ESCUELA POLITÉCNIC NACIONAA L FACULTAD DE INGENIERÍA...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S.A. TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO, EN SISTEMAS DE POTENCIA. MANUEL RIGOBERTO OTORONGO CORNEJO 'ÁNGEL GONZALO SILVA GALARZA DICIEMBRE - 1996
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMA
DE DISTRIBUCIÓN
DE LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S.A.
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO, EN SISTEMAS DE POTENCIA.
MANUEL RIGOBERTO OTORONGO CORNEJO
'ÁNGEL GONZALO SILVA GALARZA
DICIEMBRE - 1996
CERTIFICADO
Certifico que el presente trabajo ha sido realizado en su
totalidad por los Sres: Manuel Rigoberto Otorongo Cornejo y
Ángel Gonzalo Silva Galarza.
_,^T-Iñ gT -i-l- oi A-í- roaiíáTita Oyos.
DIRECTOR DE TESIS
AGRADECIMIENTO
Nuestro sincero agradecimiento al Ingeniero Mil-ton Toapanta por
su acertada dirección en la elaboración de este trabajo.
A la Empresa Eléctrica Arabato S.A., especialmente al Ingeniero
Héctor Bustos y a quieneé de una u otra manera nos brindaron su
va lioso aporte para la realización del presente trabajo.
DEDICATORIA.
Con mucho carino a mis padresManuel y Rosa, a mis hermanasJulia y Laura, quienes siempreme apoyaron a lograr el anhelode toda mi vida.
Manuel
A mis padres, esposa yhermanos quienes siempreme apoyaron paraconseguir este objetivo.Y a mis hijos que son lailusión cíe mi vida.
Ángel Gonzalo.
ÍNDICE
TEMA PAGINA
CAPITULO I
FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN
1.1 INTRODUCCIÓN. 1
1.1.1 Objetivo. 2
1.1.2 Alcance. 2
1.2 CRITERIOS GENERALES. 4
1.3 CLASIFICACIÓN DE LAS PERDIDAS. 4
1.3.1 Pérdidas técnicas. 41.3.1.1 Pérdidas asociadas con la variación de
la demanda. 51.3.1.2 Pérdidas independientes de la demanda. 51.3.2 Pérdidas no técnicas. 5
*.
1.4 PERDIDAS POR SUBSISTEMA. 6
1.4.1 Definiciones básicas. 71.4.2 Pérdidas en alimentadores primarios. 81.4.3 Pérdidas en transformadores de
distribución. 91.4.4 Pérdidas en redes secundarias. 101.4.5 Pérdidas en alumbrado público. 11
1.5 METOLOGIA DE ESTIMACIÓN. 11
1.5.1 Estimación de las pérdidas de potencia. 111.5.1.1 Método OLADE. 111.5.1.2 Método Banco Mundial. 121.5.2 Estimación de las pérdidas de energía. 121.5.3 Metodología para transformadores de
distribución. 151.5.4 Metodología para alumbrado público. 17
1.6 MÉTODOS ESTADÍSTICOS DE SELECCIÓN DE MUESTRAS. 19
1.6,1 Tamaño de la muestra. 19
CAPITULO II
APLICACIÓN AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO S.A.REGIONAL CENTRO NORTE-
2.1 INTRODUCCIÓN.
DATOS GENERALES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LAE.E.A.S.A. 21
2.2 RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN. 24
2.2.1 Obtención de datos de campo. 242.2.2 Actualización de la información. 242.2.3 Registro de datos de carga en redes primarias. 252.2.4 Registro de datos en centros de transformación y
circuitos secundarios. 312.2.5 Actualización de la información del sistema de
alumbrado público. 32
2.3 CUANTIFICACION DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS. 33
2.4 CUANTIFICACION DE PERDIDAS EN TRANSFORMADORES DEDISTRIBUCIÓN. 37
2.5 CUANTIFICACION DE PERDIDAS EN REDES SECUNDARIAS. 42
2.6 CUANTIFICACION DE PERDIDAS EN ALUMBRADO PUBLICO. 46
2.6.1 Sistema de alumbrado público de la E.E.A.S.A. 462.6.2 Pérdidas en el balasto. 472.6.3 Pérdidas por bajo factor de potencia. 482.6.4 Pérdidas debido a fallas del control de encendido. 492.6.5 Pérdidas en luminarias no eficientes. 492.6.6 Cuantificación de las pérdidas en alumbrado
público. 50
2.6.6.1 Pérdidas en el balasto. 502.6.6.2 Pérdidas por bajo factor de potencia. 512.6.6.3 Pérdidas por fallas en el control de encendido. 512.6.6.4 Perdidas por utilización de luminarias de baja
eficiencia. 52
2.7 RESUMEN GENERAL DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMA DEDISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.S.A. 54
CAPITULO III
PROGRAMAS PARA LA REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMADE DISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.S.A.
3.1 PROGRAMA PARA ALIMENTADORES PRIMARIOS. 57
3.1.1 Incremento de calibre de conductores. 573.1.2 Incremento del número de fases. 573.1.3 Repartición de carga por alimentador. 643.1.4 Equilibrio de carga en alimentadores primarios. 683.1.5 Incremento de subestaciones. 723.1.6 Cambio del nivel de voltaje. 763.1.7 Instalación de condensadores. 813.1.8 Instalación de reguladores de voltaje. 83
3.2 PROGRAMA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN. 84
3.2.1 Optimización de la capacidad de lostransformadores . 84
3.2.2 Programa de mantenimiento preventivo y correctivo. 883.2.2.1 Requerimientos para el mantenimiento. 893.2.2.2 Coordinación y ejecución de trabajos. 913.2.2.3 Evaluación de la información. 92
3.3 PROGRAMA PARA REDES SECUNDARIAS. 94
3.3.1 Incremento de calibre de conductores. 953-3.2 Incremento -del número de fases. 963.3.3 Reducción de longitud de circuitos. 973.3.4 Incremento de centros de transformación. 983.3.5 Equilibrio de carga. 983.3.6 Remodelación de circuitos secundarios. 99
3.4 PROGRAMA PARA ALUMBRADO PUBLICO. 101
3.4.1 Reducción del consumo de energía utilizandonuevas fuentes de iluminación. 101
-.3.4.2 Programas de mantenimiento preventivo y correctivo. 103
CAPITULO IV
EVALUACIÓN ECONÓMICA.
4.1 CONCEPTOS GENERALES.
4.1.1 Indicadores básicos. 1054.1.2 Costos de inversión. 1064.1.3 Beneficios por reducción de pérdidas técnicas. 107
íft 4.2 ANÁLISIS BENEFICIO COSTO REDES PRIMARIAS. 109
4.3 ANÁLISIS BENEFICIO COSTO TRANSFORMADORES 112DE DISTRIBUCIÓN.
4.4 ANÁLISIS BENEFICIO COSTO REDES SECUNDARIAS. 113
4.5 ANÁLISIS BENEFICIO COSTO ALUMBRADO PUBLICO, 117
4.6 PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO. 119
4.7 PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS RECNICAS A LARGO PLAZO. 124
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 126
£> CONCLUSIONES, 126
RECOMENDAC IONES. 131
A N E X O S .
ANEXO No: 1
MÉTODO ESTADÍSTICO DE SELECCIÓN DE MUESTRAS PARA OBTENCIÓNDE DEMANDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS. 133
ANEXO No: 2
CURVAS DE CARGA EN ALIEMNTADORES PRIMARIOS, TRANSFORMADORESY CIRCUITOS SECUNDARIOS. 141
ANEXO No: 3
RESULTADOS DE FLUJOS DE CARGA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS. 169
ANEXO No: 4
DETERMINACIÓN DE VALORES DE PERDIDAS PROMEDIO ENTRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN. 180
ANEXO No: 5
RESULTADO DE PERDIDAS DE POTENCIA EN CIRCUITOS SECUNDARIOSMEDIANTE EL PROGRAMA CPS. 18S
ANEXO No: 6
REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS. 194
ANEXO No: 7
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN ALIMENTADORES PRIMARIOS. 200
ANEXO No: 8
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN. 207
ANEXO No: 9
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN CIRCUITOS SECUNDARIOS. 209
ANEXO No: 10
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN ALUMBRADO PUBLICO. 215
ANEXO No: 11
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZOALIMENTADORES PRIMARIOS. 219
ANEXO No: 12
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A LARGO PLAZO, 238
ANEXO No: 13
COSTOS REFERENCIALES DE MATERIALES Y MANO DE OBRA. 241
ANEXO No; 14
LEVANTAMIENTO DE CAMPO PARA LA CUANTICACION DE PERDIDASTÉCNICAS EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.S.A. 244
BIBLIOGRAFÍA, 310
1
CAPITULO I
FUNDAMENTOS TEÓRICOS Y METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN.
1. I INTRODUCCIÓN.
Ante ias crisis de energía eléctrica presentadas en el
país durante los últimos años, debido principalmente a la
no ejecución y retrazo de proyectos de generación de
energía eléctrica contemplados en el Plan Maestro de
Electrificación propuesto por el INECEL, surge la necesidad
de no desperdiciar la limitada capacidad de energía que
disponemos, ademas de buscar formas de ahorrarla, mientras
tanto se definan las políticas gubernamentales respecto al
sector eléctrico.
Una forma de ahorro de energía consiste en la
implementación de programas de reducción de pérdidas,
especialmente en los sistemas de distribución en donde se
dan los mayores porcentajes, conforme se establecen en
estudios ya realizados.
La Empresa Eléctrica Ambato ha venido ejecutando
programas de remodelación de redes que han venido
reduciendo paulatinamente los porcentajes de pérdidas
técnicas, adíe ional mente con la implementación de la
Sección de Control de Pérdidas se han obtenido resultados
satisfactorios en la reducción de las denominadas pérdidas
negras o de comercial ización. Sin embargo, se ve la
necesidad de establecer un plan a mediano y largo plazo de
reducción de pérdidas técnicas de acuerdo a las
disponibilidades financieras de la empresa, para lo cual se
requiere primeramente efectuar la cuantificación de las
pérdidas técnicas para posteriormente establecer los
programas a ejecutarse.
1.1.1 OBJETIVO.
EL objetivo de esta tesis, es el de cuantificar las
pérdidas técnicas a nivel del sistema de Distribución de la
Empresa Eléctrica Ambato , en base a estudios 3'
metodologías establecidas por organismos nacionales e
internacionales, encargados de ejecutar estos estudios y
programas.
En base a los resul tados obtenidos de la
cuantificación, establecer un plan de reducción de pérdidas
técnicas a mediano y largo plazo, a niveles óptimos para
nuestro medio, considerando aspectos técnicos 3' económicos.
1.1.2 ALCANCE,
El presente estudio se realizará para el Sistema de
Distribución del área de concesión referente a la provincia
de Tungurahua, cabe señalar que la Empresa Eléctrica Ambato
también sirve a la provincia de Pastaza y al cantón Pal ora
de la provincia de- Morona Sant iago. representando los
clientes de la provincia de Tungurahua el 93 % de los
clientes totales de la empresa.
El análisis se realizará para cada subs istema, que
comprenden: alimentadores primarios, transformadores de
distribución, redes secundarias y alumbrado público..
Para cada subsistema se seleccionarán muestras
representativas para cuantificar las pérdidas y se
extrapolarán los resultados para el total del sistema de la
provincia.
El plan de reducción de pérdidas se establecerá
exclusivamente para pérdidas técnicas.
3
El trabajo se divide en 5 capítulos que se resumen de
la s iguien te manera:i
El Capítulo 1 aborda criterios generales acerca de las
pérdidas técnicas, en los diferentes subsistemas que
componen un sistema eléctrico) posteriormente se describe
la metodología de estimación a utilizarse en cada
subsístema; en base a estudios realizados por el BANCO
MUNDIAL, OLADE e INECEL.
Se utilizarán los programas computacionales, SI^CAP/para
el análisis de redes primarias y el (CPS /'para redes
secundarias.
En el Capí tu lo 2 se realiza una breve descripción del
sistema de la Empresa Eléctrica Ambato, se indica el
proceso seguido en la recolección y actualización de la
información, y se cuantifican las pérdidas técnicas en
cada subsistema en base a la metolología propuesta en el
capí tul o anterior.
En el Capítulo 3 se analizan varias alternativas de
reducción de pérdidas para cada subsistema, a fin de
determinar cual es la más conveniente de aplicarse
complementada con el análisis económico.
En el Capítulo 4 se realiza la evaluación económica
para cada una de las alterna!; ivas propuestas en cada
subsistema en base a la relación beneficio/costo, y se
propone un plan de reducción de pérdidas técnicas a mediano
y largo plazo.
El capítulo 5 contiene las conclusiones y
recomendaciones.
1.2 CRITERIOS GENERALES.
El alto costo que significa ía producción de energía
eléctrica, obliga a las empresas transportadoras y
distribuidoras a reducir los márgenes de pérdidas, a fin de
optimizar el uso de la capacidad instalada de generación.
Mejorando la eficiencia del sistema mediante la
reducción de pérdidas, implica un menor requerimiento de
capacidad instalada y menores gastos de operación, lo que
a su vez representa un beneficio económico y social, no
queriendo decir con esto que no haya necesidad de instalar
nueva capacidad de generación en el futuro.
Las pérdidas de energía se presentan en mayor o menor
grado en todos y cada uno de los elementos que conforman un
sistema eléctrico, y se producen en todo instante de
t iempo.
1.3 CLASIFICACIÓN DE LAS PERDIDAS.
Existen dos tipos pérdidas en los sistemas eléctricos
y son las siguientes:
Pérdidas técnicas.
Pérdidas no-técnicas.
1.3,1 PERDIDAS TÉCNICAS.
Las pérdidas técnicas son las que se producen por
efecto de la resistencia física de los conductores al paso
de la corriente. Estas pérdidas están presentes en todos
los componentes del s istema, desde las plantas de
generación hasta la llegada a los equipos de los usuarios,
crecen en proporción geométrica a la demanda.
5
Las pérdidas técnicas pueden clasificarse de acuerdo
ai tipo y la causa que las producen .
1.3.1.1 PERDIDAS ASOCIADAS CON LA VARIACIÓN DE LA
DEMANDA .
" Son aquellas que se encuentran relacionadas con las
corrientes que circulan por los elementos del s is t eraa
(efecto joule). Su magnitud es proporcional al cuadrado de
la corriente ; " ( 1 )
PL = I * R (1.1)
En donde:
P, = Pérdidas en el elemento del sistema (W) .
I = Corriente que circula por el elemento (A).
R = Resistencia del ele mentó (Q).
1.3.1.2 PERDIDAS INDEPENDIENTE DE LA DEMANDA.
" Estas pérdidas dependen principalmente de la
variación del voltaje, se presentan en los transformadores
y máquinas eléctricas, se deben a las corrientes de
Foulcaut y ciclos de Histéresis producidos por las
corrientes de excitación. Aquí también se inclu3ren las
pérdidas por efecto corona."(l)
Considerando que las fluctuaciones de voltaje no son
significativas, se consideran a las pérdidas en vacío como
constantes .
1.3.2 PERDIDAS NO TÉCNICAS.
Son las que se producen por robo o fraude y por
deficiencias administrativas, se las denominan también
perdídas negras.
Estas pé'rdidas son calculadas como la diferencia entre
las pérdidas totales del sistema y las pérdidas técnicas
estimadas para ei mismo.
Desde el punto de vista macroeconómico, no constituyen
una pérdida real para la economía, dado que la energía que
no se factura es utilizado por los usuarios para alguna
actividad que económicamente se integra a nivel general.
Sin embargo para la empresa distribuidora representa una
pérdida económica y financiera, ya que sólo recibe parte o
ninguna retribución por el valor de la energía que
suministra.(1)
1.4 PERDIDAS POR SUBSISTEMA.
Para el estudio de pérdidas técnicas en un sistema
eléctrico, es conveniente dividir al sistema en un conjunto
de subsistemas, para lograr ciertas simplificaciones en los
cálculos.
La E.E.A.S.A al ser una empresa netamente distribuidora,
sus subsistemas serían los siguientes (1):
- Subsistema de subtransmisión.
- Subsistema de transformadores de
subtransmisión AT/MT.
- Subsistema de aliraentadores primarios.
- Subsistema de transformadores de distribución
MT/BT.'
- Subsistema de alumbrado público.
1.4.1 DEFINICIONES BÁSICAS
En los distintos métodos que se utilizan para la
evaluación de pérdidas técnicas se realizan algunas
aproximaciones en base a unos conceptos básicos que vamos
a definir a continuación.
DEMANDA.- "Es la suma de la potencia de la carga y de las
pérdidas de potencia correspondientes en un instante
determinado, de un usuario, conjunto de usuarios, o de un
s istema (1}".
FACTOR DE CARGA.- "Es la relación entre la demanda media de
J_a carga y la demanda máxima de la carga (1)".
Peni anda media ,Demanda máxima
FACTOR DE PERDIDAS.- "se define como la relación del
promedio de las pérdidas de potencia, en un ciclo de carga
dado, y las pérdidas de potencia durante la demanda máxima
(U)".
_ (Demanda promedio}7- / < *, \ máxima}2
FACTOR DE UTILIZACIÓN.- "es la relación entre la demanda
máxima y la capacidad nominal instalada de un elemento o de
un s istema (1)".
Demanda máxima , , f .( 1 4.)
Capacidad nominal instalada
DEMANDA MÁXIMA.- "Es la mayor demanda ocurrida durante un
período específico de tiempo, incluye la potencia de la
carga y de las pérdidas (1)".
RENDIMIENTO.- "Es la relación dada como porcentaje de la
energía de entrada de un sistema y la energía de salida de
éste (I)11.
Energía entradaEnergía salida
1.4.2 PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS.
Las pérdidas en alimentadores pri mar ios están
asociados principalmente con la resistencia de los
conductores, y las corrientes que circuían por los mismos.
Debido a que los voltajes son relativamenLe bajos
(< 115 KV.), las pérdidas de potencia por efecto corona son
muy pequeñas, por lo que se puede despreciar, i gua Úñente
los valores de suceptancia de las líneas de distribución
son muy pequeños por lo que se desprecian, entonces el
modelo de la línea de distribución se puede representar de
la siguiente manera:
En donde:
Vi = Voltaje en el punto i (V)
Vj = Voltaje en el punto j (A)
R = Resistencia de la linea (£3)
X = Reactancia de la línea (£2)
1.4.3 PERDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
En los transformadores de distribución se presentan
dos tipos de pérdidas:
1.- Las pérdidas que varían con la demanda y están
relacionadas directamente con la resistencia de los
arrollamientos del transformador; a estas se las denomina
pérdidas en el cobre.
2.- Las pérdidas que están asociadas al valor del voltaje
aplicado y están relacionadas con las corrientes de
excitación del transformador, a estas se las denomina
pérdidas en el hierro o pérdidas en vacío.
A un transformador se puede modelar de la siguiente
manera:
10
le
En donde:
le = Corriente de entrada (A).
Is = Corriente de salida (A).
Ve = Voltaje de entrada (V).
Vs = Voltaje de salida (V).
R = Resistencia serie(asocia pérdidas en
el cobre).(Q)
X = Reactancia serie. (P.)
Rm = Resistencía para le lo{asocia pérdidas
en e 1 hierro}.(Q)
Xm = Reactancia parale lo.(Q)
Im = Corriente asociada con la excitación
del transformador (A).
i.4.4 PERDIDAS EN REDES SECUNDARIAS.
Al igual que en los alimentadores primarios, las
pérdidas en redes secundarias están relacionadas con la
resistencia de los conductores y las corrientes que
circulan por los mismos.
11
1.4.5 PERDIDAS EN ALUMBRADO PUBLICO.
Las pérdidas en alumbrado están relacionadas
principalmente por las que se producen en las reactancias
o balastos 3' están son constantes, ad icionalment e se tiene
pérdidas en menores cantidades debido a luminarias que se
encuentran encendidas durante el di a, pérdidas producidas
por luminarias que no disponen de condensador, y también se
puede hablar de pérdidas por el uso de luminarias con baja
eficiencia.
1.5 METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN.
En el análisis de pérdidas técnicas existen me todo logias
mas o menos simplificadas y otras simplificadas, las mismas
que se aplican dependiendo de la información
disponib1 e.
En el presente trabajo se apliearan dos metodologías
bás icas:
1.5.1 ESTIMACIÓN DE LAS PERDIDAS DE POTENCIA.
1.5.1.1 MÉTODO OLADE-- Determina las pérdidas de potencia
en base a la corridas de fujos de carga y se ajusta una
función que relaciona las pérdidas con la demanda total,
obteniéndose un modelo de la forma (1).
(1.7)
12
En donde:
P, i = Pérdidas de potencia en el instante i
Pp¡ = Demanda del sistema en el instante i.
C , C , C = Constantes de proporcionalidad.
1.5.1.2 MÉTODO BANCO MUNDIAL.- De una muestra de
al irnent adores primarios de los que se obtiene las pérdidas
de potencia, se calcula una constante K que depende de las
características principa les del circuito como son la
demanda y su longitud (2).
(1.8)
Donde:
PLffigí = pérdidas de potencia a demanda máxima (KW)
K = constante de proporcionalidad (KW/Mw- * km
MW = demanda máxima del sistema (MW).
L = longitud del circuito (km).
1.5.2 ESTIMACIÓN DE LAS PERDIDAS DE ENERGÍA.
Similarmente a lo descrito anteriormente las dos
organizaciones de terminan las pérdidas de energía de
manera diferente:
1.5.2.1 MÉTODO OLADE.- Conocidos los valores de perdIdas de
potencia en cada instante i, se calculan las pérdidas de
energía mediante un proceso de integración con la siguiente
ecuación (1):
13
PEÍ " PLl^'ti ( 1 - 9 )
Eri donde:
U- = pérdidas de energía en el instante i (KWHDI
t- = intervalo de tiempo en el instante i.
1.5.2.2 MÉTODO BANCO MUNDIAL.- Conocido los valores de
pérdidas de potencia a demanda máxima se calculan las
pérdidas de energía con la siguiente ecuación (2):
(1.10)
En donde:
PF = pérdidas de energía en el periodo T
(KWH).
T = periodo de evaluación,
fp = factor de pérdidas.
1.5.2 METODOLOGÍA PARA ALIMENTADORES PRIMARIOS.
La estimación de las perdidas de energía en un
circuito primario parte del conocimiento de la demanda
máxima del alimentador a nivel de subestación, que se
determina mediante datos medidos en hora de demanda máxima.
A continuación se presenta el resumen del
procedimiento básico a seguirse para la estimación de
pérdidas.
14
1.- Se realiza el levantamiento de la información de campo
del circuito pr imario que se va ha estudiar, en lo
concerniente a: calibre de conductores, distancias
entre centros de transformación, tj_p-O-S-de^estrja.c-t-u^-as ,
capacidad nominal de los transformadores.
2.- Obtener datos de las demandas activas y reactivas,
factor de potencia, voltajes, del alimentador a nivel
de subestación.
3,- Calcular las demandas en cada punto del s istema,
generalmente se lo realiza en los transí orinad ores de
distribución.
4.- Determinar las pérdidas de potencia activa en el
al imentador primario mediante la corrida de un flujo
de carga.
5.- Determinar las pérdidas de energía mediante la
ecuación 1.10.
6.- Se determina el porcentaje de pérdidas del subsitema
con la siguíente exprés ion.
,E
En donde:
PE = pérdidas de energía (KWH).
E = energía disponible en el sistema (KWH).
En los al imentadores que no ha sido posible obtener la
15
los flujos de carga respectivos, las pérdidas de potencia
se calcula determinando una constante de pérdidas " K "
(ecuación 1.8), obtenida de la muestra de a 1imentadores que
se corren flujos de carga.
La fórmula que relaciona las pérdidas de potencia
activa con la demanda máxima del circuito, longitud y la
constante K es la siguiente:
En donde:
P = Pérdidas de potencia. (KW)
K = Constante que representa las pérdidas
de la muestra [KW/(MW2 .Km) ] .
D = Demanda máxima (MW).
L = Longitud del alimentador (Km).
1.5.3 METODOLOGÍA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
La metodología a seguirse para la evaluación de las
pérdidas en transformadores de distribución es la
s iguiente:
1.- Se debe obtener los datos de pérdidas de potencia en
vacío y en el cobre de los principales proveedores de
transformadores a la empresa.
2.- Se obtiene las pérdidas de potencia en vacío del
transformador, dato obtenido de los catálogos
proporcionados por el fabricante.
3.- Se calcula las pérdidas de potencia en los devanados
mediante la si guíente ecuación (1):
16
* I ± \ \ i
n
(1.13)D;
En donde:
p . = pérdidas en el cobre en el instante i
P = pérdidas en el cobre a carga nominal.U U U
Di = demanda en el instante i, a una
condición de carga i, generalmente se
utiliza la demanda máxima del
transformador.
Dn = Demanda de 1 transformador a carga
nominal.
4.- Se calculan las pérdidas de energía del transformador
mediante la siguiente ecuación;
(1.14)PE =
En donde:
PE = pérdidas de energía totales .
P = pérdidas de potencia en vacío.
fp = factor de pérdidas del transformador.
T = período de estimación.
5.- Se determina el porcentaje de pérdidas en el
subs istema mediante la ecuación 1.11
17
1.5.4 METODOLOGÍA PARA REDES SECUNDARIAS.
El procedimiento para la evaluación en redes
secundarias es similar al descrito para al imentadores
pr imarios, si se hace una analogía entre subestación y
transformador, y entre número de transformadores y número
de usuarios.
Un resumen del procedimiento bas ico es el siguíente:
l.~ Se realiza el levantamiento de la información de campo
del circuito secundario que se va ha estudiar, en lo
concerniente a; calibre de conductores, distancias
entre postes, tipos de estructuras, número de usuarios
por poste.
2. - Obtener datos de las demandas activas y reactivas,
factor de potencia, voltajes, a nivel del
transformador.
3.- Calcular las demandas en cada punto del s istema,
generalmente se realiza en función del número de
usuarios y de su demanda máxima unitaria.
4.- Determinar las pérdidas de potencia activa en el
alimentador primar io mediante la corrida de un flujo
de carga.
5.- Determinar las pérdidas de energía mediante la
ecuación 1.10.
6. - Se determina el porcentaje de pérdidas de energía en
el subs istema mediante la fórmula 1.11.
18
1.5.5 METODOLOGÍA PARA ALUMBRADO PUBLICO.
Las pérdidas en alumbrado público están dadas
principalmente por las pérdidas que se producen en las
reactancias o balastos, las luminarias que se encuentran
encendidas durante el día, que es un porcentaje muy pequeño
respecto al total, también se tiene pérdidas de energía en
las luminarias que no disponen de condensador, estos casos
se tienen principalmente en luminarias antiguas, que de
todas maneras no es una cantidad representativa.
Las perdidas en. balastos se determinarán en base a
catálogos de los fabricantes, como se dispone de la
cantidad y tipo de luminarias ya se puede determinar las
perdidas de potencia totales. Para determinar las pérdidas
de energía se asume un funcionamiento promedio diario de 12
horas.
Para determinar las pérdidas debido a luminarias que
se encuentran encendidas durante el día, de los reportes de
mantenimiento de alumbrado público se obtendrá un promedio
mensual del número de luminarias que se han encontrado
encendidas en un mes, se determinará una potencia promedio
de luminaria de las mas comunmente utilizadas, se asumirá
un tiempo promedio que la luminaria permanece encendida
hasta que acuda el personal de mantenimiento a efectuar la
reparación. Los resultados obtenidos para un mes, se
proyectan para un año.
En cuanto a las pérdidas producidas por luminarias que
no disponen de condensador, se tomará una muestra y se
determinará el porcentaje de este tipo de luminarias. Se
asumirá un circuito típico con un número de luminarias
determinado, calibres de conductor, e interdistancia entre
luminarias. De catálogos de fabricantes se obtendrá la
diferencia de corriente cuando la luminaria opera con
19
condensador y cuando opera sin condensador, y luego se
calculará las pérdidas de potencia por efecto Joule en los
conductores de la red de bajo voltaje. Con. el tiempo de
funcionamiento de la luminaria se obtendrá las pérdidas de
energía.
El objetivo principal respecto al alumbrado públi co
antes que la reducción de pérdidas técnicas; será, la
reducción del consumo de energía mediante la utilización de
fuentes de iluminación más eficientes con un menor consumo
de energía, es decir se hará un análisis para reemplazar
luminarias de vapor de mercurio de 400 W, 250 W, 175 W,
por luminarias de vapor de sodio de 250 W, 150 W, y 70 W. ,
con lo cual se podrá obtener a futuro un ahorro
considerable de energía.
1.6 MÉTODOS ESTADÍSTICOS DE SELECCIÓN DE MUESTRAS.
En razón de la gran cantidad de circuitos primarios,
transformadores, y circuitos secundarios, no sería factible
el cálculo de las pérdidas en cada uno de ellos por ia gran
cant idad de información que habría que recolectar y
procesar, lo que demandaría t iernpo y recursos
considerables, por lo cual se hace necesario extrapolar los
resultados obtenidos ha través de las muestras para todo el
sistema.
1.6.1 TAMAÑO DE LA MUESTRA.
El tamaño de la muestra se determinará en base a
fórmulas•estadísticas y a las disponibilidades de recursos
y personal para realizar la investigación. La formula que
20
se utilizará es la que se detalla a continuación.
&2, N . p . qn = —r (1-15)
e . (N-l) + & . p.q
En donde:
i& = 1.96 para un grado de confianza (1-a) del
95%
e = Error aceptable (5-10%)
p = Probabilidad de ocurrencia (50%)
q = Probabilidad de no ocurrencia (50%)
N = Universo estratificado.
n = Tamaño de la muestra.
1& ~ Z : Es e 1 valor que separa una área a/2 en la
cola del lado derecho de la curva de distribución
normal.
21
CAPITULO II
APLICACIÓN AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA
ELÉCTRICA AMBATO S.A. REGIONAL CENTRO NORTE.
2,1 INTRODUCCIÓN.
DATOS GENERALES DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EMPRESA
ELÉCTRICA AMBATO S.A. REGIONAL CENTRO NORTE.
Área de concesión: Provincias de Tungurahua, Pastaza,
Morona Santiago (Cantones Palora y
Huamboya).
Número de clientes:
Total: 110.214
Tungurahua: 102.261
Pastaza: 6.561
Palora: 1.392
Potencia demandada (1995); 46 MW.
Consumo de energía (1995): 216,633,692 KWH
Generación propia:
Hidráulica: Central Península: 5,024,535 KWH
Térmica : Central LLigua: 4,649,040 KWH
Central Batán: 3,393,897 KWH
Total 13,067,472 KWH
Puntos de entrega del SNI:
Subestación Arabato: 54,158,423 KWH
Subestación Totoras: 149,407,797 KWH
22
Nivel de voltaje de subtransmision: 69 KV.
El sistema de subtransmision opera en anillo normalmente
abierto.
Subestaciones: 12 según el siguíente detalle.
Nombre Potencia Voltaje FP TAP
Oriente
Samanga
Atocha
Huachi
Monta 1 vo
Peí i leo
Baños
Puyo
Batán
Loreto
Península
Hospital
TOTAL
(MW)
15
10
10
10
5
10
5
5
5
3
5
2.5
80.5
(KV)
69/13.
69/13.
69/13.
69/13.
69/13.
69/13.
69/13.
69/13.
13.8/4
. 13.8/4
13.8/4
13.8/4
8
8
8
8
8
8
8
8
. 16
. 16
.16/6.9
. 16
0.43
0.41
0.42
0.36
0.23
0.31
0.56
0.38
0.44
0.72_
0.44
3
3
3
3
3
3
3
• 3
4
4
-
4
Pérdidas totales en el cobre: Í0.7 Kw
Pérdidas totales en el hierro: 5,4 Kw
23
Alimentadores: 38 según el siguiente detalle.
Voltaje 13.8 KV.
01ímpicaUniversidadTotorasCatiglataIngahurcoPicoaQhisapinchaAv. Las Amér i casPí 1 laroNorteP.I.A.Av. AtahualpaPasaMiradoresSta Rosa
HuambalóP e 1 Í 1 e oPatateRío VerdeBañosPítiticQuero-CevallosTisaleoSurDo 1ivarShell MeraCentral(Puyo}CircunvalaciónTarqui-PaloraCaprichoTena
Voltaje 4.Í6 KV.
EspejoBellavistaHospitalCentralPérez de AndaVi cent ina
No de Transformadores: 5.400 - Potencia (89 MVA)
No de Luminarias: 16.061 - Potencia (3.2 MW)
24
2.2 RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN.
La información utilizada para el presente trabajo, es
la disponible en la Sección Distribución, en lo
concerniente a:
- Configuración de alimentadores primar ios.
- Curvas de carga de alimentadores primarios.
- Curvas de carga diaria, de centros de transformación y
redes secundarias.
- Bases de datos de transformadores de distribución.
- Base de datos de alumbrado público.
- La información en redes secundarias prácticamente no
existía, razón por la cual se tuvo que realizar todo el
levan tamiento de la información.
2.2.1 OBTENCIÓN DE LOS DATOS DE CAMPO.
La obtención de la información eléctrica de los
circuitos, tanto en alimentadores primarios, como en
circuitos secundarios, se realizó con los grupos de trabajo
de la sección Distribución del Departamento de Operación y
Mantenimiento, los cuales fueron capacitados previamente en
las actividades a realizarse.
La recopilación de la información se hizo en
formularios previamente establecidos, una parte de esta
información se presenta en el Anexo No 14.
2.2.2 ACTUALIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN.
La actualización de la información se ha realizado
para alimentadores primarios, centros de transformación y
alumbrado público, y comprende lo siguiente:
25
- Incremento de rainales monofásicos y trifásicos, puntos de
seccionamiento, cambio de calibre de conductores en
alimentadores primar ios.
- Incremento, cambio, y reubicación de centros de
transformación.
- Incremento, cambio y reubicación de luminarias.
2.2.3 REGISTRO DE DATOS EN REDES PRIMARIAS.
Los registros de demanda de cada alimentador primario,
se obtuvo de la siguiente manera.
1.- Se recopiló la información existente de Ja Sección
Subestaciones, relacionado a los partes diarios de
cada subestación del sis tema.
2.- Se tabularon los valores máximos de voltaje, corriente
y factor de potencia ocurridas en cada hora para cada
alimentador, durante todo el año 1995.
3.- Se determinó la demanda máxima promedio ocurrida en el
año, a cada hora, en cada alimentador obteniéndose de
esta manera la curva •de carga típica en cada
alimentador, que se puede observar en el Anexo No 2.1,
en el cuadro No 2.2.1, se indica los resultados
obtenidos en 6 alimentadores, y en el cuadro No 2.2.2
se indica un resumen de los resultados más importantes
obtenidos de éste proceso, que son necesarios para la
determinación de las pérdidas técnicas.
En el anexo No 1 se encuentra con mayor detalle el
método estadístico (3) utilizado para determinar
26
estos valores
4.- Se obtuvo la curva de demanda a nivel de alimentadores
primarios para todo el sistema y para los
al imentadores de la provincia como se indica en el
cuadro No 2.2.3, y mediante el proceso de integración
se obtuvo la energía disponible a nivel de primarios
como se indica en el cuadro No 2.2.4, información
fundamental para establecer el porcentaje de pérdidas
de energía.
27
CUADRO No 2.2.1
DATOS ESTADÍSTICOS DE DEMANDASDE ALIMENTADORES PRIMARIOS
HORAS
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
111213
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
KWH/ANOF CARGAF PERDÍCONSTAN!
Olímpica
KW629562
G14
547
623
746
1,0971,1891,2481,2981,2481,1231,038
1,024
1,100
1,3761,826
2,2702,6052,1501,838
1,571
968
610
29,300
0.54
0.34
0.19 J
Universidad
KW182182
145
145
182
228
385
399
488
483
496452
318
288
484
512
508
561
704
741
685
574
421
251
9,813
0.55
0,36
0.22
Totoras
KW468488
488
493
508
. 660806
789
813
826807767
664
602
741763
758
957
1,5861,8751,4971,111783
430
19.497
0.49
0.31
0.30
Catíglata
KW600
660
620
610
610
600
1,000
1,0001,080920
1,1101,100920
720
800
800
820
800
980
1,000850730
620
650
19,600
0,74
0.57
0.15
Espejo
KW236236236
236
236
236
473
473
473
473
473
473473'473
678
710
707
789
773
650
532
383
297
297
11,0160.58
0.39
0.21
Bellavista
KW110110110110110110220
220
220
220
220
220
220
220
208
210
201
208
356
367333
230
196
196
4,925
0.56
0.35
0.15
28
CUADRO No 2.2,2
DATOS ESTADÍSTICOS PROMEDIOS DE ALIMENTADORES PRIMARIOS
ALIMENTADOR
INGAHURCOOLÍMPICAATAHUALPA
UNIVERSIDADFICOAMIRAFLORESBOLÍVARAMERICASBAÑOSBELLAVISTAHOSPITALESPEJOCENTRALPÉREZ DE ANDA
VICENTINAPILLARO
SANTA ROSAPASA
QUISAPINCHAPILISHURCO
RIO VERDEPITITIGHUAMBALOPELILEOPATATETOTORASP.KANORTEQUERO -CEVALLSURCATIGLATATISALEO
SECTOR
URBANOURBANOURBANO
URBANOURBANO
URBANOURBANOURBANOURBANOURBANOURBANOURBANOURBANOURBANOURBANORURALRURALRURAL
RURALRURALRURAL
RURALRURALRURALRURALRURALRURALRURAL
RURALRURALRURALRURAL
VOLTAJEKV
13.813.813.8
13.813.813.813.813.8
13.8
4.16
4.16
4.16
4.18
4.16
4.16
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.813.813.813.8
13.8
FACTORPOTENCIA
0.970.930.94
0.930.94
0.940.970.94
0.95
0.97
0.94
0.97
0.95
0.95
0.95
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
0.94
DEMANDA MÁXIMAKW
1,300
2,6042,737
7401,6011,967
297
2,339
1,190
369
1,734
789
1.612
1,414
273
2,402
7501,968
797188
255
445
908
2,214
1,113
1,075
288
1,541
1,672
409
1,110
420
KVAR
3261,029
99329258171474
84939192
62919853046590
8722727142896893
162330
804
404
008
105
559
607148403
152
FACTOR DE
CARGA0.570.54
0.58
0.550.580.56.0.730.680.510.560.670.580.620.67
0.360.47
0.650.45
0.520.650.67
0.880.460.640.52
' 0.49
0.63
0.98^'
0.41
0.44
0.74
0.29
FACTOR DEPERDIDAS
0.370.360.38
0.360.37
0.38O.O
0.480.3
0,35
0.48
0,39
0.55
0.5
0.170.25
0.48
0.29
0.29
0.44
0.46
0.48
0.28
0.44
0.32
0.31
0.47
0.62""
0.36
0.26
0.57
0.15
CU
AD
RO
No
2.2.
3C
UR
VA
DE
DE
MA
ND
A
10-
HO
RA
S
30
CUADRO No 2.2.4CURVA DE DEMANDA
AUMENTADORES PRIMARIOS
HORASSISTEMA PROVINCIA
KW KW
12
3
4
5
S
7
8
g10
1112
13
14
15
18
17
18
19
20
21
22
23
24
ENERGÍAF CARGA
F PERDIDAS
15,79615,42915,44614,89618,00617,086
24,24624,879
25,371
28,753
26,384
25,008
23,78323,56325,36325,97026,07429,40541,370 .43,06438,04532,07225.98922,771
220,777,185
0.59
0.37
13,596
13,229
13,246
12,796
13,706
14,586
21,746
22,379
22,771
24,153
23,784
22,408
21,233
21,063
22,813
23,470
23,374
26,305
35,970
37,764
33,245
27,272
22,789
20,371
194,935,185 KWH/AÑO
0.59
0.37
31
En el cuadro 2.2.5 se hace una comparación entre los
resultados calculados mediante el proceso descrito y los
obtenidos mediante mediciones, observándose que los
margenes de errores son pequeños entre los dos valores.
Cuadro 2.2.5 Comparación entre datos medidos y calculadosde energía del sistema de la EEASA (Tungurahua) .
DESCRIPCIÓN
ENERGÍA SISTEMA
ENERGÍA SISTEMA
PRIMARIOS
ENERGÍA PROVINCIA
PRIMARIOS
DATOS REALES
KW
216. 633.692
214.041.501
187.452.570
DATOS
APROXIMADOS
KW
223.647.288
220.777 . 185
194.935. 185
ERROR
%
3.24
3. 14
3. 99
2.2.4 REGISTRO DE DATOS EN CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y
CIRCUITOS SECUNDARIOS.
Los registros de demanda de cada alimentador se obtuvo
de la siguiente manera:
1. - Se seleccionó previamente los circuitos secundar ios,
que representan la muestra para la evaluación de las
pérdidas, de tal que manera que abarque todo tipo de
consumo de los usuarios.
2.- Se verificó en la base de datos de transformadores,
aquel los que tenían registros de demanda máxima o su
curva de carga, en aquellos que no se tenía esos datos
se procedió a instalar los registradores de carga, de
preferencia en los días lunes, que es el de mayor
demanda en el sistema, en el Anexo No 2.2 se indican
algunas curvas obtenidas por estos equipos.
32
3. - Se asumió que las curvas obtenidas es el
comportamiento típico de la red secundaria y del
transformador en razón que no se disponía de
información histórica.
2.2.5 ACTUALIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE ALUMBRADO
PUBLICO.
La información inicial del Sistema de Alumbrado
Público se obtuvo mediante un censo de luminarias, en la
que participó el personal de mantenimiento de alumbrado
públ ico. Este censo se realizó en toda la Provincia de
Tungurahua. Para el procesamiento de la información
obtenida, se elaboró un programa computacional en FOXPRO,
el cual también se utiliza para mantener actual izada la
base de datos, con las nuevas incorporaciones o retiros.
33
2.3 CUANTIFICACION DE LAS PERDIDAS EN ALIMENTADORES
PRIMARIOS,
De acuerdo a la metodología propuesta en el numera 1
1.5.1 la evaluación de las pérdidas en los circuitos
primarios fue la siguiente:
1.- Se realizó el levantamiento de campo para cada
alimentador primario seleccionado, la información
obtenida fue básicamenté re lacionada a:
- Calibre de conductores.
- Tipo de estructuras.
- Distancias entre secciones.
2 . - Se obtiene los datos de demanda máxima, factor de
potencia y voltaje a nivel de subestación, para cada
alimentador.
3..- De la base de datos de transformadores existente en la
Sección Distribución de la Empresa se obtiene las
datos de potencia nominal de los transformadores.
Con la ayuda del programa computacional SICAP, se
corre flujos de carga en condiciones de demanda
máxima, en la que se determina las pérdidas de
potencia para 19 alimentadores, en el anexo No 3 se
presenta los resultados obtenidos por este programa
para el alimentador CENTRAL y PICOA.
Para los 13 alimentadores restantes se determinó las
pérdidas de potencia en función de la constante K,
determinada de los circuitos que se corrieron flujos de
carga, calculada mediante la ecuación 1.8, su aplicación a
cada circuito fue establecida mediante correlación con
34
circuitos semejantes (1) que fueron determinados en base a
la similitud de sus curvas de carga obtenidas en el numeral
2.2.3, en las que se determinó 2 tipos bás i cántente:
- Curva tipo urbano.
- Curva tipo rural.
5.- Se determinó las pérdidas de energía para cada
alimentador mediante la ecuación 1.10, que por
conveniencia se vuelve a enunciar.
donde:
fp: factor de pérdidas para cada aiimentador determinado
de las curvas de carga promedio, obtenidas en el
numeral 2.2.3
En los cuadros 2.3.1, 2.3.2, 2.3.3, y 2.3.4 se pueden
observar los resultados obtenidos para cada alimentador y
las pérdidas totales de energía, los resultados totales
obtenidos de la suma de los valores de los cuadros
enunciados, se desglosan en pérdidas de los al i.alentadores
que dan servicio a la zona urbana de la provincia, y en
aquellos que dan servicio a la zona rural.
6.- Se calcula el porcentaje de pérdidas de energía del
subs istema de alimentadores primarios mediante la
aplicación de la ecuación 1.11
K% PK = —^ * 100
s E
Lo que determina que el porcentaje de pérdidas de
energía en el subs istema es 1.71 %
35
CUADRO No 2,3.3
PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA
ALIMENTADORES PRIMARIOS URBANOS
FLUJOS DE CARGA PROGRAMA S1CAP
ALIMENTADOR
BELLAVISTAHOSPITALESPEJOCENTRALPÉREZ DE A,VICENTINA
VOLTAJEMEDIDO
KV
4,164,154.044.044,044,04
DEMANDAMÁXIMA
KW
368
1,754789
1,012
1,414279
8,190
FACTORPOTENCIA
0.970,040,370,95
0.950.950.96
LONGITUD
Km
4.46
6.422.824.05
5.841.7725.36
PERDIDASPOTENCIA
KW
8.7740,4310.0479.0377.654.40
220.32
FACTOR
K
14.522,OQ5.727.516.0533.3S11.64
PERDIDASENERGÍA
KWH/AfÍD
26,659167,61033,810
375,604
335,4596,456
945,860
CUADRO NO 2.3,4
PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA
ALIMENTADORES PRIMARIOS URBANO, RURALES
APROXIMADOS MEDIANTE CONSTANTE K
ALIMENTADOñ
BAÍfoSRIO VERDEPITITIGHUAMBALOPELILEO
PATATETOTORASP.I.ANORTEQUERO - CEV,SURCATIGLATATISALEO
VOLTAJEMEDIDO
KV13.613.613.613.713.713.713.713.713.713.713,713.713.7
DEMANDAMÁXIMA
KW1,190
255
445
006
2,2141,1131.676
2881.S411,672
4091,110
420
L_ 13.240
FACTORPOTENCIA
0.050.040.94
0.940.040.940.940,940.940,940,940.940,94
LONGITUD
U_ Km36
47
13
43
45
6538
717
36122
16
364
PERDIDASPOTENCIA
KW26.641.180.99
13.6685.1025.2838.960,7149.0738.830.773,001.02
206.23
FACTOR
K0,520.300,39
0.390.390.390.391.221.220.390,391.220.39
I
PERDIDASENERGÍAKWH/AÍfo
70,0034,7514,170
93,540327,00373,600
106,8132.0O6
260,525
122,4401,7649,4461,341
1,024,383
ENERGÍA SIS TEMAPERDIDAS DE ENERGÍA% PERDIDAS ENERGÍA
KWHKWH
104,035,1853,333,635
1,71
PERDIDAS DE ENERGÍA URBANOS KWH
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO KWH% PERDIDAS DE ENERGÍA
1,546,011
0.40.79
PERDIDAS DE ENERGÍA RURALES KWHFACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO KWH% PERDIDAS DE ENERGÍA
1,787,6240.3G0.92
36
CUADRO No 2.3.1
PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA
ALIMENTADORES PRIMARIOS URBANOS
FLUJOS DE CARGA PROGRAMA SICAP
ALIMENTADOR
INGAHURCOOLÍMPICAATAHUALPAUNIVERSIDADPICOAMIRAFLORESBOLÍVARLAS AM ERICAS
VOLTAJEMEDIDO
KV13,613.813,813.013.813,813.813.8
DEMANDAMÁXIMA
KW1,300
2,0042,737
740
1,8011,007
2972,339
1 3,786
FACTOHPOTENCIA
0.970,930.940.030.940,940,970.940.05
LONGITUD
Km4,387.0225.788.6512.5810.711.418.29
61.82
PERDIDASPOTENCIA
KW3.00
20,0363.68
2.0215.1718.940.12
32.39156,25
FACTOR
K0.410.420.330.62
0.370.380.900.710.52
PERDIDASENERGÍAKWH/AFfo
0,77258,941
209,4719,192
48.53459,110
652
134.467
530,148
CUADRO No 2.3.2
PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA
ALIMENTADORES PRIMARIOS RURALES
FLUJOS DE CARGA PROGRAMA SICAP
ALIMENTADOR
PILLAROSANTA ROSAPASAQUISAPINCHAPILISHURCO
VOLTAJEMEDIDO
KV13.713.713,713,813,8
DEMANDAMÁXIMA
KW2,402
750
1,960797188
6,105
FACTORPOTENCIA
0.940,9-4
0,940.940.94
,_ 0,04
LONGITUD
Km178.33
13.98120,4341.1116.00
360,01
PERDIDASPOTENCIA
KW167.84
4,07159.30
11.610.69
344.11
FACTOR
K0.1 C0.590.340.441.220,30
PERDIDASENERGÍAKWH/AÍfo
378,83319,349
403,13529,266
2,601833,244
37
2.4 CUANTIFICACION DE PERDIDAS EN TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN.
Para determinar las pérdidas en transformadores de
distribución se va a introducir un concepto que nos permite
calcular las pérdidas de Los transíormador es por
alimentador al que se le denomina TRANSFORMADOR EQUIVALENTE
(2).
TRANSFORMADOR EQUIVALENTE.- " Es el transformador mediante
el cual se asume que el comportamiento de la carga en el
alimentador es el mismo en el transformador (30)".
La determinación de su valor se lo realiza mediante ía
siguiente ecuación (2):
m KVArpf^rf ~j. try^ (2.1)
Donde:
Teq = transformador equivalente del alimentador (KVA).
KVA = Son los KVA nominales instalados en el alimentador
se obtiene de la suma de las potencias nominales
de los transformadores (KVA).
N - número de transformadores del alimentador
Con la introducción del criterio anterior y con la
metodología propuesta en el numeral 1.5.2 se presenta a
continuación un resumen de como se obtuvo las pérdidas en
éste subs istema:
1 — Se obtiene la capacidad equivalente del transformador
para cada alimentador, mediante la aplicación de la
38
fórmula 2.1.
En aquellos al iment adores que no se disponía de la
información necesaria para determinar el transformador
equivalente promedio, se tomo el valor promedio
resultante de los cuatro al iment adores rurales que se
corrieron flujos de carga, el número total de
transformadores para el resto del sistema se obtuvo de
la diferencia del número total de transformadores
menos el número de transformadores de aquel los
alimentadores que se corrieron flujos de carga.
2 . - Se obtiene los valores de pérdidas de potencia
promedio en vacío y con carga para los
transformadores, los que se muestran a continuación.
Cuadro 2.4.1 Perd idas en vacío y con carga promedio paratransformadores de distribución.
P NOMINAL
KVA
10
15
25
37.5
50
75
100
Po
(w)
31
47
80
120
159
236
311
Pcu
(W)
238
363
596
855
1078
1418
1661
El procedimiento de como se obtuvo los valores
respectivos se encuentran con mayor detalle en el Anexo No
4.
3.- Se determina las pérdidas de potencia en vacío para
cada alimentador con la siguíente fórmula:
39
PoT = n * Po (2_2)
Donde:
Po~ = pérdidas en vacío totales del alimentador (KW) .
n = número de transformadores del alimentador. .
Po = pérdidas en vacío del transformador
equivalente (KW).
3. - Se determina las pérdidas con carga, mediante la
ecuación 1.13 , donde Di es la demanda máxima de 1
al imentador y Dn son los KVA instalados del
alimentador, la división de estos conceptos, es el del
FACTOR DE UTILIZACIÓN del alimentador, definido en el
capítulo 1, porlo que la ecuación 1.13 es equivalente
a l a s iguiente:
Pcuy - Poun * Fu2 * n(2.3)
Donde:
Fu = es el factor de utilización del transformador
equivalente promedio, cuyo valor es el mismo
determinado para el alimentador primario.
Pcu = pérdidas en el cobre a carga nominal del
transformador equivalente (KW).
40
El factor de utilización para los transformadores
restantes del sistema fue determinado del valor promedio de
los alimentadores rurales que se corrieron flujos de carga.
4.- Se calcula las pérdidas de energía totales mediante la
ecuación 1.14 que es la siguíente:
PET = PoT * T + PcuT * fP * T
donde:
fp = factor de pérdidas del transformador equivalente
promedio, cuyo valor es el mismo del alimentador
primario obtenidos en el numeral 2.2.3 cuadro No 2.2.2
T = periodo de estimación (horas)
En el cuadro No 2.4.1 se pueden observar los resu1tados
obtenidos para cada alimentador y las pérdidas totales de
energía.
6.- Se calcula eí porcentaje de pérdidas de energía del
subsistema de transformadores de distribución mediante
la aplicación de la ecuación 1.11
Lo que determina que el porcentaje de pérdidas de energía
en el subsistema es 2.6 %.
<*;
CU
AD
RO
No
2.4.
1P
ER
DID
AS
DE
PO
TE
NC
IA Y
EN
ER
GÍA
TR
AN
SF
OR
MA
DO
RE
S D
E D
IST
RIB
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CIR
CU
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CE
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AL
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E A
ND
A
VI G
EN
TI N
AB
OLÍ
VA
R
ES
PE
JO
ING
AH
UR
CO
6ELL
AV
1ST
A
OLÍ
MP
ICA
UN
IVE
RS
IDA
DR
CO
A
MIR
AF
LOR
ES
QU
ISA
PiN
CH
A
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SP
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SP
ITA
L
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A R
OS
A
AV
AT
AH
UA
LPA
PA
SA
RE
STO
DE
L S
I STE
M.
No
TR
AP
OS 54 30
6 8
33 36 30 129 54 10S
116
122 26 56 457 56 38 48 288
3703
5400
TR
AP
OP
RO
ME
DIO
KV
A
75 50 45
160 50
150 50 75 75
75 50 15 15 50 15 50 75 45 15 15
FA
CT
OR
UTIL
IZA
CIÓ
N
Fu
0.45
0.69
1.00
0.26
0.50
0.34
0.38
0.34
0.18
0.25
0.29
0.43
0.49
0.76
0.37
0.56
0.33
0.47
0.52
0.43
Po
W
265
218
218
480
218
430
218
236
236
236
159 47
47
159 47 218
236
159 47
47
Po T
OT
AL
KW 14
.31
6.54
1.31
3.34
7.19
17.2
66.
54
30.4
4
12.7
425
.49
18.4
45.
731.
328.
9021
.46
12.2
1
8.97
7.63
13.5
417
4.04
397.
95
PE
RD
IDA
SE
NE
RG
ÍA
KW
H
125,
356
57.2
90
11.4
5833
.638
63,0
19
151,
373
57,2
90
266,
639
111.
637
223.
275
161,
569
50.2
30
11.5
28
77,9
9918
8.15
6
106.
942
7B.5
60
66,3
56
118,
575
1,52
4.59
9
3.4
86.0
42
Pcu W 16
3010
9010
9027
29
1090
1583
1090
1418
1418
1418
1078
363
3€3
1078
363
1090
1418
1078
363
363
Pcu
TO
TA
L
KW 17
.82
15.5
76.
541.
488.
996.5
9
4.72
21.1
52.
439.
57
10.5
2
8.19
£4
4
34.8
722.7
1
19.1
45.
87
11.4
328.2
724
8.54
486.
83
PE
RD
IDA
SE
NE
RG
ÍA
KW
H
85,8
76
68,1
90
9,73
97,
757
30,7
22
21,3
52
14,4
77
6a981
7.82
431
,023
33,1
65
20,8
02
9,40
6
146.
615
49,7
36
80.4
89
24,6
74
38,0
49
56,9
5678
3,79
7
1 ,5
83,6
31
EN
ER
GÍA
DE
L S
IST
EM
A
PE
RD
IDA
S D
E E
NE
RG
ÍA
% P
ER
DID
AS
DE
EN
ER
GÍA
KW
H
KW
H
194,
935,
185
5,06
9,67
32.
60
-P-
PE
RD
iDA
S D
€ E
NE
RG
ÍA V
AQ
O
% P
ER
DID
AS
DE
EN
ER
GÍA
VA
GO
KW
H
KW
H
3,46
6,04
21.
79
PE
RD
IDA
S D
E E
NE
RG
ÍA C
OB
RE
% P
ER
DID
AS
DE
EN
ER
GÍA
CO
BR
E
KW
H
KW
H
1,55
3,63
10.
81
42
2.5 CUANTIFÍCACION DE LAS PERDIDAS EN REDES SECUNDARIAS.
De acuerdo a la metodología propuesta en el numeral 1.5.3
la evaluación de las pérdidas en los circuitos secundarios
fue l a s iguiente:
1.- Se realizó el levantamiento de campo para cada
circuito secundar i o seleccionado, la información
obtenida fue básicamente relacionada a:
- Calibre de conductores.
- Tipo de estructuras.
- Distancias entre postes.
- Número de ususarios por poste.
2.- Se obtiene ios datos de demanda máxima, factor de
potencia y voltaje a nivel del transformador, para
cada ci rcu ito.
3.- Se obtiene la demanda máxima unitaria de los abonados,
la que es calculada mediante la fórmula siguiente:
. , Dmax * FDDmaxí u)V ' N (2.4)
Donde:
D max = Demanda máxima del transformador (KVA).
D max (u) = demanda máxima unitaria (KVA).
FD = Factor de diversidad en función del número de
abonados, su valor se obtiene de las guías de
diseño de la Empresa (18}.
N = número total de abonados del circuito
secundario.
43
4.- Con la ayuda del programa computacional CPS, se corre
flujos de carga en condiciones de demanda
máxima, en la que se determina las pérdidas de
potencia para cada circuito secundario, en el Anexo No
5, se presenta los resultados obtenidos por este
programa para una muestra de los transformadores
seleccionados.
5.- Se d.etermina las pérdidas de energía para cada
circuito mediante la ecuación 1.10, que por
conveniencia se la vueIve a enunciar.
p - p* & z Liaax
donde :
fp : factor de pérdidas del circuito secundario cuyo valore
fue determinado de sus curvas de carga diar/a.
6.- Se calcula el porcentaje de pérdidas de energía del
subsistema de circuitos secundarios mediante la
ecuación 1.11
En el cuadro 2.5.1 se resumen los resultados obtenidos
de los cálculos de pérdidas para cada uno de los circuitos
secundar ios de la muestra seleccionada, así como también
los resultados para el total de la muestra, y para el total
del s istema.
Lo que nos determina que el porcentaje de pérdidas de
energía en el subs is tema es 3,86 %,
44
CUADRO 2.5.1 CUANTIFICACION DE PERDIDAS REDES SECUNDARIAS
TRAFO
No
2CMQ
271
101
1483
2370
781
0
270
156
2377
120
190
1950
100
2157
1931
329
153
152
335
155
2367
2378
154
1415
40O401
1698
704
716
1728
710
715
1506
714
703
658
860
711
530
378
WSANQ
raiHALU/Ii
uuuuuuuuuuuuuuuuuuuuuuuuRnRRR
RR
RflR
R
RR
RRR
LONQ.
REDKm.0.733
0.73S
0.351
0.397
0.800
0,5*15
0.665
0.820
0.355
0.640
0.520
0,300
1.075
0.300
0.960
1.100
0,300
0,529
0.485
0,683
0,310
0,360
0,658
0.300
0.975
1.125
0.700
0.960
1.010
1.010
0.810
0.380
1.670
0.315
0.765
0.620
1.270
0.250
1.460
1.385
Dtnn(U)
(KVA)
3.60
2,00
2.00
2.13
2,17
2.20
2.43
2.60
2,61
2,63
2.70
3.53
1.33
1.36
1.60
1.62
1.70
1.74
1.741.77
1.84
1.67
1,90
1.90
1.50
1.53
1.68
0.15
0.25
0,25
0.47
0.60
o.eo0.70
0.82
0,95
0.95
0.99
1.10
1.14
TIPO
B
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
C
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
D
E
E
E
E
E
E
E
E
EE
E
E
E
lio*)»
60
102
86
01
67
45
74
82
91
50
134
60
115
83
187
44
37
103
45
116
89
53
112
98
32
41
36
50
30
39
61
29
28
10
30
7
24
5
44
35
F.P.
'0.33
0.30
0.37
0.50
0,28
0,32
0.33
0.32
0,32
0,25
0.55
0.47
0.31
0,38
0.28
0.23
0.31
0.30
0.27
0.36
0.30
0,30
0.34
0.31
0.61
0.10
0.31
0.22
0,32
0,21
0.21
0.17
0.14
0.23
0.37
0.22
0.22
0,30
0,25
0.22
CAffii
TEH30H
%
8.9
9.5
5.1
4.42
10.0
5.0
7.3
0.2
11.4
11.0
21.0
6.0
16.1
3,9
9.0
9.0
3.4
13.3
1.9
5.21
4.4
3,4
11.44.7
7.6
25.75.44
6.1
10.9
8.7
23.9
11.9
20.0
0.1
19.8
1.95
5.47
3,8
30.1
24
uoitm.M«
Kff
73.5
00.1
44.5
44.149.0
35.0
59.9
70.3
77.6
45,8
115.3
78.5
40.3
21.2
93.8
25.3
23.0
65.5
34,4
66.1
01.4
34.2
76.0
60.418.0
22.5
24.8
2,0
2,0
3,5
8.3
0.0
S.5
6.4
9.3
3.9
9.1
3.9
17.2
14.7
FHStfMSIJE
POTOÜA
Kff
4.78
4.04
1.94
1.40
5,49
1.90
4.66
3.26
5,35
4.09
13,83
2.14
0.18
0.9C
0,49
2.17
0,85
8.09
o.se2.27
1.00
0.76
5.71
1.80
0.66
0,35
1.45
0,17
0.30
0.30
1.99
0.71
1.09
0.70
2.43
0.00
0.3O
0.12
3.50
3,80
BfHOA
KKH-AÍfe
143000
272483
194144
385432,7
203305
130345
273020
274360
368285
163292
743505
463560
150074
1689G9
403900
64302
105514
369905
156069
1090015
287020
156290.7
373396
309253
120370
63508
450250
9800
13036
17727
45658
14401
1 0757
ieoco47249
3C45
12499
16144
60057
54695
paantís oraciA
K*H-¿Í50
13818
12180
6275
0848
13468
5584
13457
9108
14997
8969
60618
8823
16786
3179
15914
3045
23OO
29615
1369
7168
S151
2030
17007
4912
4616
89O3
3938
336
833
501
3653
1002
2071
14O8
7889
119
690
323
7072
7439
%
9.7
4.5
3.2
1.8
6,6
4.3
4.9
3.9
4.1
4.9
9.0
1.9
10.0
1.9
3.9
4.7
2.2
6.5
0.9
0.7
1.8
1.3
4.6
1.8
3.7
14.0
0.9
3.4
6.1
3.2
0.0
7.3
12.4
7.6
10.7
3.3
5.5
2.0
11,0
13,6
KWH
ENERGÍA DE LA MUESTRA SECTOR URBANO
ENERGÍA DE LA MUESTRA SECTOR RURAL
ENERGÍA DE LA MUESTRA TOTAL
PERDIDAS DE ENERGÍA SECTOR URBANO
PERDIDAS DE ENERGÍA SECTOR RURAL
PERDIDAS DE ENERGÍA TOTALES MUESTRA
"7282251
987016
8209207
282034
51515
334149
3.9
5.2
4.0
45
PROMEDIO FACTOH DE PERDIDAS SECTOR URBANOPROMEDIO FACTOR DE PERDIDAS SECTOR RURALPROMEDIO FACTOR DE PERDIDAS SECTOR URBANO Y RURAL
PROMEDIO DE CAÍDA DE TENSIÓN SECTOR URBANOPROMEDIO DE CAÍDA DE TENSIÓN SECTOR RURAL
LONGITUD PROMEDIO DE RED SECTOR URBANO (Km)LONGITUD PROMEDIO DE RED SECTOR RURAL (Km)LONGITUD PROMEDIO DE RED S ECTOR URBANO Y RURAL (Km)
DEMANDA MÁXIMA MUESTRA SECTOR URBANO (KW)DEMANDA MÁXIMA MUESTRA SECTOR RURAL (KW)DEMANDA MÁXIMA MUESTRA SECTOR URBANO Y RURAL
KW
PERDIDAS DE POTENCIA S ECTOR URBANO 92.3PERDIDAS DE POTENCIA S ECTOR RURAL 24.0PERDIDAS DE POTENCIA SECTOR URBANO Y RURAL 117.1
ENERGÍA DISPONIBLE A NIVEL DE SECUNDARIOS (MWH)ENERGÍA DIS PONIBLE DEL S ISTEMA DISTRIBUCIÓN (MW H)
PERDIDAS DE ENERGÍA TOTALES EN SECUNDARIOS (MWH)
PERDIDAS DE ENERGÍA RES PECIO AL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN (%)
0.34
0.26
0.31
8,0
13.4
0.583
0.919
0.717
1309,3
157.81527.1
0.7is.e7.7
166387
194935
7532
3.86
46
2.6 CUANTIFICACION DE PERDIDAS EN ALUMBRADO PUBLICO.
En alumbrado públi co las pérdidas se producen en el
balasto de las luminarias y estas son constantes. Además se
tienen pérdidas por luminarias que se encuentran encendidas
durante el día por falla del elemento que controla el
encendido, también se tiene pérdidas que están asociadas a
la red de baja tensión en circuitos en los cuales las
luminarias no disponen de condensador.
Adicional me ri te se puede considerar como pérdidas para
la empresa la utilización de luminarias de baja eficiencia.
2.6.1 SISTEMA DE ALUMBRADO PUBLICO DE LA EEASA.
Para efectos de este trabajo se va a considerar el
sistema de alumbrado público correspondiente a la provincia
de Tungxirahua del cual se lleva actualizada una base de
datos. El análisis se hará con datos registrados hasta
diciembre de 1995.
Las luminarias instaladas por la EEASA en un 98 %, son
de vapor de mercurio y sodio, el 2 % restante corresponde
a otros tipo de luminarias principalmente reflectores tipo
yodín, para el presente análisis únicamente se van a
considerar las luminarias de vapor de sodio y mercurio.
Del número total de luminar i as instaladas por la
Empresa, un 70 % se encuentran en el sector urbano de la
provincia y de sus respectivos cantones y un 30 % se
encuentran en el sector rural de la provincia.
En el cuadro 2.6.1 se resume ]as cantidades y tipos de
luminarias de mercurio y sodio instaladas en la provincia
de Tungurahua hasta diciembre de 1995.
47
Cuadro 2.6.1 Sistema de alumbrado público Provincia deTungurahua (año 1995).
TIPO
HG125
HG175
HG250
HG400
NA70
NA150
NA25Ü
NA400
TOTAL
FOT. LUM.
(KW)
138
192
269
422
80
170
274
432
CANTIDAD
5806
4509
1098
17
621
1243
1366
1002
15662
POTENCIA
TOTAL
(MW)
0.80
0.87
0.30
0.01
0.05
0.21
0.37
0.43
3.04
ENERGÍA
TOTAL
( MW-H )
3509
3792
1294
31
218
926
1639
1896
13305
Demanda máxima provincia: 43 MW
Consumo energía provincia: 194935 MWH-AÑO
DEMANDA DEL A.P. RESPECTO AL TOTAL DEL SISTEMA: 7.2 %
ENERGÍA RESPECTO AL TOTAL DEL SISTEMA : 6.8 %
CANTIDAD DE LUMINARIAS DE MERCURIO : 11930 73 %
CANTIDAD DE LUMINARIAS DE SODIO : 4232 27 %
CONSUMO DE LUMINARIAS DE MERCURIO : 1.97 MW 65 %
CONSUMO DE LUMINARIAS DE SODIO : 1.06 MW 35 %
2.6.2 PERDIDAS EN EL BALASTO.
Las pérdidas en el balasto están asociadas al efecto
joule que se producen por calentamiento de la bobina, estas
pérdidas son proporcionales a la potencia de la luminaria
y s iempre estarán presentes, y a que las luminarias de
descarga en gases que son las más utilizadas en alumbrado
48
público necesariamente requieren de un balasto para su
funcionamiento.
2.6.3 PERDIDAS POR BAJO FACTOR DE POTENCIA.
Otro tipo de pérdidas que está asociado al balasto es
la que se produce por el bajo factor de potencia del mismo.
Se da el caso que en algunas luminarias de modelos antiguos
y otras de fabricación artesanal no disponen del condesador
que es el el emento que sirve para compesar el bajo factor
de potencia, esto trae como consecuencia que se incremente
la corriente de funcionamiento de la luminaria, lo que a
su vez causa que se incremente las pérdidas en las redes de
al imentación que dan servicio a la luminaria.
49
2.6.4 PERDIDAS DEBIDO A FALLAS DEL CONTROL DE ENCENDIDO.
Otra causa que produce pérdidas de energía, es la
debida a Tallas del elemento que controla el encendido
(fotocélula), que provoca que la luminaria funcione
innecesar i amen te en horas del día en que se tiene luz
so 1ar j este caso aunque no es muy f re cu en te , sin embargo es
necesario menciónarlo y tomario en cuenta.
2.6.5 PERDIDAS EN LUMINARIAS NO EFICIENTES.
Como ya se mencionó anteriormente se podría considerar
como pérdidas para la empresa la utilización de luminarias
rio eficientes, ya que, se puede obtener un ahorro
considerabí e de energía reemplazando luminarias de menor
consumo pero de mayor rendimiento luminoso, tal es el caso
de la utilización de luminarias de vapor de sodio alta
presión en lugar de las luminarias de vapor de mercur io.
De todas maneras hay que señalar que la empresa actualmente
factura a sus el i entes el consumo del ¿t lumbrada público,
por lo que no representa una pérdida en términos económicos
en cuanto al consumo de energía, aunque la empresa tenga
que asumir los costos de mantenimiento.
En el cuadro 2.6.2 se presentan los niveles de
iluminación medios medidos en luminarias de mercurio y
sodio de distintas potencias.
50
Cuadro 2.6.2 Niveles de iluminación medios
medidos en luminarias de Hg y Na.
LUMINARIA TIPO NIVELES MEDIOS DE ILUMINACIÓN
( luxes)
Mercurio 125 W 2.0-3.5
Mercurio 175 W 3.5 - 4.5
Mercurio 250 W 6.0 - 9.0
Sodio 70 W 5.7-6.5
Sodio 150 W 7.0-8.5
De los resultados obtenidos se puede notar claramente
por ejemplo que con la luminaria de sodio de 70 W se tiene
mayores niveles de iluminación medio que con las luminarias
de mercurio de 125 y 175 \V.
En el caso de la luminaria de Na 150 W se tienen
niveles de iluminación similares que con las luminarias de
mercurio de 250 W.
2.6.6 CUANTIFICACION DE LAS PERDIDAS EN ALUMBRADO
PUBLICO.
Se van a cuantificar las pérdidas de energía en el
s istema de alumbrado público de la E.E.A.S.A. en la
provincia de Tungurahua con datos que se han obtenido a
finales de de diciembre de 1995.
2.6,6.1 PERDIDAS EN EL BALASTO.
Las pérdidas en los balastos para los diferentes tipos
de luminarias se ob tuvieron de los catálogos de los
fabricantes, como se tiene el registro de la cantidad de
luminarias de cada tipo se determinan las pérdidas de
energía total de los balastos.
51
Pérdidas de energía en balastos: 1179 MWH-AÑO
Porcentaje respecto al total del sistema: 0.60 %
2.6.6.2 PERDIDAS POR BAJO FACTOR DE POTENCIA.
Como ya se mencionó anteriormente estas pérdidas se
producen por las luminarias que no disponen de condensador
para corregir el bajo factor de potencia de los balastos,
sin embargo en el sistema de la EEASA actualmente existen
pocas luminarias principalmente de mercurio de 125 W que
presentan esta condición, se puede considerar su efecto
despreciable.
2.6.6.3 PERDIDAS POR FALLAS DEL CONTROL DE ENCENDIDO.
Para cuantificar estas pérdidas se obtuvieron de los
reportes de mantenimiento de alumbrado público un promedio
mensual de luminarias que se han encontrado encendidas
durante el día. Se asume que las luminarias permanecen
encendidas un promedio de 24 horas, hasta que el personal
realize la reparación correspondiente.
Respecto a la potencia se asume el promedio de las
potencias de las luminarias mas comunes que se utilizan en
el sistema de alumbrado público, dando un valor de 195 W.
Los resultados son los siguientes:
Número de luminar i aspormes: 70
Promedio en horas: 24
Potencia promedio (vatios): 195
Pérdidas de energía mensual (KWII): 328
Pérdidas de energía anual (MWH): 120
Porcentaje respecto al consumo del sis tema : 0.06 %
52
2.6.6.4 PERDIDAS POR UTILIZACIÓN DE LUMINARIAS DE BAJA
EFICIENCIA.
Se puede cuantificar las "pérdidas" ó en términos más
apropiados los ahorros de energía por la utilización de
luminarias de baja eficiencia, real izando la si guíente
consideración:
De las mediciones de los niveles de iluminación
obtenidos se puede ver que se podrían sustituir las
luminarias de mercurio por luminarias de sodio de la manera
que se indican en el cuadro 2.6.3.
Cuadro 2.6.3 Ahorro de potencia y energía por reemplazo
de luminarias de mercurio con sodio.
REEMPLAZO
HG125 POR NA70
HG175 POR NA70
HG250 POR NA150
T O T A L E S
CANTIDAD
5806
4509
1098
AHORRO POTENCIA
(KW)
C/LUM .
0.058
0. 112
0.099
TOTAL
337
505
109
951
AHORRO ENERGÍA
(MWH-AÑQ)
C/LUM
.254
.491
.433
TOTAL
1474.7
2213.9
475.4
4164.0
Del cuadro anterior se tiene que el ahorro de energía
que se puede obtener por el reemplazo de luminarias más
eficientes es de 4164 MWH-AÑO que corresponde al 2.1 % del
consumo total del sistema en la provincia.
En resumen las pérdidas asociadas al alumbrado
respecto al sis tema suman:
53
Pérdidas en balastos 0.60 %
Pérdidas por falla del control de encendido: 0.06 %
TOTAL 0.66%
* Pérdidas por luminarias baja eficiencia: 2.10 %
* No se consideran para el cómputo total de pérdidas,
3ra que el consumo se factura totalmente.
54
2.7 RESUMEN GENERAL DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.S.A.
Una vez que se han cuant if icado las pérdidas para cada
uno de los subsistemas, en el cuadro 2.7.1 se muestra un
resumen general de las pérdidas para el sistema de
distribución de la E.E.A.S.A. para la provincia de
Turigurabua evaluadas para el año de 1995, haciendo
referencia a la energía disponible tanto a nivel de
subtransmisión como a nivel de distribución primaria.
Cuadro 2.7.1 Cuan t ificae ion de pérdidas técnicas. Sistemade Distribución EEASA (Provincia de Tungurahua)Año 1995.
Energía disponible subtransmisión: 197,503 MWH
Energía disponIb le d i stribución: 194,935 MWH
SUBSISTEMA
SUBTRANSMISION
Lineas de subtransmisión
Transformadores AT/MT
SUBTOTAL
PERDIDAS
MWH
819
1749
2568
% (D % (2)
0.4
0.9
1.3
SUBSISTEMA
DISTRIBUCIÓN
Redes Primarias
Transformadores
Redes Secundarias
Alumbrado Públ ico
SUBTOTAL
TOTAL TÉCNICAS
TOTAL NO TÉCNICAS
PERDIDAS
MWH
3335
5069
7532
1299
17235
715
19803
% (D
1.71
2.60
3.86
0. 66
8.84
3.67
% (2)
1 .69
2.57
3.81
0.66
8.73
10.02
3.63
55
9 (1) % Respecto a la energía disponible a nivel dedistribución.
(2) % Respecto a la energía disponible a nivel desubtransmisión.
Las pérdidas totales de energía en el año 1995 fue
del 13.65 %, dato proporcionado por el Departamento de
Planificación, por diferencia se obtiene el porcentaje de
pérdidas no técnicas que es del 3.63 %, valor que se indica
en el cuadro anterior.
Con los resultados obtenidos en el cuadro 2.7.1, se
realiza una comparación de los porcentajes de pérdidas de
energía de los distintos subsistemas de la Empresa con
aquel los recomendados como óptirnos, por organismos
internacionales (24).
2.7.2 Comparación de los porcentajes de pérdidas de la
Empresa, con porcentajes recomendados como óptimos.
SUBSISTEMA
Lineas de subtransmisión
Transformadores AT/MT
Redes primar ias
Transformadores MT/BT
Redes Secundarias
Alumbrado púb 1 ico
No Técnicas
VALOR A 1995
%
0.4
0.9
1.69
2.57
3.81
0.66
3.63
VALOR ÓPTIMO
%
2.5
0. 65
0.9
1.45
2.0
5.0
56
De 1 cuadro anterior se determina que los niveles de
pérdidas en el subsistema de subtransmision y el porcentaje
de pérdidas no técnicas, se encuentran dentro de los
valores recomendados, no asi el subsistema de distribución
que se encuentran con valores altos en relación a los
recomendados, por lo que es necesario realizar un ana Tisis
para un programa de reducción de pérdidas para obtener
porcentajes que se encuentren dentro de los recomendados,
el mismo que va a depender de las características propias
del sistema de cada empresa y de los costos y beneficios
que se deriven de la reducción de pérdidas de energía.
57
CAPITULO III
PROGRAMAS PARA LA REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE LA EEASA.
3.1 PROGRAMA PARA ALIMENTADORES PRIMARIOS.
Se pueden implemen tar varias soluciones con e i
propósito de reducir pérdidas en al imentadores primar i os,
estas soluciones pueden ser las si guientes: incremento de
calibre de conductores, incremento de subestaciones, cambio
(incremento) de voltaje, instalación de condensadores,
incremento del número de fases, equilibrio de carga. A
continuación se van a realisar el análisis para cada una de
las soluciones enunciadas y su aplicación al sistema de la
E.E.A.S.A.
3.1.1 INCREMENTO DE CALIBRE EN CONDUCTORES.
Las pérdidas en una línea es directamente proporcional a la
resistencia, de acuerdo a la fórmula 1.1 que se describe a
con t inuación.
En donde la resistencia es inversamente proporcional
a su área ó sección transversal, lo que indica que mientras
mayor sea esta, más baja será el valor de la resistencia,
por consiguiente el valor de sus pérdidas serán menores, y
adicional mente decrece la caí da de voltaje. El gráfico a
continuación ilustra de mejor manera lo enunciado
anteriormente.
58
Cuadro 3.1.1% PERDIDAS va RESISTENCIA
A contínúación se describe un resumen de la metodología
útil izada, para determinar el porcentaje de reducción de
pérdidas, al adoptar esta solución como una medida para
reducir las pérdidas.
1 . - De los resultados obtenidos en el capítulo 1, se
obtienen las pérdidas de potencia en KW/Km, dividiendo
las pérdidas de potencia y energía para la longitud
del circuito, tanto para ia zona urbana como rural con
ios siguientes resultados:
Cuadro 3.1.2.- Pérdidas de potencia y energía, sininversiones,
ZONA
URBANO
RURAL
PERDIDAS
POTENCIA
KW
183.54
603 . 68
PERDIDAS
ENERGÍA
MWH
601.84
1787.60
LONGITUD
Km
114.82
697.91
PERDIDAS
POTENCIA
KW/Km
1.59
0.86
PERDIDAS
ENERGÍA
MWH/Km
5.24
2.56
59
2.- Con los datos de campo obtenidos en el capítulo 2, se
determinó las cantidades de Km- de línea existentes en
8 al imentadores urbanos y 5 alimentadores rurales,
clasificados por su calibre y la configuración de
conductores, como se indica a continuación.
Cuadro 3.1.3.- Configuración y calibres de conductores enalimeiitaciores primarios, urbanos y rurales.
CALIBRE
# FASES
URBANO
Km
RURAL
Km
4
3
9.76
2.1
2
1.77
1
8.74
77
2
3
31
17.5
2
4
1
10
204
1/0
3
18
40.6
1
6,35
2/0
3
18
10.1
266
3
1.5
3.- Se determinó los calibres adecuados, los mismos que
fueron seleccionados previamente en base al criterio
del CONDUCTOR ECONÓMICO (2), determinándose lo
siguiente:
3.1.4 Calibres proyectados en alimentadores primarios.
ZONA
URBANA
URBANA
RURAL
CALIBRE EXISTENTE
No
4
2
1/0
CALIBRE. PROYECTADO
No
1/0
2/0
4/0
3.- Se rediseñan los circuitos, es decir se reemplazan los
circuitos con los conductores indicados en el numeral
anterior, y se realiza una simulación en el computador
60
para determinar los nuevos valores de las pérdidas,
corriendo flujos de carga en los al inventadores
primarios, determinándose los ahorros en KW/KM (5) ,
obteniéndose los siguientes resultados:
Cuadro 3.1.5 Incremento de calibre en conductores,pérdidas de potencia y energía.
ZONA
URBANO
RUKAL
PERDIDAS
POTENCIA
KW
149.74
565.98
PERDIDAS
ENERGÍA
MWH
483.4
1666.4
LONGITUD
Km
114.82
697.91
PERDIDAS
POTENCIA
KW/Km
1.3
0.81
PERDIDAS
ENERGÍA
MWH/Km
4.2
2-4
Cuadro 3.1.6.- Incremento de calibres en conductores,ahorro de pérdidas de potencia y energía.
ZONA
URBANO
RURAL
AHORRO
POTENCIA
KW
33.8
38.4
AHORRO
ENERGÍA
MWH
118.4
121.2
MUESTRA
No
5
4
LONGITUD
RED I SEÑO
Km
20.0
30.0
AHORRO
POTENCIA
KW/Km
1.69
1.28
AHORRO
ENERGÍA
MWH/Km
5.92
4.04
4.- Se calculan los costos unitarios en U.S/Km para cada
calibre, que intervienen en esta actividad.
Cuadro 3.1.7.- Costos unitarios.
CALIBRE
No
1/0
2/0
4/0
COSTO
U.S/Km
2
3
5
,278
,510
,427
61
En los costos unitarios del cuadro 3.1.7, están incluidos
los rubros relacionados a materiales, mano de obra ,
material recuperable y gastos técnicos y administrat ivos.
5.- Se determinan las cantidades totales a remode larse y
el ahorro de potencia y energía que producirían estas
cantidades, así como el costo que demandaría esta
act ividad.
Cuadro 3,1 Reducción de pérdidas con incremento decalibre.
ZONA
URBANA
URBANA
RURAL
CALIBRE
EXISTE.
No
4
2
1/0
CALIBRE
REDISE.
No
1/0
2/0
4/0
LONG.
Km
9.76
31.12
40.6
AHORRO
MW
16.5
52.6
52.0
AHORRO
MWH
57.8
184.2
162.4
COSTO
U.S/Kro
22,233
109,231
881,345
3.1.2 INCREMENTO DEL NUMERO DE FASES.
De los resultados obtenidos en el numeral 2.3, se
determinó que el porcentaje de pérdidas en el sector rural
es mayor al 50 % del subsistema de alimentadores primarios,
y su configuración es en su mayoría monofásica, por lo que
se debería optar por incrementar el número de fases para
reducir las pérdidas.
El convertir un circuito monofásico a un circuito
trifas ico, permite reducir las pérdidas y la caída de
tensión en 6 veces, (8),(6). No se considera la alternativa
de convertir un circuito bifásico a trifásico, en razón de
que las redes existentes en esta configuración es pequeña
en relación a la configuración monofásica como se puede ver
el cuadro 3.1.3.
62
A continuación se describe un resumen de la
metodología útil izada, para determinar el porcentaje de
reducción de pérdidas, al adoptar esta solución como una
medida para reducir las pérdidas.
1. - Con los datos del cuadro 3.1.3 que se repite a
continuación, se determinó las cantidades de
kilometros línea, calibre y configuración de
conductores.
CALIBRE
# FASES
URBANO
KID
RURAL
Km
4
3
9.76
2.1
2
1.77
1
8.74
77
2
3
31
17.5
2
4
1
10
204
1/0
3
18
40.6
1
6.35
2/0
3
18
10.1
266
3
1.5
2.- Se determinó los calibres adecuados, los mismos que
fueron seleccionados previamente en base al criterio
de CONDUCTOR ECONÓMICO (2) , obteniéndose los
sigulentes resultados;
Cuadro 3. 1.9.- Número de fases proyectadas
ZONA
RURAL
RURAL
CONDUCTOR EXISTENTE
CALIBRE
4
2
No FASES
1
1
CONDUCTOR PROYECTADO
CALIBRE
2
2
No FASES
3
3
3.- Se redisefian los circuitos, es decir, se reemplazan
los circuitos con los conductores indicados en el
cuadro anterior, y se realiza una simulación en el
'•">**•
63
computador para determinar los nuevos valores de las
pérdidas, corriendo flujos de carga en los
alimentadores primarios, y posteriormente se calculan
los ahorros en KW/KM (5), obteniéndose ios resultados
que se muestran en el cuadro 3.1.10.
Cuadro 3.1.10.- Incremento del número de fases, ahorrosde potencia y energía.
ZONA
RURAL
AHORRO
POTENCIA
KW
49.35
AHORRO
ENERGÍA
MWH
156.45
MUESTRA
No
4
LONGITUD
RED I SEÑO
Km
35.0
AHORRO
POTENCIA
KW/Km
1.41
AHORRO
ENERGÍA
MWH/Km
4.47
4.- Se calculan los costos unitarios en U.S./Km para cada
calibre, que intervienen en esta actividad, cuyos
resultados se indican en el cuadro 3.1.11.
Cuadro 3.1.11.- Cosíos unitarios.
ZONA
RURAL
RURAL
CONDUCTOR EXISTENTE
CALIBRE
4
2
No FASES
1
1
CONDUCTOR PROYECTADO
CALIBRE
2
2
No FASES
3
3
COSTO
U.S/Km
3438
2871
5.- Se determinan las cantidades a remodelarse y el ahorro
de potencia y energía que producirían estas
cantidades, así actividad, obteniéndose los resultados
que se muestran en el cuadro 3.1.12.
64
Cuadro 3.1.12. Reducción de pérdidas por el incrementode número de fases.
ZONA
RURAL
RURAL
CALIBRE
EXISTE.
No
4
2
CALIBRE
REDISE.
No
2
2
LONG.
Km
26
84
AHORRO
MW
36.7
118.4
AHORRO
mu116.2
375.5
COSTO
U.S/Km
89,388
241,164
3.1.3 REPARTICIÓN DE CARGA POR ALIMENTADOR.
Una forma de reducir las pérdidas, es optimizar la
configuración de los circuí tos, mediante transferencias de
carga, de tal manera que se acorten distancias entre la
subestación y la carga. Eri este trabajo se analiza el caso
de los circuito ATAHUALPA Y OLÍMPICA, que son los circuitos
urbanos de mayor demanda en el s istema de distribución de
la Empresa. Esta solución es una de las más adecuadas y
rápidas de ejecutar en razón que se aprovecha la topología
existente y no requiere mayor inversión para su ejecución.
Un resumen del análisis realizado es el que se
presenta a continuación.
1.- Se obtuvo la configuración de los circuitos, cuyos
diagramas uriifilares se presentan en el siguiente
gráfico.
65
S/E Huachi
NA
NA
NC
Circuito Atahualpa
Circuito Olímpica
Red Subterránea
Seccionadores porta fu si be
Normalmente abierto
Normalmente cerrado
66
2.- Se calculó las pérdidas de potencia y energía en los
al imenfiadores primarios antes mencionados en la
condición actual, cuyos resu 1tados se muestran en el
cuadro 3.1,13.
Cuadro 3.1.13. Pérdidas de potencia y energía, sintransferencia de carga.
ALIMENTADOR
ATAHUALPA
OLÍMPICA
TOTAL
PERDIDAS
POTENCIA
KW
63.68
20.03
83.71
PERDIDAS
ENERGÍA
KWH
209,471
58,941
268,412
3.- Se analiza la posibilidad de transferir carga del
circuito ATAHUALPA al circuito OLIMP1CA, y del
circuito OLÍMPICA transferir carga a un nuevo circuito
que saldría de la nueva subestación LORETO, de la
siguien te manera:
Se transfiere carga del circuito Atahualpa comprendida
entre los seccionadores S1-S2 y S3-S4 al circuito
OLÍMPICA.
Se transfiere carga del circuito Olímpica comprendida
entre los seccionadores S5 y S6 a un nuevo circuito
que saldrá de la nueva subestación Loreto y se
denominará RED SUBTERRÁNEA.
4.- Se calculan las pérdidas de potencia y energía de esta
posible nueva configuración de los a 1imentadores,
obteniéndose los resultados que se muestran en el
cuadro 3.1.14.
67
Cuadro 3.1.14.- Pérdidas de potencia y energía contransferencia de carga.
ALIMENTADOR
ATAHUALPA
OLÍMPICA
RED SUBTERR
TOTAL
PERDIDAS
POTENCIA
KW
15.74
22.32
6.02
44.08
PERDIDAS
ENERGÍA
KWH
51,712
65 ,908
17,683
135 ,303
5.- Por diferencia se obtiene el ahorro que produce la
nueva configuración, determinándose que esta es la
configuración adecuada. En el cuadro 3.1.15 se
mues Irán los resultados obtenidos.
Cuadro 3.1.15 Ahorro de potencia y energía contransferencia de carga.
AHORRO (KW)
AHORRO (KWH)
39.67
133, 109
6.- Se calculan los costos que demanda esta actividad, que
es fundamentalmente la mano de obra utilizada en el
análisis, pues se aprovecha la instalaciones
existentes del sistema, los resultados se indican en
e 1 cuadro 3.1.16.
68
Cuadro 3.1,16 Costo unitario del estudio.
PERSONAL
GRUPO TRABAJO
AUXILIAR
INGENIERO
TOTAL
No HORAS
40
24
16
80
COSTO UNITARIO
U.S. /HORA
11.3
3.3
4.2
COSTO TOTAL
U.S
452.0
79.2
67. 2
598.4
3.1.4 EQUILIBRIO DE CARGA EN ALIMENTADORES PRIMARIOS:
" Un circuito de distribución, con las magnitudes de
corrientes en sus fases prácticamente equilibradas es el
ideal, práct icamente resulta imposible mantenerlas en esta
condición" (6), por lo que el objetivo de este trabajo es
tratar de lograr una condición en que las magnitudes de
corriente en las tres fases sean lo más iguales posibles.
Se considera un circuito desbalanceado cuando las
magnitudes de corriente de las fases presen tan un
porcentaje de desequilibrio mayor o menor al 20% (1) en
relación a la corriente promedio.
D = - J
Ir
(3.1)
Donde:
%D = Porcentaje de desbalance.
I,, = magnitud de la corriente de fase (A).
Ip ~ magnitud de la corriente promedio de las tres
fases (A).
69
A con tinúación se presenta un resumen de la
metodología utilizada (6),(7), para la evaluación en un
alimentador primario, esta metodología es la misma tanto
para la condición desbalanciada como para la balanceada.
1. - De la curva de carga diaria del alimentador, se
obtienen las magnitudes de corrientes por cada fase.
2.- Se obtienen los porcentajes de desequilibrio entre las
magnitudes de corriente en cada fase, con la fórmula
3.1, y se determinan en que hora se obtiene el
porcentaje de mayor desbalance.
3 . - Se realiza el equilibrio de carga en el al imentador
mediante la conexión de transformadores de la fase más
cargada a las menos cargadas (6), cuando no es posible
hacerio con transformadores, en circuitos en los
cuales la mayor parte de transformadores son
trifásicos, el equilibrio se lo realiza desde los
circuitos secundarios, en este trabajo no se ana liza
esa posibil. idad, y se obtiene la nueva curva de carga
diaria del alimentador en la que se repite el cálculo
del literal 2. Si la magnitud del desbalance es en la
mayor parte del período es menor al 20 %, se asume que
el circuito esta equilibrado, caso contrario se repite
los cálculos y se vuelve a equilibrar el circuito.
4.- Se calculan las pérdidas de potencia y energía,
utilizando las fórmulas 1.7 y 1.9 del Capí tu lo 1 ,
tanto para la condición equilibrada como
desequilibrada, en el cuadro siguiente se presenta los
resultados para la condición desbalanceada.
La ecuación de segundo grado que relaciona las
pérdidas de potencia con la demanda, obtenida mediante
regresión polinomial fue la si guíente:
70
Pr - 4 . 7 8 + J D ? - 0.3076*0. + 0.1164
Donde:
P, = Pérdidas de potencia (KW)
Di = demanda en el instante i (MW)
El mismo cal culo se realiza para la condición
balanceada como desbalanceada, por diferencia de las
condiciones se obtiene los ahorros de potencia y energía,
los resultados obtenidos se muestran en el cuadro 3.1.17.
Cuadro 3.1.17. Reducción de pérdidas con equilibrio decarga.
CIRCUITO
LAS ANtERICAS
PERDIDAS ENERGÍA
KHW/DIA
ANTES
181.81
DESPUÉS
177.4
AHORRO
KW
0.1S
KWH
4.41
MÁXIMO
DESBALANCE
ANTES
- 42
DESPUÉS
-12
En los gráficos siguientes se puede observar las
curvas de carga antes y después de realizar el equilibrio
de carga en el alimentador primario Av. Las Américas.
350
71
CIRCUITO LAS AMERICASDESBALANCEADO
10 12 14 15 18 20
HORAS DEL DÍA FECHA: 10-JUL10-96
•PASEA FASE FASE C- TOTAL
300
CIRCUITO LAS AMERICASEQUILIBRADO
e a 10 12 14 13 IBHORAS DEL DÍA FECHA: 15-JULIO-96
•PASEA FASE B FASE C — TOTAL
72
5.- Se calculan los costos que demanda esta actividad, los
mismos que se muestran en el cuadro 3.1.18.
Cuadro 3.1.18 Costos unitarios.
PERSONAL
GRUPO TRABAJO
INGENIERO
TOTAL
No HORAS
12
4
20
COSTO UNITARIO
U. S /HORA
11.3
4.2
COSTO TOTAL
U.S
135.6
16.8
152.4
3.1.5 INCREMENTO DE SUBESTACIONES.
El incremento de una subestación en un sistema, tiene dos
consecuencias importantes:
- Mejora los niveles de voltaje en la carga.
- Disminuye las pérdidas de potencia y energía.
Esto es porque se disminuyen las longitudes de los
circuitos primarios, y "se eleva el nivel de voltaje en las
lineas de subtransmision (8)".
Esta forma de reducir las pérdidas técnicas es una de
las más adecuadas, pero no es la más opt ima en razón de su
alto costo de inversión.
En este trabajo se analiza la recuperación de pérdidas
técnicas por la construcción de la nueva SUBESTACIÓN
PILLARO, que es uno de los proyectos que está contemplado
en los planes de desarrollo de la E.E.A.S.A.T siendo el
73
objetivo mejorar las condiciones operativas y la calidad de
servicio para uno de los sectores más importantes de la
provincia de Tungurahua como es el cantón Píllaro, el cual
actualmente es servido por un único alimentador que recorre
aproximadamente 45 Km. desde la subestación Samanga de 5
MVA -
Los datos de diseño 3r costos son tomados del estudio
realizado en la Referencia (8).
La metodología a seguirse fue la siguiente:
1.- Se obtienen los datos de proyección de la demanda (8),
hasta el año 2010, que sería la vida útil del
proyecto, los caules se muestran en el cuadro 3.1.19.
74
Cuadro 3.1,19. Proyección de la demanda, circuí toPíllaro.
ANO
1995
1996
1997
1993
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
DEMANDA
PROYECTADA
MW
2.00
2. 13
2. 27
2.42
2.57
2.74
2.92
3.11
3.31
3.53
3.75
4.00
4.26
4.53
4.83
5. 14
ENERGÍA
PROYECTADA
MWH/AÑO
8,234.40
8,769.64
9,339.66
9,946.74
10,593.28
11,281.84
12,015. 16
12,796. 15
13,627.90
14,513.71
15,457. 10
16,461 .81
17,531 .83
18,671.40
19,885.04
21, 177.57
2.- Con los datos de proyección de la demanda, se
determina las pérdidas de potencia en las dos
condiciones, es decir con proyecto y sin el proyecto,
llegando a determinar una ecuación similar a la 1.7 de
la siguiente forma:
PLÍ C +u
C *U
75
Donde:
Pr- = Pérdidas de potencia en el año i (KW)
Pjj- = Demanda máxima en el año i (MW) .
C. , C- , C, = Constantes de proporcional i dad .
Una vez calculadas las constantes la ecuación que se
obtiene es la siguiente:
PLi = 28.7 + 5.72 * PDi - 11.22 * PD¿2
3 .- Con los datos de pérdidas de potencia en cada año, se
obtienen ias pérdidas de energía en las dos
condiciones del circuito, por diferencia se obtienen
los respectivos ahorros. Los resultados se indican en
el cuadro 3. 1 ,20
Cuadro 3.1.20 .
76
Reducción de pérdidas producido por lanueva subes tac ion Pí 1 Laro,
AÑO
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
SIN SUBESTACIÓN
POTENCIA
K\
115
131
150
170
194
220
250
284
322
366
415
471
534
605
686
778
ENERGÍA
MWH
252
287
327
373
424
4S2
547
622
706
801
908
1030
1169
1325
1502
1703
CON SUBESTACIÓN
POTENCIA
KW
36
41
47
53
60
68
77
87
99
112
127
145
164
186
211
239
ENERGÍA
MWH
79
90
102
116
131
149
169
191
217
246
279
316
359
407
462
524
AHORROS
POTENCIA
KW
79
90
103
117
134
152
173
197
223
253
287
326
370
419
475
538
ENERGÍA
MWH
173
198
225
257
293
333
379
430
489
555
629
714
910
918
1041
1179
.- Los costos que demandaría la construcción de la nueva
subestación (8), es de 404,019 U.S.
3.1.6 CAMBIO DEL NIVEL DE VOLTAJE.
Otra de las soluciones para reducir las pérdidas en un
sistema de distribución es la de incrementar el nivel de
vo1 taje, disminuyendo la corriente que circula por los
conductores.
77
La reducción de pérdidas que se consigue asumiendo que
se utiliza el mismo conductor será (9):
-*- • v 1 / " \p — r 7~ — - 1 i _J 2, }¿r — |_ _/_ '—•••-••-•••• - j \ ' *-* í
Donde:
P = ahorro en pérdidas de potencia
I - corriente que circula en el alimentador.
V, = nivel de voltaje existente,
V. = nivel de voltaje proyectado.
R = resistencia del conductor.
Como se indicó en el numeral 2.1 la empresa aún cuenta
con alimentadores primarios a 4.16 KV. los cuales dan
servicio al casco central de la ciudad de Ambato, estas
redes prácticamente cumplieron su vida útil para el período
que fueron diseñadas, por lo que se hace necesario
reemplazarlas por redes con un nivel de voltaje a 13.8 KV.
Debido a la configuración urbanística del centro de la
ciudad de Ambato, con calles demasiado estrechas y
edificios con volados, hace que las distancias de seguridad
que dan las normas de construcción - de instalaciones
eléctricas entre elementos energizados y sitios accesibles,
en muchos casos no se cumplen, por lo que constituyen un
riesgo para las personas. (10). Es por esta razón que se
tomó la decisión de que las redes aéreas a 4.16 KV. del
centro de la ciudad de Ambato deben ser reemplazadas por
redes subterráneas a 13.8 KV.
A continxi ación se presenta el análisis de la
recuperación de pérdidas de potencia y energía del
proyecto de la nueva red subterránea para el centro de la
78
ciudad, el cual sigue el procedimiento descrito en el
numeral 3.5.1 y los resultados obtenidos de la Referencia
(10). La metodología es la siguiente:
1.- Se obtienen los datos de proyección de la demanda
(10), hasta el año 2015 que sería la vida útil
del proyecto, los cuales se muestran en el cuadro
3.1.21.
Cuadro 3.1.21 Red subterránea, proyección de la demanda.
«
AÑO
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2014
2015
DEMANDA
MW
5.5
5.9
6.2
6.6
7.0
7.5
7.9
8.5
9.0
9.6
10.2
10.8
11.5
12.3
13.0
13.9
14.7
15.7
17.7-
18.8
ENERGÍA
MWH
44,651
45,006
46,663
48,380
50, 161
52,007
53,920
55,905
57 ,962
60,095
62,307
64,582
66,959
69,423
71,977
74,626
77,373
80,220
86,233
89,406
79/
2.- Con los datos de proyección de la demanda, se
determina las pérdidas de potencia en las dos
condiciones, es decir con proyecto y sin el proyecto,
llegando a determinar una ecuación similar a la 1.7 de
la siguiente forma:
57.4 - 15.05 * PDi + 7.68 * PD¿
3.- Con los datos de pérdidas de potencia en cada ano, se
obtienen las pérdidas de energia en las dos
condiciones del circuito, por diferencia se obtienen
los respectivos ahorros, los cuales se muestran en el
cuadro 3.1.22.
80
Cuadro 3.1.22.- Reducción de pérdidas por el cambio devoltaje, de la nueva red subterránea.
ANO
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
SIN RED SUBTERR.
POTENCI
A
KW
207
233
261
295
332
375
425
481
545
619
702
796
904
1026
1166
1325
1506
1711
1945
2209
2510
ENERGÍA
KWH
871
979
1098
1239
1398
1576
1785
2024
2290
2601
2952
3347
3801
4316
4904
5573
6330
7195
8178
9289
10555
CON RED SUBTERR.
POTENCIA
KW
40
43
47
51
54
59
63
68
74
79
86
92
99
107
116
125
134
145
156
169
182
ETÍERGIA
KWH
168
183
197
212
229
247
266
287
309
334
360
388
418
451
486
524
565
609
657
709
764
AHORROS
POTENCIA
KW
167
190
21
244
278
316
361
413
471
539
617
704
805
919
1051
1201
1371
1566
1789
2041
2329
ENERGÍA
KWH
703
797
901
1026
1169
1329
1519
1737
1980
2268
2593
2959
3384
3865
4418
5049
5766
6586
7521
8581
9792
4.- Los costos que demandarla la construcción de la nueva
red subterránea, es de 4,618,142 U.S.(10).
3.1.7 INSTALACIÓN DE CONDENSADORES.
Una línea de distribución se encuentra compuesta por
elementos resistivos e inductivos, obteniéndose un circuito
RLC. Al instalar un banco de condensadores en la línea se
reduce la corriente inductiva IL debido a la corriente
reactiva capacitiva producida por el banco, la cual se
encuentra 90 grados adelantada al vector de voltaje. Esto
origina que el valor del ángulo disminuya, reduciéndose el
valor de al corriente I, y por consiguiente el valor de las
pérdidas disminuyen.
El efecto de la corriente capacitiva sobre la
inductiva, se observa en el siguiente gráfico:
OA ~ KWAB ~ KVAR inicíales inductivos
CQ= KVAR del capacitor
OB = KVA inicíales
OE = KVA f inales
OB =OE
FE-= Capacidad liberada
AG — Reduccio'n da los KV,
82
El instalar un banco de capacitores en un sistema de
distribución, mejora el factor de potencia de la carga,
lográndose los siguientes efectos:
- Libera una cierta capacidad del sistema (KVA).
- Reduce las pérdidas por efecto Joule de las lineas.
Eleva los niveles de voltaje, por lo tanto mejora la
regulación.
Bajo estos conceptos se acepta como una metodología
para reducir las pérdidas, en las redes de distribución.
A continuación se presenta la metodología utilizada
para determinar la reducción de pérdidas, al instalar un
banco de condensadores (5).
1.- Se simuló un circuito típico, se analizó los resultado
de pérdidas obtenidos antes de instalar el banco de
condensadores.
2.- Se determinó la capacidad óptima del banco de
condensadores, mediante el método gráfico (11), los
que resultaron de 325 KVAR.
3.- Se simula nuevamente en el computador, el circuito
típico instalado el banco de condensadores determinado
en el numeral anterior, y se analiza el resultado de
mejora del factor de potencia y su reducción de
pérdidas, se asume que ese porcentaje de reducción es
el que se obtiene en otros alimentadores de iguales
características.
En el cuadro siguiente se presentan los resultados que
se obtuvo al simular este circuito típico.
83
Cuadro 3.1.23 Reducción de pérdidas por la instalación decondensadores.
DEKAI1DA
H»
1.9
MAR
0 . 7
LOHG
KBI
1 J . Í
FACTOR
P O T E N C I A
AHIES
0 , 9 4
D E S P U É S
0 . 9 8
P E R D I D A S
U
AI1TES
168.1
D E S P U É S
1 5 6 . 6
P E R D I D A S
m
AHTES
niD E S P U É S
39J
4.- Se determina el costo de inversión por KVAR instalado
el cual se cal cu lo en base a los datos obtenidos en la
Referencia .12, con un valor de 8.1 U.S. /KVAR.
3.1.8 INSTALACIÓN DE REGULADORES DE VOLTAJE.
El principal, objetivo de instalar regu lado res de
voltaje en circuitos de distribución, es el de proporcionar
económicamente a cada usuario un voltaje que este de
acuerdo a los niveles considerados como aceptables,
indicados en las guías de diseño de las distintas empresas
e Léctricas.
Siendo el objetivo principal de éste trabajo el de
reducir las pérdidas y mejorar los niveles de voltaje en
las redes de distribución, bajo estas consideraciones,
funcionarios de la E.E.A.S.A determinan que ésta
alternativa no se analice para el programa de reducción de
pérdidas técnicas, por lo que no se indica ningún resultado
obtenido por ésta metodología.
;j|i|jp]ii ^
84
3.2 PROGRAMA PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
3.2.1 OPTIMIZACION DE LA CAPACIDAD DE LOS TRANSFORMADORES
Una forma de reducir las pérdidas en transformadores
de distribución que se encuentran en operación es OPTIMIZAR
SU CAPACIDAD, determinando e 1 rango de mejor rendimiento,
intercambiando la ubicación de los transformadores entre
aquellos que se encuentran sobrecargados y los que se
encuentran sobredimensionados, lo que ocasiona beneficios
para la empresa tales como:
- Disminución del valor de las pérdidas en los
transformadores.
- Mejor utilización de la capacidad instalada.
- Disminuye las compras de nuevas unidades.
Los transformadores de distribución pueden hasta
duplicar sus porcentajes de pérdidas, si. operan con cargas
muy bajas (por las pérdidas en vacío} , o muy altas
(pérdidas combinadas de vacío y de carga).
En el cuadro 3.2.1 se observa el porcentaje de
pérdidas de los transformadores vs. el porcentaje de carga
que soporta el equipo en función de su capacidad nominal'.
85
CUADRO No 3.2.1% PERDIDAS V G % Pn
%Pn
Del cuadro anterior se determina que el mejor
rendími ento de los transformadores se encuentra ai 50 % de
su capacidad nominal.
Un resumen del procedimiento utilizado para determinar
los valores de reducción de pérdidas en esta actividad es
el siguíente (13).
1 . - Se calculan las pérdidas totales en el trans formador
para las dos condiciones de operación, mediante la
siguíente ecuación;
PT = 1.77*r—-12*[-0.064*P2+15.6*P -15.91-0.002J *• D -*' *'
, 32 -2 » 06
86
Donde:
PT = Pérdidas totales en el transformador. (W)
Pk = Potencia del transformador en el instante k
Pn = Potencia nominal del transformador (KVA).
2.- Se determina la zona de mejor rendimiento del
transformador mediante la siguiente expresión:
(3-3)
Donde:
f) = Rendimiento del transformador.
Pk = Potencia del transformador en el instante k
PT = Pérdidas de potencia totales del transformador
El porcentaje de pérdidas se obtiene así:
Per = 1 - 7 7(3.4)
Donde:
% Per = Porcentaje de pérdidas de potencia en el
transformador
3.- Las pérdidas de energía se calculan mediante el método
exacto, se integra el vaior de pérdidas de potencia en
cada instante k, por sumatorio de los valores
calculados en cada intervalo, obteniéndose el valor de
las pérdidas totales de la si guiente manera:
87
24 3
(3.5)
Donde:
k = contador de intervalos a la hora k
j = contador de horas
Er = Pérdidas de energía total del transformador.
PT = Pérdidas de potencia.
= Intervalo de integración
4 . - Por diferencia de las dos condiciones, se obtiene el
ahorro respectivo tanto en potencia y energía por
transformador, en el cuadro siguiente se indican los
resultados obtenidos para una muestra de 6
transformadores, los resultados se indican en el
cuadron 3.2.2.
Cuadro 3.2.2 Optimitación de la capacidad de lostransformadores, ahorros de potencia y energía.
No
TRAFOS
6
ENERGÍA
ANTES
KWH/DIA
6,802.6
DESPUÉS
KWH/DIA
6,731.47
AHORRO
POTENCIA
KW
0.5
ENERGÍA
KWH/DIA
11 .85
5.- Se determinan los costos de inversión que representa
el realizar esta actividad en el que básicamente se
encuentra considerado lo siguiente:
88
MANO OBRA:
MATERIAL :
G.T.A :
TOTAL :
82.4
46.0
14. 2
142.7
U.S
U.S
U.S
U.S
6.- Se determinan el número de transformadores
sobrecargados y sobredimensionados (14), y los ahorros
que producirían¡ asi como también el costo total, los
resultados se muestran en el cuadro 3.2.3.
Cuadro 3.2.3 Reducción de pérdidas optimizando lacapacidad de. los transformadores.
No
TRAPOS
246
AHORRO
POTENCIA
KW
1,062.7
POTENCIA
MWH
123
COSTO
U.S
35, 104
Del número total de transformadores, 96 ya se
encuentran identificados, los res tantes se determinarán
mediante el programa de mantenimiento preventivo y
correctivo, que se ejecutará en el año 1.997.
3.2.2 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO Y PREVENTIVO
En los úl t irnos años a partir de 1987 las averías en
transformadores en la Empresa Eléctrica han evolucionado de
Ja s iguien Le forma:
89
Cuadro 3.2.1EVOLUCIÓN DE TRANSFORMADORES AVERIADOS
40 -r
En el cuadro anterior se puede observar que en los
últimos años se ha producido un incremento en las unidades
averiadas, por lo que es necesario que se ejecute un
programa de mantenimiento preventivo de los centros de
transformación con el propósito de reducir el número de
unidades averiadas.
Es necesario que se cree un grupo de trabajo que se
dedique exclus ivamente a esta actividad, bajo la
supervisión técnica de una de las jefaturas de área de la
sección Distribución.
3.2.2.1 REQUERIMIENTOS PARA EL MANTENIMIENTO
PERSONAL.- El grupo de trabajo estará conformado por:
Un Jefe de grupo
90
Un e lectricista
Un chofer - electricista.
Los integrantes deberán tener conocimiento y
experiencia adecuada en lo concerniente a la operación y al
funcionamiento de transformadores.
MAQUINAS Y EQUIPOS.- El personal básicamente contará con
equipamiento constituido por:
- Mu 11 í me t r o digital
- Pértiga de extensión
- Equipo medidor de resistencia de puesta a tierra
- Verificador de tensión
- Trepadoras
- Tecle
- Comelón
- 2 equipos de puesta a tierra
MATERIALES.- Los materiales básicos para el mantenimiento
y la ejecución del trabajo por parte del grupo será:
- Tirafusibles para A.T .
- Fusibles tipo NH para B.T.
- Conductores
- Bases portafusibles
- Conectores de compres ion
- Moldes para impregnación de números
- Sprays de pinturas
- Varillas coperweld
- Conectores para varillas coperweld
- Aceite dieléctrico
91
3.2.2.2 CORDINACION Y EJECUCIÓN DE TRABAJOS
Uno de los datos más importantes para realizar labores
de mantenimiento en centros de transformación es la
medición de voltajes y lectura de corrientes a las salidas
en baja tensión del transformador, tanto diurnas como
nocturnas. Esta parte del proceso se encuentra real izado
en aproximadamente al SO % del total de transformadores
urbanos; en el sector rural se ha llegado a un 10 %, esta
actividad está por completarse ya sea con personal de la
empresa o mediante la contratación de servicios.
El grupo de trabajo tendrá que realizar un recorrido,
el mismo que será seleccionado en base a la ruta de
alirnentadores primarios, real izando la inspección y el
mantenimiento preventivo de los transformadores.
El grupo contará bás i carnente con documentos como:
Planos de la red primaria de la zona de trabajo.
Formulario para registro de datos de placa o
características generales del transformador. Anexo
14.2,
Formulario para registro de corrientes, voltajes y
trabajos realizados en el centro de transformación.
Anexo 14,2.
Las labores más comunes a ejecutarse por parte del grupo de
trabajo serán:
1.- Ubicación exacta del transformador en el plano de las
redes primarias.
2.- Revisión exterior y detallada de los elementos del
transformador.
92
3.- Toma de lecturas de corrientes y voltajes.
4.- Equilibrio de fases.
5.- Verificación de la conexión a tierra' del
transformador.
6." Ajuste de conectores.
7.- Cambio de chicotes en mal estado.
8.- Cambio de bases po.rtafusibl.es.
9.- Verificación de fusibles, tanto en media tensión como
en baja tensión.
10.- Volver a pintar el número de codificación o potencia
nominal, en caso de ser necesario.
11,- Limpieza de la parte exterior del transformador en
caso de ser necesario.
12.- Verificación de la posición del tap del transformador
y accionamiento de este en función de los voltajes
medidos.
13.- Determinación de las fases a las cuales se encuentra
conectado el transformador, lo que permitirá deducir
que hay un equilibrio de fases en alimentadores
primarios.
14,- Actualización de los calibres de los conductores de
alimentadores primarios.
3.2,2.3 EVALUACIÓN DE LA INFORMACIÓN
Es probable .que ninguna de las actividades anteriores
ejecutadas arrojen resultados satisfactorios en lo
concerniente a niveles de operación óptimos o deseables,
por lo que la información proporcionada por el grupo de
mantenimiento, analizada minuciosamente, permitirá deducir
que hay que realizar trabajos complementarios como:
- Cambio de conductores en las redes.
- Reubicación del centro de transformación
93
- Cambio urgente del transformador, sea por sobrecarga o
por su deterioro físico, ocasionado por la disminución
del tiempo de vida útil.
- Optimización de potencia instalada, considerando los
transformadores subdimensionados y sobredimens ionados.
Los trabajos anteriormente mencionados se ejecutan de
acuerdo a las necesidades de la sección Distribución en
cordinación conjunta con el personal encargado del
mantenimiento de redes.
94
3.3 PROGRAMA PARA REDES SECUNDARIAS.
Al igual que en redes primarias, para reducir pérdidas
en redes secundarias se pueden emprender varias soluciones
como son: reemplazo de conductores, incremento de fases,
reducción de longitud de circuitos ó incremeto de
transformadores, y también se pueden reducir pérdidas
mediante equilibrio de carga. Estas soluciones pueden ser
afrontadas dependiendo de cada caso en forma individual ó
de mane ra combinada.
El fundamento teórico y la metodología utilizada para
las distintas soluciones es prácticamente similar a]
descrito para a 1imentadores primarios, por lo que no es
necesario volverlos a repetir, en los numerales siguientes
se presentan en resumen de los resultados obtenidos.
Para cada uno de los casos mencionados, se van a
realizar analis is de var ias muestras de circuitos
secundar ios a fin de determinar la reducción de las
pérdidas al implementar la solución, posteriormente en el
capítulo si guien te se comp1 ementará el estudio con el
análisis económico en donde se podrá ei^aluar los beneficios
económicos de cada solución.
En todos los casos para la evaluación de las pérdidas
se utilizará el programa CPS, y se eseoj eran de la mués t ra
los circu i tos más adecuados para realizar el análisis.
Para efectos de comparar cada una de las soluciones
propuestas se presentarán las pérdidas de energía antes y
después de implemeri fcar la sol ución en MWH de pérdidas por
kilómetro de red secundaria (MWH/Km), la caída de tensión,
e igualmente el costo de Ja solución en (U.S./Km).
95
3.3.1 INCREMENTO DE CALIBRES DE CONDUCTORES.
En este caso se realizó la evaluación de 25 circuitos
secundarios 14 urbanos y 11 rurales. Se corrió el programa
para varios calibres de conductores y se determinaron las
reducciones de pérdidas de potencia y posteriormente las
de energía mediante el factor de pérdidas. Se determina
también la regulación de voltaje.
En el Anexo No 6.1 se presenta el detalle de los cálculos
realizados para cada circuito secundario.
El resumen de los principales resultados obtenidos se
muestran en el Cuadro 3,3.1
Cuadro 3.3.1 Reducción de pérdidas con cambio deconductor
MUESTRA ANALIZADA:
CANTIDAD
Circuitos urbanos 14
Circuitos rurales 11
Total 25
Km. DE RED
7.6
9.8
17.4
SECTOR
URBANO
RURAL
TOTAL
PERDIDAS ENERGÍA
ANTES
MWH/Km
18.9
3.6
10.3
DESPUÉS
MWH/Km
11.7
1.4
6.0
REDUCCIÓN
MWH/Km
7.2
2.1
4.3
%
38
58
42
CAÍDA DE TENSIÓN
ANTES
%
8.1
15.5
11.5
DESPUÉS
%
5.7
8.5
6.9
COSTO
US/Km
2530
1074
1713
96
3.3.2 INCREMENTO DE NUMERO DE FASES.
En el caso del incremento de fases para redes
secundarias se va a considerar únicamente para el sector
rural, ya que en este sector en la actualidad se tiene aún
una cantidad considerable de redes de baja tensión
monofásicas a dos conductores.
No se toma en cuenta el sector urbano ya que en este
sector la mayor parte de redes secundarias son trifásicas
a cuatro conductores .
En este caso se analizaron 10 circuitos secundarios,
el detalle para cada uno de los circuitos se presentan en
el Anexo No 6.2.
El resumen de los principales resultados obtenidos se
muestran en el Cuadro 3.3.2
Cuadro 3.3.2 Reducción de pérdidas con incremento de
fase
MUESTRA ANALIZADA:
CANTIDAD
Circuitos rurales 10
Total 10
Km. DE RED
8.7
8.7
SECTOR
RURAL
PERDIDAS ENERGÍA
ANTES
MWH/Km
3.9
DESPUÉS
MWH/Km
1.4
REDUCCIÓN
MWH/Km
2.5
%
64
CAÍDA DE TENSIÓN
ANTES
%
16.1
DESPUÉS
%
5.1
COSTO
US/Km
343
91
3.3-3 REDUCCIÓN DE LONGITUD DE CIRCUITOS.
Se pueden reducir pérdidas en redes secundarias
acortando la longitud de los circuitos y por consiguiente
disminuyendo los usuarios servidos por transformador. La
reducción de longitud de circuitos secundarios implica el
incremento de centros de transformación.
En este caso no se considera el cambio de calibre de
conductor, se analizaron 5 circuitos urbanos y 1 rurales.
El detalle del análisis realizado para cada circuito se
encuentra en el Anexo No 6.3. En el cuadro 3.3.3 se muestra,
el resumen de los resultados obtenidos.
Cuadro 3.3,3 Reducción de pérdidas con reducción de la
longitud de circuitos
MUESTRA ANALIZADA:
CANTIDAD
Circuitos urbanos 5
Circuitos rurales 7
Total 12
Km. DE RED
3.3
7.1
10.4
SECTOR
URBANO
RURAL
TOTAL
PERDIDAS ENERGÍA
ANTES
MHH/Km
37.1
3.3
14.1
DESPUÉS
MWH/Km
11.6
2.0
5.0
REDUCCIÓN
MWH/K
m
25.5
1.4
9.1
%
69
42
65
CAÍDA DE TENSIÓN
ANTES
%
12.2
17-5
15.3
DESPUÉS
%
6.0
9.4
8.0
COSTO
US/Km
4186
834
1902
98
3.3.4 INCREMENTO DE CENTROS DE TRANSFORMACIÓN.
Al incrementar centros de transformación se es tan
acortando la longitud de circuitos, por lo que todo el
anal i sis real izado en el numeral anterior es válido para
este caso.
3.3.5 EQULIBRIO DE CARGA.
La Sección Distribución del Departamento de Operación
y Mantenimiento de la E.E.A.S.A. 'durante el año 1995 ha
venido desarrollando corno parte del programa de
manten imiento de transformadores actividades de equilibrio
de carga en redes secundarias de transformadores en los
cual es se detectó desbal anees superiores al 20 %, Se
realizó esta actividad en 57 transformadores casi en su
totalidad en el sector urbano (14), después de la
evaluación efectuado se obtuvieron los resultados que se
resumen en el cuadro 3.3.5
En este caso no ha sido posible efectuar una
evaluación acerca de los resultados de la regulación de
voltaje, sin embargo se puede afi rmar que se obtendrá una
mejora en los usuarias que estaban conectados a la fase o
fases más sobrecargadas (6).
Cuad ro 3 . 3 . 5
carga
Reducc ión de p é r d i d a s con e q u i l i b r i o de
SECTOR.
RBANO
PERDIDAS ENERGÍA
ANTES
Mí/Km
33.3
DESPUÉS
MWff/Km
31.6
REDUCCIÓN
MW[I/Kra
1.7
%
5.1
' COSTO
US/Km
172
99
3.3.6 REMODELACION DE CIRCUITOS SECUNDARIOS.
De las soluciones propuestas anteriormente si se
revisa los casos invidualmente para cada uno de los
circuitos secundarios, se observa que implementar una u
otra solución en forma individual, si bien cumplen con el
objetivo de reducir pérdidas de energía, en la mayoría de
casos no se cumple con el objetivo de reducir la caída de
voltaje a los límites recomendados por las normas a fin de
que todos los usuarios tengan un buen servicio.
De lo anterior entonces se puede concluir que es
necesario realizar una remodelación completa de las redes
secundarias, es decir reducir la longitud de circuitos,
adicionalmente de cambiar conductores, incrementar fase, y
complementar con el equilibrio de carga. De todas maneras
habrá que realizar una evaluación preliminar para cada caso
y determinar cuál es la solución más adecuada.
Se realizó el análisis para 13 circuitos, 5 urbanos y
8 rurales, el detalle de los resultados obtenidos se
encuentran en el Anexo No 6.4. El resumen de los resultados
obtenidos para este caso se muestran en el cuadro 3.3.6
Cuadro 3.3.6 Reducción de pérdidas con remodelación deredes
MUESTRA ANALIZADA:
CANTIDAD Km. DE RED
Circuitos urbanos 5 3.5
Circuitos rurales 8 7.5
Total 13 11.0
100
SECTOR
URBANO
RURAL
TOTAL
PERDIDAS ENERGÍA
ANTES
MWH/Km
38.6
4.4
15.2
DESPUÉS
MWH/Km
8.6
0.7
3.2
REDUCCIÓN
MWH/K
m
30.0
3.7
12
%
78
84
79
CAÍDA DE
TENSIÓN
ANTES
%
13.3
18.7
16.6
DESPUÉS
%
3.5
3.7
3.6
COSTO
US/Km
5166
1389
2582
Como se puede observar en el cuadro anterior esta
solución es la que cumple con los objetivos tanto de
reducir los niveles de pérdidas, asi como de cumplir con
los margenes de caida de voltaje a los limites establecidos
por las normas. Indudablemente que los castos serán
mayores, pero también los porcentajes de reducción de
pérdidas son mayores que los otras soluciones propuestas.
101
3.4 PROGRAMA PARA ALUMBRADO PUBLICO,
3,4.1 REDUCCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA UTILIZANDO NUEVAS
FUENTES DE ILUMINACIÓN.
De los resultados obtenidos en la cuantificación de
pérdidas de alumbrado público, se tiene que las pérdidas en
balastos se las pueden considerar constantes. Respecto a
otros tipos de pérdidas, las que se tienen por falla del
control del encendido de las luminarias, estas s iempre se
van a producir ya que resulta inevitable la falla del
elemento que controla el encendido de la luminaria. Las
pérdidas que se producen por falta de condensador son
ins ignifleantes, adicionalmente la empresa esta
reemplazando paulat iñamente este tipo de luminarias.
El objetivo primordial en cuanto al alumbrado público
sera el de optimizar el s is tema con el reemplazo de
luminarias de menor consumo y mayor eficiencia luminosa.
Como ya se mencionó anteriormente se puede reducir el
consumo de potencia y energía reemplazando luminarias de
mercurio por luminarias de sodio en ciertas potencias, en
el cuadro 3.4.1 se presentan las principales
característ i cas de las luminarias de mercurio y sodio.
102
Cuadro 3.4.1 Características de luminarias de sodioy mercurio.
CARACTERÍSTICAS DE LUMINARIAS DE SODIO Y MERCURIO
TIPO
HG125
HG175
HG250
HG400
NA70
NA150
NA250
NA400
FLUJO
LUMINOSO
(Lm)
6200
8500
13000
22500
5600
14500
26500
49000
EFICIENCIA
(Lm/W)
50
50
52
56
80
97
106
122
VIDA
ÚTIL
(Horas)
18000
24000
24000
24000
20000
24000
24000
24000
COSTO
APROXIMADO
($}
172800
201600
305000
350000
266800
340000
359375
392000
En el cuadro anterior se puede notar claramente que
las mayores eficiencias se obtienen con las luminarias de
sodio. En cuanto al tiempo de vida útil prácticamente son
similares para potencias mayores a 175 W, Para potencias de
125 W es menor. En cuanto al costo las luminarias de sodio
tienen un valor mayor que las de mercurio.
En cuanto a los niveles de iluminación como se indicó
en el numeral se pueden realizar .los siguientes reemplazos.
1 . - Reemplazo luminarias Hg 125 W por luminarias Na 70 W.
2.- Reemplazo luminarias Hg 175 W por luminarias Na 70 W.
3.- Reemplazo luminarias Hg 250 W por luminarias Na 150 W.
Con los reemplazos propuestos se consigue un ahorro de
951 KW de potencia y 4164 MWH de energía.
103
3.4.2 PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO.
Por todos es conocido que el polvo y la suciedad
disminuyen notablemenete la emisión del flujo luminoso de
las luminarias, esta disminución puede incluso llegar al 50
%, es por esta razón que se deben llevar a cabo programas
de limpieza de luminarias.
En la EEASA durante los años de 1994 y 1995 se
limpiaron alrededor de 1500 prismas de luminarias en
diferentes sectores de la provincia, recuperándose
notablemente los niveles de iluminación.
Otro programa que se ha dado especial importancia a
fin de no sólo mejorar el funcionamiento de la luminaria,
sino también de reducir pérdidas de energía por mal ajuste
de los contactos de los cables de la luminaria con la red
de bajo voltaje ha sido el de colocar conectores de
compresión en las luminarias que no disponen de este
elemento, es así como en los años de 1994 y 1995 se han
colocado alrededor de 2000 conectores de compres ion en
varios sectores.
Otro programa que debería implementarse es el
reemplazo de las lámparas a intervalos adecuados, es decir
en el momento que resulte más económico renovar las
instaladas, que de cont inuar estas funcionando con niveles
bajos de iluminación, con el consiguiente desperdicio de la
energía.. Este tipo de programa no se ha implementado aún
en la EEASA principalmente por falta de recursos
económicos, sin embargo en el futuro debería tenerse muy en
cuenta esta programación a fin de optimizar el uso de la
energía.
104
CAPITULO IV
EVALUACIÓN ECONÓMICA
4.1 CONCEPTOS GENERALES.
Las soluciones propuestas para reducir pérdidas en el
capí tu lo anterior deben ser evaluadas económicamente a fin
de determinar ] as prioridades en los programas de
inversiones que la empresa deberá emprender a mediano y
largo plazo -
Existen varios métodos para evaluar económicamente un
proyecto, se puede real i zar una evaluación macroeconómica
en la que se procure determinar la contribución del
proyecto a la economía en términos del valor agregado, del
aporte de divisas y reducción de importaciones. Otra forma
de evaluar con una visión menos macroeconómica es la de
realizar el análisis en función de la relación
beneficio/costo. Dado que el sector eléctrico juega un
papel importante den tro"del desarrollo socioeconómico de un
país y teniendo en cuenta que los proyectos eléctricos
requieren una gran cantidad de recursos económicos es
necesario también que se tome en cuenta el aspecto social
dentro de la e val u ación de un pro37ecto.(l).
La evaluación de un proyecto se puede enfocar desde el
punto de vista económico y desde el punto de vista
financiero. Desde el punto de vista económico, se tienen
en cuenta los beneficios y costos en términos de la
economía en su conjunto y determina la conveniencia para la
sociedad de realizar o no un proyecto, en este caso se
deben realizar ajustes a los preci. os de mercad, o para
el imanar las distorsiones que se tienen dentro del mismo.
105
Desde el punto de vista financiero la evaluación de
los beneficios y costos se hace con los precios
estrictamente de mercado establecidos para cada proyecto en
particular. La evaluación financiera permite en este caso
determinar la conveniencia o no para la empresa de realizar
un proyecto.
Para este trabajo la evaluación se va a realizar
mediante el análisis de la relación beneficio/costo,
metodología sugerida en el Manual Lati noamer icano y del
Caribe Para El Control de Pérdidas Eléctricas, en el cual
se recomienda este método debido a que es el más uti 1 izado
a nivel latinoamericano, y es recomendado por los
organismos internacionales de crédito que financian los
proyectos del sector eléctrico.
La evaluación se realizará desde el punto de vista
financiero, teniendo en cuenta la estructura actual del
sector e lee (ir ico ecuatoriano en la que los costos
económicos no recaen sobre las empresas distribuidoras.
4.1.1 INDICADORES BÁSICOS.
Existen varios indicadores que permi ten tomar
criterios de decisión en la selección de proyectos, estos
son: la tasa interna de retorno (TIR), el valor presente
neto del proyecto (VPN), la tasa de oportunidad del
proyecto (TOP), y la relación beneficio/costo (B/C), estos
indicadores están interrelacíonados , y para que un proyecto
sea rentable deben cump1 ir las siguientes condiciones:
TIR > tasa de descuento.
VPN > 0.
TOP >/ tasa de descuento.
106
B/C > 1 ( A mayor relación mayor prioridad tiene el
proyecto ) -
El indicador económico que se utilizará en la
evaluación de las soluciones propuestas será el de la
relación B/C.
Tasa de descuento. " La tasa de descuento es la tasa
refleja la perdida de valor que a través del tiempo sufre
la utilidad obtenida de una unidad de inversión adicional"
(U-
La tasa de descuento utilizada en la mayoría de países
en desarrollo y la que se utilizará en este estudio es del
12 % tomada sobre precios constantes (1)
4.1.2 Costos de inversión.
Los costos de inversión son característicos para cada
tipo de proyecto sea que se traten de instalaciones nuevas,
o de proyectos de remodelación o mantenimiento. Para este
estudio los costos se desglosan de acuerdo al procedimiento
que se aplica en la E.E.A.S.A y es el siguiente:
- Mat er ial es .
- Mano de obra.
- Gastos Técnicos y Administrativos.
Materiales . — Se utilizarán los costos de mater ial es
referencia les de la empresa para el año 1995 .
Mano de Obra. - Se utilizarán los costos referenciales
unitarios para montaje y desmontaje de estructuras, así
como también para tendido y regulado de conductores de la
empresa para el año de 1995.
107
Gastos Técnicos y Administrativos.- Los gastos técnicos y
administrativos se determinan de la siguiente manera:
El 10 % del costo total del proyecto para presupuestos
de hasta $ 4,000.0000 (1,212 U.S.).
El 5 % del costo de materiales de bodega y/o
reingresados más el 14 % del costo de mano de obra para
presupuestos mayores a $ 4,000.000.
En el Anexo No 13 se detallan los costos de
instalación y retiro para conductores y estructuras.
4.1.3 BENEFICIOS POR REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS.
La reducción de perdidas técnicas produce beneficios
económicos por el ahorro de potencia y energía. Estos
beneficios son valorados en lo que representa el costo
unitario de la expansión del sistema eléctrico para un
horizonte de t iempo dado, estos son los costos marginales
con los cuales se valoran las pérdidas técnicas.
Costo marginal.- " El costo marginal es el costo en las
etapas "aguas arriba" del elemento de la red en donde se
origina la pérdida. . Por ejemplo, el valor de los ahorros
en líneas de medio voltaje corresponde a los costos
ahorrados en generación, -transmisión y transformación de
alto voltaje a medio voltaje, " (2).
Los valores de costos marginales para la evaluación
financiera son tomados de los estudios real izados por La
Dirección de Estudios y Control de tarifas del INECEL y se
detallan a continuación. (2).
IOS
Costos marginales de potencia y energía.
Se consideran los costos de acuerdo a las tarifas en
bloque de compra al INECEL. Para la Empresa Eléctrica
Ambato para el año de 1995 se tienen los siguientes
valores:
Tarifa de energía promed.($/KWH): 70 = 0.021 (US./KWH)
Tarifa de po tencia($/KW-afio} : 10,000 - 36.36 (US./KW-año)
Costo marginal de potencia para medio voltaje:
Es el costo de la potencia comprada a INECEL
incrementada por las pérdidas en alto voltaje rnás el costo
marginal de la capacidad de los elementos en alto voltaje
(35.6 US./KW-arío) .
CMP - 36.36(1 + 0.027) + 35.6 = 72.9 (US./KW-año)
Costo marginal de potencia para bajo voltaje:
Es el costo de la potencia para las pérdidas en medio
voltaje multiplicada por las pérdidas en medio voltaje más
el costo marginal de los elementos en medio voltaje (16.2
US./KW-año)
CMP - 72.9(1 + 0.027) + 16.2 = 91.1 (US./KW-año)
Costo marginal de energía:
Es el valor que se compra a INECEL a nivel de medio voltaje
incrementado por las pérdidas a ese nivel de voltaje.
109
CME = .021(1 + 0.027) = 0.022 (US./KWH-año).
Para evitar los efectos de la inflación, tanto los
beneficios como los costos se cuantifican a precios
constantes de un año.
Valor Presente.- Los beneficios deben ser traídos a valor
presente mediante la siguiente fórmula:
A B-,VP(B) = V 2 (4
•£—í1 / 1 , — n \ '
Donde;
Bj = Beneficios en el año j
r = Tasa de descuento.
n = Vida útil del proyecto
4.2 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO REDES PRIMARIAS.
Para la evaluación financiera de las soluciones
propuestas para reducir pérdidas en redes primarias se
real izaron las siguientes consideraciones:
La tasa de de crecimiento de la demanda se considera
5.97 % del estudio realizado en la Ref. (26).
El período de vida útil para redes primar i as se
considera 15 años.
Se considera que las pérdidas si no se realizan
inversiones crecerán a la tasa de crecimiento de la
110
demanda al cuadrado. Igualmente los ahorros al real izar
inversiones serán crecientes a la tasa de crecimiento de la
demanda al cuadrado.
Los resultados obtenidos al real izar la evaluación
financiera para cada una de las soluciones propuestas se
presentan en el Anexo 7. El resumen de los'resulLados se
presentan a continuación en el cuadro 4.2.1.
Cuadro 4.2.1 Relación Beneficio/Costo. Programasde reducción de pérdidas en redes primarias.
PROGRAMA
INCREMENTO CALIBRES URBANOS
INCREMENTO CALIBRES RURALES
INCREMENTO No DE FASES
CAPACITORES
EQUILIBRIO CARGA
CAMBIO DE VOLTAJE
INCREMENTO DE SUBESTACIONES
BENEFICIO
U.S
141,488
125,936
309 , 3S4
153,141
225
716,388
149,257
COSTO
U.S
105,177
177,915
272,513
19,622
136
4,618,142
404,019
RELACIÓN
B/C
1.3
0.7
1.14
S.O
1.65
0.16
0.37
Del cuadro anterior se puede derivar las siguientes
conc 1 usiories :
En el programa de equilibrio de carga se presenta la
evaluación financiera individual de un circuito, ya que no
se realizó la mencionada actividad en otros circuí tos
primarios, es por esta razón que en el cuadro únicamente se
indica el resultado general obtenido. De todas maneras hay
que señalar que las relación B/C dependerá del grado de
desbatance en que se encuentre la red antes y después de
realizar el equilibrio de carga, mientras mayor sea el
porcentaje de desbalance reducido, mayor será la reí ación
B/C. Este programa visto desde el punto de vista financiero
111
resulta muy rentable, esto se debe, a que los costos son
bajos ya que prácticamente no se requieren materiales y se
lo puede real izar con un personal reducido.
Respecto al programa de incremento del número de
fases , como ya se mencionó en el numeral 3.3.2, esté es
aplicable únicamente para redes primarias del sector rural.
De los valores obtenidos se puede concluir que este
programa también resulta financieramente muy rentab le.
Respecto al programa de instalación de condensadores,
resulta muy rentab le en razón de que los costos de
inversión son práct icamente muy bajos.
El promedio general de la relación beneficio/costo de
las muestra total evaluada para todos los programas
considerados es menor que 1 .
Las 'mayores relaciones B/C se obtienen con los
programas de instalación de condensadores, equilibrio de
carga , incremento de fases, transferencia de carga.
De las soluciones propuestas para reducir pérdidas
técnicas en al iinentadores primarios, el programa más
rentable y de rápida ejecución es el de instalación de
capacitores.
Para complementar las conclusiones acerca de los
beneficios de los programas de reducción de pérdidas
técnicas en alimentadores primarios, se puede decir que el
promedio es menor que uno en razón que las inversiones que
real izará la empresa en las actividades como cambio de
voltaje, e incremento de subestaciones son relat ivamente
altas, pero es necesaria la ejecución de estos proj'ectos en
razón que el objetivo principal es satisfacer el
112
requerimiento de la demanda, a más de mejorar la calidad
del servicio y las condiciones operativas del sistema de
distribución.
4.3 ANÁLISIS BENEFICIO COSTO TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN.
Para la evaluación financiera de las soluciones
propuestas para reducir pérdidas en redes secundarias se
rea 1 izaron 1 as s i guien tes consideraciones:
La tasa de crecimiento de la demanda se considera 5.97
% de acuerdo a L estudio rea 1. izado en la Ref. (26) .
El período de vida ú t i l en transformadores de
distribución se considera 12 años, teniendo en cuenta que
e 1 mayor porcentaje de transformadores se encuentran en la
mitad de su per iodo de vida ú t i l .
Se considera que las pérdidas si no se rea 1 izan
inversiones crecerán a la tasa de crecimiento de la
demanda al cuadrado. Igualmente los ahorros al realizar
inversiones serán crecientes a la tasa de crecimiento de la
demanda al cuadrado.
Los resu 1tados obtenidos al realizar la evaluación
financiera para cada una de las so lúe i oríes propuestas se
presentan en el Anexo 8. El resumen de ios resultados se
presentan a con t inuacion en el cuadro 4.3.1.
113
Cuadro 4.3.1 Relación Beneficio/Costo. Programasde reducción de pérdidas en transformadores dedis tribución.
PROGRAMA
OPTIMIZAC10N DE LA CAPACIDAD
DE TRANSFORMADORES
BENEFICIO
U.S
416,627
COSTO
U.S
27,682
RELACIÓN
B/C
15.1
Del cuadro anterior se puede coocluir, optimizando la
capacidad únicamente se logra mantener las pérdidas en el
nivel que se encuentran en el año 1995, a pesar que la
relación beneficio/costo es muy al t a en razón de que las
inversiones son bajas, debido a que se reutilizan los
materiales ex isten Le de los centros de transformación.
4.4 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO REDES SECUNDARIAS.
Para la evaluación financiera de las soluciones
propuestas para reducir pérdidas en redes secundarias se
real izaron las siguientes consideraciones:
La tasa de crecimiento de la demanda se toma de las
propuestas en las Guías de Diseno de la E.E.A.S.A. para
cada tipo de usuario (18). las cuales se indican en el
cuadro 4.4.1.
114
Cuadro 4.4.1 Tasa de crecimiento de la demandapor t ipo de usuario.
TIPO DE USUARIO
A
B
C
D
E
TASA DE CRECIMIENTO
(Ti) %
1.48
3. 13
4. 14
6.25
7.92
El período de vida útil para redes secundarias se
considera 10 años.
Se considera que las pérdidas si no se realizan
inversiones crecerán a la tasa de crecimiento de la
demanda al cuadrado. Igualmente los ahorros al real i zar
inversiones serán crecientes a la tasa de crecimiento de la
demanda al cuadrado.
Los resultados obtenidos al real i zar la evaluación
financiera para cada una de las so lúe iones propuestas se
presentan en el Anexo No 9. El resumen de los resultados se
presentan a continuación en el cuadro 4.4.2.
Cuadro 4.4.2 Relación Beneficio/Costo. Programas dereducción de pérdidas en redes secundar ias.
P R O G R A M A
IÍJCREMEHTO CALIBRE CONDUCTORES
INCREMENTO HUMERO DE FASES
REDUCCIÓN LOHGITUD CIRCUITOS
REHQDELACION TOTAL REDES SECUHDARiAS
EQUILIBRIO DE CARGA
RELACIÓN BEHEFICIO/COSTO B/C
URBANO
RAHGO
0.3 - 7.6
0,2 - 4. 3
1.0 - (.1
PRGK.
1. 1
2.)
2.5
13.5
RURAL
RAHGO
0,3 - 3.7
M - 25,9
0.2 - 3.4
0,3 - 6,4
PROK.
l . i
7,8
1.3
2.9
TOTAL
RAHGO
0,3 - U
0.4 - 25.9
0,2 - 4.8
0,3 - 6.4
PROH.
1,6
7.8
1.8
2.7
13.5
115
Del cuadro anterior se puede sacar las siguientes
conc1us iones :
En el programa de e q u i l i b r i o de carga no fue posible
realizar una evaluación financiera individual de cada
circuito, ya que no se disponían de ios datos necesarios,
el a n á l i s i s se realizó en base al resultado general
obtenido de las actividades de equilibrio de carga
real izadas en los 57 circuitos, es por esta razón que en el
cuadro únicamente se indica el resultado general obtenido.
De todas maneras hay que señalar que las relación B/C
dependerá del grado de el es bal anee en que se encuentre la
red antes y después de realizar el equilibrio de carga,
mientras mayor sea el porcentaje de desbalance reducido
mayor será la relación B/C. Este programa visto desde el
punto de vista financiero resulta muy rentable3 esto se
debe, a que los costos son bajos ya que prácticamente no se
requieren materiales y se puede realizar con un persona!
reducido.
Respecto al programa de incremento del número de
fases, como ya se mencionó en el numeral 3.3.2, esté es
aplicable únicamente para redes secundarias del sector
rural. De los valores obtenidos se puede concluir que este
programa tambi en resulta f inancieramente muy rentable.
El promedio general de la relación beneficio/costo de
la muestra total evaluada para todos los programas
considerados es mayor que 1 .
Las mayores relaciones B/C se obtienen con los
programas de incremento de fases, remodelación total de
redes y equilibrio de carga.
Para complementar las concias iones acerca de los
beneficios de los programas de reduce ion de pérdidas
116
técnicas en redes secundarias en el siguiente cuadro se
hace una comparación entre el porcentaje de circuitos con
los que se obtiene una relación B/C mayor a 1 y el
porcentaje de los circuí tos en los cuales la relación B/C
es menor o igual a 1 al implementar la solución propuesta.
Cuadro 4.4.3 Porcentaje de circuitos evaluadosrelación B/C > 1 ó relación B/C<1
P R O G R A M A
IHCREHEHTO CALIBRE COHDUCTQRES
INCREMENTO HUKBRO DE FASES
REDUCCIÓN LONGITUD CIRCUITOS
REHODELAC1QII TOTAL REDES SECUNDARÍAS
TOTAL
CIRCUITOS
24
10
12
U
B/C > I
i
U
8
I
10
í
5fl
80
58
]]
B/C < (
1
10
2
5
J
%
12
20
n2]
En el cuadro anterior se puede ver que el mayor
porcentaje de circuitos evaluados que son rentables
financieramente, es decir que la relación B/C es mayor que
1, corresponden a los programas de remode1 ación total de
recles secundarias y de incremento de fases, mientras tanto
que en los programas de incremento de calibre de
conductores, y de reducción de longitud de redes, la
cantidad cíe circuitos que resultaron financieramente
rentables es prácticamente similar a la cantidad de
circuitos que no son financieramente rentables.
Del análisis real izado en el capítulo anterior
respecto a los programas de reducción de pérdidas pora
redes secundar i as, coinp lementaclos con la evaluación
financiera, se puede concluir que el programa más adecuado
que se debe implementar es el de la remode 1 ación total, de
redes secundarias, ya que de esta forma se cumple no sólo
con el objetivo de reducir pérd idas y obtener beneficios
económicos para la empresa, sino también con el objetivo de
117
brindar a los clientes de la empresa un buen servicio al
tener las caídas de voltaje dentro de los límites
establecidos por las normas. Sin embargo, no obsta que en
algunos circuitos se pueda cumplir con los dos objetivos
mencionados anteriormente, implementando cualquiera de las
soluciones propuestas por lo que habrá que real izar un
análisis previo para cada caso.
El programa de equilibrio de carga es complementario
a cualquiera de los programas que se implementen, y este
debe ser efectuado durante todo el tiempo, cuando se
detecten circuitos con este problema.
4.5 ANÁLISIS COSTO BENEFICIO ALUMBRADO PUBLICO.
Para el análisis financiero de las 3 alternativas
propuestas para ahorrar energía en el sistema de alumbrado
público, se va a determinar la relación beneficio/costo,
bajo las siguientes consideraciones:
El beneficio estará determinado por el ahorro de
potencia y energía.
El costo constituyen los materiales, mano de obra y
los gastos administrativos.
No se consideran los costos por mantenimiento, ya que
se asume que estos son similares tanto para las luminarias
de sodio como para las luminarias de mercurio.
Se considera el valor de materiales recuperables con
una calificación técnica de 0.2 para las luminarias de MG
125 W y HG 175 W. Para las luminarias de HG 250 W se
asigna una calificación técnica de 0.4, considerando que se
puede realizar la adaptación a sodio en la misma luminaria
118
cambiando el balasto e incorporando el inyector.
El período de vida útil de la luminaria se asume 20 años.
En el Anexos No 10 se presentan los cuadros de los
costos de materiales, mano de obra, ahorro de potencia y
energía y los resultados de la relación costo/benefificio.
En el cuadro 4.5.1 se muestran los resultados obtenidos, el
análisis se hace para una luminaria.
Cuadro 4.5.1 Relación B/C Reemplazo luminarias de Hgpor luminarias de sodio.
ALT.
1
2
3
REEMPLAZO
HG125 POR NA 70
HGL75 POR NA 70
HG250 POR NA 150
BENEFICIO/COS
TO
B/C
1 .0
l.S
1.5
Como se puede ver en en el cuadro anterior, las
alternativas 2 y 3 son financieramente rentables ya que se
obtienen relaciones B/C mayores a 1, mientras que en la
alternativa 1 que es el reemplazo de luminar ias de HG 125
por luminarias de Na 70 W, no es rentable para la empresa
en las condiciones de tarifas actuales, ya que los
beneficios se equiparan a los costos de inversión.
119
4.6 PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO
PLAZO.
Uno de los principales objetivos de la Empresa
Eléctrica Ambato en el mediano plazo será seguir reduciendo
sus pérdidas técnicas a margenes dentro de los recomendados
para países en vías de desarrollo, tomando en cuenta por
supuesto la capacidad financiera de la empresa.
De los resultados obtenidos en el capítulo II, las
pérdidas en el sistema de distribución de la empresa para
el año 1995 están en el orden del 9 %. Realizando una
evaluación de la situación económica de la empresa a través
los presupuestos de inversiones que se han aplicado en los
últimos tres años, y realizando una proyección para los
próximos años, considerando que la situación se va a
man tener rnás o menos estable, se propone como plan a
mediano plazo reducir las pérdidas técnicas en los próximos
5 años en un 3 %, es decir que para finales del año 2000
el porcentaje cíe pérdidas técnicas en el sistema de
distribución sea menor o igual al 6 %, según los
porcentajes que se muestran en el cuadro 4.6.1.
Cuadro 4.6.1 Plan de reducción de pérdidas técnicas amediano plazo.EEASA. Porcentaje de reducción año 2000.
P R O G R A M A
REDES PRIMARIAS
TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN
REDES SECUNDARIAS
ALUMBRADO PUBLICO
T O T A L
%
PERDIDAS
AÑO 1995
1.71
2.60
3.90
0.66
8.87
% REDUCCIÓN
HASTA AÑO
2000
0.92
0.00
2.00
0.00
2.92
%
PERDIDAS
AÑO 2000
0.79
2.60
1.90
0.66
5.95
120
Respecto al cuadro anterior se ve, que el mayor
porcentaje de reducción de pérdidas se conseguirá en redes
secundarias (2 %), en redes primarias se aspira conseguir
una reducción del 0.92 %, mientras tanto que en
transformadores de distrubición e] objetivo es mantener el
nivel de pérdidas en ios rangos del año 1995.
Respecto al alumbrado público como ya se ha mencionado
anteriormente e Í p1an se lo concibe en términos de ahorro
de energía antes que de reducción de pérdidas, ya que estas
se van a mantener constantes.
Para curnpl ir con el objetivo propuesto, se proponen
varios programas a nivel de a I inventadores primarios,
transformadores de distribución y redes secundarias, los
cuales se d e t a l l a n en el Anexo No 11.
En el cuadro 4.6.2 se resumen los ahorros de potencia
y energía previstos con los programas propuestos de
reducción de pérdidas técnicas.
121
Cuadro 4.6.2 Ahorros de potencia y energía. Plan dereducción pérdidas a mediano plazo.
PROGRAMA
PRIMARIOS
TRANSFORMADORES
SECUNDARIOS
ALUMBRADO P.
T O T A L
AHORROS
MW
MWH
MW
MWH
MW
MWH
MW
MWH
MW
MWH
1996
0.09
440
0.01
29
0.5
1320
0.6
1789
1997
0.20
781
0.16
523
1.0
2802
0.31
1375
1.67
5481
1998
0.57
2221
0.28
893
1.6
4467
0.614
2689
3.06
10270
1999
0.90
3171
0.42
1364
2.3
6336
0.614
2689
4.23
13560
2000
1.16
3878
0.59
1898
3.1
8435
0.614-
2689
5.46
16900
Las inversiones previstas para cump I ir con el. p 1 an de
reducción de pérdidas se presentan en el cuadro 4.6.3.
Cuadro 4.6.3 Plan de inversiones para reducción depérdidas téen i cas a mediano plazo.
P R O G R A M A
PRIMARIOS
TRANSFORMADORES
SECUNDARIOS
ALUMBRADO PUBL.
T O T A L
INVERSIONES (U.S.)
1996
161
0.86
284
445
1997
5,309
12.8
284
297
5,903
1998
643,3
7.15
284
332
1,266
1999
136.5
7.15
284
428
2000
136.5
7.15
284
428
TOTAL
6,385
35.2
1,420
628
8,469
122
Los programas propuestos para cada uno de los
subsistemas dan relaciones B/C, las cuales se resume en el
cuadro 4.6.4.
Cuadro 4.6.4 Relación B/C programas de reducción depérdidas téen i cas a med iano plazo.
P R O G R A M A
PRIMARIOS
TRANSFORMADORES
SECUNDARIOS
ALUMBRADO PUBLICO
RELACIÓN
(B/C)
0.28
1 . 14
2.60
1. .70
realizando un análisis de las propuestas en el plan de
reducción de pérdidas técnicas a mediano plazo se puede
decir que en el año 1997 la cantidad inversi ón es elevada
debido a las inversiones que se tienen que realizar en l a
red subterránea, (U.S. 5,172,319}, valor que es
financiado por el gobierno de Bélgica.
En 1998 también se tiene que realizar una considerable
inversión para el montaje de laS/'EPíllaro (U.S. 506,801).
Las inversiones totales en e! período para reducir las
pérdidas técnicas a los niveles propuestos ascenderían a
8,469,430 dolares.
En cuanto a la rentabilidad finane i era para cada uno
de los subsistemas se ve que la que mayor r e n t a b i l i d a d se
obtiene para el programa cíe redes secundar i as , en cua.n to a
primarios en su conjunto, en las condiciones actuales no
resultarían financieramente atract ívos , principalmente por
el programa de la red subterránea que tiene una al La
inversión y una baja rentabilidad, sin embargo dado que
existe el financiamiento para este proyecto y siendo una
123
necesidad de la c iudad se debe ejecutar.
El programa de transformadores de distribución es e]
de menores eos tos , por cuanto no se requ i ere mayor
inversión de materiales y mano de obra.
El programa de alumbrado público que consiste
fundamen taimen te en el remplazo de luminar ias de vapor de
mercurio por luminarias de sodio de menor potencia y mayor
rendimiento luminoso también es atractivo financieramente
hablando ya que se obtiene una relación I3/C de 1.7.
Cuadro 4.6.5 Recuperación de las inversiones.
'PROGRAMA
AUMENTADORES PRIMARIOS
INCREMENTO CALIBRES URBANOS
INCREMENTO No DE FASES
CAPACITORES
TRANSFORMADORES
REDES SECUNDARIAS
ALUMBRADO PUBLICO
RECUPERACIÓN
INVERSIÓN
AÑOS
14
15
2
1 .25
4.5
Del cuadro 4.6.5 se concluye que en los programas de
a 1imentadores en aquellos que su ralación B/C es amyor que
1 j la inversión I n i c i a l se recupera en un tiempo muy largo
excepto en el programa de instalación de capacitores, en
aquellos programas que no se ind i can en el cuadro anterior
son los que su relación es menor que 1, pero como tienen
f i rían c i amiento propio son e jecu tab les dentro del programa
de ejecución de obras.
124
En los programas de redes secundarias, transformadores
alumbrado público, los tiempos de recuperación de la
invers ion son cortos , por lo que se recomienda su
ejecución.
4.7 PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A LARGO PLAZO.
Una vez que se alcanzarían los objetivos en el mediano
plazo de reducir los niveles de pérdidas a los porcentajes'
propuestos para los diferentes subsistemas, el objetivo de
la empresa a largo plazo será el de mantener o si es
posible reducir ese nivel de pérdidas dependiendo de las
necesidades y disponibilidades financieras de la empresa.
En alimentadores primarios se considera que en los
programas propuestos a mediano plazo prácticamente se
satura la capacidad de reducción de pérdidas técnicas,
proponiéndose a largo plazo, mantener el nivel a que se
llegaría en el año 2000.
En transformadores de distribución se propone seguir
con los programas de optimización de la capacidad de los
centros de transformación, y de mantenimiento preventivo y
correctivo, que tienen una aplicación permanente, estas
actividades permitirán mantener los niveles de pérdidas
dentro de los valores alcanzados.
En redes secundarias será pos ib le seguir reduciendo
los porcentajes de pérdidas, se propone que a partir del
año 2000 hasta el afío 2010 reducir en nivel de pérdidas en
un porcentaje del 0.5 %, es decir que el porcentaje de
pérdidas para redes secundarias a ese año alcance el 1.4 %
respecto al total de!, sistema de distribución, valor en el
125
cual se considera que se satura la capacidad de seguir
reduciendo pérdidas. En el ANEXO No 12 se detalla el
programa propuesto para este caso en el que se obtiene una
relación B/C = 1 . S .
En cuanto al alumbrado público dependerá de la
evolución del s istema tarifario que se tenga en los
próximos años, para continuar con el programa de
sustitución de luminarias de mercurio de 125 W por
luminarias de Na de 70 W, programa que se dejo pendiente en
el mediano plazo por no resultar rentable.
126
CAPITULO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES,
1 . - Ante la crisis de energía eléctrica que ha tenido
que afrontar el país durante los últimos años, y
teniendo en cuenta que las soluciones definitivas
al menos no se darán en el corto plazo, se hace
imprescindible aprovechar al máximo la limitada
capacidad de generación que dispone actual mente el
país, reduciendo al mínimo las pérdidas de energía
eléctrica, mediante la ejecución de programas de
reducción de perdí el as técnicas y negras de acuerdo
a las necesidades de cada de empresa.
2. - An tes de emprender programas de reducción de
pérdidas cíe energía eléctrica, es necesario conocer
los niveles de las mismas, para lo cual se debe
aplicar metodologías de evaluación de pérdidas
técnicas sugeridas por organismos nacionales e
internacionales tales como el OLADE, BANCO MUNDIAL,
e INECEL.
3.- Los métodos utilizados para la evaluación de
pérdidas, tanto el del Banco Mundial, como el del
OLADE tienen una diferencia de error mínima entre
los dos, .razón por lo que se utilizó las dos
método logias dependiendo de la in formación
d ispon.ib J e.
127
4.- Un programa de reducción de pérdidas técni cas ,
determina un mejor aprovechamiento de la capacidad
instalada de un sistema, para satisfacer la misma
demanda de potencia y energía.
5.- Las perdidas técnicas es.tán presentes en todos los
componentes del sistema eléctrico desde las plantas
de generación hasta los equipos de los usuarios, 3'
crecen en proporción geométrica con la demanda.
6.- El presente estudio determinó que las pérdidas
técnicas totales de energía en el sistema de la
provincia de Tungurahua, es de 19,803 MWH que
corresponde al 10.02 % de la energía disponible.
7.- El factor de carga de alimentadores primar ios
depende del comportamiento de la carga, es así como
en a lirnent adores que sirven al sector urbano
comercial el factor de carga promedio es 0.63 , en
al imentadores que tienen carga predominantemente
industrial el valor es 0.75, en alimentadores
rurales el factor de carga promedio es 0.45,
mientras que para al inventadores que sirven a
sectores residenciales se tiene xm valor promedio de
0.56.
8.- El comportamiento del factor de pérdidas depende
también de la carga, para alimentadores
predominantemente rurales el valor promedio es de
0.28, para alimentadores con carga industrial el
valor promedio sube a 0.53, en tanto que para
alimentadores con carga residencial el valor
promedio es 0.36.
128
9.- Las pérdidas técnicas calculadas en el sistema de
distribución de la E.E.A.S.Á. para el año de 1995.
se encuentran dentro de márgenes razonables, sin
embargo es posible seguir reduciéndolas hasta
llegar a niveles recomendados por organismos
ínternacionales-
10.- El método de selección estadística, utilizado para
la evaluación de pérdidas es adecuado. pues su
porcentaje de error es máximo del 5 %, lo que se
confirma según los resultados obtenidos en el cuadro
2.2.5.
11. - De los resultados obtenidos, se concluye que el
mayor porcentaje de pérdidas, se produce en ios
circuitos secundarios y transformadores de
distribución, en un valor promedio del 6.4 %.
12.- Respecto a alimentadores primarios, aquellos que
tienen niveles de voltaje a 4160 V, son los que
representan el mayor porcentaje de pérdidas,
aproximadamente el 28.3 %-, del total de primarios.
13.- En transformadores de distribución las pérdidas en
el cobre representan el 68.8 %, mientras que las
pérdidas en vacio alcanzan el 31,2 %, estos
resultados están dentro de los rangos normales.
14.- En redee secundarias el mayor porcentaje de pérdidas
se presentan en redes del sector rural 5.2 % de la
muestra. mientras que en redes urbanas esras
alcanzan el 3.9 %3 esto se debe a que en el sector
rural se tiene una gran cantidad de redes obsoletas
15.- Las pérdidas en alumbrado público no son
129
representativas, respecto al total de las pérdidas
del sistema. Sin embargo en alumbrado público se
pueden conseguir ahorros significativos de potencia
y energía mediante el reemplazo de luminarias de
vapor de mercurio, por luminarias de vapor de sodio
a .alta presión de menores potencias y mayores
rend Ími en Los luminosos, •
16.- Programas de reducción, tales como el incremento de
subestaciones para acortar las distancias de los
alimentadores primarios, y cambios de niveles de
voltaje, son los que producen un mayor ahorro de
potencia y energía, pero su rentabilidad financiera
es muy baja por las cuan t iosas inversiones que se
tienen que efectuar.
17.- En el plan de reducción de pérdidas técnicas en
a 1 imentadores primar ios , el programa de instalación
de condensadores, es el de mayor rentabilidad
financiera, respecto a los otros programas
propues tos ./
16.- Con el plan propuesto de reducción de pérdidas
técnicas a mediano plazo hasta el año 2000, se
recuperarían 16,900 MWH, .¡o que constituye un 6.4
% de la energía disponible proyectada para ese año,
representando un ahorro de 437,800 dólares a costos
actuales de la energía.
17.- Actividades como, reducción de pérdidas mediante
equilibrio de carga, si bien es cierto que producen
un ahorro de energía y un beneficio económico para
la empresa, no incide mayormente en el porcentaje de
reducción t o t a l , pero se obtienen beneficios
130
colaterales tales como mejorar los niveles cíe
voltaje en las fases sobrecargadas.
18.- Eí programa de reducción de pérdidas en
transformadores de distribución, opt imizando su
capacidad, en sí no reduce el nivel de pérdidas, sin
embargo nos permite evitar que estas se incrementen
en el futuro.
19.- De los programas propuestos para la reducción de
pérdidas técnicas en redes secundarias se concluye,
de manera general que es necesario efectuar una
remodeíación completa de las mismas, ya que las
otras soluciones propuestas, si bien cumplen con el
objetivo de reducir pérdidas, no se obtienen
resultados satisfactorios con las caídas de voltaje,
sin embargo, habrá que realizar uri análisis
individual para cada caso a fin de implementar la
so I ación más conveniente.
20.- El programa de alumbrado público, se encuentra
orientado al ahorro de energía, antes que a la
reducción de pérdidas. Es un programa que requiere
ai tas inversiones iniciales, con equipos y mano de
obra, sin embargo pese a los niveles tarifarios que
se aplican actualmente en el país resulta
financieramente atractivo y en el futuro podría
serlo mucho más, si se ajustan las tarifas a costos
rea i es.
131
RECOMENDACIONES.
1.- La información requerida para el estudio y
evaluación de pérdidas técnicas es demasiada amplia
y diversa, siendo necesaria la participación de los
distintos departamentos que conforman la empresa,
manteniendo permanentemente actualizada la
información de los proyectos de ampli ación o
remodelación de redes, alumbrado público, etc.
2.- Se recomienda realizar anualmente, evaluaciones y
estudios de pérdidas técnicas, para realisar
reajustes en los programas de reducción de ser
necesario.
3.- Es necesario que se revise las demandas de diseño
utilizadas por la Empresa, pues del estudio
realizado se determina que se encuentran
sobredimehns ionadas, es te redimensionamiento
permitirá determinar la capacidad adecuada de los
transformadores, lográndose reducir los niveles de
pérdidas de los mismos.
4.- Se debe normalizar los valores máximos permisibles
de pérdidas en transformadores de distribución, lo
que per ¡u i. tira que los distintos proveedores oferten
equipos mas eficientes.
Los nuevos disenos de redes secundarias deberán
real izarse tomando en cuenta los niveles ópt irnos de
132
pérdidas, de tal forma que no cumplir únicamente con
los márgenes de caídas de tensión como se lo ha
venido realizando hasta la presente.
6.- Realizar nuevos estudios de demandas de diseño tanto
para recles primar i as como secundar i as como
complemento del presente trabajo, a fin de
determinar un nivel óptimo de pérdidas para la
Empresa teniendo en cuenta los aspectos técnicos y
económi eos.
7. - Se recomienda comp1 ementar este es tudio con la
evaluación económica, en la que se tengan en cuen ta
los costos y beneficios en términos de la economía
en conjunto, considerando que en el futuro se podrán
ajustar los costos cíe la energía a precios reales
En el plan a largo plazo se recomienda man tener los
niveles de pérdidas en alimen tadores primarios y
transformadores de distribución, en razón de que
estos están dentro de los márgenes recomendados, en
redes secundarias se podría seguir reduciendo este
porcentaje hasta que se sature la posibilidad de
seguir reduciéndolas.
ANEXO No: 1
MÉTODO ESTADÍSTICO DE SELECCIÓN DE MUESTRAS,
PARA OBTENCIÓN DE DATOS DE DEMANDAS EN
ALIMENTADORES PRIMARIOS.
133
ANEXO No 1.
PROCESO DE SELECCIÓN ESTADÍSTICA PARA OBTENCIÓN DE DATOS DEDEMANDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS.
Una virtud importante en los estudios de estimación de
pérdidas técnicas de energía, es la información estadística
a utilizarse, razón por lo cual los valores obtenidos
durante el estudio debe representar los valores promedios
de toda la información recolectada.
Por lo mencionado anteriormente, se opto por aplicar la
teoría de gráficos de control de SHEWHART, que nos da un
procedimiento para tomar una desición acerca del es Lado de
control estadístico.
El método a aplicarse es el. denominado gráfico del promedio
(X) y gráfico del rango (R) o de desviación estándar (s),
cuyos fundamentos teóricos se encuentran con mayor cleta 1 le
en la referencia 3 .
A continuación se presenta un resumen de como se obtuvo el
velor promedio de la demanda máxima para el a 1 ¡.mentado r
Pasa.
i.- Con los valores de voltaje, corriente y facLor de
potencia obtenidos a la salida de la subestación se
calculó la demanda del alimentador en la hora de
demanda máxima.
2.- Se tabularon 1.00 datos obtenidos agrupándoles en
subgrupos de 4, y estos a su vez en 4 grupos de 5
subgrupos cada uno, como se .puede o b s e r v a r en e l
cuadro A. 1 ( los valore de X. son los de demanda en
K\v, que por facilidad se encuentran d i v i d i d o por
10,000) .
3.- Se calculo los promedio y rangos de cada subgrupo, los
cuales se indican en el cuadro siguiente.
CUADRO A.1
134
SUBGRUPO
No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
18
19
20
VALORES
XI
0. 1898
0.2012
0, 2217
0. 1832
0. 1692
0. 1621
0. 2001
0.24.01
0. 1996
0. 1783
0. 2166
0.1924
0, 1768
0. 1923
0. 1924
0. 172
0. 1824
0. 1812
0. 1700
0.1698
X2
0. 1729
0. 1913
0.2192
0. 1812
0.2263
0. 1832
0. 1927
0. 1825
0. 1980
0. 1715
0. 1748
0.1984
0. 1986
0. 1876
0. 1996
0. 194
0. 1790
0. 1585
0. 1567
0. 1664
X3
0.2067
0. 1878
0.2078
0. 1963
0.2066
0. 1914
0.2169
0. 1910
0.2076
0. 1892
0.196
0.2337
0.2241
0. 1903
0. 2120
0.2116
0. 1876
0. 1699
0. 1694
0. 1700
X4
0. 1898
0. 1921
0. 1980
0. 1800
0.2091
0. 1783
0.2082
0.2264
0.2023
0. 1961
0. 1923
0.2003
0.2022
0.1986
0.2160
0.2320
0. 1821
0. 1680
0. 1702
0. 1600
MEDIA
X
0. 1898
0. 1931
0. 2117
0. 1852
0.2033
0. 1788
0.2045
0.2100
0. 2019
0. 1822
0. 1949
0.2072
0.2004
0. 1922
0.2050
0.2049
0. 1828
0. 1694
0. 1666
0.1666
RANGO
R
0.0338
0.0134
0.0237
0.0163
0.0571
0.0293
0.0242
0.0576
0.0096
0.0246
0.0418
0.0453
0.0473
0.0110
0.0236
0.0600
0.0086
0.0227
0.0135
0.0100
135
4.- Se calculo el valores promedios de X.
Y =
X = 3.8480 / 20
X = 0. 1924
donde:
k = número de subgrupos.
5.- Se calculo el valor promedio de R.
k
R = 0.5734 / 20
R = 0.0287
6.- Se calcula los límites de R.
Linea central = R
= 0.0287
LSR - DI * R
LSR = D4 * R
LSR = 2.282 * 0.0287
LSR = 0.0655
136
LIR = D3 * R
LIR = O * 0.0287
LIR = O
donde;
LSR, LIR son los límites superiores e inferiores
de R.
D4, D3 son constantes, sus valares son conocidos
en tablas (3) .
7.- Se calcula los límites de X.
Línea central = X
= 0.1924
LSX = X + A2 * R
LSX = 0.921 + (0.729 * 0.0287)
LSX = 0.2133
LIX = X - A2 * R
LIX = 0.1924 - (0.729 * 0.0287)
' LIX = 0. 1715
donde:
LSX, LIX son los límites superiores e inferiores
de X.
A2 es constante, sus valor es conocidos en
tablas (3).
Se realiza los gráficos del promedio (X} y del rango
(R), como se indica a continuación.
137
0,215
0.165
GRÁFICO DE X
10 12SUBGBUPO
O.DB
GRÁFICO DE fí
10 12 14 16 18 20SUBQHOPO
En este punto se toma la acción correctiva para eliminar
aquelíos puntos que se encuentran fuera de control (fuera
de los límites), es decir los valores para las muestran 18,
19 y 20. Los valores de X y R se vuelven a calcular de
igual manera, con la diferencia que el valor de k sera 17.
138
9.- Se repite el cálculo de X y R, con los sigiuentes
resu 1 tados:
X = 0.1968
R = 0.0310
10.- Se cal cu la los nuevos límites.
Para X
Línea central = X
= 0.1968
LSC = X + A2 * R
LSC = 0.1968 + (0.729 * 0.031)
LSC = 0.2194
LIC = X - A2 * R
LIC = 0.1968 - (0.729 * 0.031)
LIC = 0.1742
Para R
Línea central = R
= 0.0310
LSC = D4 * R
LSC = 2.282 * 0.031
LSC = 0.0707
LIC = D3 * R
LIC = O * 0.0310
LIC = O
139
11.- Se realiza los nuevos gráficos de X y R que se indican
a continuación.
0.21 S
0.175o
GRÁFICO DE X
GRÁFICO DE RO.Q3
0.07
De ¡os gráfieos anteriores se puede observar que Lodos los
valores promedios se encuentran dentro de los 1ímiles, de
lo que se concluye que el valor cíe X corresponde a la
demanda promedio del circuito Pasa en hora de demanda
máxima, con un valor cíe 1968 KW.
140
11.- La d e s v i a c i ó n e s t ánda r se c a l c u l a con la s i g u i e n t e
fórn iu la :
c^ = R / d.2
donde:
d2 constante
remplazando valores tenemos
^ ^ 0.031 / 2.059
^ = 0.0151
De esta manera se fue elaborando la tabla indicada, en el
cuadro 1, para cada hora de cada alimentador primario.
141
ANEXO No 2.1
CURVAS DE CARGA DE ALIMENTADORES PRIMARIOS
, OBTENIDAS MEDIANTE APROXIMACIÓN ESTADÍSTICA.
1500
-
14
00
--
< Q
13004
1200
-
1100
-
1000
-
<
900-
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00
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700-
600-
500-
400-
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12
16
20
2410
14
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22
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RA
S
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1800
-
1500--
1200
-
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900-
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14
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22
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3000
2500
2000
LU
1500
Q
1000 500
AL
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A D
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600
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DEMANDA (KW)
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11
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600-
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HO
RA
S
1620
2418
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DEMANDA (KW)
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Z S l
153
ANEXO No 2.2
CURVAS DE CARGA, OBTENIDAS MEDIANTE
REGISTRADORES PORTÁTILES, EN TRANSFORMADORES
DE DISTRIBUCIÓN Y CIRCUITOS SECUNDARIOS.
550
TR
AN
SF
OR
MA
DO
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#1
48
3
75 K
VA
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TO
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L
155
TRANSFORMADOR 3-FASICO #148375Kva 13800GRDY 7960 208/120PORT-REC #5 20-NOV1EMBRE-1995DIRECION: AV. CEVALLOS Y CALDERÓN
DATOS DE CORRIENTE
TiempoH m
17
18
19
20
21
22
23
0
15
30
45
0
15
30
45
0
15
30
45
0
1530
45
0
15
30
45
0
15
30
45
0
15
30
F1
(A)
214
210
210
202
196
194
155
145
141
135
131
131
153
145
139
131
129
125
124
106
108
100
102102
92
9898
45 i 88
F2
(A)
149
153155
153
155
155
149
145
149
145
143
141
141
143
143
'141
139
139
139
139
135135
139133
125
125
124
118
F3
(A)
TOTAL
(A)
145 | 508149
165
163
155
141
512530
518
506
490
151 I 455
145
141
145
153
159
155
161
161
153
141
435
431
425
427
431
449
449443
425
409
135 | 399133
129
124
108
110102
98 '
92
92
80
396
374
367
343
351
337315
315
314
286
POTENCIA(KVA)
61
61
64
62
61
59
55
52
52
51
51
52
54
54
53
51
49
48
48
45
44
41
42
40
38
38
38
34
(é
450
400
350 J
300
25°
<D +-> C •S o Ü
200-
150
100
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157
TRANSFORMADOR 3-FASICQ #237050Kva 4160 GRDY 2400 208/120PORT-REC #5 3-ENERO-1996DIRECION: PICHINCHA Y QUIS-QUIS
DATOS DE CORRIENTE
TiempoH m
16 0
15
30
45
17 015
30
45
18 0
15
30
45
19 0
15
30
45
20 0
15
30
45
21 0
15
30
45
22 0
15
30
45
F1
(A)
54
49
47
49
56
56
71
71
73
87
113
148
132
122
122
132
129
120
122
120
118
106
111
101
85
85
78
80
F2
(A)
73
92
78
64
6468
87
85
80
87
111
141
151
155
158
158
155
160
158
162
155
151
169
151
129
120
104
101
F3
(A)
85
106
73
73
78
78
71
73
78
92
106
120
127
129
122127
127
127
120
122
118
104
96
92
80
78
71
68
TOTAL P(
(A)
212
247
198
186
198
202
229
229
231
266
330
409
410
406
402
417
411
407
400
404
391
301
376
344
294
283
253
249
DTEf^KV/
25
30
24
22
24
24
27
27
28
32
40
49
49
49
48
50
49
49
48
48
47
43
45
41
35
34
30
30
140
TR
AN
SF
OR
MA
DO
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#3
78
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24
en CD
159
TRANSFORMADOR 1-FASICO # 37825 KVA 13800 GRDY 7960 120/240PORT-REC#7 19-ENE-95DIRECCIÓN: SAN PEDRO PICAIHUA
DATOS DE CORRIENTE
TiempoH m
18 0
15
30
45
19 0
15
30
45
20 0
15
30
45
21 0
15
30
45
22 015
30
45
23 0
15
30
45
24 0
F1
(A)
40
43
45
49
58
64
64
66
62
61
57
55
54
45
38
35
36
31
27
26
25
23
24
25
18
F2
(A)
28
34
42
47
56
57
59
63
63
60
61
60
56
54
43
40
33
33
29
26
20
19
17
14
12
TOTAL
(A)
68
77
87
96
114
121
123
129
125
121
118
115
110
99
81
75
69
64
56
52
45
42
41
39
30
POTENCIA(KVA)
8
9
10
12
14
15
15
15
15
15
14
14
13
12
10
9
8
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161
TRANSFORMADOR 1-FASICO #71810Kva 13800 GRDY 7960 120/240PORT-REC#3 3-ENE-96DIRECCIÓN: APATUC (STA. ROSA)
DATOS DE CORRIENTE
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22
169
ANEXO No 3
RESULTADOS OBTENIDOS DE LOS FLUJOS DE CARGA
MEDIANTE PROGRAMA SICAP.
3.1 ALIMENTADOR CENTRAL,
3.2 ALIMENTADOR FICOA.
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180
ANEXO No: 4
DETERMINACIÓN DE LOS VALORES DE
PERDIDAS PROMEDIOS EN TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN
4.1 CLASIFICACIÓN DE LAS PERDIDAS..
4.2 METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN.
4.3 CUANTIMCACION DE LAS PERDIDAS
181
ANEXO No 4
DETERMINACIÓN DE VALORES DE PERDIDAS PROMEDIOS EN
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
4.1 PERDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.-
Las pérdidas en los transformadores de distribución
son de dos tipos:
PERDIDAS CON CARGA: Comúnmente llamadas pérdidas en el
cobre, varían con la demanda y se relacionan con la
resistencia de los devanados.
- PERDIDAS EN VACIO: Conocidas también como pérdidas en
el hierro, son independientes de la carga, se
encuentran asociadas a la tensión de alimentación del
equipo y están relacionadas con la magnitud de la
corriente de excitación.
4.2 METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN:
La metodología de cálculo se realiza determinando
curvas de segundo orden que relaciona las pérdidas de
potencia en función de su potencia nominal (PERDIDAS
EN VACIO) y las pérdidas de potencia en función de su
curva de' carga y de su potencia nominal (PERDIDAS EN
EL COBRE), la suma de las dos funciones permite
obtener las pérdidas totales del transformador y
determinar su rango de mayor rendimiento; y
consecuentemente su disminución de pérdidas técnicas.
4.3 CUANTIFICACION DE LAS PERDIDAS:
El método siguiente requiere algunas simplificaciones
en razón de que no se conoce exactamente el tiempo de
182
funcionamiento, vida útil, año de fabricación, etc.,
por lo cual para obtener el nivel de pérdidas de los
transformadores se ha recurrido a los datos de los
fabricantes en lo concerniente a las pérdidas en el
hierro y en eí cobre.
4.3.1 DETERMINACIÓN DE LAS PERDIDAS EN VACIO: De los datos
de los principales proveedores, se debe relacionar las.
pérdidas en el hierro con su potencia nominal, con una
ecuación de la siguiente manera (4):
Po = A. B.i
donde:
Po
Pn
Al,31,01
= Pérdidas técnicas en vacío para
transformadores de distribución (W)
= Potencia nominal del transformador
= Constantes de proporcionalidad.
En el cuadro si guíente se observa las pérdidas en
vacío de los principales proveedores de la Empresa.
PERDIDAS EN VACIO DE TRANSFORMADORES DE
DISTRIBUCIÓN
P NOMINAL
KVA
10
15
25
37.5
50
75
100
PROVEEDOR
1
(W)
35
52
89
132
179
265
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PROVEEDOR
2
(W) ,
31
47
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117
162
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PROVEEDOR
3
(W)
27
41
67
101
144
215
285
PROMEDIO
(W)
31
47
78
117
162
240
310
183
4.3.2 DETERMINACIÓN DE LAS PERDIDAS EN EL COBRE:
De manera análoga a la que se determina las pérdidas
en vacío, se debe de terminar la función de pérdidas
con carga para los transformadores, mediante una
ecuación de la siguiente manera (4):
C2)
donde ;
Pcu = Función de pérdidas de potencia activa
con carga para transformadores de
distribución a la hora K.
Pk = Potencia activa del transformador a
la hora k.
Pn ~ Potencia nominal.
A2,B2,C2 = Constantes de proporcionalidad.
El valor de las constantes se obtienen me di ante
métodos de aproximación polinomial.
El porcentaje de pérdidas con diferentes niveles de
cargabilidad se relacionan de la siguiente manera:
donde:
Pcuk = Pérdidas en el transformador en el instante
k.
Pcuj = Pérdidas en el transformador en el instante
j •
Pk = Potencia del transformador en el instante k
Pj = Potencia del transformador en el instante j
184
Utilizando la ecuación anterior se determina la
función cuadrática para transformadores con el 75% de
carga.
Pcuk(75 %; =2.25
De igual forma a la anterior se determina la función
cuadrática para transformadores al 100 % de la carga
nominal, la misma que resulta ser:
Pcuk(100 -1.777 * Pcu(75
Pcuk(100
En los cuadros s iguien tes ..se muestra las pérdidas en
el cobre, de distintos proveedores de la Empresa.
PERDIDAS EN EL COBRE DE TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
P NOMINAL
KVA
10
15
25
37.5
50
75
100
PROVEEDOR
1
(w)
82
102
' 145
180
210
256
307
PROVEEDOR
2
(W)
52
94
155
230
327
419
468
PROVEEDOR
3
(W)
47
85
143
215
273
407
430
PROMEDIO
(W)
60
94
148
208
270
361
402
185
Las pérdidas totales en el transformador se calculan
mediante la suma de las pérdidas en vacío más las
pérdidas con carga, sumando las ecuaciones 1 y 2 se
tiene la función de pérdidas totales en el
transformador que es la siguiente:
PT - Po + Pcu
Donde:
P. = Pérdidas totales en el transformador
4.3.3 APLICACIÓN
Se determina la función de perdidas en vacío de los
transformadores en función de su potencia nominal,
correlacionando los valores promedios de pérdidas
{CUADRO 1 y 2) mediante el método de aproximación
polinomial de los mínimos cuadrados, la que resulto
ser:
Po = -Q.0019* 2 + 3.322*Pz¡ - 2.0626 (W)
PERDIDAS EN VACIO
CUADRO DE ERRORES
Pn
KVA
10
15
25
37.5
50
75
100
PROMEDIO
(w)31
47
78
117
162
240
310
FUNCIÓN
(W)
30.9
47.3
79. S
119.8
159.3
236.4
311. 13
ERROR
%
0.32
0.63
2.3
2.3
1 .7
1.52
0.46
186
2.- Se determina la función de pérdidas con carga para
transformadores de manera similar al numeral anterior,
se obtiene primeramente la función de pérdidas para un
50 % de carga , con esta aproximación determinamos la
función para un 75 % de carga, y utilizando la
ecuación 3, se determina la función de perdidas para
cualquier instante k, la misma que resulto ser:
= 1.777*[ —]2 (-0.064*P.n2 -H5.64+.P/2 + 15.92)
La precisión de la aproximación depende de que la
función cuadrática al 75% de carga se aproxime con
gran exactitud a partir de la función al 50%, esto se
puede observar en el cuadro siguiente, en el cual los
errores se encuentran dentro de rangos aceptables.
PERDIDAS EN EL COBRE
CUADRO DE ERRORES
Pn
KVA
10
15
25
37.5
50
75
100
PROMEDIO
W
238
363
597
857
1074
1413
1616
FUNCIÓN
W
238.44
363.3
595.9
854.7
1077-9
1417.7
1660.7
ERROR
%
0. 18
0.08
0. 18
0.26
0.27
0.33
2.7
187
Sumando las dos funciones obtenemos las pérdidas
totales del. transformador para las dos condiciones de
operación:
Con las dos ecuaciones se fue elaborando la tabla que
se presenta en el cuadro No 9 del capítulo 2.
ANEXO No: 5
RESULTADOS OBTENIDOS DE LAS PERDIDAS DE
DE POTENCIA EN CIRCUITOS SECUNDARIOS,
MEDIANTE PROGRAMA CPS.
189
EMPRESA ELÉCTRICA AMDATQ S.A. HOJA: ií REGIONAL CENTRO NOfÍTE ) DE :
REDES SECUNDARIAS ANEXO #CAIDAB DE VOLTAJE Y PERDIDAS FECHA: .12/12/96
PROYECTO: TRANSFORMADOR 716 DPTU DOM-DISTRIDUC10N
UBICACIDN:APATUG ARRIBA TRANSFORMADOR: 716 DE 10.00 KVATJP. INSTAL: AEREA FASEB : 1 A130NADÜ TIPO: RURAL CLASE ECIRCUITO N. 1 TENSIÓN: 120/2-10 NUMERO TOTAL DE ABONADOS: 51LIMITE DE CAÍDA DE TENSIÓN: 5 - 00 DEMANDA MÁXIMA UNITARIA. 0.47 KVA 'MATERIAL DEL CONDUCTOR: 5003 PLANO DE REFERENCIA:
ESQUEMA :
3 2
°\ 1C
^
10C
12 C
DATOS
TRAMO
REF. L(m)
1 2
0- 1 1401-2 902-3 BO2- 4 352~ 5 300- 6 606- 7 607- B 500- 9 350--1O 9010-11 5010-12 90
ABO
MAD
3
141132J.10745144
DMD
KVA
4
3.212 . 741.160.850 . 472.582.061 . 421.633.211.421.63
CJRC
UFASY
U CON
S
1F2C1F2C1F2C1F2C1F2C1F2C1F2C1F2C1F2C1F2C1F2C3F2C
CDNDUCT
CAL
AWG
6
666666666666
FDVKVA(m)
7
333333333333/ir?3333333333
¿° 5°
•
>A
) —011 ;
J ,
COMPUTO
KVA_m
S
449.40246 . 6092 . 8029.7514.101154 .8023 . 6071.0057.75288 . 9 O71.0014B.30
CAÍDA TENSIÓN 7-
PARCIAL
9
1.3.627.472.B10 - 900 - 4 34 , 693.752.151.758.752.154 . SO
ACUMUL .
.10
1.3 . 6221.0923 . 9021.9921 . 524.698.44.1.0.591.75a. 7510.9013.25
P. DE POTENCIA
PARCIAL
11
663.25372 . 2663.7714 .263.69
150.83104 .1943.2733 . B63B2 . OB43.5711.1.70
ACUMUL .
12
1099.2814.263 . 69
29B.2933 . B6
425.65111.70
NOTA : 23 . 90 TOTAL : 1986 -73
'190
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATO 5. A. HOJA: 1(REGIONAL CENTRO NORTE) DE:
E E fi C3 AREDES SECUNDARIAS ANEXO tt
CAÍDAS DE VOLTAJE
PROYECTO: TRANSFORMADOR 274
UB1CACION:CHASOUIS Y SINCHIRQCTIP. INSTAL: AEREA FASES: 3CIRCUITO H. 1 TENSIÓN: 120/208LIMITE DE CAÍDA DE TENSIÓN :3. 50MATERIAL DEL CONDUCTOR: 5005
ESQUEMA:
o — o ~o o5 U 3 2
66
DATOS
TRAMO
REF, L(m)
1 2
0- i 451- 2 452- 3 403- 4 454- 5 451- 6 600~ 7 45~r~- n ~!"=L/ — a <• vJ
7- 9 439-10 409-11 2011-12 1512-13 4513- i 4 ' 4512-15 409-16 4516-17 50
ABO
NAD
3
37211701355
'?,403
DMD
KVA
4
30 . 9620.7616.9210.772 . 004 . 9242 . 363.6031 . 554.92
20 18.07i 6972109
1 5 . 0210.238.753 . 60.10 . 99
CIRC
4ÍFASY
ttCON
5
3F4C3F4C3F-1C3F4 U3F1C3F2C3F4C3F2C3F4C3F3C3F4C3F4C3F4C3F4C3F2C3F4C
10-23 3R3C
Y PERDIDAS 'FECHA: 12/12/96
DPTO.DOM-DISTRIBUCION
TRANSFORMADOR: 274 DE 50.00 KVAABONADO TIPO: URBANO CLASE CNUMERO TOTAL DE ABONADOS: 102DEMANDA MÁXIMA UNITARIA. 2.00 KVAPLANO DE REFERENCIA i
014
¿13
15 0^\
013
11 ¿ /17
A / / !, f~\_ i-~i r~i r"i ri
h o p p IB
8 10
CONDUCT
CAL
AWB
6
2/O2/02/02/02/01/02/0•72/01/02/02/02/02/01/02/02/0
FDVK !C\)
• 7
80580580580580511.1.a os73805444SOS805805805111805
COMPUTO
KVA m
a
1393 . 20934 . 20676 . 804B4 .6590 . 0029 5. 2O1906.20126 . 001419.73196.00377.40675.90460.35'393.75144.00494.55
541 511.50
NOTA:
CAÍDA TENSIÓN /-
PARCIAL
9 .
1.731.16O.B40 ; 600.112.662.371.731.760.440 . 470 . B40 . 570.49,1-300.610.95
ACUMUL .
10
1.732.893.734 .334.444.392.374 .104.134.574 . 605.446.016 . 506.744-74
p. DE POTENCIA
PARC í Al-
lí
'503.73.231 '. 93139.3564.322 . 22
135.60955.3966.93549.6334 . 0388.25128.0460.1244.4550 . 8767. 55
5.69 149.28
ACUMUL.
12
941 .55135.60
1O22.32
583-66
320 . 8650 . 87
MAX V: 6.74 TOTAL: 3054.86
191
E. A. S. A.
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATD S.A.(REGIONAL CENTRO NORTE)
REDEG SECUNDARIASCAÍDAS DE VOLTAJE Y PERDIDAS
HDJAs 2DE:
ANEXO #FECHA: 127.12/76
PROVECTO: TRANSFORMADOR 274
UBICACIONiCHASQUIS Y SINC1-1IROCTIP. INSTAL: AEREA FASES:3CIRCUITO N. i TENSIÓN: 120/200LIMITE DE CAÍDA DE TENSIÓN:3.SOMATERIAL DEL CONDUCTOR: 5005
DPTO . DÜN--DISTRIBUCIDN
TRANSFORMADOR: 274 DE 50.00 KVAABONADO TIPO: URBANO CLASE CNUMERO TOTAL DE ASONADOS: 1O2DEMANDA MÁXIMA UNITARIA. 2.00 KVAPLANO DE REFERENCIA:
ESQUEMA:
DATOS
TRAMO
REF. L t m )
1 2
17-1B £iO
ABO
NAD
3
DMD
KVA
4
7.01
C I RC
UFASYHCON
5
3F3C
CONDUCT
CAL
At'JG
6
2/0
FDVKVACm)
7
5/H
COMPUTO
KVA_m
0
422 . 40
CAÍDA TENSIÓN 7.
PARCIAL
9
0.7B
ACUNUL.
10
¿,.47
P. DE POTENCIA
PARCIAL
11
B6.2Í.
ACUMUL
12
303 . 0
NOTA: MAX V; 6.74 TOTAL: 3357-75
192
EMPRESA ELÉCTRICA ANBATO S.ñ. MOJA: 1(REGIONAL CENTRO ^lORTE) DE:
REDES SECUNDARIAS ANEXO ilCAÍDAS DE VOLTAJE
PROYECTO: TRANSFORMADOR 7113
UBICACIDN:APATUG ARRIBAT I P . INSTAL : AEREA FASES : 1CIRCUITO U. 1 TENSIÓN: 120/240LIMITE DE CAÍDA DE TENSIÓN ¡5. 00MATERIAL DEL CONDUCTOR: 300»
ESQUEMA :
Y PERDIDAS FECHA: 12/12/96
DPTO . DDM-D I STR I 8UC I OM
TRANSFORMADOR: 71B DE 15.00 KVA :ABONADO TIPO: RURAL CLASE ENUMERO TOTAL DE ABONADOS: 30DEMANDA MÁXIMA UNITARIA. 0.25 KVfiPLANO DE REFERENCIA:
A
Í Ü T 9 8 176 0\i
¿11 012
¿13
DATOS
TRAMO
REF. Lím)
1 2
0- 1 601-2 1002- 3 2503-4 604 - 5 4 00- 6 606~ 7 SO7- 8 00B- 9 BO9-10 BO9-11 607-12 5012-13 70
ABO
NAO
o
86422201696.1.431
DMD
KVñ
4
1.190 . 990.760 . 4 50 - 4 52 . 201.881 . 2130 . 990.250.760.610 . 25
CIRC
ttFASY
OCÜN
5
1F3C1F3C1F3C1F3C1P3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F2C1F2C
2T
3 ¿> 5
CONDUCT
CAL
AWG
6
6666666666666
FDVKVfiCm)
7
i;'•01301301i;5030
130130.1.30i;30130J.
1 MOTA : '
5033
COMPUTO
B
71.1099 . 00190 . 0027.0018.00132.00150. 40102.4079.2020 . 004 Li . 6030 . 3017 . 50
CAÍDA TENSIÓN '/.
PARCIAL
9
0. 550.761.460.210.141 . 021.160.79O.Al0.150 . 3 S0 . 920 - 53
ACUMUL .
10
0. 551.312.772. 983.121 . 022. 182. 973.5B3 . 733 - 933.103.A3
P. DE POTENCIA
PARCIAL
11
7.37' 8.6313.101.110.7425. 4225.341.1.947 .230.4 A3 .226.801.62
ACUMUL -
12
30.95
70 . 393 . 22
B.42
MAX V:' 3.93 TOTAL: 112.98
193
EMPRESA ELÉCTRICA AMBATÜ S.A. HOJA: 1(REGIONAL CENTRO NORTE) DE:
[£ p A. C AREDES SECUNDARIAS ANEXO tt
CAÍDAS DE VOLTAJE Y PERDIDAS FECHA: 12/12/96
PROYECTO: TRANSFORMADOR 1415 DPTO . DOM-DISTRII3UCION
UBICACIÓN: EL PROGRESO TRANSÍ"ORMADQR: 1415 DE 15.00 KVATJP- INSTAL: AEREA FASES:! ABONADO TIPO: RURAL CLASE DCIRCUITO N. 1 TENSIÓN: 120/240 NUMERO TOTAL DE ABONADOS: 2SLIMITE DE CAÍDA DF TENSIÓN:?. OH DEMANDA MftXTMft NMTTARTfl. 1 . BO k'UAMATERIAL DEL CONDUCTOR: 5005 PLANO DE REFERENCIA:
ESOUEMA: ¿>P 12Q ^
/ Ao — o — o o— o c3 2 1 0 5
<
DATOS
TRAMO
REF. L(in)
1 2
0-1 501-- 2 502- 3 502~ 4 2000- 5 505- 6 506- 7 507- 8 100a- 9 1009-10 406-11 5011-12 3511-13 4013-11 6014-15 50
ABO
NAD
3
97i31714666562221
DMD
KVA
4
7 . 676-561 . 503 . 6913.001 1 . 495.965.965.965.2B5 . 962 . 702.702 . 701 . 50
C I RC
UFASY
«CON
5
1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C1F3C
CONDUCT
CAL
ftWB
6
1/0.1/01/01/01/01/01/01/01/021/041/01/01/0
FDVKVA(m¡
7
444144444444444
4444444444-44293444194444444444
AJ6 11 13
'7
ifl'o.
i9
COMPUTO |
KVA 111
a
303 . 50328.0075. 00738 . 00650.00574 . 50298 . 00596 . 00596.00211 .2IH29S . 0094. 50108 . 00162.0075. 00
CAÍDA TENSIÓN X
PARCIAL
9
O.B60.740.171 . 661.461 . 290 . 671.341.340.720 . 670.490 . 240 . 360.17
ACUMUL .
10
0 . B61 . 601.77
• 3.261.462.753. 424.766.106.823. 423-913.664 .024-19
P. DE POTENCIA
PARCIAL
11
63.8547.422.4962 . 09105.68148.9240 . 6383.56B5.9643 . 5740 . 6314.926.7010.132.61
ACUMUL -
12
113.7662 . 09
588.32
55.55
19.44
NOTA : MAX V: .' 6 02' TOTAL : 839 16
194
ANEXO No: 6
REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN
CIRCUITOS SECUNDARIOS.
6.1 INCREMENTO DE CALIBRES.
6.2 INCREMENTO DE FASES.
63 REDUCCIÓN DE DISTANCIAS.
6A REMODELACION DE REDES.
195
ANEXO No: 6
REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS EN
CIRCUITOS SECUNDARIOS, PRESENTACIÓN DE
RESULTADOS.
6.1 INCREMENTO DE CALIBRES.
6.2 INCREMENTO DE FASES,
6.3 REDUCCIÓN DE DISTANCIAS.
6.4 REMODELACION DE REDES.
AN
EX
O
No:
8.1
RE
DU
CC
IÓN
D
E P
ER
DID
AS
T
ÉC
NIC
AS
CO
N
RE
EM
PLA
ZO
DE
C
AU
BR
E
DE
CO
OU
CT
OR
ES
E
N
BA
JA T
EN
SIÓ
N
TE4P
O
I*> 1950 15
2
153
155
164
2378
101
274
781 9
270
158
2048
704
1728
718
716
1568
715
714
703
711
530
400-4
01
DB
BtfO
0m u/te u u u u u u u u u u u u u R R R R R R R R R R R
rtnu(
o)(M
í1.3
3
1.74
1.7
4
1.84
1.9
0 1.0
2.00
2.0
0
2^0
£43
2.6
0
2.61
3.6
0
0.15
0,2
5
0,2
5
0,4
7
0.60 o.eo
0.76
0.3
2
0.98
1.1
0
1.53
-EPO D D D D D D C C C C C C B E E E E E E E E E E D
ffe A
li
115
45
103
89
96
112 ee 102
45 74
82 91 60
50
39
30 51
26
28
16
30 5
44 41
F.P.
0.3
1
0.2
7
0.3
0
0.30
0.31
0.34
0.3
7
0.3
0
0.3
2
0.33
0.3
2
0,32
0.3
3
0.2
2
0.2
1
0.32
0.2
1
0.1
4
0.17
0.23
0.3
7
0.3O
0.2
5
0.1
6
Lom
fflD
Km.
1.07
5
0.4
95
0.5
29
0.3
10
0.3
66
0.6
58
0.35
1
0.7
35
0.5
45
0.6
65
0.8
20
0.3
55
0.7
33
0,9
60
1.0
10
1.01
0
0,8
10
1,6
70
0,3
60
0.3
15
0.7
65
0.2
50
1.4
60
1.12
5
CAÍD
A T
ÜO
JN
á«E %
16.1 1.9
13,3
4.4 4.7
11.4
5.1
9.5
5.8 7.3
6.2
11.4 8.9
6.1
3,7
10.9
23.9
20.0
11.9 9.1
19.8
3.8
30.1
25.7
DiS
tE
5 8.S
1.6
7.5
3.6
3.9
7.7
4.3
6.7
4.5
4.0
5.1
8,4
7.3
2.8
5.9
7.0
10.8
14.2
8.0
4.0
13.3 2.5
13.3
11.4
PE
RD
IDA
S D
E P
OTE
NC
IAA
ME
S KT
6.1
8
0.5
8
8.9
9
1.96
1.60
5.7
1
1.9
4
4.6
4
1.9
9
4.66
3.2
5
5.35
4.7
8
0.17
0.30
0.30
1.99
1.69
0.7
1
0.7
0
2,4
3
0.12
3.50
6.3
5
DE
STO
e» 2.6
9
0.43
3.9
6
1.37
1.42
3.7
3
1.5
0
3.3
6
1.3
9
2.23
2.51
3.66
3.5
4
0.07
0.1
9
0.1
7
0.6
7
0.91
0.4
2
0.2
6
1.2
0
0.08
1.34
1.74
EEDt
cnrw
Kf
3.2
9
0.15
6.00
059
0.3
9
1.9
6
0.44
1.2
8
0.60
2.4
3
0.74
1.69
1.2
4
0.1
1
0.1
2
0.12
1.3
2
0.7
8
0.2
9
0.4
4
1.1
6
0.0
5
2.1
6
4.61
EN
ER
GÍA
K1H
-A&
159074
156069
363905
287820
309253
373395
194144
272463
130345
273020
274356
368285
143O
8Q
9800
17727
13636
45fi5
8
16757
1446
1
16900
47249
1614
4
69057
63568
PE
RD
IDA
S D
E E
NE
RG
ÍAA
fíIE
cr&-
AÑo
16785
1369
23615
5151
4912
17007
6275
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690.
710.
702.
433.
506.
35
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13.7
7.8
23.9 6.5
8.6
24.0
26.1
11.8
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160.
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542.
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165
1846
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1.76
3.56
1.79
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1.00
0.29
6.40
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2.30
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30.0
3,7
12.0
0.8
14.9
12.*
200
ANEXO No 7.
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN
ALIMENTADORES PRIMARIOS, PRESENTACIÓN DE
RESULTADOS.
7.1 INCREMENTO DE CALIBRE (ALIMENTADORES URBANOS).
7.2 INCREMENTO DE CALIBRE (ALIMENTADORES RURALESS).
7.3 INCREMENTO DE EASES.
7.4 INSTALACIÓN DE CAPACITORES.
7.5 CAMBIO DE VOLTAJE.
7.6 INCREMENTO DE SUBESTACIONES.
201
ANEXO No: 7.1
BENEFICIO COSTO INCREMENTO DE CALIBREALIMENTADORES URBANOS
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
AHORRO REMODELACION (MWH/KM)
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH)
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW)
TASA DE DESCUENTO (%)
COSTO CAMBIO DE No 4 A 1/0 (US./KM)
COSTO CAMBIO DE No 2 A 2/0 (U.S./KM)
0.38
5.97
6.92
0.022
72.9
12
2278
3510
ANO
19961997199819992000
2001-2015
TOTAL
AHORRO
MSH
65131
212312432432
7632
Mff
0.020.040.060.090.130.13
2.3
BENEíID
AH3RRQ
U&
2,8535,7519,307
13,697
18,965
18,965
335,043
INCREMENTE
REDM.T
Km
9.767.787.787.787.78
33
COSTO
INVERSIÓN
US
22,23327,308
27,30827,308
27,308
. 131,464
VALOR PRESENTE EN 1996: 141,488 105,177
BENEFICIO/COSTO: 1.3
202
ANEXO No: 7.2
BENEFICIO COSTO INCREMENTO DE CALIBREALIMENTADORES RURALES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.36
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97
AHORRO REMODELACION (MWH/KM) 4
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH) 0.022
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 72.9
TASA DE DESCUENTO (%) 12
COSTO CAMBIO DE No 1/0 A 4/0 (U.S./KM) 6427
AÑO
19961997199819992000
2001-2015
TOTAL
ATORRO
MÍE
3682138207290290
5103
M
0.010.030.040.070,090.09
1.6
BENEíTK¿BORRO
US
1,6243,7006,2269,339
13,08413,084
230,229
INCREMENTOREDA.T
Km
8.128.128.128.128.12
32
COSTOINVERSCN
US.
44.06744,067
44,06744,06744,067
220,336
VALOR PRESENTE EN 1996: 125,936 177,915
BENEFICIO/COSTO; 0.7
203
ANEXO No: 7.3
BENEFICIO COSTO INCREMENTO DE FASES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.36
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97
AHORRO INCREMENTO FASES 4.47
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH) 0,022
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 72.9
TASA DE DESCUENTO (%) 12
COSTO CAMBIO DE No 4 1 O A 2 30 (U, S./KM) 3436
COSTO CAMBIO DE No 4 10 A 2 30 (U.S./KM) 2871
ANO
19961997199819992000
2001-2015
TOTAL
ÁHDRB3
MffH
552620
696782878878
16698
m
0.180.200.220.250.280.28
5.3
HENEFO3AHORRO
US.
24,90427,97231,40135,28139,61239,612
753,354
INCREMENTOREDM.T
Km
2621212121
89
COSTOINVERSIÓN
US.
89,33660,291
60,29160,29160,291
330,500
VALOR PRESENTE EN 1996: 309,384 272,461
BENEFICIO/COSTO: 1.14
204
ANEXO No: 7.4
BENEFICIO COSTO INSTALACIÓN DE CAPACITORES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.29
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 4,47
AHORRO REMODELACION (MWH/KVAR) 0.089
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH) 0.022
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 72.9
TASA DE DESCUENTO (%) 1 2
COSTO INSTALACIÓN KVAR (U.S./KVAR 8.1
¿NO
19961997199819992000
2001-2015
TOTAL
AiCRK)
m
60135227340477477
8394
\. m
0.020.050.090.130.190.19
3.3
BENEfTDÁEDRKQ
US
3,0426,844
11,50817,23724,18224,182
425,544
DGIAIACDNCÁPiOTORES
KVAR
600600600600600
3000
COSTOINVERSCN
US
4,8604,8604,8604,8604,860
24,300
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
153,141
8
19,622
205
ANEXO No: 7.5
BENEFICIO COSTO CAMBIO DE VOLTAJE
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
TASA DE DESCUENTO (%}
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (U.S/KWH)
COSTO MARGINAL DE POTENCIA (U.S/KW)
12
0.022
72.9
Aífo
1996
1997
1998
19992000200120022003
2004200520062007
20082009201020112012201320142015
TOTAL
ABQREO
MWH
901
1026
1169
1329
1519
1737
1980
2268259329593383
3865
44185049
57656585752085809792
72438
MW
0.210.240.28
0.32
0.36
0.41
0.470.540.620.7
0.8
0.921.051.2
1.371.561.79
2.04
2.33
17
BENEFTIO
AH3ERD
U£
35,131
40,068
46,130
52,566
59,662
68,103
77,823
89,262102,244116,128132,746
152,098173,741198,558
226,703258,594295,931
337,476
385,281
28482 4í>
COSTO
INVERSIÓN
US
5,172,319
4,618,142
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
716,388
0.16
4,618,142
206
ANEXO No: 7.6
BENEFICIO COSTO INCREMENTO DE SUBESTACIONES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
TASA DE DESCUENTO (%)
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (U.S/KWH)
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (US/KW)
6,5
12
0.022
72.9
¿NO
1996
19971998
1999
2000
20012002
2003
200420052006200720082009201020112012
TOTAL
AHUERO
M1H
293
333
379
430
489
555
629
714
810
918
1040117911791179
10127
MI
0.13
0.15
0.17
0.2
0.220.250,290.330.370.420.480.540.540.54
5
BENEítK
¿HORRO
US.
15.92318,26120,73124.04026,79630,43534,97939,76544,79350,81457,87265,30465,30465,304
560321
COSTO
1NVER3CN
US
506,801
452,501
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
149,257
0.37
404,019
207
ANEXO No 8.
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN,
PRESENTACIÓN DE RESULTADOS.
208
ANEXO No: 8
BENEFICIO COSTOOPTIMIZACION DE LA CAPACIDAD DE LOS TRANSFORMADORES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
AHORRO (MWH/TRAFO)
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH)
COSTO MARGINAL POTENCIA (US./KW)
TASA DE DESCUENTO (%)
COSTO INTERCAMBIO POR TRAFO (US)
0.37
5.97
4.32
0.022
72.9
12
143
AND
19961997199819992000
2001-2008
TOTAL
ENERGÍA
MWH
208309221523235319249711264712
VALOR P
AHG
HffH
29523893134618981898
33159
REO
m
0.010.160.280.420.590.59
10.2
BENEítXAHORRO
US
1,29023,26939,73159,88684,44584,445
968,628
No DE
TRATOSC/U
690505050
196
COSTOINYERSEN
U£
85812,8707,1507,1507,150
35,178
VALOR PR BENEFICIO/COSTO 416,627 27,682
BENEFICIO/COSTO: 15.1
209
ANEXO No: 9
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN
CIRCUITOS SECUNDARIOS, PRESENTACIÓN DE
RESULTADOS.
9.1 INCREMENTO DE CALIBRE.
9.2 INCREMENTO DE FASE.
9.3 REDUCCIÓN DE DISTANCIAS.
9.4 REMODELACION DE REDES.
210
A N E X O No: 9.1
BENEFICIO/COSTO INCREMENTO CALIBRE DE CONDUCTORES
TRAFO
No
1950
152
153
155
154
2378
101
274
731
9
270156
2048
704
1728
718
716
1568
715
714703
711
530
400-40
URBANO
RURAL
U/R
U
UuuuuuuuuuuuR
RRRR
R
R
R
R
R
R
Dmax(U)
(KVA)
1.33
1.74
1.741.841.901.9
2.002.002.202.432.60
2.81
3.60
0.15
0.250.250.47
0.60
0.60
0.760.820.99
1.10
1.53
TIPO
D
D
D
D
DDCC
CC
CC
B
E
E
E
E
E
EEEEE
D
NoAb.
115
45
103
89
98
112
66
102
45
74
82
91
60
50
39
30
51
28
28
1630
5
44
41
F.P.
0.31
0.27
0.300.30
0.310.34
0.370.300.320.330.320.32
0.33
0.22
0.210.320.21
0.14
0.17
0.230.370.30
0.25
0.16
LONG,
RED
Km,
1.0750.4950.5290.3100.366
0.6580.3510.7350.5450.665
0.820
0.355
0.733
0.960
1.0101.0100.8101.6700.380
0.3150.7650,2501.4601.125
COSTO
REEMPLAZO
U.S.
315213751009879
934
1180999
1776827
187721731011
2130
984
967
1089821
1898
387
474
778255
1429
1595
B/C
1.68
0.28
7.63
1.13
0.79
2.750.721.031,071.79
0.562.28
0.80
0.26
0.290.301.740.741.201.242.99
0.35
2.55
3.68
VALOR MÍNIMO B/C
VALOR MÁXIMO B/C
0.26
7.83
VALOR PROMEDIO B/C : 1.56
211
A N E X O No : 9.2
BENEFICIO/COSTO INCREMENTO DE FASE
TRAFO
No
704
716
718
715
1566
703
711714
530
400-401
URBANO
RURAL
U/R
RRR
R
R
R
R
R
R
R
TIPO
E
EEEE
E
E
E
ED
Dmax(U)
ÍKVA)
0.15
0.470.250.600.600.820.990.761.101.53
No Ab,
50
51
30
28
28
30
5
16
44
41
F.P.
0.220.210.320.170.140.370.300.230.250.16
LONQ.
RED
Km.
0.960
0.8101.0100.3801.6700.7650.2500,3151.4601.125
COSTO
INCREMENTO
U.S.
507
424
560
162
476
379
131
165
141
110
B/C
0.5
6.4
0.4
2.9
3.7
10.0
1.3
5.2
25.922.0
VALOR MÍNIMO B/C : 0.40
VALOR MÁXIMO B/C : 25.9
VALOR PROMEDIO B/C : 7.83
212
A N E X O No : 9.3
BENEFICIO COSTO REDUCCIÓN DE DISTANCIAS E INCREMENTO DE TRAPOS
TRAPO
No
152
2378
153
316
2048
704
718
716
715
1566
703
530
URBANO
RURAL
U/R
U
UuuuRRRRRRR
Dmax(U)
(KVA)
1.74
1.90
1.962.603.600.150.250.470.600.600.821.10
TIPO
D
D
D
C
BEEEEEEE
NoAb.
45
123
103
112
60
50
30
51
28
28
30
44
F.P.
0.270.340.300.340.33
0.22
0.320.210.170.140.370.25
LONG.
INICIAL
Km,
0.485
0.6580.5290.8930.733
0.960
1.0100.8100.3801.8700.7651,460
LONG.
FINAL
Km.0.300
0.3750.2340.4000.438
0.5400.5700.435
0.3200.900
0.3650.970
COSTO
U.S.
23342334
233444682334
841
841
841
841
841
841
841
B/C
0.2
1.1
4.6
4.8
0.9
0.2
0.3
1.9
0.9
1.2
1.2
3.4
VALOR MÍNIMO B/C: 0,16
VALOR MÁXIMO B/C : 4.82
VALOR PROMEDIO B/C : 1.72
213
A N E X O No: 9.4
BENEFICIO/COSTO REMODELACION REDES SECUNDARIAS
TRAPO
No
2378
153
9
316
20481728716
1566715
714
703
530
400-401
URBANO
RURAL
U/R
UuuuuR
R
R
R
R
R
R
R
Dmax(U)
(KVA)1,901.962.432.603.600.250.470.600.6
0.760.821.101.53
TIPO
DDCC
B
E
EEEEE
E
D
No Ab
123
103
74
112
60
39
51
28
28
16
30
44
41
F.P.
0.340.300.330.340.330.210.210.140.170.230.370.250.16
LONG
RED
Km.
0.658
0.5290.6850.8930.733
1.0100.8101.6700.3800.3150.7651.460
1.125
COSTO
U.S.
3498
3539187763332723967
424
2741162
165
184619422216
B/C
1.763.561.794.131.00
0.296.400.83
2.905.202.302.382.72
VALOR MÍNIMO B/C: 0.29
VALOR MÁXIMO B/C: 6.40
VALOR PROMEDIO B/C : 2.71
214
A N E X O No: 9.5
BENEFICIO/COSTO EQUILIBRIO DE CARGA
MUESTRA :
dmax(U) :
57 TRAPOS
KVA
AHORRO ENERGÍA :FACTOR DE PERDIDASTIEMPO :
1.86.1
61977.90.344 HORAS
KWH
ANO
0
1
2
3
4
5
AHORRO
ENERGÍAKWH
61977.90
69769.82
78541 .3688415.6599531.36
112044.54
AHORRO
POTENCIAKW124.85140.55
158.22178.11200.51225.71
BENEFICIOUS
12675.8014269.42
18063.3818082.8920356.2922915.50
BENEFICIOVP
12675.8012740.55
12805.63
12871.0412936.7913002.87
VP(B) 77032.69
COSTO US: 5700
B/C: 13,5
215
ANEXO No: 10
ANÁLISIS BENEFICIO COSTO EN
ALUMBRADO PUBLICO, PRESENTACIÓN DE
RESULTADOS.
10.1 REMPLAZO LUMINARIA Hg 125 W POR Na 70 W.
10.2 REMPLAZO LUMINARIA Hg 175 W POR Na 70 \V.
10.3 REMPLAZO LUMINARIA Hg 250 W POR NA 150 W.
216
A N E X O No: 10.1
BENECIO/COSTO REEMPLAZO LUMINARIA HG125 W. POR NA70 W.
COSTO DE REEMPLAZO (US.) 106BENEFICIO MATERIAL RECUPERABLE (US.) 11COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (US/KWH-AÑQ) : 0.022
COSTO MARGINAL DE POTENCIA (US/KW-AÑO) : 91.1TASA DE DESCUENTO (%) : 12AHORRO DE POTENCIA (KW) : 0.058AHORRO DE ENERGÍA (KWH) : 254
AÑO
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
AHORROPOTENCIA
MW0.0580.0580.0580.0580.0580.058
0.0580.0580.0580.058
0,0580.0580.0580.0580.058
0.0580.058
0.0680.0580.0580.058
AHORROENERGÍA
MWH254
254
254
254
254
254
254
254
254254
254
254
254
254
254
254
254
254
254
254
254
AHORROUS.10.8710.8710.8710.8710.8710.8710.8710.8710.8710.8710.8710,8710.87
10.8710.8710.8710.8710.8710.8710.8710.87
VP
10.879.718.677.746.916.175.514.924.393.923.503.132.79
2.492.221.991.771.581.411.261.13
VP(BENERCIOS) 92.08
BENEFICIO/COSTO (B/C) 1.0
217
'<& A N E X O No: 10.2
BENEFICIO/COSTO REEMPLAZO DE LUMINARIA DE HG175 W. POR NA70 W.
COSTO DE REEMPLAZO (US.) : 106BENEFICIO MATERIAL RECUPERABLE (US.): 12.8COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (US/KWH-AÑO) : 0.022COSTO MARGINAL DE POTENCIA (US/KW-AÑO) : 91.1TASA DE DESCUENTO (%) : 12AHORRO DE POTENCIA (KW) : 0.112AHORRO DE ENERGÍA (MWH) : 491
AÑO
0
1
2
3
4
5
678
9
10
11
12
13
141516
17
18
19
20
AHORROPOTENCIA
KW0.1120.1120,1120.1120.1120.112
0.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.1120.112
AHORROENERGÍA
KWH491
491
491
491491
491
491491
491
491
491
491
491
491
491
491
491
491
491
491491
AHORROUS.21.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121.0121,0121.0121.01
VP
21.0118.7516.75
14.9513.3511.9210.64
9.508.487.57
6.766.045.394.814.303.843.433.062.732.442.Í8
VP(BENEFICtOS) 177.90
BENEFICIO/COSTO (B/C) 1.8
218
A N E X O No : 10.3
BENEFICIO/COSTO REEMPLAZO DE LUMINARIA DE HG250 W. POR NA150 W.
COSTO DE REEMPLAZO (US.)BENEFICIO MATERIAL RECUPERABLE (US.)COSTO MARGINAL DE ENERGIA (US/KWH-AÑO)
COSTO MARGINAL DE POTENCIA (US/KW-AÑO)TASA DE DESCUENTO (%)AHORRO DE POTENCIA (KW)AHORRO DE ENERGÍA (KWH-AÑO)
AÑO
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
AHORROPOTENCIA
KW0.0990.0990.099
0.0990.0990.099
0.0990.0990.0990.099
0.0990.0990.0990.0990.0990.0990.099O.Ü990.0990.0990.099
AHORROENERGÍA
KWH433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
433
AHORROUS.
18.5418.5418.5418.5418.5418.54
18.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.5418.54
VR
18.5416.5614.7813.2011.7910.52
9.408.397.496.69
5.975.334.764.253.793.393.032.702.41
2.151.92
13743.2
0,022
S1.112
0.099
433
VP(BENERCIOS) 157.06
BENEFICIO/COSTO (B/C) 1.5
219
ANEXO No 1L1
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS
A MEDIANO PLAZO EN ALIMENTAD ORES
PRIMARIOS.
11.1.1 INCREMENTO DE CALIBRES EN ALIMENTADORES URBANOS
11.1.2 INCREMENTO DE CALIBRES EN ALEVÍENT ADORES RURALES
11.13 INCREMENTO DE FASES.
11.1,4 INSTALACIÓN DE CAPACITORES.
11,13 CAMBIO DE VOLTAJE.
11.L6 INCREMENTO DE SUBESTACIONES.
220
ANEXO No: 11.1.1
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENT ADORES PRIMARIOS URBANOS
INCREMENTO DE CALIBRE
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
AHORRO REMODELACION (MWH/KM)
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH)
COSTO MARGINAL POTENCIA (US./KW)
TASA DE DESCUENTO (%)
COSTO CAMBIO DE No 4 A 1 /O (US./KM)
COSTO CAMBIO DE No 2 A 2/0 (U.S./KM)
0.38
5.97
5.92
0,022
72.9
12
2278
3510
AÑO
1996
1997199819992000
2001-2015
TOTAL
AHORRO
|_ MWH
65
131212
312432
432
7632
Mf
0.020.040.060.090.130.13
2.3
BENEKnO
ÁH3RRQ
US
2,8535,7519,307
13,69718,96518,965
r 335,Q43j
INCREMENTO
KEDM.T
Km
9.76
7.787.787.787.78
33
COSTOINVERSCN
US
22,233
27,308
27,308
27,308
27,308
131,464
VALOR PRESENTE EN 1996: 141,488 105,177
BENEFICIO/COSTO: 1,3
221
ANEXO No: 11.1.1
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS ENALIMENTADORES PRIMARIOS URBANOSINCREMENTO DE CALIBRES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97AHORRO (MWH/KM) 5.92
¿ffa
199519961997199819992000
ENEK3AProYECTAM
MWH
194935208309221523235319249711264712
PERDIDAS ENERGÍASIN INVEÍ5CNES
MffH
333537454206472353035956
%
1.71.81.92.02.12.2
REMDDELREDES
KM
9.767.787.787.787.78
AJERíiQPFDYECDUH
MffH
65131212312432
%
0.030.060.090.120.16
PERMDáS ENERGÍACON INVER3ÜNESMTO
36804075451149915524
%
1.701.771.841.922.002.09
222
ANEXO No: 11.1.2
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS RURALESINCREMENTO DE CALIBRE
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97
AHORRO (MWH/KM) 4
AN3
19951996
1997199819992000
ENERGÍA
PROYEOMáMffH
194935208309221523235319249711
^264712
PERDIDAS ENEK3A
SIN UÍVEESDNES
Mlfl
333537454206472353035956
%
1.711.801,902.012.122.25
HEMODELREDES
KM
8.128.128.128.128.12
ATORROPROYECTADO
MTÍH
3682
138207
, 290
%
0.020.040.060.080.11
PERDIDAS ENER3ACENINVERSBNES
MWH
37094124458550965666
%
1.701.781.861.952.042.14
223
ANEXO No: 11.1.2
PLAN DE REDUCIQN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS RURALESINCREMENTO DE CALIBRE
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.36
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%} 5.97
AHORRO REMODELACION (MWH/KM) 4
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH) 0.022
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 72.9
TASA DE DESCUENTO (%) 12
COSTO CAMBIO DE No 1/O A 4/0 (U.S./KM) 5427
AÑO
1996
1997199819992000
2001-2015
TOTAL
AHORRO
MWH
3682138207290290
5103
MW
0.010,030.040.070.090,09
1.6
BENITOOAHORRO
USL
1,6243,7006,2269,339
13,08413,084
230,229
DomwaREDÁ.T
Km
8.128.128.128.128.12
32
COSTO1NVHSCN
US.
44,06744,06744,06744,06744,067
220,336
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
125,936
0.7
177,915
224
ANEXO No: 11.1.3
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOSINCREMENTO DE FASES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97AHORRO (MWH/KM) 4.47
Affa
199519961997199819992000
ENEH3ÁPROYECTADA
MWH
194935208309221523235319249711264712
PEEDTOéS ENEHMSIN INYEKSBNES
M1H
333537454206472353035956
%
1.71.81.92.02.12.2
KEMDDELREDES
KM
26.0021.0021.0021.0021.00
¿HORHQPROYECTADO
MWH
552620696782878
%
0.260.280.300,310.33
PERHDASENEKMCON HWER30NESMWH
31933586402745215078
%
1.701.531.621.711.811.92
225
ANEXO No: 11.1.3
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOS
INCREMENTO DE FASES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.36
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97
AHORRO INCREMENTO FASES 4.47
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH) ' 0.022
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 72.9
TASA DE DESCUENTO (%) 1 2
COSTO CAMBIO DE No 4 10 A 2 30 (US./KM) 3438
COSTO CAMBIO DE No 4 10 A 2 30 (U. S./KM) 2871
AND
19961997199819992000
2001-2015
TOTAL
ÁICRK)
MWH
552620696782878878
16698
Mf
0.180,200.220.250.280.28
5.3
BENEfT»
AHORROUS.
24,90427,97231,40135,28139,61239,612
753,354
INCREMENTOREDM.T
Km
2821212121
89
COSTOINVH5CN
US
89,33660,29160,291
60,29160,291
330,500
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
309,384
1.14
272,461
226
ANEXO No: 11.1.4
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOSINSTALACIÓN DE CAPACITORES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
AHOflRO (MWH/KVAR)
5.97
0.089
AÑQ
199519961997199819992000
ENEHGI4PKOYECE&M
MIH
194935208309221523235319249711264712
PERDIDAS ENEH3ASIN JNVEKSDNES
L MIH
333537454206472353035956
%
•1.71.81.92.02.12.2
INSTM,
KTAE
600600600600600
AB3RROPROYICTÁDa
MTÍH
60135227340477
%
0.030.060.100,140.18
PfOTDAS ENERG14
CEN INVEESC^ÍESMVH
36854071449649635479
%
1.701.771.841.911.992.07
227
ANEXO No; 11.1.4
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOSINSTALACIÓN DE CAPACITORES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.29
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 4.47
AHORRO REMODELACION (MWH/KVAR) 0,089
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH) 0.022
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 72,9
TASA DE DESCUENTO (%) 12
COSTO INSTALACIÓN KVAR (U.S./KVAR 8.1
AÑ3
19961997199819992000
2001-2015
TOTAL
ÁffiRRO
MWH
60135227340477477
8394
MW
0.020.050.090.130.190.19
3.3
BENERC»AB3RH)
US
3,0426,844
11,50817.23724,18224,182
425,544
BEttlÁCDNCáPAdmiíES
KVAR
600600600600600
3000
CUSID1NVÉRSCN
US
4,8604,8604,8004,8604,860
24,300
VALOR PRESENTE EN 1996: 153,141 19,622
228
ANEXO No: 11.1.5
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOSCAMBIO DE VOLTAJE
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97
AÍfc
199519961997199819992000
ENERGÍA
PROYECTADAMffH
194935208309221523235319249711264712
PERDIDAS ENEK3A
SIN RED SUBTERRÁNEAMWH
33353745420647235X35956
%
1.711.801.902.012.122.25
AHORRO
PROYECTAR)MIH
901102611691329
%
0.440.470.50
PERDIDAS ENERGÍA
CON RED SUBOTRAMWH
37453305369741344627
%
1.701.801.901.571.661.75
229
ANEXO No: 11.1.5
PLAN DE RECUPERACIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOSCAMBIO DE VOLTAJE
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
TASA DE DESCUENTO (%)
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (U.S/KWH)
COSTO MARGINAL DE POTENCIA (U.S/KW)
4.47
12
0.022
72.9
ANO
1996199719981999200020012002
200320042005
2006200720082009
201020112012201320142015
TOTAL
AHORRO
MWH
901
10261169132915191737198022682593
2959338338654418504957656585752085809792
72438
m
0.210.240.280.320.360.41
0.470,540.620.7
0.8
0.921.051.2
1.371.561.792.04
2.33
17
BENEfTEAHORPO
US.
35,13140,06846,13052,56659,66268,103
77,82389,262
102,244
116,128132,746152,098173,741
198,558226,703258,594
295,931337,476385,281
2848245
03SIÜ
INVEFSCN
US
5,172,319
4,618,142
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
716,388
0.16
4,618,142
230
ANEXO No: 11.1.6
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOSINCREMENTO DE SUBESTACIONES
TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA (%) 6.5
AÑO
19951996
199719981999
2000
ENERGÍAPKJYECFADA
MW
194935208309221523235319249711264712
PERDIDAS ENERGÍA3N SUBESEAO3N
MffH
333537454206472353035956
%
1.711.80
1.902.012.122.25
AHORROPROYECTADO
Mm
257298
333
%
0.110.120.13
PERDIDAS ENEK3ACON SUBESTÁCENifflH
37454206446650055623
%
1.701.801.901.902.002.12
231
ANEXO No: 11.1.6
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN ALIMENTADORES PRIMARIOSINCREMENTO DE SUBESTACIONES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
TASA DE DESCUENTO (%)
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (U.S/KWH)
COSTO MARGINAL DE ENERGÍA (U.S/KW)
6.5
12
0.022
72.9
ANO
199619971998
19992000200120022003200420052006200720082009201020112012
TOTAL
AHORRO
MffI-I
293
333
379
430
489
555
629
714
810
918
1040117911791179
10127
MW
0.130.150.170.2
0.220.250.290.330.370.420.480.54
0.54
0.54
5
BENETOO
AHORRO
U£
15,92318,26120,73124,04026,79630,43534,97939,76544,79350,81457,87265,30465,30465,304
560321
CESTOINVERSCN
U£
506.801
452,501
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
149,257
0.37
404,019
232
ANEXO No 11-2
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS
A MEDIANO PLAZO EN TRANSFORMADORES
DE DISTRIBUCIÓN.
233
ANEXO No: 11.2
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS ENTRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNOPTIMIZACfON DE LA CAPACIDAD DE LOS TRANSFORMADORES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97AHORRO (MWH/TRAFO) 4.32
ÁÑ3
199519961997199819992000
ENERGÍAPflQYímm
MIH
194935208309221523
23531924971 1264712
PERDffiAS ENERGÍASIN INVERSENES
MWH
506956266241694177418661
%
2.602.702.822.953.103.27
No DEmras
C/U
690505050
MURROPROYECTADO
KWH
29523893
13461898
%
0.010.240.380.540.72
PERDfDáS ENERGÍACDN INVERSCNESMim
55975718604763956763
7,
2.602.692.582.572.562.55
234
ANEXO No: 11.2
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓNOPTIMIZACION DE LA CAPACIDAD DE LOS TRANSFORMADORES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
AHORRO (MWH/TRAFO)
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH)
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW)
TASA DE DESCUENTO (%)
COSTO INTERCAMBIO POR TRAPO (US)
0.37
5.97
4.32
0.022
72.9
12
143
ANO
19961997199819992000
2001-2008
TOTAL
ENERGÍA
MffH
208309221523235319249711264712
VALOR P
AB3RRQ
Mim
29523893134618981898
33159
MW
0.010.100.280.420.590.59
10.2
BENEÍTJDAÍDRRD
U£
1,29023,26939,73159,88684,44584,445
968,628 _,
No DEmrosc/u
690505050
196
COSTO
INVE1SCNUS
85812,8707,1507,1507,150
•
35,178
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO COSTO
416,627
15.1
27,682
235
ANEXO No: 11.3
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS
A MEDIANO PLAZO EN CIRCUITOS
SECUNDARIOS.
236
A N E X O No: 11,3.1
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN REDES SECUNDARIAS
REMODELACION DE REDES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
AHORRO REMODELACION (MWH/KM)
5.97
12
AÑO
1995
1996
1997
1998
19992000
ENERGÍA
PROYECTADA
MWH
194996
208309
221523
235319
249711
264712
PERDIDAS ENERGÍASIN INVERSIONES
MWH
7532
8458
9498
10666
1197813451
%
3.9
4.1
4.3
4,5
4.8
5.1
REMODEL
REDES
KM
110
110
110
110
110
AHORRO
PROYECTADO
MWH
1320
2802
4467
6336
8435
%
0.631.271.90
2.543.19
PERDIDAS ENERGÍA
CON INVERSIONES
MWH
7138
6696
6199
5642
5015
%
3.9
3.4
3.0
2,6
2,3
1.9
237
A N E X O No: 11.3.2
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A MEDIANO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE REPODAS EN REDES SECUNDARIAS
REMODELACION DE REDES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.31
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97
AHORRO REMODELACION (MWH/KM) 12
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KW) 0.021
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 91.1
TASA DE DESCUENTO (%) 12
COSTO REMODELACION (U.S./KM) 2582
AÑO
1996
1997
1998
1999
2000
2001-2015
TOTAL
AHORRO
MWH
1320
2802
4467
6336
8435
8435
WW
0.5
1.0
1.6
2.3
3,1
3.1
BENEFICIO
AHORRO
U.S-
72,002
162,840243,661
345,609460,103
460,103
REMODELACION
RED B.T.
KM
110
110
110
110
110
650
COSTO
INVERSIÓN
U.S.
204,020
284,020
284,020
284,020
284,020
1,420,100
VALOR PRESENTE EN 1996:
BENEFICIO/COSTO:
2,980,333
2.6
1,146,688
238
ANEXO No 12
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS
A LARGO PLAZO, EN CIRCUITOS SECUNDARIOS.
239
A N E X O No: 12.1
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A LARGO PLAZO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN REDES SECUNDARIAS
ñEMODELACION DE REDES
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%)
AHORRO REMODELACION (MWH/KM)
5,9712
AÑO
2000
2001
2002
2003
20042005
2006
20072008
2009
2010
ENERGÍA
PROYECTADA
MWH
284712
280409
296806
313491
331 854350586
370199
392299.8803
415720.1832
440538.6781466838.8372
PERDIDAS ENERGÍA
SIN INVERSIÓN ES
MWH
5015
63247102
7975
8956
10057
11294
1268214242
1599317960
%
1.9
2.3
2.4
2.5
2.7
2.9
3.1
3.2
3.4
3.6
3.8
REMODEL.
REDES
KM
45
46
AS46
45
45
45
45
45
45
45
AHORRO
MWH
540
1146
1827
2592
34514415
5498
6714
8080
961311335
%
0.20
0.41
0.62
0.83
1.041.26
1.49
1.71
1.942,182.43
PERDIDAS ENERGÍA
CON INVERSIONES
MWH
4475
5178
5274
5383
5505
5642
5796
59686162
6380
6624
%
1.7
1,8
1.8
1.7
1.71.6
1.6
1.5
1.5
1.4
1.4
240
A N E X O No; 12.2
PLAN DE REDUCCIÓN DE PERDIDAS TÉCNICAS A LARGO PLAZO
ANÁLISIS FINANCIERO
RECUPERACIÓN DE PERDIDAS EN REDES SECUNDARIAS
REMODELACION DE REDES
FACTOR DE PERDIDAS PROMEDIO 0.31
TASA CRECIMIENTO DEMANDA (%) 5.97
AHORRO REMODELACION (MWH/KM) 12
COSTO MARGINAL ENERGÍA (U.S./KWH) 0.021
COSTO MARGINAL POTENCIA (U.S./KW) 91.1
TASA DE DESCUENTO (%) 12 •
COSTO REMODELACION (US./KMJ 2562
AÑO
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2009
2009
2010
TOTAL
AHORRO
I MWH
540
1148
1627
2592
3451
4415
6-498
07149080
9613
11335
55,212
I MW
0.2
0,4
0.7
1.0
1.3
1,6
2.0
2.5
3.0
3.5
4.2
20
BENEFICIO
AHORRO
US,
29,455
62,533
99,677
141,389
186,230
240,831
299,900
366,233
440,721
S24,370
618,304
^ 3,011,643J
REMODELACION
RED B.T.KM
45
45
45
45
45
45
4545
45
45
45
495
COSTO
INVERSIÓN
U.S.
116,190
116,190
116,190
116,190
116,190
116,190
116,190
116,190
116,190
116,190
116,190
1 ,278,-090
VALOR PRESENTE EN 2000; 1,405,440 772,689
BENEFICIO/COSTO: 1.8
PR
OG
RA
MA
DE
RE
DU
CC
IÓN
DE
PE
RD
IDA
S T
ÉC
NIC
AS
CR
ON
OG
RA
MA
DE
EJE
CU
CIÓ
N D
E O
BR
AS
PR
OG
RA
MA
ALI
ME
NT
AD
OR
ES
PR
IMA
RIO
S
INC
RE
ME
NTO
DE
CA
UB
RE
ALI
ME
NT
AD
OR
ES
UR
BA
NO
S (
Km
)
INC
RE
ME
NTO
DE
CA
UB
RE
AU
ME
NT
AD
OR
ES
RU
RA
LES
(K
m)
INC
RE
ME
NTO
DE
FA
SE
(K
m)
1NS
TALA
C1O
DE
CA
PA
CIT
OR
ES
(K
VA
R)
CA
MB
IO D
E V
OLT
AJE
(%
)
INC
RE
ME
NTO
DE
SU
BE
ST
AC
ION
ES
(%
)
TR
AN
SF
OR
MA
DO
RE
S D
E L
A D
IST
RIB
UC
IÓN
OP
TIM
iZA
CIO
N D
E L
A C
AP
AC
IDA
D (
C/U
)
CIR
CU
ITO
S S
EC
UN
DA
RIO
S
RE
MO
DE
LAC
ION
DE
RE
DE
S (
Km
)
ALU
MB
RA
DO
P
UB
UC
O
RE
MP
LAZO
LU
MIN
AR
IA H
g 17
5 P
OR
Na
70 W
(C
/U)
RE
MP
LAZO
LU
MIN
AR
IA H
g 25
0 P
OR
Na
150
W (
C/U
)
1996
1997
1998
1999
2000
2001
-2
01
0
9.76
8.12 26 600
7.78
8.12 21 600
100
7.78
8.12 21 600
100
7.78
8.12 21 600
7.78
8.12 21 600
690
9090
90
110
110
110
110
110
45
2250
2250
1098
242
ANEXO No: 13
COSTOS REFERENCIALES DE MATERIALES Y
MANO DE OBRA
2.43
A N E X O No : 13.1
COSTOS REFERENCIALES DE MANO DE OBRA E.E.A.S.A.INSTALACIÓN DE CONDUCTORES Y ESTRUCTURAS
CONDUCTOR ACSñ
CONDUCTOR
CALIBRÉ
No 4
No 2
No 1/0
No 2/0
No 3/0
No 4/0
No 266 MCM
PRECIO U.
tí)
990
1480
2310
2830
3650
4600
7200
CANT.
m.
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
VALOR
(S)990,000
1,480.000
2,310.000
2,890,000
3,650,000
4,COO.OOO
7,200,000
MANO DE OBRA
«/Km
203.500
230,500
319.275
431.021
581,879
7S5.536
1,060,474
GASTOS
T. Y A.
132,611
190.722
292,142
369,002
263,963
339.975
508.466
VALOR
S/.
1.329.111
1,907,222
2,921.417
3,690,024
4,495.842
5.725.611
8,768,940
VALOR
US.
402
57e
ees1,116
1,362
1.73S
L 2'657
CONDUCTOR 6005CONDUCTOR
CALIBRE
No 4
No 2
No 1/0
No 2/0
No 3/0
No 4/0
PRECIO U.
(5}
840
1250
1000
2400
3000
3500
CANT.
m.
1000
1000
1000
1000
1000
1000
VALOR
(E)
840.000
1,250,000
1,900,000
2,400,000
3,000,000
3,500,000
INSTALACIÓN
Km
188,727
216,488
289,257
340,987
479,258
835,347
GASTOS
T. Y A.
114,303
162,943
243,251
304,554
386,584
293,949
VALOR
e/.1,143,030
1,629,431
2,432,508
3,045,541
3,865,842
4,359,299
VALOR
US.
346
494
737
923
1,171
1.3331
MONTAJE DE ESTRUCTURAS
ESTRUCTURA
UR(H)
UR2(H)
UP(H)
UP2(H)
CR(H)
CR2(H)
CP(H)
CP2(H)
E6-044(H)
E 6 -043 (H)
E 6 -042 (H)
ES-041(H)
TTA
TT8
G2
NT
31
S3
T1CSP5
T1CSP10
T1CSP15
T1CSP25
T1C8P37.5
T3S30
T3S45
T3S75
MATERIAL
(?)
73,140
182,635
31.060
52,512
387.936
634,011
169,816
339,632
65,485
47,988
95,493
16,923
96,886
72,013
72,750
4,800
254,490
1569,435
21 79505
2275755
2425755
2822Q30
3386430
52754 16
6984576
8200080
CANT.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
VALOR
(S)
73,140
192,835
31,060
52.512
367,936
634,011
169,816
339,632
65,485
47,868
35,493
16,923
95,888
72,013
72.750
4,800
254,490
969,435
2,179,505
2.275,755
2.425,755
2.822.630
3,366,430
6,275.418
6.984,676
8,200,080
INSTALACIÓN
MANO DE OBRA
6.000
9,000
5,000
6,000
18.000
27,000
15,000
18.000
15,000
12,000
9,000
8,000
12,OOO
10,000
13.000
40,000
10,000
22,000
70000
70000
75000
75000
eoooo164000
164OOO
180000
GASTOS
T. YA.
8.793
21,315
4.007
6,501
46.104
73,446
20.535
39,737
0,943
6,654
4,944
2,769
11,999
9.113
9,529
4.978
29,3«e75.828
249,945
260,639
277.862
321.959
382.937
336.731
372,189
435.204
VALOR
S/.
87,933
213,150
40,067
65,013
451 .040
734,457
205.351
397,369
89.428
66,542
49,437
27,692
119,876
91.129
95,278
49,778
293,878
768.261
2.499,450
2,606.394
2,778,«17
3.219.589
3.629,367
6,776.147
7,520,765
8,815.264
VALOR
US.
27
65
12
20
137
223
62
120
27
20
15
9
36
26
29
15
89
233
757
790
842
976
1,160
2.053
2.279
2,671
244
A N E X O No: 13.2
COSTOS REFERENCIALES DE MANO DE OBRA E.E.A.S.A.
RETIRO DE CONDUCTORES Y ESTRUCTURAS
CONDUCTOR ACSRCONDUCTOR
CAUBflE
No 4
No 2
No 1/0
No 2/0
No 3/0
No 4/0
No 266 HCM
PRECIO U.
(I)
990
1480
2310
28?0
3650
4800
7200
CANT
m.
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
CALIF.
TEC.
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
VALOR
m393,000
352,000
924,000
1,156,000
1 .460,000
1,840,000
2,690,000
VALORUS.
120
179
200
350
442
533
973
MANO DE OBRA
I/Km
61,400
34,500
127,710
172.409
233,765
314,214
424,190
GASTOS
T.YA.
53,044
76,289
118.837
117,601
166,094
239.357
367,132
VALOR
si.134,4-44
170.699
244.597
320,009
420,836
553,372
791,322
VALOR
US.
*1
32
74
97
I29
108
240
CONDUCTOR 5005CONDUCTOR
CALIBRE
No 6
No 4
No 2
No 1/0
No 2/0
No 3/0
No 4/0
PRECIO U.
W
750
340
1230
1900
2400
3000
3500
CANT
m.
1000
1000
1000
1000
1000
1000
1000
CALIF.
TEC.
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
VALOR
Í5)
130,000
169,000
250,000
seo, ooo490,000
800,000
700,000
VALOR
US.
45
51
78
113
143
192
212
MANO DE OBRA
I/Km
24,492
26.631
28,835
39.077
32,950
12,032
85,810
GASTOS
T, YA.
19,399
21.62B
31,033
46,564
55,994
68,006
44,195
VALOR
si.43,880
48,279
60.929
83,641
09,944
90,059
109,796
VALOR
US.
13
13
18
26
27
24
33
DESMONTAJE DE ESTRUCTURASESTRUCTURAS
Ufl(H)
UH2<H)
UP(H)
UP2ÍH)
CR(H!
CR2ÍH)
CP(H)
CP2|HJ
EB.D44(H)
ES.043(H)
E3.042{H)
EE-041ÍH)
TTA
TTB
G2
NT
31
83
T1CSP3
T1CSP10
T1CBP15
T1CSP23
T1C3P37.8
T3S30
T3845
T3S7S
T3S90
T3S112.S
MATERIAL
(í)
73,140
192,935
31.060
32,512
397,939
634,01 1
1 69,51 8
338,632
65,495
47.889
35,493
16,923
93.999
72,013
72,750
4,900
254,490
669,435
2,179,305
2,275,755
2,425,733
2.822,630
3,386,430
6,273,416
3,994,576
9,200,090
9,430,092
10,844,806
CANT.
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
I
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
CALIF.
TEC.
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0,2
0.2
0.2
0,2
0.2
0.2
0,2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.8
0.6
0.0
0.6
O.fl
0.6
0.6
0.6
0.6
0.8
VALOR
í*í
14,829
36,587
6,212
10,502
77,597
139,902
33,983
67,826
13,097
9.579
7,099
3,395
10,175
14,403
14,550
980
30,899
133,997
1,307,703
1,333,453'
1,435,453
1.693,378
2,01 9,959
3,763,250
4,190,746
4,920,049
5.659,053
6.506,763
VALOR
US.
4
11
2
3
24
33
10
21
4
3
2
1
6
4
4
0
15
41
396
414
441
313
01 2
1,141
1,270
1,491
1,715
1,972
DESMONTAJE
6,000
9,000
5,000
Í.OOO
13,000
27,000
15,000
19,000
15,000
12,000
8,000
3,000
12.000
10.000
13,000
40,000
10.000
22,000
70,000
70.000
73,000
73.000
80,000
164,000
164,000
190,000
185,000
190,000
F QÁSTÓ9T. y A.
2,292
5,063
1,246
1.B34
10,821
17,099
3,440
5,547
3,122
2,396
1,789
1,265
3,464
2,711
3,061
4.331
6,766
17,321
133,079
150,405
170,030
196,309
233,316
211,222
232,497
271,202
305.B03
331,930
VALORs/.
8,292
14,083
6,246
7,934
23,821
44,099
20,440
27,547
16,122
14,398
10,799
9,265
1 3.4 64
12,711
16.061
44,331
16,786
39.321
223,076
229,485
243,050
271,509
313,319
373,222
396,497
431,202
493,903
541,938
VALOR
US.
3
t
2
2
9
13
8
6
5
4
3
3
3
4
5
14
5
12
68
70
74
92
95
114
1 20
137
150
164
245
ANEXO No: 14
LEVANTAMIENTO DE CAMPO PARA LA CUANTIFICACION
DE PERDIDAS TÉCNICAS EN EL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN DE LA E.E.A.SJL
14.1 ALIMENTADORES PRIMARIOS.
14.2 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN.
14.3 REDES SECUNDARIOS.
14.4 ALUMBRADO PUBLICO.
246
ANEXO No: 14.1
ALIMENTADORES PRIMARIOS
EM
PR
ES
A E
LÉ
CT
RIC
A A
MB
AT
O S
.A
DE
PA
RT
AM
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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 11 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
LON
GIT
UD
(Km
)0.
09
0.05 0.1
0.23
0.15
0.07
0.09
0.01 0.1
0.09
0.09 o.o
a0.
130.
18
0.07
0.11
0.1
0.04
0.04
0.04
0.06
0.09
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CO
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C
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AB
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32
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36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50
LON
GIT
UD
(Km
)0.
023
0.09
0.07
0.13
0.1
0.08
0.06
0.05 0.1
0.06
0.08
0.08
0.05
0.09 0.1
0.09
0.05
0.12
0.06
0.06 0.1
0.09
0.06
0.08
0.05
CO
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UC
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CA
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2 2/0 2 2 2 2 2 1/0 2 4 4 1/0 4 4 4 2 2 2 2 2 2/0
2/0 2/0
2/0 2/0
FA
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C
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AB
C
AB
C
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AB
C
AB
C
AB
CA
BC
AB
C
AB
C
AB
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268
ANEXO No: 14.2
TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
269
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 2046 ALIMENTADOR: PICOAAVDA. LOS GUAYTAMBOS Y LOS MANZANOS
SUBESTACIÓN: ATOCHA
DATOS DE PLACA • 1 M E D I C I O N E SNo de sad*:81AQ72909Morco: WESTNGHOUSERolando Norrino<KVA>. 75VoHo(« an dta tensión: 1 3800T V.Vollq» «i bofa fensicVr 22DÍ-127 V.Polaridad: SUBSTRACTTVApodando (%): 2.0TTpo da corwxion: TPosldon dal TAP:
FTOPETARD: LEAS. A
P R O T E C C I Ó N E SCONVENCIONAL:AUTOPROTEGIDO; X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:Caja Portafuslble; XDirecto:BAJA TENSIÓN
R S T (Arnp.)Bases NHFusIblGsNHFalta Base:Erecto:
Observaciones:
DIURNA HORA: 09:00FECHA: 04-03-04VOLTAJE(V):
R-S 215 R-N 122R-T 216 S-N 123T-S 214 T-N 125
CORRÍENTE(AMP):
IR 101 INIS 150IT 45
POT. ACTIVA (KW): 34.58FOT. REACTIVA(KVAR):11,34FACTOR DE POTENCIA: 0,95RESISTENCIA DE PUESTA A TPOTENCIA CALCULADA (KVA)
DIURNA: 36.40
NOCTURNA HORA: 20:22FECHA: 04- 03- 94VOLTAJE(V):
R-S 214 R-N 123R-T 213 S-N 123T-S 211 T-N 122
CORRIENTE(AMP):
¡R 130 INIS 219IT25C
POT. ACTIVA (KW): 70.45POT. REACTIVA (KVAR):23.1 1FACTOR DE POTENCIA: 0,95
ERRA: OHMIOS
NOCTURNA: 74.16OBSERVACIONES: "Requerimientos pora manten! miento preven-tivo o correctivo.
DIAGRAMA REF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
270
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 1950 AÜMENTADOR; PILLARO
CALLE FUNDADORES DEL CANTÓN Y FLORES CANTÓN PÍLLARO
SUBESTACIÓN: SAMANGA
DATOS DE PLACA _J M E D I C I O N E S
No da saris: 71K3110
fctarccr WESTNGHOUSFT
Potando Norr¿rto<KVA): 45
Voltoíe en dto lanslán: 13200 V.
Vottqa an bajo lansfin: 208/120 V.
Polaridad: ADITIVA
ttr>edcncta (%}: 1 .7
Tfpo da corwxíán: D T
Posición dal TAP.
PROPETARO: E.E.A.S.A
P R O T E C C I Ó N E S
CONVENCIONAL:
AUTOPROTEGIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:
Caja Portafuslble: XDirecto:
BAJA TENSIÓNR S T (Arnp.)
Bases NH
Fusibles NHFalta Base:
Directo:
Observaciones:
DIURNA HORA! 13:00
FECHA: 10-10-96
VOLTAJE(V):
R-S 220 R-N 120R-T 220 S-N 120T-S 220 T-N 120
CORRIENTE(AMP):
IR 80 |NIS 60IT 70
FOT. ACTIVA (KW): 23.94
FOT. REACTIVA(KVAR): 7.85
FACTOR DE POTENCIA: 0.95
RESISTENCIA DE PUESTA A tPOTENCIA CALCULADA (KVA)
DIURNA: 22.74
NOCTURNA HORA: 7;3S
FECHA:20-10-9e
VOLTAJE(V);
R-S 206 R-N 117R-T 20G S-N 118T-S 206 T-N 119
CORR!ENTE{AMP):
IR160 IN
!S 152
IT115
FOT. ACTIVA {KW): 47.71
POT. REACTIVA (KVAR):15.C5
FACTOR DE POTENCIA: 0.95
ERRA: OHMIOS
NOCTURNA: 50,22
ÓBSERVÁCiON^S": Requerlrnienios para mantenimiento preven-tivo o correctivo,
DIAGRAMA REF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
271
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO; 1931 AÜMENTADOR: PILLAHOCALLE CLAVIJO PILLARO
SUBESTACIÓN: SAMANGA
DATOS DE PLACA | M E D I C I O N E SNo da soria; B1A062B1SMorco: WE5TNGHOUSE:Palaoda Nomínd(KVA}: 30Voltea en día tansfin: 13800 V.VoHq'a en befa Isnsíón: 220/127 V.Polaridad: AOTTIVAhpíKiancfa (%): 2.1Tipo da conexfán: D YPosícJon del TAP:
PROPETARÜ; EXAS.A
P R O T E C C I Ó N E SCONVENCIONAL:AUTOPROTEGIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:Caja PortafusJble; X
. Directo:BAJA TENSIÓN
R S T (Amp.)Bases NHFusibles NHFalta Etase:Directo;
Observaciones:
DIURNA HORA: 12:00FECHA: 05-10-95 ;VQLTAJE(V);
R-S 210 R-N 120R-T 210 S-N 120T-S 210 T-N 120
CQRRIENTE(AMP):
IR 15 INIS 40IT 20
POT. ACTIVA (KW): 6.55POT. REACTIVA(KVAR); 2,80FACTOR DE POTENCIA: 0.95
NOCTURNA HORA: 18¡00FECHA: 05-1 0-96VOLTAJE(\0:
R-S 208 R-N 125R-T 208 S-N 125T-S 210 T-N 125
CORRIENTE(AMP):
IR 73 INIS 97IT 45
POT, ACTIVA (KW): 25.53POT. REACTIVA (KVAR): 8,37FACTOR DE POTENCIA: 0.95
RÉSÍST ENCÍA DE PUESTA A TIERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVA)
DIURNA: 0.00 NOCTURNA: 26.87OBSERVACIONES: Requerimientos para rnantenlmienlo preven-tivo o oorreotlvo.
Cambiar ohlcltes de ba|a tensi?n
DIAGRAMA ft EF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
272
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 1698 AL1MENTADOR: SUR SUBESTACIÓN: MONTALVOUNDINASECTOR JESÚS DELQRAN PODER
DATOS DE PLACA | M E D I C I O N E S
No da sari* 26738Morca MAGNETRONPotencia Norrínd(KVA): 1 5VoHo(« en afla tensión: 13200GRDY7620 V.Voltaje en befa tensión: 120/240 V.Pakrtdoá ADITIVAInrpedbncia (%): 3.1Típo da conaKiárePosición dd TAP:
PROPETAraO; LC.A.S.A
P R O T E C C I Ó N E SCONVENCIONAL;AUTOPROTEGIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto; XCaja PorlaíusiblG;Directo;BAJA TENSIÓN
R S T (Amp.)Bases NHFusibles NHFaíta Base:Directo:
Observaciones:
DIURNA HORA; |[ NOCTURNA HORA:FECHA: FECHA:VOLTAJE(V): VOLTAJE(V):
R-S R-N R-S R-NR-T S-N R-T S-NT-S T-N T-S T-N
CORRIENTE(AMP): CORRIENTE(AMP):
IR IN ¡R INIS |SIT IT
POT. ACTIVA (KW): POT. ACTIVA (KW):POT. REACTIVA(KVAR); POT. REACTIVA (KVAR):FACTOR DE POTENCIA: FACTOR DE POTENCIA:RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVA):
DIURNA; NOCTURNA:OBSERVACIONES: Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo.
DIAGRAMA ñÉF. DÉ UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
273
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 274 ALIMENTADOR: OLÍMPICA
AVDA. CHASQUIS YSINCHIROCA
DATOS DE PLACA
No de seria 00016*Marca; EOJATRAN
Potencia Nom¡nd(KVA}: 50
VoHofs en afta tensión: 13800 V.
VcJtq'e en bq'a tansfirc 120/210 V.
Pobrídod: SUBSTRAC1WAIrrpedanda (%): 3.5
Típo da conexión: 0 Y
Posición del TAP:
PRORETARO: LE.A.S.A
P R O T E C C I Ó N E S
CONVENCIONAL; XAUTOPROTEGIDO:
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:CaJaPortafusIble: XDirecto:
"BAJÁ TENSIÓNR S T (Arnp.)
Bases NHFusIblesNHFalto Bese:Oreólo:
Observaciones:
SUBESTACIÓN: ORIENTE
M E D I C I O N E SDIURNA HORA: 14:00 ¡
FECHA: 09-07-93
VOLTAJE(V):
R-S 200 H-N120
R-T 200 S-N 120
T-S 200 T-N 120
CORRIENTE(AMP):
!R 60 |N
1S 70
IT 23
POT. ACTIVA (KW): 10.72
POT. REACTIVA(KVAR): 0.47
FACTOR DE POTENCIA: 0.96
RESISTENCIA DE PUESTA A TPOTENCIA CALCULADA (KVAj
DIURNA: 20.78
NOCTURNA HORA: 19:43
FECHA:14-11-96
VOLTAJE(V);
R-S 210 R-N 118
R-T 211 S-N 117
T-S 220 T-N 116
CORRIENTE(AMP):
IR 163 IN
is íesIT 160
POT. ACTIVA (KW): 55.93POT. REACTIVA (KVAR):16.1SFACTOR DE POTENCIA: 0.95
ERRA: OHMIOS
NOCTURNA: 68.24
OBSERVACIONES: Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo.
Cajas portatusibles en mal estado
'"DIAGRAMA RÉF, DÉ UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
274
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .DEPARTAMENTO DEOPEñACION Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 101 ALIMENTADOR; HOSPITALPRIMERA IMPRENTA Y VARGAS TORRES
SUBESTACIÓN: HOSPITAL
DATOS DE PLACA | M E D I C I O N E S
No da serla: 71J6B97Morccn WESTNGHOUSEPotando Norrind(KVA): 45Vottofe en día lensi&x 4160 V.Voitajo <*n bofa tansíórr 208/120 V.Pob-idod: SUBSTRACTIVAhnpedcncfa (%): 1 .7Tipo da conexión: DELTAPosición del TAP:
PROPETARO. E.LA.S.A
P R O T E O C I O N E SCONVENCIONAL:AUTOPROTEGIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:Ca]a Portafuslble: XDI reo lo;BAJA TENSIÓN
R S T (Amp.)Bases N HFusibles NHFalta Base:Erecto:
Observaciones;
DIURNA HORA: 11:00FECHA; 21-09-94VOLTAJE(V);
R-S 210 R-N 120R-T 210 S-N 120T-S 210 T-N 120
CORRIENTE(AMP):
IR 48 IN 16IS 65IT 75
POT. ACTIVA (KW): 21 .43POT. REACTIVA(KVAR): 7.03FACTOR DE POTENCIA; 0.95RESISTENCIA DE PUESTA A TPOTENCIA CALCULADA (KVAJ
DIURNA; 22.56
NOCTURNA HORA; 19:17FECHA:21-09-04VOLTAJE(V):
R-S 212 R-N 115R-T 212 S-N 117T-S 212 T-N 117
CORRIENTE(AMP):
¡R 185 IN 45IS 195IT 105
POT. ACTIVA (KW): 60.22POT. REACTIVA (KVAR):19.75FACTOR DE POTENCIA: 0.95
ERRA: OHMIOS
NOCTURNA: 63.39OBSERVACIONES; Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo.
Transformador sobrecargado
DIAGRAMA REF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
275
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 9 AL1MENTADOR: LAS AMERICAS SUBESTACIÓN; ATOCHACHILE Y ARGENTINA
DATOS DE PLACANo de seria: 00798-77Merco: EOJATRANPotando NomIr>d(KVA):75VoHot* an dta lensíirt 13200 V.VoHqa <*n bqa tansf&r 220 V.Pob-idod: SUBSTRACTIVAWipadoTvJa (%): 4Tipo da conexión: 0 YPosición da) TAP:
PROPOARO: EXA-S.A
P R O T E C C I O N ESCONVENCIONAL: XAUTOPROTEGIDO;
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto; XCa]aPortafusible;Oréelo:BAJA TENSIÓN
R S T (Arnp.)Bases NHFusIblesNHFal ta Base:Directo:
Observaciones:
M E D I C I O N E SDIURNA HORA: 10:00 IFECHA; 14-11-94VOLTAJEfV):
R-S 220 R-N 120R-T 220 S-N 120T-S 220 T-N 120
CORRIENTE(AMP):
IR 4C INIS 42IT 44
POT. ACTIVA (KW): 15.05POT. REACTIVA(KVAR): 4,94FACTOR DE POTENCIA: 0.95
NOCTURNA HORA: 19:17FECHA; 14-1 1-94VOLTAJEfV):
R-S 220 R-N 127R-T 221 S-N 127T-S 221 T-N 129
CORRIENTE(AMP):
IR 105 INIS 165IT 70
POT. ACTIVA (KW); 48.39POT. REACTIVA (KVAR); 15.97FACTOR DE POTENCIA: 0.95
RESISTENCIA bE PUESTA A f ERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVA)
DIURNA: 15.64 NOCTURNA; 50.94OBSERVACIONES: Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo,
Exlsle desbalance
DIAGRAMA ñtP. bE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR ;
276
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 270 ALIMENTADOS OLÍMPICA SUBESTACIÓN: ORIENTEAVDA. LOS CHASQUIS Y JOS E MIRES
DATOS DE PLACA I M E D I C I O N E SNo de sería: 7BA1 25010Morca WESTNGHOUSE:Polaca NwrindCKVA): 75Voltq's en día íanslorr 13800 V.VaHq'o em baja torraon: 20B/120 V.Pokrfdad: SUBSTRACTIVAIntpaóancla (%): 3.1 3Tipo da conexión: D TPosición del TAP:
PRQPETARK): LEAS.A
P R O T E C C I Ó N E SCONVENCIONAL:AUTOPROTEGÍDO; X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto: XCaJaPortafusIble:Directo:SAJA TENSIÓN
R S T (Arnp.)Bases NHFusibles NHFalta Etase;Directo:
Observaciones:
DIURNA HORA: 10:00 NOCTURNA HORA: 19:43FECHA: 09-08-93 FECHA: 1 1-1 1-94VOLTAJE(V): VOLTAJE(V):
R-S 200 R-N110 R-S 211 R-N11BR-T 200 S-N110 R-T 211 S-N117T-S 200 T-N110 T-S 211 T-N117
CORRIENTE(AMP): COHRlENTE(AMP):
IR 36 IN IR 100 INIS 58 IS 155IT 62 IT 145
POT. ACTÍVA (KW): 16.30 POT. ACTIVA (KW): AA.5QPOT. REACTIVA(KVAR): 6.35 POT. REACTIVA (KVAR):14.81FACTOR DE POTENCIA: 0.95 FACTOR DE POTENCIA: 0.95RESISTENCIA DE PUESTA A TIERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVAJ:
DIURNA: 17,16 NOCTURNA: 46,91OBSERVACIONES: Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo,
DIAGRAMA REF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
277
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CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 156 ALIMENTADOR: FERROVIARIAUBICACIÓN: COTACACHI E IL1N1ZA
SUBESTACIÓN: LORETO
DATOS DE PLACA | M E D I C I O N E SNo óa serle: 71J9964121Qfcfcrco: WESTNGHOUSEPotencia Norrfnd(KVA): 75Voltaje en dio lensÓo: 41 60 V.Voflq'a sn bqo tansífin: 208/120 V.PoJcridod SUBSTRACTIVAImpadortcto (%): 1 .7Tipo da conexión: 0 TPosición del TAP:
PROPfTARIO: E.E.A.S.A
P R O T E C C I O N E SCONVENCIONAL:AUTOPROTEGIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:Ca|aPortaluslble: XDirecto;BAJA TENSIÓN
R S T (Amp.)Bases NHFusibles NHFal la EJase;D( recto:
Observaciones:
DIURNA HORA; 17:10FECHA; 07-1 0-94VOLTAJEfV):
R-S 200 R-N 120R-T 200 S-N 120T-S 200 T-N 120
CORRIENTE(AMP):
IR 53 INIS 115IT 90
POT. ACTIVA (KW): 29.41POT. REACTIVA(KVAR): 8.65FACTOR DE POTENCIA: 0.95
NOCTURNA HORA: 18:47FECHA:07-10-95VOLTAJE(V):
R-S 210 R-N 117R-T 210 S-N 117T-S 210 T-N 117
CORRIENTE(AMP):
IR 200 ¡NIS 250IT 125
POT. ACTIVA (KW): 03.91POT. REACTIVA (KVAR);20,9SFACTOR DE POTENCIA: 0.95
RESIStENCIADEPUESTAATIEBRA;POTENCIA CALCULADA (KVA)
DIURNA: 30.00 NOCTURNA: 67.27
OHMIOS
OBSERVACIONES: Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo.
Cambiar conector de puesta atierra
DIAGRAMA RÉP. DÉ UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
278
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CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 129UBICACIÓN: CEVALLOS Y ABOON CALDERÓN
ALIMENTADOR: HOSPITAL SUBESTACIÓN: HOSPITAL
DATOS DE PLACA M E D I C I O N E SNo de sari* 71999651210Merco: WESTWGHOUSEPotando N<xrínd(KVA): 75VoJtcía en oHa lensiSn: 4-160 V.Vottqa an bqa f«nsíArt 208/120 V.Polcrtdoct SUBSTRACTIVAImpedonda (%): 1.7Tipo de conexión; O YPosfrion del TAP:
PROPETARÜ: LLA.S.A
P R O T E C C I Ó N E SCONVENCIONAL;AUTOPROTEGIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:CaJaPortafuslble; XDirecto:
DIURNA HORA: 19:30FECHA: 07-07-94VOLTAJE(V):
R-S 210R-T 210T-S 210
R-N 120S-N 120T-N 120
CORRIENTE(AMP):
IR 74|S 255IT 27
IN
POT. ACTIVA (KW): 41.72FOT. REACT|VA(KVAR):13.69FACTOR DE POTENCIA: 0.95
NOCTURNA HORA: 16:00FECHA: 00-09-04VOLTAJE(V):
R-S 200R-T 210T-S 210
R-N 120S-N 120T-N 120
CORRIENTE(AMP):
IR 300IS 250IT 130
IN 180
POT. ACTIVA (KW): 77,52POT. REACTIVA (KVAR}:26.43FACTOR DE POTENCIA: 0.95
RESISTENCIA DE PUESTA ATIERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVA):
DIURNA: 43.92 NOCTURNA: 91.60BAJÁ TENSIÓN
Bases NHFusibles NHFalta Base:Directo:
Ob servad o nea:
"ÜB^ER¡ VAC: ÍOTTEST; R equori ni I en to s paramantenimien ío preven -tivo o correctivo.
Exlsíe desbalance
T (Amp.)
DIAÜRÁWA RÉI=. DÉ UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
279
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CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 190 ALIMENTADOR: HOSPITALUBICACIÓN; 12 DE NOVIEMBRE ENTRE ABDON CALDERÓN Y EL REY
SUBESTACIÓN: HOSPITAL
DATOS DE PLACA M E D I C I O N E S|| NOCTURNA HORA: 19:23No de seria: 1056694
Merco: A E GPoteoda NomírK<KVA>. 60Vestíais en alta lensiÓn: 41 60 V.YoHtÍB sn bqa tenstérc 21 O V.Potaridoct SUBSTRACTIVAknpedoncía (%>. 3.55Tipa de conexión: D YPosidon del TAP:
PROPETARO: LEAS.A
CONVENCIONAL: XAUTOPROTEGIDO;
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto:CaJaPortafusIble: XDirecto:
"DIURNA HORA: 11:00~FECHA: 16-04-93VOLTAJEfV):
R-S 220R-T 220T-S 220
R-N 130S-N 130T-N 130
CORR!ENTE(AMP):
IR 82IS 00IT 135
IN
POT. ACTIVA (KW); 37.91POT. REACTIVA(KVAR):12,44FACTOR DE POTENCIA: 0.96
FECHA:06-00-04VOLTAJE(V);
R-S 216R-T 216T-S 217
R-N 124S-N 123T-N 12S
CQRRIENTE(AMP):
IR 186IS 200IT 100
IN 23
POT. ACTIVA (KW): 57.04POT. REACTIVA (KVAR):16.71FACTOR DE POTENCIA: 0.95
DESISTENCIA DE PUESf A A TIERRA! OHMIOS
DIURNA; 39,91 NOCTURNA: 60.04BAJA TENSIÓN
Bases NHFusibles NHFalta Etaee:Dlreclo:
Observaciones:
T (Amp.)OBSERVACIONES: RequerlrnTent^sp^raínantenlml&nto preven-tivo o oorrftotlvo.
Balar poslci?n del tap
DIAGRAMA REF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
280
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A ,DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 100 AÜMENTADOR: HOSPITALUBICACIÓN; DARQUEA ENTRE VARGAS TORRES Y AYLLON
SUBESTACIÓN: HOSPITAL
DATOS DE PLACA | M E D I C I O N E S
No da seria: 88-16578Marcee A E GPotencia Norrir>d(KVA}: 60Vallóle an olía tensión: 4-1 60 V.Voftoja an bofa tensfárc 220 V.Potarldad SUBSTRACTiVAhpftdana'a (%}: 3.9Tipo da conexión: D Y
Posición del TAP:
PROPTTAR10: EXA.S.A
P R O T E C C I Ó N E SCONVENCIONAL: XAUTOPROTEGIDO;
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto!
CaJaPortafusíble: X
Direoto:BAJA TENSIÓN
R S T (Amp.)Bases NHFusibles NHFal ta Base:Directo:
Observaciones:
DIURNA HORA: 16:00 jFECHA: 25-08-04
VOLTAJE(V):
R-S 205 R-N 110R-T 205 S-N110T-S 205 T-N 110
CORRIENTE(AMP):
IR 60 INIS 20IT 40
POT, ACTIVA (KW): 12.54POT. REACTIVA(KVAR); 4.1 1FACTOR DE POTENCIA; 0,95
NOCTURNA HORA; 19:49FECHA:25-08-94
VOLTAJE(V):
R-S 210 R-N 115R-T 220 S-N 120T-S 220 T-N 125
CORRIENTE(AMP):
IR 60 IN 48IS 120
IT 67
POT. ACTIVA (KW): 30.36
POT. REACTIVA (KVAR): 9.06FACTOR DE POTENCIA: 0.05
RESISTENCIA DE PUESTA ATIERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVÁ)
DIURNA; 13,20 NOCTURNA: 31. 98OBSERVACIONES: Requerlrnlontospara manlenlmienlo preven-tivo o correctivo,
DIAGRAMA REF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
281
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 320UBICACIÓN: BARCELONA Y MURCIA
ALIMENTADOR: MIRAFLORES SUBESTACIÓN: HUACH!
DATOS DE PLACA M E D I C I O N E S
No da sari* 214729Morco:PoJancia Ncmnd(KVA): 25Voltaje en oHa tarpán; 1 3200GRDY7620 V.
Vottofa en MQ lanslon: 120/240 V.Pokridod: ADITIVAVtTpeóortóia (%): 3.3
Tipo de conew'áVi:Posición del TAP; 3
PROPETARO; LE.A.S.A
P R O T E C C I Ó N E SCONVENCIONAL;AUTOPROTEQIDO; X
ALTA TENSIÓNSeccionador ablerlo: XCajaPortalusIble:Directo:
DIURNA HORA: 15:30"FECHA: 02-12-94VOLTAJE(V):
R-S 250R-TT-S
R-N 125S-N 124T-N
CORRIENTE(AMP):
IR 24IS 49IT
!N 24
FOT, ACTIVA (KW): 8,62POT, REACTIVA(KVAR): 2.83FACTOR DE POTENCIA: 0.95
"ÑÜQtURNA HORA: 19:10FECHA-.02-12-B4VOLTAJEO/);
R-S 240R-TT-S
R-N 120S-N 119T-N
CORRÍENTE(AMP):
IR 75IS 65IT
IN 41
FOT. ACTIVA (KW): 19-29FOT. REACTIVA (KVAR): 8.33FACTOR DE POTENCIA: 0,95
RESISTENCIA DE PUESTA ATIERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVA):
DIURNA; 9.07 NOCTURNA; 20.31BAJA TENSIÓN
Bases NHFusibles NHFalta Base:Directo;
Observaciones:
R T (Amp.)OBSERVACIONES; Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo.
Existe fuga de aceite
"DIAGRAMA REF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR:
282
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 153 AL1MENTADOR: FERROVIARIAUBICACIÓN: CARIHUAYRAZO ENTRE SANGAY Y COTACACHI
SUBESTACIÓN: LORETO
DATOS DE PLACA | M E D I C I O N E S
No da seria: 127839Morco: BROWN BOBERIPotencia Namína<KVA): 90Voltola en dta tensión: 41 60Voltofo en befa tensión: 220Pokrtdad: SUBSTRACTIVAIrrpedanda (%): 4.7Tfpo da conaxióVt: 0.4Posición del TAP:
PROPETARO: E.LA.S.A
P R O T E C C I O N E SCONVENCIONAL:AUTOPROTEGIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto;Ca|aPortafuslbl9i XDirecto:BAJA TENSIÓN
R S T (Arnp.)Bases NHFusibles NHFul ía Base: X X XDirecto: X
Observaciones:
DIURNA HORA: 13:00FECHA: 09-09-94VOLTAJE(V):
R-S 220 R-N 120R-T 220 S-N120T-S 220 T-N 120
CORRIENTE(AMP);
IR 96 !NIS 90IT 68
POT, ACTIVA (KW): 31.24POT. REACTIVA(KVAR): 10.25FACTOR DE POTENCIA: 0,95RESISTENCIA DE PUESTA A TPOTENCIA CALCULADA (KVA)
DIURNA; 32,86
NOCTURNA HÓñA: 20:00FECHA:09-09-94VOLTAJEfV);
R-S 214 R-N 120R-T 214 S-N 120T-S 214 T-N 120
CORHIENTE(AMP):
IR 260 ÍN7.4IS 240IT100
POT. ACTIVA (KW): 68.4POT. REACTIVA (KVAR): 22.44FACTOR DE POTENCIA: 0.95
ERRA; - OHMIOS
NOCTURNA: 72.00OBSERVACIONES: Requerimientos para mantenimiento preven-tivo o correctivo.
DIAGRAMA HEF. DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
283
E M P R E S A E L É C T R I C A A M B A T O S . A .
DEPARTAMENTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - SECCIÓN DISTRIBUCIÓN
CODIFICACIÓN E INSPECCIÓN DE TRANSFORMADORES
NUMERO: 1415 ALIMENTADOR: SURUBICACIÓN: HUACHI CHICO BARRIO EL PROGRESO
SUBESTACIÓN: MONTALVO
DATOS DE PLACA | M E D I C I O N E S
No da sacie: 1863899Morca ECUATRANPotencia Norrina<KVA): 1 5Vottq'a en alia tensión: 13200 GROY 7620 V.Vollo(a en bofo tensión: 120/240 V.
Poiorídott ADITIVAbpedoncía (%): 3.1TTpo de conexíán:
Posidon del TAP:
PROPETARO: E.E.A,S.A'
P R O T E C C I O N E SCONVENCIONAL:AUTOPROTEQIDO: X
ALTA TENSIÓNSeccionador abierto: XCa]a Portafuslble:
Directo:BAJA TENSIÓN
R S T (Amp.)
Bases NHFusIblesNHFalta Base: XOfreció: X
Observaciones;
DIURNA HóñÁ: 16:00FECHA: 13-10-95
VOLTAJE(V):
R-S 250 R-N 125R-T S-N126T-S T-N
CORRIENTE(AMP):
IR 48 IN7.5IS 26IT
POT. ACTIVA (KW): 6.66POT. REACTIVA(KVAR); 2.04FACTOR DE POTENCIA: 0,95
NOCTURNA HORA: 19:00FECHA: 13-10-96
VOLTAJE(V):
R-S 246 R-N 125R-T S-N124T-S T-N
CORRIENTE(AMP):
IR 64 IN7.4IS 56
IT
POT. ACTIVA (KW): 14.19POT. REACTIVA (KVAR): 4.6SFACTOR DE POTENCIA; 0,95
RESISTENCIA DE PUESf A A TÍERRA: OHMIOSPOTENCIA CALCULADA (KVA)
DIURNA: 0,12 NOCTURNA: 14,94OBSERVACIONES: Requerí míenlos para mantenimiento preven-tivo o correctivo.
Conectores de chicotes chispeados
DIAGRAMA REF, DE UBICACIÓN
REALIZADO POR: REVISADO POR :
284
ANEXO No; 14.3
CIRCUITOS SECUNDARIOS
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1
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0
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1
11-1
2
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3
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4
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5
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6
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7
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UD
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