Metodologia Calculo de Perdidas

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA EEQ S.A., PARA P ARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS, Y APLICACIÓN AL PRIMARIO 04D DE LA LA SUBESTACIÓN CHIMBACALLE

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO

AILLÓN SÁNCHEZ CLAUDIA PATRICIA [email protected] DIRECTOR: ING. MENTOR POVEDA [email protected]

Quito, febrero de 2010

DECLARACIÓN

Yo, Claudia Patricia Aillón Sánchez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.  A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

 ____________________  __________ ___________________ _________

Claudia Patricia Aillón Sánchez

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Claudia Patricia Aillón Sánchez, bajo mi supervisión.

 __________________  __________ ______________ ______

Ing. Mentor Poveda DIRECTOR DEL PROYECTO

AGRADECIMIENTO

 A Dios, por ser mi fuerza en los momentos difíciles y guiar mi camino para alcanzar las metas que me he propuesto.  A mis padres José y Carmita, por la confianza y apoyar siempre mis decisiones, por estar conmigo en los instantes tristes y en los felices. Pero sobre todo por el amor que a su manera demostraron a sus hijos.  A mis hermanos Mayfe, José e Iván por su cariño desinteresado, quienes me han enseñado que uno no puede dejarse vencer por el miedo a enfrentar situaciones desconocidas.  A mis abuelitos Livino y Mariana, por recibirnos con los brazos abiertos y una sonrisa cada vez que llegamos a Tunga, por todo el cariño y enseñanzas que siempre recibí.  A toda mi familia, quienes siempre estuvieron acompañándome durante toda mi vida, he recibido de todos ellos cariño, ayuda y comprensión.  A mis amigas y amigos, por haber compartido conmigo todos los momentos alegres, de estudio, de estrés, de ilusión cada uno de ellos están guardados en mi memoria.  Al Ing. Mentor Poveda, por aceptar dirigir este proyecto de titulación, por todos los conocimientos que me ha transmitido me ha enseñado que uno no debe conformarse solo con llegar a ser un buen profesional, sino también, un buen ser humano.

DEDICATORIA

 A mis sobrinos, Doménica, Cayetana, Mathías y Antonella, cuatro estrellas que siempre serán mi inspiración.

1

CONTENIDO CAPíTULO 1 ................................................................................................................... 5 GENERALIDADES ......................................................................................................... 5 1.1

INTRODUCCIÓN ............................................................................................... 5

1.2

OBJETIVOS ....................................................................................................... 6

1.2.1

OBJETIVO GENERAL ................................................................................. 6

1.2.2

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................... 6

1.3

ALCANCE DEL PROYECTO ............................................................................. 7

1.4

JUSTIFICACIÓN ................................................................................................ 8

CAPíTULO 2 ................................................................................................................... 9 PRINCIPIOS TEÓRICOS ................................................................................................ 9 2.1 TÉRMINOS EMPLEADOS EN DISTRIBUCIÓN .................................................... 9 2.2 BASES TEÓRICAS ............................................................................................. 12 2.3 PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS ............................................... 15 2.3.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS............... 16 2.3.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS .................. 17 2.4 PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ............................ 18 2.4.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN EL NÚCLEO .............................................. 18 2.4.2 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LOS DEVANADOS .................................... 20 2.4.3 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL NÚCLEO ................................................ 22 2.4.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS DEVANADOS ...................................... 22 2.5 PÉRDIDAS EN REDES SECUNDARIAS............................................................ 23 2.5.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LA RED SECUNDARIA ............................... 24

2 2.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LA RED SECUNDARIA ................................. 26 2.6 PÉRDIDAS EN ACOMETIDAS ........................................................................... 27 2.6.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS ............................................ 27 2.6.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS .............................................. 30 2.7 PÉRDIDAS EN CONTADORES DE ENERGÍA .................................................. 31 2.7.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA ................... 31 2.7.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN CONTADORES DE ENERGÍA .................... 34 2.8 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ............................... 36 2.8.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ... 36 2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ..... 37

CAPíTULO 3 ................................................................................................................. 38 PROPUESTA METODOLÓGICA ................................................................................. 38 3.1 BASES DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS ........... 38 3.1.1 ANÁLISIS DE LOS REGISTROS DE CARGA DISPONIBLES ..................... 38 3.1.2 INSPECCIONES DE CAMPO........................................................................ 44 3.2 DESARROLLO DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS ................................................................................................................................... 47 3.2.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS............................................................................................................ 47 3.2.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS ................................................................................................................................ 49 3.2.3 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...................................................................................................... 50 3.2.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...................................................................................................... 56 3.2.5 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN REDES SEUNDARIAS ........ 60

3 3.2.6 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE REDES SECUNDARIAS ....... 65 3.2.7 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS ..................... 66 3.2.7.1 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES ............ 67 3.2.7.2 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS COMERCIALES.............. 73 3.2.8 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS ....................... 74 3.2.8.1 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES ........... 74 3.2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS COMERCIALES.............. 76 3.2.9 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA ................................................................................................................................ 77 3.2.10 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE CONTADORES DE ENERGÍA ................................................................................................................................ 79 3.2.11 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ................................................................................................................ 80 3.2.12 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO ................................................................................................................ 86

CAPíTULO 4 ................................................................................................................. 88 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA  ........... 88 4.1 JUSTIFICACIÓN DE LA SELECCIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO ............ 89 4.2 INFORMACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D....................................... 91 4.3 INFORMACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DEL  ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ............................................................................... 96 4.4 INFORMACIÓN DE LAS REDES SECUNDARIAS DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D .......................................................................................................... 99 4.5 INFORMACIÓN DE LAS ACOMETIDAS Y CONTADORES DE ENERGÍA PERTENECIENTES AL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ...................................... 101 4.6 INFORMACIÓN SOBRE EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO DEL PRIMARIO 04D ........................................................................................................ 103

4 4.7 RESULTADO DE LA METODOLOGIA PROPUESTA APLICADA AL  ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ............................................................................. 104

CAPíTULO 5 ............................................................................................................... 107 PROPUESTA PARA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN EL PRIMARIO 04D  ............. 107 5.1 DESCRIPCIÓN de la MODELACIÓN DIGITAL DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D .......................................................................................................................... 107 5.2 SITUACIÓN ACTUAL DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D .......................... 111 5.3 SIMPLIFICACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ................................ 113 5.4 PROPUESTA PARA REDUCIR LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS EN EL  ALIMENTADOR PRIMARIO 04D ............................................................................. 117 5.4.1 RECONFIGURACIÓN DEL PRIMARIO....................................................... 119 5.4.2 CAMBIO DE CONDUCTOR ........................................................................ 122 5.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS ........................................................................................................... 126

CAPíTULO 6 ............................................................................................................... 130 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES  .............................................................. 130 6.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 130 6.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 131

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS  ........................................................................... 133

5

CAPÍTULO 1 GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCION Una de las actividades que las empresas distribuidoras tienen a su cargo es el cálculo de las pérdidas técnicas y no técnicas en el sistema de distribución, teniendo que dedicar parte del tiempo, personal humano y computacional en realizar esta actividad. Por tal motivo se ha visto la necesidad de agilitar estos procesos para que todos los recursos antes mencionados se liberen para planificar y resolver problemas que se presentan en la expansión, diseño y operación del sistema de distribución. La Empresa Eléctrica Quito S.A. conciente de esta realidad, considera necesario la revisión de los procedimientos de cálculo de pérdidas técnicas, ya que desea obtener resultados más acordes a sus condiciones de operación. Por consiguiente la empresa en busca de obtener procedimientos de cálculo acordes a las características particulares que refleja el sistema de distribución solicitó a la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) asesoramiento técnico al respecto. Esta propuesta de cálculo fue aceptada y está siendo utilizada por el personal de la EEQ S.A. para la determinación de las pérdidas técnicas en los componentes del sistema de distribución puntualizados en este proyecto. La metodología de cálculo de pérdidas desarrollada en este proyecto aprovecha la información que dispone en las bases de datos la Empresa Eléctrica Quito S.A., puesto que de esta forma, es fácil automatizar el cálculo con la ayuda de aplicaciones computacionales que interactúen con la información que tiene la empresa.

6 El cálculo de pérdidas técnicas en el presente estudio comprende los siguientes componentes:

conductores

de

alimentadores

primarios,

transformadores

de

distribución, redes secundarias, acometidas, contadores de energía y el sistema de alumbrado público, tanto en potencia y energía.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL 

Desarrollar una metodología para mejorar la precisión y acelerar el proceso de cálculo de las pérdidas técnicas en potencia y energía, para alimentadores primarios y aplicarla al primario 04D de la subestación Chimbacalle de la Empresa Eléctrica Quito S.A.

1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 

Mejorar la precisión de los cálculos y acelerar el proceso para la determinación de pérdidas técnicas en la Empresa Eléctrica Quito S.A.



Desarrollar una nueva metodología para el sistema de distribución de la Empresa

Eléctrica

Quito

S.

A.,

comprendiendo

procedimientos

computacionales y procedimientos que permitan validar los resultados. 

Establecer para cada uno de los componentes del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito S. A., un procedimiento acorde a sus condiciones de operación y a sus características técnicas.

7 

Aplicar la metodología propuesta al primario 04D de la Subestación Chimbacalle.

1.3

1.3 ALCANCE DEL PROYECTO

Para desarrollar la nueva propuesta de cálculo es necesario realizar varias actividades complementarias que permitan lograr el objetivo trazado al iniciar este proyecto de titulación. La base de la nueva metodología de cálculo de pérdidas técnicas viene establecida por varias actividades, como son: la revisión de los procedimientos de cálculo actuales, la revisión de la información que interviene en el cálculo, las inspecciones de campo, la complementación de los registros de carga y finalmente la evaluación de resultados, ya que, cada una de estas actividades aportan con información necesaria para el correcto desarrollo de cálculo. El mismo que permitirá plantear procedimientos que agiliten y optimicen recursos. Con la información debidamente recopilada y tomando en cuenta la naturaleza de cada componente se aplicará la metodología que se fundamenta en las curvas de carga obtenidas de los registros de carga. Permitiendo calcular las pérdidas resistivas de la relación cuadrática entre la demanda horaria y la demanda máxima para luego calcular las pérdidas de energía correspondiente. La automatización del cálculo de las pérdidas estará relacionada con la elaboración de aplicaciones computacionales en base a algoritmos que reflejen las condiciones de operación del sistema de la Empresa Eléctrica Quito S.A., así como también a los resultados obtenidos de las corridas de flujo realizados en el FeederAll. En el presente trabajo se describirán los procedimientos computacionales, pues el desarrollo del software debe ser de la exclusiva responsabilidad del personal de informática de la EEQ S.A., encargado del manejo de las bases de datos.

8

1.4 JUSTIFICACIÓN Las pérdidas totales que presenta la Empresa Eléctrica Quito S. A., han venido reduciéndose en los últimos años, como consecuencia de los planes de control de pérdidas no técnicas. Con esa base, la Gerencia General ha establecido la necesidad de conocer con mayor precisión las pérdidas técnicas, a fin de trabajar en su reducción. Esta es la razón de ser del presente estudio. Las pérdidas técnicas en potencia y energía en el presente estudio comprenden un análisis detallado en los diferentes componentes del sistema de distribución, el mismo que permitirá transparentar los cálculos y acelerar el proceso cumpliendo con los estándares de confiabilidad, calidad de producto y servicio en el área de cobertura.

9

CAPÍTULO 2 PRINCIPIOS TEÓRICOS En el presente capítulo se describen los términos empleados en distribución y las bases teóricas para desarrollar la metodología de cálculo de las pérdidas de la EEQ S.A. por cada componente del sistema de distribución, necesarios para comprender la nueva propuesta de cálculo desarrollada en los capítulos siguientes.

2.1 TÉRMINOS EMPLEADOS EN DISTRIBUCIÓN Sistema de Distribución1 “Es la parte del sistema eléctrico cuya función es suministrar energía a un gran número

de consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra restricción técnica de cualquier naturaleza”.

Subestaciones de Distribución1 “Lugar donde se transforma del voltaje de subtransmisión al de distribución primaria ”.

Sistema Primario de Distribución1 “Conjunto de líneas troncales, ramales, seccionamiento y protecciones que enlaza la

subestación de distribución con los transformadores de distribución ”.

Transformador de Distribución1 “Trasformador de reducción del nivel de voltaje primario al voltaje de utilización ”.

1

Poveda Mentor, Planificación de Sistemas de Distribución, EPN, Julio 1987, Pág 7,8.

10

Red Secundaria1 “Líneas a nivel de voltaje de utilización que unen el transformador de distribución con

las acometidas de los abonados ”.

Acometida1 “Circuito que enlaza la red pública con la instalación individual del abonado ”.

Contador de Energía1 “ Administrativamente el contador de energía es parte de la acometida, pudiendo ésta

ser en alto o en bajo voltaje ”.

Sistema de Alumbrado Público Parte de la red de distribución que opera a nivel de voltaje secundario desde el cual se alimenta y controla el alumbrado de vías, de piletas, de parques, bombas de agua, semáforos, e iluminación de espacios públicos.

Demanda1 “Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promedia da en un intervalo

previamente establecido. Los intervalos de demanda normalmente empleados son 15, 30 y 60 minutos”.

Demanda Máxima1 “Es la mayor demanda ocurrida en un sistema o en la parte que interesa de él, durante

el periodo considerado, Por ejemplo, demanda máxima diaria, mensual, anual. Comúnmente se la llama demanda o carga pico ”.

Carga Es la potencia eléctrica activa o aparente consumida por los equipos de los usuarios y se refleja en la red de diferente manera, dependiendo del tipo de equipo conectado.

11

Carga Instalada Es la suma de todas las potencias nominales de los equipos conectados a la red.

Curva de Carga Es la curva obtenida de las demandas que son registradas en cada intervalo de demanda, para un período de tiempo requerido. Estas presentan características específicas frente al tipo de carga que maneja el sistema. Por tanto se obtienen curvas para carga de tipo residencial, comercial, industrial o combinaciones de estas.

Factor de Carga1 “Es la relación entre la demanda promedio de un periodo establecido con respecto a la

demanda máxima del mismo periodo ”.

Factor de Utilización Es la relación entre la demanda máxima de un sistema y su capacidad instalada.

Factor de Pérdidas1 “Es la relación de la pérdida de potencia promedio a la pérdida de potencia a demanda

máxima, durante un período específico de tiempo ”.

Factor de Coincidencia Es relación de la demanda máxima coincidente y la suma de las demandas individuales.

Factor de Responsabilidad Es la relación entre el aporte de la demanda de un primario i en el día de máxima demanda del sistema, con la máxima demanda del primario i.

12

2.2 BASES TEÓRICAS Pérdidas Resistivas Las pérdidas resistivas se calculan con base en la expresión  I 2  R .  En cada subsistema se calculan las pérdidas resistivas para la demanda máxima de la carga por los métodos usuales y con esa base se obtienen las pérdidas resistivas en un intervalo dado a través de la relación cuadrática entre la demanda en dicho intervalo y la demanda máxima. El procedimiento descrito se puede aplicar para todas las pérdidas resistivas, es decir, en las líneas de los sistemas de transmisión y distribución, en las líneas primarias, para las pérdidas resistivas de los transformadores de subtransmisión y distribución, para las líneas secundarias y para los conductores de las acometidas 2. Los registros de carga en cualquier componente de la red de distribución (alimentadores primarios, transformadores de distribución, redes secundarias y acometidas) permiten obtener para cada intervalo de demanda un valor único, puesto que está registrando comportamientos que solo se dan una vez para los distintos usuarios que conforman el sistema de distribución. Si se utiliza el valor de demanda para calcular la pérdida se obtiene un valor de demanda de pérdidas para ese intervalo. Con la ecuación 2.1, modificada de la referencia 2  se calcula la pérdida resistiva (Ppot_Di ) a una demanda i cualquiera de la carga ( Di ) relacionado los valores de potencia y factor de potencia del intervalo i con respecto a los valores de demanda máxima al cuadrado y multiplicada por la demanda de pérdida resistiva ( Ppot_D max ) a demanda máxima de la carga ( Dmax ), obteniendo así las relaciones de corriente. 2

  D   fp D max     Ppot  _ Dmax  Ppot  _  Di   i  D  fp  i     max

2

(2.1)

Poveda, Mentor, “A New Method to Calculate Power Distribution Losses in an Environment of High Unregistered Loads”, 1999 IEEE Transmission and Distribution Conference, New Orleans 1999.

13 Donde: Ppot_Di  = Pérdidas en potencia en el intervalo i, en un elemento de la red. (kW). Ppot_Dmax = Pérdidas en potencia en el intervalo de demanda máxima, en el mismo

elemento de la red. (kW). Di  = Demanda en el intervalo i, en los terminales del elemento de la red. (kW). Dmax  = Demanda máxima, en los terminales del elemento de la red. (kW) fpDmax  = Factor de potencia a demanda máxima, en los terminales del elemento de

la red. fpi  = Factor de potencia en el intervalo i, en los terminales del elemento de la red.

 Aplicando la expresión 2.1 para cada intervalo de demanda sobre un registro de carga de un año y como mínimo sobre el registro de carga para 7 días se obtiene la curva de demanda de la pérdida resistiva, donde, el área comprendida con el eje del tiempo permite calcular la energía de pérdidas, ver Figura 2.1

Pérdidas en el Transformador de Distribución 6761_75kVA

70 65 60 55 50 45     ) 40    W     k     (    a    i    c 35    n    e    t    o    P 30

Demanda Pérdidas

25 20 15 10 5 0         0         0       :         0         5       :         9

        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         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :         3         7         1         1         5         9         3         7         1         1         5         9         3         1         1         2         1         1         2         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         0         0         0         0         0         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :         7         1         1         5         9         3         7         1         1         5         9         3         7         1         1         2         1         1         2         1         1         2

        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         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5         5       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :       :         1         5         9         3         7         1         1         5         9         3         7         1         1         5         1         1         2         1         1         2

Tiempo (Horas)

Figura 2.1. Curva de demanda de pérdida resistiva comparada con la demanda de la carga del transformador de distribución 6761_75kVA

14 Dado que la demanda de cada intervalo proviene del integral de la potencia instantánea promediada por el tiempo del intervalo será suficiente sumar las demandas de pérdidas de todos los intervalos del registro y multiplicar por el tiempo del intervalo. Con la fórmula 2.2 se determina la energía de pérdidas.

 Perd  _ energ   t 

i n

 Ppot  _  D

i

i 1

(2.2)

Donde: Perd_energ  = Pérdidas de energía (kWh).  Δt  = Duración del intervalo de demanda (horas).

Ppot_Di = Perdida de potencia en el intervalo i. n = Número de intervalos en el período considerado.

Se puede calcular el factor de pérdidas con la expresión 2.3, de la relación entre la energía de pérdidas (Perd_energ ), la pérdida en potencia en el intervalo de demanda máxima (Ppot_Dmax ) y el tiempo que dura el registro.

 FPerd  

 Perd  _ energ   Ppot  _  Dmax  t 

(2.3)

Donde: FPerd  = Factor de pérdidas. Perd_energ  = Pérdida de energía en período analizado (kWh). Ppot_Dmax  = Pérdida en potencia a demanda máxima (kW). t = 8,760 horas (cuando el período de análisis es un año)

Empleando la curva de carga se puede calcular el factor de pérdidas que permitirá calcular, a su vez, la energía de pérdidas, a partir de la pérdida en potencia a demanda

15 máxima, con la expresión 2.4, que resulta de despejar la pérdida de energía de la expresión 2.3.  Perd  _ energ    Ppot  _   Dmax  FPerd   8,760

(2.4)

Donde: FPerd  = Factor de pérdidas. Perd_energ  = Pérdida de energía en período analizado (kWh). Ppot_Dmax  = Pérdida en potencia a demanda máxima (kW). t = 8,760 horas (cuando el período de análisis es un año)

Se debe resaltar que el factor de pérdidas calculado en la forma descrita difiere totalmente de aquel que se determina a partir del factor de carga empleando una constante estimada.

2.3 PÉRDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS La cantidad de energía calorífica producida por una corriente eléctrica que circula por un conductor eléctrico, depende directamente del cuadrado de la intensidad de la corriente y de la resistencia que opone el mismo al paso de la corriente 3, este efecto es conocido como Efecto Joule, la pérdida en los conductores de los alimentadores primarios puede calcularse mediante la expresión 2.5  Ppot    I 2 R

Donde: Ppot  = Pérdidas resistivas en potencia (W).

3

 Augé R., Curso de Electricidad General 1, Editorial Paraninfo, España 1998.

(2.5)

16 I = Corriente que circula por el conductor (A). R = resistencia del conductor (Ω).

2.3.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS Los alimentadores primarios varían de acuerdo a la topología de la red (radial, mallado), por la forma de instalación (aéreo, subterráneo), número y tipo de usuarios a los que suministra energía, por consiguiente, la expresión 2.5 debería ser aplicada a cada sección que conforma al alimentador, considerando las características propias de este, como por ejemplo el material del conductor, la corriente circulante que depende del tipo de carga que requiere el servicio eléctrico. Este cálculo se complica a medida que las redes se hacen más extensas y tienen un mayor número de ramificaciones, siendo necesario realizarlo empleando modelos computacionales para flujos de carga. Para este estudio se realizaron las modelaciones en el programa computacional FeederAll, puesto que la EEQ S.A. posee la licencia de este software de ABB. Las modelaciones digitales deben tener como base a los registros de carga que se realizan a la salida de las subestaciones, ya que, estos registros guardan toda la información necesaria que permite representar las condiciones de operación de los alimentadores durante todo un año; voltaje, corriente, factor de potencia, demanda, potencia reactiva, etc. Datos necesarios para saber en qué intervalo se da la máxima solicitación y correr el flujo de carga para conocer la pérdida de potencia a demanda máxima. Ppot_D max-prim = Pérdidas en potencia de un alimentador, a demanda máxima (kW)

Para calcular las pérdidas en potencia del conjunto de alimentadores primarios de la empresa es preciso afectarlas por un factor que considere la coincidencia de la demanda de cada uno de los alimentadores.

17 Con la fórmula 2.6 se determina el Factor de Responsabilidad que relaciona la demanda del primario i en el día de máxima demanda del sistema con la demanda máxima del primario i. Aplicando la expresión 2.7 se calcula la pérdida en potencia total de todos alimentadores primarios.

 FR primi 

 Dcoinc primi

(2.6)

 Dmax  primi

Donde: FR   prim-i = Factor de Responsabilidad del primario i. Dcoinc-prim-i  = Demanda del primario i en el día y hora de la demanda máxima del

sistema de la empresa eléctrica (en el período de análisis). Dmax-prim-i = Demanda máxima del primario i (en el período de análisis).

 PTpot  prim 

i n

 ( Ppot  _  D

max  primi

 FR primi )

(2.7)

i 1

Donde: PTpot  prim = Pérdida en potencia del conjunto de todos los alimentadores primarios

(kW). FR   prim-i  = Factor de responsabilidad del primario i sobre la demanda máxima del

sistema de la Empresa. Ppot_Dmax-prim-i  = Pérdida en potencia del primario i (kW).

2.3.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS Para determinar las pérdidas de energía en alimentadores primarios se utiliza la expresión 2.1, en la que, se considera la pérdida de potencia a demanda máxima el valor resultante de la corrida de flujo. Además, asume que la distribución de corrientes, en cualquier condición de carga, diferente a la de demanda máxima, es siempre similar.

18  Argumentando que la distribución de corrientes para la modelación a demanda máxima es aproximada y que para mejorar esa condición sería necesario tener registradores distribuidos a lo largo de toda la red para saber con precisión en que períodos se presentan variaciones para poder representarlas en la modelación de la red.

2.4 PÉRDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN Se denomina transformador a una máquina eléctrica que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal, esto es, sin pérdidas, es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan pérdidas, ya sea por mala calidad del material empleado en su construcción ó por la construcción misma.4 Las pérdidas en potencia en los transformadores se originan por dos causas, la primera porque en el núcleo se presentan corrientes parásitas o de Foucault y también por el efecto de histéresis. La segunda en el cobre ya que, debido a la circulación de corriente los conductores se calientan, estas pérdidas son proporcionales a la resistencia de cada devanado y a la corriente que circula por ellos.

2.4.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN EL NÚCLEO Las pérdidas en el núcleo se denominan también pérdidas en el hierro, se subdividen en dos tipos: las pérdidas por histéresis y las pérdidas por corrientes de Foucault ó corrientes parásitas. Las primeras se deben a los cambios de orientación de los dominios magnéticos que se producen por los continuos cambios de polaridad de la corriente alterna, mientras que las últimas se deben a pequeñas corrientes que circulan Guru Bhag S., Hiziroğlu Hüseying R., Máquinas Eléctricas y Transformadores, Oxford University Press, México, D.F. 2006. 4

19 por el material magnético del núcleo, produciendo calentamiento del mismo. Estas pérdidas son función de la densidad de flujo, de la frecuencia y del área del núcleo. 4 La pérdida en potencia en el hierro del circuito magnético del transformador se establece de la prueba de vacío. En efecto por ser nula la intensidad de corriente en el bobinado secundario y pequeña la corriente en el primario, las pérdidas resistivas de potencia son despreciables y por consiguiente se puede afirmar que el total de la potencia absorbida por un transformador funcionando al vacío a voltaje nominal, representa el valor de la pérdida de potencia en el hierro del circuito magnético. Los fabricantes proporcionan la información correspondiente al valor de las pérdidas resistivas en vacío y a plena carga.

Ppot nucleo = Pérdidas (en vacío) en el núcleo del transformador (kW).

(2.8)

Con la ecuación 2.9 se calculan las pérdidas de potencia en el núcleo de todos los transformadores de distribución de un alimentador primario, dado que el factor de coincidencia en este caso es 1.0.

 PTpot  _ nucleo 

i n

 Ppot  i1

nucleo i

(2.9)

Donde: PTpot_nucleo  = Pérdidas en potencia en el núcleo de todos los transformadores de

distribución del alimentador primario (kW). Ppot nucleo-i = Pérdidas en vacío del transformador de distribución i (kW). n = número de transformadores de distribución en el alimentador primario.

20

2.4.2 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LOS DEVANADOS La variación del valor de la pérdida resistiva de potencia en los devanados es directamente proporcional al cuadrado de la intensidad de corriente y a la resistencia del conductor de los devanados. Así la potencia disipada por el efecto Joule será la calcula con la expresión 2.5 La información obtenida de los catálogos de los fabricantes complementa los datos necesarios para el cálculo de pérdidas a plena carga en los devanados del transformador (ecuación 2.10) Pr  pc   Ppc   Po

(2.10)

Donde: Pr   pc  = Pérdidas a plena carga en devanados del transformador (kW). Ppc  = Pérdidas totales a plena carga (kW). Po = Pérdidas en vacío (kW).

Para determinar las pérdidas resistivas es imprescindible determinar la relación de corrientes que viene dada por el Factor de Utilización (ecuación 2.11), definido por la dependencia entre la potencia aparente de operación y la potencia nominal.    D max/  fp Dmax  F Util   kVAinst 

(2.11)

Donde: FUtil  = Factor de utilización del transformador. Dmax  = Demanda máxima en bornes del transformador (kW). fpDmax  = Factor de potencia a demanda máxima. kVAinst  = Potencia nominal del transformador (kVA).

Las pérdidas resistivas en los devanados, a demanda máxima, se calculan mediante la ecuación 2.12:

21  Ppot  _ devan D max trans    Pr  pc  ( FUtil ) 2

(2.12)

Donde: Ppot_devan Dmax-trans = Pérdidas en potencia en los devanados del transformador a

demanda máxima (kW). Pr   pc  = Pérdidas a plena carga en los devanados del transformador (kW). FUtil  = Factor de utilización del transformador.

El total de las pérdidas en potencia en los devanados de todos los transformadores servidos por un alimentador primario, se calcula con la expresión 2.13, afectadas por el factor de coincidencia, puesto que, las demandas máximas no son coincidentes entre transformadores.

 PTpot  _ devan D max trans   FCoin Trans 

in

 Ppot  _ devan

 D max  transi

(2.13)

i 1

Donde: PTpot_devan Dmax-trans = Pérdidas en potencia en los devanados de todos los

transformadores de distribución del alimentador primario (kW). FCoinTrans = Factor de coincidencia entre transformadores de distribución. Ppot_devan Dmax-trans-i = Pérdidas en potencia en los devanados del transformador i,

a demanda máxima (kW). n = número de transformadores en el alimentador primario.

El factor de coincidencia entre los transformadores de distribución de un alimentador primario se puede estimar con la expresión matemática de la ecuación 2.14.

 FCoinTrans 

 FCoinPr imario  FCoinTr ind 

(2.14)

22 Donde: FCoinTr-ind  = Factor de coincidencia para el número de clientes promedio por cada

transformador de distribución. FCoinPrimario  = Factor de coincidencia para el número de clientes totales del

alimentador primario.

2.4.3 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN EL NÚCLEO Las pérdidas de potencia en el núcleo son contantes y no dependen de las variaciones de la carga, por tanto, basta multiplicar las pérdidas en vacío por las horas del año para obtener las pérdidas en energía. Al sumar los valores referentes a la expresión 2.9 de todos los transformadores conectados al alimentador se obtiene el total, como se presenta en la ecuación 2.15

 PTenerg  _ nucleo anual  

i n

 ( Ppot  i 1

nucleo i

 t )

(2.15)

Donde: PTenerg_nucleo anual   = Pérdidas de energía en el núcleo de todos los

transformadores de distribución asociados al alimentador primario (kWh). Ppot nucleo-i = Pérdidas en vacío del transformador de distribución i (kW). t  = 8,760 horas

2.4.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS DEVANADOS Las pérdidas resistivas de energía en los devanados (pérdida en el cobre), obedecen a las variaciones de corriente producidas por la carga, por tanto, para conseguir un cálculo más cercano a la realidad es importante contar con registros de carga a los bornes del transformador de distribución.

23 Con las pérdidas en potencia a demanda máxima calculadas con la expresión 2.12 y utilizando el registro de carga se aplica la ecuación 2.1 anteriormente detallada, que permite obtener la curva de demanda de pérdidas resistivas. La sumatoria de las demandas multiplicado por el tiempo del intervalo de demandas es la energía de pérdida en los devanados, con la ecuación 2.2 se obtienen los resultados deseados por transformador, mientras que para el total de transformadores pertenecientes a un alimentador primario se aplica la expresión 2.16

 PTenerg  _ devananual trans 

i n

 _ devan    Penerg 

anual  transi

(2.16)

i 1

Donde: PTenerg_devan anual-trans = Pérdidas de energía en los devanados de todos los

transformadores de distribución del alimentador primario (kWh). Penerg_devan anual-trans-i  = Pérdidas de energía anuales en devanados del

transformador i (kWh). n = Número de transformadores del alimentador primario.

2.5 PÉRDIDAS EN REDES SECUNDARIAS La metodología empleada para el cálculo de las pérdidas tanto en potencia como energía en redes secundarias tiene como base, los registros de carga durante 7 días con intervalos de demanda de 15 minutos, así como también, conocer las características de los elementos asociados a la red, ya que eso permitirá la determinación de las pérdidas.

24

2.5.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA EN LA RED SECUNDARIA Las pérdidas resistivas en las redes secundarias se establecieron en base a la información obtenida de los registros de carga, ya que, esta información fue requerida para las modelaciones digitales, realizadas en el FeederAll. Programa computacional que permitió simular las condiciones de operación de las redes secundarias a demanda máxima para obtener las pérdidas resistivas en potencia. Para reproducir las condiciones de máxima demanda en las simulaciones computacionales es necesario conocer los siguientes datos: -

Nivel de voltaje del registro.

-

Tipo de red, trifásica o monofásica

-

Topología y longitud de la red secundaria.

-

Calibre y tipo de los conductores aéreos.

-

Disposición de los conductores aéreos en los soportes ó características de los cables en redes subterráneas.

Para la determinación de las pérdidas resistivas en los circuitos secundarios, se emplearon las modelaciones, estas se realizaron a la demanda máxima que presentaron los registradores. Para saber cuál fue el aporte de demanda en cada poste asociado a la red, el día de máxima demanda del registro, se distribuyó la demanda por fase en función del promedio de la energía facturada de los usuarios asociados a la red de los últimos 2 años, por la confianza que brinda.  Además de simular la carga de cada poste en función de la energía facturada, se simularon también las cargas de alumbrado (carga spot) en función de la potencia de cada luminaria representando de esta forma, todas las condiciones a las que se produjo la demanda máxima. La figura 2.2, 2.3 y la tabla 2.1 ejemplifican lo descrito.

25

Figura 2.2. Diagrama del circuito secundario simulado en el FeederAll, asociado al transformador de distribución 6761.

Figura 2.3. Red Secundaria asociada al transformador de distribución 6761

Tabla 2.1. Distribución de la demanda máxima en función de la energía facturada por poste del transformador de distribución 6761 P medio L1

P medio L2

13.79

Demanda Máxima P medio L3

27.16

P total medio 17.99

58.93

% Fase A

23

% Fase B

46

% Fase C

31

Nº Trafo: 6761_75kVA

POSTE

kWh-mes/poste

kWh/poste_Fase A

kWh/poste_Fase B

Potencia de Potencia de Lámparas por fase Lámparas por fase y piloto(kW) y piloto(kVA) kWh-mes_Total

kWh/poste_Fase C

P0

1958.25

458.24

902.53

597.81

1958.58

0.04

0.05

P1

278.75

65.23

128.47

85.10

278.80

0.04

0.05

P2

1615.33

378.00

744.48

493.12

1615.61

0.04

0.05

P3

1218.00

285.02

561.36

371.83

1218.21

0.04

0.05

P4

1987.29

465.04

915.91

606.68

1987.63

0.04

P5

-

-

-

-

-

0.04

0.05 0.05

P6

249.25

58.33

114.88

76.09

249.29

-

-

P7

1151.05

269.35

530.50

351.39

1151.25

0.04

0.05

P8

1424.17

333.26

656.38

434.77

1424.41

0.04

0.05

P9

2478.92

580.08

1142.50

756.76

2479.34

0.04

0.05

P10

1789.67

418.79

824.83

546.34

1789.97

0.04

0.05

P11

93.75

21.94

43.21

28.62

93.77

0.13

0.18

P12

296.08

69.29

136.46

90.39

296.13

-

-

P13

1152.00

269.58

530.94

351.68

1152.20

0.13

0.18

P14

1694.42

396.50

780.93

517.27

1694.70

0.13

0.18

Total

17389.88

0.73

1.03

26 Con los todos los datos debidamente ingresados se corre un flujo de carga para representar las condiciones de operación de los componentes de la red secundaria a demanda máxima y obtener las pérdidas resistivas. Ppot_resist Dmax-secun-i = Pérdida en potencia para la red secundaria, a demanda máxima

obtenida de la corrida de flujo en el FeederAll (kW).

(2.17)

El total de las pérdidas en potencia de los circuitos secundarios por alimentador primario, se calcula con la expresión 2.18

 PTpot  Dmax  secun   FCoinTransf     

i n

 Ppot  _ resist 

 Dmax  secun  i

(2.18)

i 1

Donde PTpot Dmax-secun = Pérdidas en potencia, de todas las redes secundarias del

alimentador primario (kW). FCoinTrans

= Factor de coincidencia entre transformadores de distribución del

alimentador. Ppot_resist Dmax-secun-i = Pérdida en potencia en el secundario i, a demanda máxima

obtenida de la corrida de flujo en el FeederAll (kW). n = número de redes secundarias del alimentador primario.

2.5.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LA RED SECUNDARIA Empleando el registro de carga y con el valor de pérdidas en potencia a demanda máxima ya determinado se utiliza la expresión 2.1 para cada intervalo de demanda del registro, donde Ppot_resist Dmax-secun es el valor de pérdidas resistivas resultante de correr el flujo de carga a demanda máxima.

27  Al realizar la suma de los resultados de cada uno de los intervalos del registro y multiplicar por el intervalo de demanda se logra determinar la energía de pérdidas resistivas para los 7 días que estuvo instalado el equipo de medición. Si ese valor es multiplicado por 52 semanas que tiene un año, se determina la energía de pérdidas anuales aproximadas del circuito secundario. Ver ecuación 2.19

 PTenerg anual  secun  

i n

 Penerg 

anual  secuni

(2.19)

i 1

Donde PTenerg anual-secun = Pérdidas de energía, de todas las redes secundarias del

alimentador primario (kWh). Penerg anual-secun-i = Pérdidas de energía anuales de la red secundaria i (kWh). n = número de redes secundarias por alimentador primario.

2.6 PÉRDIDAS EN ACOMETIDAS Para las pérdidas resistivas en las acometidas el análisis considerado se resume como si se tratara de un conductor con la carga al final, relacionando con la demanda individual de cada usuario asociado. La información necesaria para el cálculo comprende: longitud, número de conductores y fases de cada acometida por tablero de medición y consumos facturados para los usuarios asociados.

2.6.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS Con base en los kWh/mes/usuario se aplica la metodología descrita en el Artículo 5 sobre estimación de demanda de la Rural Electrification Administration (REA) para

STANLEY J. VEST. “AIEE Paper: Estimating kW Demand f or Future Loads on Rural Distribution Systems”. USA, Agosto, 1957. 5

28 calcular la demanda máxima coincidente, considerando el número de usuarios de cada tablero. Puesto que la ecuación REA sirve para cinco usuarios ó más, si el número de consumidores es menor, se debe calcular la demanda individual y posteriormente la demanda máxima coincidente empleando la curva de factores de coincidencia. Posteriormente, se calcula la corriente de fase a demanda máxima con la expresión 2.20, diferenciando: sí se trata de un sistema trifásico, ó si se trata de un sistema monofásico.

 I  

 D max coincident e 0.12 *  fp * 

 

(2.20)

Donde: I

= Corriente por fase de la acometida (A).

Dmaxcoincidente

= Demanda máxima coincidente (kW).

fp

= 0.95 (Factor de potencia).

 

= Número de fases por acometida.

0.12

= Voltaje Fase – Neutro (kV).

Para completar el cálculo de pérdidas es necesario determinar la resistencia del conductor de la acometida, para esto se aplica el siguiente procedimiento  L  l   k  

(2.21)

Donde: L = Longitud de la acometida considera para el cálculo (m). k  = 7 m (longitud aproximada existente con relación a la distancia vertical existente

entre el punto de conexión de la acometida y el tablero). l  = Longitud horizontal de la acometida entre el poste y el tablero (m).

29 Con base en la resistencia (Ω/km), de los catálogos de los fabricantes 6 se aplica la

ecuación 2.22, para determinar la resistencia total de la acometida.

 R 

 L * r  1000

 

(2.22)

Donde: L = Longitud de la acometida (m). r = resistencia (/km). R = Resistencia de un conductor de la acometida ( ).

Para calcular las pérdidas resistivas en potencia por acometidas se aplica la expresión 2.23.

 Ppot  D max  acom 

 I 2  R  N  1000

 

(2.23)

Donde: Ppot Dmax-acom = Pérdidas en la acometida (kW). I  = Corriente de fase a demanda máxima (A). R  = Resistencia del conductor (). N   = Ver tabla 2.2

6

Catálogo ELECTRO CABLES C. A.:http://www.electrocable.com/electrocables/espanol/cobre/cobredesnudo.htm

30 Tabla 2.2. Constante “N” que depende del sistema, tipo de acometida y número de hilos.

Tipo de acometida Trifásica Dos fases Monofásica Monofásica Monofásica*

Sistema Trifásico Monofásico

Número de hilos 4 3 2 2 3

N 

3 3 2 2 2

* Se considera un sistema equilibrado, ya que no se dispone de datos por hilo.

Finalmente para determinar las pérdidas resistivas en todas las acometidas de cada alimentador primario, se suman los resultados obtenidos para cada tablero y se multiplica por el factor de coincidencia entre acometidas. Ver ecuación 2.24

 PTpot  Dmaxacom   FCoin   acom 

1n

 Ppot 

 D max  acomi

 

(2.24)

i 1

Donde: Ppot Dmax-acom-i  = Pérdidas de potencia en la acometida i (kW). PTpot Dmax-acom= Pérdidas en potencia, de todas las acometidas del alimentador

primario (kW). FCoinacom = Factor de coincidencia entre acometidas del alimentador primario. n = número de acometidas por alimentador primario.

2.6.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS Después de haber determinado las pérdidas en potencia a demanda máxima se aplica la metodología descrita en la Referencia 2, para de esta forma aplicar la expresión 2.1 en cada intervalo del registro de carga y obtener la curva de demanda de pérdidas resistivas para acometidas. Al sumar los resultados obtenidos y multiplicar por el intervalo de demanda se obtiene la pérdida de energía.

31 Se suman las pérdidas de energía obtenidas por acometida y se determina la energía de pérdidas resistivas de todas las acometidas por alimentador primario. Ver ecuación 2.25

 PTenerg anual  acom  

n i

 Penerg 

acomi anual 

 

(2.25)

i 1

Donde: Penerg anual-acom-i = Pérdidas de energía de la acometida i (kWh). PTenerg anual-acom = Pérdidas de energía, de todas las acometidas del alimentador

primario (kWh). n

= número de acometidas por alimentador primario.

2.7 PÉRDIDAS EN CONTADORES DE ENERGÍA Los contadores de energía utilizados en el sistema de distribución de la EEQ S.A., son para una, dos o tres fases. Las pérdidas existentes en los contadores de energía se producen debido a la existencia de la bobina de voltaje y a la bobina de corriente (bobina amperimétrica). Las pérdidas en la primera son constantes y en la segunda dependen de la corriente que circule hacia la carga.

2.7.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA Del reporte de los usuarios existentes en el primario, se obtiene el número de fases de cada contador, esta información permite saber qué tipo de contadores de energía existen en cada tablero y aplicar las pérdidas establecidas en catálogos de contadores de energía. Referencia [7], [8] y [ 9]. Los datos que se asumen para estimar las pérdidas en potencia son los establecidos por los fabricantes y se los lista en la Tabla 2.3 7

 Catálogo Iskraemeco: www.iskraemecro.si/emecoweb/eng/product.htm.

32 Tabla 2.3 Pérdidas en las bobinas de voltaje y corriente en contadores de energía

Contadores de energía electromecánicos

Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

1

0.18

2F (AB)

1.10 x2

0.13 x2

3F (AT)

1.10 x3

0.13 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Iskraemeco

Contadores de energía electrónicos

Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

0.8

0.02

2F (AB)

0.5 x2

0.02 x2

3F (AT)

0.6 x3

0.03 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Hexing electric

Contadores de energía electrónicos para clientes especiales

Pérdidas # de fases 3F (AT)

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

5.2* 

0.46

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Landis+Gyr

*Nota: Total trifásico incluyendo el autoconsumo.

Para determinar las pérdidas en las bobinas de voltaje se suman las pérdidas de voltaje de los usuarios asociados al primario, establecidas en el catálogo. Pero para determinar las pérdidas en las bobinas amperimétricas se debe tomar en cuenta la relación cuadrática entre la corriente individual del contador de energía,  Catálogo Hexing Electric Catálogo Landis+Gyr http://www.landisgyr.us/08/northamerica/products/ProdDocs/S4-S4eMan11-62003.pdf  8 9

33 correspondiente a la demanda máxima del cliente, y la corriente nominal como se observa en la ecuación 2.26

2

  I     P bobina amperimetr ica   individual   P catalogo    I nominal  

(2.26)

Donde: P bobina-amperimetrica= Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). I individual  = Corriente individual del contador (A). I nominal  = Corriente nominal del contador (A). P catalogo  = Pérdidas establecidas en los catálogos de los contadores de energía

(W)  Al sumar las pérdidas en las bobinas voltimétricas y las pérdidas en las bobinas amperimétricas afectadas por el factor de coincidencia promedio de 0.27 10, da como resultado las pérdidas en los contadores de energía. Ver expresión 2.27.  Ppot conta energ    P bobina voltaje    P bobina amperimetr ica * FCoin pro medio

(2.27)

Donde: Ppot conta-energ = Pérdidas en potencia en los contadores de energía (W). P bobina-voltaje = Pérdidas en las bobinas de voltaje (W). P bobina-amperimetrica = Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). FCoin promedio = Factor de coincidencia promedio.

Westinghouse Electric Corporation, Distribution Systems, Electric Utility Engineering Reference Book Volumen 3. First Edition, Second print. East Pittsburgh, Pennsylvania, 1965. 10

34

2.7.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN CONTADORES DE ENERGÍA Las pérdidas en la bobina de voltaje del contador de energía no dependen de la variación de la carga, pues son constantes, multiplicando las pérdidas en potencia por el total de horas que tiene un año y sumando los resultados obtenidos en cada medidor, se obtienen las pérdidas en las bobinas de voltaje de todos los contadores de energía asociados al alimentador primario, expresión 2.28

 Penerg bobina voltaje 

n i

 P 

bobina voltaje i

 t 

(2.28)

i 1

Donde: Penerg bobina-voltaje = Pérdidas de energía de contadores de energía (Wh). P bobina-voltaje-i = Pérdidas en las bobinas de voltaje (W). t  = 8,760 (horas de un año). n = número de contadores de energía del alimentador primario.

Las pérdidas en la bobina de corriente del contador de energía se obtiene a partir de las pérdidas en potencia de las bobinas amperimétricas afectadas por el factor de pérdidas de un solo usuario, ecuación 2.29 2

 P bobina amperimetr ica

  I      individual   P catalogo  f   Perd       I nominal   

(2.29)

Donde: P bobina-amperimetrica= Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). I individual 

= Corriente individual del contador (A).

I nominal 

= Corriente nominal del contador (A).

P catálogo

= Pérdidas

establecidas

en

los Catálogos

contadores de energía (W). f  pér

= Factor de pérdidas de un solo usuario.

de

los

35 Las pérdidas en la bobina de corriente resultan despreciables como se demuestra en el ejemplo del caso referente al contador de energía asociado al transformador 12553, ver Tabla 2.4. Tabla 2.4. Pérdidas en las bobinas de voltaje y corriente en los contadores de energía del transformador 12553

Tipo de contadores de energía Electromecánicos

Pérdidas bobinas Pérdidas bobinas de Voltaje de Corriente (kWh) (kWh) 1,966 7

Electrónicos

1,072

Pérdidas Totales (kWh) 1,973

1

1,073

Entonces: %

%

7 1,973

1 1,073

100  0.36%  Contadores

de energía electromecánicos.

100  0.09% Contadores de energía electrónicos.

Con los porcentajes anteriormente definidos, se concluye que el trabajo necesario para el cálculo de esta componente no es representativo en comparación al porcentaje de pérdidas en las bobinas de voltaje, por lo que se las puede considerar despreciables. Empleando la ecuación 2.30 se calcula las pérdidas en energía de los contadores de energía del alimentador primario.

 PTenerg anual  medir   

n i

 Penerg 

bobina voltaje i

(2.30)

i 1

Donde: PTenerg anual-medir = Pérdidas de energía de los contadores de energía

alimentador primario (kWh). Penerg bobina-voltaje-i = Pérdidas de energía en contadores de energía (kWh).

por

36 n = número de contadores de energía del alimentador primario.

2.8 PÉRDIDAS EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para el análisis realizado del cálculo de las pérdidas del sistema de alumbrado público, se consideran solamente aquellos elementos que representan pérdidas tanto de potencia como de energía para la EEQ S.A., los elementos estudiados fueron: -

las líneas de alimentación a las luminarias de las vías, parques, plazas, monumentos,

-

fachadas de iglesia,

-

lámparas de las piletas,

-

semáforos y

-

el conductor de alimentación de las derivaciones de conexión a las lámparas.

No se toman en cuenta las pérdidas en los balastos, pues se consideran parte del consumo facturable por el alumbrado público.

2.8.1 PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Las bases del cálculo de pérdidas en potencia para el sistema de alumbrado público son las simulaciones realizadas en el FeerderAll, de circuitos expresos y con hilo piloto. Logrando representar las condiciones de operación reales de los circuitos de alumbrado, la modelación de los circuitos consideró dos hilos (piloto y fase), detallando las características de los conductores de la red, tipo de estructuras, la potencia de las luminarias estableciendo que son cargas fijas (Spot). Para determinar las pérdidas totales en potencia del sistema de alumbrado público, se consideran las pérdidas en los circuitos expresos, en los circuitos con hilo piloto,

37 pérdidas en potencia de las bombas e iluminación de parques y fachadas, de los semáforos y la alimentación en derivaciones de conexión a las lámparas de las luminarias.

2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para obtener las pérdidas en energía anuales, en el sistema de alumbrado público se aplica la ecuación 2.31.  Penerg    Ppot  FPerd alum  t 

 

(2.31)

Donde: Penerg= Pérdidas de energía anuales en alumbrado público (kWh). Ppot = Pérdidas en potencia en alumbrado público (kW). FPerdalum= Factor de pérdidas para alumbrado público. Ver tabla 2.5 t= 8,760 (horas en el año)

El factor de pérdidas que interviene en la ecuación 2.31, depende si es para el caso de líneas de alimentación a luminarias de las vías, parques, plazas, monumentos, fachadas de iglesias y el conductor de alimentación de las derivaciones de conexión a las lámparas ó para el caso de líneas de alimentación a piletas y semáforos. El factor de pérdidas considera el tiempo que permanecen funcionando los distintos elementos del sistema de alumbrado público. Ver tabla 2.5. Tabla 2.4. Factores de Pérdidas para el Sistema de Alumbrado Público de la EEQ S.A. Factor de Pérdidas Líneas de alimentación a luminarias de las vías, parques plazas, monumentos, fachada de iglesias y el conductor de alimentación de la derivación de conexión a lámparas

Líneas de alimentación a piletas

Líneas de alimentación a semáforos

0.55

0.50

1.00

38

CAPÍTULO 3 PROPUESTA METODOLÓGICA

3.1

BASES DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE

PÉRDIDAS Para el presente proyecto se aprovechó la información existente en las bases de datos que la empresa ha logrado implementar, tanto del Sistema Geográfico de Información (GIS), como del Sistema de Información para la Facturación (SIEEQ-COMERCIAL) complementada con información disponible y otra generada para el estudio por los diferentes departamentos que integran la empresa.

3.1.1 ANÁLISIS DE LOS REGISTROS DE CARGA DISPONIBLES La muestra se escogió de los registros existentes en el Departamento de Control de Calidad de Producto y Pérdidas Técnicas, Sección de Medición, tomando en cuenta que la única característica que se buscó identificar con los registros de carga fue la relacionada al factor de pérdidas. Se utilizaron tales registros por la limitación que tiene la Empresa de equipo y personal, para realizar la instalación y programación de los equipos de medición y por la necesidad de desarrollar el estudio en un período de tiempo limitado. Los registros de carga recopilados fueron sometidos a un proceso de validación que permita aprovechar al máximo toda la información que contienen, ya que estos, muestran el comportamiento que tienen las cargas durante los intervalos de medición y

39 sirven como base para realizar modelaciones digitales que permiten determinar las pérdidas en potencia cuando se produce la máxima solicitación de carga. Del total de registros disponibles primero se verificó que los intervalos de medición sean de 5 minutos, ya que, de esta manera se logra satisfacer los registros de calidad del servicio que son exigidos cada 10 minutos y los registros de demanda que tienen un intervalo de demanda de 15 minutos. En la tabla 3.1 se listan algunas razones que  justifican que los intervalos de demanda sean requeridos cada 5 minutos. Tabla 3.1 Intervalos de demanda

5 minutos 12 valores en una hora Relacionados de 2: se obtiene 6 valores en una hora. Integrados de 3: se obtiene 4 valores en una hora.

10 minutos 6 valores en una hora

15 minutos 4 valores en una hora

-

Los registros de carga deben tener un período de medición de, por lo menos, 7 días para poder conocer el comportamiento real de los usuarios asociados al transformador de distribución y lograr así, representar las condiciones de operación de la carga.

De los registros analizados, algunos se descartaron por las siguientes consideraciones: -

Presentar intervalos de demanda de 10 minutos.

-

Registros de medición incompletos, con menos de 7 días.

-

La energía registrada es pequeña para la carga instalada en el transformador y para el número de usuarios.

Luego se procedió a determinar el Factor de Carga y el Factor de Utilización, de los registros que cumplían los requerimientos antes descritos empleando las expresiones 3.1 y 3.2.

40  FCarga  

 Dmediareg   Dmaxreg 

 

(3.1)

Donde: FCarga = Factor de Carga Dmediareg  = Demanda media de los 672 registros de la semana con intervalos de

15 minutos (kW). Dmax reg  = Demanda máxima de los 672 registros de la semana con intervalos de

15 minutos (kW).

 FUtilizaci on 

 D max reg /  fp kVAtrans

 

(3.2)

Donde: FUtilizacion = Factor de Utilización del transformador de distribución.

Dmax reg  = Demanda máxima de los 672 registros de la semana con intervalos de 15 minutos (kW). fp = Factor de potencia a demanda máxima. kVAtrans = Potencia nominal del transformador (kVA).

 Además se procedió a calcular la energía de pérdidas para luego determinar los factores de pérdidas de cada uno de los registros validados con la expresión 2.3 descrita anteriormente. Con la codificación de los transformadores de distribución de los registros ya aprobados se inició el análisis, estableciendo la ubicación geográfica (sector, barrio, calles) y el alimentador primario al que pertenecen los transformadores para luego encerrar en un polígono (Ver Figura 3.1) toda la red y usuarios asociados al

41 transformador de distribución, con la ayuda de la aplicación Lista de abonados por región existente en el Sistema Geográfico de Información (GIS), se obtuvo un reporte

con diversa información, entre la que se incluyeron, los números de suministro de cada una de las acometidas de la red secundaria. Como lo muestra la Figura 3.2

Figura 3.1. Polígono asociado al transformador 14334 de 150 (kVA)

Figura 3.2. Reporte del polígono asociado al transformador 14334 de 150 kVA.

42 Con los suministros reportados se determinó la facturación de los últimos 2 años de cada uno de ellos (Ver figura 3.3). Fue necesario descartar ciertos suministros que: 

Constando en la base de datos del GIS, no presentan consumos en el año 2008,



No constan en el SIEEQ-COMERCIAL, ó



Tienen consumos menores a 35 kWh de todo el año.

Figura 3.3. Facturación del suministro 149663 asociado al transformador 14334 de 150 kVA.

La energía facturada se la obtuvo del SIEEQ-COMERCIAL, información necesaria para establecer el estrato de consumo al que pertenece cada transformador y así poder saber el comportamiento del consumo promedio (kWh/mes_usuario) de los usuarios asociados a los transformadores validados. La suma de los consumos de cada uno de los suministros, dividido para el número de usuarios existentes en la ruta de lectura, permite establecer el consumo promedio de la ruta. El consumo promedio determina el estrato de consumo. La Tabla 3.2 lista las categorías de los estratos de consumo.

43 Tabla 3.2 Estratos de consumo11

Categoría de Estrato de consumo E D C B  A >500

Escala de consumo 0 - 100 101 - 150 151 - 250 251 - 350 350 - 500 >500

 Además se calculó el porcentaje de pérdidas de energía para el período (7 días) en que se efectuaron los registros de carga en los secundarios de cada transformador. Este procedimiento se basa en el mes de facturación más cercano a la fecha del registro. Para poder relacionar ese período de tiempo con el mes de facturación en el que se realizan las rutas de lectura para los abonados de cada suministro, del valor de la energía promedio/día al multiplicar por 7 días se obtiene el total de energía facturada de la semana para la que se llevó a cabo la medición y así calcular el valor de pérdidas en energía. Con la expresión 3.3 se calcularon las pérdidas totales para los 7 días de medición.  Perd  _ Totalesenerg    Energ  _ registrada  Energ  _  facturada  

(3.3)

Donde: = Pérdidas totales en energía para el registro de carga.

Perd_Totales energ 

Energ_registrada  =Energía registrada en los 7 días de medición (kWh). Energ_facturada  =Energía facturada en los 7 días de medición (kWh).

Luego de realizar el cálculo de pérdidas en energía para los registros de carga se pudo observar discordancia en los resultados de algunos registros, entre la energía facturada

Informe Final del convenio de Cooperación Técnica EEQ S.A. – OLADE, Metodología para la Estimación de la Demanda Residencial para la EEQ S.A. 11

44 y la energía registrada, pues se obtuvieron resultados de pérdidas negativas, por lo tanto, se procedió a efectuar una segunda validación. Los registros que no cumplieron con los criterios establecidos fueron descartados. El Anexo 1 lista el total de transformadores por estrato de consumo. La lista final de los transformadores validados se desagregó por estrato de consumo (kWh/mes_usuario), potencia, número de usuarios, número de postes, tipo de red monofásica o trifásica, tipo de propietario si pertenece a la empresa ó es de cliente, clasificación necesaria para proceder con el cálculo de las pérdidas técnicas en redes secundarias. Fueron escogidos aquellos transformadores cuya red es aérea. El Anexo 2 lista los transformadores seleccionados.

3.1.2 INSPECCIONES DE CAMPO Las inspecciones de campo se realizaron con el objetivo de comprobar la información recopilada del Sistema Geográfico de Información (GIS), puesto que, por el constante crecimiento de las redes se pueden presentar inconsistencias entre la información obtenida del GIS y la existente en el campo. Los parámetros en que se puso atención especial fueron los siguientes: 

Potencia del transformador



Topología de las redes secundarias



Usuarios asociados



Número de postes que conforman el circuito



Tipo de conductor



Tipo de red

Las Figuras 3.4  –  3.9 muestran algunos de los transformadores de distribución que fueron inspeccionados para confirmar la información obtenida del GIS.

45

Figura 3.4. Inspección de Campo – Transf. 17170

Figura 3.5. Inspección de Campo – Transf. 31572

Figura 3.6. Inspección de Campo – Transf. 105561

Figura 3.7. Inspección de Campo – Transf. 37810

Figura 3.8. Inspección de Campo – Transf. 14186

Figura 3.9. Inspección de Campo – Transf. 100589

46 Las inspecciones de campo realizadas a los transformadores validados presentaron novedades que se detallan a continuación: 

Transformadores banqueados.



Transformadores de Cliente con red secundaria.



Número de usuarios superior o inferior a los reportados en el GIS.



Transformadores cuyas redes secundarias tienen conductores diferentes al que consta en el GIS.



Código de transformador diferente al registrado en el GIS.



Transformadores que en el GIS se observó que son monofásicos, pero que en el campo se verificó que son trifásicos.



Transformadores con acometidas ilegales. Ver Figura 3.10

Figura 3.10. Inspección de Campo – Conexiones ilegales

La realización de las inspecciones de campo fue un gran respaldo para el desarrollo de la nueva metodología, ya que, permitió validar la información obtenida de las bases de datos, así como también, conocer con más precisión cuál es la dimensión y el estado del sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito S.A. Para realizar el cálculo de las pérdidas técnicas en el sistema de alumbrado público, también se requirieron inspecciones de campo para observar calibres de los

47 conductores y longitudes utilizadas en las acometidas a las piletas. Ver Figuras 3.11 y 3.12.

Figura 3.11. Inspección de Campo – Parque Italia

Figura 3.12. Inspección de Campo – Parque Italia

3.2 DESARROLLO DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE PÉRDIDAS El cálculo de las pérdidas técnicas tiene como base esencial la disponibilidad de la gran cantidad información que la Empresa posee en las bases de datos y la capacidad de interacción que los recursos humanos y computacionales puedan manejar con estas bases. Con estos antecedentes se ha desarrollado la metodología general para el caso particular de la Empresa Eléctrica Quito S.A., tratando de aprovechar toda la información disponible en procesos computacionales más ágiles que permitan optimizar el tiempo destinado al cálculo de pérdidas.

3.2.1 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS El cálculo de pérdidas determinado para el caso particular de la EEQ S.A. viene dado en función de los registros de carga que se realizan en las distintas subestaciones que

48 conforman el sistema de distribución, puesto que, estos registran datos que reflejan las condiciones de trabajo de los alimentadores primarios, como por ejemplo la fecha, hora, nivel de voltaje, demanda, etc, en la que se produce la máxima ó mínima solicitación de carga. Con esta información es posible realizar modelaciones digitales que permiten determinar las pérdidas de potencia a demanda máxima. (Ver figura 3.13) Ppot_D max-prim = Pérdidas en potencia de un alimentador, a demanda máxima (kW)

(3.4)

Figura 3.13. Diagrama simulado en el FeederAll del alimentador 04 D

 Al sumar las pérdidas de potencia del total de alimentadores primarios que conforman el sistema de distribución de la empresa y relacionar la coincidencia de la máxima demanda de cada uno de ellos con la demanda que presentan los alimentadores primarios el día de máxima demanda del sistema de distribución, como lo hace la expresión 2.7 se obtiene la pérdida en potencia del conjunto de alimentadores primarios.

49 PTpot  prim = Pérdida en potencia del conjunto de todos los alimentadores primarios (kW).

(3.5)

3.2.2 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS Los registros de carga anuales de cada alimentador

constituyen

la base para

determinar las pérdidas técnicas en potencia a demanda máxima, de estos datos se procedió a calcular el factor de pérdidas y con la pérdida a demanda máxima resultante de las modelaciones se establece la pérdida de energía de cada alimentador primario empleando la expresión 3.6.

 Penerg  _  primario   Ppot _  primario  FPerd  primario  t 

(3.6)

Donde: Penerg_primario= Pérdidas en energía en el alimentador primario (kWh). Ppot_primario= Pérdidas en potencia a demanda máxima en el alimentador primario (kW). Fperdprimario= Factor de pérdidas en el alimentador primario. t = 8,760 (horas de un año).  Al sumar la pérdida en energía de todos los alimentadores primarios se obtiene la pérdida de energía para el conjunto de todos los alimentadores primarios. Ver expresión 3.7

 PTenerg  prim 

1 n

 _  primario    Penerg  i 1

(3.7)

50 Donde: PTenerg  prim  = Pérdida de energía en el conjunto de todos los alimentadores

primarios (kWh). Penerg_primario = Pérdidas en energía en el alimentador primario (kWh). n  = número de alimentadores primarios de todo el sistema de distribución de la

EEQ S.A.

3.2.3 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA

EN TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN El cálculo de pérdidas en potencia desarrollado para el caso particular de la Empresa, empieza haciendo una desagregación a los transformadores instalados en el área de concesión de la EEQ S.A., basándose en los siguientes parámetros: 

TIPO: Monofásicos y Trifásicos



PROPIETARIO: De Cliente y de la Empresa.



TIPO DE SERVICIO: - De cliente: Con Demanda y Sin Demanda. - De la Empresa: De Red y de Alumbrado Público.

 

POTENCIA NOMINAL   FABRICANTE

Esta clasificación permitirá a la aplicación computacional, desarrollada por el personal de la Empresa, distinguir del conjunto de transformadores de distribución instalados en el área de concesión de la empresa, aquellos que pueden entrar en el proceso de cálculo, ya que por ejemplo, transformadores de cliente con demanda tienen medición en media tensión y ya en la facturación considera un cargo por las pérdidas en el transformador, es decir, no son parte de las pérdidas técnicas de la Empresa. También se analizaron los transformadores por marca, potencia y tipo. Esta clasificación permitió determinar cuáles son las potencias nominales y fabricantes predominantes en el sistema de distribución, puesto que deberán recibir mayor

51 atención en cuanto se refiere, a la información correspondiente a pruebas de laboratorio y protocolos de prueba, que servirá para determinar las pérdidas tanto en vacío como a plena carga. La información resumida en las tablas 3.3 - 3.6 se encuentra detallada en el Anexo 3.

Tabla 3.3. Incidencia de las potencias en los transformadores monofásicos Potencia nominal (kVA) 10 15 25 37.5 Total

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Porcentaje con Porcentaje de Potencia del #de Transf. relación al número grupo (kVA) la potencia total de Transf. total 2,157 12% 21,570 5% 3,333 19% 49,995 11% 4,892 28% 122,300 26% 4,027 23% 151,013 32% 14,409 83% 344,878 74%

Tabla 3.4. Incidencia de las marcas en los transformadores monofásicos Porcentaje con Potencia Marca # Transf. relación al número nominal (kVA) total de Transf. Ecuatran 1211 56% 10 Magnetron 163 8% Ecuatran 2241 67% 15 Magnetron 209 6% Ecuatran 3455 71% 25 Magnetron 280 6% Ecuatran 2964 74% 37.5 Magnetron 318 8%

52 Tabla 3.5. Incidencia las potencias en los transformadores trifásicos Potencia nominal (kVA) 45 50 75 100 112.5 125 Total

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS Porcentaje con Porcentaje de Potencia del #de Transf. relación al número grupo (kVA) la potencia total de Transf. total 1,459 12% 65,655 5% 1,596 13% 79,800 6% 2,916 23% 218,700 15% 1,107 9% 110,700 8% 722 6% 81,225 6% 722 6% 96,750 7% 8,574 68% 652,830 46%

Tabla 3.6. Incidencia de las marcas en los transformadores trifásicos Potencia Porcentaje con nominal Marca # Transf. relación al número (kVA) total de Transf. 45 50 75 100 112.5 125

Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra Ecuatran Inatra

131 282 560 489 555 747 268 336 83 210 123 341

9% 19% 35% 31% 19% 26% 24% 30% 11% 29% 16% 44%

 Analizados los protocolos de pruebas, catálogos y referencias bibliográficas 10 se listaron los valores más representativos en porcentaje de pérdidas resistivas en el núcleo y a plena carga (devanados) con relación al nivel de voltaje que sirven, de los tamaños y fabricantes de mayor incidencia en el sistema de distribución. La Tabla 3.7 es una muestra de los valores que se utilizan para los cálculos. La tabla completa de

53 valores se presenta en el Instructivo para Cálculo de Pérdidas Técnicas a nivel de Transformadores de Distribución. Tabla 3.7. Pérdidas nominales en porcentaje de transformadores de distribución (41°C).

Voltaje (kW) 13.2/0.240 13.2/0.240 7.2/0.120 23.0/0.240 13.2/0.225 22.0/0.225 13.2/0.210 7.2/0.121 23.0/0.240

Potencia Fases Nominal Marca_co dificación (kVA)

1ø

3ø

0 < =15

0 < =50

56 72

30 30 56

Marca ECUATRAN MAGNETRON OTROS OTROS INATRA INATRA ECUATRAN OTROS OTROS

Porcentaje de Porcentaje pérdidas de pérdidas resistivas a en el núcleo plena carga (Ppnucleo) (%) (Ppdevan-trans) (%) 1.293 0.600 1.207 0.500 1.629 0.670 1.887 0.800 1.563 0.533 1.816 0.627 1.638 0.478 1.656 0.790 1.442 0.711

Se realizó una modificación a la ecuación 2.12 para calcular la pérdida resistiva en los devanados, a demanda máxima, estimando las demandas individuales para cada uno de los transformadores en el alimentador primario al incluir el Factor de Coincidencia en la expresión. Ver las expresiones 3.8 y 3.9

Pr  pc 

 Ppdevant   trans  kVAtrans 100

(3.8)

Donde: Pr   pc = Pérdidas a plena carga en devanados del transformador (kW)1. kVAtrans= Potencia nominal del transformador, que se considera como el 100

porciento para la determinación de pérdidas(kVA). Ppdevan-trans= Porcentaje de pérdidas en devanados, con relación a la potencia

nominal del transformador.

54  FUtil  pro medio 2 )  Ppot  _ devan D max trans  Pr  pc  (  FCoinTransf  

(3.9)

Donde: Ppot_devan Dmax-trans = Pérdidas en potencia en los devanados del transformador a

demanda máxima (kW). Pr   pc  = Pérdidas a plena carga en los devanados del transformador (kW). FUtil  promedio= Factor de utilización promedio de los transformadores de distribución

asociados al alimentador primario. FCoinTransf = Factor de coincidencia entre transformadores de distribución.

Como no se cuenta con registros de carga individuales para cada transformador, se adopta un factor de utilización promedio, calculado a partir de la relación entre la demanda máxima de cada alimentador primario con relación al total de la potencia instalada en el mismo alimentador, este factor se calcula con la expresión 3.10.

 FUtil  pro medio 

 Dmax  /  fp D max kVAinst 

 

(3.10)

Donde: FUtil  promedio = Factor de utilización promedio de los transformadores de distribución

asociados al alimentador primario. Dmax = Demanda máxima en el alimentador (kW). fpDmax  = Factor de potencia en el alimentador a demanda máxima. kVAinst  = Total de potencia instalada en transformadores de distribución (kVA).

El factor de coincidencia entre transformadores se obtiene de la relación entre los factores de coincidencia correspondientes al número de clientes existentes en el alimentador y el número de clientes promedio por transformador. Calculado mediante la ecuación 3.11.

55

 FCoinTransf   

 FCoin Primario  FCoinTr ind 

 

(3.11)

Donde: FCoinTransf  = Factor de coincidencia entre transformadores de distribución. FCoinTr-ind = Factor de coincidencia para el número de clientes promedio por cada

transformador de distribución. FCoinPrimario = Factor de coincidencia para el número de clientes totales del

alimentador primario. Para el cálculo de los factores de coincidencia se utiliza la curva de la Figura 3.14 10.

Figura 3.14. Coincidencia entre un gran número de usuarios ó cargas

56 Para determinar los factores de coincidencia se consideran los valores de la curva para “iluminación y varios electrodomésticos”, ya que, esta curva se ajusta a las condiciones

de los usuarios de la empresa, a demás porque relaciona las demandas diversificadas de un gran número de clientes. Se calculó valores para 1 y 10 usuarios y se desarrollaron ecuaciones de ajuste para calcular el factor de coincidencia (ver Tabla 3.8.), para un número mayor de usuarios. Tabla 3.8. Factores de Coincidencia

# de FCoin usuarios 1 1.000 1.5 0.950 2 0.850 3 0.783 4 0.683 5 0.650 6 0.625 7 0.583 8 0.533 9 0.517 10 0.500 10 - 50 Fcoin=(# de usuarios) -0.251939 e-0.177871 > 50 Fcoin=(# de usuarios) -0.0333 e-0.9984+0.00379

Las pérdidas para el grupo de transformadores del alimentador primario se calculan con la ecuación 2.9 en el núcleo y 2.13 en los devanados.

3.2.4 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN El cálculo de las pérdidas en energía como se explicó en el literal 2.2 se basa en las curvas de demanda, con la información obtenida de los registradores que se encuentran instalados en los bornes secundarios de los transformadores, durante 7 días, un mes ó un año con intervalos de medición de 15 minutos. Para utilizar este método se requeriría tener registros de carga de todos los transformadores instalados en el área de concesión de la empresa, una tarea muy exigente debido a lo extenso del

57 sistema, por lo que fue necesario generalizar los resultados de los registros de carga validados anteriormente. Se ha probado que es posible identificar en un plano del área de servicio de la EEQ S.A. la estratificación por consumo mensual (Ver figura 3.15), de manera que es posible identificar el estrato de consumo de los clientes servidos por cada transformador de distribución (Ver figura 3.16), por esta razón resulta conveniente buscar un método que relacione el estrato de consumo con los índices que permitan calcular la energía de pérdidas en los devanados.

Figura 3.15. Plano del área de servicio de la EEQ S.A. por estrato de consumo.

Figura 3.16. Polígonos por estrato de consumo y por primario.

58

Por lo tanto se utilizaron los registros de carga que se analizaron previamente, estos fueron clasificados por estrato de consumo, presentando tendencias en los factores de pérdidas calculados como lo muestra la figura 3.17. Se debe reiterar que existe un espacio para mejorar las tendencias presentadas, pues con un mayor número de registros que el analizado, es posible mejorar el ajuste de los datos.

0.4500

0.4000

0.3500

> 500

0.3000

 A (351 - 500) B (251 - 350) C (151 - 250) D (100 - 151)

0.2500

E (0 -100)

0.2000

0.1500

0.1000

0.0500

0.0000 15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200

Figura 3.17. Tendencias de los factores de pérdidas por estrato de consumo para transformadores y redes secundarias

Luego se calculó el número de clientes promedio por transformador con red secundaria de todo el sistema de distribución de la Empresa, con el objeto de establecer factores de pérdidas que reflejen el comportamiento del usuario promedio en los diferentes estratos de consumo. Este cálculo fue realizado considerando el total de clientes (residenciales, industrial artesanal sin demanda e industrial artesanal, comerciales sin demanda y comerciales sin demanda), con el total de transformadores de la empresa con red secundaria, que resultó ser de 36. Ver Tabla 3.9

59 Tabla 3.9. Clientes promedio por transformador 

Total de clientes Total transformadores de la empresa con red secundaria Promedio de clientes por transformador

754,010 20,761 36

Para este resultado (Promedio de clientes por transformador) se determina el factor de pérdidas para cada estrato de consumo que se aplicará en el cálculo de la aplicación computacional. Una vez que se cuente con la información de los usuarios de cada transformador de distribución, aspecto en el que se trabaja actualmente, será posible determinar el número de clientes promedio por transformador de cada estrato, a fin de utilizar un valor más cercano a la realidad, que el resultante del promedio general. La Tabla 3.10, presenta los factores de pérdidas para cada uno de los estratos que se emplearán en las aplicaciones computacionales. Los valores obtenidos sirven tanto para los transformadores de distribución como para las redes secundarias, las mediciones se encuentran registradas en los terminales secundarios de los transformadores, que a su vez son los inicios de las redes secundarias. Tabla 3.10. Factores de pérdidas en transformadores de distribución

Estratos

Factores de pérdidas (FPerdtrans-secund)

E (0 - 100)

0,1979

D (101 - 150)

0,2446

C (151 - 250)

0,2570

B (251 - 350)

0,2599

 A (351 - 500)

0,2665

> 500

0,3230

Con el factor de pérdidas definido para cada estrato de consumo se puede aplicar la expresión 3.12 para calcular las pérdidas de energía para los devanados de los transformadores de distribución.

60  Penerg  _ devananual trans   Ppot  _ devan D max trans  FPerd trans  t 

(3.12)

Donde: Penerg_devan anual-trans = Pérdidas de energía anuales en devanados del

transformador (kWh). Ppot_devan Dmax-trans =Pérdidas en potencia en los devanados del transformador a

demanda máxima (kW). FPerd trans t 

= Factor de pérdidas en transformadores de distribución. = 8760 horas (para un año).

Las pérdidas en el núcleo y en los devanados de todos los transformadores del alimentador primario se calculan con las expresiones 2.15 y 2.16, respectivamente. El Anexo 4, presenta el instructivo en el que se detalla el procedimiento con las formulas respectivas, que respaldan la metodología desarrollada para el cálculo de pérdidas tanto en potencia como energía para los transformadores de distribución.

3.2.5 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA EN REDES SEUNDARIAS El desarrollo del cálculo para los circuitos secundarios, además de tener como base los criterios de ingeniería descritos en el capítulo 2, partió de la muestra de trasformadores de distribución analizada y validada, ya que, las características de cada uno de ellos permitió saber las condiciones con que se contaba para elaborar el algoritmo que guíe a la aplicación computacional. La tabulación de los transformadores con secundarios detallaba los siguientes datos: 

Estrato de consumo

61 

Potencia nominal (kVA)



Número de usuarios



Factor de Pérdidas



Factor de Carga



Factor de Utilización



Número de clientes asociados al transformador



Número de fase: monofásico ó trifásico



Número de postes de la red secundaria asociada al transformador

 

  Propietario Tipo de red: aérea ó subterránea

Estas especificaciones proporcionaron un criterio para saber cuales sería los casos de estudio para las redes secundarias, es decir, los circuitos secundarios que se modelarían en detalle en el FeederAll (Ver Figura 3.18) para obtener las pérdidas en potencia a demanda máxima. Los resultados se presentan clasificados por número de fases del transformador y estrato de consumo de los clientes asociados a la red. El  Anexo 5 lista los resultados de la modelación de redes secundarias monofásicas y para las redes trifásicas de la muestra.

Figura 3.18. Circuito secundario asociado al transformador de distribución 4996 de 45 kVA.

62 De los resultados de las modelaciones de las redes secundarias, se descartan los valores correspondientes a las redes con baja carga, es decir con factores de utilización muy bajos o aquellos demasiado altos, considerando que ambos casos se encuentran lejos de los promedios que se buscan. El mismo tratamiento reciben aquellos valores que, por ubicación del transformador lejos de los centros de carga, tienen porcentajes de pérdidas altos, pues se considera que esa condición no es general en el sistema. De los valores correspondientes a las redes más representativas de cada estrato se escogen los resultados de pérdidas. Para asociar las pérdidas a todas las redes secundarias existentes en el área de concesión de la EEQ S.A., se han obtenido los estratos de consumo aproximados de los usuarios existentes en todas las redes secundarias con base en las rutas de lectura y las áreas de los alimentadores primarios. La aplicación computacional elaborada por el personal de la Empresa, considera para el cálculo, las siguientes condiciones particulares de cada transformador: 

Discriminar si el transformador en su característica “PROPIETARIO” tiene “E” es de la Empresa, o “C” es de Cliente.



Distinguir por el “TIPO_TRAFO” si es de Alumbrado “A”, Normal “N” o Particular “P”.



Diferenciar el número de fases “FASES_TRAFO” del transformador, si es

Trifásico “3” o monofásico “1”. 

Definir el código de la estructura para establecer si el transformador está asociado a una red secundaria.

Para asignar la pérdida en potencia a los circuitos secundarios, se lo hizo en función del estrato de consumo para las siguientes condiciones:

63 

Si el transformador es monofásico y es propiedad de la Empresa “E”. Ver

tabla 3.11 

Si el transformador es trifásico y es propiedad de la Empresa “E”. Ver tabla

3.12 

Si el transformador es de propiedad de Cliente “C” y es tipo Normal “N”. Ver

tabla 3.12. Tabla 3.11. Pérdidas en redes secundarias monofásicas

Estrato E D C, B, A y >500 kWh/mes/usuario

Porcentaje de pérdida en potencia con relación a la demanda máxima en la red (%) 0.50 1.15 1.00

Tabla 3.12. Pérdidas en redes secundarias trifásicas

Estrato E D C B  A >500 kWh/mes/usuario

Porcentaje de pérdida en potencia con relación a la demanda máxima en la red (%) 0.50 1.40 1.15 1.00 1.00 1.00

Para el caso de condominios y edificios, donde estrictamente no existe una red secundaria pero se tienen acometidas desde la cámara de transformación a los contadores de energía ó hay alimentación al tablero de contadores de energía, y no se tiene la información en la base de datos para diferenciar entre los dos casos, se adopta un solo valor medio para los dos, como se presenta en la Tabla 3.13. Además se conoce que este caso es más frecuente en los estratos de consumo más altos por lo que no se consideró necesario discriminar por estratos.

64 Tabla 3.13. Pérdidas en potencia en condominios y edificios

Porcentaje de pérdida en potencia con relación a la demanda máxima en la red (%) 0.5

Estrato Todos los estratos

Para calcular la pérdida resistiva por red secundaria se modificó la ecuación 2.12, considerando que el cálculo viene establecido en función, de la longitud de la red, calibre del conductor, densidad de usuarios, condiciones que se logran representar en las modelaciones computacionales y se encuentran representadas en el porcentaje de pérdidas en redes secundarias, relacionando todo esto, con la potencia nominal del transformador. Ver ecuación 3.13

  FUtil  pro medio    Pp secun  FCoin  secun    

 Ppot  Dmax secun  kVAtrans   fp secun  

(3.13)

Donde: Ppot Dmax-secun =Pérdidas en potencia, en secundarios, a demanda máxima (kW). kVAtrans= Potencia nominal del transformador (kVA). Ppsecun= Porcentaje de pérdidas en redes secundarias. Ver tablas 3.11, 3.12 y 3.13 FUtil  promedio= Factor de utilización promedio de los transformadores de distribución

asociados al alimentador primario. Ver ecuación 3.7 FCoinsecun= Factor de coincidencia entre redes secundarias del alimentador

primario. Ver tabla 3.8 fpsecun= Factor de potencia para redes secundarias (0,95).

Las pérdidas para el grupo de redes secundarias del alimentador primario se calculan con la ecuación 2.18, afectándola nuevamente por el Factor de Coincidencia porque las pérdidas no son coincidentes. A continuación se reproduce, como 3.14.

 PTpot  Dmax  secun   FCoinTransf     

i n

 Ppot  _ resist 

 Dmax  secun  i

i 1

(3.14)

65 Donde PTpot Dmax-secun = Pérdidas en potencia, de todas las redes secundarias del

alimentador primario (kW). FCoinTrans

= Factor de coincidencia entre transformadores de distribución del

alimentador. Ppot_resist Dmax-secun-i = Pérdida en potencia en el secundario i, a demanda máxima

obtenida de la corrida de flujo en el FeederAll (kW). n = número de redes secundarias del alimentador primario.

3.2.6 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE REDES SECUNDARIAS Las pérdidas en energía anuales para las redes secundarias se establecieron con la metodología descrita en el capítulo 2, la misma que explica que la energía de pérdidas se calcula empleando la curva de carga (Ver ecuación 3.15). Para el cálculo de pérdidas de energía se utilizaron los mismos factores de pérdidas, esta consideración es correcta pues los registros de carga son los mismos tanto para transformadores de distribución como para circuitos secundarios.  Penerg anual sec un   Ppot  Dmaxsec un  FPerd sec un  t 

(3.15)

Donde: Penerg anual-secun= Pérdidas de energía anuales por red secundaria (kWh). Ppot Dmax-secun = Pérdidas en potencia, en secundarios, a demanda máxima (kW). FPerd secun = Factor de pérdidas. Ver tabla 3.10 t = 8,760 horas (cuando el período de análisis es un año).

66 Las pérdidas en las redes secundarias del alimentador primario se calculan con la expresión 3.16.

 PTenerg anual  secun  

i n

 Penerg 

anual  secuni

(3.16)

i 1

Donde: PTenerg anual-secun= Pérdidas de energía, de todas las redes secundarias del

alimentador primario (kWh). Penerg anual-secun-i = Pérdida de energía anual en la red secundaria i (kWh). n  = número de transformadores asociados al alimentador primario con red

secundaria.

El Anexo 6 presenta la propuesta de instructivo para la aplicación del procedimiento descrito en este numeral.

3.2.7 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE ACOMETIDAS Las pérdidas resistivas en acometidas se calculan en función de registros de carga realizados al nivel del tablero de medición, en el que puede haber uno ó más clientes. Con la información obtenida se puede saber con más exactitud cuál es el comportamiento de consumo de energía de los usuarios para así desagregar las pérdidas por acometidas residenciales y comerciales, puesto que, la curva de carga de cada caso refleja condiciones distintas de demanda.  A continuación se presenta el procedimiento de cálculo de pérdidas en potencia para acometidas de usuarios residenciales ó comerciales.

67

3.2.7.1 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES Para determinar las pérdidas técnicas en acometidas se considera la información obtenida de las bases de datos de la Empresa, en las que se puede indagar las siguientes características de cada tipo de acometida: 

  Longitud



Número de conductores y



Fases de cada acometida por tablero de medición.

Luego para el cálculo de la demanda máxima coincidente en usuarios residenciales, se aplica el método establecido en la Norma para Sistemas de Distribución de la EEQ S.A. basado en la metodología del Artículo 5 de la Rural Electrification Administration (REA), esta metodología es la que más se ajusta a los hábitos de consumo de la EEQ S.A. 11 La Rural Electrification Administration (REA), con base en registros históricos y 3 investigaciones de campo, una sobre 1,000 usuarios, la segunda sobre 5,000 usuarios y la tercera sobre 10,000 usuarios, estableció que la demanda se puede calcular con base en dos factores. El primer factor, relaciona la energía consumida por mes y por usuario (kWh/mes/usuario) está asociado al factor de carga y, el segundo factor, refleja el factor de coincidencia. El valor del factor M, depende del número de usuarios asociados al tablero de medición. Ver Tabla 3.14. Tabla 3.14. Valores del Factor M en función del número de usuarios # de Factor # de Factor usuarios M usuarios M 1 21 30.40 22 2 31.70 3 23 32.80 4 24 33.90 5 9.49 25 34.90 26 36.00 6 10.80

68 # de Factor # de Factor usuarios M usuarios M 7 12.10 27 37.20 28 38.90 8 13.50 9 14.80 29 39.50 30 40.70 10 16.10 11 17.40 31 41.90 32 43.10 12 18.70 13 20.10 33 44.30 34 45.40 14 21.40 15 22.70 35 46.60 16 24.00 36 47.70 37 48.90 17 25.30 18 26.60 38 50.00 39 51.25 19 27.80 20 29.20 40 52.30

Mientras que los valores relacionados al factor N se determinan en base al promedio del consumo de energía de los últimos 12 meses (kWh/mes/usuario) ecuación 3.17 y de los usuarios asociados al tablero de contadores de energía expresión 3.18.

 K  

 K 1  Num  Cl  Tablero

(3.17)

Donde: K   = Promedio general de consumo de todos los usuarios asociados al tablero de

contadores de energía (kWh/mes/usuario). = Suma de los promedios de 12 meses de consumo de energía de los usuarios asociados al tablero de contadores de energía (kWh/mes/usuario). K1

Num-Cl-Tablero  = Numero de usuarios asociados al tablero.

 N   0,005925  ( K )0.885

(3.18)

69 Donde: K = Promedio general de consumo de todos los usuarios asociados al tablero de

contadores de energía (kWh/mes/usuario). N  = Factor para cálculo de la demanda.

El producto de los términos M y N da como resultado la demanda máxima coincidente. Ver ecuación 3.19.  D max coincident e   N  M 

(3.19)

Donde: Dmax coincidente = Demanda Máxima coincidente en la acometida (kW). N y M = Factores para el cálculo de la demanda máxima.

La metodología de la REA se aplica a partir de cinco clientes, si se desea determinar la demanda coincidente de uno a 4 se debe aplicar el factor de coincidencia. El factor de coincidencia relaciona la demanda máxima coincidente con la suma de las demandas individuales. Ver ecuación 3.20.

 Fcoinc 

 D max coincident e

 D

 

(3.20)

máz individual 

Donde: Fcoinc .

= Factor de coincidencia.

 D max coincident e

= Demanda máxima coincidente (kW).

 D

= Sumatoria de demandas individuales (kW).

máz    individual 

En la Tabla 3.15, se especifican los valores del factor de coincidencia hasta de 5 usuarios:

70 Tabla 3.15. Factores de Coincidencia 12 # de Usuarios 1 2 3 4 5

Factor de Coincidencia 1.00 0.89 0.73 0.65 0.59

La demanda máxima coincidente de uno a cuatro clientes se calcula con el siguiente procedimiento: 

Se empieza por determinar la demanda máxima coincidente para 5 clientes con las expresiones 3.18 y 3.19.



De la ecuación 3.20 se calcula el término relacionado a la sumatoria de las demandas individuales (

 D

máz    individual 

) con el factor de coincidencia de 5

usuarios (0.59). 

Con el resultado anterior se determina la demanda máxima individual para 1 usuario, considerando que el cálculo se inició realizando para 5 usuarios.

 Dmax individual  



 D   máz  individual  5

 

(3.21)

El producto del número de usuarios por la demanda máxima individual, y por el factor de coincidencia correspondiente al número de usuario que se desea determinar da como resultado la demanda máxima coincidente.

Con la demanda máxima coincidente se determina la corriente que circula por la acometida, como lo especifica la ecuación 3.22.

 I  

12

 D max coincident e 0.12 *  fp * 

 

Distribution Data Book. USA. GET- 1008K. General Electric

(3.22)

71 Donde: I  = Corriente por fase de la acometida (A). Dmax coincidente= Demanda máxima coincidente (kW). fp = 0.95 (Factor de potencia).  

 = Número de fases por acometida.

0.12 = Voltaje Fase  – Neutro (kV).

Para proceder a determinar la resistencia del conductor de la acometida, primero se calcula la longitud de la misma a través de la expresión 3.23.  L  l   k  

(3.23)

Donde: L = Longitud de la acometida considera para el cálculo (m). k   = 7 m (longitud aproximada existente con relación a la distancia vertical

existente entre el punto de conexión de la acometida y el tablero). l = Longitud horizontal de la acometida entre el poste y el tablero (m).

De catálogos de los fabricantes 6 se obtiene la resistencia (Ω/km) y con la longitud establecida de procede a determinar la resistencia total de la acometida. Ver ecuación 3.24.

 R 

 L * r  1000

 

Donde: R= Resistencia de un conductor de la acometida ( ). L= Longitud de la acometida (m).

(3.24)

72 r= Resistencia por unidad de longitud obtenida de catálogos ( /km). La pérdida en potencia por acometida se calcula con la ecuación 3.25.

 Ppot_acom Dmax 

 I 2  R   

(3.25)

1000

Donde: Ppot_acom Dmax = Pérdidas en potencia por acometida a demanda máxima (kW). I  = Corriente por fase de la acometida (A). R  = Resistencia del conductor ( ). α  = Constante. Ver Tabla 3.16.

Tabla 3.16 Constante “α ” que depende del sistema, tipo de acometida y número de hilos.

Sistema Trifásico Monofásico

Tipo de acometida Trifásica Dos fases Monofásica Monofásica Monofásica*

Número de hilos 4 3 2 2 3

α 

3 3 2 2 2

* Se considera un sistema equilibrado, ya que no se dispone de datos por hilo.

Finalmente se determina las pérdidas totales en potencia por alimentador primario considerando el factor de coincidencia

entre acometidas, este valor se calcula

aplicando la ecuación 3.9 con las modificaciones respectivas, ya que el objetivo es determinar el factor de coincidencia a nivel de tableros y no de transformadores, aplicando las ecuación 3.26 y 3.27

 FCoinacom 

 FCoincl  alim  Fcoinacom ind 

(3.26)

73 Donde: FCoin acom = Factor de coincidencia entre acometidas. FCoin cl-alim  = Factor de coincidencia para el número de clientes totales del

alimentador primario. FCoin acom-ind = Factor de coincidencia para el número de clientes promedio por

cada tablero de distribución.

 PTpot  _ acom D max   FCoinacom   

i n

 Ppot _ acom

 D max  i

(3.27)

i 1

Donde: PTpot_acom Dmax = Pérdidas en potencia en los devanados de todas las

acometidas de distribución del alimentador primario (kW). FCoin acom= Factor de coincidencia entre acometidas. Ppot_acom Dmax-i = Pérdidas en potencia en la acometida i, a demanda máxima

(kW). n = número de acometidas en el alimentador primario.

3.2.7.2 PÉRDIDAS RESISTIVAS EN ACOMETIDAS COMERCIALES Para el caso de usuarios con acometidas comerciales la demanda máxima coincidente se determina a partir de registros de carga, puesto que, existen hábitos de consumo similares en este tipo de clientes. Para determinar las pérdidas se considera el factor de carga obtenido a partir de la curva de carga que refleja el registro. La demanda máxima coincidente de determina con la expresión 3.28  D max coincident e 

 K  t   fc

(3.28)

74 Donde: Dmax coincidente = Demanda máxima coincidente en la acometida (kW). K = Promedio general de consumo de todos los usuarios asociados al tablero de

contadores de energía (kWh/mes/usuario). t  = 730 horas (tiempo en horas de un mes). fc = 0.39 (Ver Tabla 3.18)

Para determinar la pérdida en potencia por acometida comercial y por alimentador primario se aplica el mismo procedimiento que se detalló para usuarios residenciales.

3.2.8 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE ACOMETIDAS La dependencia entre demanda y energía es la base para el desarrollo del cálculo de la energía de pérdidas, con la expresión 2.4, y teniendo tanto las pérdidas en potencia como los factores de pérdidas establecidos el procesamiento de los datos sigue la metodología descrita en el capítulo 2. Los registros de carga realizados a nivel de tableros de medición reflejan factores de pérdidas más cercanos a la cotidianidad de los hábitos de consumo de los usuarios de la Empresa.

3.2.8.1 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS RESIDENCIALES Con base en los resultados obtenidos de pérdidas en potencia en acometidas residenciales, para obtener las pérdidas de energía se aplica la ecuación 3.29  Penerg anual acom   Ppot  _ acom D max  FPerd acom  t 

(3.29)

75 Donde: Penerg anual-acom= Pérdidas de energía anuales por acometida (kWh). Ppot_acom Dmax  = Pérdidas en potencia en la acometida, a demanda máxima (kW). FPerd acom = Factor de pérdidas. Ver tabla 3.17 t = 8,760 horas (el período de análisis es un año).

Tabla 3.17. Factores de pérdidas considerando el número de usuarios y los estratos de consumo (kWh/mes/usuario)

# usuarios 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

E (0-100) 0.0070 0.0174 0.0282 0.0393 0.0506 0.0622 0.0738 0.0857 0.0976 0.1096 0.1218 0.1340 0.1463 0.1587 0.1652 0.1677 0.1700 0.1722 0.1743 0.1763 0.1782 0.1801 0.1819 0.1836 0.1852 0.1869 0.1884 0.1899 0.1914 0.1928 0.1942 0.1955 0.1969 0.1981 0.1994

Estratos de consumo D (101-150) C (151-250) B (251-350) 0.0086 0.0190 0.0298 0.0409 0.0522 0.0638 0.0754 0.0873 0.0992 0.1112 0.1234 0.1356 0.1479 0.1603 0.1668 0.1693 0.1716 0.1738 0.1759 0.1779 0.1798 0.1817 0.1835 0.1852 0.1868 0.1885 0.1900 0.1915 0.1930 0.1944 0.1958 0.1971 0.1985 0.1997 0.2010

0.0439 0.0543 0.0651 0.0762 0.0875 0.0991 0.1107 0.1226 0.1345 0.1465 0.1587 0.1709 0.1832 0.1956 0.2021 0.2046 0.2069 0.2091 0.2112 0.2132 0.2151 0.2170 0.2188 0.2205 0.2221 0.2238 0.2253 0.2268 0.2283 0.2297 0.2311 0.2324 0.2338 0.2350 0.2363

0.0469 0.0573 0.0681 0.0792 0.0905 0.1021 0.1137 0.1256 0.1375 0.1495 0.1617 0.1739 0.1862 0.1986 0.2051 0.2076 0.2099 0.2121 0.2142 0.2162 0.2181 0.2200 0.2218 0.2235 0.2251 0.2268 0.2283 0.2298 0.2313 0.2327 0.2341 0.2354 0.2368 0.2380 0.2393

A (351-500) 0.0629 0.0733 0.0841 0.0952 0.1065 0.1181 0.1297 0.1416 0.1535 0.1655 0.1777 0.1899 0.2022 0.2146 0.2211 0.2236 0.2259 0.2281 0.2302 0.2322 0.2341 0.2360 0.2378 0.2395 0.2411 0.2428 0.2443 0.2458 0.2473 0.2487 0.2501 0.2514 0.2528 0.2540 0.2553

>500

0.0936 0.1040 0.1148 0.1259 0.1372 0.1488 0.1604 0.1723 0.1842 0.1962 0.2084 0.2206 0.2329 0.2453 0.2518 0.2543 0.2566 0.2588 0.2609 0.2629 0.2648 0.2667 0.2685 0.2702 0.2718 0.2735 0.2750 0.2765 0.2780 0.2794 0.2808 0.2821 0.2835 0.2847 0.2860

76 # usuarios

E (0-100)

36 37 38 39 40

Estratos de consumo D (101-150) C (151-250) B (251-350)

0.2006 0.2018 0.2030 0.2041 0.2052

0.2022 0.2034 0.2046 0.2057 0.2068

0.2375 0.2387 0.2399 0.2410 0.2421

A (351-500)

0.2405 0.2417 0.2429 0.2440 0.2451

0.2565 0.2577 0.2589 0.2600 0.2611

>500

0.2872 0.2884 0.2896 0.2907 0.2918

Las pérdidas de energía por alimentador primario del conjunto de acometidas se calculan con la expresión 3.30.

 PTenerg anual  acom  

i n

 Penerg 

(3.30)

anual  acom i

i 1

Donde: PTenerg anual-acom= Pérdidas de energía, de todas las acometidas del alimentador

primario (kWh). Penerg anual-acom-i = Pérdidas de energía anuales por acometida i (kWh). n = número de acometidas asociadas al alimentador primario.

3.2.8.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN ACOMETIDAS COMERCIALES Para el caso de acometidas comerciales se aplicada el mismo procedimiento anteriormente descrito, con diferencia que el factor de pérdidas se estableció en 0.22, en base a una muestra obtenida de tableros de contadores de energía de usuarios comerciales, puesto que, sus hábitos de consumo son aun más típicos. Ver tabla 3.18 Tabla 3.18. Factor de pérdidas del grupo de usuarios comerciales.

Tablero

Sector

D5 y D6

Mall el Jardín

# de usuarios por tablero 32

Factor de pérdidas 0.22

Factor de carga 0.39

77

3.2.9 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DE CONTADORES DE ENERGÍA En el sistema de distribución de la empresa los contadores de energía pueden ser para una, dos ó tres fases y las pérdidas se presentan debido a la existencia de la bobina de voltaje y la bobina de corriente (bobina amperimétrica). Las pérdidas en la primera vienen establecidas por el fabricante, son constantes, y en el segundo caso dependen de la corriente que circula hacia la carga. De las bases de datos de la empresa es posible obtener información sobre cada contador de energía que se encuentra instalado en los tableros de medición de los distintos clientes, para así establecer el número de fases del contador y aplicar la pérdidas establecidas en catálogos, referencias [7, 8, 9]. La Tabla 3.19 detalla los datos utilizados en el cálculo de las pérdidas en contadores de energía, la información fue recogida de catálogos de fabricantes. Tabla 3. 19 Pérdidas en las bobinas de voltaje y corriente en contadores de energía

Contadores de energía electromecánicos

Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

1

0.18

2F (AB)

1.10 x2

0.13 x2

3F (AT)

1.10 x3

0.13 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Iskraemeco

Contadores de energía electrónicos

Pérdidas

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

1F (AM)

0.8

0.02

2F (AB)

0.5 x2

0.02 x2

3F (AT)

0.6 x3

0.03 x3

# de fases

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Hexing electric

78

Contadores de energía electrónicos para clientes especiales

Pérdidas # de fases

Pérdidas de

Pérdidas de

Voltaje (W)

Corriente(W)

5.2*

0.46

3F (AT)

Fuente: Catálogo de fabricantes de contadores de energía: Landis+Gyr *Nota: Total trifásico incluyendo el autoconsumo.

Las pérdidas en la bobina voltimétrica son las establecidas por el fabricante mientras que las pérdidas de la bobina amperimétrica resultan de la relación cuadrática entre la corriente individual en el período de demanda máxima y la corriente nominal del contador de energía, como lo explica la expresión 3.31. 2

  I     P bobina amperimetr ica   individual   P catalogo    I nominal  

(3.31)

Donde: P bobina-amperimetrica= Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). I individual  = Corriente individual del contador (A). I nominal  = Corriente nominal del contador (A). P catalogo  = Pérdidas establecidas en los catálogos de los contadores de energía

(W). Las pérdidas en potencia en los contadores de energía son el resultado de sumar las pérdidas en las bobinas voltimétricas y las pérdidas en las bobinas amperimétricas afectadas por el factor de coincidencia promedio de 0.27. Ver expresión 3.32

 Ppot contaenerg  

 P bobinavoltaje   P bobina amperimetr ica * FCoin pro medio 1000

(3.32)

79

Donde: Ppot conta-energ = Pérdidas en potencia en los contadores de energía (kW). P bobina-voltaje = Pérdidas en las bobinas de voltaje (W). P bobina-amperimetrica = Pérdidas en las bobinas amperimétricas (W). FCoin promedio = Factor de coincidencia promedio.

El total de pérdidas en potencia de los contadores de energía se obtiene al aplicar la expresión 3.33  PTpot contaenerg   

1 n

 Ppot 

conta energ 

(3.33)

i 1

Donde: PTpot conta-energ = Pérdidas totales en potencia de todos los contadores de energía

por alimentador primario (kW). Ppot conta-energ  = Pérdidas en potencia en los contadores de energía (kW).

3.2.10 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE CONTADORES DE ENERGÍA En el caso de contadores de energía las pérdidas se producen en la bobina de voltaje y en la bobina de corriente, en el primer caso no dependen de la variación de la carga ya que viene establecido por el fabricante, la pérdida en potencia al multiplicarla por 8,760 da como resultado la energía de pérdidas anual y si luego se suman las pérdidas de todos los contadores asociados al primario da como resultado el total de la energía de pérdidas. Ver ecuación 3.34

80 Las pérdidas en la bobina amperimétrica resultan despreciables como se demostró en el numeral 2.7.2, con el ejemplo detallado en la tabla 2.4, por lo tanto la pérdidas de energía en los contadores vienen dadas por la bobina de voltaje.

 PTenerg anual  medir  

n i

 P 

bobina voltajei

 t 

(3.34)

i 1

Donde: PTenerga anual-medir = Pérdidas de energía de contadores de energía (Wh). P bobina-voltaje-i = Pérdidas en las bobinas de voltaje del contador i (W). t  = 8,760 (horas de un año). n = número de contadores de energía del alimentador primario.

3.2.11 CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN POTENCIA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para el caso particular de la Empresa Eléctrica Quito S. A. la metodología desarrollada para calcular las pérdidas en el sistema de alumbrado público, en primer lugar, parte de diferenciar entre las pérdidas de los elementos del sistema cuyo consumo es facturado y el de los componentes que producen pérdidas técnicas. Por ejemplo son consideradas cargas de alumbrado ó iluminación pública: los ventiladores de los túneles, bombas de agua de las piletas y las pérdidas en los balastos de las lámparas.  Además se establece como consumo la energía que se factura a los usuarios asociados al área de concesión de la Empresa. Se considera en el consumo de alumbrado público “los kWh del consumo de energía de 12 horas de oper ación

81 esperadas de las lámparas y sus balastos de las luminarias de las vías, parques,  plazas, monumentos, fachadas de iglesia y de las lámparas de las piletas; más los kWh adicionales del consumo de las lámparas por la corriente de arranque en el encendido diario de las lámparas, del funcionamiento durante 24 horas de las lámparas de los semáforos y de los túneles, incluidos los ventiladores y las bombas de agua de las  piletas;

así como, del consumo promedio de 1 hora adicional de un 20% de las

lámparas, porque se activa el control de su encendido o apagado antes de las 18H00 o después de las 6H00 del día respectivamente, por la nubosidad de los días” 13.

Para determinar las pérdidas en potencia de las líneas de alimentación a luminarias de las vías, parques, plazas, monumentos y fachadas de iglesias, se realizaron modelaciones en el programa computacional FeederAll de circuitos de alumbrado expresos y con hilo piloto (Ver Figuras 3.19 y 3.20) para representar el comportamiento de los componentes y poder establecer las pérdidas en potencia, también, se estableció la longitud de cada uno de los circuitos.

Figura 3.19 Circuito de alumbrado expreso relacionado al transformador 41121 de longitud 2.41 km. 13

Cálculo del Consumo de Alumbrado Público, documento: PL.DPT.710.IN.06

82

Figura 3.20 Circuito de alumbrado con hilo piloto relacionado al transformador 15542 de longitud 0.73 km.

Las Tablas 3.20 y 3.21 resumen la información obtenida del análisis que se realizó en cada uno de los casos de estudio.

Tabla 3.20. Pérdidas en potencia por kilometro de circuitos de alumbrado con hilo piloto Pot_alumb Pérdidas Pérdidas Longitud Pérdidas #_Transf. Potencia # de fases (kW) (kW) (%) (km) (kW/km) 35790 41558 15542

37.5 50 112.5

1 1 3

1.23 1.565 6.119

0.001 0.005 0.049

0.08 0.32 0.88

   

0.46 0.72 0.73

0.002 0.007 0.067

Tabla 3.21. Pérdidas en potencia por kilometro de circuitos de alumbrado expresos Pot_alumb Pérdidas Pérdidas Longitud Pérdidas #_Transf. Potencia # de fases (kW) (kW) (%) (km) (kW/km) 41121 27727

25 25

1 1

25.2 7.599

0.902 0.061

3.68 0.87

2.71 0.62

0.333 0.099

La resistencia del conductor y la longitud se relacionan entre sí, con lo cual este parámetro se considera para determinar las pérdidas de circuitos de alumbrado público con hilo piloto y expresos, ya que, esta relación permite obtener resultados acordes a la realidad del sistema.

83 Luego se determinó la longitud promedio de los circuitos de alumbrado público con hilo piloto (ecuación 3.35), en función de la longitud promedio del sistema de alumbrado público, dato determinado al considerar la longitud de las redes de todos los alimentadores primarios del área de concesión de la Empresa y con la longitud promedio de los circuitos exclusivos de alumbrado público (expresos), información obtenida del levantamiento detallado de un grupo de alimentadores disponible a abril del 2009.  Long  _  promalum _ hilo _  piloto   Long  _  prom   Sist  _ alum _  pu bl   Long _  promalum_circ _ expresos

  (3.35)

Donde: Long_prom alum_hilo_piloto= Longitud promedio de los circuitos de

alumbrado

público con hílo piloto. Long_prom Sist_alum_publ = Longitud promedio del sistema de alumbrado público. Long_prom alum_circ_expresos= Longitud promedio de los circuitos de

alumbrado

público expresos. Para determinar las pérdidas técnicas en potencia del sistema de alumbrado público tanto de los circuitos expresos y con hilo pilo, se consideró el producto de la longitud promedio, las pérdidas por kilometro y el número de alimentadores primarios como lo detalla la ecuación 3.36.  Ppot alum_publ   Long  pro m*Perd_km*#    alim prim

 

(3.36)

Donde: Ppot alum_publ = Pérdidas en potencia en circuitos de alumbrado público con hilo

piloto o expresos. Long  prom

= Longitud promedio por primario de los circuitos de alumbrado público con hilo piloto o expresos.

84 Perd_km = Pérdidas por kilómetro (kW/km). Ver Tablas 3.20 y 3.21. #alim prim =Número de alimentadores primarios asociados al área de concesión

de la Empresa.

Para determinar las pérdidas en líneas de alimentación a piletas, semáforos y conductor de alimentación de la luminaria de las derivaciones de conexión a las lámparas, primero se calcula la corriente que circula por el conductor aplicando la expresión 3. 37.

 I  

 P  V  *  fpalum

 

(3.37)

Donde: I = Corriente que circula por el conductor (A). P = Potencia de la lámpara de la pileta o semáforo (kW). fpalum= Factor de potencia (0.707). V  = Voltaje de alimentación (kV).

Luego se procedió a establecer la resistencia del conductor con la ecuación 3.38 para la longitud promedio dependiendo el caso de cálculo, sea entre el transformador y el tablero de distribución de las piletas, entre el semáforo y el tablero de control ó entre la red de conexión y la lámpara de la luminaria. Ver Tabla 3.22. Tabla 3.22. Longitud promedio de líneas de alimentación a piletas, semáforos y conductores de alimentación de las derivaciones de conexión a las lámparas

Longitud promedio del conductor de alimentación entre el transformador y el tablero de distribución de las piletas (m) Longitud promedio del conductor de alimentación entre el semáforo y el tablero de control (m) Longitud promedio del conductor de alimentación entre la red de conexión y la lámpara de la luminaria (m)

40 30 4

85  R  

 L * r  1000  

(3.38)

Donde: R = Resistencia del conductor de alimentación ( ). L = Longitud promedio del conductor de alimentación entre el transformador y el

tablero de distribución de las piletas, entre el semáforo y el tablero de control ó entre la red de conexión y la lámpara de la luminaria (m). Ver Tabla 3.22. r = resistencia por unidad de longitud del conductor determinada del catálogo del

fabricante14 (/km). Para calcular las pérdidas en potencia producidas en el conductor, se aplica la ecuación 3.39.

 Pérdidas conductor 

 I 2  R 1000

 

(3.39)

Donde: Pérdidas conductor =Pérdidas en potencia por conductor de alimentación (kW). I  R 

= Corriente que circula por el conductor (A). = Resistencia del conductor de alimentación ( ).

La determinación de las pérdidas totales del sistema de alumbrado público del área de concesión de la Empresa, considera únicamente la suma de los resultados de pérdidas en potencia de los componentes considerados para el análisis, pues todas las demandas son coincidentes y el factor de coincidencia es 1.0. Ver expresión 3.40.

Cablec, Phelps Dodge del Ecuador Catálogo de cables eléctricos – líneas de baja y media tensión y Fink D. y Beaty H., Standard Handbook for Electrical Engineers, 13H Edition, McGraw Hill, 1993. 14

86  PTpot Sist  _ alum _  pu bl   Ppot alum _ hilo _  pilo to   Ppot alum _ circ _ exp resos    Ppot bo m _ ilum   Ppot  semaf    Ppot conex_ lamp

(3.40) Donde: PTpot Sist_alum_publ =Pérdidas totales en potencia del sistema de alumbrado público

(kW). Ppot alum_hilo_piloto = Pérdidas en potencia de circuitos con hilo piloto (kW). Ppot alum_circ_expresos= Pérdidas en potencia de circuitos expresos (kW). Ppot bom_ilum = Pérdidas en potencia de bombas e iluminación (kW) . Ppot semaf = Pérdidas en potencia de los semáforos (kW). Ppot conex_lamp = Pérdidas en potencia de los taps de conexión a la lámpara (kW).

3.2.12 CÁLCULO DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO Para determinar las pérdidas de energía en el sistema de alumbrado público se utiliza la expresión 3.41 considerando el factor de pérdidas establecido en función del número de horas de uso de los conductores de vías, parques, plazas, monumentos, fachadas de iglesias, alimentación a las derivaciones de conexión a las lámparas de las luminarias, líneas de alimentación a bombas e iluminación a piletas y alimentación a los semáforos. Ver Tabla 3.23. Tabla 3.23. Factores de pérdidas para el tiempo de uso de los diferentes componentes del sistema de alumbrado público.

0.55 FPerd alum

0.50 1.00

Correspondiente a un uso de 13.2 horas/día. Tiempo que se considera debido al control del encendido y apagado antes de las 18H00 o después de las 6H00 del día respectivamente, por la nubosidad de los días 14. 12 horas/día para iluminación de piletas 14. 24 horas/día para las bombas de las piletas y 24 horas/día para los semáforos 14.

87  Penerg anuales   Ppot  FPerd alum  t 

(3.41)

Donde: Penerg anuales= Pérdidas de energía anuales (kWh). Ppot  t

= Pérdidas en potencia por conductor de alimentación (kW). = Tiempo 8,760 horas en el año.

FPerd alum= Factor de pérdidas para el sistema de alumbrado público. Ver Tabla

3.23 Para determinar el total de pérdidas de energía se suman los resultados de pérdidas de energía de cada elemento. Ver ecuación 3.42

 PTenerg Sist  _ alum _  pu bl   Penerg alum _ hilo _  piloto   Penerg alum _ circ _ exp resos    Penerg bom _ ilum   Penerg  semaf    Penerg conex _ lamp

(3.42) Donde: PTenerg Sist_alum_publ =Pérdidas totales de energía del sistema de alumbrado

público (kW). Penergalum_hilo_piloto = Pérdidas de energía de circuitos con hilo piloto (kW). Penergalum_circ_expresos= Pérdidas de energía de circuitos expresos (kW). Penergbom_ilum = Pérdidas de energía de bombas e iluminación (kW). Penergsemaf = Pérdidas de energía de los semáforos (kW). Penergconex_lamp = Pérdidas de energía de los taps de conexión a la lámpara (kW). El Anexo 7 presenta la propuesta de instructivo para aplicar la metodología detallada en este numeral.

88

CAPÍTULO 4 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA La programación de las aplicaciones computacionales será parte de un proceso interno de la Empresa Eléctrica Quito S.A., ya que, solo el personal de la Empresa tiene acceso a todas las bases de datos que agrupan la información necesaria para el correcto funcionamiento de tales aplicaciones. La base conceptual para la elaboración de los programas es la metodología desarrollada en el capítulo 3 de este proyecto de titulación. El alimentador primario que fue escogido para realizar el análisis de resultados que arrojó la aplicación computacional fue el 04D de la subestación Chimbacalle, por tanto, en este capítulo se detalla porque fue escogido este alimentador, así como también, se desagrega por componente las pérdidas en: conductores del alimentador primario, transformadores de distribución, redes secundarias, acometidas, contadores de energía y sistema de alumbrado público. Para comprender de mejor forma los resultados obtenidos se procedió a describir las características más relevantes de cada componente. El estudio que se desarrolló para el alimentador primario 04D en base a la metodología propuesta para el cálculo de las pérdidas técnicas, se realizó en base a información detallada en los diferentes informes presentados por la Empresa del año 2008 (Demandas Máximas, Facturación, Flujos de Carga, ISP_Balance, Consumos SIEEQ_COMERCIAL, etc.), para así, trabajar con los datos de un año completo.

89

4.1 JUSTIFICACIÓN DE LA SELECCIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO El primario 04D reúne las características adecuadas para los fines del proyecto. La actualización y verificación de la información existente en la base de datos GIS permitirá determinar la desagregación de pérdidas técnicas por componente con información real que sustente los resultados obtenidos.

El primario 04D ha sido seleccionado por las siguientes características: 

Cuenta con la información detallada y recientemente actualizada a través de una actividad específica realizada por la unidad de información de la Empresa.



Composición de sectores de consumo y usuarios residenciales, comerciales e industriales (Ver Tabla 4.1).



Alto porcentaje de pérdidas totales de energía, mayores a 25% (Ver Tabla 4.2).



Forma de la curva de carga con predominio comercial e industrial (Ver Figura 4.5).

 

Red aérea.   Primario que sirve un área consolidada y donde se observan menos transferencias de carga.



Nivel de voltaje nominal 6.3 kV.



Topología radial.

El alimentador primario escogido fue sometido a un proceso de actualización de datos para que la información del Sistema Geográfico de Información (GIS) sea verás y acorde a la realidad del primario (Ver figura 4.1).

90

Figura 4.1. Alimentador Primario 04D perteneciente a la Subestación Chimbacalle.

Tabla 4.1. Composición de consumos por usuarios residenciales, comerciales e industriales en la subestaciones 3 y 4. S UBES TACI ON Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionue(terceario) Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle

ENERGIA ENERGIA CLIENTES CLIENTES CLIENTES CLIENTES P RI MARI O DISPONIBLE FACTURADA TOTALES RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL (MWH/MES) (MWH/MES) 03A   1,663   1,243   6,469 5,390 953 79 03B   1,358   1,241   3,966 3,520 361 48 03C 1,135   873   5,420 4,989 313 97 03D   1,505   1,172   6,534 5,817 573 111 03E   1,428   1,065   5,242 4,220 897 84 03T   3,198   2,388   15,115   13,437 1,336 254 04A 1,014   858   5,553 5,042 398 75 04B   1,281   1,046   6,048 5,280 656 85 04C 1,230   891   6,042 5,450 478 84 04D   1,920   1,084   4,229 3,525 585 68 04E 1,109   880   5,870 5,335 443 67

CLIENTES OTROS                      

47 37 21 33 41 88 38 27 30 51 25

CONSUMO CONSUMO FACTURADO RESIDENCIAL (KWH/MES) (KWH/MES)   1,246,315   823,290   1,246,979   503,671   873,576   695,870   1,178,895   832,870   1,071,652   660,656   2,400,199   1,915,866   865,719   733,874   1,046,924   663,463   892,719   706,412   1,096,925   471,500   977,049   679,014

CONSUMO CONSUMO CONSUMO ENERGIA COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS PERDIDAS (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (MWH/MES) *   354,357   35,769 32,899 420   136,442   591,709 15,157 117   79,283   67,962 30,461 262   172,840   43,601 129,584 334   335,720   59,861 15,415 363   327,482   91,282 65,569 810   82,902   21,765 27,178 156   235,938   43,529 103,994 236   138,384   25,970 21,953 339   332,643   237,698 55,084 835   83,303   17,059 197,673 229

Tabla 4.2. Porcentajes de participaciones de los clientes en los alimentadores. SUBESTACION

PRIMARIO

Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionuevo Barrionue(terceario) Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle Chimbacalle

03A 03B 03C 03D 03E 03T 04A 04B 04C 04D 04E

CLIENTES TOTALES 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

CLIENTES CLIENTES CLIENTES CLIENTES RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS 83.3% 88.8% 92.0% 89.0% 80.5% 88.9% 90.8% 87.3% 90.2% 83.4% 90.9%

14.7% 9.1% 5.8% 8.8% 17.1% 8.8% 7.2% 10.8% 7.9% 13.8% 7.5%

1.2% 1.2% 1.8% 1.7% 1.6% 1.7% 1.4% 1.4% 1.4% 1.6% 1.1%

0.7% 0.9% 0.4% 0.5% 0.8% 0.6% 0.7% 0.4% 0.5% 1.2% 0.4%

CONSUMO CONSUMO CONSUMO CONSUMO CONSUMO ENERGIA FACTURADO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS PERDIDAS (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (KWH/MES) (MWH/MES) * 100% 66.1% 28.4% 2.9% 2.6% 25.3% 100% 40.4% 10.9% 47.5% 1.2% 8.6% 100% 79.7% 9.1% 7.8% 3.5% 23.1% 100% 70.6% 14.7% 3.7% 11.0% 22.2% 100% 61.6% 31.3% 5.6% 1.4% 25.4% 100% 79.8% 13.6% 3.8% 2.7% 25.3% 100% 84.8% 9.6% 2.5% 3.1% 15.4% 100% 63.4% 22.5% 4.2% 9.9% 18.4% 100% 79.1% 15.5% 2.9% 2.5% 27.6% 100% 43.0% 30.3% 21.7% 5.0% 43.5% 100% 69.5% 8.5% 1.7% 20.2% 20.6%

- Se considera la información correspondiente al mes de agosto del 2008. - *Datos estimados debido a la no actualización de los usuarios asociados al alimentador primario.

91

4.2 INFORMACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D La Subestación Chimbacalle posee 5 alimentadores primarios (A, B, C, D y E) de los cuales el primario 04D fue seleccionado para aplicar la nueva metodología de cálculo de pérdidas técnicas, el mismo, que tiene una topología de tipo radial, la instalación de los componentes del primario en su mayor parte es aérea, la longitud de la red primaria aérea es de 11.09 km y de la red subterránea de 1.44 km, se encuentra ubicado en la parte sur de la ciudad, las subestaciones que se encuentran limitando a la subestación Chimbacalle son: LULUNCOTO (2), BARRIONUEVO (3), ESCUELA SUCRE (6), SAN ROQUE (7) y EPICLACHIMA (21). Ver figuras 4.2 y 4.3. El Anexo 8 presenta el diagrama unifilar del sistema de distribución de la EEQ S.A.

Figura 4.2. Alimentador Primario 04D, topología radial.

92

Figura 4.3. Ubicación del Alimentador Primario 04D.

El primario 04D como se observa en la figura 4.4, se caracteriza por un comportamiento de la demanda que refleja una combinación de consumos. Para el caso específico de este primario, según la información investigada, está conformado por usuarios de tipo comercial, industrial, residencial y otros como lo puntualiza la Tabla 4.3.

93 Curva de Carga - Primario 04D 4000

3500

3000

2500      )      W      k      (

    a      i     c 2000     n     e     t     o      P

Demanda

1500

1000

500

0         0         0       :         5         1       :         0

        0         0       :         5         1       :         0         2

        0         0       :         5         1       :         6         1

        0         0       :         5         1       :         2         1

        0         0       :         5         1       :         8

        0         0       :         5         1       :         4

        0         0       :         5         1       :         0

        0         0       :         5         1       :         0         2

        0         0       :         5         1       :         6         1

        0         0       :         5         1       :         2         1

        0         0       :         5         1       :         8

        0         0       :         5         1       :         4

        0         0       :         5         1       :         0

        0         0       :         5         1       :         0         2

        0         0       :         5         1       :         6         1

        0         0       :         5         1       :         2         1

        0         0       :         5         1       :         8

        0         0       :         5         1       :         4

        0         0       :         5         1       :         0

        0         0       :         5         1       :         0         2

        0         0       :         5         1       :         6         1

        0         0       :         5         1       :         2         1

        0         0       :         5         1       :         8

        0         0       :         5         1       :         4

        0         0       :         5         1       :         0

        0         0       :         5         1       :         0         2

        0         0       :         5         1       :         6         1

        0         0       :         5         1       :         2         1

        0         0       :         5         1       :         8

        0         0       :         5         1       :         4

        0         0       :         5         1       :         0

        0         0       :         5         1       :         0         2

        0         0       :         5         1       :         6         1

        0         0       :         5         1       :         2         1

        0         0       :         5         1       :         8

        0         0       :         5         1       :         4

Tiempo (Horas)

Figura 4.4. Curva de carga del Alimentador Primario 04D de noviembre del año 2008.

Tabla 4.3. Usuarios por tarifa en el primario 04D a diciembre de 2008 Tarifa 201 205 206 207 209 304 405 408 515 715 716 718 719 905 906 922 951

Descripción Residencial sin Tasa Basura Residencial Residencial Temporal Jubilados EEQ Tercera Edad Trolebus Dem.Regis.Horario Oficiales sin Demanda Oficiales Dem.Reg.Horario Beneficio Publico Comercial sin Demanda Comercial con Demanda Comerc.Dem.Registrador Comerc.Dem.Reg.Horario Industrial Artesanal Industr. con Demanda Ind.Demanda con reg.horario Al.Pub/Serv.Comunitario Clientes Totales

Clasificación Residencial Residencial Residencial Residencial Residencial Otros Otros Otros Otros Comercial Comercial Comercial Comercial Industrial Industrial Industrial Otros

Clientes 1 3,189 1 4 279 1 3 4 5 545 15 1 10 55 5 6 37 4,161

94 La tabla 4.4 detalla el incremento o reducción registrada durante todo el año 2008 por la Empresa, de los distintos tipos de usuarios asociados al primario y la facturación que tuvo cada tipo. Se puede obtener esta información porque a cada usuario que ingresa al sistema se le asigna una tarifa según los valores que arroja el estudio de carga respectivo, de esta forma se puede saber con exactitud el tipo de usuario al que sirve la Empresa. La tabla 4.5 lista la información tabulada en la tabla 4.4 en porcentajes.

Tabla 4.4. Facturación en función del tipo y número de clientes Subestación Chimbacalle - Primario 04D Mes

Clientes Totales

Clientes Residencial

Clientes Comercial

Clientes Industrial

Clientes Otros

Consumo Facturado (kWh)

Consumo Consumo Residencial Comercial (kWh/MES) (kWh/MES)

Consumo Industrial (kWh/MES)

Consumo Otros (kWh/MES)

enero

 

4,165

3,472

569

74

 

50

 

1,141,656

 

490,271

 

347,200

 

245,121

59,064

febrero

 

4,157

3,468

566

73

 

50

 

1,017,854

 

456,523

 

298,456

 

207,303

55,572

marzo

 

4,152

3,466

566

70

 

50

 

1,097,041

 

487,797

 

330,047

 

218,065

61,132

abril

 

4,153

3,465

566

72

 

50

 

1,097,813

 

476,696

 

318,466

 

242,006

60,645

mayo

 

4,152

3,463

567

72

 

50

 

1,135,247

 

489,159

 

340,036

 

245,093

60,959

 junio

 

4,200

3,501

578

69

 

52

 

1,108,994

 

475,308

 

331,017

 

243,697

58,972

 julio

 

4,162

3,465

577

69

 

51

 

1,116,954

 

467,517

 

336,370

 

256,978

56,089

agosto

 

4,187

3,487

581

68

 

51

 

1,125,727

 

504,273

 

324,702

 

241,058

55,694

septiembre

 

4,186

3,486

581

68

 

51

 

1,082,206

 

462,423

 

323,380

 

240,718

55,685

octubre

 

4,187

3,491

578

67

 

51

 

1,110,150

 

484,796

 

339,273

 

228,841

57,240

noviembre

 

4,163

3,477

570

66

 

50

 

1,096,991

 

471,127

 

326,655

 

242,869

56,340

diciembre

 

4,161

3,474

571

66

 

50

 

1,064,941

 

489,077

 

339,502

 

178,060

58,302

Tabla 4.5. Facturación en función del tipo y número de clientes en porcentaje Subestación Chimbacalle - Primario 04D

Mes

Clientes Totales

Clientes Residencial

Clientes Comercial

Clientes Industrial

Clientes Otros

Consumo Consumo Consumo Residencial Comercial Facturado (%) (%) (%)

Consumo Industrial (%)

Consumo Otros (%)

enero

100%

83.4%

13.7%

1.8%

1.2%

100%

42.9%

30.4%

21.5%

5.2%

febrero

100%

83.4%

13.6%

1.8%

1.2%

100%

44.9%

29.3%

20.4%

5.5%

marzo

100%

83.5%

13.6%

1.7%

1.2%

100%

44.5%

30.1%

19.9%

5.6%

abril

100%

83.4%

13.6%

1.7%

1.2%

100%

43.4%

29.0%

22.0%

5.5%

mayo

100%

83.4%

13.7%

1.7%

1.2%

100%

43.1%

30.0%

21.6%

5.4%

 junio

100%

83.4%

13.8%

1.6%

1.2%

100%

42.9%

29.8%

22.0%

5.3%

 julio

100%

83.3%

13.9%

1.7%

1.2%

100%

41.9%

30.1%

23.0%

5.0%

agosto

100%

83.3%

13.9%

1.6%

1.2%

100%

44.8%

28.8%

21.4%

4.9%

septiembre

100%

83.3%

13.9%

1.6%

1.2%

100%

42.7%

29.9%

22.2%

5.1%

octubre

100%

83.4%

13.8%

1.6%

1.2%

100%

43.7%

30.6%

20.6%

5.2%

noviembre

100%

83.5%

13.7%

1.6%

1.2%

100%

42.9%

29.8%

22.1%

5.1%

diciembre

100%

83.5%

13.7%

1.6%

1.2%

100%

45.9%

31.9%

16.7%

5.5%

95 Otro dato importante del primario es la carga instalada, la misma que se encuentra establecida en función de la suma de la potencia nominal del conjunto total de transformadores de distribución instalados sea de forma aérea ó en cámaras de transformación, esta información permite saber la capacidad de kVA que tiene el primario. La tabla 4.6 detalla la variación durante todo el 2008 de la carga instalada.

Tabla 4.6. Variación de la capacidad instalada durante todo el 2008 Subestación Primario

Chimbacalle

04D

Mes

Contar kVA NOMINAL

Suma kVA NOMINAL

enero

 

109

9,543

febrero

 

109

9,543

marzo

 

109

9,543

abril

 

109

9,543

mayo

 

109

9,543

 junio

 

108

9,498

 julio

 

108

9,498

agosto

 

108

9,498

septiembre

 

108

9,753

octubre

 

108

9,753

noviembre

 

108

9,753

diciembre

 

119

10,525

Para poder aplicar la metodología descrita para el cálculo de las pérdidas técnicas en alimentadores primarios, es necesario saber cuándo se da la máxima solicitación de carga, ya que, esta información refleja que el comportamiento de consumo de los usuarios asociados al primario en un determinado intervalo de tiempo, es el máximo en comparación a otros períodos. La tabla 4.7 detalla las demandas máximas registradas durante todo el año 2008 por el registrador instalado al inicio del alimentador en la subestación.

96 Tabla 4.7. Demandas máximas registradas durante el 2008. Subestación Primario

Chimbacalle

04D

Fecha Demanda Máxima

Hora Demanda Máxima

Demanda Máxima (kW)

Demanda Reactiva Máxima (kVar)

Energía Mensual (kWh)

01/22/2008

19:45

  3,767.04

  924.48

1,838,281

02/11/2008

20:00

  3,672.00

  812.16

1,812,199

03/17/2008

19:30

  3,680.64

  829.44

1,882,349

04/23/2008

19:15

  3,680.64

  820.80

1,913,984

05/14/2008

19:30

  3,723.84

  864.00

1,915,371

06/12/2008

20:00

  3,680.64

  820.80

1,885,099

07/29/2008

20:00

  3,594.24

  838.08

1,971,603

08/27/2008

20:00

  3,559.68

  786.24

1,919,722

09/29/2008

20:00

  3,628.80

  838.08

1,861,190

10/21/2008

19:30

  3,689.28

  881.28

1,996,844

11/12/2008

19:45

  3,715.20

  933.12

1,898,122

12/09/2008

20:00

  3,741.12

  838.08

1,704,255

Se destaca que la energía ha venido creciendo hasta noviembre pero baja en diciembre, por el menor consumo del grupo de clientes industriales.

4.3 INFORMACIÓN DE LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D El componente que aporta información sobre el comportamiento de la carga en los primarios, es el transformador de distribución, ya que, por medio de él se puede registrar la demanda utilizada por los usuarios asociados a la red que sirve y censar los comportamientos de consumo. En el caso de la EEQ S.A. los transformadores están registrados en el Sistema de Información de Distribución (SDI) y en el Sistema de Información Geográfico (GIS) donde se encuentra la información correspondiente a cada unidad como por ejemplo: si está instalada ó retirada del sistema, potencia nominal, fases, etc.

El alimentador primario 04D tiene instalados 119 transformadores de distribución 74 son de propiedad de la empresa y 45 de particulares (Ver Tabla 4.8), la potencia

97 nominal de cada equipo varía según el dimensionamiento requerido y van desde 5 kVA hasta 400 kVA como lo detalla la Tabla 4.9 donde se desagregan las potencias en función de las fases de los transformadores instalados en el primario 04D.

Tabla 4.8. Transformadores de distribución instalados a diciembre de 2008 en el primario 04D

Alimentador 04D # Transf. % Transf. CLIENTE EMPRESA TOTAL  

45 74 119

38% 62% 100%

Tabla 4.9. Desagregación de las potencias nominales en función del número de fases de los transf. PRIMARIO

NUMERO DE FASES

1

Total 1

04D

3

Total 3 Total 04D

kV A_NOMINAL

TOTAL

5

2

15

10

25

6

37.5

2

50

1

435

21

30

16

45

16

50

9

60

4

75

16

90

5

100

3

112.5

6

125

5

150

3

200

2

250

4

300

5

400

4

10,090

98

10,525

119

98 La

Tabla 4.10 detalla el resumen de la desagregación de transformadores de

distribución monofásicos y trifásicos. Así como también los porcentajes en función del total de la potencia nominal y del número de transformadores.

Tabla 4.10. Resumen de la desagregación de los transformadores en función del número de fases. % % NUMERO kVA_NOMIN NUMERO_ kVA_NOMIN NUMERO_ DE FASES AL TRANSF AL TRANSF Total 1   Total 3   Total  

435.0 10,090 10,525

4.1% 95.9% 100.0%  

21 98 119

18% 82% 100%

La Tabla 4.11 lista una muestra de los transformadores de distribución existentes en el alimentador primario 04D, la misma que detalla el código o número que la empresa le asigna para identificar al equipo, la marca del fabricante, el tipo de propietario si es de la empresa ó cliente, así como también tipo de transformador si tiene red (N), es de alumbrado (A) ó particular (P). La tabla completa se presenta en el Anexo 9. La tabla 4.12 tabula las marcas predominantes en el sistema primario.

Tabla 4.11. Resumen de los transformadores existentes en el primario 04D. NUMERO_ EMPRESA

kVA_NO MINAL

CODIGO_ES TRUCTURA

MARCA

VOLTAJE

NUMERO_ TIPO_PROP TIPO_TRAF FASES

32823

45

MNT4-45

T.P.L.

6.3

3

EMPRESA

N

2835

45

MNT4-45

OSAKA

6.3

3

EMPRESA

N

MNT4-30

13155

30

26874

112.5

MECELSA

6.3

3

CLIENTE

MNT4-112.5 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

26426

200

SNT1-1-200

ECUATRAN

6.3

3

CLIENTE

26896

112.5

MNT4-112.5

3346

200

P Conjunto Habitacional Panecillo N P CC. Mi Comisariato

INATRA

6.3

3

EMPRESA

N

SNT1-1-200 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

N

SNT1-1-75 LE'TRANSFORMATEUR

3411

75

3374

400

6.3

3

CLIENTE

A.E.G.

6.3

3

CLIENTE

16049

45

MNT4-45 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

5545

125

SNT1-1-125

INATRA

6.3

3

EMPRESA

N

33941

15

MNT3-15

ECUATRAN

6.3

2

EMPRESA

N

SNT1-1-400

DETALLE

P Cuerpo de ingenieros militares P Textiles Magdalena N

5082

75

MNT4-75 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

N

33791

50

MNT4-50 LE'TRANSFORMATEUR

6.3

3

EMPRESA

N

3262

30

SNT1-I-30

SIEMENS

6.3

3

EMPRESA

N

4140

5

MNT3-45

MITSUBISHI

6.3

1

EMPRESA

A

99 Tabla 4.12. Resumen de la desagregación de los transformadores en función del fabricante. MARCA

# transf

INATRA

20

17%

LE'TRANSFORMATEUR

14

12%

ECUATRAN

13

11%

 AEG

12

10%

OSAKA

9

8%

TRANSUNEL

5

4%

BROWN-BOVERY

5

4%

T.P.L.

4

3%

Otros

37

31%

119

100%

Total

4.4

% transf  

INFORMACIÓN

DE

LAS

REDES

SECUNDARIAS

DEL

ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Las redes de baja tensión aérea en el alimentador primario 04D tienen una longitud de 13.93 km y la red subterránea de 0.96 km esta información fue investigada en el Sistema Geográfico de Información (GIS), también se presentó en la Tabla 4.2 la composición de usuarios de tipo residencial, comercial e industrial, información obtenida del Sistema de Facturación (SIEEQ_COMERCIAL). Los usuarios residenciales del primario 04D presentan categorías de consumo de tipo D, B y C (Ver figura 4.5) en base al Plano polígonos por estratos de consumo y por  primario11, este plano se elaboró considerando la facturación establecida por las rutas

de lectura que tiene implantadas la Empresa. El consumo de energía eléctrica está asociado directamente al nivel socioeconómico de la población, por lo que, con la información de las rutas de lectura, se establece la base geográfica de la distribución de estratos de consumo.

100

Figura 4.5. Plano polígonos por estrato de consumo y por primario.

Las redes secundarias pertenecientes a la categoría D, C y B son las que presentan consumos entre 101  – 150, 151  – 250 y 251 - 350 kWh/mes/usuario, respectivamente como lo ilustran los siguientes ejemplos listados en la Tabla 4.13, así como también, se puede observar en la figura 4.6 a los transformadores 101016 y 40791 con la red secundaria asociada a cada uno.

Figura 4.6. Polígonos determinados en el estrato de consumo D del primario 04D.

101 Tabla 4.13. Ejemplo de suministros cuyos consumos pertenecen a la escala de consumo D, C y B. Potencia # Consumo Transformador  Estrato (kVA) Sumi_asociados (kWh/mes/usuario) 40791 73317 32823 101016 22831 43339 115253 73120 21052 73358

125 75 45 112.5 25 50 15 45 45 45

136 76 61 165 17 39 21 65 47 10

138 150 149 129 216 190 216 169 253 349

D

C

B

4.5 INFORMACIÓN DE LAS ACOMETIDAS Y CONTADORES DE ENERGÍA PERTENECIENTES AL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Las bases de datos que dispone y maneja la Empresa, Sistema de Facturación (SIEEQ_COMERCIAL) y el Sistema de Información Geográfica (GIS) contienen la información de acometidas (longitud, fases, tipos y calibres) y contadores de energía (tipos, fases y marcas) que representan la base para determinar las pérdidas en potencia y en energía. En las acometidas la información que almacenada la base de datos permite a través del tipo de tarifa establecer si se trata de una acometida residencial o comercial. Para el caso del alimentador primario en estudio, la Tabla 4.14 lista el número reportado de cada tipo de acometida con el número de suministros asociados a cada acometida.

Tabla 4.14. Número de acometidas residenciales y comerciales existentes en el primario 04D. Tipo_acom #_tableros #_suministros  Acometidas Residenciales  Acometidas Comerciales

 

671

1,978

97

156

102 Las acometidas sean residenciales ó comerciales tienen un código, el mismo que contiene los siguientes datos técnicos: 

  Descripción.



  Calibre.



Resistencia por km.



Número de líneas.



Número de Fases.

Las acometidas que se encuentran instaladas en el primario 04D presentan los códigos que se listan en la Tabla 4.15. Tabla 4.15. Características de las acometidas existentes en el primario 04D. Estr_acom 402 403 404 405 406 407 408 423 424 425 426 427 460 467 468 SU2X1/0(2) SU2X6(6) SU3X1/0(2) SU3X2(2) SU3X2(4) SU3X2/0(2) SU3X2-1/0(1/0) SU3X3-4/0(2-4/0) SU3X4(4) SU3X4(6) SU3X6(6)

Descripción ACOM. 1F AER-AER 2 X 10 AWG ACOM. 1F AER-AER 2 X 8 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 10 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 8 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 6 AWG ACOM. 2F AER-AER 3 X 4 AWG ACOM. 2F AER-AER DOB_CIRC 2(3 X 4) AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 8 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 6 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 4 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. DOB._CIRC. 2(4 X 8) AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. DOB._CIRC. 2(4 X 4) AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. 4 X 10 AWG ACOM. 3F AERE-AERE COND. DOB.-CIRC. 2(4 X 6) AWG ACOM. 3F AER-AER DOB_CIRC 2(3 X 6) AWG COND. CU 2F. 1/0 TTU; NEU. 2 COND. CU 2F. 6; NEU. 6 COND. CU 3F. 1/0 TTU; NEU. 2 COND. CU 3F. 2 TTU; NEU. 2 COND. CU 3F. 2 TTU; NEU. 4 COND. CU 3F. 2/0 TTU; NEU. 2 DOB. COND. CU 3F. 1/0 TTU; NEU. 1/0 TRIP COND. CU. 3F. 4/0 TTU; NEU. DOB. 4/0 COND. CU 3F. 4 TTU; NEU. 4 COND. CU 3F. 4 TTU; NEU. 6 COND. CU 3F. 6 TTU; NEU. 6

Calibre 10 8 10 8 6 4 4 8 6 4 8 4 10 6 6 1/0 6 1/0 2 2 2/0 1/0 4/0 4 4 6

Resi_por (Ω/km) Nume_Line Nume_Fase 3.32 2 1 2.10 2 1 3.32 3 2 2.10 3 2 1.32 3 2 0.83 3 2 0.83 3 2 2.10 4 3 1.32 4 3 0.83 4 3 2.10 4 3 0.83 4 3 3.32 4 3 1.32 4 3 1.32 4 3 0.33 3 2 1.32 3 2 0.33 4 3 0.52 4 3 0.52 4 3 0.26 4 3 0.33 4 3 0.05 4 3 0.83 4 3 0.83 4 3 1.32 4 3

Los contadores de energía existentes en el alimentador primario 04D se encuentran tabulados en la Tabla 4.16 en función del número de fases.

103 Tabla 4.16. Contadores de energía por el número de fases del primario 04D. Tipo Detalle # cont_energ  AM  AB  AT CO HO PP RE DP FO OO

Medidor monofásico Medidor a dos fases Medidor trifásico Medidores en clientes Medidores en clientes Medidores en clientes Medidores en clientes Medidores en clientes Medidores en clientes Medidores en clientes

2,743 1,148 195 21 21 22 1 21 1 22 4,195

especiales especiales especiales especiales especiales especiales especiales

Total

Los fabricantes más frecuentes para contadores de energía son los tabulados en la Tabla 4.17, además se presenta el porcentaje de participación por marca. Tabla 4.17. Marcas más frecuentes en el primario 04D. Marca # cont_energ % cont_energ HEXING KRIZIK CONTELECA HOLLEY LANDIS COT FUJI SCHLUMBERGER PAFAL TECUN Otros

Total  

1,086 931 700 393 309 135 118 106 105 82 230 4,195

26% 22% 17% 9% 7% 3% 3% 3% 3% 2% 5% 100%

4.6 INFORMACIÓN SOBRE EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO DEL PRIMARIO 04D El sistema de alumbrado público en el alimentador primario posee una longitud de la red aérea de 21.84 km y de la red subterránea de 3.15 km información obtenida del Sistema de Información Geográfico (GIS), además también se puede obtener un reporte de luminarias en el primario, el mismo que permite saber la cantidad de

104 reflectores y luminarias que conforman el sistema de alumbrado, así como también, la potencia nominal de cada equipo. Ver Tabla 4.18.

Tabla 4.18. Reporte de las luminarias existentes en el 04D. TIPO Y ESTRUCTURA POTENCIA  ABDA-NA-250  ABDC-NA-250  ABDC-NA-400  ABLA-HG-125  ABLC-HG-125  ABLA-HG-175  ABLC-HG-175  ABLA-HG-250  ABLC-HG-250  ABLC-NA-100  A-CFI-250  AT1-400  ABLC-NA-250  ABLC-NA-70  ABLA-NA-150  ABLC-NA-150  ABLA-NA-250  ABLA-NA-400  ABLC-NA-400  ABLA-NA-70  AHLC-NA-70  ATRC-HG-400  ATRC-HG-800  ABRA-NA-150  ABRC-NA-250  ABRC-NA-400  ABRC-NA-70  AHRC-NA-150  AHRC-NA-400  ATRC-NA-400

DESCRIPCIÓN

NÚMERO

NA-250 LUMINARIA DE SODIO DOBLE POTENCIA ESPECIAL EN BRAZO 250 W ABIERTA NA-250 LUMINARIA DE SODIO DOBLE POTENCIA ESPECIAL EN BRAZO 250 W CERRADA NA-400 LUMINARIA DE SODIO DOBLE POTENCIA ESPECIAL EN BRAZO 400 W CERRADA HG-125 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W ABIERTA HG-125 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 125W CERRADA HG-175 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W ABIERTA HG-175 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 175W CERRADA HG-250 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 250W ABIERTA HG-250 LUMINARIA DE MERCURIO EN BRAZO 250W CERRADA NA-100 LUMINARIA DE SODIO CERRADO EN BRAZO DE 100 W NA-250 LUMINARIA DE SODIO DE 250W,CON FOTOCELULA INCORPORADA NA-400 LUMINARIA DE SODIO DE 400W., CON FOTOCELULA INCORPORADA NA-250 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W CERRADA NA-70 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W CERRADA NA-150 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTA NA-150 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 150W CERRADA NA-250 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 250W ABIERTA NA-400 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 400W ABIERTA , NA-400 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 400W CERRADA NA-70 LUMINARIA DE SODIO EN BRAZO 70W ABIERTA NA-70 LUMINARIA DE SODIO ORNAMENTAL 70W CERRADA HG-400 REFLECTOR DE MERCURIO EN TOPE 400W CERRADO HG-800 REFLECTOR DE MERCURIO HALOGENADO 2x400 W NA-150 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 150W ABIERTO NA-250 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 250W CERRADO NA-400 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 400W CERRADO NA-70 REFLECTOR DE SODIO EN BRAZO 70W CERRADO NA-150 REFLECTOR DE SODIO ORNAMENTAL 150W CERRADO NA-400 REFLECTOR DE SODIO ORNAMENTAL 400W CERRADO NA-400 REFLECTOR EN TOPE DE POSTE, SODIO 400W CERRADO

3 14 4 20 1 1 8 2 40 97 1 5 134 174 23 73 17 52 26 26 10 10 18 3 54 118 18 12 4 8

POTENCIA TOTAL POTENCIA UNITARIA (W) UNITARIA (W)      

                                       

250 250 400 125 125 175 175 250 250 100 250 400 250 70 150 150 250 400 400 70 70 400 800 150 250 400 70 150 400 400

TOTAL POTENCIA INSTALADA ALUMBRADO (kW)

750 3,500 1,600 2,500 125 175 1,400 500 10,000 9,700 250 2,000 33,500 12,180 3,450 10,950 4,250 20,800 10,400 1,820 700 4,000 14,400 450 13,500 47,200 1,260 1,800 1,600 3,200 218

4.7 RESULTADO DE LA METODOLOGIA PROPUESTA APLICADA AL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Luego de puntualizar datos importantes acerca de los componentes que conforman el alimentador primario en estudio se presentan los resultados de la metodología de cálculo de pérdidas técnicas propuesta para las características y las condiciones de operación que presenta el sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito S.A. La Tabla 4.19 lista el balance general de pérdidas técnicas para el caso particular del alimentador primario 04D de la Subestación Chimbacalle.

105 Tabla 4.19. Pérdidas Técnicas por componente del primario 04D Demanda máxim a primario (kW) 3,767 Energía disponible (kWh) 22,599,019 Fperd 0.50271 Pérdidas en Potencia Pérdidas de Energía (kW) anuale s (kWh) Perd_Dmax-prim 78.3 2.1%   344,955.6 1.5% Perd_devan_Dmax-trans

32.9

0.9%

 

82,273.7

0.4%

Perd_nucleo

55.9

1.5%

 

489,757.1

2.2%

Perd_total_trans Perd_Dmax-secun Perd_alum_publ

88.8

2.4%

 

572,030.8

2.5%

37.5

1.0%

 

92,909.9

0.4%

3.6

0.1%

 

17,423.6

0.1%

Perd_Dmax-acom_resi

5.9

0.2%

 

9,189.1

0.04%

Perd_Dmax-acom_come

0.2

0.004%

 

857.2

0.004%

Perd_total_acom Perd_Dmax-medir Perd Tecnic_Totales

6.0

0.2%

 

10,046.3

0.04%

6.0

0.2%

 

52,397.1

0.2%

220.3

5.8%

  1,089,763.4

4.8%

La Figura 4.7 grafica los resultados obtenidos de la Pérdidas de Energía con relación a la energía suministrada por la Empresa al primario durante todo el año 2008, además se logra apreciar como es la distribución de las pérdidas y cuál componente es el que presenta el porcentaje de pérdidas mayor para así poder determinar las posibles soluciones para reducir pérdidas.

Figura 4.7. Porcentajes de las pérdidas de energía de los componentes del primario 04D.

106 En el caso del primario 04D se observa que los componentes que presentan porcentajes importantes de pérdidas son los relacionados a los transformadores de distribución, la red primaria y las redes secundarias. En el siguiente capítulo se presentan las propuestas más factibles que la Empresa podría realizar para reducir las pérdidas técnicas en el caso específico del alimentador primario 04D de la Subestación Chimbacalle.

107

CAPÍTULO 5 PROPUESTA PARA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN EL PRIMARIO 04D Este capítulo tiene por objeto presentar una propuesta a la Empresa que sea confiable y que sea posible de realizar, para obtener reducción de pérdidas técnicas en el alimentador primario 04D de la Subestación Chimbacalle, aplicando criterios de ingeniería de distribución para alcanzar condiciones de operación apropiadas con la realidad del sistema y lograr que las pérdidas tengan niveles aceptables. La propuesta vendrá acompañada de modelaciones digitales en el FeederAll, programa computacional que sirve para simular el entorno del sistema de distribución que opera la Empresa, ya que, este software permite modelar al alimentador primario con todos los componentes que lo conforman como son: transformadores de distribución, demandas de potencias máximas tanto activas como reactivas, niveles de voltaje, tipo de conductor, estructuras, etc. Este programa tiene la capacidad de realizar flujos de carga balanceados y desbalanceados, coordinación de protecciones, análisis de cortocircuitos (fallas monofásicas, bifásicas y trifásicas), ubicación de capacitores.

5.1

DESCRIPCIÓN

DE

LA

MODELACIÓN

DIGITAL

DEL

ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Para realizar el análisis del sistema primario en estudio, el FeederAll necesita saber la topología de la red y los componentes que la integran, a través de la interface GISFEEDERALL (Ver Figura 5.1) se migran todos los datos necesarios desde el Sistema de Información Geográfico (GIS) hacia el programa computacional. La migración no siempre es del 100% correcta porque algunas líneas no están bien dibujadas ó están

108 desconectadas, también puede suceder que algunos transformadores no se incluyan por tal motivo, luego de tener el primario correctamente representado se procede con la revisión de datos como: potencia nominal del transformador de potencia y de los transformadores de distribución, calibres de los conductores, longitudes de los vanos.

Figura 5.1. Migración del primario 04D hacia el FeederAll.

Cuando se termina de realizar la verificación se procede a ingresar los datos que permitan representar las condiciones de máxima demanda del primario en el Medidor “Meter Property”   (Ver Figura 5.2). Se procede a repartir la demanda ingresada a todas

las cargas (transformador de distribución) existentes en el primario, considerando la potencia instalada como base para la distribución, para el caso de estudio será de tipo balanceado “Balanced” , puesto que no se dispone de medición en todos los puntos de transformación para saber con exactitud cuál es la demanda del grupo de clientes asociados a cada transformador, además la repartición de carga es con factor de corrección “wit h loss correction”   ya que así, el valor total de la demanda ingresada se distribuye a las cargas, restando el valor correspondiente a las pérdidas. Ver Figura 5.3

109

Figura 5.2. Pantalla en la que se ingresan los valores de demanda máximas para la modelación.

Figura 5.3. Opciones para repartir la demanda máxima en las cargas.

Se corre el flujo balanceado (BLF) cumpliendo los siguientes pasos: primero realiza el cálculo de impedancias (Ver Figura 5.4), segundo la demanda máxima se asigna a cada transformador de la forma antes detallada, tercero se elige el tipo de corrida de

110 flujo (balanceado, desbalanceado) donde se define el máximo de iteraciones que realizará el programa. Ver Figura 5.5.

Figura 5.4. Ventana donde se calcula las impedancias.

Figura 5.5. Ventana donde se especifica las condiciones del BLF.

La corrida de flujo balanceada considera los métodos 15  Gauss Seidel y Newton Raphson, para ser calculada y las características de estos algoritmos son los siguientes: CHAPRA ESTEVEN C., CANELE RAYMOND P., Métodos numéricos para ingenieros, McGraw-Hill Interamericana Editores S.A., México, DF 2003. 15

111

-

Gauss Seidel: convergencia lenta, no requiere cantidades grandes de memoria, es menos susceptible a problemas numéricos porque no usa la matriz inversa.

-

Newton Raphson: rápida convergencia, requiere cantidades de memoria más grandes, computacionalmente pesado, y puede experimentar problemas numéricos debido a la inversión de la matriz.

5.2 SITUACIÓN ACTUAL DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D El alimentador primario 04D presenta en su topología dos ramales, los cuales como se aprecian en la Figura 5.6 no se dividen la carga de una forma equilibrada, puesto que, las líneas troncales que enlazan la subestación de distribución con las transformadores de distribución se debieron diseñar en función de la carga a la que se necesitaba suministrar el servicio y de la topografía del sector. Teniendo el primario 04D migrado y verificados los datos se procedió a realizar la modelación digital a las condiciones que presentaba el primario cuando se inició el desarrollo de este proyecto de titulación, por tanto la demanda máxima ingresada fue la correspondiente al mes de noviembre del 2008 (Ver Tabla 5.5), puesto que la propuesta de mejoras fue hecha para las condiciones más actuales que reportaba el alimentador primario. Tabla 5.1. Demanda máxima de potencia activa y reactiva del primario 04D S ub esta ci ón

P ri ma ri o

Chimbacalle

04D

Fecha Demanda Máxima 11/12/2008

Hora Demanda Máxima 19:45

Demanda Reactiva Máxima (kVar)

Demanda Máxima (kW)   3,715.20

 

933.12

Factor de Potencia 0.97

Carga Instalada (kVA)

9,753

112

Figura 5.6. Sistema primario completo del A/P 04D modelado en el FeederAll.

113 La Tabla 5.2 tabula el resumen de cargas máximas, secciones con mayores caídas de voltaje y pérdidas, que reporta la corrida de flujo balanceada después de ingresar los datos en el intervalo en que se da la máxima solicitación de carga, el Anexo 10 muestra la información detallada. Tabla 5.2. Resumen de cargas máximas, secciones con mayores caídas de voltaje y pérdidas. Secciones con mayores caídas de voltaje

Nombre Nodo ID

Caída de Voltaje (%)

Ubicación

908440

3.7 Batallon Chimborazo

908884

3.7 Policlínico Cuerpo de Ing. Ejercito

908439

3.7 Calle Bahía

Secciones con cargas máximas

Nombre Línea ID

Carga de la Línea (%)

Ubicación

24879838

74.5 Calle Chambo entre la Av. 1 de Mayo y la calle Cero Hermoso

24879828

72.7 Calle Cerro Hermoso entre las calles Casitigua y Chambo

24870496

71.3 Calle Casitigua entre Av. Vicente Maldonado y Cerro Hermoso

Secciones con mayores pé rdidas

Nombre Línea ID

Pérdidas (%)

Ubicación

24870496

0.17 Calle Casitigua entre Av. Vicente Maldonado y Cerro Hermoso

24847441

0. 25 A v. Vi ce nte Mal donado entre la cal le P. Al faro y P sj . A

24879538

0. 18 Cal le Santa A na e ntre l as cal le s P . A lf aro y Fco. Gome z

5.3 SIMPLIFICACIÓN DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Con el fin de facilitar la interpretación y análisis de resultados se trabajó con un esquema reducido que permite reducir detalles excesivos y trabajar solo con los aspectos más relevantes para la operación del alimentador primario.  Además, se asignaron nombres a los nodos y líneas en correspondencia a los accidentes geográficos asociados a su ubicación para saber con precisión que puntos son los que reportan problemas después de realizar la corrida de flujo, como son: violaciones de voltaje, conductores sobrecargados, excesivas pérdidas, etc. A diferencia de la corrida detallada que referencia con coordenadas universales de 6 y 8 dígitos.

114  Al comparar resultados entre la modelación detallada que incluye la representación de todos los elementos que constan en la base de datos del GIS y la modelación reducida, se demuestra en los resultados que el proceso de análisis se facilita sensiblemente, sin sacrificar precisión en los resultados. El proceso consistió en respetar la topología original pero con la diferencia de que se fueron agrupando las cargas que se encuentran cerca (Ver Figuras 5.7 y 5.8) y descartando los nodos eléctricos que no tienen relevancia para obtener así un esquema con el menor número de secciones y nodos. Después se realizó la corrida de flujo balanceada, la Tabla 5.3 compra entre el esquema completo y el reducido los resultados de las pérdidas El Anexo 11 detalla el reporte completo de la corrida de flujo. Una vez demostrada la validez y facilidad de análisis de la modelación reducida, en adelante solo se usa esta para el resto del estudio.

Figura 5.7. Ejemplo de la agrupación de las cargas.

115

Figura 5.8. Valor resultante de la agrupación.

Tabla 5.3. Comparación entre los resultados del esquema completo y el reducido. Carga Total

Esquema

# Nodos

(kW)

(kvar)

Pérdidas

Potencia Potencia Activa (kW) Activa (%)

Actual

255

3,639.55

1,103.87

76.01

2.09

Propuesto

110

3,639.97

1,102.84

75.59

2.08

116

Figura 5.9. Esquema reducido del primario 04D modelado en el FeederAll.

117

5.4 PROPUESTA PARA REDUCIR LAS PÉRDIDAS TÉCNICAS EN EL ALIMENTADOR PRIMARIO 04D Para reducir las pérdidas técnicas en un alimentador primario se comienza por analizar las condiciones de operación del sistema de distribución que se desea mejorar, ya que, de esta forma se podrá saber porque se producen y que criterios aplicar para desarrollar medidas para la reducción de pérdidas técnicas. Ver Figura 5.10.

Figura 5.10. Clasificación de las pérdidas técnicas.

Luego de analizar los criterios descritos se resumen las alternativas que mejor se adapten al estudio, para lograr posibles soluciones que optimicen los recursos existentes en el primario y a su vez conlleve a la reducción de las pérdidas técnicas. Entre las soluciones se encuentran: -

Reconfiguración de la topología del alimentador primario.

-

Cambio del calibre de los conductores primarios con niveles excesivos de carga.

-

Ubicación óptima de capacitores.

-

Mejora de operación de redes secundarias (ubicación del transformador de distribución en los centros de carga).

118 -

Balance de Fases.

La ubicación del transformador de distribución con respecto al centro de carga de la red, tiene gran importancia, pues se demuestra que reubicando un transformador alejado del centro de carga se reducen las pérdidas considerablemente. Ver Figura 5.11 y 5.12.

Figura 5.11. Configuración original del circuito secundario asociado al Transf. 6767.

Figura 5.12. Reubicación en el centro de carga del circuito secundario del Transf. 6761

En la Tabla 5.4 se observan los resultados de las corridas de flujo del circuito secundario asociado al transformador de distribución 6761 de 75 kVA en el FeederAll, dependiendo donde se encuentra el centro de carga. Tabla 5.4. Resumen de pérdidas según la ubicación del transformador de distribución 6767.

Pérdidas de Demanda Configuración Actual Transf. Reubicado kW % (kW) kW % (kW) 1.831 3.11% 1.464 2.48%

119

5.4.1 RECONFIGURACIÓN DEL PRIMARIO Con los resultados de las corridas de flujo se analizó la situación del primario y se plantearon soluciones que se ajusten a las condiciones de operación que presenta el alimentador primario 04D, entre ellas, la reconfiguración de la topología permite una solución efectiva ya que aliviaría al ramal que concentra la mayor cantidad de carga. La propuesta para reducir las pérdidas técnicas en el alimentador primario 04D está dividida en dos fases: 

la primera será la reconfiguración de la topología y



la segunda el cambio de conductor

Esta propuesta permitirá que la calidad del servicio mejore y que las pérdidas se reduzcan. Con la ayuda del GIS se investigaron los sectores por donde podrían construirse tramos que dividan en tres ramales al primario en vez de los dos que son en la actualidad, para lograr una mejor distribución de la carga. Se ubicó al Parque Ecológico Santa Ana por donde se haría la construcción subterránea del primer tramo y el otro tramo sería una construcción aérea desde la calle Machuca hasta la Av. 5 de Junio. Ver Figura 5.13

Figura 5.13. Ubicación en el GIS de los sectores por donde irá el troncal propuesto.

120 Se realizó una visita de campo a los sitios señalados para verificar si sería factible realizar las construcciones propuestas, en la Figuras 5.14 y 5.15 se observa el poste ubicado a la entrada del parque Ecológico Santa Ana, donde sería el inicio del tramo subterráneo en la calle Pedro de Alfaro.

Figura 5.14. Inicio del tramo subterráneo.

Figura 5.15. Inicio del tramo subterráneo.

La Figura 5.16, 5.17 y 5.18 se observa el área por donde se construirá el tramo subterráneo al interior del parque hasta llegar a la calle Machuca, donde se añadiría un poste para soportar la transición aéreo-subterráneo.

Figura 5.16. Tramo subterráneo

Figura 5.17. Tramo subterráneo

121

Figura 5.18. Ubicación poste

En la Figura 5.19 se aprecian los postes que resultarían enlazados por el nuevo tramo aéreo de red primaria.

Figura 5.19. Incremento del tramo aéreo

Para completar el objetivo será necesario realizar actividades que complementen lo propuesto, como: colocar equipo de seccionamiento, para abrir la red primaria situada en la calle Chasqui entre las calles Galte y Barba, así como también la línea ubicada en la Av. 5 de Junio entre las calles Barba y Necochea, con el fin de realizar la transferencia de carga de un ramal a otro. Ver Figura 5.20

122

Figura 5.20. Red primaria donde se colocarán los equipos de seccionamiento.

5.4.2 CAMBIO DE CONDUCTOR Después de realizar los cambios antes mencionados en la topología de la red primaria, se consideró que además sería necesario reforzar las secciones existentes que presentan distintos calibres y tipos de conductor (Ver Figura 5.21), la nueva repartición de demanda es mayor que para la que fue diseñada esa sección de red primaria. La alternativa de crear solo el nuevo ramal repercutió en las pérdidas de los conductores por el Efecto Joule, ya que, las pérdidas son directamente proporcionales a la corriente y a la resistencia (Ver ecuación 2.5); la cantidad de corriente se puede disminuir aumentando ramales porque la demanda de la carga no se puede modificar mientras que la resistencia está definida por el calibre del conductor.

Figura 5.21. Tipo y calibre del conductor existente que conforman el ramal propuesto.

123 Se determina el calibre del conductor necesario para el requerimiento de demanda propuesto, sin que hayan excesivas pérdidas y las caídas de voltaje disminuyan en función de los kVA que serían parte del ramal y el voltaje de servicio (6.3 kV) estableciendo la corriente que circularía por el mismo, con la expresión 5.1 y 5.2.

S   3  V   I   

(5.1)

Donde: S = Potencia aparente (kVA). V = Voltaje (V). I = Corriente (A)

 I    I  

S  3  V  3,613 (kVA) 3  6.3 (kV )

 

(5.2)

 I   331( A)

Para esa corriente y según la Tabla 2 “Characteristics of Aluminum Conductors, Hard Drawn, 61 Per Cent Conductivity”10, el conductor que tiene la capacidad para

transportar 331 A es el # 4/0 A.W.G. Luego de simular la alternativa de mejoras propuesta para reducir las pérdidas en el primario se detallan a continuación los resultados obtenidos comparados con el estado actual que presenta el primario en cuanto a niveles de carga, caídas máximas de voltaje y pérdidas. Ver Tabla 5.5 y el Anexo 12 presenta el reporte completo de la corrida de flujo.

124 Tabla 5.5. Tabla comparativa entre el estado actual y el propuesto del primario 04D. Nombre Nodo ID

Esquema

Caída de Voltaje (%)

Av. Rodrigo de Chavez -

Actual

2.5

Galte

Propuesto

2.0

Machuca 3

Actual

2.7

Propuesto

1.9

Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo Actual

3.1

de Chavez

2.1

Av. 5 de Junio - Barba

Nombre Línea ID Pedro de Alfaro Eplicachima 3 Jambeli Av. 5 de Junio 3

Nombre Línea ID Prim. Pedro de Alfaro Prim Galte 2 Prim. Jambeli Prim. Av. 5 de Junio 3

Propuesto Actual

3.3

Propuesto

2.6

Esquema

Carga de la Línea (%)

Actual

45.4

Propuesto

19.5

Actual

34.4

Propuesto Actual Propuesto Actual Propuesto

Esquema

4.1 28.2 6.1 30.6 0.3

Pérdidas (%)

Actual

0.15

Propuesto

0.06

Actual Propuesto

0.03 0.003

Actual

0.12

Propuesto

0.03

Actual Propuesto

0.11 0.001

En la Figura 5.21 se muestra el esquema propuesto para obtener una reducción en las pérdidas técnicas en porcentaje del 14% y a continuación se calcula la relación Beneficio - Costo de la construcción de las mejoras para determinar si conviene o no que la Empresa Eléctrica Quito S.A. decida ponerlas en práctica.

125

Figura 5.21. Esquema propuesto del primario 04D modelado en el FeederAll.

126

5.4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA PROPUESTA PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS La propuesta de mejora como se especificó está conformada por dos etapas, la construcción de nuevos tramos y el cambio de conductor, estas acciones tienen un costo, por lo tanto, es necesario analizar el costo / beneficio de la ejecución del proyecto y establecer su rentabilidad mediante la comparación de los costos previstos con los beneficios esperados en la realización del mismo. La inversión económica para la realización del proyecto viene establecida por ciertos costos (Ver Tabla 5.6), los

precios referenciales utilizados en el estudio fueron

proporcionados por el personal de la Empresa, Departamento de Estudios de Distribución, sección Planeamiento y Estudios. Tabla 5.6. Costos de Inversión 16. De scri pción (usd) Materiales

9,282.33

Mano de Obra

2,784.70

 Administración, ingeniería ingeniería y estudios es tudios

Total

1,113.88 13,180.91

El rubro de materiales está conformado por los ítems que detalla la Tabla 5.17, los cuales se determinaron en función de los parámetros requeridos por la sección de Planeamiento y Estudios para la construcción de este tipo de proyectos, con relación al plan de reforzar el conductor en las secciones ya existentes del primario se considera utilizar las mismas estructuras y únicamente cambiar el tipo de conductor.

Precios de materiales y mano de obra fueron tomados de la base de datos del DISREQ_2009, establecidos por el departamento de la Dirección Financiera de la EEQ S.A. 16

127 Tabla 5.17. Costos de materiales15. Materiales Ite m (usd) Conductores

4,620. 00

Estructuras

1,352. 31

Equipo de Seccionamient o Materiales Materiale s par para a construcción subterranea

2,141. 46 1,168.56

Total

9,282.33

Los costos de mano de obra fueron calculados como el 30% del valor de los Materiales y el costo de Administración, Ingeniería y Estudios se establece en el 12%, dentro de estos rubros se encuentran inmersos valores como: movilización de materiales, de personal, obras civiles, combustible. Se cobra por Transporte únicamente cuando el lugar donde se quiere construir es inaccesible. Estos porcentajes son con los que trabaja el DISREQ. La inversión necesaria para realizar las mejoras en el alimentador primario 04D tiene un valor de 13,180.91 dólares al año 2009. Con este proyecto se obtiene una reducción en las pérdidas en potencia y de energía, por consiguiente es necesario establecer el costo que representa cada uno de estos factores, porque la Empresa dejaría de facturar por esos valores, que a su vez están definidos por las condiciones de operación del sistema de distribución de la EEQ S.A. La Tabla 5.8 tabula los valores de pérdidas en potencia y energía.

Tabla 5.8. Reducción de pérdidas en potencia y de energía con las mejoras en el primario 04D.

Potencia (kW)

Descripción

Energía (kWh)

Pérdidas es quema original

 

76.01

334,708.06

Pérdidas es quema propues to

 

65.33

287,680.27

Reduc c ión de pérdidas

 

10.68

47,027.79

128 El ahorro que representa para la Empresa la reducción de pérdidas en el alimentador primario 04D es del 14% tanto en potencia como en energía y para calcular el costo del ahorro se considera el precio referencial de potencia de 5.7 dólares kW-mes y el de energía de 6 ctvos/kWh, estos precios pueden llegar a variar según el modelo de mercado que rija a los contratos que la Empresa tiene con las Empresas Generadoras, la Tabla 5.9 detalla estos valores. Tabla 5.9. Ahorro anual en potencia y energía.

Descripción

(usd)

Costo de potencia

730.44

Costo de energía

2,998.49

Total

3,728.94

Para saber el valor presente del ahorro anual de potencia y energía se considera que la vida útil del proyecto será de 10 años, con una tasa de interés de 10%. Con los datos aplicamos la expresión 5.3 para determinar el valor presente requerido.

 1  i n  1 VP    A     n 1 1    i   

(5.3)

Donde: VP = Valor presente de dinero  A = Anualidad i  = Tasa de interés

n  = Número de años de vida útil del proyecto

Luego de realizar el cálculo con los datos que intervienen en el proceso se determinó que el valor presente para ese ahorro anual es de 19,736.79 dólares. El análisis beneficio / costo del proyecto considera el valor presente del beneficio obtenido, que sería el ahorro en dólares de la potencia y energía, así como también el costo de la inversión para saber si la rentabilidad del proyecto es aceptable o no para la

129 Empresa y tomar la decisión de ejecutar el proyecto. Se determina con la expresión 5.4.

 B C 



VB VC 

 

(5.4)

Donde: B/C = Análisis beneficio costo VB = Valor presente del beneficio VC = Valor presente del costo de inversión

El análisis beneficio / costo resultante para este proyecto es de 1.74, lo que quiere decir es que, el cambio de conductor y construcción de secciones de red primaria es rentable, pues por cada dólar que la Empresa invierte en el proyecto, está obtiene 1.74 dólares de beneficio. El Anexo 13 detalla la información referente a los precios unitarios de los materiales que son parte de la obra.

130

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES 

Para conseguir desagregar las pérdidas técnicas en los compontes que conforman el sistema de distribución de la EEQ S.A., se analizó en detalle la operación de cada elemento considerando las características particulares de cada uno, los procedimientos propuestos en este proyecto aprovechan

la

información disponible en las bases de datos de la Empresa, la misma que ha sido ordenada y recopilada por varios años. 

La metodología desarrollada toma como base la información obtenida de los registros de carga realizados en los distintos niveles de tensión, ya que, las demandas registradas de los subsistemas muestran todas las variaciones de la carga producidas en los diferentes intervalos de medición, reflejando así comportamientos de consumo. Además, emplea la información de la red que contiene el GIS



El factor de pérdidas depende de la forma de la curva de demanda de la carga y es independiente de la magnitud de la demanda máxima y de la demanda de pérdidas.



Para determinar las pérdidas resistivas en los alimentadores primarios es necesario la utilización de un programa computacional que facilite el análisis del sistema, a través de la modelación de las cargas a demanda máxima,

131 permitiendo así conocer las condiciones de operación con los resultados de las corridas de flujo.



La metodología propuesta desarrolla un procedimiento particular para cada componente del sistema de distribución de la EEQ S.A., considerando las características y condiciones de operación que reflejan cada uno de ellos, obteniendo así mayor precisión en los cálculos.



La reducción de pérdidas técnicas en el presente proyecto pretende establecer procedimientos que aprovechen los conceptos de ingeniería de distribución, para que los resultados obtenidos sean coherentes con la realidad del sistema que maneja la Empresa.



El análisis realizado en el primario 04D no solo sirve para disminuir las pérdidas técnicas sino también para mejorar las condiciones operativas del primario, relacionadas con el nivel de carga de las líneas primarias y los perfiles de voltaje.

6.2 RECOMENDACIONES 

Debido al continuo crecimiento del sistema de distribución de la EEQ S.A., se recomienda la permanente actualización de las bases de datos que maneja la Empresa no solo por el personal encargado de la información, sino por parte de todos los usuarios, a través del reporte sistemático de las diferencias encontradas con la realidad y de los cambios que se realizan.



Los registros de carga deberían utilizar intervalos de medición de 5 minutos, ya que así, se logra satisfacer los requisitos de registros de calidad del servicio que son exigidos cada 10 minutos y los registros de demanda que son realizados con un intervalo de integración de 15 minutos.

132



Todos los registros que han sido debidamente validados deben formar parte de una base de datos de curvas de carga por transformador de distribución, para obtener factores de pérdidas que mejoren los valores obtenidos en el presente proyecto.



En el caso particular de las redes secundarias es necesario que la Empresa trabaje en la relación usuario  – poste, para que las modelaciones de los circuitos secundarios en la herramienta computacional, repartan la demanda máxima registrada de cada fase en función de la energía total facturada por poste.



En el caso de contadores de energía es necesario que el personal de la Empresa encargado de las bases de datos, agregue la información para distinguir los contadores electromecánicos de los electrónicos porque los valores de pérdidas son diferentes.



El cálculo mensual de pérdidas presenta errores, pues se obtiene por diferencia entre dos valores no comparables, el primero proviene de la energía facturada que se obtiene a diferentes fechas pues las lecturas se rigen a las rutas de lectura que se encuentran afectadas por feriados y fines de semana, el segundo depende de la información obtenida de los equipos registradores programados desde 00:00 del primer día de cada mes hasta las 24:00 del último día del mes. Por tanto no se recomienda considerar valores de pérdidas mensuales, sería mejor generar valores por mes con base en años móviles.



Es importante que el personal encargado del cálculo de las pérdidas técnicas de la empresa optimice los recursos personales y computacionales, para dedicarse a planificar propuestas que permitan la reducción y control de las pérdidas técnicas en los diferentes componentes del sistema de distribución.

133

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Distribution Conference, New Orleans 1999. [3]

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Oxford University Press, México, D.F. 2006. [5]

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Catálogo Hexing Electric

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134 [10]

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Informe Final del Convenio de Cooperación Técnica EEQ S.A.  –  OLADE, “Metodología para la Estimación de la Demanda Residencial para la EEQ S.A. ”.

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Precios de materiales y mano de obra fueron tomados de la base de datos del DISREQ_2009, establecidos por el departamento de la Dirección Financiera de la EEQ S.A.

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RIOFRIO CARLOS, Apuntes de Sistemas de Distribución, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, EPN.

[18]

LUCIO MIGUEL, Apuntes de Construcción de Redes Eléctricas, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, EPN.

[19]

CAÑAR SANTIAGO, Proyecto de Titulación: “Calculo detallado de pérdidas en

Sistemas Eléctricos de Distribución aplicado al alimentador Universidad perteneciente a la Empresa Eléctrica Ambato Regional Centro Norte S.A.”,

135 Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería Eléctrica y Electrónica, Quito 2007.

[20]

COYAGO NUVIA, Proyecto de Titulación: “Reconfiguración del Sistema de

Distribución de la EEQ por el crecimiento de la demanda en el sector Belisario Quevedo de Quito”, Escuela Politécnica Nacional, Facultad de Ingeniería

Eléctrica y Electrónica, Quito 2006. [21]

Catálogo Ecuatran: www.ecuatran.com/index.asp?idioma=sp

[22]

Catálogo Magnetrón: www.magnetron.com.co/

[23]

Catálogo Inatra.

LISTADO DE ANEXOS ANEXO 1:

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DESAGREGADOS POR

ESTRATOS DE CONSUMO.

ANEXO 2:

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN SELECCIONADOS PARA EL

CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS.

ANEXO 3:

INCIDENCIA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA

EEQ. POR TIPO, POTENCIA NOMINAL Y FABRICANTE.

ANEXO 4:

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN

POTENCIA Y ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.

ANEXO 5:

RESULTADOS DE PÉRDIDAS PARA REDES MONOFÁSICAS Y

TRIFÁSICAS.

ANEXO 6:

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN

POTENCIA Y ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS.

ANEXO 7:

INSTRUCTIVO PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN

POTENCIA Y ENERGÍA EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO.

ANEXO 8:

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA

EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

ANEXO 9:

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTES EN EL

 ALIMENTADOR PRIMARIO 04 PERTENECIENTES A CLIENTE Y A LA EMPRESA.

ANEXO 10: REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA COMPLETO.

ANEXO 11: REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA REDUCIDO.

ANEXO 12: REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA PROPUETO PARA REDUCIR PÉRDIDAS.

ANEXO 13: PRECIOS UNITARIOS DE LOS MATERIALES UTILIZADOS EN LA PROPUESTA DE MEJORAS PARA EL ALIMNETADOR PRIMARIO 04D.

ANEXO 1 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN DESAGREGADOS POR ESTRATOS DE CONSUMO. Es trato

E (0 -100)

D (101 -150)

C (151 - 250)

B (251 - 350)

 A (351 -500)

>500

N° Trans f.

Potencia (kVA)

100589

37.5

88

0.20

0.18

0.11

63%

5

monofásica

165081

75

79

0.13

0.29

0.12

5%

4

trifásica

110996

75

98

0.33

0.34

0.23

57%

59

trifásica

34030

15

117

0.68

0.24

0.18

62%

5

monofásica

kWh/mes

Factor de utilización

Factor de carga

Factor de pérdidas

% Pérdidas

# usuarios considerados

Red

162518

100

148

0.29

0.42

0.21

70%

16

trifásica

162517

112.5

139

0.29

0.38

0.19

59%

21

trifásica

103051

37.5

102

0.37

0.32

0.20

39%

23 monofásica

19303

75

115

0.37

0.40

0.23

30%

28

trifásica

32505

25

139

0.96

0.37

0.19

30%

30

monofásica

163386

125

121

0.28

0.43

0.26

47%

47

trifásica

105560

75

115

0.32

0.24

0.24

15%

50

trifásica

31968

50

127

0.66

0.22

0.22

30%

59

monofásica

31196

50

124

0.65

0.48

0.28

43%

63

monofásica

105561

75

111

0.50

0.36

0.27

13%

69

trifásica

34495

50

147

1.08

0.47

0.29

45%

70

monofásica

31195

50

121

0.75

0.43

0.28

11%

78

monofásica

19055

100

142

0.46

0.45

0.27

18%

85

trifásica

35274

50

124

0.91

0.52

0.30

31%

89

trifásica

34218

75

136

0.68

0.43

0.24

22%

91

trifásica

14461

112.5

137

0.54

0.43

0.24

11%

116

trifásica

24179

125

127

0.48

0.52

0.35

27%

133

trifásica

6761

75

117

0.81

0.49

0.30

14%

149

trifásica

14334

150

136

0.66

0.51

0.31

21%

218

trifásica

32504

25

218

0.43

0.28

0.15

21%

9

monofásica trifásica

162519

150

181

0.15

0.46

0.25

50%

26

19230

37.5

161

0.69

0.53

0.30

36%

37 monofásica

32670

45

193

0.60

0.61

0.31

18%

52

trifásica

31197

50

157

0.70

0.42

0.29

27%

62

monofásica

37810

50

155

0.68

0.49

0.30

27%

63

monofásica

34207

75

161

0.73

0.40

0.26

18%

77

trifásica

17170

45

165

0.99

0.50

0.31

13%

86

trifásica

14186

100

152

0.48

0.48

0.29

21%

154

trifásica

73354

150

160

0.37

0.55

0.36

32%

120

trifásica

4013

75

152

0.83

0.50

0.32

5%

122

trifásica

34208

75

159

0.82

0.51

0.36

8%

131

trifásica

34052

75

265

0.21

0.24

0.09

66%

4

trifásica

101120

125

260

0.26

0.63

0.15

82%

9

trifásica

32031

112.5

295

0.30

0.37

0.17

14%

28

trifásica

115659

125

324

0.34

0.40

0.19

16%

33

trifásica

17384

100

334

0.53

0.49

0.26

35%

36

trifásica

13855

125

350

0.42

0.56

0.25

34%

45

trifásica

19071

75

258

0.51

0.46

0.26

4%

47

trifásica

19495

75

275

0.82

0.41

0.32

3%

64

trifásica

25615

150

382

0.40

0.52

0.32

75%

6

trifásica

3355

75

354

0.27

0.49

0.21

41%

12

trifásica

21705

160

412

0.17

0.41

0.22

4%

18

trifásica

16758

100

407

0.69

0.47

0.23

21%

46

trifásica

4996

45

364

0.96

0.63

0.26

11%

50

trifásica

19474

250

459

0.23

0.64

0.28

13%

56

trifásica

10989

300

456

0.37

0.61

0.33

34%

77

trifásica

31572

50

1141

0.48

0.28

0.12

83%

1

monofásica

162002

100

1550

0.70

0.25

0.15

69%

1

trifásica

27578

100

3451

0.75

0.33

0.27

70%

1

trifásica

10993

125

681

0.42

0.41

0.22

69%

7

trifásica

22485

100

542

0.21

0.49

0.27

58%

9

trifásica

22406

200

804

0.18

0.47

0.28

5%

12

trifásica

164297

160

629

0.22

0.52

0.28

28%

15

trifásica

13502

50

585

0.60

0.52

0.29

9%

16

trifásica

32701

100

1006

0.90

0.54

0.32

4%

34

trifásica

17354

200

723

0.44

0.50

0.32

16%

38

trifásica

ANEXO 2 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN SELECCIONADOS PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS. Trafo

Potencia (kVA)

# de usuarios

kWh mes

considerados

usuario

# de Postes

Red

Propietario

Estrato E (0 - 100) 100589

37.5

5

88

4

monofásica

Cliente

110996

75

59

98

8

trifásica

C liente

25

30

139

7

monofásica

Normal

37.5

23

102

8

monofásica

Cliente

31195

50

78

121

15

monofásica

Normal

35274

45

89

124

17

trifásica

Normal

6761

75

149

117

15

trifásica

Normal

19055

100

85

142

14

trifásica

Normal

14461

112.5

116

137

19

trifásica

Normal

32504

25

9

218

4

monofásica

Normal

19230

37.5

37

161

7

monofásica

Normal

37810

50

63

155

23

monofásica

Normal

34207

75

77

161

12

trifásica

Normal

17170

45

86

165

16

trifásica

Cliente

34208

75

131

159

22

trifásica

Normal

14186

100

154

152

14

trifásica

Normal

19071

75

47

258

7

trifásica

Normal

32031

112.5

28

295

7

trifásica

Normal

45

50

364

7

trifásica

Normal

100

46

407

11

trifásica

Normal

50

16

582

9

trifásica

Normal

Estrato D (101 -150) 32505 103051

Estrato C (151 - 250)

Estrto B (251 - 350)

Estrato A (351 - 500) 4996 16758

>500 13502

ANEXO 3 INCIDENCIA DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN EN LA EEQ. POR TIPO, POTENCIA NOMINAL Y FABRICANTE -

TRANSFORMADORES MONOFÁSICOS Potencia nominal (kVA) 10 15 25 37.5 50 Otras Potencias Total

Porcentaje con relación al número total de Transf.

# de Transf. 2,157 3,333 4,892 4,027 2,140 754 17,303

Potencia nominal (kVA)

12% 19% 28% 23% 12% 4% 100%

Marca ECUATRAN MAGNETRON

10

M. G. EDISON Otras marcas Total ECUATRAN MAGNETRON RYMEL Otras marcas

15 Total

ECUATRAN RYMEL MAGNETRON Otras marcas

25 Total

ECUATRAN MAGNETRON Otras marcas

37.5 Total

Potencia del grupo (kVA) 21,570 49,875 122,300 151,013 107,000 15,551 467,308

# Transf. 1,211 163 118 665 2,157 2,241 209 150 733 3,333 3,455 259 280 898 4,892 2,964 318 745 4,027

Porcentaje del grupo sobre la potencia total 5% 11% 26% 32% 23% 3% 100%

Porcentaje con relación al número total de Transf. 56% 8% 5% 31% 100% 67% 6% 5% 22% 100% 71% 5% 6% 18% 100% 74% 8% 19% 100%

-

TRANSFORMADORES TRIFÁSICOS Potencia nominal (kVA) 45 50 75 100 112.5 125 150 200 250 300 500 Otras Potencias Total

Potencia nominal (kVA)

45

50

75

100

# de Transf. 1,459 1,596 2,916 1,107 722 774 447 260 220 262 173 2,642 12,578

Porcentaje con relación al número total de Transf. 12% 13% 23% 9% 6% 6% 4% 2% 2% 2% 1% 21% 100%

Marca INATRA LE'TRANSFORMATEUR UNIAO TRANSUNEL ECUATRAN Otras marcas Total ECUATRAN INATRA MAGNETRON UNIAO RYMEL Otras marcas Total ECUATRAN INATRA UNIAO LE'TRANSFORMATEUR RYMEL MAGNETRON Otras marcas Total ECUATRAN CONVERSION MAGNETRON

Potencia del grupo (kVA) 65,655 79,800 218,700 110,700 81,225 96,750 67,050 52,000 55,000 78,600 86,500 428,913 1’420,893 

# Transf. 282 206 176 102 131 562 1,459 560 489 93 101 88 265 1,596 555 747 235 185 108 130 956 2,916 268 65 60

Porcentaje del grupo sobre la potencia total 5% 6% 15% 8% 6% 7% 5% 4% 4% 6% 6% 30% 100%

Porcentaje con relación al número total de Transf. 19% 14% 12% 7% 9% 39% 100% 35% 31% 6% 6% 6% 17% 100% 19% 26% 8% 6% 4% 4% 33% 100% 24% 6% 5%

Potencia nominal (kVA)

Marca

100

Otras marcas Total INATRA ECUATRAN CONVERSION SIEMENS Otras marcas

112.5 Total

INATRA ECUATRAN SIEMENS CONVERSION MAGNETRON Otras marcas

125

Total

# Transf. 378 1,107 210 83 66 60 303 722 341 123 70 61 40 139 774

Porcentaje con relación al número total de Transf. 34% 100% 29% 11% 9% 8% 42% 100% 44% 16% 9% 8% 5% 18% 100%

ANEXO 4

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN POTENCIA Y ENERGÍA EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

CODIGO: DD.CPT.751.IN.07

ANEXO 5 -

RESULTADOS DE PÉRDIDAS PARA REDES MONOFÁSICAS Transformadores Monofásicos

N° Trafo

Potencia (kVA)

# de usuarios considerados

Demanda máxima(kW)

# de Postes

Demanda unitaria diversificada (kW)

P ér d. Po te nc ia (kW )

% Pé rd . P ot enc ia

 Estrato E 100589

37.5

5

4

7.31

1.46

0.014

0.19%

Estrato D 32505

25

30

7

23.30

0.78

0.35

1.50%

37.5

23

8

13.86

0.60

0.059

0.43%

50

78

15

36.16

0.46

0.407

1.13%

32504

25

9

4

10.39

1.15

0.022

0.21%

19230

37.5

37

7

24.46

0.66

0.179

0.73%

37810

50

63

23

32.19

0.51

0.282

0.88%

103051 31195

Estrato C

-

RESULTADOS DE PÉRDIDAS PARA REDES TRIFÁSICAS Transformadores Trifásicos

N° Trafo

Potencia (kVA)

# de usuarios

# de Postes

considerados

Demanda

Demanda unitaria

máxima(kW)

diversificada (kW)

Pérd. Potencia (kW)

% Pérd. Potencia

 Estrato E 110996

75

59

8

24.14

0.41

0.114

0.47%

35274

45

89

17

38.91

0.44

0.268

0.69%

6761

75

151

15

58.98

0.39

1.831

3.11%

Estrato D

19055

100

85

14

43.66

0.51

0.453

1.04%

14461

112.5

116

19

57.90

0.50

0.816

1.41%

Estrato C 17170

45

86

17

43.46

0.51

0.399

0.92%

34208

75

139

23

59.29

0.43

0.683

1.15%

34207

75

77

12

53.51

0.69

0.582

1.09%

14186

100

154

14

74.40

0.48

0.309

0.42%

19071

75

47

7

3 3.69

0.72

0.274

0.73%

32031

112.5

28

7

37.41

1.34

0.179

0.53%

Estrato B

Estrato A 4996 16758

45

49

8

40.66

0.83

0.227

0.56%

100

46

11

68.29

1.48

0.694

1.02%

50

16

8

2 9.73

1.86

0.288

0.97%

Estrato >500 13502

ANEXO 6

INSTRUCTIVO PARA CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN POTENCIA Y ENERGÍA EN REDES SECUNDARIAS

ODIGO: DD.CPT.751.IN.07

ANEXO 7

INSTRUCTIVO PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDAS TÉCNICAS EN POTENCIA Y ENERGÍA EN EL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO

CODIGO: DD.CPT.751.IN.09

ANEXO 8

DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO S.A.

   9    O    X    E    N    A

   4    0    O    I    R    A    M    I    R    P    R    O    D    A    T    N    E    M    I    L    A    L    E    N    E    S    E    T    N    E    T    S    I    X    E    N     Ó    I    C    U    B    I    R    T    E    S    I    T    D    N    I    E    E    D    L    S    C    E    A    R    S    O    E    D    T    A    N    M    E    I    R    C    O    E    F    N    S    E    N    T    A    R    R    E    T    P

  -

  o   o    t    l    l    i    i   c   a   e   r   a   n    i   a   s    P   m    l   o   a    C    E   n    i    L   o    M    i    L   c  .    A   a    t    i    C    T    b    C    E   a    D    H   o    t   n   u    j   n   o    C _   F    P    N

  s   a   a   a    i   n   a   r   a   z   o   s   e   r   o   o   e   z   s   r   c   r   v    i   o   d   u    l   r   n   r   z   a   g   e    d    S   o   a   e   a   u    l   m   r   a    é   e   g   a   e   s    d    l    t   c   g   o   a    i   o   r   v    i   n    i    P    U    l    d   o    h    t   s    A    i   e    b   d   a    l   n    d   a   m   a   a   o   g   e   m   a    C   C   u    h    t   a   m   c    t    i   s   a   c    S    i   s   S    d   r   n   u    i   s    M   i   o   n    l    h   i    L   a   z    b    i   r    l   o   o   a    L    C  c   c   u    é    M   e   a   r   s    i   a    i    M   í   e   e    f    i    J   a   n   u   s   o    d    i    F   c   n   s    l  .    d   o   r   n    i   r   o   e   a   e    l    b    J    t    l    E   a   e    t   r   p    J   x   n   n   r  .   a   g   e   s   r   e   e    U   M   t   e    E   n    i    T   c    F   a   d    S    i   o    i    B   e   e   o   v   r    i   c    i   a    d    i   o    i    d    f   e   c    i   s    i   a    f    S   g   o    d    l   e    i   e   c    l   p    i    d    E   g   r   o    I   n    E   e    í    l    C   u    C    C

  a   e    l   r    l   o    l   a    f   a   c   a    l    l    i    b    V    i   m   a    h    í   r    C   a   e    M   d    l   a    t    t   n   a   a   r   o    S    P  .  .    C  .    H  .    C   C

   P    P    P    P    P    N   N   N   N   P    P    P    P    P    P    N

   O    A    P    I   R    T   T

   E    E    E    E    E    E    E    E    E    E    E    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    N   N   N   N   N   N   N   N   N   N   N    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    L    C   C   C   C   C   C   C   C   C   C   C

   E    E    E    E    E    T    T    T    T    T    N   N   N   N   N    E    I    E    I    E    I    E    I    E    I    L    L    L    L    L    C   C   C   C   C

   3    3    3    3    3    1    1    3    3    3    3    1    3

   3    3    3    3    3

   3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6

   3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    6    6    6    6    6

 .    L    A    A    N   N   L    A    A    N   T   R   G    O   L    S    A   A   U  .    E    R   R   A    O   E    R   M   E    T    T    L    N    L    R   M    E    T    T    R  .    N    E    A    E    U    E    T   R   E    A    U   A    A    T    R    T    C   A   O    S    N    S    A    E    M   N    N    A    I    I    I    N    I    N    E    U   F    N    U   N   N    C    I    A    A    M   C   S    C   G    R    R    R    E   N    E    A    A    T    T    A    M    M    R    T    '    E    L    0    0    5    0    0    5    5    0    0    0    0    5    5    7    0    5    2    2    3    5    0    3    2    7    O    L    3    0    2    4    3    N

   Y    O   A    L    N    R   M   R   E    A    E    L    T    M   R    V    E    A    Y    T    O   N    I    R   A    I    N    U    B      C    N    E    W    O    R    B

_   P    O    O    P    I   R    T   P

   E    E    T    T    N   N    E    I    E    I    L    L    C   C

_    O    S    R    E    E   S    A    M    F    U    N

   E    J    A    T    L    O    V

_   A    N    I    A    V   M    k    S   A    E   R _    U    O    T    G    I   C    U    D    R    O    T    C _   A    O    S    R    E    E   R    P    M    U    M    E    N

   0    0    0    0    5    5    3    3    5    2    2    1

   0    0    3   -    0    4    2      T    1      N   1    T    M    N    S

   5    0    0    5    5    0    0    0    0    5    5    5    3    7   -    2   -    2   -    3   -    5   -    0   -    2   -    7     -    0    4    3    4    3    3    8    4    4    3    1       -    1    T    T    T    T    T    1    T    T    4    1   -    N   N   N   N   N   -    N   N   T    N    1    T    1    N   T    M   M   M   M   M   T    M   M   M    N    S    N    S    S

   0    0    0    0    5    5   -    3   -    3   -    5    2    4    4    4    2   -    1      4    T    T    T    1      N   N   N   1    T    M   M   M   T    N    N   M    S

   5    6    5    2    1    4    3    6    1    2

   3    4    6    4    5    5    4    7    1    4    5    1    3    1    7    1    6    5    8    1    7    9    1    1    9    1    0    4    3    1    4    3    3    6    0    1    1    5    0    9    3    3    3    1    1    0    1    0    1    0    3    1    1    1    1    3    1

   1    1    5    8    3    0    7    8    3    7    2    4    7    6    5    4    3    1    0    1    3    1    3    7    1    1    1

  s    l   a   e    i   s   r   e   e    t   n    i   s   e    i   n    M   M   o   r   a   m    t   r    i    l    i   e    l    l    i    M   u   a    G   i   c    i    l   o    P

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   1    3    3    3

   3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6

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   5  .    0    0    0    7    3    3    3    3

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 .    7    7    3    7    O    L    3    9    1    1    0    4    3    N _   A    N    I    A    V   M    k    S   A    E   R _    U    O    T    G    I   C    U    D    R    O    T    C _   A    O    S    R    E    E   R    P    M    U    M    E    N

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 .  .    4    2    1    7    5    3    O   L    4    4    2    2    0    1    1    1    2    N   A    1    1 _    N    A   I    V     k    M    T    S    A    E    R _    O   U    T    G    I    C    D   U    O   R    C

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   3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6    6

 .  .    N    N    N    O  .    A    R    R    A    N    Y    N    R    A  .    E    R  .    N  .    A    E  .    L    L    L    G    I    E  .    A  .    O    O    O    D    G    K  .    S    U    G  .    A    G  .    R    S    G  .    E  .    S    U    U    R    A    R    L    U    I    E    N    N    P    I    I    I    I    T    U    E    T    E    E    E    E    E    E    E    E    A  .    V    O    R    R  .    U  .  .  .  .  .    S    S    S    C    V    S    T    T    T    T    A    U    U    T    A    H    T    O    T    A    O    R    R    O    A    R    A    A    I    O    S    A    O    M   R    C    N    H    A    S    S    N    A    H    A    A    A    A    I    E    E    E    L    M   M    U    B    N    N    G    M    U    G      M    V    V    V    N    E    A    A    C    C    N    O    R    R    N    N    N    N    N    D    R    R    I    O    I    R    R    E    E    C    O    O    O    T    F    T    T    T    O    O    O    S    W    F    F    F    S    S    S    C    C    C    E    S    S    S    O    E    E    D    N    N    N    R    N    W   A    W    B    A    A    A    R    R    R    R    A    T    T    '    T    T     '     '    E     '    S    E    E    E    E    L    L    L    L    A    5    5    0    0    0    0    0    5    0    0    0    5    0    5    0    5    0    5    5    5    5    5    5    5    5    5    5

 .    5    2    0    1    3    7    7    4    4    4    2    4  .    4    4    5    2    6    3    5    2    O   L    7    1    3    9    5    0    2    3    1    1    4    1    1    N   A    1    1 _    N    I    A    V     k    M    T    S    A    E    R _    O   U    T    G    I    C    D   U    O   R    C

   5    5    0    0    0    0    0    5    0    0    0    5    0    5    0    5    5    5    5    5    5    5    5  .    0    5  .    5    5    5    2    0    1    7   -    1   -    3   -    9   -    5   -    0   -    6   -    3   -    5   -    2    5   -    2   -    3   -    7   -    7   -    4   -    4   -    4   -    2   -    4   -    2    4   -    4      3    1    1    4    4    3    4    4    4   -   -    8    4    4    4    1    3   -   -    3    4    4    4    8    4    4    3    4    1    6    4    1    1    T    T    T    T    T    1    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    T    4    1    1   -    T    N    N    N    N   -    N   -   -    N    N    N    N    N    N    N    N    N   -    N    N    N    N    N    N    N    1    4    4    1    1    T    M   M   M   M   M    N    M   M   M   M   T    M   T    T    M   M   M   M   M   M   M   M   M   T    N    N    M   M    N    M    N    N    S    S    S    M    M

_    O   A    S    R   E    E    R    M   P    U   M    N   E

   7    7    8    0    5    3    8    9    6    8    9    7    9    2    8    9    1    0    6    0    7    6    7    3    1    0    5    7    4    4    2    3    0    0    1    5    5    7    6    6    1    1    5    5    3    2    1    9    8    5    2    3    6    4    7    0    6    6    3    0    3    0    6    3    8    3    5    4    3    3    3    8    1    0    7    6    7    2    3    2    5    2    5    0    0    0    5    0    0    1    3    7    3    0    1    8    3    3    2    3    0    7    3    3    1    3    4    3    3    1    1    7    7    2    1    0    0    0    7    3    7    1    4    2    2    7    7    2    7    1    1    0    1    9    6    9

   E    L    L    A    T    E    D

_    F    N    P    N    P    N    O   A    P    I    R    T    T    P    O    R    P _    O    P    I    T _    O   S    R   E    E    S    M   A    U   F    N    E    J    A    T    L    O    V

   A    C    R    A    M

   A    A    A    A    A    S    S    S    S    S    E    E    E    E    E    R    R    R    R    R    P    P    P    P    M   M   M   M   P    E    E    E    E    M    E    1    3    3    3    3

   3  .    3  .    3  .    3  .    3  .    6    6    6    6    6

 .  .    R    L    N    G    E    E  .    G  .    O    E    N    T    R  .    E    E  .    G    T    A    M   E    A    A    I    N    W   N    G    A    M

   5    0    5    0

   2    3    O   L    1    5    2    1    N   A _    N    A   I    V     k    M    T    S    A    E    R _    O   U    T    G    I    C    D   U    O   R    C _    O   A    S    R   E    E    R    M   P    U   M    N   E

   0    9      4    T    N    M    5    0    5    0    0    1    3   -    5    2   -    9   -    1   -    4    3    2    T    1    T   -    4    T    N    N    1    M   T    N    M    N    M    S    1    3    6    1    5    9    5    6    9    4    3    2    4    7    7    3    5    2    0    0    1    1    4    7    1

ANEXO 10 REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA COMPLETO -

RESULTADOS EN LOS NODOS Nodo ID 13051039 13051038 11865126 10120471 930174 24879834 929795 24879833 930152 11076334 24862440 929704 929703 929701 11076363 930153 1 11856388 930253 13100901 930258 24870495 13035581 13035582 13035586 13035587 11076461 929916 11076509 930228 929697 929929 930244 12258185 12258187 12258186 12002696 12002707 12037140 902755

Voltage

Nombre

NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 0 0.002 0.005 0.019 0.279 0.366 0.366 0.368 0.369 0.373 0.374 0.374 0.374 0.377 0.377 0.372 0.372 0.368 0.888 0.892 0.974 1.193 1.312 1.377 1.484 1.493 1.497 1.704 1.997 2.113 2.169 2.232 2.401 2.498 2.519 2.534 2.536 2.618 2.647 2.657

kVLN 26.56 3.64 3.64 3.639 3.63 3.627 3.627 3.627 3.627 3.626 3.626 3.626 3.626 3.626 3.626 3.626 3.626 3.627 3.608 3.608 3.605 3.597 3.592 3.59 3.586 3.586 3.586 3.578 3.567 3.563 3.561 3.559 3.553 3.549 3.548 3.548 3.548 3.545 3.544 3.543

PU 1 1 1 1 0.997 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.996 0.991 0.991 0.99 0.988 0.987 0.986 0.985 0.985 0.985 0.983 0.98 0.979 0.978 0.978 0.976 0.975 0.975 0.975 0.975 0.974 0.974 0.973

 Angulo (deg) 0 -0.001 -0.002 -0.01 -0.158 -0.207 -0.207 -0.208 -0.209 -0.209 -0.209 -0.209 -0.209 -0.209 -0.209 -0.209 -0.209 -0.208 -0.509 -0.509 -0.559 -0.688 -0.698 -0.715 -0.743 -0.745 -0.747 -0.817 -0.918 -0.958 -0.982 -0.988 -1.003 -1.011 -1.013 -1.014 -1.015 -1.022 -1.024 -1.025

Nodo ID 902560 11213154 902473 2 902466 902695 902754 902760 902693 902690 13690845 902460 12037142 24915936 24770906 930162 930237 11860270 930238 11076637 930240 929684 930241 11076642 930158 929683 930227 930224 13073081 24028565 13561703 24028604 24028371 930222 11076524 930163 930160 11076604 24835745 24835741 24836322 13035580 929706 13212694 930269 13212688 930268 11076703

Nombre NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO

Voltage Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 2.683 2.688 2.691 2.691 2.688 2.686 2.686 2.662 2.665 2.67 2.67 2.671 2.649 2.655 2.498 2.19 2.248 2.254 2.285 2.288 2.322 2.327 2.323 2.326 2.33 2.335 2.138 2.151 2.153 2.164 2.165 2.175 2.175 2.199 2.2 2.2 2.203 2.204 2.208 2.211 2.209 1.193 1.236 1.263 1.277 1.277 1.323 1.394

kVLN 3.542 3.542 3.542 3.542 3.542 3.542 3.542 3.543 3.543 3.543 3.543 3.543 3.544 3.543 3.549 3.56 3.558 3.558 3.557 3.557 3.555 3.555 3.555 3.555 3.555 3.555 3.562 3.562 3.562 3.561 3.561 3.561 3.561 3.56 3.56 3.56 3.56 3.56 3.56 3.56 3.56 3.597 3.595 3.594 3.594 3.594 3.592 3.589

PU 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.974 0.973 0.975 0.978 0.978 0.977 0.977 0.977 0.977 0.977 0.977 0.977 0.977 0.977 0.979 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.988 0.988 0.987 0.987 0.987 0.987 0.986

 Angulo (deg) -1.026 -1.026 -1.027 -1.027 -1.026 -1.027 -1.027 -1.027 -1.027 -1.028 -1.028 -1.028 -1.025 -1.025 -1.011 -0.985 -0.991 -0.991 -0.995 -0.995 -0.999 -0.999 -0.999 -1 -1.001 -1.001 -0.96 -0.961 -0.962 -0.963 -0.963 -0.964 -0.964 -0.964 -0.964 -0.964 -0.965 -0.965 -0.965 -0.966 -0.965 -0.688 -0.715 -0.732 -0.74 -0.74 -0.768 -0.813

Nodo ID 930270 11076710 11076712 24846083 930151 930149 13212677 930212 24846460 930164 11076776 930217 930215 24846235 24846204 930210 929910 929944 930208 930207 11076840 24880188 13746673 11115521 11115523 913662 11115526 913663 11115528 11115535 11115539 24846699 11115546 11115556 11115620 24846780 11115702 908447 913903 11115728 11115731 11115793 23898598 913670 11115922 11115984 11115982 11115541

Nombre NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO

Voltage Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 1.445 1.45 1.452 1.513 1.513 1.513 1.524 1.552 1.776 1.776 1.777 1.777 1.881 1.956 2.001 2.012 2.134 2.185 2.19 2.248 2.308 2.47 2.47 2.47 2.483 2.493 2.493 2.494 2.501 2.517 2.524 2.542 2.544 2.542 2.603 2.637 2.651 2.652 2.664 2.668 2.668 2.681 2.683 2.641 2.654 2.667 2.667 2.525

kVLN 3.587 3.587 3.587 3.585 3.585 3.585 3.585 3.584 3.575 3.575 3.575 3.575 3.572 3.569 3.567 3.567 3.562 3.56 3.56 3.558 3.556 3.55 3.55 3.55 3.55 3.549 3.549 3.549 3.549 3.548 3.548 3.547 3.547 3.547 3.545 3.544 3.544 3.543 3.543 3.543 3.543 3.542 3.542 3.544 3.543 3.543 3.543 3.548

PU 0.986 0.985 0.985 0.985 0.985 0.985 0.985 0.984 0.982 0.982 0.982 0.982 0.981 0.98 0.98 0.98 0.979 0.978 0.978 0.978 0.977 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.975 0.974 0.974 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.974 0.973 0.973 0.973 0.975

 Angulo (deg) -0.845 -0.845 -0.845 -0.887 -0.887 -0.887 -0.894 -0.912 -1.057 -1.057 -1.058 -1.058 -1.126 -1.175 -1.204 -1.212 -1.293 -1.328 -1.331 -1.37 -1.41 -1.52 -1.521 -1.521 -1.527 -1.527 -1.53 -1.53 -1.531 -1.535 -1.536 -1.54 -1.541 -1.54 -1.547 -1.547 -1.547 -1.547 -1.547 -1.548 -1.548 -1.548 -1.548 -1.547 -1.547 -1.546 -1.546 -1.537

Nodo ID 3 11115511 913661 11115500 11115498 11114824 11114816 11114815 11114813 24880259 11114830 913681 11114868 11114913 11114933 11114925 11114948 11115050 11115059 11115099 913658 11115183 11115160 913858 11115159 11114951 11115223 11116078 913657 11115227 11115238 11115252 11115290 913671 24881590 24847085 908927 11078431 908924 908990 11339470 908621 908622 11528003 908879 24695612 908647 908449

Nombre NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO

Voltage Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 2.525 2.475 2.482 2.524 2.576 2.656 2.772 2.811 2.819 2.896 2.896 2.906 2.912 2.981 2.983 2.983 2.99 3.014 3.02 3.024 3.026 3.017 3.028 3.028 3.028 2.991 3.022 3.023 3.026 3.025 3.039 3.098 3.245 3.308 3.311 3.405 3.494 3.507 3.509 3.514 3.534 3.549 3.559 3.574 3.579 3.614 3.648 3.657

kVLN 3.548 3.55 3.55 3.548 3.546 3.543 3.539 3.538 3.537 3.535 3.535 3.534 3.534 3.531 3.531 3.531 3.531 3.53 3.53 3.53 3.53 3.53 3.53 3.53 3.53 3.531 3.53 3.53 3.53 3.53 3.529 3.527 3.522 3.52 3.519 3.516 3.513 3.512 3.512 3.512 3.511 3.511 3.51 3.51 3.51 3.508 3.507 3.507

PU 0.975 0.975 0.975 0.975 0.974 0.973 0.972 0.972 0.972 0.971 0.971 0.971 0.971 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.969 0.968 0.967 0.967 0.966 0.965 0.965 0.965 0.965 0.965 0.965 0.964 0.964 0.964 0.964 0.964 0.963

 Angulo (deg) -1.537 -1.524 -1.524 -1.562 -1.59 -1.631 -1.691 -1.712 -1.716 -1.756 -1.756 -1.756 -1.756 -1.757 -1.758 -1.758 -1.757 -1.758 -1.758 -1.758 -1.758 -1.758 -1.758 -1.758 -1.758 -1.758 -1.821 -1.821 -1.821 -1.822 -1.829 -1.86 -1.936 -1.97 -1.971 -2.02 -2.067 -2.074 -2.074 -2.074 -2.088 -2.095 -2.101 -2.109 -2.111 -2.112 -2.113 -2.112

Nodo ID 909048 908878 11078419 909044 909046 908440 24695616 908884 908952 908439 908882 908881 908880 908853 908453 908448 13511290 908926 908614 908923 908922 908921 908984 908986 11078480 908998 908915 908997 11115410 11115419 24881682 913672 11115427 11115428 11115474 11115480 913669 908886 908885 909055 11078532 909004 11078553 909002 11078557 909001 909058 908456

Nombre NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO

Voltage Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC

Caída (%) 3.701 3.707 3.707 3.708 3.721 3.722 3.721 3.73 3.745 3.748 3.574 3.574 3.575 3.576 3.537 3.544 3.494 3.494 3.498 3.503 3.503 3.528 3.553 3.572 3.572 3.573 3.575 3.573 3.405 3.407 3.409 3.409 3.409 3.41 3.413 3.413 3.311 3.32 3.377 3.38 3.389 3.39 3.39 3.391 3.392 3.392 3.392 3.397

kVLN 3.505 3.505 3.505 3.505 3.505 3.505 3.505 3.504 3.504 3.504 3.51 3.51 3.51 3.51 3.511 3.511 3.513 3.513 3.513 3.512 3.512 3.512 3.511 3.51 3.51 3.51 3.51 3.51 3.516 3.516 3.516 3.516 3.516 3.516 3.516 3.516 3.519 3.519 3.517 3.517 3.517 3.517 3.517 3.517 3.517 3.517 3.517 3.516

PU 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.964 0.964 0.964 0.964 0.965 0.965 0.965 0.965 0.965 0.965 0.965 0.965 0.964 0.964 0.964 0.964 0.964 0.964 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.967 0.967 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966

 Angulo (deg) -2.114 -2.114 -2.114 -2.114 -2.115 -2.115 -2.115 -2.117 -2.118 -2.117 -2.109 -2.109 -2.109 -2.109 -2.088 -2.088 -2.067 -2.067 -2.069 -2.071 -2.071 -2.072 -2.072 -2.073 -2.073 -2.073 -2.073 -2.073 -2.02 -2.021 -2.021 -2.021 -2.021 -2.021 -2.021 -2.021 -1.971 -1.976 -1.989 -1.99 -1.991 -1.991 -1.991 -1.992 -1.992 -1.992 -1.991 -1.993

Nodo ID 908446 909060 12003188 908445 913665 11115246 11313483 11115249 11114806 913878 930209 929888 929886 930167 929796 930166 11076816 929689 930069 930257 11076388 11076419 11076423

-

Nombre NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO NODO

Voltage Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC XBC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 3.398 3.397 3.397 3.392 3.317 3.1 3.102 3.102 2.82 2.82 2.003 2.005 2.007 2.001 2.001 1.961 1.961 1.959 1.963 0.975 0.982 1.001 1.001

kVLN 3.516 3.516 3.516 3.517 3.519 3.527 3.527 3.527 3.537 3.537 3.567 3.567 3.567 3.567 3.567 3.569 3.569 3.569 3.569 3.605 3.604 3.604 3.604

PU 0.966 0.966 0.966 0.966 0.967 0.969 0.969 0.969 0.972 0.972 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.99 0.99 0.99 0.99

 Angulo (deg) -1.993 -1.993 -1.993 -1.99 -1.97 -1.86 -1.86 -1.86 -1.717 -1.717 -1.205 -1.205 -1.206 -1.204 -1.204 -1.175 -1.175 -1.175 -1.175 -0.559 -0.56 -0.56 -0.56

RESULTADOS EN LAS LÍNEAS

Línea ID 13051045 13051043 11879804 24879816 24879823 24879824 24879826 24879821 11853291 11853300 11853299 11853302 11853304 11853385 24879822 11853245 24879825 24879838

Del Nodo 13051039 13051038 11865126 10120471 930174 24879834 24879834 24879833 930152 11076334 24862440 24862440 24862440 929701 24879833 930153 24879833 24879834

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Flujo (Amps) 350.831 350.831 350.831 350.831 350.831 0 8.003 3.791 3.791 3.791 0 0 3.791 0 4.212 0 0 342.838

Capacidad (Amps) 1060 845 765 460 460 460 460 109 109 109 109 109 109 109 109 109 460 460

(%) 33.097 41.518 45.86 76.268 76.268 0 1.74 3.478 3.478 3.478 0 0 3.478 0 3.864 0 0 74.53

Flujo de Potencia (kW) 3715.555 3715.48 3715.41 3715.007 3707.727 0 83.343 39.479 39.478 39.477 0 0 39.476 0 43.863 0 0 3621.953

(kVAR) 933.678 933.602 933.48 932.836 920.856 0 25.226 11.949 11.948 11.948 0 0 11.948 0 13.275 0 0 891.63

(PF) 0.97 0.97 0.97 0.97 0.971 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0 0.957 0 0.957 0 0 0.971

Línea ID 13100902 24879828 24870496 24870488 24835145 24835146 13193634 13035602 24898078 24847441 24847448 930541 24860665 24860677 24860684 24860689 24879863 24879862 24879872 24914306 24914305 24860710 24860720 24860731 11886989 24860742 24879877 24879878 24879915 24836068 24879918 24879914 24948434 24914307 24866555 24915974 24879955 24879965 11860273 24879958 24879959 24879960 11860483 24910903 24910904 24929797 24929752 24910890 24910889

Del Nodo 930253 930253 930258 24870495 13035581 13035582 13035586 13035587 11076461 929916 11076509 930228 929697 929929 930244 12258185 12258187 12258186 12258186 12002707 12037140 902755 902560 11213154 902473 11213154 902560 902695 902755 902760 902760 902690 902690 12037140 12037142 12258185 929697 930162 930237 930237 930238 11076637 930240 930240 930241 930240 930158 930228 930227

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Flujo (Amps) 8.469 334.384 328.038 105.617 105.617 105.617 105.617 105.617 104.084 101.522 97.668 78.278 31.882 31.882 31.366 21.036 20.003 1.55 18.453 17.936 9.314 5.692 2.588 2.588 0 0 3.105 0 3.622 0.776 3.104 0.517 2.587 8.622 8.622 10.33 46.396 46.396 9.617 36.779 34.202 34.202 8.593 1.547 1.547 24.062 24.062 19.39 19.39

Capacidad (Amps) 195 460 460 109 205 205 400 280 214 214 214 280 109 109 109 109 109 109 109 109 109 129 129 230 129 205 230 230 230 129 230 230 195 109 195 300 170 170 195 170 170 170 195 170 170 230 195 125 125

(%) 4.343 72.692 71.313 96.897 51.521 51.521 26.404 37.72 48.637 47.44 45.639 27.956 29.249 29.249 28.776 19.299 18.351 1.422 16.929 16.455 8.545 4.413 2.006 1.125 0 0 1.35 0 1.575 0.602 1.35 0.225 1.327 7.91 4.421 3.443 27.292 27.292 4.932 21.635 20.119 20.119 4.407 0.91 0.91 10.462 12.34 15.512 15.512

Flujo de Potencia (kW) 87.726 3519.859 3451.756 1088.982 1087.733 1087.115 1086.098 1086.007 1070.187 1042.028 999.999 800.652 325.931 325.732 319.931 214.359 203.788 15.79 187.968 182.551 94.772 57.915 26.319 26.317 0 0 31.581 0 36.848 5.264 31.582 5.263 26.317 87.726 87.725 105.268 474.363 474.27 98.255 375.746 349.296 349.287 87.727 15.791 15.79 245.654 245.636 198.379 198.33

(kVAR) 26.55 841.437 817.734 335.8 335.207 334.66 333.761 333.687 328.869 318.899 304.172 243.06 98.875 98.78 96.932 64.928 61.721 4.779 56.929 55.263 28.687 17.529 7.966 7.965 0 0 9.558 0 11.154 1.593 9.559 1.593 7.965 26.55 26.55 31.859 143.709 143.66 29.737 113.783 105.749 105.744 26.55 4.779 4.779 74.355 74.341 60.058 60.035

(PF) 0.957 0.973 0.973 0.956 0.956 0.956 0.956 0.956 0.956 0.956 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957

Línea ID 24847451 24847453 13561746 24847454 24847455 24879844 24879845 24879846 24879847 24929749 24929748 24835775 24929795 24870489 24870497 24870494 24389684 24845953 24845954 24845960 24845958 24389593 24389594 24846078 24846079 24846080 24846081 24846082 24879538 24879537 24879539 24879542 24879544 24846229 24846230 24846185 11853914 930482 24879990 24879991 24879992 24880177 24880178 24880171 24880179 11511193 24881624 914171 24881625

Del Nodo 930224 930224 24028565 24028565 24028604 24028371 930222 930222 930163 930160 11076604 24835745 11076604 24870495 24870495 929706 13212694 930269 930269 930268 11076703 930270 11076710 930270 24846083 24846083 24846083 13212677 930212 24846460 24846460 11076776 24846460 930215 24846235 24846204 930210 929910 929944 930208 930207 11076840 24880188 13746673 24880188 11115523 11115523 11115526 11115526

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Flujo (Amps) 4.289 15.102 5.147 9.954 9.954 6.866 1.03 5.836 2.403 1.888 1.03 1.03 1.287 0 222.788 221.266 221.266 0 221.266 219.742 218.048 4.088 1.533 213.982 0 0 213.982 213.982 211.438 0 2.563 2.563 208.89 208.89 201.66 195.365 195.365 194.344 193.322 193.322 193.322 189.486 3.442 0 45.625 13.772 31.853 6.886 24.967

Capacidad (Amps) 125 125 195 125 125 129 129 230 230 109 109 195 109 205 460 460 685 335 335 335 335 109 109 335 335 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 460 150 230 195 230

(%) 3.431 12.081 2.64 7.963 7.963 5.322 0.798 2.537 1.045 1.732 0.945 0.528 1.181 0 48.432 48.101 32.302 0 66.05 65.595 65.089 3.75 1.406 63.875 0 0 46.518 46.518 45.965 0 0.557 0.557 45.411 45.411 43.839 42.471 42.471 42.249 42.027 42.027 42.027 41.193 0.748 0 9.918 9.181 13.849 3.531 10.855

Flujo de Potencia (kW) 43.862 154.443 52.634 101.789 101.778 70.198 10.527 59.654 24.564 19.3 10.527 10.527 8.773 0 2356.954 2340.358 2339.869 0 2339.596 2322.944 2304.076 42.109 15.79 2261.026 0 0 2259.797 2259.602 2232.779 0 26.317 26.317 2202.447 2200.578 2124.685 2058.995 2058.813 2046.232 2034.838 2034.763 2033.791 1993.322 35.086 0 464.379 140.369 323.963 70.179 253.755

(kVAR) 13.275 46.748 15.929 30.809 30.804 21.246 3.186 18.055 7.435 5.841 3.186 3.186 2.655 0 472.358 466.254 465.448 0 465.059 458.89 451.445 12.744 4.779 437.183 0 0 435.2 434.879 426.081 0 7.965 7.965 411.51 408.434 383.685 362.764 362.464 355.9 351.287 351.162 349.563 335.981 10.619 0 143.071 42.481 100.514 21.239 79.252

(PF) 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.981 0.981 0.981 0 0.981 0.981 0.981 0.957 0.957 0.982 0 0 0.982 0.982 0.982 0 0.957 0.957 0.983 0.983 0.984 0.985 0.985 0.985 0.985 0.985 0.986 0.986 0.957 0 0.956 0.957 0.955 0.957 0.955

Línea ID 24881629 24881628 24881622 24846690 24846693 24846704 24846778 24846776 24846831 24846777 11502185 11502176 24846750 24846742 24846779 24846727 24766570 24766569 24881623 11564014 24880180 11511210 24880192 24880191 24880190 24880282 24880277 24880276 24880262 24880251 24880252 24880238 24881539 24881606 24881604 24881608 24881609 24846972 12037061 11892307 24846978 24846980 24846974 11502838 24881610 24880263 11511292 11885410 11565709

Del Nodo 11115528 11115535 11115539 24846699 24846699 24846699 11115620 24846780 11115702 24846780 913903 11115728 913903 11115793 24846780 913670 11115922 11115984 11115539 11115541 24880188 11115511 11115511 11115500 11115498 11114824 11114816 11114815 11114813 24880259 24880259 913681 11114868 11114913 11114933 11114913 11114948 11115050 11115059 11115099 11115050 11115183 11115160 913858 11114948 24880259 11115223 11116078 11115223

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC

Flujo (Amps) 22.385 22.385 19.802 3.1 0 16.702 14.117 2.069 2.069 5.174 2.587 0 2.587 1.035 6.875 4.291 1.712 0 2.583 0 141.007 13.77 127.47 131.272 131.272 129.548 128.512 128.512 126.785 0 11.594 11.594 10.038 1.557 0 8.481 6.751 4.154 2.596 2.596 2.597 2.597 1.039 0 2.596 115.191 6.924 6.924 104.805

Capacidad (Amps) 230 230 230 230 170 170 129 129 195 129 109 109 78 78 129 129 129 129 230 230 460 150 460 460 460 460 460 460 335 129 129 129 129 230 230 129 129 129 129 260 129 129 129 170 230 335 460 195 460

(%) 9.732 9.732 8.609 1.348 0 9.824 10.943 1.604 1.061 4.011 2.373 0 3.317 1.327 5.329 3.326 1.327 0 1.123 0 30.654 9.18 27.711 28.537 28.537 28.163 27.937 27.937 37.846 0 8.988 8.988 7.782 0.677 0 6.575 5.233 3.22 2.013 0.999 2.013 2.013 0.805 0 1.128 34.385 1.505 3.551 22.784

Flujo de Potencia (kW) 227.421 227.388 201.056 31.581 0 169.443 143.025 21.057 21.054 52.654 26.318 0 26.322 10.527 69.266 42.946 16.623 0 26.317 0 1491.192 140.363 1350.761 1334.385 1333.865 1315.529 1303.864 1303.485 1285.856 0 117.672 117.66 101.863 15.79 0 86.001 68.448 42.111 26.318 26.317 26.32 26.32 10.527 0 17.545 1167.445 70.181 70.18 1061.066

(kVAR) 71.273 71.247 63.271 9.558 0 53.688 45.671 6.373 6.372 15.936 7.965 0 7.966 3.186 23.345 15.38 7.413 0 7.965 0 177.905 42.479 135.314 414.617 413.761 407.15 402.091 401.468 396.019 0 35.618 35.613 30.832 4.779 0 26.029 20.716 12.745 7.965 7.965 7.966 7.966 3.186 0 5.31 359.209 21.241 21.24 325.556

(PF) 0.954 0.954 0.954 0.957 0 0.953 0.953 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.957 0.948 0.941 0.913 0 0.957 0 0.993 0.957 0.995 0.955 0.955 0.955 0.956 0.956 0.956 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.956 0.957 0.957 0.956

Línea ID 11565708 24881556 24881555 24929719 24929721 24929717 24847076 909289 909266 24847097 24847105 24847103 24847104 24847244 24847246 24695634 24695633 13146883 24695627 24695626 13147702 13146931 24847328 24866829 24847286 24847285 24929842 24929845 24847249 24910843 24910844 24846354 24929824 24948462 24868493 24868492 24868498 24881643 24881644 24881652 24881654 24881641 13146351 24929859 24929858 24929873 24847082 24847083 24881673

Del Nodo 11115227 11115238 11115252 11115290 913671 24881590 24847085 908927 11078431 908924 11078431 11339470 908621 908622 11528003 908879 24695612 908647 908647 909048 908878 11078419 909044 909046 909048 24695616 24695616 908952 11528003 11528003 908881 908880 11339470 908453 908927 13511290 908927 908614 908923 908923 908921 908984 908986 908984 908998 908998 24847085 24847085 11115419

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Flujo (Amps) 104.805 103.94 102.381 101.34 89.881 55.478 52.698 38.252 2.088 2.088 36.165 31.814 31.64 30.77 29.203 27.897 27.897 4.356 23.541 5.23 2.615 2.615 2.615 2.615 18.311 4.359 13.952 13.952 0 1.567 1.567 1.045 4.351 4.351 1.739 0 12.706 12.706 0.174 12.532 8.617 3.917 0 4.7 3.134 1.567 0 2.781 2.781

Capacidad (Amps) 460 335 335 460 460 335 335 460 109 170 335 335 335 335 335 129 129 150 129 109 129 230 129 150 125 153 125 150 335 335 335 335 109 150 460 460 335 335 335 129 129 129 129 129 129 129 109 109 109

(%) 22.784 31.027 30.561 22.03 19.539 16.561 15.731 8.316 1.915 1.228 10.795 9.497 9.445 9.185 8.717 21.626 21.626 2.904 18.249 4.798 2.027 1.137 2.027 1.744 14.649 2.849 11.161 9.301 0 0.468 0.468 0.312 3.991 2.9 0.378 0 3.793 3.793 0.052 9.715 6.68 3.036 0 3.644 2.429 1.215 0 2.551 2.551

Flujo de Potencia (kW) 1061.044 1052.163 1035.901 1024.225 907.935 560.281 531.808 385.75 21.055 21.055 364.656 320.717 318.926 310.128 294.303 281.133 281.033 43.869 237.064 52.641 26.321 26.321 26.321 26.317 184.296 43.865 140.394 140.361 0 15.79 15.79 10.527 43.866 43.864 17.545 0 128.156 128.153 1.754 126.393 86.886 39.483 0 47.381 31.581 15.79 0 28.073 28.072

(kVAR) 325.52 322.686 317.146 312.106 276.26 170.89 161.747 117.061 6.372 6.372 110.626 97.231 96.642 93.945 89.11 85.109 85.075 13.276 71.765 15.932 7.966 7.966 7.966 7.965 55.789 13.277 42.495 42.479 0 4.779 4.779 3.186 13.276 13.275 5.31 0 38.8 38.794 0.531 38.255 26.297 11.95 0 14.34 9.558 4.779 0 8.496 8.496

(PF) 0.956 0.956 0.956 0.957 0.957 0.956 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.957

Línea ID 24881672 24881674 24881675 24881686 24881681 24929718 24929720 909238 909321 11563822 11563821 12037167 13147907 13147906 13147910 24847351 24847384 11862926 24847379 12003203 11862901 24948440 24881557 24881558 24881559 24880275 24880273 24846186 13748536 13748535 24846195 24846200 24846231 24846234 24846236 24846239 24881707 24881700 24881704 24881705

Del Nodo 24881682 24881682 24881682 11115428 11115474 24881590 24881590 908886 908885 909055 11078532 909004 11078553 909002 909002 909055 909058 908456 908456 909060 908885 913671 11115252 11115246 11313483 11114813 11114806 24846204 930209 929888 24846204 930167 24846235 930166 24846235 929689 930258 930257 11076388 11076419

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC XBC ABC ABC ABC ABC

Flujo (Amps) 0 0 2.781 1.043 0 1.042 33.361 33.361 12.51 6.776 5.213 3.649 1.911 1.303 1.043 5.734 4.17 4.17 0 0 20.85 11.459 1.559 1.039 0 1.727 0 5.824 2.741 1.713 0.514 0 5.137 0 2.14 1.926 6.358 6.358 2.543 1.696

Capacidad (Amps) 109 109 109 109 109 335 460 230 310 170 170 109 109 109 230 109 230 195 230 260 195 195 129 129 129 460 460 460 109 109 460 460 109 109 109 109 460 129 129 129

Flujo de Potencia

(%)

(kW)

0 0 2.551 0.957 0 0.311 7.252 14.505 4.036 3.986 3.066 3.348 1.753 1.196 0.453 5.261 1.813 2.139 0 0 10.693 5.876 1.209 0.806 0 0.376 0 1.266 2.514 1.572 0.112 0 4.712 0 1.964 1.767 1.382 4.928 1.972 1.314

0 0 28.072 10.527 0 10.527 337.103 337.08 126.34 68.431 52.634 36.844 19.299 8.772 10.527 57.906 42.109 42.107 0 0 210.565 115.805 15.791 10.527 0 17.545 0 59.653 28.072 17.545 5.263 0 52.636 0 21.932 13.159 65.802 65.802 26.322 17.545

(kVAR) 0 0 8.496 3.186 0 3.186 102.145 102.107 38.242 20.712 15.93 11.151 5.841 2.655 3.186 17.527 12.745 12.743 0 0 63.728 35.048 4.779 3.186 0 5.31 0 18.055 8.496 5.31 1.593 0 15.93 0 6.638 3.983 19.916 19.915 7.966 5.31

(PF) 0 0 0.957 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957

-

RESULTADOS DE PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS Tipo de Línea Línea ID 13051045 13051043 11879804 24879816 24879823 24879824 24879826 24879821 11853291 11853300 11853299 11853302 11853304 11853385 24879822 11853245 24879825 24879838 13100902 24879828 24870496 24870488 24835145 24835146 13193634 13035602 24898078 24847441 24847448 930541 24860665 24860677 24860684 24860689 24879863 24879862 24879872 24914306 24914305 24860710 24860720 24860731 11886989 24860742 24879877 24879878 24879915

Del Nodo 13051039 13051038 11865126 10120471 930174 24879834 24879834 24879833 930152 11076334 24862440 24862440 24862440 929701 24879833 930153 24879833 24879834 930253 930253 930258 24870495 13035581 13035582 13035586 13035587 11076461 929916 11076509 930228 929697 929929 930244 12258185 12258187 12258186 12258186 12002707 12037140 902755 902560 11213154 902473 11213154 902560 902695 902755

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 486 331 339 303 303 303 303 300 300 300 300 300 300 300 300 300 303 303 320 303 303 300 302 302 328 308 305 305 305 308 300 300 300 300 300 300 300 300 300 359 359 353 359 302 353 353 353

Nombre SUBN NA3X1000 3F SUBN NA3X700 3F SUBN NB3X600 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F SUBN NA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 AA3X2/0 3F SUBN NA3X4/0 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F

Pérdidas (kW) 0.074 0.07 0.403 7.28 2.432 0 0.001 0 0.002 0 0 0 0.001 0 0.001 0 0 14.368 0.003 2.301 5.819 1.248 0.618 1.017 0.091 0.03 1.842 2.554 0.969 0.357 0.199 0.537 0.304 0.045 0.029 0 0.154 0.053 0.01 0.015 0.001 0.001 0 0 0.001 0 0.002

(kVAR) 0.076 0.122 0.644 11.979 4.001 0 0.002 0 0.001 0 0 0 0.001 0 0.001 0 0 23.642 0.001 3.787 9.576 0.593 0.547 0.899 0.073 0.04 2.005 2.779 1.054 0.477 0.095 0.255 0.145 0.021 0.014 0 0.073 0.025 0.005 0.005 0 0.001 0 0 0.001 0 0.001

Pérdidas / Flujo (%) 0.002 0.002 0.011 0.196 0.066 0.002 0 0.004 0.001

0.003 0.003

0.397 0.004 0.065 0.169 0.115 0.057 0.094 0.008 0.003 0.172 0.245 0.097 0.045 0.061 0.165 0.095 0.021 0.014 0.002 0.082 0.029 0.01 0.026 0.005 0.003

0.003 0.005

Tipo de Línea Línea ID 24836068 24879918 24879914 24948434 24914307 24866555 24915974 24879955 24879965 11860273 24879958 24879959 24879960 11860483 24910903 24910904 24929797 24929752 24910890 24910889 24847451 24847453 13561746 24847454 24847455 24879844 24879845 24879846 24879847 24929749 24929748 24835775 24929795 24870489 24870497 24870494 24389684 24845953 24845954 24845960 24845958 24389593 24389594 24846078 24846079 24846080 24846081 24846082 24879538

Del Nodo 902760 902760 902690 902690 12037140 12037142 12258185 929697 930162 930237 930237 930238 11076637 930240 930240 930241 930240 930158 930228 930227 930224 930224 24028565 24028565 24028604 24028371 930222 930222 930163 930160 11076604 24835745 11076604 24870495 24870495 929706 13212694 930269 930269 930268 11076703 930270 11076710 930270 24846083 24846083 24846083 13212677 930212

Fase AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 171 353 353 320 300 320 321 357 357 333 357 357 357 333 357 357 353 320 316 316 316 316 340 316 316 359 359 353 353 300 300 320 155 302 303 303 330 304 304 304 304 300 300 304 304 303 303 303 303

Nombre RNA1 CU2X6 2F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F SUBN NA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F SUBN NA3X2 3F SUBN NA3X2/0 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F SUBN NB3X2 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F SUBN NB3X2 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X2 3F SUBN NA3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AS3X2 3F SUBN NC3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F SUBN NA3X2 3F RNA1 AA2X2 2F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F SUBN NA3X500 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F

Pérdidas (kW) 0 0.002 0 0 0.001 0.006 0.001 0.094 0.269 0.006 0.133 0.009 0.115 0.005 0 0 0.019 0.013 0.048 0.026 0.001 0.019 0.001 0.011 0.001 0.017 0 0.001 0.001 0 0 0 0 0 0.806 0.49 0.273 0 0.862 1.324 0.941 0.002 0 1.229 0 0 0.195 0.507 4.015

(kVAR) 0 0.002 0 0 0.001 0.002 0 0.049 0.14 0.002 0.069 0.005 0.06 0.002 0 0 0.015 0.004 0.023 0.012 0 0.009 0 0.005 0 0.006 0 0 0 0 0 0 0 0 1.326 0.806 0.389 0 1.39 2.136 1.517 0.001 0 1.982 0 0 0.321 0.834 6.606

Pérdidas / Flujo (%) 0.003 0.007 0 0.001 0.002 0.006 0 0.02 0.057 0.006 0.035 0.003 0.033 0.006 0.001 0.003 0.008 0.005 0.024 0.013 0.002 0.013 0.001 0.011 0.001 0.024 0.001 0.001 0.003 0.001 0.004 0.003 0.005 0.034 0.021 0.012 0.037 0.057 0.041 0.005 0.001 0.054

0.009 0.022 0.18

Tipo de Línea Línea ID 24879537 24879539 24879542 24879544 24846229 24846230 24846185 11853914 930482 24879990 24879991 24879992 24880177 24880178 24880171 24880179 11511193 24881624 914171 24881625 24881629 24881628 24881622 24846690 24846693 24846704 24846778 24846776 24846831 24846777 11502185 11502176 24846750 24846742 24846779 24846727 24766570 24766569 24881623 11564014 24880180 11511210 24880192 24880191 24880190 24880282 24880277 24880276 24880262

Del Nodo 24846460 24846460 11076776 24846460 930215 24846235 24846204 930210 929910 929944 930208 930207 11076840 24880188 13746673 24880188 11115523 11115523 11115526 11115526 11115528 11115535 11115539 24846699 24846699 24846699 11115620 24846780 11115702 24846780 913903 11115728 913903 11115793 24846780 913670 11115922 11115984 11115539 11115541 24880188 11115511 11115511 11115500 11115498 11114824 11114816 11114815 11114813

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 303 303 303 303 303 303 303 303 303 303 303 303 303 303 303 303 348 353 320 353 353 353 353 353 357 357 359 359 345 359 300 300 307 307 359 359 359 359 353 353 303 348 303 303 303 303 303 303 304

Nombre RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F SUBN ND3X4 3F RNA1 CU3X2 3F SUBN NA3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F SUBN ND3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X4 3F RNA1 AA3X4 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA3X266 3F SUBN ND3X4 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F

Pérdidas (kW) 0 0 0 1.869 1.325 0.774 0.182 2.053 0.867 0.076 0.972 0.993 2.666 0 0 0.047 0.014 0.029 0.001 0.017 0.033 0.015 0.032 0.001 0 0.101 0.049 0.003 0 0.015 0.001 0 0.005 0 0.003 0.006 0.002 0 0 0 0.068 0.01 0.587 0.52 0.791 1.138 0.379 0.084 0.739

(kVAR) 0 0 0 3.076 2.18 1.273 0.3 3.379 1.427 0.125 1.599 1.635 4.386 0 0 0.077 0.003 0.023 0 0.013 0.026 0.012 0.025 0 0 0.053 0.017 0.001 0 0.005 0 0 0.001 0 0.001 0.002 0.001 0 0 0 0.113 0.002 0.965 0.856 1.302 1.872 0.624 0.139 1.192

Pérdidas / Flujo (%) 0 0 0.085 0.06 0.036 0.009 0.1 0.042 0.004 0.048 0.049 0.134 0 0.01 0.01 0.009 0.001 0.007 0.015 0.006 0.016 0.002 0.06 0.034 0.014 0.001 0.028 0.004 0.018 0.002 0.004 0.014 0.014 0.001 0.005 0.007 0.043 0.039 0.059 0.086 0.029 0.006 0.057

Tipo de Línea Línea ID 24880251 24880252 24880238 24881539 24881606 24881604 24881608 24881609 24846972 12037061 11892307 24846978 24846980 24846974 11502838 24881610 24880263 11511292 11885410 11565709 11565708 24881556 24881555 24929719 24929721 24929717 24847076 909289 909266 24847097 24847105 24847103 24847104 24847244 24847246 24695634 24695633 13146883 24695627 24695626 13147702 13146931 24847328 24866829 24847286 24847285 24929842 24929845 24847249

Del Nodo 24880259 24880259 913681 11114868 11114913 11114933 11114913 11114948 11115050 11115059 11115099 11115050 11115183 11115160 913858 11114948 24880259 11115223 11116078 11115223 11115227 11115238 11115252 11115290 913671 24881590 24847085 908927 11078431 908924 11078431 11339470 908621 908622 11528003 908879 24695612 908647 908647 909048 908878 11078419 909044 909046 909048 24695616 24695616 908952 11528003

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 359 359 359 359 353 353 359 359 359 359 344 359 359 359 357 169 304 303 345 303 303 304 304 303 303 304 304 303 300 357 304 304 304 304 304 359 359 337 359 300 222 353 359 327 316 299 316 327 304

Nombre RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F SUBN ND3X1/0 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU2X2 2F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F SUBN ND3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F SUBN NB3X4 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X6(6) 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X6 3F SUBN NA3X4 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AA3X1/0 3F RNA1 AS3X2 3F SUBN NA3X4 3F RNA1 AA3X281 3F

Pérdidas (kW) 0 0.013 0.007 0.072 0 0 0.008 0.017 0.002 0.001 0 0.001 0.003 0 0 0 1.112 0.001 0.002 0.022 0.109 0.472 1.149 0.485 0.023 0.401 0.357 0.038 0 0.001 0.074 0.036 0.026 0.034 0.011 0.1 0.1 0.004 0.128 0.003 0 0 0.003 0 0.037 0.004 0.033 0.005 0

(kVAR) 0 0.004 0.002 0.024 0 0 0.003 0.006 0.001 0 0 0 0.001 0 0 0 1.795 0.001 0.001 0.036 0.18 0.761 1.853 0.798 0.039 0.646 0.576 0.063 0 0.001 0.119 0.058 0.042 0.056 0.019 0.034 0.034 0.001 0.043 0.002 0 0 0.001 0 0.017 0.003 0.016 0.001 0

Pérdidas / Flujo (%) 0.011 0.006 0.071 0.002 0.009 0.025 0.006 0.005 0.001 0.003 0.011 0 0.001 0.095 0.001 0.003 0.002 0.01 0.045 0.111 0.047 0.003 0.072 0.067 0.01 0.001 0.006 0.02 0.011 0.008 0.011 0.004 0.036 0.036 0.009 0.054 0.006 0 0.001 0.013 0.001 0.02 0.008 0.024 0.004

Tipo de Línea Línea ID 24910843 24910844 24846354 24929824 24948462 24868493 24868492 24868498 24881643 24881644 24881652 24881654 24881641 13146351 24929859 24929858 24929873 24847082 24847083 24881673 24881672 24881674 24881675 24881686 24881681 24929718 24929720 909238 909321 11563822 11563821 12037167 13147907 13147906 13147910 24847351 24847384 11862926 24847379 12003203 11862901 24948440 24881557 24881558 24881559 24880275 24880273 24846186 13748536

Del Nodo 11528003 908881 908880 11339470 908453 908927 13511290 908927 908614 908923 908923 908921 908984 908986 908984 908998 908998 24847085 24847085 11115419 24881682 24881682 24881682 11115428 11115474 24881590 24881590 908886 908885 909055 11078532 909004 11078553 909002 909002 909055 909058 908456 908456 909060 908885 913671 11115252 11115246 11313483 11114813 11114813 11114806 24846204 930209

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 304 304 304 300 327 303 303 304 304 304 359 359 359 359 359 359 359 300 300 300 300 300 300 300 300 304 303 353 352 357 357 300 300 155 353 300 353 333 353 319 333 320 359 359 359 303 303 303 300

Nombre RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X2 3F SUBN NA3X4 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X1/0 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA2X2 2F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X2 3F SUBN NB3X2 3F RNA1 CU3X2 3F SUBN NA3X1/0 3F SUBN NB3X2 3F SUBN NA3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F

Pérdidas (kW) 0 0 0 0.001 0.003 0 0 0.004 0.005 0 0.032 0.022 0.008 0 0.01 0.001 0 0 0 0.001 0 0 0 0 0 0 0.023 0.175 0.003 0.006 0 0 0 0 0 0.007 0.002 0 0 0 0.031 0.011 0 0 0 0 0 0.001 0.001

(kVAR) 0 0 0 0.001 0.001 0 0 0.006 0.008 0 0.011 0.008 0.003 0 0.003 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.038 0.137 0.003 0.003 0 0 0 0 0 0.003 0.002 0 0 0 0.011 0.004 0 0 0 0 0 0.001 0

Pérdidas / Flujo (%) 0 0.001 0 0.003 0.007 0 0.003 0.004 0 0.026 0.026 0.019 0.021 0.002 0 0.001 0.002

0.001 0.003 0 0.007 0.052 0.002 0.009 0.001 0 0.001 0.001 0.001 0.012 0.005 0.001

0.015 0.01 0.002 0.002 0.001 0.001 0.002

Tipo de Línea Línea ID 13748535 24846195 24846200 24846231 24846234 24846236 24846239 24881707 24881700 24881704 24881705

Del Nodo 929888 24846204 930167 24846235 930166 24846235 929689 930258 930257 11076388 11076419

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC XBC ABC ABC ABC ABC

ID 300 303 303 300 300 300 155 303 359 359 359

Nombre RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA2X2 2F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F

Pérdidas (kW) 0 0 0 0.003 0 0.001 0.001 0.001 0.005 0.005 0

(kVAR) 0 0 0 0.001 0 0 0 0.001 0.002 0.002 0

Pérdidas / Flujo (%) 0.002 0 0.005 0.003 0.004 0.001 0.007 0.019 0

ANEXO 11 REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA REDUCIDO -

RESULTADOS EN LOS NODOS Nodo ID

Sub. Chimbacalle Sub. Chimbacalle 2 Sub. Chimbacalle 3  Alamor - Av. 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo Chambo 2 Chambo - Cerro Hermoso Cerro Hermoso - Casitagua Casitagua - Av. Vicente Maldonado  Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro  Av. Vicente Maldonado - Psj. A  Av. Vicente Maldonado - Andrade  Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Sincholagua - A de la Torre Sincholagua 2 Sincholagua 3  Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Polivio Chavez - Cardenal de la Torre Polivio Chavez Y1 Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez 3  Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez Transf. 32992 Transf. 32992 fin  Av. 5 de Junio 2  Av. 5 de Junio 3  Av. 5 de Junio Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo  Andrade 1  Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Teran Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Pedro de Alfaro

Nombre Sub. Chimbacalle Sub. Chimbacalle 2 Sub. Chimbacalle 3 Alamor - Av. 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo Chambo 2 Chambo - Cerro Hermoso Cerro Hermoso - Casitagua Casitagua - Av. Vicente Maldonado Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro Av. Vicente Maldonado - Psj. A Av. Vicente Maldonado - Andrade Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Sincholagua - A de la Torre Sincholagua 2 Sincholagua 3 Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Polivio Chavez - Cardenal de la Torre Polivio Chavez Y1 Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez 3 Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez Transf. 32992 Transf. 32992 fin Av. 5 de Junio 2 Av. 5 de Junio 3 Av. 5 de Junio Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo Andrade 1 Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Teran Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Pedro de Alfaro

Voltage Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 0 0.002 0.005 0.019 0.366 0.888 0.974 1.193 1.436 1.643 1.936 2.052 2.108 2.187 2.258 2.286 2.339 2.491 2.575 2.625 2.63 2.633 2.638 2.651 2.654 2.656 2.656 2.659 2.493 2.106 2.13 2.137 2.142 2.141 2.144 1.31 1.427 1.478 1.545 1.808

kVLN 26.56 3.64 3.64 3.639 3.627 3.608 3.605 3.597 3.588 3.58 3.57 3.565 3.563 3.56 3.558 3.557 3.555 3.549 3.546 3.544 3.544 3.544 3.544 3.544 3.543 3.543 3.543 3.543 3.549 3.563 3.562 3.562 3.562 3.562 3.562 3.592 3.588 3.586 3.584 3.574

PU 1 1 1 1 0.996 0.991 0.99 0.988 0.986 0.984 0.981 0.979 0.979 0.978 0.977 0.977 0.977 0.975 0.974 0.974 0.974 0.974 0.974 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.975 0.979 0.979 0.979 0.979 0.979 0.979 0.987 0.986 0.985 0.985 0.982

 Angulo (deg) 0 -0.001 -0.002 -0.01 -0.207 -0.509 -0.559 -0.688 -0.752 -0.822 -0.923 -0.963 -0.987 -0.996 -1.004 -1.007 -1.007 -1.021 -1.028 -1.033 -1.034 -1.034 -1.036 -1.033 -1.034 -1.033 -1.033 -1.034 -1.021 -0.968 -0.97 -0.97 -0.971 -0.971 -0.971 -0.761 -0.834 -0.866 -0.909 -1.079

Nodo ID Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez  Av. Rodrigo de Chavez 3  Av. Rodrigo de Chavez 4  Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4  Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Galte - Chazqui Chazqui - Barba Barba - Batallas Batallas - Machuca Machuca 2 Transf. 73317 Machuca 3 Machuca 4 Machuca - Batallas 2 Machuca 13395 Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Condorazo Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez  Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez  Av. 5 de Junio 3  Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Albion Bahia 2 Bahia 3 Prim 4D Bahia 4 Bahia - Rodrigo de Chavez Cuerpo de Ing. del Ejercito Transf. 91030007 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller

Nombre Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Av. Rodrigo de Chavez 3 Av. Rodrigo de Chavez 4 Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Galte - Chazqui Chazqui - Barba Barba - Batallas Batallas - Machuca Machuca 2 Transf. 73317 Machuca 3 Machuca 4 Machuca - Batallas 2 Machuca 13395 Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Condorazo Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio 3 Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Albion Bahia 2 Bahia 3 Prim. 4D Bahia 4 Bahia - Rodrigo de Chavez Cuerpo de Ing. del Ejercito Transf. 91030007 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller

Voltage Fase ABC ABC XBC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 1.988 1.991 1.995 1.993 2.032 2.035 2.165 2.339 2.501 2.522 2.552 2.569 2.631 2.664 2.692 2.696 2.714 2.679 2.68 2.694 2.555 2.687 2.85 2.851 2.927 3.053 3.129 3.276 3.342 3.437 3.525 3.539 3.546 3.577 3.602 3.602 3.603 3.603 3.622 3.631 3.675 3.695 3.704 3.723 3.685 3.693 3.534 3.595

kVLN 3.568 3.568 3.567 3.567 3.566 3.566 3.561 3.555 3.549 3.548 3.547 3.546 3.544 3.543 3.542 3.542 3.541 3.542 3.542 3.542 3.547 3.542 3.536 3.536 3.533 3.529 3.526 3.521 3.518 3.515 3.512 3.511 3.511 3.51 3.509 3.509 3.509 3.509 3.508 3.508 3.506 3.505 3.505 3.504 3.506 3.506 3.511 3.509

PU 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.978 0.977 0.975 0.975 0.974 0.974 0.974 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.974 0.973 0.971 0.971 0.971 0.969 0.969 0.967 0.967 0.966 0.965 0.965 0.965 0.964 0.964 0.964 0.964 0.964 0.964 0.964 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.963 0.965 0.964

 Angulo (deg) -1.196 -1.197 -1.197 -1.197 -1.226 -1.227 -1.315 -1.432 -1.542 -1.553 -1.559 -1.563 -1.57 -1.57 -1.571 -1.571 -1.571 -1.57 -1.57 -1.569 -1.584 -1.652 -1.738 -1.739 -1.777 -1.843 -1.882 -1.958 -1.993 -2.042 -2.089 -2.096 -2.096 -2.116 -2.129 -2.129 -2.129 -2.13 -2.14 -2.139 -2.141 -2.142 -2.144 -2.145 -2.141 -2.141 -2.093 -2.095

Nodo ID

Nombre

 Av. Miller 4  Av. Miller 3  Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Jose Ascazubi  Av. 5 de Junio - Necochea Necochea 1 Necochea 2  Av. 5 de Junio 5  Av. 5 de Junio - Av. Miller  Av. Miller 2  Av. Miller Rodrigo de Chavez 5 Gatazo - Collahuazo Transf. 2935 Gatazo - Trinidad Linares Perucho - Trinidad Linares Gatazo inicio Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5 Chambo - 1 de Mayo 2 Cayambe - 1 de Mayo

-

Voltage

Av. Miller 4 Av. Miller 3 Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Jose Ascazubi Av. 5 de Junio - Necochea Necochea 1 Necochea 2 Av. 5 de Junio 5 Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. Miller 2 Av. Miller Rodrigo de Chavez 5 Gatazo - Collahuazo Transf. 2935 Gatazo - Trinidad Linares Perucho - Trinidad Linares Gatazo inicio Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5 Chambo - 1 de Mayo 2 Cayambe - 1 de Mayo

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 3.614 3.616 3.441 3.444 3.385 3.397 3.403 3.395 3.397 3.398 3.398 3.132 3.01 3.012 3.042 3.042 3.055 1.481 0.977 0.996 0.368 0.377

kVLN 3.508 3.508 3.515 3.515 3.517 3.516 3.516 3.516 3.516 3.516 3.516 3.526 3.53 3.53 3.529 3.529 3.529 3.586 3.604 3.604 3.627 3.626

PU 0.964 0.964 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.966 0.969 0.97 0.97 0.97 0.97 0.969 0.985 0.99 0.99 0.996 0.996

 Angulo (deg) -2.095 -2.095 -2.043 -2.043 -2.016 -2.017 -2.018 -2.017 -2.017 -2.018 -2.017 -1.882 -1.779 -1.78 -1.78 -1.78 -1.78 -0.867 -0.56 -0.561 -0.208 -0.209

RESULTADOS EN LAS LÍNEAS

Línea ID Primario 4D Prim 4D inicio Prim 4D inicio 1  Av. 1 de Mayo Chambo 2 Chambo 3 Cerro Hermoso Casitagua  Av. Vicente Maldonado Vicente Maldonado 2 Vicente Maldonado 3 Vicente Maldonado 4 Sincholagua Sincholagua 2 Sincholagua 3 Vicente Maldonado 5 Vicente Maldonado 6 Cardenal de la Torre fin

Del Node Sub. Chimbacalle Sub. Chimbacalle 2 Sub. Chimbacalle 3 Alamor - Av. 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo Chambo 2 Chambo - Cerro Hermoso Cerro Hermoso - Casitagua Casitagua - Av. Vicente Maldonado Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro Av. Vicente Maldonado - Psj. A Av. Vicente Maldonado - Andrade Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Sincholagua - A de la Torre Sincholagua 2 Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Capacidad Flujo (Amps) (Amps) (%) 350.8 1060 33.097 350.8 845 41.518 350.8 765 45.86 350.8 460 76.268 342.8 460 74.53 334.4 460 72.692 328 460 71.313 105.6 205 51.494 104 214 48.612 101.5 214 47.416 97.62 214 45.616 78.24 280 27.943 46.37 170 27.273 34.18 170 20.106 10.14 170 5.962 31.88 109 29.243 31.36 109 28.77 18.45

109

16.924

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF) 3715.557 933.68 0.97 3715.483 933.604 0.97 3715.413 933.482 0.97 3715.009 932.838 0.97 3621.947 891.656 0.971 3519.847 841.49 0.973 3451.739 817.806 0.973 1088.482 335.413 0.956 1070.385 328.601 0.956 1042.225 318.641 0.956 1000.194 303.928 0.957 800.826 242.872 0.957 474.384 143.556 0.957 349.442 105.704 0.957 103.553 31.313 0.957 326.085 98.839 0.957 320.085 96.898 0.957 188.01

56.886

0.957

Línea ID Polivio Chavez Polivio Chavez 2 Polivio Chavez 3 Polivio Chavez 4 Transf. 32992 Transf. 32992 2 Transf 34562  Av. 5 de Junio 2  Av.5 de Junio Vicente Maldonado 7  Andrade  Andrade 2  Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre 2 Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso 2 Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Transf 4774 Pedro de Alfaro  Av. Rodrigo de Ch. 2  Av. Rodrigo de Ch. 3  Av. Rodrigo de Ch. Pedro de Alfaro 2 Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 2 Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Galte Galte 2 Chazqui Barba Batallas Machuca 2 Transf 73317 Machuca 3 Machuca 4 Batallas 2 Machuca Galte 3 Galte 4 Jambeli Eplicachima Eplicachima 2

Del Node Polivio Chavez - Cardenal de la Torre Polivio Chavez Y1 Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez Y1 Transf. 32992 Transf. 32992 Av. 5 de Junio 2 Av. 5 de Junio 2  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Av. Vicente Maldonado - Andrade Andrade 1 Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Urb. Monte  Alegre Cerro Hermoso - Casitagua Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Av. Rodrigo de Chavez 3 Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Galte - Chazqui Chazqui - Barba Barba - Batallas Batallas - Machuca Machuca 2 Machuca 2 Batallas - Machuca Batallas - Machuca Machuca - Batallas 2 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Eplicachima - Jambeli

Fase ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Capacidad Flujo (Amps) (Amps) (%) 17.93 109 16.45 3.621 230 1.574 0.776 129 0.601 3.103 230 1.349 5.691 129 4.411 3.104 230 1.35 2.587 129 2.005 0 205 0 2.587 230 1.125

ABC ABC ABC ABC AXC ABC

1.549 19.38 6.861 2.402 1.287 1.029

109 125 125 109 109 109

1.421 15.503 5.489 2.203 1.18 0.944

ABC ABC

1.029 221.3

195 460

ABC ABC ABC ABC ABC

219.8 218.1 214 211.5 208.9

ABC XBC

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF) 182.592 55.221 0.957 36.852 11.143 0.957 5.264 1.591 0.957 31.586 9.55 0.957 57.922 17.513 0.957 31.585 9.549 0.957 26.322 7.958 0.957 0 0 0 26.32 7.958 0.957 15.792 198.4 70.205 24.568 8.774 10.529

4.774 60.003 21.228 7.428 2.653 3.183

0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957

0.528 48.113

10.528 3.183 2341.646 468.042

0.957 0.981

335 335 335 460 460

65.61 65.105 63.89 45.976 45.422

2323.695 2303.973 2260.92 2233.371 2202.349

459.715 450.902 436.652 426.711 411.016

0.981 0.981 0.982 0.982 0.983

2.141 1.927

109 109

1.964 1.768

21.934 13.16

6.632 3.979

0.957 0.957

ABC

5.138

109

4.714

52.642

15.916

0.957

ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

201.7 2.742 195.4 193.4 189.5 45.64 22.39 19.81 16.71 14.12 5.176 2.588 2.588 2.07 4.292 1.713 127.5 131.3 129.6 1.728 126.8

460 460 460 460 460 460 230 230 170 129 129 109 78 129 129 129 460 460 460 460 335

43.849 0.596 42.481 42.036 41.202 9.921 9.735 8.612 9.827 10.946 4.012 2.374 3.318 1.605 3.327 1.328 27.716 28.541 28.166 0.376 37.851

2124.577 28.075 2058.88 2035.588 1993.207 464.408 227.459 201.077 169.462 143.041 52.661 26.321 26.326 21.059 42.952 16.625 1350.674 1334.24 1315.381 17.547 1285.698

383.211 8.489 362.309 352.263 335.554 142.949 71.217 63.211 53.638 45.628 15.922 7.958 7.959 6.367 15.366 7.406 135.171 414.207 406.744 5.305 395.608

0.984 0.957 0.985 0.985 0.986 0.956 0.954 0.954 0.953 0.953 0.957 0.957 0.957 0.957 0.942 0.913 0.995 0.955 0.955 0.957 0.956

Línea ID Eplicachima 3 Eplicachima 4  Av. 5 de Junio 3  Av. 5 de Junio 3 Barba 2 Barba 3 Barba 4 Barba 5 Bahia 2 Bahia 3 Primario 4D Bahia 4 Bahia 4 Transf. 91030007 Transf. 91030007 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia Roberto Posso  Av. Miller 4 Miller 3  Antonio Baquerizo Jose Ascazubi  Av. 5 de Junio 4 Necochea Necochea 1  Av. 5 de Junio 5  Av. 5 de Junio 6  Av. Miller 2  Av. Miller  Av. Rodrigo de Chavez 5 Gatazo 2 Tansf. 2935 Gatazo 3 Trinidad Linares Gatazo 4 Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5 Chambo  Av. 1 de Mayo 2

Del Node Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez  Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio 3 Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Bahia Bahia 2 Bahia 3 Bahia 3 Bahia 4 Bahia 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Barba - Necochea Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller Roberto Posso - Av. Miller Barba - Antonio Baquerizo Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Av. 5 de Junio - Barba Av. 5 de Junio - Necochea Necochea 1 Av. 5 de Junio - Necochea Av. 5 de Junio 5 Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Av. Miller  Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Gatazo - Eplicachima Gatazo - Collahuazo Gatazo - Collahuazo Gatazo - Trinidad Linares Gatazo - Trinidad Linares Transf 22513 Chambo - Cerro Hermoso Chambo 4 Chambo - 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo 2

Fase ABC ABC

Capacidad Flujo (Amps) (Amps) (%) 115.2 335 34.389 103.9 335 31.029

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF) 1167.285 358.836 0.956 1052.12 322.56 0.956

ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC

102.4 101.3 55.48 52.7 38.25 2.088 31.81 30.76 0 1.567 1.045 27.89 4.355 23.54 18.31 4.358 13.95 5.229 2.615 12.71 12.54 3.919 4.702 2.782 1.043 33.36 5.735 4.171 6.777 3.649 1.043 1.303

335 460 335 335 460 170 335 335 335 335 335 335 150 129 125 153 125 109 150 335 129 129 129 109 109 460 109 230 170 109 230 109

30.564 22.032 16.562 15.731 8.315 1.228 9.495 9.183 0 0.468 0.312 8.326 2.903 18.244 14.645 2.848 11.159 4.797 1.743 3.795 9.72 3.038 3.645 2.552 0.957 7.252 5.261 1.813 3.986 3.348 0.453 1.196

1035.725 1024.048 560.18 531.703 385.604 21.057 320.642 310.021 0 15.792 10.528 281.01 43.874 237.092 184.317 43.87 140.41 52.647 26.322 128.195 126.432 39.487 47.385 28.076 10.528 337.018 57.913 42.114 68.439 36.849 10.528 8.773

316.814 311.777 170.696 161.561 116.908 6.367 97.216 93.883 0 4.775 3.183 85.034 13.264 71.699 55.738 13.265 42.456 15.917 7.958 38.772 38.227 11.938 14.326 8.488 3.183 102.04 17.511 12.733 20.692 11.141 3.183 2.652

0.956 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957

ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

1.04 10.04 1.558 6.752 2.597 2.597 1.533 6.358 2.543 8.003 3.791

129 129 230 129 260 129 109 460 129 460 109

0.806 7.784 0.677 5.234 0.999 2.013 1.407 1.382 1.972 1.74 3.478

10.528 101.882 15.792 68.457 26.32 26.323 15.792 65.806 26.325 83.351 39.483

3.183 30.806 4.775 20.697 7.957 7.958 4.775 19.897 7.959 25.201 11.937

0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957 0.957

-

RESULTADOS DE PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS

Línea ID inicio 4D 4D inicio 4D inicio 2  Av. 1 de Mayo Chambo 2 Chambo 3 Cerro Hermoso Casitagua  Av. Vicente Maldonado Vicente Maldonado 2 Vicente Maldonado 3 Vicente Maldonado 4 Sincholagua Sincholagua 2 Sincholagua 3 Vicente Maldonado 5 Vicente Maldonado 6 Cardenal de la Torre fin Polivio Chavez Chavez 2 Chavez 3 Chavez 4 Transf. 32992 Transf. 32992 2 Transf 34562  Av. 5 de Junio 2  Av.5 de Junio Vicente Maldonado 7  Andrade  Andrade 2  Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre 2 Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso 2 Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Transf 4774 Pedro de Alfaro  Av. Rodrigo de Ch. 2  Av. Rodrigo de Ch. 3  Av. Rodrigo de Ch. Pedro de Alfaro 2

Del Nodo Sub. Chimbacalle Sub. Chimbacalle 2 Sub. Chimbacalle 3 Alamor - Av. 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo Chambo 2 Chambo - Cerro Hermoso Cerro Hermoso - Casitagua Casitagua - Av. Vicente Maldonado Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro Av. Vicente Maldonado - Psj. A Av. Vicente Maldonado - Andrade Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Sincholagua - A de la Torre Sincholagua 2 Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Polivio Chavez - Cardenal de la Torre Polivio Chavez Y1 Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez Y1 Transf. 32992 Transf. 32992 Av. 5 de Junio 2 Av. 5 de Junio 2  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Av. Vicente Maldonado - Andrade Andrade 1 Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Urb. Monte  Alegre Cerro Hermoso - Casitagua Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Av. Rodrigo de Chavez 3 Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 486 331 339 303 303 303 303 302 305 305 305 308 357 357 357 300 300

Tipo de Línea Nombre SUBN NA3X1000 3F SUBN NA3X700 3F SUBN NB3X600 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F

ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

300 300 353 171 353 359 353 359 302 353

RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU2X6 2F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 CU3X2 3F

0.154 0.089 0.002 0 0.002 0.015 0.001 0.001 0 0.001

0.073 0.042 0.001 0 0.002 0.005 0.001 0 0 0.001

0.082 0.049 0.005 0.003 0.008 0.026 0.003 0.005

ABC ABC ABC ABC AXC ABC

300 316 316 300 155 300

RNA1 AA3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA2X2 2F RNA1 AA3X2 3F

0 0.105 0.017 0.002 0 0

0 0.05 0.008 0.001 0 0

0.002 0.053 0.024 0.006 0.005 0.004

ABC ABC

320 SUBN NA3X2 3F 303 RNA1 AA3X266 3F

0 2.16

0 3.553

0.003 0.092

ABC ABC ABC ABC ABC

304 304 304 303 303

2.175 0.941 1.23 4.702 3.196

3.508 1.518 1.983 7.738 5.259

0.094 0.041 0.054 0.211 0.145

ABC XBC

300 RNA1 AA3X2 3F 155 RNA1 AA2X2 2F

0.001 0.001

0 0

0.003 0.004

ABC

300 RNA1 AA3X2 3F

0.003

0.001

0.005

ABC

303 RNA1 AA3X266 3F

0.774

1.274

0.036

RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F

Pérdidas Péridas / (kW) (kVAR) Flujo (%) 0.074 0.076 0.002 0.07 0.122 0.002 0.403 0.644 0.011 9.712 15.98 0.261 14.368 23.642 0.397 2.302 3.787 0.065 5.82 9.576 0.169 2.305 2.038 0.212 1.841 2.003 0.172 2.551 2.776 0.245 0.968 1.053 0.097 0.357 0.477 0.045 0.362 0.189 0.076 0.239 0.124 0.068 0.028 0.015 0.027 0.736 0.35 0.226 0.476 0.226 0.149

0.003

Línea ID Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 2 Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Galte Galte 2 Chazqui Barba Batallas Machuca 2 Transf 73317 Machuca 3 Machuca 4 Batallas 2 Machuca Galte 3 Galte 4 Jambeli Eplicachima Eplicachima 2 Eplicachima 3 Eplicachima 4  Av. 5 de Junio 3  Av. 5 de Junio 3 Barba 2 Barba 3 Barba 4 Barba 5 Bahia 2 Bahia 3 Primario 4D Bahia 4 Bahia 4 Transf. 91030007 Transf. 91030007 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia Roberto Posso  Av. Miller 4 Miller 3  Antonio Baquerizo Jose Ascazubi  Av. 5 de Junio 4 Necochea

Del Nodo Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Galte - Chazqui Chazqui - Barba Barba - Batallas Batallas - Machuca Machuca 2 Machuca 2 Batallas - Machuca Batallas - Machuca Machuca - Batallas 2 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Eplicachima - Jambeli Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio 3 Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Bahia Bahia 2 Bahia 3 Bahia 3 Bahia 4 Bahia 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Barba - Necochea Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller Roberto Posso - Av. Miller Barba - Antonio Baquerizo Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Av. 5 de Junio - Barba Av. 5 de Junio - Necochea

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 303 303 303 303 303 353 353 357 359 359 300 307 359 359 359 303 303 303 303 304 304 304 304 303 304 304 303 357 304 304 304 304 304 304 337 359 316 299 316 300 327 304 359 359 359 300 300 303 300

Tipo de Línea Nombre RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X4 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F SUBN NB3X4 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AA3X1/0 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AA3X2 3F SUBN NA3X4 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F

Pérdidas Péridas / (kW) (kVAR) Flujo (%) 0.001 0.001 0.002 2.237 3.68 0.109 2.901 4.773 0.142 2.667 4.388 0.134 0.071 0.117 0.015 0.062 0.048 0.027 0.032 0.025 0.016 0.101 0.053 0.06 0.049 0.017 0.034 0.015 0.005 0.028 0.001 0 0.004 0.006 0.002 0.023 0.003 0.001 0.014 0.007 0.002 0.017 0.002 0.001 0.014 0.643 1.058 0.048 1.312 2.158 0.098 1.609 2.648 0.122 0 0 0.001 0.739 1.192 0.057 1.113 1.795 0.095 0.602 0.972 0.057 1.149 1.854 0.111 0.515 0.848 0.05 0.401 0.647 0.072 0.357 0.577 0.067 0.038 0.063 0.01 0.001 0.001 0.007 0.093 0.15 0.029 0.059 0.095 0.019 0 0 0 0 0.001 0 0 0 0.044 0.071 0.016 0.004 0.001 0.009 0.128 0.043 0.054 0.037 0.017 0.02 0.004 0.003 0.008 0.039 0.018 0.027 0.005 0.002 0.01 0.002 0.001 0.009 0.009 0.014 0.007 0.079 0.027 0.063 0.008 0.003 0.019 0.01 0.003 0.021 0.001 0 0.004 0 0 0.003 0.109 0.179 0.032 0.007 0.003 0.012

Línea ID Necochea 1  Av. 5 de Junio 5  Av. 5 de Junio 6  Av. Miller 2  Av. Miller  Av. Rodrigo de Chavez 5 Gatazo 2 Tansf. 2935 Gatazo 3 Trinidad Linares Gatazo 4 Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5 Chambo  Av. 1 de Mayo 2

Del Nodo Necochea 1 Av. 5 de Junio - Necochea Av. 5 de Junio 5 Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Gatazo - Eplicachima Gatazo - Collahuazo Gatazo - Collahuazo Gatazo - Trinidad Linares Gatazo - Trinidad Linares Transf 22513 Chambo - Cerro Hermoso Chambo 4 Chambo - 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo 2

Fase ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 353 357 300 353 155 359 359 353 359 344 359 300 303 359 303 300

Tipo de Línea Nombre RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA2X2 2F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X6 3F SUBN ND3X1/0 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F

Pérdidas Péridas / (kW) (kVAR) Flujo (%) 0.002 0.002 0.005 0.006 0.003 0.009 0.001 0 0.002 0 0 0.001 0 0 0.001 0 0 0.003 0.086 0.029 0.085 0 0 0.002 0.022 0.008 0.032 0 0 0 0.004 0.001 0.014 0.001 0 0.003 0.001 0.002 0.002 0.005 0.002 0.02 0.001 0.002 0.002 0.003 0.002 0.009

ANEXO 12 REPORTE DE LA MODELACIÓN EN EL FEEDERALL DEL ESQUEMA PROPUETO PARA REDUCIR PÉRDIDAS. -

RESULTADOS EN LOS NODOS Nodo ID

Sub. Chimbacalle Sub. Chimbacalle 2 Sub. Chimbacalle 3  Alamor - Av. 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo 2 Cayambe - 1 de Mayo Chambo 2 Chambo - Cerro Hermoso Cerro Hermoso - Casitagua Casitagua - Av. Vicente Maldonado  Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro  Av. Vicente Maldonado - Psj. A  Av. Vicente Maldonado - Andrade  Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Sincholagua - A de la Torre Sincholagua 2 Sincholagua 3  Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo Polivio Chavez - Cardenal de la Torre Polivio Chavez Y1 Transf. 32992  Av. 5 de Junio 2  Av. 5 de Junio  Av. 5 de Junio 3 Transf. 32992 fin Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez 3  Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez  Andrade 1  Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Teran Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

Nombre Sub. Chimbacalle Sub. Chimbacalle 2 Sub. Chimbacalle 3 Alamor - Av. 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo 2 NODO Chambo 2 Chambo - Cerro Hermoso Cerro Hermoso - Casitagua Casitagua - Av. Vicente Maldonado Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro Av. Vicente Maldonado - Psj. A Av. Vicente Maldonado - Andrade Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Sincholagua - A de la Torre Sincholagua 2 Sincholagua 3 Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Cardenal de la Torre - Av. Vicente Maldo Polivio Chavez - Cardenal de la Torre Polivio Chavez Y1 Transf. 32992 Av. 5 de Junio 2 Av. 5 de Junio Av. 5 de Junio 3 Transf. 32992 fin Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez 3 Av. Vicente Maldonado - Polivio Chavez Andrade 1 Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Teran Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado

Voltage Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC

Caída (%) 0 0.002 0.005 0.019 0.366 0.368 0.377 0.888 0.973 1.193 1.437 1.646 1.941 2.057 2.114 2.194 2.265 2.293 2.347 2.5 2.502 2.584 2.634 2.66 2.665 2.668 2.665 2.663 2.639 2.642 2.647 2.112 2.137 2.143 2.148 2.147 2.15 1.308

kVLN 26.56 3.64 3.64 3.639 3.627 3.627 3.626 3.608 3.605 3.597 3.588 3.58 3.569 3.565 3.563 3.56 3.558 3.557 3.555 3.549 3.549 3.546 3.544 3.543 3.543 3.543 3.543 3.543 3.544 3.544 3.544 3.563 3.562 3.562 3.562 3.562 3.562 3.592

PU 1 1 1 1 0.996 0.996 0.996 0.991 0.99 0.988 0.986 0.984 0.981 0.979 0.979 0.978 0.977 0.977 0.977 0.975 0.975 0.974 0.974 0.973 0.973 0.973 0.973 0.973 0.974 0.974 0.974 0.979 0.979 0.979 0.979 0.979 0.978 0.987

 Angulo (deg) 0 -0.001 -0.002 -0.01 -0.207 -0.208 -0.209 -0.509 -0.559 -0.688 -0.751 -0.822 -0.922 -0.962 -0.986 -0.994 -1.002 -1.005 -1.006 -1.019 -1.019 -1.026 -1.03 -1.031 -1.031 -1.031 -1.031 -1.031 -1.031 -1.031 -1.033 -0.966 -0.968 -0.969 -0.969 -0.969 -0.969 -0.761

Nodo ID Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4  Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Galte - Chazqui Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez  Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez  Av. 5 de Junio 3 Rodrigo de Chavez 5 Gatazo - Collahuazo Transf. 2935 Gatazo - Trinidad Linares Perucho - Trinidad Linares Gatazo inicio Condorazo  Av. Rodrigo de Chavez  Av. Rodrigo de Chavez 3  Av. Rodrigo de Chavez 4 Machuca 3 Machuca 2 Transf. 73317 Batallas - Machuca Barba - Batallas Chazqui - Barba Machuca 4  Av. 5 de Junio - Necochea  Av. 5 de Junio 5  Av. 5 de Junio - Av. Miller  Av. Miller  Av. Miller 2 Necochea 1 Necochea 2  Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Albion

Voltage Nombre

Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Galte - Chazqui Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio 3 Rodrigo de Chavez 5 Gatazo - Collahuazo Transf. 2935 Gatazo - Trinidad Linares Perucho - Trinidad Linares Gatazo inicio Condorazo Av. Rodrigo de Chavez Av. Rodrigo de Chavez 3 Av. Rodrigo de Chavez 4 Machuca 3 Machuca 2 Transf. 73317 Batallas - Machuca Barba - Batallas Chazqui - Barba Machuca 4 Av. 5 de Junio - Necochea Av. 5 de Junio 5 Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. Miller Av. Miller 2 Necochea 1 Necochea 2 Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Albion

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC XBC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 1.425 1.476 1.543 1.804 1.865 1.879 1.882 1.917 1.966 2.009 2.021 2.024 2.009 2.039 2.075 2.09 2.105 2.107 2.108 2.11 2.173 2.175 2.204 2.205 2.218 2.075 1.87 1.868 1.872 1.943 2.146 2.15 2.311 2.324 2.336 2.5 2.542 2.552 2.554 2.555 2.555 2.554 2.56 2.63 2.724 2.813 2.826 2.834

kVLN 3.588 3.586 3.584 3.574 3.572 3.572 3.572 3.57 3.568 3.567 3.566 3.566 3.567 3.566 3.564 3.564 3.563 3.563 3.563 3.563 3.561 3.561 3.56 3.56 3.559 3.564 3.572 3.572 3.572 3.569 3.562 3.562 3.556 3.555 3.555 3.549 3.547 3.547 3.547 3.547 3.547 3.547 3.547 3.544 3.541 3.538 3.537 3.537

PU 0.986 0.985 0.985 0.982 0.981 0.981 0.981 0.981 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.979 0.979 0.979 0.979 0.979 0.979 0.978 0.978 0.978 0.978 0.978 0.979 0.981 0.981 0.981 0.981 0.979 0.979 0.977 0.977 0.977 0.975 0.975 0.974 0.974 0.974 0.974 0.974 0.974 0.974 0.973 0.972 0.972 0.972

 Angulo (deg) -0.835 -0.867 -0.909 -1.079 -1.137 -1.151 -1.152 -1.191 -1.244 -1.292 -1.298 -1.299 -1.306 -1.322 -1.34 -1.348 -1.356 -1.357 -1.358 -1.357 -1.35 -1.35 -1.35 -1.35 -1.35 -1.341 -1.137 -1.137 -1.137 -1.097 -1.182 -1.183 -1.252 -1.252 -1.253 -1.332 -1.35 -1.351 -1.352 -1.352 -1.352 -1.351 -1.353 -1.396 -1.444 -1.49 -1.497 -1.497

Nodo ID

Nombre

Bahia 2 Bahia 3 Prim 4D Bahia 4 Bahia - Rodrigo de Chavez Cuerpo de Ing. del Ejercito Transf. 91030007 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller  Av. Miller 4  Av. Miller 3  Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Jose Ascazubi Machuca - Batallas 2 Machuca 13395 Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5

-

Voltage

Bahia 2 Bahia 3 NODO Bahia 4 Bahia - Rodrigo de Chavez Cuerpo de Ing. del Ejercito Transf. 91030007 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller Av. Miller 4 Av. Miller 3 Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Jose Ascazubi Machuca - Batallas 2 Machuca 13395 Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Caída (%) 2.865 2.89 2.89 2.891 2.891 2.91 2.919 2.963 2.983 2.992 3.01 2.972 2.981 2.822 2.883 2.902 2.903 2.728 2.731 2.327 2.34 1.479 0.976 0.996

kVLN 3.536 3.535 3.535 3.535 3.535 3.534 3.534 3.532 3.531 3.531 3.53 3.532 3.531 3.537 3.535 3.534 3.534 3.541 3.541 3.555 3.555 3.586 3.604 3.604

PU 0.971 0.971 0.971 0.971 0.971 0.971 0.971 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.972 0.971 0.971 0.971 0.973 0.973 0.977 0.977 0.985 0.99 0.99

 Angulo (deg) -1.516 -1.529 -1.529 -1.53 -1.53 -1.54 -1.54 -1.541 -1.542 -1.544 -1.545 -1.542 -1.541 -1.494 -1.495 -1.496 -1.496 -1.445 -1.445 -1.252 -1.251 -0.867 -0.56 -0.561

RESULTADOS EN LAS LÍNEAS

Línea ID Primrio 4D 4D inicio 4D inicio 1  Av. 1 de Mayo Chambo  Av. 1 de Mayo 2 Chambo 2 Chambo 3 Cerro Hermoso Casitagua  Av. Vicente Maldonado Vicente Maldonado 2 Vicente Maldonado 3 Vicente Maldonado 4 Sincholagua Sincholagua 2 Sincholagua 3

Del Node Sub. Chimbacalle Sub. Chimbacalle 2 Sub. Chimbacalle 3 Alamor - Av. 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo Chambo - 1 de Mayo 2 Chambo - 1 de Mayo Chambo 2 Chambo - Cerro Hermoso Cerro Hermoso - Casitagua Casitagua - Av. Vicente Maldonado Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro Av. Vicente Maldonado - Psj. A Av. Vicente Maldonado - Andrade Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Sincholagua - A de la Torre Sincholagua 2

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Capacidad Flujo (Amps) (Amps) (%) 350.821 1060 33.096 350.821 845 41.517 350.821 765 45.859 350.821 460 76.265 8.038 460 1.747 3.808 109 3.493 342.796 460 74.521 334.308 460 72.676 327.937 460 71.291 106.027 205 51.72 104.487 214 48.826 101.916 214 47.624 98.048 214 45.817 78.584 280 28.066 46.568 170 27.393 34.33 170 20.194 10.18 170 5.988

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF) 3715.493 933.503 0.97 3715.418 933.427 0.97 3715.349 933.305 0.97 3714.945 932.661 0.97 83.584 25.727 0.956 39.594 12.186 0.956 3621.65 890.955 0.971 3519.307 840.241 0.973 3451.017 816.144 0.973 1091.593 342.293 0.954 1073.432 335.363 0.955 1045.181 325.219 0.955 1003.017 310.234 0.955 803.084 247.918 0.956 475.717 146.546 0.956 350.423 107.906 0.956 103.843 31.966 0.956

Línea ID Vicente Maldonado 5 Vicente Maldonado 6 Vicente Maldonado 7 Cardenal de la Torre fin Polivio Chavez Transf. 32992 Transf 34562  Av.5 de Junio  Av. 5 de Junio 2 Transf. 32992 2 Polivio Chavez 2 Polivio Chavez 3 Polivio Chavez 4  Andrade  Andrade 2  Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre 2 Prim. Urb. Monte Alegre Prim. Cerro Hermoso 2 Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Transf 4774 Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro 2 Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 2 Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Galte Galte 2 Galte 3 Galte 4 Jambeli Eplicachima 2 Eplicachima 3 Eplicachima 4  Av. 5 de Junio 3  Av. Rodrigo de Chavez 5 Gatazo 2 Tansf. 2935 Gatazo 3 Trinidad Linares Gatazo 4 Eplicachima  Av. Rodrigo de Ch.  Av. Rodrigo de Ch. 2  Av. Rodrigo de Ch. 3

Del Node Av. Vicente Maldonado - Sincholahua Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T Polivio Chavez - Cardenal de la Torre Polivio Chavez Y1 Transf. 32992 Av. 5 de Junio 2 Av. 5 de Junio 2 Transf. 32992 Polivio Chavez Y1 Polivio Chavez Y2 Polivio Chavez Y2 Av. Vicente Maldonado - Andrade Andrade 1 Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso - Casitagua Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 Rodrigo de Ch. 3 Rodrigo de Ch. 4 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Gatazo - Eplicachima Gatazo - Collahuazo Gatazo - Collahuazo Gatazo - Trinidad Linares Gatazo - Trinidad Linares Eplicachima - Jambeli Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Av. Rodrigo de Chavez 3

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC XBC

Capacidad Flujo (Amps) (Amps) (%) 32.015 109 29.372 31.497 109 28.897 1.556 109 1.428 18.529 109 16.999 18.01 109 16.523 5.716 129 4.431 2.598 129 2.014 2.598 230 1.13 0 205 0 3.118 230 1.356 3.637 230 1.581 0.779 129 0.604 3.117 230 1.355 19.464 125 15.571 6.891 125 5.513 2.412 109 2.213 1.292 109 1.185 1.034 109 0.948 1.034 195 0.53 220.81 460 48.002 219.281 335 65.457 217.581 335 64.95 213.499 335 63.731 210.947 460 45.858 89.81 460 19.524 82.835 460 18.008 2.749 460 0.598 76.812 460 16.698 74.87 460 16.276 71.247 460 15.488 25.81 460 5.611 2.581 230 1.122 34.783 460 7.561 29.801 460 6.478 28.08 460 6.104 25.325 335 7.56 13.777 335 4.113 2.583 335 0.771 1.033 335 0.308 1.033 129 0.801 9.998 129 7.75 1.551 230 0.674 6.724 129 5.212 2.586 260 0.995 2.586 129 2.005 1.722 460 0.374 5.154 109 4.729 2.148 109 1.97 1.933 109 1.773

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF) 327.007 100.891 0.956 320.986 98.914 0.956 15.836 4.874 0.956 188.538 58.07 0.956 183.104 56.372 0.956 58.084 17.878 0.956 26.396 8.124 0.956 26.394 8.124 0.956 0 0 0 31.673 9.748 0.956 36.955 11.376 0.956 5.279 1.625 0.956 31.675 9.75 0.956 198.957 61.253 0.956 70.402 21.671 0.956 24.637 7.583 0.956 8.798 2.708 0.956 10.558 3.25 0.956 10.558 3.249 0.956 2337.772 459.407 0.981 2319.786 450.996 0.982 2300.026 442.089 0.982 2256.859 427.581 0.983 2229.242 417.484 0.983 962.971 11.17 1 887.596 -12.819 1 28.154 8.666 0.956 822.361 -33.072 0.999 800.9 -40.139 0.999 760.875 -53.039 0.998 263.958 81.269 0.956 26.394 8.124 0.956 320.59 -189.079 0.861 304.706 94.034 0.956 287.043 88.507 0.956 258.814 79.718 0.956 140.782 43.35 0.956 26.394 8.124 0.956 10.558 3.249 0.956 10.558 3.249 0.956 102.166 31.447 0.956 15.836 4.874 0.956 68.649 21.129 0.956 26.394 8.123 0.956 26.397 8.124 0.956 17.596 5.416 0.956 52.79 16.247 0.956 21.996 6.77 0.956 13.197 4.062 0.956

Línea ID Parque Sta. Ana Machuca 3 Transf 73317 Machuca 2 Batallas Barba Machuca 4 Machuca 5  Av. 5 de Junio 5  Av. 5 de Junio 6  Av. Miller  Av. Miller 2 Necochea Necochea 1  Av. 5 de Junio 4 Barba 2 Barba 3 Barba 4 Barba 5 Bahia 2 Bahia 3 Primario4D Bahia 4 Bahia 4 Transf. 91030007 Transf. 91030007 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia Roberto Posso  Av. Miller 4 Miller 3  Antonio Baquerizo Jose Ascazubi Batallas 2 Machuca Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5

Del Node Pedro de Alfaro Machuca 3 Machuca 2 Machuca 2 Batallas - Machuca Barba - Batallas Batallas - Machuca Machuca 4 Av. 5 de Junio - Necochea Av. 5 de Junio 5 Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Necochea Necochea 1 Av. 5 de Junio - Necochea Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Bahia Bahia 2 Bahia 3 Bahia 3 Bahia 4 Bahia 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Barba - Necochea Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller Roberto Posso - Av. Miller Barba - Antonio Baquerizo Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Batallas - Machuca Machuca - Batallas 2 Transf 22513 Chambo - Cerro Hermoso Chambo 4

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

Capacidad Flujo (Amps) (Amps) (%) 120.81 300 40.27 118.231 280 42.226 2.584 109 2.371 115.647 280 41.303 5.696 129 4.416 3.107 170 1.828 103.07 280 36.811 100.995 280 36.07 6.747 170 3.969 3.633 109 3.333 1.298 109 1.19 1.038 230 0.451 5.71 109 5.238 4.152 230 1.805 67.779 460 14.735 55.313 335 16.511 52.54 335 15.683 38.131 460 8.289 2.082 170 1.225 31.711 335 9.466 30.67 335 9.155 0 335 0 1.562 335 0.466 1.042 335 0.311 27.805 335 8.3 4.342 150 2.895 23.464 129 18.189 18.251 125 14.601 4.345 153 2.84 13.906 125 11.125 5.213 109 4.782 2.607 150 1.738 12.674 335 3.783 12.501 129 9.69 3.907 129 3.028 4.688 129 3.634 2.773 109 2.544 1.04 109 0.954 4.297 129 3.331 1.716 129 1.33 1.54 109 1.413 6.385 460 1.388 2.554 129 1.98

Flujo de Potencia (kW) (kVAR) (PF) 1235.199 390.493 0.953 1207.179 381.436 0.954 26.394 8.124 0.956 1178.848 370.726 0.954 58.077 17.875 0.956 31.676 9.75 0.956 1049.767 326.989 0.955 1027.072 318.38 0.955 68.63 21.124 0.956 36.952 11.373 0.956 8.798 2.708 0.956 10.557 3.249 0.956 58.075 17.876 0.956 42.232 12.999 0.956 688.876 213.938 0.955 561.737 174.208 0.955 533.185 164.9 0.955 386.68 119.333 0.956 21.116 6.499 0.956 321.537 99.232 0.956 310.887 95.834 0.956 0 0 0 15.836 4.874 0.956 10.557 3.249 0.956 281.795 86.803 0.956 43.997 13.541 0.956 237.754 73.192 0.956 184.833 56.9 0.956 43.993 13.541 0.956 140.803 43.341 0.956 52.794 16.249 0.956 26.396 8.124 0.956 128.553 39.579 0.956 126.785 39.023 0.956 39.598 12.187 0.956 47.518 14.625 0.956 28.154 8.665 0.956 10.558 3.249 0.956 43.073 15.686 0.94 16.672 7.56 0.911 15.837 4.874 0.956 65.99 20.312 0.956 26.399 8.125 0.956

-

RESULTADOS DE PÉRDIDAS EN LAS LÍNEAS

Línea ID Primario 4D Prim 4D inicio Prim 4D inicio 1  Av. 1 de Mayo Chambo  Av. 1 de Mayo 2 Chambo 2 Chambo 3 Cerro Hermoso Casitagua  Av. Vicente Maldonado Vicente Maldonado 2 Vicente Maldonado 3 Vicente Maldonado 4 Sincholagua Sincholagua 2 Sincholagua 3 Vicente Maldonado 5 Vicente Maldonado 6 Vicente Maldonado 7 Cardenal de la Torre fin Polivio Chavez Transf. 32992 Transf 34562  Av.5 de Junio  Av. 5 de Junio 2 Transf. 32992 2 Prim. Polivio Chavez 2 Polivio Chavez 3 Polivio Chavez 4  Andrade  Andrade 2  Andrade 3 Cardenal de la Torre Cardenal de la Torre 2 Urb. Monte Alegre Cerro Hermoso 2 Transf. 101943 Transf 22513 Transf 5080 Transf 4774 Pedro de Alfaro Pedro de Alfaro 2 Rodrigo de Ch. Rodrigo de Ch. 2 Rodrigo de Ch. 3

Del Nodo Fase Sub. Chimbacalle ABC Sub. Chimbacalle 2 ABC Sub. Chimbacalle 3 ABC Alamor - Av. 1 de Mayo ABC Chambo - 1 de Mayo ABC Chambo - 1 de Mayo 2 ABC Chambo - 1 de Mayo ABC Chambo 2 ABC Chambo - Cerro Hermoso ABC Cerro Hermoso - Casitagua ABC Casitagua - Av. Vicente Maldonado ABC Av. Vicente MAldonado - P. Alfaro ABC Av. Vicente Maldonado - Psj. A ABC Av. Vicente Maldonado - Andrade ABC Av. Vicente Maldonado - Sincholahua ABC Sincholagua - A de la Torre ABC Sincholagua 2 ABC Av. Vicente Maldonado - Sincholahua ABC Av. Vicente Maldonado - Alpahuasi ABC  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T ABC  Av. Vicente Maldonado - Cardenal de la T ABC Polivio Chavez - Cardenal de la Torre ABC Polivio Chavez Y1 ABC Transf. 32992 ABC Av. 5 de Junio 2 ABC Av. 5 de Junio 2 ABC Transf. 32992 ABC Polivio Chavez Y1 ABC Polivio Chavez Y2 AXC Polivio Chavez Y2 ABC Av. Vicente Maldonado - Andrade ABC Andrade 1 ABC Andrade 3 ABC Cardenal de la Torre AXC Cardenal de la Torre ABC Cardenal de la Torre - Urb. Monte Alegre ABC Cerro Hermoso - Casitagua ABC Cerro Hermoso - Av. Vicente Maldonado ABC Transf. 101943 ABC Transf 22513 ABC Transf 5080 ABC Pedro de Alfaro ABC Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez ABC Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 ABC Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Ch.2 ABC Rodrigo de Ch. 3 ABC

ID 486 331 339 303 303 300 303 303 303 302 305 305 305 308 357 357 357 300 300

Tipo de Línea Nombre SUBN NA3X1000 3F SUBN NA3X700 3F SUBN NB3X600 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X3/0 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F

300 RNA1 AA3X2 3F 300 300 359 359 353 302 353 353 171 353 316 316 300 155 300 320 303 304 304 304 303 303 303 303 303 303

RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA3X2/0 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU2X6 2F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA2X2 2F RNA1 AA3X2 3F SUBN NA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F

Péridas Pérdidas  / Flujo (kW) (kVAR) (%) 0.075 0.076 0.002 0.07 0.122 0.002 0.403 0.644 0.011 9.711 15.979 0.261 0.001 0.002 0.002 0.003 0.002 0.009 14.364 23.637 0.397 2.3 3.785 0.065 5.816 9.57 0.169 2.325 2.056 0.213 1.857 2.021 0.173 2.574 2.801 0.246 0.976 1.063 0.097 0.36 0.481 0.045 0.365 0.19 0.077 0.241 0.125 0.069 0.029 0.015 0.028 0.743 0.353 0.227 0.48 0.228 0.15 0

0

0.002

0.155 0.09 0.015 0.001 0.001 0 0.001 0.002 0 0.002 0.106 0.017 0.002 0 0 0 2.15 2.165 0.937 1.223 4.678 0.59 0.131 0.001 0.346 0.435

0.074 0.043 0.005 0 0.001 0 0.001 0.001 0 0.002 0.05 0.008 0.001 0 0 0 3.537 3.492 1.511 1.973 7.698 0.972 0.215 0.001 0.569 0.716

0.082 0.049 0.026 0.005 0.003 0.003 0.005 0.003 0.008 0.053 0.024 0.006 0.005 0.004 0.003 0.092 0.093 0.041 0.054 0.21 0.061 0.015 0.002 0.042 0.054

Línea ID Rodrigo de Ch. 4 Galte Galte 2 Galte 3 Galte 4 Jambeli Eplicachima 2 Eplicachima 3 Eplicachima 4  Av. 5 de Junio 3  Av. Rodrigo de Chavez 5 Gatazo 2 Tansf. 2935 Gatazo 3 Trinidad Linares Gatazo 4 Eplicachima  Av. Rodrigo de Ch.  Av. Rodrigo de Ch. 2  Av. Rodrigo de Ch. 3 Parque Sta. Ana Machuca 3 Transf 73317 Machuca 2 Batallas Barba Machuca 4 Machuca 5  Av. 5 de Junio 5  Av. 5 de Junio 6  Av. Miller  Av. Miller 2 Necochea Necochea 1  Av. 5 de Junio 4 Barba 2 Barba 3 Barba 4 Barba 5 Bahia 2 Bahia 3 Primario 4D Bahia 4 Bahia 4 Transf. 91030007 Transf. 91030007 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 4

Del Nodo Rodrigo de Ch. 4 Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte Av. Rodrigo de Chavez - Galte Galte 3 Galte 4 Eplicachima - Jambeli Gatazo - Eplicachima Eplicachima - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Av. 5 de Junio - Av. Rodrigo de Chavez Gatazo - Eplicachima Gatazo - Collahuazo Gatazo - Collahuazo Gatazo - Trinidad Linares Gatazo - Trinidad Linares Eplicachima - Jambeli Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Pedro de Alfaro - Av. Rodrigo de Chavez Av. Rodrigo de Chavez 3 Pedro de Alfaro Machuca 3 Machuca 2 Machuca 2 Batallas - Machuca Barba - Batallas Batallas - Machuca Machuca 4 Av. 5 de Junio - Necochea Av. 5 de Junio 5 Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Av. Miller Av. 5 de Junio - Necochea Necochea 1 Av. 5 de Junio - Necochea Av. 5 de Junio - Barba Barba - Antonio Baquerizo Barba - Necochea Barba - Bahia Barba - Bahia Bahia 2 Bahia 3 Bahia 3 Bahia 4 Bahia 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 3

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC XBC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC AXC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 303 303 353 303 303 303 304 304 304 304 359 359 353 359 344 359 303 300 300 155 321 308 300 308 359 357 308 308 357 300 155 353 300 353 303 304 304 303 357 304 304 304 304 304 304 337 359 316 299

Tipo de Línea Nombre RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 CU3X6 3F SUBN ND3X1/0 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA2X2 2F SUBN NA3X2/0 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 AA3X4/0 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA2X2 2F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X4 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 AA3X281 3F SUBN NB3X4 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AS3X2 3F RNA1 AA3X1/0 3F

Péridas Pérdidas  / Flujo (kW) (kVAR) (%) 0.377 0.62 0.05 0.023 0.038 0.009 0.001 0.001 0.003 0.048 0.079 0.015 0.068 0.111 0.022 0.076 0.124 0.026 0.029 0.048 0.011 0.016 0.026 0.011 0 0.001 0.001 0 0 0.001 0 0 0.003 0.086 0.029 0.084 0 0 0.002 0.022 0.007 0.032 0 0 0 0.004 0.001 0.014 0 0 0.001 0.003 0.001 0.005 0.001 0 0.003 0.001 0 0.004 1.627 0.934 0.132 1.937 2.586 0.16 0.001 0 0.004 1.537 2.053 0.13 0.008 0.003 0.014 0.004 0.002 0.011 1.581 2.111 0.151 0.343 0.458 0.033 0.006 0.003 0.009 0.001 0 0.002 0 0 0.001 0 0 0.001 0.007 0.003 0.012 0.002 0.002 0.005 0.449 0.739 0.065 0.398 0.643 0.071 0.355 0.573 0.067 0.038 0.063 0.01 0.001 0.001 0.007 0.093 0.149 0.029 0.059 0.095 0.019 0 0 0 0 0.001 0 0 0 0.044 0.071 0.016 0.004 0.001 0.009 0.127 0.043 0.053 0.037 0.017 0.02 0.004 0.003 0.008

Línea ID Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 5 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Bahia Roberto Posso  Av. Miller 4 Miller 3  Antonio Baquerizo Jose Ascazubi Batallas 2 Machuca Transf 73359 Chambo 4 Chambo 5

Del Nodo Cuerpo de Ing. del Ejercito 3 Cuerpo de Ing. del Ejercito 2 Cuerpo de Ing. del Ejercito 6 Barba - Necochea Bahia - Roberto Posso Roberto Posso - Av. Miller Roberto Posso - Av. Miller Barba - Antonio Baquerizo Antonio Baquerizo - Jose Ascazubi Batallas - Machuca Machuca - Batallas 2 Transf 22513 Chambo - Cerro Hermoso Chambo 4

Fase ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC ABC

ID 316 300 327 304 359 359 359 300 300 359 359 300 303 359

Tipo de Línea Nombre RNA1 AS3X2 3F RNA1 AA3X2 3F SUBN NA3X4 3F RNA1 AA3X281 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 CU3X6 3F RNA1 AA3X2 3F RNA1 AA3X266 3F RNA1 CU3X6 3F

Péridas Pérdidas  / Flujo (kW) (kVAR) (%) 0.038 0.018 0.027 0.005 0.002 0.009 0.002 0.001 0.009 0.009 0.014 0.007 0.079 0.027 0.062 0.008 0.003 0.019 0.01 0.003 0.021 0.001 0 0.004 0 0 0.003 0.007 0.002 0.017 0.002 0.001 0.014 0.001 0 0.003 0.001 0.002 0.002 0.005 0.002 0.02

   3    1    O    X    E    N    A

   L    E    A    R    A    P    S    A    R    O    J    E    M    E    D    A    T    S    E    U    P    O    R    P    D    4    A    0    L    O    N    I    E    R    A    S    M    O    I    D    R    A    P    Z    I    R    L    I    O    T    D    U    A    S    T    E    E    L    N    M    A    I    I    R    L    E    A    T    A    M    S    O    L    E    D    S    O    I    R    A    T    I    N    U    S    O    I    C    E    R    P

    )     d    s    u     (     l    a    t    o    T

   d   a    d    i    t   n   a   c

   Q    R    E   9    O    0    L   R    0    S    A    I   2    V   D

   D    A    D    I    N    U

  r   o    t   c   u    d   n   o    C

   7    8    1  ,    1    3    5    1

    )     d    s    u     (     l    a    t    o    T

   4    4    1  ,    1    2    5    5    d

   7    3    8    0    3    0    1    1    2    5    3    4    1    9    1    2    2    1    3    6    8    1

   1    2    1    8    2    8    8    4    1    3    3    3    3    9    6

  a    d    i    t   n   a   c

   9    7    8    9    2    1    6    3    7    1    1    0    4    4    6    4    9    5  .    0  .    R   Q    9  .    6  .    6  .    5  .    3  .    0  .    1  .    3  .    3  .    7  .    9  .    3  .    2  .    8  .    8  .    2    2   O   E   9    6    1    7    2    6    0    0    0    2    1    0    1    0    9    1    2    1    2    0    L   R    0    S    A    I   2    V   D

   S    O    R    T    E    M

   S    O    R    T    E    M

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