01 Subestaciones de La EEQ

1

CAPÍTULO I

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA

ELÉCTRICA QUITO S.A.

El área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito S.A. otorgada por el CONELEC es

de 16 364.6 Km2, que corresponden a los cantones de: Quito, Rumiñahui, Mejía, Pedro

Vicente Maldonado, San Miguel de los Bancos, parte de Puerto Quito y Cayambe en la

provincia de Pichincha, Quijos y el Chaco en la provincia del Napo. El sistema de media

tensión a 23 kV se encuentra en las periferias de Quito, distribuido en varios primarios

de las subestaciones de subtransmisión.

Teniendo estos antecedentes se seleccionará las subestaciones con un nivel de voltaje de

138/23 kV debido a que el sistema de subtransmisión de 46 kV puede en un futuro

saturarse con el incremento de la demanda que existe anualmente, por tanto, se puede

decir que existirán mas subestaciones con un nivel de voltaje 138/23 kV, lo cual se

puede apreciar en el plan de expansión de la EEQSA ilustrado en el diagrama unifilar

del anexo 1. Las subestaciones con un nivel de voltaje de 138/23 kV hacen que la

inversión para transmitir la energía hasta el usuario final sea menor, minimizan líneas y

subestaciones de subtransmisión, porque se hace un paso directo de transmisión a

distribución.

Se determinará la demanda futura para cada una de estas subestaciones y se establecerá

la capacidad del transformador de potencia de la subestación móvil.

Las subestaciones de distribución con un nivel de voltaje 138/23 kV se enumeran a

continuación:

2

Subestaciones existentes.

• Subestación Cristianía (# 18).

• Subestación Eugenio Espejo (# 59).

• Subestación Pomasqui (# 57).

• Subestación Conocoto (# 23).

Subestaciones en construcción.

• Subestación Tababela (nuevo aeropuerto) (# 38).

• Subestación Cumbaya (Tumbaco) (# 35).

• Subestación Alangasí (# 26).

• Subestación Chilibulo (# 05).

Subestaciones proyectadas a futuro.

• Subestación Baeza (# 42).

• Subestación Zambiza (Kennedy) (# 14).

• Subestación S. Antonio (# 22).

• Subestación Cotocollao (nueva) (# 19).

• Subestación Vicentina.

• Subestación Parque Industrial (# 29).

1.1.- ANÁLISIS DE FLUJOS DE POTENCIA, CARGAS DE

PRIMARIOS Y SUBESTACIONES CON UN NIVEL DE VOLTAJE

138/23 kV.

Con los resultados obtenidos de este análisis se determinará la capacidad del

transformador de la subestación móvil.

3

Los flujos de carga en la EEQSA se realizan con el software Power System Simulator

(PSS/E) de la firma Power Technology Inc (PTI) de U.S.A., el cual permite simular la

operación y funcionamiento del sistema eléctrico de potencia en condiciones normales o

de contingencia para una carga eléctrica proyectada de las subestaciones de distribución,

principalmente a demanda pico.

Para realizar los estudios de flujo de carga en el Power System Simulator o cualquier

otro software de similares características se requiere determinar las características de las

líneas de alimentación y los parámetros eléctricos de sus conductores, así como, de los

transformadores de las subestaciones y de los generadores que suministran energía

directamente al sistema. Se debe modular gráficamente el sistema a estudiarse para una

condición de carga máxima.

Para la simulación del sistema eléctrico se utilizó la topología de operación del 2010 y

los valores de potencia de generación de las centrales hidráulicas y térmicas de la EEQ

al pico del 2010, así como, el aporte de las centrales hidráulicas Agoyán, Pisayambo y

los aportes de los autogeneradores conectados a la red.

Se considera a Santa Rosa 230 kV como barra Slack o barra oscilante con voltajes de

0.995 pu para demanda pico por lo que el voltaje de la barra Slack no será menor al 3%

del voltaje nominal.

Los voltajes en las barras de 138 kV y 23 kV no exceden del 3% del voltaje nominal por

lo que se mantienen dentro de los rangos normalizados. Las perdidas eléctricas técnicas

en líneas de transmisión y subestaciones están en niveles bajos, menores al 2%.

Para años próximos al 2010 se debería modelar el sistema con la Central Quijos y Baeza,

que son las centrales proyectadas en el plan de expansión de la Empresa Eléctrica Quito

S.A., además de las cargas proyectadas las cuales serán determinadas a continuación.

4

1.1.1- PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA POR SUBESTACIONES

CON UN NIVEL DE VOLTAJE 138/23 kV.

Se basa en un análisis estadístico de los datos históricos disponibles en el periodo 2007-

2010 de potencia suministrada, en lo que se toma en cuenta las subestaciones que están

planeadas a futuro por la Empresa Eléctrica Quito S.A.

Con estos datos se realiza una proyección de carga a largo plazo, utilizando las opciones

de análisis estadístico y de pronóstico, lo que nos permite determinar la evolución

histórica de la demanda por subestación. Las cargas por primario y subestaciones se

indican en la tabla 1.1 las cuales fueron obtenidas de la base de datos de flujos de carga,

los medidores electrónicos instalados en las subestaciones para días pico de cada año

(Diciembre, 19:00) y el plan de expansión de la Empresa Eléctrica Quito S.A.

SUBESTACIONES

2007 2008 2009 2010 RELACIÓN VOLTAJE

kV/kV

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

18.- Cristianía ACEF 138/23 29.30 26.40 28.00 29.80 18.- Cristianía BDG 138/23 21.60 27.50 29.20 29.41 59.- E. Espejo AB 138/23 15.00 15.70 16.50 17.30 59.- E. Espejo CD 138/23 13.20 15.80 16.60 17.40

57.- Pomasqui ADEF 138/23 25.60 21.00 22.10 27.98 57.- Pomasqui BCG 138/23 15.30 22.20 23.40 20.19

26.- Alangasi 138/23 0.00 0.00 12.30 13.10 23.- Conocoto 138/23 0.00 15.00 15.83 16.70 5.- Chilibulo 138/23 0.00 0.00 0.00 18.10 42.- Baeza 138/23 0.00 0.00 0.00 0.00

35.- Cumbaya (Tumbaco) 138/23 0.00 0.00 0.00 18.40 38.- Tababela (Nuevo aer.) 138/23 0.00 0.00 0.00 19.90

14.- Zambiza (Kennedy) 138/23 0.00 0.00 0.00 0.00 22.- S. Antonio 138/23 0.00 0.00 0.00 0.00

19.- Cotocollao (nueva) 138/23 0.00 0.00 0.00 0.00 Vicentina 138/23 0.00 0.00 0.00 0.00

29.- Parque industrial 138/23 0.00 0.00 0.00 0.00 TABLA 1.1 DEMANDA ELÉCTRICA PERIODO 2007-2010

5

En el anexo 2 se tiene un flujo de carga máximo del año 2010.

Las subestaciones Cristianía, Eugenio Espejo, Pomasqui y Conocoto se encuentran

trabajando energizadas, las demás están construyéndose o planeadas por la EEQSA.

1.1.1.1.- Determinación de demanda proyectada de la EEQSA a través de EXCEL

Para determinar una proyección de la demanda estimada se utilizo las opciones de

estadística basados en datos históricos. Para estimar la demanda hasta el año 2020 se

utilizó el comando PRONOSTICO el cual trabaja de la siguiente manera:

“Pronostico.- Calcula o pronostica un valor futuro a través de los valores existentes. La

predicción del valor es un valor Y teniendo en cuenta un valor X. Los valores conocidos

son valores X y valores Y existentes, y el nuevo valor se pronostica utilizando regresión

lineal. Esta función se puede utilizar para realizar previsiones de ventas, establecer

requisitos de inventario o tendencias de los consumidores. ”6

• Si X no es numérico, PRONOSTICO devuelve el valor de error #¡VALOR!.

Sintaxis

PRONOSTICO(x ; conocido_y ; conocido_x)

X es el punto de datos cuyo valor se desea predecir.

Conocido_y es la matriz o rango de datos dependientes.

Conocido_x es la matriz o rango de datos independientes.

Observaciones:

6 Ayuda Microsoft Office Excel 2007

6

• Si no se ha especificado ningún valor para conocido_y o conocido_x, o si

contienen un numero diferente de puntos de datos, PRONOSTICO devuelve el

valor de error #N/A.

• Si la varianza de conocido_x es igual a cero, PRONOSTICO devuelve el valor

de error #¡DIV/0!.

• La ecuación de la función PRONOSTICO es: a+bx, donde:

Donde X y Y son las medias de muestra PROMEDIO (conocido_x) y PROMEDIO

(conocido_y).

Los resultados de la proyección hasta el año 2015 se muestran en la siguiente tabla.

SUBESTACIONES 2011 2012 2013 2014 2015

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

18.- Cristianía ACEF 29.15 29.46 29.77 30.08 30.39 18.- Cristianía BDG 33.21 35.72 38.24 40.75 43.26 59.- E. Espejo AB 18.05 18.82 19.59 20.36 21.13 59.- E. Espejo CD 19.10 20.44 21.78 23.12 24.46

57.- Pomasqui ADEF 26.23 27.05 27.88 28.70 29.53 57.- Pomasqui BCG 24.24 25.83 27.41 29.00 30.59

26.- Alangasi 13.95 14.86 15.82 16.85 17.95 23.- Conocoto 17.61 18.58 19.60 20.68 21.82 5.- Chilibulo 18.77 19.46 20.18 20.93 21.71 42.- Baeza 0.00 0.00 4.10 4.35 4.61

35.- Cumbaya (Tumbaco) 19.69 21.07 22.54 24.12 25.81 38.- Tababela (Nuevo aer.) 21.09 22.36 23.70 25.12 26.63

14.- Zambiza (Kennedy) 21.10 22.37 23.71 25.13 26.64 22.- S. Antonio 0.00 14.60 15.55 16.56 17.64

19.- Cotocollao (nueva) 0.00 0.00 18.00 19.08 20.22 Vicentina 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

TABLA 1.2a PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN EL PERIODO 2011-

2015

7

Los resultados de la proyección en el periodo 2016-2020 se muestran en la siguiente

tabla.

SUBESTACIONES

2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

DEMANDA (MVA)

18.- Cristianía ACEF 30.70 31.01 31.32 31.63 31.94 18.- Cristianía BDG 45.77 48.29 50.80 53.31 55.83 59.- E. Espejo AB 21.90 22.67 23.44 24.21 24.98 59.- E. Espejo CD 25.80 27.14 28.48 29.82 31.16

57.- Pomasqui ADEF 30.35 31.17 32.00 32.82 33.65

57.- Pomasqui BCG 32.17 33.76 35.35 36.94 38.52

26.- Alangasi 19.11 20.36 21.68 23.09 24.59 23.- Conocoto 23.02 24.29 25.62 27.03 28.52 5.- Chilibulo 22.51 23.34 24.21 25.10 26.03 42.- Baeza 4.88 5.18 5.49 5.82 6.16

35.- Cumbaya (Tumbaco) 27.61 29.55 31.61 33.83 36.20 38.- Tababela (Nuevo aer.) 28.23 29.92 31.72 33.62 35.64

14.- Zambiza (Kennedy) 28.24 29.93 31.73 33.63 35.65 22.- S. Antonio 18.78 20.00 21.30 22.69 24.16

19.- Cotocollao (nueva) 21.44 22.72 24.09 25.53 27.07 Vicentina 17.00 18.06 19.19 20.39 21.67

29.- Parque industrial 28.00 29.82 31.76 33.82 36.02 TABLA 1.2b PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN EL PERIODO 2016-

2020

1.2.- ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL Y FUTURA DE

CADA SUBESTACIÓN.

Una vez que se cuentan con los datos de cargas máximas en el periodo 2008-2020 se

realiza un análisis situacional de cada subestación que considera puntos como

crecimientos de la demanda, equipos actuales, cargabilidades, factores de crecimiento y

demanda en el día de máxima carga.

8

1.2.1.- SUBESTACIÓN Nº 18 CRISTIANÍA.

Situación al 2010.- Dispone de dos transformadores de 138/23 kV, uno de 20/27/33

MVA con refrigeración OA/FA1/FA2 de 1997 y otro de 20/27/33 MVA con

refrigeración OA/FA1/FA2 del 2003 el cual fue reparado por fábrica por una caída,

posee siete primarios y dos bancos de capacitores, uno de 4.5 MVAR y otro de 6.6

MVAR.

La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 59.21 MVA y la capacidad

instalada máxima es de 66 MVA. Los primarios son cortos y no tienen problemas de

regulación de voltaje, ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo

LTC y la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica.

Algunos disyuntores de 23 kV presentan problemas de reparaciones y mantenimiento,

equipos de aproximadamente 20 años de operación y están llegando a culminar su vida

útil por lo tanto tienen limitaciones en su capacidad de cortocircuito, por ello la Empresa

Eléctrica Quito S.A. está realizado cambios por equipos nuevos de mejor tecnología.

La cargabilidad del transformador esta casi en su límite, tomando en cuenta que se

encuentra con todas las etapas de enfriamiento, por lo que la implementación de una

subestación móvil en esta subestación es de imprescindible importancia.

En el gráfico 1.1 se muestra la demanda en el día de máxima carga para el año 2010,

donde el factor de carga es de 0.626, factor que se redujo en comparación al 2009 que

fue de 0.663. Estos datos fueron tomados de los medidores de energía de la subestación.

9

GRÁFICO 1.1 DEMANDA EN EL DIA DE MAXIMA CARGA 2010

Situación futura.- Del estudio realizado de la proyección de la demanda se estima que

al 2011 la demanda será 62.36 MVA y estará al límite de su capacidad instalada, por lo

que debería entrar una nueva subestación fija o a su vez la subestación móvil.

Al 2015 la demanda supera en gran porcentaje a la capacidad instalada y ni una

transferencia de carga a la subestación Nº 19 Cotocollao supera esta contingencia. No se

podría cambiar por un transformador de mayor capacidad ya que el nivel de

cortocircuito se incrementa y los equipos instalados tienen cierta capacidad de

sobrecorriente. Por ello la EEQSA en su plan de expansión tiene propuesto implementar

la subestación Nº 14 Zambiza para cubrir esta contingencia, pero si el proyecto se retrasa

en su construcción como ha pasado con otras subestaciones por falta de presupuesto

como por ejemplo la subestación Tababela, la subestación móvil sería imprescindible.

En el siguiente gráfico se puede apreciar el crecimiento de la demanda para el periodo

2008-2020.

0

10

20

30

40

50

60

70

00:00:0004:48:0009:36:0014:24:0019:12:0000:00:0004:48:00

DEM

AN

DA

[MV

A]

HORA DEL DIA

DEMANDA 13/12/2010

S/E CRISTIANIA

10

GRÁFICO 1.2 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN CRISTIANÍA

El factor de crecimiento estimado es la pendiente de la recta que forman los puntos de

proyección de la demanda y para esta subestación es de 2.8 MVA en cada año, el cual

fue encontrado realizando una línea de tendencia con las opciones gráficas de Excel. En

el gráfico 1.3 se muestran estos resultados.

GRÁFICO 1.3 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E CRISTIANÍA

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

DEMANDA

CAPACIDAD

y = 2,816x - 5601,

0,0010,0020,0030,0040,0050,0060,0070,0080,0090,00

100,00

2005 2010 2015 2020 2025

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E CRISTIANIA

Lineal (S/E CRISTIANIA)

11

1.2.2.- SUBESTACIÓN Nº 59 EUGENIO ESPEJO.

Situación al 2010.- Dispone de dos transformadores 138/23 kV uno de 20/27/33 MVA

con refrigeración OA/FA1/FA2 de 1998 y otro de 20/27/33 MVA con refrigeración

ONAN/ONAF1/ONAF2 del 2007, cuatro primarios y dos bancos de capacitores de 4.5

MVAR cada uno.

La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 34.7 MVA, por lo que no

tiene problemas para seguir atendiendo el crecimiento de su demanda eléctrica y

transferencia de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas de regulación

de voltaje ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo LTC, aunque

la subestación no se encuentra dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos

como transformadores, disyuntores y cabinas no tienen problemas ya que son

prácticamente nuevos.


donde el factor de carga es de 0.5801, factor que incremento en comparación al 2009

que fue de 0.5793. Estos datos fueron tomados de los medidores de energía de la

subestación.


0

5

10

15

20

25

30

35

40

00:00:00 04:48:00 09:36:00 14:24:00 19:12:00 00:00:00 04:48:00

DEM

AN

DA

[MV

A]

HORA DEL DIA

DEMANDA 08/12/2010

S/E E. ESPEJO

12

Situación futura.- La demanda al 2020 es de 56.14 MVA por lo que cuenta con una

reserva adecuada para transferir carga de subestaciones vecinas.


2008-2020.

GRÁFICO 1.5 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN E. ESPEJO

El factor de crecimiento estimado es de 2.0904 MVA en cada año. En el gráfico 1.6 se

muestran estos resultados.

GRÁFICO 1.6 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E E. ESPEJO

0

10

20

30

40

50

60

70

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

DEMANDA

CAPACIDAD

y = 2,090x - 4166,

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

2005 2010 2015 2020 2025

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E E. ESPEJO

Lineal (S/E E. ESPEJO)

13

1.2.3.- SUBESTACIÓN Nº 57 POMASQUI.

Situación al 2010.- Dispone de dos transformadores de 138/23 kV, uno de 20/27/33

MVA con refrigeración OA/FA1/FA2 de 1996 y otro de 29/27/33 MVA con

refrigeración OA/FA1/FA2 del 2003 que tuvo un daño en el LTC y fue devuelto al

seguro. Dispone de 7 primarios y dos bancos de capacitores de 4.5 MVAR cada uno.

La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 48.17 MVA por lo que no

tiene problemas de reserva para seguir atendiendo el crecimiento de la demanda eléctrica

y transferencias de carga de subestaciones vecinas. Sus primarios no tienen problemas

de regulación de voltaje ya que los transformadores disponen de cambiador de taps tipo

LTC, la subestación está ubicada dentro del baricentro de su carga eléctrica. Los equipos

como transformadores, disyuntores y cabinas no tienen problemas ya que son

prácticamente nuevos.


donde el factor de carga es de 0.556, factor que se redujo en comparación al 2009 que

fue de 0.653. Estos datos fueron tomados de los medidores de energía de la subestación.


0102030405060

00:00:0004:48:0009:36:0014:24:0019:12:0000:00:0004:48:00

DEM

AN

DA

[MV

A]

HORA DEL DIA

DEMANDA 08/12/2010

S/E POMASQUI

14

Situación futura.- En el año 2017 la demanda alcanzaría los 64.93 MVA por lo que se

vería en el límite de su cargabilidad por lo que la implementación de la subestación

móvil seria de gran ayuda hasta que se construya otra subestación que descargue estos

primarios.

Al 2020 la demanda sería de 72.17 MVA por lo que la subestación estaría sobrecargada

y sería imprescindible la puesta en servicio de la subestación móvil, porque no se podría

realizar una transferencia de carga a la subestación vecina Nº 18 Cristianía ya que ella

también se encuentra en su límite de carga.


2008-2020.

GRÁFICO 1.8 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN POMASQUI



0

10

20

30

40

50

60

70

80

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

DEMANDA

CAPACIDAD

15

GRÁFICO 1.9 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E POMASQUI

1.2.4.- SUBESTACIÓN Nº 23 CONOCOTO.

Situación al 2010.- En el 2010 fue puesta en servicio con un transformador de 20/27/33

MVA con refrigeración ONAN/ONAF1/ONAF2, por lo que esta subestación tiene

reservas a largo plazo y no va a tener inconvenientes en el periodo estudiado.

La demanda de la subestación ajustada al pico del año es de 16.7 MVA por lo que no

tiene problemas para seguir atendiendo el incremento de la demanda eléctrica y

transferencias de carga de subestaciones vecinas.


donde el factor de carga es de 0.61. Estos datos fueron tomados de los medidores de

energía de la subestación.

y = 2,413x - 4803,

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

2005 2010 2015 2020 2025

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E POMASQUI

Lineal (S/E POMASQUI)

16

GRÁFICO 1.10 DEMANDA EN EL DÍA DE MÁXIMA CARGA 2010

Situación futura.- La subestación al 2020 tendría una demanda eléctrica de 28.52 MVA

por lo que cuenta con una reserva adecuada para transferencias de carga de

subestaciones vecinas.


2008-2020.

GRÁFICO 1.11 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN CONOCOTO

0

5000

10000

15000

20000

00:00:0004:48:0009:36:0014:24:0019:12:0000:00:0004:48:00

DEM

AN

DA

[KV

A]

HORA DEL DIA

DEMANDA 14/12/2010

S/E CONOCOTO

0

5

10

15

20

25

30

35

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

17



GRÁFICO 1.12 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E CONOCOTO

1.2.5.- SUBESTACIÓN Nº 38 TABABELA NUEVO AEROPUERTO.

Situación al 2010.- Esta subestación se encuentra en el proceso final de su construcción.

“Situación futura.- A inicios del 2011 la subestación entra en servicio con una demanda

eléctrica de 21.09 MVA. Cuenta con un transformador 138/23 kV de 20/27/33 MVA con

refrigeración ONAN/ONAF1/ONAF2. Con la energización de esta subestación se

descargarían las subestaciones Nº 58 El Quinche y Nº 36 Tumbaco. Al 2018 estaría en

su límite de carga tomando en cuenta que estaría con todas sus etapas de enfriamiento y

al 2019 la subestación se sobrecarga con una demanda eléctrica de 33.62 MVA, por lo

que se dispondría de un segundo transformador de iguales características, y si este

proyecto se retrasa por falta de presupuesto, entraría la subestación móvil a cubrir esta

demanda.”7


2008-2020.

7 Empresa Eléctrica Quito, Plan De Expansión 2008-2020, Quito, 2007, pág. 38

y = 1,120x - 2235,

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2005 2010 2015 2020 2025

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E CONOCOTO

Lineal (S/E CONOCOTO)

18

GRÁFICO 1.13 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN TABABELA



GRÁFICO 1.14 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E TABABELA

1.2.6.- SUBESTACIÓN Nº 35 CUMBAYA (TUMBACO).

Situación al 2010.- Esta subestación se encuentra en el proceso final de su construcción

y para inicios del 2011 entra en servicio.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

y = 1,567x - 3131,

0,005,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,00

2005 2010 2015 2020 2025

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E TABABELA

Lineal (S/E TABABELA)

19

“Situación futura.- Al 2011 está prevista su puesta en servicio con un transformador

138/23 kV de 20/27/33 MVA con una carga de 19.69 MVA para descargar la

subestación Nº 36 Tumbaco por el riesgo de sobrecarga y a futuro evitar el riesgo de

colapso de los puntos de transferencia de carga del sistema 138 kV a 46 kV en Selva

Alegre y Vicentina.

Al 2018 estaría en su límite de carga tomando en cuenta que estaría con todas su etapas

de enfriamiento y al 2019 se sobrecarga con una demanda eléctrica de 33.83 MVA y

sería necesaria la implementación de un segundo transformador de iguales

características, si este proyecto se retrasa por falta de presupuesto, entraría la

subestación móvil a cubrir la demanda.”8

GRÁFICO 1.15 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN CUMBAYA


2008-2020.


0

5

10

15

20

25

30

35

40

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

20



GRÁFICO 1.16 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E CUMBAYA

1.2.7.- SUBESTACIÓN Nº 26 ALANGASI.

Situación al 2010.- Esta subestación se encuentra en proceso de construcción.

“Situación futura.- Al 2011 está previsto su puesta en servicio con un transformador

138/23 kV de 20/27/33 MVA con una carga eléctrica de 13.95 MVA para la

transferencia de un 60 % de carga de la subestación Nº 27 San Rafael, por el riesgo de

colapso de los transformadores de 138/46 kV de Santa Rosa.

Al 2020 su demanda eléctrica es de 24.59 MVA por lo que no estaría en peligro de

sobrecarga hasta el año previsto, tomando en cuenta ninguna transferencia de carga.”9



2008-2020.

y = 1,769x - 3540

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

2005 2010 2015 2020 2025

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E CUMBAYA

Lineal (S/E CUMBAYA)

21

GRÁFICO 1.17 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN ALANGASI



GRÁFICO 1.18 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E ALANGASI

1.2.8.- SUBESTACIÓN Nº 5 CHILIBULO.

Situación al 2010.- Esta subestación se encuentra en proceso de construcción.

0

5

10

15

20

25

30

35

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

y = 1,110x - 2219,

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2005 2010 2015 2020 2025

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E ALANGASI

Lineal (S/E ALANGASI)

22


138/23 kV de 20/27/33 MVA con una carga eléctrica de 18.77 MVA, para descargar al

sistema de 46 kV que alimenta a las subestaciones Nº 3 y Nº 7, tomando carga mediante

transferencias.

Al 2020 su demanda eléctrica es de 26.03 MVA por lo que no estaría en peligro de


GRÁFICO 1.19 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN CHILIBULO




2008-2020.


0

5

10

15

20

25

30

35

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

23

GRÁFICO 1.20 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E CHILIBULO

1.2.9.- SUBESTACIÓN Nº 42 BAEZA.

Situación al 2010.- En proceso de diseño.


138/23 kV de 10 MVA con una carga eléctrica de 4.1 MVA. Al 2020 su demanda

eléctrica es de 6.16 MVA por lo que no estaría en peligro de sobrecarga hasta el año

previsto, tomando en cuenta ninguna transferencia de carga.”11



2008-2020.

y = 0,792x - 1574

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E CHILIBULO

Lineal (S/E CHILIBULO)

24

GRÁFICO 1.21 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN BAEZA



GRÁFICO 1.22 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E BAEZA

1.2.10.- SUBESTACIÓN Nº 14 ZAMBIZA (KENNEDY).


0

2

4

6

8

10

12

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

y = 0,294x - 588,1

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

2012 2014 2016 2018 2020 2022

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E BAEZA

Lineal (S/E BAEZA)

25

“Situación futura.- Al 2011 está prevista su puesta en servicio con un transformador

138/23 kV de 20/27/33 MVA con una carga eléctrica de 21.1 MVA que permitirá

descargar las subestaciones Nº 18, Nº19 y Nº 16 mediante transferencias de carga.

Al 2018 la demanda eléctrica estaría en su límite de carga por lo que sería recomendable

instalar un nuevo transformador o implementar una subestación móvil. Al 2020 la

subestación estaría sobrecargada con una demanda de 35.65 MVA además de las

transferencias de carga de subestaciones vecinas.”12

GRÁFICO 1.23 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN ZAMBIZA




2008-2020.


0

5

10

15

20

25

30

35

40

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

26

GRÁFICO 1.24 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E ZAMBIZA

1.2.11.- SUBESTACIÓN Nº 22 S. ANTONIO.


“Situación futura.- al 2012 está prevista su puesta en servicio con un transformador

138/23 kV de 20/27/33 MVA con una carga eléctrica de 14.6 MVA para descargar a las

subestaciones Nº 57 Pomasqui por el riesgo de sobrecarga y a la Nº 19 Cotocollao

mediante la transferencia de carga. Al 2020 su demanda eléctrica estaría en 24.16 MVA

por lo que no estaría en riesgo de sobrecarga, tomando en cuenta ninguna transferencia

de carga.”13



2008-2020.

y = 1,611x - 3219,

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E ZAMBIZA

Lineal (S/E ZAMBIZA)

27

GRÁFICO 1.25 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN S. ANTONIO



GRÁFICO 1.26 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E S. ANTONIO

1.2.12.- SUBESTACIÓN Nº 19 COTOCOLLAO (NUEVA).

Situación al 2010.- En proceso de expansión de la subestación Cotocollao.

0

5

10

15

20

25

30

35

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

y = 1,191x - 2383,

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E S. ANTONIO

Lineal (S/E S. ANTONIO)

28


138/23 kV de 33 MVA con una carga eléctrica de 18 MVA para descargar las

subestaciones Nº 18 Cristianía y Nº 19 Cotocollao mediante la transferencia de carga.

Al 2020 la demanda eléctrica seria de 27.07 por lo que estaría en los límites de carga y

sería necesario instalar un nuevo transformador o una subestación móvil.”14

GRÁFICO 1.27 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN COTOCOLLAO




2008-2020.


0

5

10

15

20

25

30

35

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

29

GRÁFICO 1.28 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E COTOCOLLAO

1.2.13.- SUBESTACIÓN VICENTINA.



138/23 kV de 3 MVA con una carga eléctrica de 17 MVA para descargar la subestación

Nº 35 Cumbaya e incrementar la reserva de capacidad.

Al 2020 su demanda eléctrica seria de 21.67 MVA por lo que no estaría en peligro de




2008-2020.

y = 1,293x - 2585,

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2012 2014 2016 2018 2020 2022

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E COTOCOLLAO

Lineal (S/E COTOCOLLAO)

30

GRÁFICO 1.29 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN VICENTINA



GRÁFICO 1.30 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E VICENTINA

1.2.14.- SUBESTACIÓN Nº 29 PARQUE INDUSTRIAL.


0

5

10

15

20

25

30

35

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

y = 1,167x - 2335,

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E VICENTINA

Lineal (S/E VICENTINA)

31


138/23 kV de 33 MVA con una carga eléctrica de 28 MVA para servir el parque

industrial en el sector de Pífo.

Al 2020 la demanda eléctrica estaría en 36.02 MVA y la subestación estaría

sobrecargada, lo que hace necesario un nuevo transformador o la implementación de una

subestación móvil.”16

GRÁFICO 1.31 DEMANDA Y CAPACIDAD SUBESTACIÓN PARQUE INDUSTRIAL




2008-2020.


0

5

10

15

20

25

30

35

40

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

DEMANDA

CAPACIDAD

32

GRÁFICO 1.32 FACTOR DE CRECIMIENTO S/E PARQUE INDUSTRIAL

1.3.- DETERMINACIÓN DE LA CAPACIDAD DEL

TRANSFORMADOR.

Para determinar la capacidad del transformador se debe tener en cuenta en no exceder el

peso porque la plataforma no resistiría. Tomando como ejemplo “Un transformador

trifásico de 138/23 kV y 33 MVA, pesa aproximadamente 45 toneladas”17, y sería un

peso muy elevado para una plataforma de tráiler, por ello se decide realizar un promedio

total de la demanda de todos los transformadores para cada año, ya que la subestación

móvil no estará planeada para un lugar especifico, se diseñará para ayudar o suplir varias

subestaciones. El promedio de los transformadores se puede apreciar en la tabla 1.3,

luego se obtiene el promedio de todos los años en estudio, tomando un 10 % de reserva

de capacidad para el transformador, el cual se puede ver en la tabla 1.4.

DEMANDA

PROMEDIO [MVA]

AÑO

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

19.82 19.2 19.65 20.8 21.19 20.46 21.56 22.72 23.72 25.01 26.36 27.77 29.26 TABLA 1.3 PROMEDIO DE LA DEMANDA DE TODOS LOS TRANSFORMADORES

17 Empresa Eléctrica Quito, Especificaciones técnicas subestación Nº 23 Conocoto, Quito, 2009

y = 2,004x - 4012,

0,005,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,00

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

DEM

AN

DA

[MV

A]

AÑO

S/E PARQUE INDUSTRIAL

Lineal (S/E PARQUE INDUSTRIAL)

33

PROMEDIO ANUAL [MVA] 22.88615385 RESERVA 10 % [MVA] 2.288615385

POTENCIA TRANSFORMADOR [MVA] 25.17476923 TABLA 1.4 CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR DE POTENCIA

Por lo tanto la capacidad del transformador es de 25 MVA, el cual se detallara en el

siguiente capítulo.

“La mayor eficiencia de un transformador de potencia está en que trabaje al 80% de su

capacidad nominal”18

FIGURA 11 CARGA RESIDENCIAL

, por lo que de esta manera se puede justificar técnicamente la

capacidad escogida.

La carga instalada en estas subestaciones en estudio son de tipo residencial, comercial y

en muy poco porcentaje carga industrial, esta información fue proporcionada por el

Departamento de Generación de la Empresa Eléctrica Quito S.A. de manera verbal ya

que dicha información es confidencial para la empresa. Además la curva de carga diaria

de cada subestación nos indica que la carga es residencial en un alto porcentaje y

comercial ya que la curva se pronuncia más aproximadamente a las once de la mañana,

las siguientes figuras nos indican el tipo de carga según las variaciones en el día.

18 ENRIQUEZ HARPER, Gilberto, Elementos de diseño de subestaciones eléctricas, EDITORIAL LIMUSA, México, 2002, p 28

34

FIGURA 12 CARGA COMERCIAL

FIGURA 13 CARGA INDUSTRIAL

En el anexo 3 se puede ver las capacidades de los transformadores y la demanda para el

periodo 2008-2020.

1.4.- ANÁLISIS DEL ESTUDIO DE LA DEMANDA PROYECTADA

El estudio de proyección de la demanda, permite establecer los siguientes criterios sobre

los cuales se tomaran decisiones para la implementación o no de una subestación móvil.

• El resultado de esta proyección evidencia un crecimiento elevado de la demanda

eléctrica, principalmente en las subestaciones Cristianía y Pomasqui, con un

factor de crecimiento de 2.8 y 2.4 MVA por cada año, llegando a saturarse estas

subestaciones en el año 2012 y 2017 respectivamente.

35

• El incremento de la población conlleva a un aumento de la demanda eléctrica en

todas las subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito, por lo que la

implementación de nuevos equipos para la ampliación de capacidad en las

subestaciones criticas, no sería una opción muy económica, debido a que se

realizaría inversiones individuales para poder cubrir las contingencias de

sobrecarga, por esta y otras razones no existen políticas de expansión de

subestaciones antiguas.

• Los constantes retrasos en la ejecución de nuevos proyectos de expansión de la

Empresa Eléctrica Quito, son un factor negativo para respaldar el incremento de

la demanda eléctrica.

Sin políticas que permitan establecer proyectos de crecimiento en las diferentes

subestaciones, estas se comenzarán a saturar en poco tiempo, como lo establece el

estudio realizado, por lo que como resultado de este análisis y justificativo de este

proyecto sería realizar el estudio y diseño de una subestación móvil que permita

solventar necesidades de carga de cada subestación, siendo esta una alternativa valedera,

tomando como comparación la implementación de nuevos equipos, lo cual implica

proyectos más largos y costosos.

01 Subestaciones de La EEQ

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