STANDARIZACION DE VOLTAJES

CENTRO SUR"

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Standarízación de Voltaje en el

Sistema Regional "Centro •» Sur

IVAN E. ORTEGA D.

Julio de 1978

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I N T R O D U C C I Ó N

La electrificación en el País durante los últimos cinco años, tuvo

un marcado adelanto debido al Plan Quinquenal estudiado y realizado por -

el Instituto Ecuatoriano de Electrificación (inecel). El Plan Quinquenal

comprende programas de electrificación tanto a nivel Nacional como a ni--

vel Regional; para el primero se proyectó grandes obras como: las centra-

les de Pisayambo (coneluído), Paute (en construcción), Coca (en estudio),

etc, que servirán en el futuro como la base para el Sistema Nacional In —

terconectado; y para el segundo se estudió la formación de Empresas Regio

nales que se encargarían de la distribución y comercialización de la ener

gía eléctrica, provenientes tanto del Sistema Nacional ínterconectado, co

mo los provenientes de sus propias fuentes. Las provincias de Azuay y Ca

ñar formarán en el futuro la "Empresa Regional Centro-Sur" y estará con —

formada por la fusión de las s i guientes empresas: Empresa Eléctri ca Cuen

ca C.A. , Empresa Eléctrica Azogues C. A., Empresa Eléctrica Inecel Guala —

ceo y Empresas Eléctricas Municipales de Paute y Sta. Isabel. En la ac-

tualidad las empresas antes citadas, sirven a la región en cuatro niveles

de voltaje 22.000 y 10.000 voltios en transmisión, 6.300 y 2.400 voltios-

para distribución primaria; el presente estudio por lo tanto demostrará -

desde los puntos técn icos y económicos, de la conven¡encía del camb i o de

voltaje a 69.000 y 13-800 voltios para transmisión y distribución respec-

tivamente, que son los niveles de voltaje aconsejados por Inecel. La s —

tandarización de los voltajes en la región facilitará en el futuro a la -

Empresa Eléctrica Regional la operación y el mantenimiento, al mismo tiem

po que podrá aprovechar la energía proveniente del sistema Nacional ínter

conectado.

S I M B O L O G I A .

A - Azogues

B = Bib l ián

C = Cuenca

Ca = Cañar

D = Dis tanc ia virtual

E = E reo

Fe = Factor de carga

Fp = Factor de pérdidas

G i = G i ron

Gua = Gualaceo

He = Horas equivalentes

I = Corriente

R = Factor de caída de voltaje

KV = K¡lovoltios

KVA = KÍ lovol t ios-amperios

KW = Kí lowatt ios

My = Monay

Nf = Constante

No. = Número

P = Paute

Pp = Potencia Perdida

Pknh = Pérdidas anuales de energía

R = Regulación

Rl = Resistencia de línea

S = Secciónamiento

SA = Saucay

S/E = Subestación

Si = Sigs ig

Sti = Santa Isabel

Sy = Saymírín

V = Voltaje

Wp = Energía perdida

XI -

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Reactancia de línea

Impedancía de 1 ínea

Ángulo de desfasamiento

Características del conductor

Caída de tensión.

— 9 -

C A P I T U L O I .

1.1. ANÁLISIS DE LA DEMANDA DEL MERCADO:

1.1.1. ANTECEDENTES Y ESTADO ACTUAL.-

Las provincias objeto de este estudio son Azuay y Cañar, teniendo

como cantones cada una de ellas a Cuenca, Girón, Sta. Isabel, Paute, Gua

laceo y Sigsig; Azogues, Cañar y B í b l í á n respectivamente, siendo éstos -

los principales centros de consumo de la región. Gráfico No. 1.

Hasta principios del año 1970 los cantones antes citados, estaban

servidos de energía eléctrica por cada uno de sus respectivos municipios,

y las fuentes de generación aprovechaban pequeños recursos hidráulicos ó

centrales térmicas pequeñas. Las capacidades de dichas centrales son:

Cuenca:

Cuenca:

Cuenca:

Cuenca:

G i ron:

Paute:

Sta. Isabel

Gualaceo:

Sigsig:

Azogues:

Cañar:

Biblián:

Planta hidroeléctrica de Saymírm de 6432 kw (Municipal)

1 1 " " Yanuncay " 225 " ( " )

11 " " Monay " 868 " (Cfa. Luz yFuerza)

térmica Tomebamba de 620 kw (municipal)

hidroeléctrica de 40 kw (Municipal)

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11 120 kw(

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11 100 " (

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11 360 " (

11 80 " (

Para 1970 entonces la capacidad total instalada en la región es -

de 9-591 kw, siendo el 93-54% generación hidráulica y el 6.46% genera

ción térmica. Los centros de mayor consumo son a ésa fecha los cantones

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de Cuenca, Azogues, Cañar y Gualaceo. Las empresas aléctricas municipa-

les hasta 1970 sirven a la medida de sus posibilidades y satisfacen la -

demanda que se les exigía; pero el rápido crecimiento poblacional y de -

recursos económicos de la región, hace que algunas empresas eléctricas -

municipales se sientan ya incapaces en el futuro de poder satisfacer la

demanda de energía eléctrica exigida; tal el caso de las empresas de

Cuenca, Azogues, Cañar y Gualaceo. Es el Instituto Ecuatoriano de Elec-

trificación (Inecel), el encargado de capitalizar a estas empresas muni-

cipales, dándoles una solvencia mayor, capaz de que puedan invertir en o

bras de generación. La intervención de Inecel hace que se formen la "Em

presa Eléctrica Cuenca C.A.", "Empresa Eléctrica Azogues C.A." y "Empresa

Eléctrica Inecel-Gualaceo11, que se encargan de la electrificación de los

cantones de Cuenca, Azogues-Cañar y Gualaceo respectivamente. La solu—

cíón inmediata para satisfacer la demanda, fue la instalación de grupos-

diesel en los centros de mayor consumo de la región; las capacidades de

dichos grupos son:

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Cuenca 3 Diesel Nigata 1.500 kw.

11 3 " Faibanks Morse 2.375 "

2 " W.H. Alien 1.140 "

1 " Blackstone 1.040 "

1 " 275 "

Gualaceo 1 " Caterpillar 280 "

Girón 1 " 175 "

Cañar 1 " Caterpi 1 lar 300 "

1 " Caterpillar 75 "

Además amplía el Municipio de Paute la central hidráulica de 66 -

kw a 109 kw., dando entonces para el año de 1976 una capacidad instalada

en la región de 25.684 kw., siendo generación hidráulica el 35-10% y ge-

neración térmica el 64.90%.

- 4

Actualmente la "Empresa Eléctrica Cuenca C.A.", se encarga de ser

vír al cantón Cuenca con todas sus parroquias urbanas y rurales, a excep

ción de Chaucha y Molleturo, sirve también a los cantones de Sigsig y Gi

ron en la provincia del Azuay; y al cantón B i b l i á n , cantón Azogues e "ín

dustrias Guapán" en la provincia del Cañar.

La "Empresa Eléctrica Azogues C.A." se halla actualmente sirvien-

do al cantón Azogues y sus parroquias urbanas y algunas rurales, y además

al cantón Cañar.

En la actualidad no se ha logrado la integración de la "Empresa E

léctrica Regional Centro-Sur", pero con el servicio de la "Empresa Eléc-

trica Cuenca" a parte de la provincia del Cañar y a algunos cantones del

Azuay, se espera que la integración de la Empresa Regional se logre pron

to, lo que iría en beneficio directo del mejor rendimiento y servicio de

la región.

La "Empresa Eléctrica Inecel-Gualaceo" sirve al momento al cantón

Gualaceo y algunas de sus parroquias rurales.

1.1.2. CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO.-

Según el último censo poblacíonal, en el año de 1974 en la provin

cía del Azuay había 384.278 habitantes y en la provincia del Cañar 174.4

63 habitantes. Si hacemos la relación con el censo de 1962, obtenemos --

que en el Azuay la población ha crecido con un promedio anual del 2.84%,

y en el Cañar con un promedio anual del 2.26%. Se tiene por io tanto --

que para el año de 1976 en el Azuay debió haber unos 406.415 habitantes,

de los cuales 145-263 debían ser población urbana y los 260.652 población

rural. En la provincia del Cañar para 1976, debía haber 154.212 habitan

tes, de los cuales 32.032 habitantes debían ser población urbana, y los-

122.179 sebían ser población rural.

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En la región conformada por las provincias de Azuay y Cañar para-

1976 debía haber por lo tanto 552.178 habitantes, de los cuales 177-795-

debían ser población urbana (21.32%) y los 37^-383 población rural (el -

68%); si nos fijamos en los porcentajes que representan cada una de ellas

sobre el total, notamos la primordial importancia que debe tener en la -

región la electrificación rural.

^ Hasta fines del año de 1976 había en la región 26.008 abonados, y

si en 1970 hubo 13.001 abonados, el crecimiento de abonados por año para

este lapso fue del 12.25%. Si suponemos que ocho personas gozan del ser

vicio eléctrico por cada abonado, obtendremos que del total de la pobla-

ción de la región, solo el 36.16% tienen este servicio.

En la actualidad se tiene por abonado 0.66 kw de demanda, y por -

habitante 0.031 kw de demanda. En cuanto al consumo tenemos por abonado

homogéneo 2,80 MWH por año. El consumo de energía en la región para el

año de 1970 fue de 27.278 MWH, y para 1976 fue de 56.99 MWH, teniendo -

un crecimiento anual promedio del 13-07%; para el mismo tiempo la enei—

gía generada creció de 38.13^ MWH a 72.721 MWH, con un promedio anual --

del 11.36%. La demanda máxima creció de 1970 con 7-910 kw a 17-29^ kw -'>

para el año 1976, con un promedio anual del 13.93%. En cuanto a las per

didas, éstas se han reducido del 39-8% que había en 1970, al 27-59% en -

1976, debido a las mejoras en los sistemas y al mayor control en los con

trabandos. (ver cuadro No. 1).

Es conocido aquí en la región la existencia de fábricas livianas-

de textiles, cerámicas, artesanías, etc., que por el numero hace que su-

consumo sea de consideración.

Últimamente, se han instalado ya fábricas e industrias de mayor -

envergadura cuyo consumo es ya elevado, tal el caso de Metalmecánica "Me

jía", "Cerámica Andina", "Arte Práctico", "Indumesa", "La Europea", etc,

características del mercado.

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cuya capacidad total instalada de cada una, sobrepasan los 800 kw. Ade-

más se encuentra en plena instalación el "Parque Industrial", que es aus

píciado por la Municipalidad de Cuenca, el Centro de Reconversión Econó-

mico del Azuay, Cañar y Morona Santiago (CREA), y por el CENDES; siéndo-

la carga instalada aproximadamente de 4.000 kw. Se tiene además en las-

dos provincias instaladas dos fábricas grandes, "Cementos Guapán" y "Fá-

brica de Llantas" (ERCO), cuya capacidad instalada de cada una es de —

j 2.400 kw y 1.260 kw respectivamente.7

Como conclusión diríamos que la electrificación en ésta región, -

será de mucha importancia, por cuanto de zona agrícola que era en el pa-

sado, hoy se está volviendo en una zona más industrial.

1.1.3- PROYECCIÓN DEL CONSUMO HOMOGÉNEO.-

El consumo de energía en el año de 1970 fue de 13-035 MWH, u t i l i -

zados por 13-001 abonados, siendo el consumo de energía por año de cada-

abonado de 1.0026 MWH. El consumo creció para 1976 a 29.926 MWH, u t i l i -

zados por 26.008 abonados, con un consumo anual de 1.15 MWH. El prome--

dio anual de crecimiento de abonados fue del 12.25%; y del consumo del -

14.86%. Tornando en cuenta esta tasa de crecimiento del numero de abona-

dos, y que para el futuro deberá haber mucho más solicitudes de servicio,

se estima que para el año de 1985 el consumo será de 104.450 MWH, con un

promedio anual de incremento del 14.89%, que serán utilizados por 81.286

abonados, con un consumo anual de energía por abonado de 1.28 MWH. Para

1990 el consumo será de 180.692 MWH con un crecimiento anual del 11.59%,

utilizados por 134.441 abonados, para un consumo anual de 1.34 MWH por -

abonado. Finalmente para 1995 el consumo será de 288.344 MWH, con un --

promedio anual de incremento del 9-79%, utilizados por 176.758 abonados,

con un consumo anual de 1.63 MWH por abonado.

El crecimiento anual promedio del consumo homogéneo para el tíem-

- 7 -

po 1976-1995, será del 12.66%. Cuadro No. 2.

1.1.4. PROYECCIÓN DEL CONSUMO INDUSTRIAL. -

La demanda de energía por parte del sector industrial en los últi-

mos años ha sido considerable, sí comparamos que en 1970 el consumo era -

de 12.332 MWH, y que en 1976 el consumo fue de 21.248 MWH, se tiene como

^ resultado que el consumo industrial en los últimos 6 años ha crecido a un

promedio anual del 9.49%. Las empresas eléctricas existentes en la re ---

gión tienen actualmente múltiples solicitudes: de ampliación de fábricas-

existentes, así como de nuevas industrias que se van a instalar, lo que -

hará que la demanda de energía por parte de las industrias para el futuro

sea mayor. Actualmente las dos fábricas más grandes de la región : Cernen

tos Guapán y Erco, tienen programado la ampliación de las mismas para fi-

nes del año 1980, siendo la capacidad a instalarse entre ambas de 7000kw.

Tomando en cuenta éstas ampliaciones y las solicitudes existentes-

de instalación de fábricas nuevas, se espera que para el año de 1985, el

consumo del sector industrial sea de 100.491 MWH, con un crecimiento a ---

nual promedio del 18.84%; para los siguientes cinco años el consumo será-

de 151.216 MWH, con un incremento anual del 8.52%; y finalmente en 1995 ~

el consumo industrial será de 212.440 MWH, con un crecimiento anual del -

1.04%.

Para el período 1976-1995 el promedio anual de crecimiento del con

sumo industrial sera del 12.88%. Cuadro No. 2.

1.1.5- PROYECCIÓN DEL CONSUMO DEL ALUMBRADO PUBLICO. -

El servicio de alumbrado público, en los principales centros de la

región en los últimos años ha sido regular, razón por la cual las empre —

sas eléctricas actuales han tenido que hacer mejoras urgentes en los ser-

vicios de alumbrado ya existentes, además que la ampliación y construc-

ción de nuevas redes de alumbrado, para las urbanizaciones y ciudadelas

de reciente construcción. En las provincias de Azuay y Cañar se cons--

truyen alrededor de 650 casas anuales, lo que significa el 0.55% de las

construcciones ya existentes; siendo el rftmo de construcciones acelera

do y que en el futuro va a ser mucho más, debido al desarrollo económi-

co de la región, y que el consumo de alumbrado público ha crecido de --

^ 1.584 MWH en 1970, a 3.483 MWH en 1976, con un promedio anual de incre-

mento del 15-66%, se espera que el consumo de alumbrado para el futuro-

crecerá con un promedio anual del 9.82%.

Sajo estas consideraciones el consumo para 1985 será de 8.831 --

MWH, en 1990 será de 14.136 MWH, y finalmente en 1995 de 22.637 MWH.

Cuadro No. 2.

1.1.6. PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE LAS ENTIDADES OFICIALES.-

El consumo de energía por parte de las entidades oficiales en --

los años anteriores ha sido reducido, debido al poco número de las mis-

w mas, teniendo en 1973 un consumo de 762 MWH. El desarrollo de la re

gión en materia política, económica e industrial, ha hecho que el Gobier

no Central descentralice algunas entidades y las ubique aquí en la zona

Austral, notándose un crecimiento del consumo oficial a 2.028 MWH en

1976, con un promedio anual del 38%.

Se considera que para el futuro el crecimiento no va a ser tan e

levado, pero se estima por las razones antes anotadas que el consumo de

parte de las entidades oficiales va a crecer con un promedio anual del

7.8%; lo que dará para 1985 un consumo de 4.028 MWH, para 1990 de 5.881

MWH y finalmente en 1995 de 8.611 MWH. Cuadro No. 2.

1.1.7. CONSUMO Y GENERACIÓN TOTAL DE ENERGÍA.-

- 9 -

Tomando en consideración todos los consumos antes anotados, se es

tima que en 1395 el consumo de generación en el sistema "Regional Centro

Sur", será de 532.032 MWH, con un crecimiento anual del 12.48%.

Para sacar el total de energía generada, se ha tomado como base -

el porcentaje de pérdida, reduciendo gradualmente al mismo de 27.6% que

había en 197&, hasta el 16% que se considera habrá en 1395; con lo que el

valor de energía generada para 1395 será de 633-371 MWH, con un promedio

anual de crecimiento del 12.07%. Cuadro No. 2.

1.1.8. DEMANDA MÁXIMA.-

Considerando la generación futura que se ha previsto, y asumiendo

un factor de carga que aumente gradualmente, hasta llegar a un límite a-

ceptable del 51%> producto del mayor consumo industrial; se ha hecho el

pronóstico de la demanda para el año 1995> siendo la misma de l4l.770kw,

con un promedio anual de crecimiento del 11.71%. Cuadro No. 2.

Se incluye también en los cuadros No. 3 y No. 4, las máximas de--

mandas de las provincias de Azuay y Cañar.

1.2.1. LINEAS DE TRANSMISIÓN.-

Las líneas de 22.000 voltios, se hallan instaladas en ambas pro--

vincias, en el Azuay se tienen las siguientes líneas: Saymirín-Cuenca, -

Cuenca-Gi ron, Cuenca-S igsíg, Seccionamiento-S/E # 1, Seccionarniento-S/E-

# 4, S/E # 4-Erco, Erco-S/E # 3, S/E // 3-S/E # 2; las cinco últimas lí-

neas son las que forman un semianillo alrededor de la ciudad de Cuenca.

En Cañar existen las líneas: Saymirín-Guapán, y Guapán-Azogues. -

Gráfico No. 2.

LINEA SAYMIRIN CUENCA: Tiene una longitud de 10 km., y comienza en la -

planta hidroeléctrica de Saymírín, llegando a Cuenca a un S/E de seccio-

Inyección de la demanda sistema regional centro-sur.

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namíento; la línea ha sido montada sobre estructuras metálicas, debido a

lo accidentado del terreno por el cual cruza; la línea es trifásica con-

cable de guardia; el conductor de las fases es de cobre solido desnudo -

de 50 mm2. de sección, el cable de guardia es de acero de 1/2" de diáme-

tro, la línea en su totalidad es aérea. El funcionamiento de ésta es de

22 años y su estado actual es bueno.

^ LINEA CUENCA-GIRON: Es de reciente construcción por lo que su estado al

momento es muy bueno, teniendo dos años de funcionamiento. Esta línea -

comienza en la estación de seccíonamíento en la ciudad de Cuenca, y ter-

mina en un banco de transformadores de reducción en el Cantón Girón, es-

tá construida en su mayoría del trayecto sobre postes de madera, y en --

las partes donde las pendientes son pronunciadas o los vanos son largos,

la línea va sobre postes de hormigón. La línea es aérea en su totalidad,

además es trifásica con neutro, siendo el conductor de la fase ACSR 1/o-

AWG y el del neutro ACSR #2 AWG; la longitud total de la línea es de 27

km.

LINEA CUENCA SIGSIG: Tiene una longitud de 27 km. y va sobre postes de

, hormigón y de madera tratada, la línea sale desde la subestación # 3 de

la ciudad de Cuenca y termina en el cantón Sigsíg, para la distribución-

directa en los transformadores de reducción. La línea es trifásica con

cable de guardia, el conductor de las fases es ACSR # I/o AWG y el cable

de guardia de acero de 1/2" de diámetro. El funcionamiento de esta línea

es de un año, lo que hace que su estado actual sea muy bueno.

LINEA SECCIONAMIENTO-S/E #1:. Es subterránea y tiene una longitud de -

666 mts., parte desde la estación de seccionamiento hasta la sub-estación

No. 1 que está ubicada en la parte norte de la ciudad de Cuenca; la línea

es trifásica y el conductor es un cable subterráneo de cobre SL de 50 -

mm2 de sección. Tiene un funcionamiento de 7 años y su estado es bueno.

LINEAS: SECCIONAMIENTO-S/E #4; S/E #4-ERCO; ERCO-S/E #3 y S/E #3-S/E #2:

- 1 1 -

Estas 1 meas son todas aéreas y forman un semicírculo al rededor-

de la ciudad de Cuenca; van montadas sobre postes de hormigón y su fun-

cionamiento es de 7 años, e] estado de las líneas al momento es muy bue

no. Las características son las s Íguientes: Líneas trí fas i cas con ca-

ble de guardia, el calibre de los conductores de las fases son ACSR 3/o

AWG y el cable de guardia es de acero de 1/2" de diámetro. La longitud

total de las líneas es de 10.235-3 metros.

LINEA SAYMIRIN-GUAPAN: Fue construida inicialmente para servir solo a

la fábrica de "Cementos Guapán", pero luego se hizo una extensión para-

el servicio del cantón B í b l í á n , teniendo 12 años de funcionamiento y u-

na longitud de 20.554 mts. El terreno por el cual cruza la línea es de

lesnable, lo que ha hecho que vaya todo sobre postes de hormigón. La -

línea es trifásica y con cable de guardia; el conductor de las fases es

ACSR # 4/o AWG, y el cable de guardia es de acero de 1/4" de diámetro.-

El estado actual de esta línea es bueno.

LINEA GUAPAN-AZOGUES: La línea comienza en la fábrica de Cemento Gua--

pán y termina en la planta térmica de Tabacay en la ciudad de Azogues.-

Fue construida en 1977 y su estado actual es muy bueno; tiene una longt

tud de 500 mts. La línea es trifásica y con cable de guardia, el con--

ductor de las fases es ACSR # 3/0 AWG, y el del cable de guardia es de

acero de 1/2" de diámetro. Cuadro No. 5-

LINEA TABACAY-AZOGUES: El voltaje de esta línea de transmisión es de -

10.000 voltios, y comienza en la planta hidroeléctrica de Tabacay hasta

llegar en una subestación reductora al norte de la ciudad de Azogues. -

La longitud de la línea es de 5 km. y va montada en su totalidad en pos

tes de hormigón. La línea es trifásica y el conductor es ACSR # 4 AWG,

el estado de funcionamiento es bueno.

1.2.2. LINEAS DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIA.

características de las líneas de 22000 voltios.cuadro +F5

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En la región existen dos niveles de voltaje para la distribución

primaria: 6.300 y 2.400 voltios.

DISTRIBUCIÓN PRIMARIA A 6.300 VOLTIOS: Este nivel de voltaje se halla-

instalado en la ciudad de Cuenca y sus parroquias rurales, además en —

los cantones Gualaceo, Sta. Isabel, Paute, Cañar y B i b l i á n .

En la ciudad de Cuenca la distribución primaria se lo hace por -

medio de alímentadores, que parten de cuatro subestaciones hacia cier--

tos sectores de la ciudad. La subestación # 1 ubicada en la parte Nor-

te de Cuenca, alimenta a los sectores 13) 14 Y 15; la subestación # 2 -

se halla ubicada en la parte sur de la ciudad, y alimenta a los secto--

res 21, 22, 23, 24, 25, 26, y 27; los alÍmentadores antes mencionados -

dan servicio a la parte norte, centro, sur y sur-oeste de la ciudad de

Cuenca. De la subestación # 3 salen los alÍmentadores que sirven a los

sectores 31, 32, 33S 34 y 35, dando servicio a la parte sur-este y este

de la ciudad; por ultimo la subestación # 4 alimenta a los sectores 41,

42, 43 y 44, dando servicio a la parte nor-este y este de la ciudad.

La forma de distribución primaria en la ciudad de Cuenca es en su mayo-

ría aérea y radial, teniendo solo la parte céntrica alÍmentadores subte

rráneos. Las líneas aéreas son trifásicas y van sobre postes de hormi-

gón, el conductor de las fases es de aluminio # 1/0, # 2 y # 4 AWG, se-

gún sea el requerimiento. En cuanto a las 1íneas subterráneas, éstas -

van simplemente enterradas en el suelo, y el conductor es de cobre de -

25 mm2. de sección. El estado general de las líneas de distribución —

primaria es bueno, debido al mantenimiento regular que se les tiene. --

Gráfico No. 3-

El servicio a las parroquias rurales del cantón Cuenca, se los -

da desde los mismos alÍmentadores de las diferentes subestaciones; las

líneas son todas aéreas y radiales, van en postes de madera simple en -

un 80% y en postes de madera tratada en un 20% aproximadamente. El con

ductor de las fases es de aluminio #2, # 4 y # 6 según sea el requerí-

- 13 -

miento de servicio. El estado actual de funcionamiento de éstas líneas

es bueno, ya que son de construcción reciente.

En los cantones de Paute, Gualaceo y Sta. Isabel, las líneas de-

alimentación de 6.300 voltios salen directamente desde las centrales de

generación hacia los centros de consumo. La forma de distribución es -

aérea y radial, estando las líneas construidas sobre postes de madera.-

Las líneas son trifásica y el calibre del conductor más utilizado es el

# 4 y # 6 AWG de cobre desnudo. El estado actual de las mismas es regu

lar debido al poco mantenimiento que se las ha dado.

En el cantón Cañar, la línea de 6.300 voltios va directamente --

desde la planta hidroeléctrica y térmica de Nar, hacia los centros de -

consumo del cantón. La línea es aérea, de forma radial, y va sobre pos

tes de hormigón siendo el servicio trifásico; el calibre del conductor-

utilizado es el # 4 AWG de cobre. El funcionamiento de esta línea es -

de aproximadamente dos años, por lo que su estado actual es bueno.

Las líneas de 6.300 voltios del cantón B i b l í á n , son también aé--

reas y de forma radial, estando las mismas sobre postes de madera en su

mayoría. El servicio es trifásico con conductores de aluminio # 4 AWG.

El estado de funcionamiento de estas líneas es bueno. Cuadro No. 6.

DISTRIBUCIÓN PRIMARIA A 2.400 VOLTIOS: Este nivel de voltaje se halla-

¡nstalado en una parte de la ciudad de Cuenca, en el cantón Azogues y -

en la parroquia El Tambo.

En la ciudad de Cuenca existen solo dos sectores servidos a este

nivel de voltaje y son los sectores 11 y 12, pertenecientes a la Subes-

tación # 1. Las líneas son aéreas y la distribución es radial, trifasí

ca y el conductor de las fases es de cobre # 6 y # 8 AWG. Las líneas -

características de las lineas de 6300voltios.cuadro 4tó0

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tienen un funcionamiento de unos 20 años, siendo su estado actual regu-

lar. Gráfico No. 3-

El cantón Azogues se halla servido por tres alimentadores prima-

rios, que salen de las dos subestaciones, la de Tabacay y la otra ubica

da en la parte Nor-este de la ciudad de Azogues. Los tres sectores son:

Sector central, sector de San Francisco y el sector de avenidas y parro

quias. La distribución es totalmente aérea, trifásica y de la forma ra

d i a l , estando las líneas sobre poste de madera en un 70% y en postes de

hormigón en un 30% aproximadamente, el conductor más utilizado es el de

cobre # 2 AWG. El estado de estas líneas es bueno, por los nuevos cam-

bios que se han realizado y por el mantenimiento periódico que se ha da

do a las 1íneas.

A la parroquia El Tambo llega una línea de 2.400 voltios y de 2

km. de longitud, procedente de la planta generadora de Nar, viene sobre

postes de madera una parte y otra sobre rieles. La distribución es ra-

dial, trifásica y el conductor utilizado es el #6 AWG de cobre, el es-

tado actual de funcionamiento es malo. Cuadro No. 7.

1.2.3.- LINEAS DE DISTRIBUCIÓN SECUNDARIA:

En el sistema regional Centro-Sur, el servicio de distribución -

secundaria esta unificado a los dos voltajes más utilizados 220/127 vol_

tíos, según sea el requerimiento del usuario de tener servicio trifási-

co o monofásico.

En la ciudad de Cuenca la distribución secundaria es aérea en su

mayoría, teniendo servicio subterráneo la parte central. La forma de -

distribución es radial en algunas partes y mal lado en otras. Gráfico -

No. 4.

En los demás cantones y centros de consumo la distribución secun

características de las líneas de 2400volt¡os.

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daría es aérea y de la forma radial.

El estado de funcionamiento de las 1fneas de distribución secun-

daria en la región es bueno.

1.3- PERDIDAS EN LOS CIRCUITOS ACTUALES:

1.3-1. PERDIDAS A 22 KV.-

Para el estudio de las pérdidas en los circuitos que tienen el -

nivel de voltaje de 22.000 voltios, se hará por el teorema de compensa-

ción, considerando para ello lo siguiente:

a.- Las cargas de las diferentes subestaciones, han sido tomadas de las

lecturas máximas que se han tenido durante el año 1977-

b.- Los voltajes de las subestaciones con lo que más coincidencia han -

tenido durante los últimos 12 meses.

c.- El factor de potencia promedio es de 0.80.

d.- Los voltajes de generación son tomados de las lecturas de las pla--

cas de los transformadores de elevación, del tap al cual está sir--

víendo.

e.- Se adjunta el diagrama unifilar para el estudio, con todas las ca-

racterísticas actuales del sistema. Gráfico No. 5-

SUBESTACIÓN # CARGA (KW) REGULACIÓN VOLTAJE (%) CORRIENTE (A)

Seccionamiento

1

GÍ ron

4

E reo

3

32

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1.330

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2.335.00

0.63

13144

5

Calculamos la corriente de compensación entre los dos puntos de-

al¡mentación:

llZl| = 106 (3.6 + j 5.35) = 382 + j 567

I . z2 = 17 (3.6 + j 5-35) - 61 + j 91

\ z2 = 125 (4.41 + j 6.48) = 551 + j 810

I z - 67 (4.85 + j 7.11) = 325 + j 4?6.e j

TOTAL =(1.319+ j 1.944)

,„ = (1.319 + j 1.9MQ (6.09 - j 8.89)

6.09 + j 8.89

I" = 218 + j 1.0

Vny - Vsy = 508 + j 381

i , !S (508 + j 381) (6.09 - J 8.89)I C

6.09 + j 8.89

le = 56 - j 19.

I ' = 97 - j 1.0

Caída de tensión en los tramos: Sy - S, S - G¡, S - 1, S - 4, -

E - 4 , M y - E y M y - 2 .

Vs = 10.669 + j 8.002 - (153 - j 20)(3.6 + j 5-35)

Vs = 10.011 + j 7.255

Vsy-s = 658 + j 7 7

Vs-gi = 361 + j 18

Vs-1 = 142 - j 147

- 17 -

Vs-4 =

Ve-4 =

Vmy~e =

Vmy-2 =

1*7 + j 18

29 + j 69

168 + j 315

194 + j 146

Comprobación de las regulaciones

SUBESTACIÓN #

1

Gi ron

4

E reo

2

REGULACIÓN VOLTAJE (%)

0.22

2.50

0.52

2.58

2.30

Potencia Consumida:

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1 1

1 1

u

1 1

1 1

# 1

# 2

# 3

GÍ ron

E reo

Guapán

Sigsig

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P2

P4

Pgi

Pe

PgPsi

3x106 (9-869 + j 7-402)

3x131 (9-967 + j 7.475)

3x125 (9-964 + j 7.237)

3x17 (9.650 + j 7.237)

3x67 (9.993 + j 7.306)

3x44 (10.136 + j 7.602)

3x5 (10.097 + j 7-573)

3.138+ j 2.354

3.917+ j 2.938

3.737+ j 2.714

492+ j 369

2.009+ j 1.469

1.338+ j 1.003

151+ j 114

TOTAL = 14.782+ j 10.961

Potencia Generada:

Saymi rín Psy =

Monay Pmy =

3x198 (10.669 + j 8.002)

3x297 (10.161 + j 7.621)

6.337 + j 4.753

9.053 + j 6.790

TOTAL = 15-390 + j 11.543

- 1!

Pérdidas de Potencia:

Pp = Potencia Generada - Potencia Consumida:

Pp = 15.390 + j 11.543 - 14.782 - j 10.961

Pp = 608 + j 582

Pp (kw) = 608 kw.

Pp (%) « 6°8 x 100 = 3.95%15.390

1.3.2 PERDIDAS A 10 KV.

SUBESTACIÓN CARGA (KW) CORRIENTE (A)

Azogues 480 33

Caída de Tens ion:

Vt-A = 33(0.85 - j 0.53)(6.95 + j 1.4)

Vt-A = 219 - j 82

Regulación % = 2.30%.

Potencia Generada = Pt = 3x33 (4.907 + j 3.060) = 486 + j 303

Potencia Consumida = Pa - 3x33 (4.688 + j 3-142) ~ 464 + 311

Pérdida de Potencia= Pp ~ 22 - j 8.

Pp (kw) = 22

Pp (%) = 4.53%

1.3-3. PERDIDAS a 6.3 y 2.4 KV.

Para obtener las pérdidas en los alímentadores que operan a es-

tos niveles de voltaje, se hará de acuerdo al método de la "Distancia

Virtual", considerando los siguientes puntos:

a.- Las cargas instaladas y las distancias de los diferentes alimenta-

dores, de las ciudades de Cuenca y Azoguez, se han tomado de los -

planos respectivos que han facilitado las empresas eléctricas.

b.- Las cargas y distancias de los alÍmentadores de los demás cantones

de 1 a región, son 1 os obtení dos 1uego de las vis¡tas rea 1 i zadas a

dichos centros.

c.- El factor de potencia coincidente es 0.80.

d.- Se ha tomado el calibre del conductor predominante de cada alimen-

tador, por existir una variedad de conductores en los mismos.

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Ej emp1 o:

Sector 22 ciudad de Cuenca.

Carga instalada = 985 KVA

Voltaje = 6.300 voltios

Longitud = 1.080 mts.

Conductor = 22 mm2. de Cu.

Impedancia == Z = 1.21 + j 0. H3 (

Potencia consumida = 250 kw.

/km.

- 20 -

. l(. . 100x30 + 420x150 + 500x110 + 580x220 + 680x150+1080x325Distancia Virtual = *—=-985.

Distancia Virtual = 712 mts.

Corriente KW 250

3 KV. cos^ 3x6.3x0.8

Corriente = 29 A.

Caída de Tensión = I(RI Cos + XL Sen $ )D

E - 29(1.21 x 0.8 + 0.14 x 0.6) 0.712.

E = 22 Voltios

Regulación = 0.35%

Pérdida de Potencfa= Pp = 3 x I x R- x 10~3Kw.

Pp = 3 x 292 x 0.862 x 10~3kwPp = 2.17kw.

Cuadros No. 8 y No. 9 >

1.3-4.- PERDIDAS TOTALES DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL SISTEMA:

La suma de las pérdidas parciales de potencia anteriormente ob

tenidas, dará las pérdidas totales de potencia, que se tiene en el sis

tema:

Ppt = (608 + 22 + 1.414 + 609) kw.

Ppt = 2.653 Kw.

La potencia total generada es:

Pt = (6.337 + 9.053 + 486 + 113 + 480 + 148 + 402 + 764)kw.

Pt = 17.783 kw.

Ppt(fc) = 2'653 x 100 = 14.92%.17-783

Para obtener la energía total perdida en el sistema, se hará --

por el "método de las horas equivalentes", que consiste en obtener -

perdidas de potencia y regulación d9 voltaje a ^SOOygltigs.

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- 21 -

el factor de pérdidas, partiendo del factor de carga conocido:

Fp = 0.3Fc + 0.7 Fe2.

Fe = 0.485.

Fp « 0.3 x 0.485 + 0.7 x 0.4852.

Fp = 0.31.

Horas equivalentes = Horas anuales x Fp = 8.760 x 0.31

He = 2,716 horas.

Energía total perdida + Pérdidas de potencia total x He.

Wpt = 2.653 x 2.716 KWH

Wpt = 7'205.548 KWH.

El costo del KWH a nivel de transmisión y distribución primaria en

el sistema es de 0.50 sucres, teniéndose por lo tanto un costo de pérdidas

anuales de 3*602.774 sucres.

- 22 -

1.4.- ESTADO DEL AISLAMIENTO ACTUAL:

El aislamiento de todo sistema eléctrico debe mantenerse siempre

en buen estado, para que el funcionamiento y la operación del sistema -

sea correcto; es por esta razón que el aislamiento de las líneas de

transmisión y distribución del sistema regional Centro-Sur, se hallen -

en el momento actual, físicamente operando normalmente.

Las líneas de 22.000 voltios están colocados sobre aisladores de

porcelana tipo PIN de doble campana de la clase ANSÍ 56-2, y aisladores

PIN CLASE ANSÍ 55~6, cuando las estructuras son tangentes; para los tra

mos donde los ángulos son fuertes, los vanos son largos y en los ama

rres, se usan cadenas de 3 aisladores de porcelana tipo suspensión de -

la clase ANSÍ 52-1.

Los aisladores utilizados, en las líneas aéreas de G300 voltios-

en la ciudad de Cuenca es del tipo PIN clase 55~4, y en los cantones y

parroquias es el tipo PIN clase 55~3 y 55~5 respectivamente. Los ca2

bles subterráneos son del tipo NYFGBY de 3 x 16 y 3 x 25 mm de sección;

y el aislamiento de las mismas es de papel impregnado con recubrimiento

de cinta aislante y de polietileno con recubrimiento de cinta de cloru-

ro de p o l i v i n i l o . Las líneas de 2. 00 voltios van sobre aisladores ti-

po PIN clase 55-2. Cuadro No. 10.

1.5-- ESTADO DE LAS PROTECCIONES:

Las principales disposiciones de protección que actualmente ope-

ran en el sistema son: Los disyuntores, seccionadores y pararrayos.

DISYUNTORES: Estos equipos de protección se encuentran funcionando en

las plantas generadoras de Saymirín y Monay; y en las subestaciones re-

ductoras que sirven a los sectores del cantón Cuenca. Se tienen insta-

- 23 -

lados dos tipos de disyuntores: de mediano volumen de aceite y de peque-

ño volumen de aceite; el sistema de operación de los mismos son de dos -

clases: Manual y Semí-automático. El estado de funcionamiento actual -

de los disyuntores manuales es regular y el de los semi-automáticos es -

bueno. Cuadros No. 11 y No. 12.

SECCIONADORES: Los tipos de seccionadores instalados en el sistema son-

dos: de cuchillas giratorias, y los fusíbles-seccíonadores. Los prime—

ros están funcionando en las centrales generadoras de 22Kv. y en las su-

bestaciones de la ciudad de Cuenca, el estado actual de estos seccionado

res es bueno; los fusibles-seccionadores están instalados en las centra-

les de Azogues, Cañar, Paute, Gualaceo y Sta. Isabel, y el estado de fun

cionamiento actual de las mismas es regular, debido a las constantes fun

dídas de los fusibles, lo que ocaciona el lento deterioro en las cámaras

de extínsión del arco. Cuadros No. 13, No. 14 y No. 15-

PARARRAYOS: El sistema que opera a 22Kv., tiene como protección para --

los sobre-voltajes, los pararrayos tipo estación y el estado de funciona

miento de éstos es bueno. En los sistemas de 10, 6.3 y 2.4kv, los para-

rrayos instalados son del tipo válvula y el estado actual de funciona

miento de ellos es también bueno. Cuadros No. 16 y No. 17-

características del aislamiento del sistemaregional. cuadro

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2.1.- CAÍDA DE TENSIÓN Y REGULACIÓN DE VOLTAJE EN LAS LINEAS DE 69.000

Y 12.800 VOLTIOS:

2.1.1.- LINEAS DE 69.000 VOLTIOS.-

Para determinar la caída de tensión y la regulación en las 1 Í--

neas de 69 Kv., se ha considerado los siguientes aspectos:

1.- La demanda para el año de 1995 del Sistema Regional Centro-Sur se-

ra de 140 MW. Gráfico No. 6.

2.- El diseño más conveniente para las líneas de subtransmision de la

ciudad de Cuenca es el "Anillo", que se formará uniendo la subesta

ción Cuenca instalada por Inecel, con las subestaciones No. 4, No.

5 y No. 6 instalados por la Empresa Regional. Desde la subesta

ción No. 4 saldrán líneas de transmisión de 69 Kv para las ciuda--

des de Azogues, Cañar, Paute y Gualaceo; de la subestación No. 5 -

irá una línea de 69 kv. hacía los cantones de Girón y Sta. Isabel,

y otra para la subestación de seccíonamiento; desde la subestación

No. 6 partirán líneas de 69 kv hacía el cantón Sigsig, como también

para la subestación No. 3- Gráfico No. 7•

3.- La operación normal del sistema será la siguiente: Habrá tres pun

tos de alimentación al a n i l l o de 69 kv., la primera proveniente --

desde la "Central Paute" a la subestación Cuenca, la segunda que -

viene desde la "Central Saucay" hacia la subestación No. 4, y la -

tercera que proviene desde la "Central Saymírín" a la subestación-

de secciónamiento. La "Central Monay", al igual que las demás cen

trales del sistema, opera rán..solo en caso de emergencia.

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25 -

¿K- En el diagrama unifílar se presentan las capacidades de las diferen

tes subestaciones, y las carácterTst icas técn icas de las 1Tneas.

Gráfico No. 7-

5.- El estudio del flujo de corrientes se hará de acuerdo al "Teorema -

de Compensación"; para lo cual se asumirá una regulación de voltaje,

para encontrar las corrientes de carga de cada subestación. Sí ai-

final del cálculo las regulaciones obten idas salen di ferentes a las

asumidas, se calculará de nuevo hasta obtener valores aceptables.

6.- El factor de potencia será de 0.80.

7.- Los conductores a considerarse son los siguientes: 3/0, *»/0, 266.8-

MCM y 477 MCM, de aluminio con alma de acero (ACSR).

55-f

404

- 26 -

CONDUCTOR 3/0 ACSR VOLTAJE 60 KV.

SUBESTACIÓN No. CARGA MVA REGULACIÓN DE VOLTAJE % CORRIENTE A

3 30 1.0 253

4 32 5.0 268

5 16 1.8 136

6 12 5.2 101

5 25 1.5 214

A 40 18 395

P 8 3.6 69

Gl 8 3.2 70

SI 4 1.5 34

Cálculo de la caída de tensión en los tramos: C-4-5 y C-6-x.

Vc-4 « 645 (1.93 + j 2.70) = 1.245 + j 1.742

V4-5 = 152 (3.15 + j 441) - + J 67° -1.724 + j 2.412

Vc-6 = 551 (2.45 + j 3.43) = 1.350 + j 1.890

Vc-x = 163 (1.89 + j 2.65) = 3°81.658 + j 2.322

E = 66 + j 90.

• _ r r '£ i 66 + j 90Corriente de Compensación = le = - á— =9.42 + j 13.19

IC-4 = 638 + j 0.09.

14-5 = 1*5 + j 0.09

lc-6 = 558 - j 0.09

lg-5 = 170 - j 0.09

Comprobación:

Vc-4 - 638(1.93 + j 2.70) = 1.231 + j 1.723

V4-5 = 145(3.15 + j 4.41) = 457 + j 639

1.688 + j 2.362

- 27 -

Vc-6 = 558(2.45 + j 3.43) = 1-367 + j 1-914

V6-5 « 220(1.89 + j 2.65) = 321 -i- J 4511.688 + j 2.365

REGULACIÓN DE VOLTAJE: Para determinar el voltaje en la subestación No.

6, se hará en función de valores conocidos, como el factor de potencia -

de la subestación No. 6 y la magnitud del voltaje de la subestación Cuen

ca.

0.8 V6 + j 0.6 V6 + 1.367 + j 1.914 = 72.450 (Cos & + j Sen & )3

(0.8 V6 + 1.367)2 + (0.6 V6 + 1.914)2 = 1.7 966 x 109.

V62 + 4.484 V6 - 1.74412 x 109 = 0.

V6 = 39-581 = 31.665 + j 23.7^8 Volt. L-N.

V6 = 68.558 Volt. L~L

Reg. 6 = _ x 100 = 5.6?,68.558

V5 = 31.665 + j 23.748 - 321 - j 451

V5 = 31. 3 + j 23.397 = 39.054 Volt. L-N

V5 « 67-645 Volt L-L

= 68.942 - 67.645 =Reg.67.645

V4 - 31. 3^ + j 23-297 + j 457 + 639

V4 = 31.801 + j 23-936 = 39.802 V o l t . L-N

V4 = 68.9^2 Vol t L-L

Keg. 4 = 7 2 . 4 4 8 - 6 8 . 9 4 2 x WQ = m

68.942

Ve = 31.801 + j 23.936 + 1.231 + j 1.723

Ve = 33-032 + j 25.659 + 41.827 Vo l t L-N

Ve = 72.448 Vo l t . L-L.

- 28 -

V azoguez = VA = Vv4 - la2 (X1 Cos a - R1 Sen a) - la (R1 Cos a+X1 Sen a)

= V 3 9 . 2 2 2VA = V39.802- 395 (13.11 x 0.8 - 9. 36x0. 6) - 395(9-36 x 0.8+13.11 x 0.6)

Va « 33.690 = 26.952 + j 20214 Volt. L-N.

Va = 58.355 Volt. L-L.

Reg.a = 18.14%.

Vp = 38.413 = 30.730 + j 23.048 Volt. L-N

Vp = 66.535 Volt. L-L

Reg.p = 3-62%

Vgi = 37.84? = 30.277 + j 22.708 Volt. L-N

Vgi = 65.554 Volt. L-L

Reg.g¡= 3-19*

Vsi = 38.975 = 31.180 + j 23.385 Volt. L-N.

Vsi = 67.509 Volt. L-L

Reg.si= 1.55%

Vsa = 41.865 = 33.491 + j 25.119 Volt. L-N.

Vsa = 72.514 Volt. L-L.

Vs = 38.887 = 31.110 + j 23.332 Volt. L-N

Vs = 67.357 Volt. L-L

Reg.s = 1.55%

Vsy = 39.490 = 31.592 + j 23.694 Volt. L-N

Vsy = 68.401 Volt. L-L

V3 = 39-204 = 31.363 + j 23.522 Volt. L-N

V3 = 67.905 Volt. L-L

Reg.3 = 0.96%.

Los resul tados para los demás conductores cons i de ra dos , se dan en

el cuadro No. 19.

2.1.2 LINEAS DE 13.8 KV.

El estudio de la caída de tensión y de la regulación en las líneas

de 13.800 voltios, se ha realizado tomando en cuenta los siguientes pun-

tos:

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3.5

- 29 -

1.- Para una mayor confíabi 1idad en el servicio de las dos ciudades de

mayor consumo futuro, como son Cuenca y Azogues, se ha previsto la

formación de un a n i l l o de distribución de 13-800 voltios.

2.- El a n i l l o de la ciudad de Cuenca unirá a las subestaciones No. 1,-

No. 2, No. 3. No. 4, Erco y Seccionamíento, y tendrá como puntos -

de alimentación a las subestaciones No. 3, No. 4 y de seccionamíen

to. Gráfico No. 8.

3.- El a n i l l o de la ciudad de Azogues unirá las subestaciones No. 1, -

No. 2 y No. 3 con la subestación Azogues, siendo éste el punto de

alimentación principal del anillo. Las centrales hidráulica y tér

mica de Tabacay entrarán en operación solo en caso de emergencia.-

Gráfico No. 9.

4.- Las subestaciones de distribución serán barras colectoras, desde -

los cuales partirán los alimentadores primarios hacia los centros-

de consumo.

5.- Las caráeterísti cas técn ícas de las subestaciones y de las 1Tneas,

se dan en los diagramas unífilares respectivos. Gráfico No. 8 y -

No. 9-

6.- El cálculo se hará por el "Teorema de Compensación".

7.- El factor de potencia asumida será de 0.8.

8.- Los conductores a tratarse son: 3/0, VO, 266.8 MCM y 4?7 MCM ACSR.

Los resultados obtenidos para los cuatro tipos de conductores -

considerados, se dan en los cuadros No. 20 y No. 21.

2.1.3- ALIMENTADORES PRIMARIOS DE 13-800 VOLTIOS:

Para el cálculo de los alimentadores de 13.800 vol t ios se consi

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- 30 -

deró lo s íguíente:

i I/HA u 4 KV, i x Tr í f1.- KVA - Metros = 1 -1

= Rl Cos V + XI

Donde: KVT = Tensión en KV entre fases.Ju^Li

cTri f = Caída de tensión tr i fásico.

°~~= Característ icas del conductor

= 0.71 x 10~3 /

o = 0.62 x 10~3

«7-3/0 - 0.54 x 10~3 "

= 0.48 x 10~3

2.- El número y la capacidad de los al imentadores primarios de cada su-

bestación de distribución se indican en el cuadro No. 23-

3.- Las distancias virtuales asumidas, para cada alimentador se indican

en el cuadro No. 24.

4.- El factor de potencia asumido es de 0.8

5.- Los conductores a considerarse son: 1/0, 2/0, 3/0 y 4/0 ACSR.

Ejemplo:

Alimentador de 1.000 kw = 1.250 kvA.

Conductor 1/0 ACSR

Regulación = 1%

Longitud = 2.000 metros

KVA-Metros « 1.250 x 2.000 = 2 '500. 000 KVA-metros

= 2-682.254 KVA-metros.

0.71 x 10~3

kva-metros de los aUmontadorGS pr imar ios de 13.8kv

cuad ro^=- 22

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- 31 -

Los valores en KVA-Metros para los conductores, y regulaciones-

asumidas anteriormente se dan en el cuadro No. 22.

Del ejemplo anterior el conductor más apropiado para el alimen-

tador de 1.000 KW, es el 1/0 ACSR, con una regulación del \%.

Los resultados para los demás al¡mentadores se dan en el cuadro

No. 25.

2.2. ESTUDIO DE LAS PERDIDAS PARA 69 Y 13-8 KV:

2.2.1. PERDIDAS EN LAS LINEAS DE 69 KV.-

Para encontrar las pérdidas que se producen en las líneas de --

69.000 volt ios, se ha tomado la diferencia entre la potencia generada-

en el sistema y la potencia consumida por las subestaciones.

Ejemplo. Conductor 3/0 Voltaje 69Kv.

POTENCIA GENERADA.

Psa = 3 x 239 (33491 + j 25119) = 24.013 + j 18.010

Psy = 3 x 105 (31.592 + j 23.694) = 9-951 + j 7.464

Pe = 3 x 1.196(33.032 + j 25.659) = 118.519 + j 92.064

152.483 + j 117.538

POTENCIA CONSUMIDA:

P3 - 3 x 253 (31.363 + j 23.522) = 23.805 + j 17.853P4 - 3 x 268 (31.801 + j 23.936) = 25.568 + j 19.245

P5 = 3 x 136 (31-344 + j 23.297) = 12.788 + j 9.505

32 -

P6 = 3 x 101 (31.665 + j 23.748) = 9-594 + j 7.196

Ps = 3 x 214 (31.110 + 23.352) = 19.973 + j 14.979

Pa = 3 x 395 (26.952 + j 20.214) = 31.938 + j 23.954

Pp = 3 x 69 (30.730 + j 23.048) = 6.361 + j 4.771

Pgi= 3 x 70 (31-180 + j 23.385) = 6.548 + j 4.911

Psi= 3 x 34 (31.363 + j 23-522) = 3.199 + j 2.399

TOTAL = 139.774 + j 104.813

Pérdidas = Potencia Generada - Potencia Consumí da

Pérdidas = 152.483 + j 117.538 - 139.774 - j 104.813

Pérdidas = 12.709 + j 12.725

Pérdidas (KW) = 12.709 KW.

Pp % = 12-7°9 x 100 = 8.33%152.483

Los resultados de las pérdidas obtenidas con los demás conducto-

res considerados, se dan en el cuadro No. 19.

2.2.2. PERDIDAS EN LAS LINEAS DE 13.8 KV.

En las líneas de 13.800 voltios habrán dos tipos de pérdidas de-

potencia: la una la que se tiene en los anillos de las ciudades de Cuen

ca y Azogues; y la otra que se produce en los alimentadores primarios.-

Para las primeras se ha realizado la diferencia de la potencia entrega-

da por las subestaciones que alimentan a los anillos, con la potencia -

consumida por las subestaciones de distribución; y para las segundas se

ha efectuado la diferencia entre la potencia entregada por las subesta-

ciones de distribución al alimentador primario y la potencia consumida-

por la carga, asumiendo que la misma se encuentra concentrada el final-

del al¡mentador, para lo cual es necesario la distancia virtual del al i

mentador primario.

Ejemplos:

- 33 -

A n i l l o de la ciudad de Cuenca.

Conductor 3/0 Voltaje 13-8 KV.

Potencia entregada.

Ps1 = 3 x 1085 (6.255 + j 4.616) - 20.360 + j 15-025PV = 3 x 1364 (6.301 + j 4.726) = 25.784 + j 19.339

P31 = 3 x 1.287 (6.243 + j 4.730) = 24.104 + j 18.263

TOTAL = 70.248 + j 52.627

POTENCIA CONSUMIDA:

Ps = 3 x 450 (6.255 + j 4.616) = 8.444 + j 6.232

P4 = 3 x 951 (6.301 + j 4.726) = 17-977 + j 13.483

Pe = 3 x 436 (6.144 + j 4.528) = 8.036 + j 5-923

P3 = 3 x 1.021 (6.243 + j 4.730)=19.122 + j 14.488

Pl = 3 x 436 (6.142 + j 4.556) = 8.034 + j 5.959

P2 = 3 x 442 (6.041 + j 4-502) = 8.010 + j 5-970

TOTAL = 69.623 + j 52.055

Pérdidas = 70.248 + j 52.627 - 69.623 - j 52.055Pérdidas = 625 + j 572Pérd idas (KW) = 625 KW.

Pp % = - x 100 = 0.89%.70.248

Los resultados para los demás conductores se ¡lustra en el cua-

dro No. 20.

Para el ani l lo de la ciudad de Azogues los resultados obtenidos,

están en el Cuadro No. 21.

- 34 -

Alimentador de 100 KW; distancia Virtual = 2 km; voltaje = 13.8 Kv.

Regulación 1%; Conductor 1/0 ACSR.

Potencia entregada - p = 3 x 52(6.374 + J 4.780) = 994 + j 746

Potencia consumida = Pe = 3 x 52(6.310 + j 4.733) = 984 + j 738

Pérdidas = 994 + j 746 - 984 = J 738

Pérdidas = 10 + j 8

Pérdidas (KW) = 10 Kw.

PP% = 955- x 10° = 1-ou.

Los resultados de las pérdidas para los otros alimentadores con-

siderados, están en el cuadro No. 25.

2.3. EL CONDUCTOR ÓPTIMO PARA 69-000 Y 13.800 VOLTIOS:

2.3-1. La selección del conductor óptimo se lo hizo de acuerdo a la lla-

mada "Ley de Kelvín", que consiste en determinar el mínimo costo anual -

de operación que corresponde al voltaje y calibre de conductor más apro-

piado.

El costo de operación se descompone en costos fijos (interés y de

preciacíón) y costos variables (pérdidas de energía), por lo tanto para-

determínar éstos valores, se consideró lo siguiente:

1.- La energía perdida en un año, se calculó de acuerdo al método de las

"Horas equivalentes".

Pérdidas anuales - Pérdidas de Potencia x Horas equivalentes

PKwh = Pp x He.

Ejemplo: Conductor 3/0 Voltaje = 69 KV.

Fe = 5U Fp = 0.335

Heq= 8.760 x 0.335 = 2.935 horas

- 35 -

Pkwh = 12.709 kw x 2.935 horas

Pkwh = 37'300.915 KWH.

2.- Las pérdidas de voltaje se determinaron mediante la diferencia de -

los voltajes obtenidos del estudio del flujo de corrientes, tomando

en consideración la si tuación más desfavorable.

3.- Los costos de los conductores se ha tomado de precios ofertados a -

la "Empresa Eléctr ica Cuenca" y son los siguientes:

Aluminio = 1.095 ^/Tonelada

Acero = 8 2 0 //Tonelada.

Los precios de Transformadores, Disyuntores y Pararrayos, se ha -

tomado de ofertas dadas a INECEL.

Transformadores: 10/12.5 MVA = S/. 1

5/6.25 " = S/. I1 350. 000

2.5/3.12 " = S/. 990.000.

Disyuntores: 69 Kv = S/. 400.000

13.8 " = S/. 180.000

Pararrayos: Tipo estación para 69 Kv = S/. 25.000

Tipo válvula para 1 3 - 8 Kv = S/. 4.000

Para la determinación de los costos de aisladores se hizo las si-

guientes consideraciones:

a.- Vanos promedios de 100 metros

b.- Amarres cada 1.000 metros

c.- Para las líneas de 69 Kv se usarán en las estructuras tangentes, ca-

denas de 5 ais ladores tipo suspensión1; y en las estructuras de ama-

rres o de ángulos cadenas de 6 aisladores. Para las líneas de 13-8-

Kv. se usarán aisladores tipo PIN en las estructuras tangentes; y ca

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- 36 -

dena de 3 aisladores tipo suspensión en las estructuras de amarre o

de ángulo.

d.- El costo del aislador tipo suspensión = S/. 249,21

El costo del aislador tipo Pin = S/. 39,19

4.- Los intereses se han tomado con el 6% ( rentabilidad del sistema),-

que es el permitido a las empresas eléctricas.

5.- La depreciación de las líneas serán de 25 años.

6.- El costo de la energía perdida se ha tomado como S/. 0.35, que es -

el costo actual de la energía en la región, a nivel de subtransmí--

s ion.

Los resultados están indicados en los cuadros No. 26, No. 27 y No.-

28.

2.3.2. CONCLUSIONES:

Observando los resultados obtenidos de los cuadros respectivos, -

se puede resumí r:

1.- El conductor mas apropiado para el a n i l l o de 69 Kv de la ciudad de -

Cuenca, es el 477 MCM cuyo costo de operación anual es de 21'962.000

sucres.

2.- Para el a n i l l o de distribución de la ciudad de Cuenca a 13-8 Kv, el-

conductor más conveniente es el 477 MCM, siendo 610.000 sucres, el -

costo de operación anual.

3-- En el an i l l o de la ciudad de Azogues, el conductor apropiado es el -

477 MCM, con un costo anual de operación de 668.000 sucres.

V

- 37 -

4.- Para los alimentadores de 13.800 volt ios, el ca l ibre del conductor

ideal se da directamente al aplicar el método de los KVA-Metros, -

dependiendo éste de la capacidad y longitud del al i mentador.

2.k.AISLAMIENTO Y PROTECCIONES A 69 Y 13.8 KV.-

2.4.1. AISLAMIENTO:

^ El tipo de aislador a utilizarse en las líneas de $9.000 voltios

será el de suspensión, de la clase ANSÍ 52-2. Cuando la dirección de -

la línea sea tangente y los vanos no son largos, se utilizarán cadena -

de 5 aisladores por fase, e irán en postes de hormigón; cuando el vano-

sea demasiado largo; ó el trayecto de la línea forme un ángulo fuerte,-

los conductores irán sobre estructuras metálicas, con cadenas de 5 ais-

ladores.

En las líneas de 13.800 voltios, se utilizará aisladores tipo --

PIN de la clase ANSÍ 55~4 para las estructuras tangentes, los cuales se

rán postes de hormigón de 11 mts.; para los vanos largos, amarres y án-

gulos fuertes, se utilizarán cadenas de 3 aisladores tipo suspensión, -

de la clase ANSÍ 52-1, e irán en doble poste de hormigón de 11 mts.

La distancia media geométrica estre conductores para las 1íneas-

de 69 Kv será de 2.40 mts.; y para las líneas de 13.8 Kv. de 1 mt.

2.4.2. PROTECCIONES:

Para las corrientes de corto circuito en las líneas de 69 Kv, í-

rán al comienzo y final de la línea, interruptores automáticos de peque

ño volumen de aceite, de 1.500 MVA de capacidad y de 800 Amperios de co

rríentes nominal; se instalarán también seccionadores tripolares, con -

cuchillas de tierra, de 600 amperios de corriente nominal; los pararra-

- 38 -

yos a utilizarse serán del tipo "Estación" con voltaje nominal de 70 Kv.

En los anillos de 13.8 Kv, las líneas irán protegidas con inte-

rruptores automáticos de 500 MVA de capacidad y 1.200 Amperios de co

rriente nominal; los seccionadores serán unipolares de 400 Amperios, y

los pararrayos tipo "Distribución" para sistema de 13-8 Kv.

Los alimentadores primarios tendrán como protección, reconectado

res automáticos de 100 MVA de capacidad y de 100 A de corriente nominal;

los seccionadores serán un i pola res de la combinación seccionador-fus i--

ble, de 200 Amperios; los pararrayos serán tipo distribución para 13-8-

Kv.

2.5. COMPARACIONES:

Luego de haber realizado los cálculos de caída de tensión, regu-

lación y pérdidas de potencia, en los voltajes actuales de servicio, y-

en los voltajes objeto de éste estudio, se pueden hacer las siguientes-

comparaciones:

1.- Regulación de la línea Saymirín - Seccionamíento.

VOLTAJE CONDUCTOR REGULACIÓN

KV AWG %

22 50 mm2 7-86

69 3/0 ACSR 1.50

69 477 MCM 0.89

2.- Porcentaje de pérdidas del sistema:

VOLTAJE CARGA CONDUCTOR PERDÍ DAS

KV MW AWG %

22 21 3/0 ACSR 3-95

- 39 -

69 140 3/0 ACSR 8.33

69 140 477 MCM 3-95

3-- Regulación y pérdidas de potencia en los alímentadores primarios de

mayor capacidad,

CAPACI DAD VOLTAJE CONDUCTOR DISTANCIA REGULACION PERDI DASAL IMENTADOR VIRTUAL

KW KV AWG KM % KW

1.380 6.3 1/0 ACSR 2.56 4.72 105

640 2.4 6 Cu. 0.95 11.63 144

2.400 13.8 4/0 5.00 4.00 96.

C A P I T U L O M I .

3.1. ECONOMÍA DE ESCALA:

Por economía de escala se entiende aquello que se puede producir

en grandes cantidades, más económicamente; es decir, a costos más bajos,

que una cantidad total más pequeña.

Por "escala" se quiere significar un aumento en los factores de la

producción, tanto f i jos como var iables. Sobre éste aumento estaría in-

cluido la construcción de nuevas centrales de generación, construcción-

y ampli ación de redes, contratación de ingen ieros, técn icos, ejecut i vos

etc., que son factores que influyen en el concepto de las escalas de —

producción.

En la terminología de la economía de escala, se puede encontrar-

dos subdiv is iones: La Economía Interna de la Escala y la Economía Exter

na de la Escala.

ECONOMÍA INTERNA DE LA ESCALA: Se refiere a la mayor organización in-

terna de producción, así como a un au--

mento en la e f ic ienc ia de la empresa, haciendo que ésta sea capaz de --

producir una cantidad mayor a costos de unidad relativamente más bajos-

que una cantidad menor.

ECONOMÍA EXTERNA DE LA ESCALA: Se refiere a la pos ib i l i dad de costos -

más bajos en una industria o empresa, co

mo consecuencia o resultado de la expansión de otra industria o empresa.

Se ha creído conveniente el apl icar las definicion-s de Economía

de Escala, por cuanto éstas dan la razón de la conveniencia de la crea-

- 41 -

ción de la "Empresa Eléctrica Regional Centro-Sur", desde el punto de -

vista puramente económico. El costo de la producción de energía que --

actualmente se tiene en las diferentes empresas eléctricas es bajo (co-

mo se verá más adelante), pero éste, aumentará cuando la demanda futura

sea mayor, ya que se estará sirviendo con cantidades pequeñas de ener—

gía a sectores de consumo; además no habrá el mejoramiento interno de -

las empresas por limitaciones tanto técnicas como económicas.

3.2. COSTO ACTUAL DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN LA REGIÓN:

Los costos de la producción de energía que a continuación se van

a dar, son los que se tiene en las dos principales empresas eléctricas-

de la región: la de Cuenca y Azogues; además que son éstas las que l i e

van una propia contabilidad.

En la Empresa Eléctrica Cuenca, el costo de producción de enei—

gía que se obtuvo hasta fines de 1977> a nivel de distribución primaría

fue de 0.42 sucres el KWH, y el costo con gastos de administración fué-

de 0.59 sucres el KWH. La venta de energía al consumidor en 1977 fue -

de 0.70 sucres el KWH,

En la Empresa Eléctrica Azogues, el costo de la producción de e-

nergía en 1977 fue de 0.30 sucres el KWH, con gastos administrativos el

costo de energía fue de 0.45 sucres el KWH. La venta del KWH al consu-

midor fue de 0.60 sucres.

3.3. COSTO DEL CAMBIO DE VOLTAJE EN EL SISTEMA REGIONAL CENTRO SUR:

Para el análisis estimativo de los costos, resultantes del cam--

bio de voltaje en el sistema, se han tomado en cuenta las siguientes --

cons ideraciones:

1.- Los calibres de los conductores de las diferentes líneas de 69 y --

- 4 2 -

13.8 KV, son tomados del estudio realizado para encontrar el conduc

tor óptimo.

2.- Se ha tenido que diseñar ciertos tipos de subestaciones, para poder

sacar los costos de los equipos que constituyen dichas subestacio—

nes. Gráficos No. 10, No. 11 y No. 12.

3.- Los costos de las líneas están dadas en sucres por kilómetro.

4.- Los precios de las subestaciones sean éstas elevadoras, reductoras-

o de distribución, están tomados en sucres por KVA.

5.- Los costos unitarios aquí utilizados, han sido tomados de estudios-

económicos realizados por el Instituto Ecuatoriano de Electrifica-

ción.

6.- Los costos unitarios de los diferentes equipos utilizados, tienen -

su valor para el año de 1975, que fue cuando se presentaron las o--

ferias de precios de los equipos y accesorios a Inecel.

7.- Costos Unitarios:

a) Costos de líneas

VOLTAJE (KV) CONDUCTOR (ACSR) ESTRUCTURA COSTO (S/.KM).

69 477 MCM Hormigón y Metálica 348.851,oo

" 4/0 AWG " " 248.724,oo

3/0. " " " 24l.435,oo

11 2/0 " " " 234.344,oo

1/0 " " " 228.779,oo

13.8 477 MCM Hormigón 213.665,00

1 1 300 MCM Cu. 244.000,oo

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13.8 ¿f/0 Hormigón 136.367,00

3/0 " 126.074,oo

2/0 ll 116.365,00

1/0 " 110.988,oo

Costo de Transformadores:

CAPACIDAD (MVA) RELACIÓN DE VOLTAJE COSTO (S/.)

10/12.5 69/13.8 kv. 1'96l.434,oo

7-5/9 .37 " 1'600.000,oo

5/6.25 " T350.000,oo

2.5/3-12 " 990.000,00

Costo de los Equipos de Protección: (S/.)

interruptor automático 1.500 MVA 400.000,oo

Seccionador tripolar, por cuchillas de tierra I40.000,oo

Pararrayos tipo estación 25-000,oo

Reconectador automático, 100 MVA I40.000,oo

Fusible Seccionador 30.000,oo

Pararrayos tipo dístrí bucion 4.000,oo

8.- En los costos totales tanto de las subestaciones como de las 1T—

neas, están incluidos los costos de transporte, obras civiles y -

montaje, propios de cada un o.

9.- No se han tornado en cuenta los costos de las subestaciones de Sau

cay y Saymirín, por cuanto éstos están incluidos en las ampliacio

nes de las centrales antes mencionadas.

10. El costo estimativo total es para las condiciones finales de ope-

ración del sistema, es decir para el año 1995-

V

Los resultados se dan en porcentajes de moneda local y extranje-

ra, en los cuadros No. 29, No. 30 y No. 31.

El estimativo del costo total del cambio de voltajes en el Síste

ma Regional "Centro-Sur" será de: S/. 310' 582 .000, oo.

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3.40

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km

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COSTO U/ii'TARiO

H O r t E D A LOCAL

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.09$

.0.33

.093

.0?3

0.049

.0.043

.023

.09$

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.093

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40

40

40

40

20

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40

40

40

40

D í ViS AS

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. 439

.435

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.435

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.496

.436

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60

éo

60

60

8o

do

8o

do

do

80

TOTAL

HÍiES I>£ SíSCfffS

M O M F D A

LOCAL

.247

.///

.330

.288

.074

.035

.440

. 466

. 495

. 436

3>iVÍSAS

.3?4

.¿rs

.491

. 431

.233

. 431

.203

.278

.23Z

.Z09

£UB TO TAL

TOTAL

.**/

.292

.823

. 713

. 3¿7

. 164

.34?

. 4t>4-

.487

. 343

4.555

costo total del cambio: 310.5ft2.000

- 45 -

C A P I T U L O I V .

4.1. VOLTAJE MAS CONVENIENTE PARA EL SISTEMA REGIONAL:

Para una mejor operación y funcionamiento de las líneas de Trans

misión y distribución, del Sistema Regional "Centro-Sur" , el voltaje --

más adecuado que permite una regulación de Tensión aceptable y pérdidas

mínimas, es el de 69.000 y 13-800 voltios respectivamente; conclusión a

la que se ha llegado luego de los siguientes análisis:

ANÁLISIS TÉCNICO:

1.- En un sistema de Transmisión y subtransmis ion, la capacidad de un -

circuito está determinado por los valores máximos de potencia a servir-

se y el voltaje a transmitirse:

KVA = v x I x KV.

Relacionando entonces los cal ibres de conductores que actualmen

te están sirviendo, con los conductores que se propone para el cambio,

las capacidades de los mismos son los s Í guien tes :

CONDUCTOR MÁXIMA CORRIENTE VOLTAJE CAPACIDAD DE SERVICIOA KV KVA

1/0 230 22 8.764

2/0 270 22 10.288

3/0 300 22 11.432

4/0 340 22 12.956

477 MCM 670 22 25.530

1/0 230 69 27.488

2/0 270 69 32.268

- 46 -

3/0

4/0

¿t?7 MCM

300

340

670

69

69

69

35.85340.634

80.073

2.- La regulación de voltaje de la línea de transmisión y subtransmis¡ón,

además de depender de la carga a servirse, del voltaje a transmitir-

se y del calibre de conductor a utilizarse, depende directamente tam

bien de las distancias que existe entre las plantas generadoras y —

las subestaciones de distribución, así como de las distancias entre-

sí de las subestaciones de distribución:

= {3 £ x 100KV 1-1

donde: = I (R Cos f + X Sen f )L

Vamos entonces a comparar, las regulaciones que darán los diferen--

tes conductores para los niveles de voltaje de 22 y 69 KV, para una dis-

tancia igual de 1 km., y un factor de potencia de 0.8:

CONDUCTOR

AWG

3/0

4/0

477 MCM

3/0

4/0

477 MCM

IMPEDANC IA

-°YKM

0

0

0

0

0

0

.35 H

.28 H

.12 H

.35 H

.28 H

.12 H

»• j>• j*• j

*• jh jh j

0

0

0

0

0

0

.44

.43

.37

.49

.48

.42

VOLTAJE

KV

22

22

22

69

69

69

MÁXIMA CARGA

A

300

340

670

300

340

670

REGULAC

1

1

1

0

0

0

*.28

.29

.68

.43

.44

.59

3.- Se conoce que las pérdidas de potencia en una línea, es directamente

proporcional a la corriente que circula por ella y a la longitud de la -

misma:

Y

47 -

P p = 3 x l 2 x R x L x 10~3 K w .

Sí se toma como ejemplo una línea de 1 km. de longitud, que sir-

va a una carga de 10 MVA, las pérdidas de potencia en la línea, para --

los voltajes de 22 y 69 KV serán:

NDUCTOR

3/04/0

477 MCM

3/04/0

477 MCM

RESISTENCIA

-^/KM

0.35

0.28

0.12

0.35

0.28

0.12

VOLTAJE

KV

22

22

22

69

69

69

CORRIENTE

A

262

262

262

84

84

84

PERDIDAS DE

KW

72

58

24

76

3

POTENC

'Q

0.90

0.730.30

0.09

0.08

0.04

4.- La máxima capacidad de corriente que puede circular por un conduc

tos, es aquella que puede soportar el conductor sin que se altere en -

ningún momento las características propias del mismo. Factor importan

te que se tiene en consideración para. la planificación que se deba ha-

cer para servir una carga futura.

5.- En el análisis de la capacidad de una subestación de distr ibución ,

entran en operación parámetros tales como: densidad de carga; voltaje

primario de distribución; capacidad, longitud y numero de los al imenta

dores.

SÍ en una subestación de distribución, se tiene como factor 1 ím¡

tante la caída en tensión, y se quiere diseñar la misma, manteniendo

constante la densidad de carga y el número de al ¡mentadores, la capaci-

dad de la subestación se expresaría de la siguiente manera:

KVA1

KVA2

- 48

XKV2

V3

En una subestación de 5 MVA de capacidad, veamos cual sería la

nueva capacidad de la misma, con solo elevar el nivel de voltaje:

CAPACIDAD I N I C I A L VOLTAJE I N I C I A L VOLTAJE FINAL CAPACIDAD FINAL

KVA KV KV KVA

5.000

5.000

2.4

6.3

13.8

13.8

51.506

14.224

6.- Para el diseño de los al¡mentadores pr imarias, es importante el co

nocer la regulación de voltaje, la misma que depende de la caída de ten

sión en el alimentador.

\% = KVA x L x K

Donde K = factor de caída de voltaje =+ X Senf

N- x KV/f f-n

Si se tiene un al imentador de 1 km. de longitud y la carga serv_i

da es de 2.000 kw., la regulación que se obtiene elevando el nivel de -

voltaje será:

'NDUCTOF

AWG

1/0

2/0

3/0

4/0

* CARGA

KW

2.000

2.000

2.000

2.000

DISTANCIA

KM

1.0

1.0

1.0

1.0

VOLTAJE

I N I C I A L

KV

6.3-2.4

6,3-2.4

6.3-2.4

6.3-2.4

REGULACIÓN

I N I C I AL

%

4.43-29.76

3.84-26.20

3.39-22.55

2.99-19.87

VOLTAJE

FINAL

KV

13.8

13.8

13.8

13.8

REGULAC!

FINAL.

°¿/o

0.94

0.81

0.72

0.64

ION

Y

- 49 -

Sí se mantiene la carga, la regulación y el calibre del conduc-

tor igual, la distancia del alimentador sería:

CARGA

KW

2.000

2.000

DISTANCIA1 N 1 C 1 AL

KM

1.0

1.0

VOLTAJEIN I C I A L

KV

2.4

6.3

VOLTAJEFINAL

KV

13.8

13.8

DISTANCIA

KM

33.06

4.80

1.- Las pérdidas altas de potencia que se tienen con un voltaje primario

de distribución bajo, éstas se van a disminuir al elevar el nivel de --

voltaje. Comparemos las pérdidas de un alimentador de 1 km. de longi—

tud y de carga 2.000 kw, con otro de igual longitud, pero de voltaje --

primario mayor.

DUCTOR

AWG

1/0

2/0

3/04/0

RESISTENCI

•"•/KM

0.55

0.44

0.35

0.28

I A VOLTAJEI N I C I A L

KV

6.3-2.4

6.3-2.4

6.3-2.4

6.3-2.4

CORRIENTEI N I C I A L

A

229-601

229-601

229-601

229-601

PERDIDASDE POTENCÍA I N I -CIAL.

KW

87-596

69-477

55-379

44-303

VOLTAJEFINAL

KV

13.8

13.8

13.8

13.8

CORRIENTE PERFINAL

A

105

105

105

105

DETENFIN,KW

18

15

12

9

De los análisis anteriormente estudiados se puede sacar las si-

guientes conclusiones:

a) Las regulaciones que actualmente se tienen en las líneas de transmisión

y subtransmisíón, son buenas; pero para el futuro cuando la demanda

sea mayor, éstas van a ser más altas que las recomendadas, lo que -

obligará a la empresa eléctrica regional a elevar el nivel de volta

je ó a cambiar los calibres de los conductores.

b) El crecimiento de la demanda trae como consecuencia, el que se ten-

ga también que incrementar la capacidad en las subestaciones ya

existentes, 6 instalar nuevas subestaciones; ésto implica que los -

conductores actuales tengan que soportar una corriente mayor, por -

lo que necesariamente habrá que cambiar el calibre de los conducto-

res, por uno mayor.

c) De los análisis anteriores se nota claramente, que solo cambiando -

el calibre de los conductores, se mejora la regulación y las pérdi-

das de potencia; pero éstas no son muy notorias, por lo que es muy

conveniente no solo el cambio de calibres de conductores, sino que

conjuntamente se debe cambiar los niveles de voltajes existentes, -

por los propuestos.

d) El porcentaje de pérdidas a nivel de subtransmision y distribución-

primaria ( .35%), se lo mantendrá bajo haciendo los cambios necesa-

rios, a pesar de que la demanda crecerá en seis veces la actual.

c) Las mayores mejoras que se lograrán tanto en regulación de voltaje,

como en pérdidas de potencia, serán en el cambio de nivel de volta-

je existentes en los alimentadores primarios, por el propuesto en -

éste estudio.

ANÁLISIS ECONÓMICO:

Si los factores técn icos son decís i vos en las al ternat E vas de -

cambios, también es verdad que los factores económicos son importantes

en la toma de decisiones de las mismas; razón por 1 a cual son necesa-

rios los s i guientes analis ís:

1.- Las pérdidas que se obtendrían en sucres, con los niveles de volta

•IY

je actuales para los años siguientes serán:

AÑO DEMANDAKW

1978 23.000

1979 26.000

1980 37.000

1981 41.000

REGULACIÓNRsy-Azog.%

3.62

9.74

48.86

129,84

PERDIDASKW

1.3651.411

9.552

27.065

DE POTENC%

8.25

6.86

24.17

43.16

PERDIDAS EN SUCRESS/.

1'277.504,oo

1'320.555,oo

8'939.717,oo

25'330.133,oo

2.- Para el a n i l l o de 69 KV, el costo de operación anual menor es de -

S/. 21'962.000,00 con el conductor 477 MCM; siguiéndolo en costo -

el del conductor 266.8 MCM con S/. 23'930.000,oo.

3.- El costo anual de operación más bajo para el anillo de 13.8 KV de

la ciudad de Cuenca, es con el conductor 477 MCM con S/. 610.000,oo

le sigue el del conductor 266.8 MCM con S/. 757.000,oo

4.- En el a n i l l o de la ciudad de Azogues de 13.8 kv, el costo menor de

operación anual, es con el conductor 477 MCM, con S/. 668.000,oo,-

siguíéndolo en costo el del conductor 266.8 MCM, con S/. 992.000,oo.

5.- Para las líneas de subtransmísíón de 69 kv, a los diferentes canto

nes del sistema regional, los dos costos de menor operación anual-

son:

LÍNEA

S/E4 - Azogues

S/E4 - Paute

S/E5 - Girón

S/E6 - Sígsíg

Azogues - Cañar

CONDUCTOR

AWWG

477 MCM - 266.8 MCM

266.8 MCM - 4/0

4/0 - 3/0

3/0 - 4/0

3/0 - 4/0

COSTO ANUAL DE OPERACIÓN

MÍ les de sucres.

1.701,oo - 2.561,00

480,oo - 482,oo

489,oo - 491,00

358,oo - 378,oo

34l,oo - 355,oo

Paute - Gualaceo

Girón - Sta. Isabel

S/E % - S/E SEcción

S/E 6 - S/E 3

Saymírín-S/E Secc.

Saucay - S/E 4

- 52 -

3/0 - 4/0

3/0 - 4/0

266.8 MCM - 477 MCM

477 MCM - 266.8 MCM

266.8 MCM - 477 MCM

477 MCM - 266.8 MCM

137,oo

282,oo

141,00

189,00

260,oo

6l1,oo

l40,oo

295,00

I42,oo

229,0o

269,oo

813,00

Del anál is is de los costos anuales de operación de las diferentes

líneas se puede sacar como conclusiones lo siguiente:

a) De no cambiarse los niveles de voltaje existentes, las pérdidas que-

en sucres s igni f icará para el futuro, serán mayores; s¡ para 198! las

pérdidas son elevadas, cuando la demanda del sistema sea considera—

ble, estas obviamente serán mucho mayor.

b) El tipo de conductor de voltaje apropiado para un costo de operación

anual aceptable, en los diferentes ani l los de transmisión y distr ibu

ción, es de 477 MCM a 6.900 volt ios para el primero, y el conductor-

477 MCM a 13'800 voltios para los segundos.

c) Las líneas de transmisión Saucay - S/4 y S/E 4 - Azogues, deberán ir

con conductor 477 MCM, que es el que mejor costo anual de operación-

ofrece.

d) En las demás líneas de subtransmision de 69.000 volt ios, hacia los -

diferentes cantones, se ve claramente del cuadro anterior, que la di

ferencia de costos de operación entre un conductor y otro, es peque-

ña, por lo que la desíción que se tomará entre construir las 1íneas-

con un determinado cal ibre de conductor, será según los factores téc

nícos más convenientes de regulación de voltaje y pérdidas.

De los aná l i s i s técnicos y económicos realizados, se puede defi-

nir ya la conveniencia de los cambios de los niveles de voltaje actual-

mente en servicio, por los propuestos en este estudio.

- 53 -

4.2. PROGRAMAS DE CAMBIOS Y CONSTRUCCIONES:

Para el programa de los cambios de niveles de voltaje, se hará"-

de acuerdo a las necesidades más urgentes que se tienen en mejorar las

pérdidas de potencia y regulación de voltaje de las líneas actuales. -

Estos cambios deberán ser: Inmediatos (1978-1981), mediatos (1982-1985)

y a largo plazo (1986-1995). Gráficos No. 13, No. 14 y No. 15.

Inmediatos:

J./HSA

*/£ 4 - % A

*/£4- */* 6

S/JE4- S/í P

Mediatos:

VE 5 - *k S

%*-*A6

Ü K E A

t*.S ttv

X3. e é>9/¡3.8 kv . a

*/£ £

*/£ P

s/£

S/E 3

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diagrama de cambios inmediatos. 1978 - 1982.

gráfico 4E 13.

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diagrama de cambios a largo plazo. 1986 -1995

gráfico 4^ 15.

Largo Plazo:

63 KV 8

«/E Sí

13.6 kv

t

La construcción de los al ímentadores primarios de distrí bución ,-

se lo irá haciendo paralelamente con la instalación de las subestaciones

de distribución, y de acuerdo a los requerimientos que se tengan.

Los cronogramas de los cambios se da en los Cuadros No. 32, No. 33, No.

34 y No. 35.

RAZONES DE LOS CAMBIOS Y CONSTRUCCIONES:

INMEDIATOS: Las líneas de 22.000 voltios: Saucay - S/E 4 y Saymirín--

Guapán, para 1980, serán los de más al ta regul ación, con -

el 19.24% y 8.86% respectivamente; lo que obligará a la necesidad Inme

diata de la construcción de las líneas Saucay - S/4, y S/4 - S/E Azo ---

gues a 69-000 voltios; la primera línea antes citada está ya construida

para el voltaje de 69 KV y con conductor 477 MCM, quedando tan solo la-

¡nstalacíón de las subestaciones de elevación y reducción.

- 55 -

Para satisfacer la demanda de las fábricas ERCO y Guapán ya am—

pliadas, se debe construir las líneas de distribución a 13-800 voltios:

S/E 4 - S/E ERCO, y S/E Azogues - S/E Guapán.

Para integrar completamente a la provincia del Azuay, será nece-

sario entonces la construcción de las líneas S/E 4 - S/E Paute y S/E --

Paute - S/E Gualaceo, con sus respectivas subestaciones de reducción.

Para el servicio de la ciudad de Azogues se deberá construir la-

1ínea S/E Azogues - S/E 1 Azogues, y la subestación de distribución res

pectiva; de aquí deberá partir una línea de distribución hacía el can--

tón B t b l i á n .

1

Para la línea S/E 4 - S/E 5, y la subestación de reducción res--

pectíva, será conveniente su instalación en éste período por cuanto ser

vira a la parte oeste de la ciudad de Cuenca y sus parroquias occidenta

les. Los al imentadores de 6.3 KV y 2.4 KV deberán ser cambiados por -

los de 13-8 KV simultáneamente con la construcción de las subestaciones

de distribución. Convendría el indicar que en la ciudad de Cuenca, la-

parte céntrica de la misma está servida por redes subterráneas de 6.300

voltios, lo que impediría hacer el cambio de voltaje, por razones como-

son: abertura de zanjas en las veredas y calles para los ductos, suspen

síón del servicio eléctrico a la zona por un tiempo largo, molestias en

el tráfico motorizado, etc.; además que el costo del cambio con cable -

subterráneo va a ser elevado; por lo que, lo más conveniente será dejar

a la zona mencionada, con el nivel de voltaje actual, haciendo que los-

al imentadores presentes que sirven a zonas aéreas y subterráneas, s i l —

van solo a éstas últimas, con lo que se disminuiría las pérdidas de po-

tencia y se mejoraría la regulación.

MEDIATOS: La línea Saymirín - S/E Secc íonamiento, luego de que se haya

construido la línea Cuenca-Azogues, y que la planta se lo ha

ya ampliando a 10 MW, tendría una regulación del 9,8%, y para di s m i n u i r

•i

56 -

esta regulación alta, es necesario la construcción de la citada línea a

69.000 volt ios.

\a una mejor confiabi1¡dad en el servicio, y para satisfacer -

la demanda de la ciudad de Cuenca que para éstos años será ya considera

ble, se tendría que construir las líneas de 13-8 KV: S/E ERco - S/E 3,-

Seccionamiento - S/E 4.

En 1983 debe entrar en funcionamiento la central hidroeléctrica-

de Paute, por lo que será necesario la construcción de las líneas S/E 5

- S/E 6 y S/E 6 - S/E Cuenca, para poder recibir la energía proveniente

de dicha central.

La central térmica de Monay tendría que dejar de operar en éste-

período, por lo que se necesitara construir las líneas S/E Seccionamien

to - S/E 5 y S/E 6 - S/E 3, con lo que se tendrá la alimentación necesa

ría al a n i l l o de 13-8 KV de la ciudad de Cuenca.

En la ciudad de Azogues será conveniente la construcción de la -

línea S/E 1 Azogues - S/E 3 Azogues, con la subestación de distribución

respectiva, para tener una mayor capacidad de servicio para la ciudad -

y parroquias.

La instalación de los al imentadores de 13-8 kv se deberá hacer--

los simultáneamente con la instalación de las subestaciones reductores,

y el número de los mismos se harán de acuerdo a las necesidades que se

tengan.

LARGO PLAZO: La construcción de la línea S/E k - S/E Cuenca, será nece

sario para formar el an i l l o de 69.000 voltios, además que

se dará la confiabi1ídad necesario al sistema.

Las líneas de 69-000 voltios que sirvan a los cantones de Sigsig

- 57 -

Girón, Sta. Isabel y Cañar, se les construirá en éste período, por cuan

to es aquí cuando la demanda por parte de estos centros de consumo va a

tener un valor representantivo que justifiquen las ínvernsíones a real i

zarse.

El a n i l l o de la ciudad de Cuenca de 13.800 voltios, se le con

cluirá con la construcción de las líneas S/E Seccionamíento - S/E 1, S/E

1- S/E 2 y S/E 2 - S/E 3, con la necesidad de dar una mayor seguridad -

de servicio y satisfacer la demanda que será ya de 65 MW.

Finalmente la construcción de la línea S/E 3 Azogues - S/E Azo--

gues, se lo hará con la finalidad de serv ir la demanda de la ciudad y

de las parroquias orientales del Cantón Azogues.

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5-1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:

Del estudio de la standarizacion de voltaje en el sistema Regio-

nal "Centro-Sur", se puede anotar lo siguiente:

1.- Los estudios realizados para el cambio de niveles de voltaje, se lo

han hecho, en base a una proyección de la demanda, la misma que de

de variar más de lo calculado, podría alterar los resultados obte-

n idos.

2. - La ubicación de las diferentes subestaciones en 1 as ciudades de

Cuenca y Azogues, se las realizó viendo lo más conveniente, de a

cuerdo a la configuración de cada una de ellas.

3.- Los voltajes y calibres de conductores escogidos para realizar éste

estudio, han sido tomados de acuerdo a lo recomendado por el Insti-

tuto Nacional de Electrificación (INECEL).

4.- El diseño de las subestaciones de reducción y distribución del sis-

tema, se las hizo solo para efectos del cálculo económico, pero sin

el diseño para una buena confiabi1idad, lo cual tendría que hacerse

en un estudio más detallado.

5." La generación que se tendrá en el sistema, se lo ha asumido, pensan

do en que la central de Paute, entrará en operación en el año pre—

visto (1983), por que de no ser así el cálculo variaría notablemente

al considerar otros puntos de generación necesarios.

6.- La unificación de los niveles de voltaje, no solamente que traería-

como ventaja las mejoras de pérdidas y de regulación, sino que al -

mismo tiempo se beneficiaría todo el sistema, en cuanto a la adqui

sícíón y reposición de los materiales, equipos y accesorios, para la

construcción y reparación (en caso de fallas ó deteriores) de las -

instalaciones existentes y futuras.

7-- Es conveniente que la formación de la Empresa Eléctrica Regional

"Centro-Sur", se lo realice a la brevedad posible, para que la re--

gión se beneficie de una mejor administración económica y técnica.

8.- Para la mejor operación del sistema sería recomendable, el que en -

el futuro se realice una optimízación del sistema, en lo que tiene-

que ver a despachos de cargas por parte de las diferentes centrales,

y a coordinación de las protecciones.

9.- El análisis del costo de cambio de los voltajes en el sistema regio

nal se lo realizó con costos para el año de 1975; pudiéndose esti—

mar un costo actualizado si se considera un porcentaje de crecimien

to anual de los costos en un 1%.

10. Las parroquias costaneras pertenecientes a la provincia del Cañar,-

tales como M.J. Calle, Troncal, etc. serán servidas de energía por-

la Empresa Eléctrica del Ecuador, y a que las distancias son peque-

ñas y en la actualidad tienen ya el servicio la mayoría. Igual po-

dríamos hablar de los centros poblados costaneros de la provincia-

del Azuay, que se dotarían de energía de la Empresa Regional "El 0-

ro"; y los centros poblados del Sur de la provincia, estarían serv[

dos por la "Empresa Regional Sur".

L I O G R A F I A.

1.- CENTRALES Y REDES ELÉCTRICAS

Buchold - Happoldt

Editorial Labor, S.A. 1971.

2.- ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN Y DISTRIBUCIÓN

Enciclopedia Ceac de Electricidad

Ediciones Ceac, S.A. 197^*

3.- ANÁLISIS DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

W i l l í a m D. Stevenson

McGraw H i l l Book Company, 1962.

¿K- ELECTRICAL TRANSMISIÓN AND DISTRIBUTION

Westinghouse Electrical Corporation, 1965-

5.- REDES ELÉCTRICAS

Gandencio Zoppettí

Gustavo G i l í , S.A. 1964.

6.- MANUAL DEL ELECTROTÉCNICO

Franz Moeller

Editorial Labor, S.A. 196?.

7.- ECONOMÍA SIMPLIFICADA

Les 1 i e P. S inger

PublEcacion Cogesa - Doubleday. 1965-

8.- Enciclopedia de Contabilidad

Juan Rene Bach

Ediciones Argentinas S.R.L. 1975-

9.- ANILLO DE SUBTRANSMISION PARA LA CIUDAD DE CUENCA

Hugo Peñafiel

Tesis de Grado, 1975.

- 2 -

10.- PLAN QUINQUENAL DE ELECTRIFICACIÓN

Sistemas Regionales

Inecel ,

11.- SISTEMA REGIONAL CENTRO - SUR

CEI Consultores. 1976.

12.- SISTEMA REGIONAL CENTRO - NORTE

Estudios de Planeamiento

Inecel, 1976.

13-- ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS

Boletín No. 10

Inecel, 1975.

14.- CENSOS NACIONALES. PROVINCIAS DE AZUAY Y CAÑAR

De población

Inecel, 197^.

15." CENSOS NACIONALES. PROVINCIAS DE AZUAY Y CAÑAR

De vivienda

Inecel, 197**.

16.- APUNTES DE LINEAS DE TRANSMISIÓN

Ing. Honorato Pl acenci a, 1975-

17.- APUNTES DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

Ing. Víctor Orejuela, 1976.

18.- APUNTES DE ECONOMÍA

Ing. Guido Soria, 1976.