR3ZALDUM MEJIAZALDUM MEJIA2ALDUM MEJIAMEJIACIR3MEJIACIR3MEJIACIR3BODEGABODEGABODEGABODEGA01BODE.GA01BODEGA01PASQUEL MEJIAPASQUEL MEJIAGÓMEZGÓMEZBURBANOBURBANOCARVALLO GU7.CARVALLO GUZCARVALLO GU7.VIC GUZMANVIC_GU2MANVIC GUZMANVIC GUZMAN1VIC GUZMAN 1VIC GUZMAN 1GUZTRANSGUZTRANSGUZTRANSBRAZILBRAZILBRAZILPANAMÁPANAMAO 1CHILEURUGUAYURUGUAYURUGUAYURUGUAY 01URUGUAY 2GUAYAN ASPARAGUAYPARAGUAYO 1GUZTRANS01VIC GUZMAN2VIC GUZMAÍJ2VIC"GUZMAIJ2PERIMETPERIMETPERIMETP E R I M E T 0 1PERIKETO;PERIMET01PERIMET02PERIMET02PERIMET02E E R I M E T JPERIMET3PERIMET.lGORDILI.OGORDILLO
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ANIMBAYAANIMBAYAANIMBAYAORQUÍDEASORQUÍDEASORQUÍDEAS
S/E I BARRAS/E '.BARRAS/E I BARRA
ANGAMANGAMANGAM
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BELLAVISTñBBELLAV1STABBKLLAVISTAB
BELLAVISTAALTORELLAVISTAALTOBELLAVISTAALTO
CHALTURACHALTURACHALTURA
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.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.c.c.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.0.c.0.0.0.0.0
25.25.26 .:5.25,2 6 ,25.25.2 3 .25.25.23.23.2 4 .23.23 ,23.23 ,23.23.23.23 ,
4 ,5.5,4 .5.5.4 .45,3,4 ,5,3,2.53.2 ,5,3.2 ,4 .3.2.4 .3.2 ,4 ,4 ,3.7.3.2 ,6 ,2.2 ,6.2.1.6.1.1,2.1,4 .2.1.4 .1.1.2.1.2.2.1.2 ,1.1.2.¿.0.
, 6.7.9.2.5.9.2.5.8.2,5,8.7.y.8.7.7.8.7.3.6.5.5.8.4.0.3,2.0.8.2.6,8.2.6.5.2.6.5.0.6.5,7.3.5.7.3.5.7.4.8.0.7.6.5.8.1.1, 8.8.1.8.1.0.8,2,3.8. 2,1, 4, 3, 8, 5.3,8.1.8.8.1, 4, 0
4904895124854675124 8 4
47548045545547445445444745045144144644778
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7
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139
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1,3.3.3.3,3,3.3.i.3.3 ,3,3,3.3.3,3,333.3.3,3 ,3 ,3.333.3.3,1,3,3.3.3.3,3,3.3,3.3 .3.3.t .3.1,3,3,1,3.3.3.3.i .3.3.3.3.
, 5,0.1.7,2,2.8.2.3.9.4. 4.0.8.8. 4.2.2.0.5.5. 1, ').5.1.5.6.1.5.6.2.5.6.2.6,6.3.6.7,3.6.7.4.7.7.5.7,8, 6.7.6. 6.7.8.6.6, n,7.8, 9.8.8.9,8.9.9, 8, 9.9.y.9.8.9. 11.8. 1.9
95.95.9 4 .95.94.94.95.94.94.95.9 4 .9 4 .95.94.94.94.93.93.94.93.93.93,93.93,93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93.93,93,93.93.93.93.93.93.93.93,93.93.93.93.93,93.93.93.93.93.93.93.93,93,93.93.93.93.93.93.93.93.93,93,93.93.93.93.93.
.5, 0.9.3.8.8- i*
a,7, i.6.6.0,2.2.6.8.8,2,5.5.9.5.5.9.5.4, 9.5.4.8.5.4.8.4. 4.7.4.3.7.4.3.tí.3.3.5.3.2.4.3.2.4.3.2. 4,2. ¿.3.2.1. 2.2.1.2.1.1.2. 1. 1
. 1F í.
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1.21.31.20.00.00.00.00.00 . 00.00.00.00.00.00.00.00.00.1D . O0.00.00.00.00. 10.00.00.1D . O0.00.10.00.00.10.00.00.00.00.00.10.00 . 00.10 . 00.00.0D . O0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00 .00.00.00.00 . 0D . O0 . 00.0o. uo.o0.00.00.00.00.00.00.0o . u0.0a. o
1.2 GORDILLO0.8 ESPARZA0.8 ESPARZA0.7 ESPARZAO.6 MILAGRO0.6 MILAGRO0.5 MILAGRO0.2 MILAGROl0.2 MILAGROl0.2 MILAGROl0 .7 URCUQUI0 .6 URCUQUI0. 6 URCUQUI1.3 ANIMBAYA1.2 ANIMBAYA1.2 ANIMBAYA1.5 ORQUÍDEA;;1.5 ORQUÍDEAS1.5 ORQUÍDEAS1.1 S/E IBARRA1.2 S/E IBARRA1.1 S/E IBAHRA0.0 ANGAM0.0 ANGAM0.0 ANGAM0.0 ANGAM010.0 ANGAMO10.0 ANGAMO10.0 ANGAM20.0 ANGAM20.0 ANGAM20.0 ANGAM30.0 ANGAM30.0 ANGAM30.0 BELLAVISTAB0.0 BELLAVISTAB0.0 8ELLAVISTAB0.0 BELLAVISTAALTO0.0 BELLAVISTAALTO0.0 BELLAVISTAALTO0.0 CHALTURA0.0 CHALTURA0.1 CHALTURA0.0 CHALTURAD 10.0 CHALTURA010.1 CHALTURA010.0 NATABUELA0.0 NATABUELA0.0 NATABUELA0.0 ABELARDO0.0 ABELARDO0.0 ABELARDO0.0 ABEL_MONC0.0 A B E L _ M O N Co.o ABEL "MONCo.o NATA!0.0 NATA10.0 NATA10.0 NATA20.0 NATA20.0 NATA20.0 NATAPANA0.0 NATAOVALOS0.0 NATA30.0 NATA30.0 NATA30.0 NATA40.0 NATA40.0 NATA40.0 ATUNPANA0.0 FLORES0.0 NATAS0.0 NATAb0.0 NATA50.0 IGLESIA0.0 IGLESIA0.0 IGLESIA0.0 NATA6O.ü NATA60.0 NATA60.0 NATA 70.0 NATA70.0 NATA70.0 NATAB0.0 NATASC.O NATAB0.0 HOSTERNATA0.0 HOSTERNATAD.O HOSTERNATA0.0 ZAVATO0.0 ZAVATO0.0 ZAVATOO . C ASELARDOTPANS0.0 ANGAMTRANr0.0 ANGAMTRAIISGI0.0 PANAN ;.Vt:0.2 S/E I3ARRA01'1.2 S/E I B A R R A U l•J..1 J / t l IBAKKA01' l . f i S /E IBAkRAO;0.7 s /E ;i>A!<RAG.:j,"¡ S/E ISAhhAOJ::.0 S/E ISARRAÍM0.0 S/E ÍBARRAÍÍ4iJ.ü S/E IBARRAÜ4
S/F. rBARRA03S/E I BARRAOSS/E IBARRA03SANTIAGO REYSANTIAGO REYSANTIAGO REY
GUAYABAMBAMILAGR02
HCDA VISCAYAIMBA
IMBA01CARLOS _ SALAZARCARLOS "SALA ZARCARLOS EALAZAR
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JARDIW1JARDI NIJARDÍN 1JARDIN2JARDIN2JARDIN2JARD1N3JARDÍN 3JARDÍN 3
JARD ÍNTERJARDINTER01JARDINTRANS2JARDI NTRANS1JARDINTRANS
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2/OAC
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2AC
2AC
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2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC
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9393939292939495,9 4 ,9 4 ,94 .95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.95.96.96.96.96.96.
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--- WIRE LOAD MÁXIMUM ~PERCENT
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@3212 89110 8990B 122493 122626 123025 123424 123823 124089 124754 -124754PROJF.CT: F.MELNORTE-LUCIO RIVERA 07/30/99 16 :29 :28LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBY PHASF. VOLTAGE ANALYSIS ON FEEDER CIR5_DIESELN o m i n a l Voltage - 13 .«O KV Line Co Line
r IR^LUt-bt-L
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BC
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o.: AB
ü
^0.1 A
B
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^LfALJ 1^ ÍJLL- 1 1 Wíí
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I b339833
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0¡;.<;n03'}
Hí i1 1
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JO J15 119 3
o o0 0
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•J O . Ü0 0.04 0.03 O . Ü4 0.01 0.0: o .o.- o .o"> 0 .0'J ü . On o . o0 O . Ü(1 U . 0-, o.o¡ i J . CJ
3 0.0: .1.0i O . ü0 J . O0 0.0
1
LOADPCT
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16.12.11.19,16.11.18.lo .
s.i 5.11 .
5,13.
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¿\jnu i r
KW82587579082587578601785H774809841766206334262206310262
27?71300
13111411
1S126Ú21414425Í1; '14144.-46.'14
".!
190130
bS
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2B45362842)b
44¿002121
21'6..92035. " > < <JO312'i10T u19
'},•>!>
SECT ACCUMDROP DROP
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-0,0.0.0.0.0.0.0.0.0,0.0.0.J .C .0ú0!)
,1. 1.1.1, 1,1,2,2, 2.0.1.0,0.1,0,0.0.Ü.0.0.0.0.0,0.0. 1.0.0.0.0.1. 1. 1.Ü. 3. 0.0.0
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LEVEL95.0
9 5 - 0
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94'1494QiJ
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1.1.0.0.0.0.0.0.0.0.0,0.0.0.00u0000.0.0.0,1.0.0.ü .0,0,0,
690867
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0 .
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.3
SECTION ÑAME
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INNFAINNFAINNFA
INNFAIZQTNNFAIZQINNFAIZQ
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ABRIL2ABRIL2ABRIL2ABRIL3ABRIL3ABRIL3
EMAPAEMAPAEMAPA
EMAPAO 1EMAPAO 1EMAPAO 1
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KW KVAR8.8 8.49.4 9.3
10.50.90.81.30.60.50.81.21.11.70.20.30.40.81.01.20.50.50.50.00.00.00.50.60.60.00.00.00.00.20.40.50.10.20.30.00.00.00.10.30.30.30.40.30.40.70 .40.00.30.30.20.50.60.40 . 40 .30.20 .60.40.30.00.20.20 .20 .30.20 .30.10.10.10 .20.20 .20.00.00.00.10.00 .00 . 20. 10.10.00.0c.o0 .0•j. J
10.1010.0.0.1.1.1.0000110.0.0,0,000.0.0,0,0 ,0.0,0,00.0.0.0.0,0.0.0,0.0 ,0,0 ,0 ,0.0.0.0.0.0 ,0,0.0.0,0.0.0.0.0,0,0.0.0,0,0.0,0.0,0.0.0.0,0.0,0.0.0.0,0.0.0.0.0.0.0.
.6
.0
.9
.4
.6
.6
.9
.3
.2
.8
.3
.3
.4
.9
.0
.2
.5
.6
.5
.0
.0
.0
.5
.7
.7
.0
.0
.0
.0
.2
.4
.6
.1
.2
.3
.0
.0
.0
. 2
.3
.3
.3
.5
.4
.5
.8
.5
.0,2.2.2.4.5.3.3, 3. 24
.3
.2
.0
.1
, ¿. 2.2,2.1.1.1.2. 1.1.0, 001
.0
. 0
. i
0000u'„
SECTION ÑAME
SAL2 RETSA12 RETSAL2 RETSAL21 RETSAL21 RETSAL21 RETESPERANZAESPERANZAESPERANZAESPERANZA01ESPERANZA01ESPERANZA01VÍA CUARTELVÍA CUARTELVÍA CUARTELVÍA CUARTEL01VÍA CUARTEL01VIA CUARTEL01RADIO MUNICIPALRADIO MUNICIPALRADIO MUNICIPALVIA CUARTEL02VÍA CUARTEL02VIA CUARTEL02CIRAGUASIYAGUACHIYAGUACHIYAGUACHIRUMI PAMBARUMI PAMBARUMI PAMBARUMIPAMBA GRANDRUMIPAMBA GRANDRUMIPAMBA GRANDRUMIPAMBA01RUMIPAMBAOlRUMIPAMBAOlFLORIDAFLORIDAFLORIDAHCDA MADGALENAHCDA MADGALENAHCDA MADGALENARINCONADARINCONADARINCONADARINCONADA01HCDA EL CUNROHCDA EL CUNROHCDA EL CUNROLA COCHALA COCHALA COCHAZULETA MEDIOZULETA MEDIOZULETA MEDIOHCDA ZULETAHCDA ZULETAHCDA ZULETAZULETAVIA OLMEDOVÍA OLMEDOVÍA OLMEDOANTENASANTENASANTENASLLANO ALBALLANO ALBALLANO ALDAPARTIDEROPARTIDEROPARTIDEROPESILLORESILLOFESILLOVÍA OLMED001VÍA OLMEDC01VÍA OLMED001OLMEDOOLMEDOOLMEDOHCDA LA CHIMBAHCDA LA CHIMBAHCOA LA CHIMBAOLMEDO01.•JLMEDOO :
OLMED001SAN LUISSAN LUISSAN LUIS
21772826
623
311
44
1.75.82.12.1
VOLTAGE DROP MÁXIMUMPERCENT PERCENT
3ECT10N ÑAME DROP LEVELHCDA LA CHIMBA 4 . 4 3 92-57
OLMED001 4 . 6 0 92 .40HCDA LA CHIMBA 4 .52 9 2 . 4 8
— WIRE LOAD MÁXIMUM —PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITYSfiL2_RET 17.93
ESPERANZA 17.17SAL21 RET 21.74
11391414
KVA12.1713.1814.92
31244
T C\1'bUO-
8.9.10.
-f 5C,Q
KW.77.37.51
2 05 02 02 0
KVAR8.439.2610.59
0.0 OLMED0010.0 SAN LUIS0.0 SAN LUISQ . O SAN LUIS
2 i C e r a t i o n f s ) w i th corwergence criteria oí 0.50
KVA KW
TOTAL
A 415.8B 398.0C 503.9
1317.7
396379480
1257
857
0
KVAR124.4119.9151.1
395.3
PF0.950.950.95
0.95
KVA121314
40
KW229
3
89
10
28
.8
.4
.5
.7
KVARe.9.
10.
26 .
436
3I?26SO 16891 17157 21546
ANEXO 3D
METODOLOGÍA UTILIZADA EN EL ANÁLISIS DE
CORRIENTE DE FALLAS DEL DPA/G™(4)
Para calcular los valores de corriente de cortocircuito, la impedancia es siempre
calculada para el punto final de la sección específica.
3.A.1 Definiciones
KVtL es el voltaje calculado en el punto de la falla
RI y Xi son la resistencia y reactancia de acumulada de secuencia positiva
respectivamente. Valores en Ohms.
RI y \ son la resistencia y reactancia de acumulada de secuencia negativa
respectivamente. Se asume igual al valor de secuencia positiva. Valores en ohnis.
RO y Xo son la resistencia y reactancia de acumulada de secuencia cero
respectivamente. Valores en Ohms.
Rr es la resistencia de falla. Para fallas de fase a tierra mínimas, Rt se ajusta igual
al valor de resistencia de falla (línea-tierra) que se encuentra en el record del
alimentador. Para máximas corrientes de falla a tierra, Rf es igual a cero.
3.A.2.- Ecuaciones para las corrientes de falla.
Las siguientes ecuaciones son utilizadas para el calculo de los valores de corriente de
falla de cortocircuito en cada una de las secciones en su punto final.
KV,, *1000Falla Trifásica - LL
KV,, *1000Falla Bifásica =
Falla Monofásica =
Ecuaciones para los valores de componentes de secuencia al final de las secciones
Las siguientes ecuaciones y definiciones son usadas para el calculo de componente de
secuencia de las secciones en su punto final.
R¡, acumulada = R¡ acumulada previa + R¡ sección (omhs)
Xr acumulada-X, acumulada previa + X¡ sección (ohms)
DondeLsuriut;
R¡ y X¡ de la sección son los valores almacenados en el record de la sección
Todos los valores de R2 y X 2 se asumen igual a los valores correspondientes de Rf y X¡
R0, acumulada = R0 acumulada previa + R0 sección (ohms)
XQ. acumulada = X0 acumulada previa + X0 sección (omhs)
Donde
R0 y X0 de la sección son los valores calculados durante la corrida del análisis por falla con las
las fórmulas para impedancia de secuencia cero dadas abajo.
Donde L = longitud de la sección en km.
Formulas de impedancia de secuencia cero para conductores aéreos.
Líneas trifásicas con neutro
Z 0 1 =r c + j (X e -3X d n )Z 0 2 =(3 r n +
Z7 — 7 _ ~'0l¿,0, — £,0£—*f\'
Líneas bifásicas con neutro.
2r 2X^) + J(X.+
2r 2X
Z 27 - 7 _ <>'_^ ' ~ ^-
Líneas monofásicas con neutro
r.
r X~ T~ + J (
Z 27 - 7 _ O'¿*f f\l ~~ *W /l
Donde:
Z0, = impedancia de secuencia cero de la sección en (omhs/km); Z0, = R0 + jX0
ra = resistencia del conductor por fase en omhs/km.
Xa = reactancia del conductor a un pie de espaciamiento en ohms/km
Xd = reactancia del conductor de la fase utilizando el factor de espaciamiento
X;=0.1736111*^-*dd 60 30,48
rt = resistencia del retorno por tierra (ohms/km)f
r = 0.0541 * 3.2808 * — + Rf (ohms/km)60 g
R = Resistencia promedio de una varilla de tierra
X e = reactancia del retorno por tierra (ohms/km)
Xf = 0.001323 * 3.2808 * f * log(466560°* P )(ohms/km)
rn = resistencia del conductor neutro (ohms/km)
Xn - reactancia del conductor neutro (ohms/km)
X fa = espaciamiento equivalente entre los conductores de fase y el neutro
a n c nX , = 0.1736111 * - * log( -J=_J- =_ _ ) (ohms/km)
* 60 B 30.48 '/ = frecuencia
p - resistividad de la tierra
ANEXO 3E
CORRIENTES DE FALLA PARA EL CIRCUITO CIR4 DIESEL
H3140 1197 1729 16221PROJECT: EMELNORTE-LUCIO RIVERA 07/21/99 I B : ,LICENSED TO: Escuela Poli técnica Nac iona lF f l i i l L Cur ren t ArialyaLs on Feeder CIR4 DIESELRegulator Tap Poai t ion: ZEROHigh-.iide Voltag= - 13.80 KV Line-to-[,ineSource Impedances ( O h m s l ftl =
RO -
SECTION ÑAME(LOAD END)
SOURCE
SALIDADIEABRJL02
ABRIL OTA17 JULIO TALLER
OTAV SALVOTAVALO
SANTA ISABELMACHA ISABEL
MACHA MACASMACHA TENAMACHA PUYO
MACHA JWNTAMANTA2MANTASMANTA3MANTA 1TUNG'JlTUNGU2
PERIMETRALTERPERIM
PUYOPUrOOlF'UYC03PUY002
TUNGURAHUAISABEL ^UAR
ISABEL FERISABEL AMBATO
LATACUNGAI BARRA
ISABEL!ISABEL2
LATACUNGA01AMBAT001AMBAT002
AMBATOFERNAND
JALVADOR01CR i :;TOBAL
CUENCA ?,AMOR("ÍENCA1CUENCA2CUENCA3CUENCA4CUENCASCUENCAS
P \ ALFACHACAS\ ALPACHACAQ2
'.T,N RAQUICONRAOUIOlCON RAQUI 02
V I A U R CV1AURC1V T A U R C 2
E N R I Q U E H I E R R OE N R I C U E f i l E R R O O
" v l f i i ) R r 3V I A U R C ÍV I A U R C 5V T A U R C óVIAURCV
FLOR LOGV I A U R C 8',".AURC9
V I A U R C 13MEKCED
t- ' .EkJEPDlMERCED J
EMTKANCEENTRANCtlOlE;NTkANCE0.1
'ENTPGl'E.'ITÍ'.C '_>
"ir. ;: ~¡.'Ffc. 'ENTRCJ••ENTRO'. '. 'ENTROt í•T.MTR03
WIRES I Z E
2AC2AC2AC
1/OAC1/OAC1/OAC
8CU8CU2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2ACacuacuacu8CU2AC2AC2AC2AC2AC8 CU2AC8 CU8 CUacu2AC
1/OAC; / OAC1/OAC1/OAC1/OAC1/OAC1/OAC1 / OACI /OAC1/OAC
2AC1/OACI / OAC1/OAC1/OAC1/OAC: / OAC: / OAC1/OAC
2AC2AC2AC2AC2AC2AC:AC
i / CAC1/OAC1 / OAC1/OAC1 / OAC1 / OAC
_AC:AC~ñ~JAC:AC,:AI"'1AC
0.2720 XI -0.0010 XO -
KMFROM
SOURCE
0.0700. 1800 .3450 . 4 8 50.7701.0001. 1451.1951.3151.4251.4851. 7851.9052.1352 .0351.8551.955C.0652 .2152 .3351.5451.6951.8451.8151.3451.0601.1601.2601.3601.6501.7602 .0901.5601.5501.7001 .4601.2601.4101.5401.0901.1951.3151.3951 . 4 S 51.5551.745i . 92 52 . 0 4 52 . 4 2 52 . 7 2 52 . 97 r>3 .6153.9854 . 1 7 54 . 4 7 54 . 6 5 5S . ! 1 55.1755. 79$! . 6 9 58 .2053 .455fl.ib'59 .0159 . 1 f¡ 59 . ', ' 5'i . ') 6 5C . 1 2 5•3 . .! 1 5O . t i S Ü0 . U !i '.".'.'" 51. Uli:..751 . ;,''ib1 . ,¡ 1 L1 . b -1 "i
1 1 . 1 H 'i
2 .4610 * Aaaumea 20.0 Ohms Fault Resistance ( L n1.6660 " Aaaumea 0.0 OKma Faul t Resiatance I L n
l^f 1-lUi.M 1 1 VE.
POSITIVE SEQ. ZERO SEQ.R X R X
(OHMSI (OHMSI
0.3450.4610 .6340.7320.9301.0901.4321.5501.6761.7911.8542.1692.2952.5372 .4322 . 2 4 32 .3482 . 4 6 32.6212 . 7 4 71.9172.0752.2322.2011.9041.2311.4671.7031.8082.1132 . 2 2 82.5752.0182.3882 . 5 4 52.1761.7032 . 0 5 82 .1941.1521.2251.3091.3651.4131.476l.b '081.7331.8172.0812.3962.5703.0153.2733.. 1053.6143 .7394 . G594.1014.7516 . 7 4 67.2817 .5437 . 7 6 48.131rt.309rt.531= .8521.963'J. 1U99 . 3 3 99 . 4 7 1•i. 608'.'.755•J . Q 1 2^ . T : J9 . 3 54
10. 1009.867
2
22222333333333333333333333333333333333333333333334•14444555b6b
b77
"'
~!:
7li))na<íaHH
5175736577278719860600861522132474134806075524 4 95075686527182803564394231620170681191743353965792052003632301232072790320851451852212663624525137288810223 4 45316267 9 68871191494654 3 2691819'.'26104190,»nvh d 31.6J7 f i 9'Í35031O'.'T;vi. .15153.'754 bu203
0.1030.2630.5030.6520 .9541.1981.5941.7311.6732.0032.0742.4302.5722.8452 .7262.5132.6312.7622 .9403.0822.1452.3232.5012 .4652.1401.3621.6351.9082.0262 .3702.5012 . 6 9 22 . 2 6 42.6282 . 6 0 62 .4051.8832.2562.4101.2941.4061.5331.6181.6921.7881.9902.1812.3082.7143.1503 . 4 2 74.1314 .5394 . 7 4 85.0805.2795.7855.6516.7539.518
10.26010 .62410.92911.43811.68612.10012.5141 2 . 6 B 412.90713.2571 3 . -1 5 91 3 . 6 4 613.85214 .07013.8081 4 . C 6 91 4 . 4 6 013.964
1122233333344444444434443333344444433333333344445567788999
10141415151616171718181U1"1919191919JO19
782965239456896251522616723821874142249455365205294392526633928062196169896363550737a ? e0851634780050161509296467919073905527388hl969108402680865400934315375987302759057819918949I O S9543697183005821U5787034359868í !>2378P l lH b O1,61"570526 4 4
raut.4.PK-GR
MIN* MAX"(AMPS)
392
3913883843823773733673653623603593533513473493523503483453433583553523533583713663623603543523463563503483543623563543723703683673663643613593573513453413323273243203183123113012742672642 6 22572552522492482462 4 3J422 4 0:IQ__ y?
2392372 3 4T3B
3594
348333163081291926312 4 3 3225021902114204620131855179716951738182117741725166216141980190218271841202123562232211520541094183916901942185217781929¿131198719162363:28s.-202215021062052194618551798163915101430125711 /5113710821051979971«77674d35o!7¿02[ )f iO570552'i .1 •:,128519507•19"-19448 74814 8 9J H 1.169404
^UPULPi 1PH-PH
(AMPS)2765
27162640252É2 4 4 42287217020421998
1869211720291942
2127207920261991196219251852178617451616151314461305123512011149112110561048
953740698679663639628609592585576563556541542535544
3-PH
AMPS)3192
31363048291728222640250623562307
21592 4 4 523432242
24572 4 0 023392299226522232138206 i201518661747166915071426138713271295i;;o12101100855aos784Í66
7 ] f l
7.";E
704b H 467 ib'ti.'jb501.42b í 4„.;,.ti ti(> . " •«
SECTION LOCATION
CENTR04CENTROS
CENTROTERENTRANS
VÍA BLASVÍA BLAS1
SAN BI.ASSAN BLAS01SAti BLASCO
JAN IGNACIOSAN JOSÉ
ARMASTOLAARMAS TOLAOl
HCDA LAS MARÍASFERNAND^MAD
FERNAfJD_MAD01FLOPF.S IMBAHURA
IMBABURA_FLOWVÍA SALINAS
HCDA TABABUELAENRIQUE H I E
GRACIELA:GRAC I ELA
MI RAVALLES\ ALPACHACA01
¡\LPACHACAZUMBA
G U A Y A Q U I L CUENCSALVADOR
CATACACH I28 ABRIL
ABRIL, ROLÓOSROLÓOS
ROLDOROLDOO 1ROLD002ROLDÓOSROLDO C 5ROL DO 03
17 JULIOHIDALGO ULf
HIDAL TER:ESS
IESS01flEND 136
4AC4AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC8 CU2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC
1/OAC2AC2AC2AC2AC2ftC2AC2AC4AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC2AC
11.11,11.11,11,11,11,12.1312,10
9.9.9.8.89966.4545.2 .1.1.1.0.0.0.0.0.0.0 ,0 ,0.1,1.0.0.0.0.0.
.455,605.795.185.585. 7 4 5.945.735.435.035.315.325.735.745.225.930.425.595.965.675.805.085.445.170.025.915.785.865.835.975.925.410.520.620.730.860,920.060.020.280.265,415.200.410
10,10,10,
9 ,10,10,10,11.12.11.
9.8.8.97.8.aa55.34 .341111.011.0.0.0.1,1,1.1,1.0.0 ,0,0.0.
.298
.537,737.818.237.405.615. 4 4 4.179.300.219.456.887.B97.302.042.561.740.346.696.896.190.668.647.838.787.843.833.998.145.092.702,818.923.038.175.238.385.343.566.550,708. 4 8 2.702
8.8.e.8.e.a.8.9 ,9.a .7,7 ,7 ,7.6 ,7 ,7.7.6.5,4 ,54 .5.3,333.2.2 .2 .2 .2 .2:
2:
2 ,2 .3.3.2.2 ,2 ,2.2 .
.352
. 4 3 4, 5 4 0,214,403.484.586.024.413.052.777.268,495.509.702. O G O.312.399.050.984.970.126.776.207.508.456.393. 4 4 2.904.975.950.690, 7 4 6.797.853.919.949.021.000. 6 2 4.616.692,563.690
14.14.14.13.14.14.14.15.16.15.12.11.12.12.10.11,12,12,7,7.5.5,5,5,2.í. .
2.2.1.1.1,0.0.0.1.1.1.1.1.0.0.0.0.0,
432691916
.850
.521
.754
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ANEXO 4C
DATOS DEL LEVANTAMIENTO, FLUJOS DEPOTENCIA Y MEDICIONES REALIZADAS AL
CIRCUITO SECUNDARIO COLON DE LAMUESTRA
Calle Simón Bolívar
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DATOS SOBRE EL LEVANTAMIENTO DE DATOS PARA LA EVALUACIÓN DE PERDIDASEN LOS CIRCUITOS SECUNDARIOS
TRANSF: 37.5 KVA MONOFÁSICO
DIRECCIÓN: COLON Y BOLÍVAR
FECHA1 04/05/98, TIME 10:11
FECHA2 12/05/98, TIME 17:08
No.
1
2
3
4
5
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7
8
9
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23
24
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28
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32
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59
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66
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4729
5191
96043
13234
27385
3842
7457
5845
22670
274
7972
3268
9917
4444
5083
576
46
10827
LECT(2)
KWH(2)
15517
35635
11562
3001
8403
3219
6875
7492
76664
12828
11328
4033
4763
5222
97035
13419
27404
3868
7469
5878
22670
292
8016
3317
10007
4465
5088
605
71
10854
CONSUMO (KWH)
PERIODO
Fí
59
43
24
10
36
496
26
0
18
44
24.5
27
F2
29
96
112
32
57
59
45
57
24
34
31
4%
185
19
12
33
24.5
90
21
5
29
25
MENSUAL
FI
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
213.5
155.6
0.0
0.0
86.9
36.2
130.3
0.0
0.0
1794.9
0.0
0.0
94.1
0.0
0.0
0.0
65.1
159.2
88.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
977
F2
104.9
347.4
405.3
115.8
206.3
213.5
0.0
162.8
206.3
86.9
0.0
0.0
123.0
112.2
1794.9
669.5
68.8
0.0
43.4
119.4
0.0
0.0
0.0
88.7
325.7
76.0
18.1
104.9
90.5
0.0
NODO (KHW/MES)
NODO
5
5
5
5
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
3
3
3
3
3
3
3
3
0
FI
1890.8
2417.4
191.8
313.0
F2
1679.1
2905.9
901.1
703.9
KWIÍT fase 1744.5 2174 6313.028 786731 6313.028 7867.31
RESUMEN DE DA TOS DEL ANALIZADOR
PICO
18:31
I1(A)=
I2(A)=
Vln(V)=
V2n(V>=
V12(V>=
KWl =
20:00
20:11
1974 I1(A)=*
299.0 I2(A)=
115.8 Vln(V)=
115.5 V2n(V)=
2003 V12(V>
22.23 KW1 =
113.30
182.10
120.90
120.40
209. 16
13.37
KW2=
KWT
KVA1 =
KVA2=
KVAT
FP1 =
FP2=
FPT=
KWHT(l)
KWHT(2)
KWHT
31.83 KW2=
54.06 KWT
23.48 KVA1=
33.32 KVA2=
56.80 KVAT
0.% FP1=
0.93 FP2=
0.94 FPT=
2071
3016.7
5087.7
23.55
36.90
13.71
24.30
38.00
0.958
0.940
0.947
i
112272 799 1463 1921 50b4 5453 5852 6251 6517 7182 -74480PROJECTr EMELNORTE-LUCIO RIVERA 09/16/99 1 3 : 5 2 : Ü BLlCENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBV PKASE VOLTAGE ANÁLISIS ON FEEDER COLONNominal Voltage - 0 .23 KV Line to Line
COLON
SECTION ÑAMEÑAMEFEEDEP TOTALS:
LGTH PHS CONNKM CFG COND KVA
PHASE A
LOAD IN SECTION LOAD THRU SECTIONLOAD
KW KVAR AMPS CUST PCT KW KVAR AMPS
(feeder pf - 0 . 9 4 ) 22 8 178PHASE B
SctSct
SctSct
SctSct
SctSct
SctSct
SctSct
NOONOO
0000100001
NO 3NO 3
0000200002
NO4NO4
0000300003
NOSNOS
0000400004
NOSNO 6
0000500005
N01N01
0000600006
N02
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
A 1/OCL1
3A 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CUBA 2CU
NO2 B
PERCENT PERCENTSECTION ÑAME DROP LEVEL
NO6N06
6.444.580.00
? i t e r a t i o n f s ) w i th co
__„ pnrr r-injirT ^T ' - ITÍC,
ABC
TOTAL
KVA2 3 . 7330
57
.6
.0
.3
93.5695.420.00
00000000000000000000000000
140013003500670022008
11000
;feeder pf - 0 . 9 4 )0100010012002200110034000
6 0.028 0.0
0 0.00 0.09 0.0
23 0.00 0.00 0.0
28 0.041 0.0
0 0.00 0.0
54 0.054 0.0
0 0.00 0.0
15 0.014 0.00 0.00 0.0
66 0.091 0.0
0 0.00 0.01 0.0
0 0 1 0.0
rj-ror T r\nr, UAvTIurlTLC
5781455746574247424730293029
6666
283929390000
4394131534173670709e083333
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
nvergence criteria of
FEEDER LOADKW KVAR
22.3 831.7 11
0.0 0
54 .0 19
.0
.3
.0
.3
PF0.940.940,00
0 , 9 4
NOONOO
0.50
57.3781.26
0.00
000
nuM ^uriuj-fti i K c.KVA KW
0.70 .90.0
1.6
3222301317131512141011
885S2211e
12460000
KVA.66.90.00
11B
1156454544332211003412000
252176238106132101121
971098309696043411514
87
66923446110
0 0
LOSSES - —
KW000
FEEDER
0.60.80.0
1.4
.58
.79
.00
jQSSESKVAR
0.30 . 40.0
0 .8
CUST
0000000000000000000000000000
KVAR0.320 .440.00
VOLTAGE PERCENTSECT ACCUMDROP DROP LEVEL
100.0
0.10.11.41.20.20.12.01.50.10.12.11.30.10.00.40.20.00.01.41.40.10.00.00.00.00.0
1000.1 990.1 991.5 981.3 981.7 981.4 983.7 963.0 973.9 963.0 976.0 944.3 956.0 944.4 956.4 934.6 956.4 934.6 951.5 981.5 981.6 981.5 981.6 981.5 981.6 981.5 98
099573630100706646455454545
- LOSSES -
KW KVAR
0.6 0 .30.80.00.00.10.20.00.00.20.20.00.00.10.10.00.00.00.00.00.00.10.20.00.00.00.00.00.0
0.40.00.00.10.10.00.00.10.10.00.00.10.10.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.0
SECTION
NOONOOSct 00001Sct 00001N03N03Sct 00002Sct 00002N04NO4Sct 00003Sct 00003NOSNOSSct 00004Sct 00004NO6NO6Sct 00005Sct OOOOSN01N01Sct 00006Sct 00006N02N02
Sumnary fot Feeder COLON
KILOWATT, KILOVAR AND CURRENT FLOWBY
PHASES AND NEUTRAL
SECTION ÑAMESUB. TOTALS
NOOSct 00001
NO3Sct 00002
NO4Sct 00003
A22.22 .13.12.11.10.
tí.5.1.O.8.4 .
KILOWATTSB
2 9 . 929 .916.615.013.510.89 . 34 . 91.70.8
11.55.7
5.34 . 83.82 . 91.70.60.34.12.00.1
A177.174.105.101.
96.83.69.4 2 .15.7.
66.33.0.0.
NEUTRAL SECTION ÑAME251.9237.8132.1120.6109.3
88.768.34 0 . 913.86 . 9
91.646.10.80.4
3END 78
224,213,121.111.102.84.67.40.14.7.82.41.0.0.
. b
.7
.0
.4
.7
.4
.3,5.2.1.01B4
NOOSctNO3SctNO4SctNOSSctN06SctNO1SctN02
00001
00002
00003
00004
00005
00006
ANEXO 4D
GRÁFICOS DE LA DESAGREGACIÓN DE LASPERDIDAS TÉCNICAS Y NO TÉCNICAS
CU
RV
A D
E D
EM
AN
DA
D
E L
A C
IUD
AD
DE
IB
AR
RA
W O
1800
0.0
1600
0.0
1400
0.0
1200
0.0
1000
0.0
8000
.0 -
6000
.0
4000
.0
2000
.0
OO
OO
OO
QO
OO
OO
OO
OQ
OO
OO
OQ
OO
OO
OO
OO
OO
OO
OO
—
—
ÍN~
- —
(N
—
—
<N
TIE
MPO
(h)
CO
MPO
NE
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S D
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RD
IDA
S E
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A C
UR
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DE
LA
DE
MA
ND
A
DE
LA
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IBA
RR
A
1800
0
1600
0
E P
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PRIM
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RIO
S
• PE
RD
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NIC
AS
B E
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4000
2000
o
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o1-
X
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—
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00
—
—
(VI
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MPO
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IDA
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MA
E
LÉ
CT
RIC
O D
E L
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IUD
AD
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IB
AR
RA
3500
.0
3000
.0
a N
O T
ÉC
NIC
AS
S R
ESI
ST. A
CO
ME
TID
AS
• R
ESI
ST.
SEC
UN
DA
RIO
S
S R
ESI
ST. D
EV
AN
AD
OS
D R
ESI
ST. P
RIM
AR
IOS
• M
ED
IDO
RE
S
B N
ÚC
LEO
0.0
Op
pQ
Op
OO
pQ
pp
OQ
OO
OO
OO
OO
OQ
OO
OO
OO
OO
TIE
MP
O (
H)
ANEXO 5A
PRESUPUESTO REFERENCIAL DE LACONSTRUCCIÓN DE UN KILÓMETRO DE LINEA
TRIFÁSICA CON CONDUCTOR 3/0 AWG TIPOACSR Y VANOS DE 100 METROS
IMPRESA ELÉCTRICA REGIONAL DEL NORTE
3IRECCION DE DISTRIBUCIÓN
DEPARTAMENTO : INGENIERÍA Y CONSTRUCCIONES
DESCRIPCIÓN:
SOLICITANTE:
UBICACIÓN;
HUMERO DE ABONADO:
HUMERO DE POSTES:
HUMERO DE KM-ALTA TENSIÓN;
HUMERO DE KM-BAJA TENSIÓN:
«UM. Y CAPACIDAD DE TRANSF.
REALIZADO POR:
SOLICITUD N . :
COSTO POR KM DE LINEA TRIFÁSICA CON CONDUCTOR 3/0 - 13.9 KV - VANOS 100 MTS
LUCIO RIVERA
CIR1-RET
PARROQUIA:
9 MTS.: 11MTS: 10
MONOF.a O BIFÁSICO- O
MONOF.- O
LUCIO RIVERA
1.-POSTES, TORRES Y ACCESORIOS
CÓDIGO CANTIDAD DESCRIPCIÓN
f 022200605
022200505
022200510
022011701
022230301
022153002
027101684
021010506
022251008
i 022250205
022051503
022250110
022252507
022205519
022450105
022055001
022253504
1 022300705
IANO DE OBRA Y
CANTIDAD
4.00
11.00
jl 8.00
2 .00
1.00
4 .00
10.00
10.00
1000. OO
10.00
fc 10.00
3 ABRAZADERA DOBLE PARA PIE AMIGO DE 3/16x 1 1/2 "CON PER.
8 ABRAZADERA SIMPLE PARA PIE AMIGO 3/16 XI 1/2 CON PERNOS
11 ABRAZADERA SIMPLE PARA RACK DE 3/16X 1 1/2 CON PERNOS
4 AISLADOR DE RETENCIÓN ANSÍ S4-2
4 ANCLAJE DE HORMIGÓN DE 0.027 MT3
4 GUARDACABO DE 5/9"
13 HIERRO ÁNGULO L DE 1/4 X 3" X 3" X 2 MT
80 MTS. DE CABLE DE ACERO PARA TENSOR DE 3/8"
9 PERNO DE OJO DE 5/8 " X 12 " (CRUCETA DE HIERRO)
20 PERNO PIN ESPIGA LARGA DE 5/8"
10 PERNO PIN SIMPLE PARA PUNTA DE POSTE CON DOBLE ABRAZA.
26 PERNO TIPO MAQUINA DE 1/2 X 2" CON TUERCA
10 PERNO U DE VARILLA DE 1/2" X 62 CM.
26 PLETINA PARA PIE AMIGO 3/16 x 1.1/2 X 26"
10 POSTE DE HORMIGÓN 11 MTS - 500 KG
11 RACK DE 1 VÍA
9 TUERCA DE OJO PARA PERNO 5/8"
4 VARILLA DE ANCLAJE DE 5/8X 1.6 MTS CON ARANDELA
TOTAL
TRANSPORTE
DESCRICPCION
ANCLAJE DE TERRENO NORMAL
ARMADA DE ESTRUCTURA DR1
ARMADA DE ESTRUCTURA TRIF. P
ARMADA DE ESTRUCTURA TRIF. RC
ARMADA DE ESTRUCTURA TRIF. RRC
ARMADA TENSOR A TIERRA AT
ERECCIÓN DE POSTES DE H-ll C/G DIFÍCIL ACCESO
EXCAVACIÓN DE HUECOS -TERRENO NORMAL
METROS DE ESTACAMIENTO
TRANSPORTE POSTE HORMIGÓN ( 1-10)
UBICACIÓN DE POSTERIA FÁCIL ACCESO
TRANSPORTE
TOTAL
!LSICQ«
ÍSICQ-
VUNITARIO
25000
21003
17500
24375
13200
4900
205700
8019
13750
17500
76000
4200
14740
11638
1500000
9502
12000
38516
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
s/.
VÜNITARIO
104380
25770
63500
139170
160590
57990
224850
130370
720
244910
133970
2108O2 .
.00
.00
.00
.00
. 00
.00
.00
.00
.00
.00
.00
00
1.000
0
VTOTAL
75000.00
168024. 00
192500.00
97500.00
52800.00
19200.00
2674100.00
641520.00
123750.00
350000.00
760000.00
109200.00
147400.00
302588.00
15000000.00
104522.00
108000.00
154064.00
21, OSO, 168, 00
VTOTAL
417520.00
283470.00
668000.00
278340.00
160580.00
231960.00
2248500.00
1303700.00
720000.00
2448100.00
1339700.00
316203.00
S/. 10,416,073,00
.-CONDUCTORES AÉREOS Y ACCESORIOS
CÓDIGO CANTIDAD DESCRIPCIÓN VUNITARIO VTOTAL
022010303
022011003
022014001
022401004
022401003
022102501
021053313
021053504
24
24
9
20
10
12
3200
1100
AISLADOR DE SUSPENSIÓN ANSÍ 52-1 DE 6
AISLADOR PIN ANSÍ 55- S
AISLADOR ROLLO ANSÍ 53-2
CONECTOR RANURA PARALELA PAA-12
CONECTOR RANURA PARALELA PAA4
GRAPA DE RETENCIÓN TIPO DISTRIBUCIÓN
MT. DE CONDUCTOR DE ALUMINIO ACSR N.
MTS. DE CONDUCTOR DE ALUM. ACSR 1/0
TOTAL
"
NGK-012
3/0
JAN[O DE OBRA Y TRANSPORTE
CANTIDAD DESCRIPCIÓN
125000.00
84000.00
6591.00
27000.00
18750.00
2OOOOO.00
12300.00
8300.00
S/.
VUNITARIO
3000000.00
2016000.00
59319.00
540000.00
187500.00
2400000.00
39360000.00
9130000.00
56,€92,819,00
VTOTAL
TENDIDO DE ACSR 1/0-2/0
TRANSPORTE
1100.00
566928.00
4730000.00
850392.00
TOTAL
3.-TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Y ACCESORIOS
S/. 5,560,392,00
CÓDIGO CANTIDAD DESCRIPCIÓN
022401509 2 CONECTOR PERNO PARTIDO CU/AL ACSR BURNDY 1/0 (KSU-25)
022401603 2 CONECTOR PU PARA VARILLA COPPERNELD
021051502 24 MTS, DE CONDUCTOR DE COBRE CABLEADO DESNUDO N. 2
022300707 2 VARILLA COPPERHELD 5/8 X 6"<1.80 WTS)
VUNITARIO
37500.00
22500.00
18500.00
175000.00
VTOTAL
75000.00
45000.00
444000.00
350000.00
TOTAL
MANO DE OBRA Y TRANSPORTE
S/. 914,000,00
CANTIDAD DESCRIPCIÓN VUNITARIO VTOTAL
PUESTA A TIERRA
TRANSPORTE
37970.00
9140.00
75940.00
13710.00
RESUMEN DEL PRESUPUESTO
TOTAL.
S/. 89,650,00
MATERIALES
MANO DE OBRA Y TRANSPORTE
COSTOS INDIRECTOS
POSTES Y ACCESORIOS
40945113.00
COSTOS DE ESTUDIOS DE DISE*O Y T/D..:
DISENIOS DE REDES 1,632,000, 00
DISENIOS DE TORRES. 0,00
CONDUCTORES Y ACCESORIOS. TRANSF. Y ACC.
80955174.00
TIEMPO= 8
TIEMPO=
1304745.00
TOTALES
21,080,168,00
10,416, 073 ,00
9,448, 672, 00
56,692,819,00
5,580,392, 00
18,681, 963,00
914, 000, 00
89, 650,00
301, 095, 00
78,686, 987,00
16,086,115,00
28, 431, 931, 00
SUBTOTAL DEL PRESUPUESTO
DERECHO DE REDES
SUSPENSIÓN DE SERVICIO
123,205,033,00
TOTAL DEL PRESUPUESTO S/. 124,837,033,00