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propias las creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO – FINANCIERO PARA LA
OPTIMIZACIÓN Y FACTIBILIDAD DE UNA RED ELÉCTRICA
SUBTERRÁNEA DE DISTRIBUCIÓN EN ZONAS URBANAS
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DE LOS TÍTULOS DE INGENIEROS
ELÉCTRICOS
SILVIA VERÓNICA LEMA AYO
HENRY LEONARDO VÁSCONEZ ACUÑA
DIRECTOR: JOSÉ MEDARDO CADENA MOSQUERA, Ing.
Quito, Julio 2016
i
DECLARACIÓN
Nosotros, Silvia Verónica Lema Ayo y Henry Leonardo Vásconez Acuña,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría;
que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación
profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y
por la normatividad institucional vigente.
____________________________ _______________________________
Silvia Verónica Lema Ayo Henry Leonardo Vásconez Acuña
ii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Silvia Verónica Lema Ayo
y Henry Leonardo Vásconez Acuña, bajo mi supervisión.
____________________________ José Medardo Cadena Mosquera, Ing.
DIRECTOR DEL PROYECTO
iii
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios, quien siempre con su bendición me ha permitido alcanzar mis
metas hasta hoy propuestas, gracias infinitas por haber puesto en mi camino a
grandes y maravillosas personas desde el primer día de mi existencia.
A mis padres Luisa y Marcelo, personas virtuosas, por darme el regalo más
hermoso que es la vida, por su apoyo brindado, por su ejemplo y confianza
depositada en mí. Mil gracias padre y madre por sus consejos y su inmenso amor
el cual me ha guiado de manera correcta para llegar a ser la persona que ahora
soy, son el pilar fundamental de mi existencia y a quienes atribuyo todos los
éxitos de mi vida.
A mis hermanas queridas Pao, Adry y Vero, por su amor, ayuda, apoyo
incondicional y desinteresado. Esto fue posible por ustedes y para ustedes. A
mis hermosos sobrinos Adrián, Emilia y Sebas, que con cada acto de amor y
ternura supieron alegrar y llenar mi vida de luz y cariño.
A mi director de tesis Ing. Medardo Cadena, por su valiosa ayuda, dirección y
disponibilidad profesional en el desarrollo de este proyecto, sin duda un ejemplo
a seguir.
Al Ing. Mario Utreras, Ing Edison Naranjo y a todos quienes hacen parte de la
Unidad de Soterramiento de la Empresa Eléctrica Quito, con inmenso aprecio y
gratitud agradezco sus consejos, enseñanzas y apoyo.
Diego, gracias por ser mi gran apoyo y ayuda a lo largo del desarrollo de este
proyecto, por darme ánimos y no dejarme desfallecer, espero sigamos
compartiendo muchos más bellos momentos juntos.
A mis amig@s Rouse, Dany, Xime, Franklin, Santy y Henry, por brindarme su
amistad incondicional y por estar a mi lado en cada momento bueno o malo.
A la Carrera de Ingeniería Eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional, por todos
los conocimientos adquiridos, y si me preguntan ¿fue difícil?, la respuesta es sí
pero la satisfacción de haberlo logrado es más grande.
Silvia Verónica
iv
A Dios por guiar mi camino.
A mis padres y a mis hermanos por brindarme su amor y realizar grandes
esfuerzos para mi formación personal y académica.
A todos los ingenieros y amigos que conforman la Empresa Eléctrica Quito, en
especial al Ing. Mario Utreras y al Ing, Naranjo de la Unidad Temporal de
Soterramiento por brindarnos su ayuda, amistad y grandes experiencias para
poder realizar este proyecto.
A todos y cada uno mis amigos y compañeros de aula con quienes he compartido
grandes experiencias y forman parte de mi vida, en especial a Santiago, Rubén,
Silvi y Paola, muchas gracias por todo su apoyo y sobre todo por su amistad
incondicional.
A Tatty por toda su ayuda, por ser una persona incondicional y por siempre estar
junto a mí en los buenos y malos momentos.
Al Ing. Medardo Cadena por su gran colaboración en la dirección del presente
trabajo.
Henry Leonardo
v
DEDICATORIAS
Con profundo amor dedico este logro primero a Dios y a mis padres Marcelo
Lema y María Luisa Ayo, quienes me han inculcado los principios que guían mi
vida acompañado de su cariño y sus incesantes esfuerzos para que yo termine
mis estudios. Son mi fortaleza.
A mis hermanas Pao y Adry porque las AMO y son el motivo de mi superación,
nose que sería de mi vida sin ustedes.
A mis sobrinos Adrián, Emilia y Sebastián que son las personitas que alegran
mis días y porque sé que ustedes en un futuro también serán unos grandes
profesionales.
A mi familia, por sus palabras de aliento, porque siempre creyeron en mí y por
sus bendiciones recibidas aquí en la Tierra y por las que recibo desde el cielo
(abuelitos y tía Carmita), sé que desde donde se encuentren comparten mi
triunfo.
Silvia Verónica
A mi madre Mónica Jimena Acuña, a mi padre Juan Miguel Vásconez, mis
hermanos Juan Carlos, Isabel, Miguel y Gaby quienes han sido mis ejemplos a
seguir y los pilares donde siempre he encontrado el apoyo incondicional y la
fortaleza para lograr mis metas.
A mis sobrinos Sophy, José Gabriel, Israel y Abigail quienes deseo superen todo
de lo que yo alcance a lograr y sepan que siempre pueden contar con mi ayuda.
Henry Leonardo
vi
CONTENIDO DECLARACIÓN ............................................................................................................ i
CERTIFICACIÓN ......................................................................................................... ii|
AGRADECIMIENTOS ................................................................................................. iii
DEDICATORIAS .......................................................................................................... v
RESUMEN .................................................................................................................... x
PRESENTACIÓN ........................................................................................................ xi
CAPÍTULO 1 ................................................................................................................ 1
1. ALCANCE Y OBJETIVOS ..................................................................................... 1
1.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1
1.2 OBJETIVOS ................................................................................................... 3
1.2.1 OBJETIVO GENERAL ....................................................................................... 3
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................ 3
1.3 ALCANCE ...................................................................................................... 3
1.4 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................ 4
CAPÍTULO 2 ................................................................................................................ 5
2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................... 5
2.1 INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 5
2.2 SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN ................................................. 5
2.2.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN EL ECUADOR ....................................... 5
2.2.2 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN ......................................................... 7
2.2.3 SISTEMA PRIMARIO ........................................................................................ 7
2.2.4 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN .............................................................. 8
2.2.5 RED SECUNDARIA ........................................................................................... 8
2.2.6 ACOMETIDAS Y USUARIOS FINALES ......................................................... 8
2.3 TIPOS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN ......................................................... 8
2.3.1 RED DE DISTRIBUCIÓN AÉREA ................................................................... 9
2.3.2 RED DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEA ................................................... 9
vii
2.3.3 RED DE DISTRIBUCIÓN CON TOPOLOGÍA RADIAL .............................. 10
2.3.4 RED DE DISTRIBUCIÓN CON TOPOLOGÍA EN ANILLO........................ 10
2.4 RED DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA ............................ 11
2.4.1 DEFINICIONES GENERALES ...................................................................... 12
2.4.2 CRITERIOS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN PARA UNA RED
SUBTERRÁNEA ............................................................................................................. 14
2.5 HERRAMIENTAS COMPUTACIONALES ..................................................... 21
2.5.1 DISREQ.............................................................................................................. 22
2.5.2 AUTOCAD ......................................................................................................... 22
2.5.3 CYMDIST ........................................................................................................... 23
CAPÍTULO 3 .............................................................................................................. 25
3. DISEÑO Y ANÁLISIS TÉCNICO ......................................................................... 25
3.1 ANÁLISIS DE LA RED ACTUAL ................................................................... 25
3.2 UBICACIÓN Y DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO ........................... 25
3.3 DESCRIPCIÓN DE LA RED AÉREA DE DISTRIBUCIÓN ACTUAL ............. 26
3.3.1 SUBESTACIONES Y PRIMARIOS ................................................................ 26
3.3.2 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN .............................................. 28
3.3.3 RED DE BAJO VOLTAJE Y ALUMBRADO PÚBLICO ............................... 29
3.3.4 USUARIOS ........................................................................................................ 30
3.4 OPERACIÓN ACTUAL DE LA RED ............................................................. 32
3.4.1 METODOLOGÍA APLICADA .......................................................................... 32
3.4.2 RESULTADOS Y ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN .................................... 34
3.5 DISEÑO DE LA RED ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA .................................... 39
3.5.1 ESTIMACIÓN Y CÁLCULO DE LA DEMANDA MÁXIMA UNITARIA ...... 39
3.5.2 COMPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES DE COBRE Y ALUMINIO . 52
3.5.3 COMPARACIÓN ENTRE CÁMARAS ELÉCTRICAS CONVENCIONALES,
PADMOUNTED Y CON CELDAS COMPACTAS....................................................... 55
3.5.4 DISEÑO DE LA RED DE MEDIO, BAJO VOLTAJE Y ALUMBRADO
PÚBLICO........................................................................................................................... 56
viii
3.6 ANÁLISIS TÉCNICO .................................................................................... 76
3.6.1 PARÁMETROS DE CÁLCULO ...................................................................... 77
3.6.2 SIMULACIÓN EN OPERACIÓN NORMAL .................................................. 78
3.6.3 SIMULACIÓN EN CONTINGENCIAS ........................................................... 81
CAPÍTULO 4 .............................................................................................................. 86
4. ANÁLISIS ECONÓMICO - FINANCIERO ............................................................ 86
4.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 86
4.2 COSTOS ...................................................................................................... 86
4.2.1 INVERSIÓN EN OBRA ELÉCTRICA ............................................................ 87
4.2.2 INVERSIÓN EN OBRA CIVIL ......................................................................... 89
4.2.3 INVERSIÓN TOTAL ......................................................................................... 90
4.2.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ...................................... 91
4.3 INGRESOS Y BENEFICIOS ........................................................................ 91
4.3.1 INGRESOS POR VENTA DE ENERGÍA ...................................................... 92
4.3.2 INGRESOS POR DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS ................. 93
4.3.3 INGRESO POR AHORRO EN COSTO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA .... 94
4.3.4 INGRESO POR CUMPLIMIENTO DE LA ORDENANZA MUNICIPAL 022 ....... 94
4.3.5 OTROS BENEFICIOS ..................................................................................... 94
4.4 FUJO DE FONDOS ...................................................................................... 96
4.4.1 INVERSIÓN CON FINANCIAMIENTO REEMBOLSABLE ........................ 96
4.4.2 INVERSIÓN CON FINANCIAMIENTO NO REEMBOLSABLE ................. 98
4.5 BENEFICIO ECONÓMICO POR UTILIZACIÓN DE ALUMINIO .................. 100
CAPÍTULO 5 ............................................................................................................ 102
5. GUÍA DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS
SUBTERRÁNEAS DE DISTRIBUCIÓN EN ZONAS URBANAS CONSOLIDADAS. . 102
5.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 102
5.2 DISEÑO ELÉCTRICO ................................................................................ 102
5.2.1 CONSULTA PRELIMINAR ............................................................................ 102
ix
5.2.2 PLANOS ........................................................................................................... 103
5.2.3 CAÍDAS DE VOLTAJE ADMISIBLES ......................................................... 103
5.2.4 DETERMINACIÓN DE LOS TIPOS DE USUARIOS EXISTENTES ...... 104
5.2.5 DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA UNITARIA ................... 104
5.2.6 DISEÑO DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE (MV) .................................... 104
5.2.7 DISEÑO DE LA RED DE BAJO VOLTAJE (BV) ....................................... 107
5.2.8 DISEÑO DE LA RED DE ALUMBRADO PÚBLICO (AP) ......................... 111
5.2.9 SISTEMA DE PROTECCIÓN DEL DISEÑO .............................................. 111
5.2.10 OBRA CIVIL .................................................................................................... 112
CAPÍTULO 6 ............................................................................................................ 121
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 121
6.1 CONCLUSIONES ....................................................................................... 121
6.2 RECOMENDACIONES ............................................................................... 123
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 125
ANEXO A. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LA RED ÁREA ACTUAL ... 127
ANEXO B. RESULTADOS DE CÁLCULOS DE LAS CAÍDAS DE VOLTAJE ............ 133
ANEXO C. RESULTADOS DE SIMULACIONES DE LA NUEVA RED ..................... 143
ANEXO D. PLANOS DE DISEÑO DE LA RED DE MEDIO, BAJO VOLTAJE,
ALUMBRADO PÚBLICO, DIAGRAMA UNIFILAR Y OBRA CIVIL............................. 158
ANEXO E. ACTAS FIRMADAS DE APROBACIÓN EL DISEÑO PLANTEADO PARA LA
NUEVA RED SUBTERRÁNEA DEL PROYECTO LA MARISCAL POLÍGONO – 3 ... 165
x
RESUMEN
Dentro de los cambios presentados en el sector eléctrico, se encuentra el
crecimiento de demanda en la etapa de distribución de energía y cómo
consecuencia de esto el reforzamiento y reordenamiento de las redes de
distribución, motivo por el que las empresas distribuidoras del país presentan
dos principales desafíos, suministrar energía a nuevos usuarios y continuar
entregándola a las redes de distribución existentes.
En el presente proyecto se realiza el diseño, análisis técnico y análisis económico
- financiero de la red subterránea de distribución que alimentará al Polígono – 3
del sector La Mariscal de la ciudad de Quito. Es de vital importancia la
planificación en los sistemas de distribución, es así que, primero se realiza un
análisis del estado actual de la red del proyecto y en base a los resultados
obtenidos iniciar la etapa de diseño del soterramiento. A continuación se realiza
un análisis, en tres empresas distribuidoras del país, acerca del procedimiento
utilizado para calcular la demanda máxima unitaria del usuario más
representativo de un proyecto, para de esta manera establecer y aplicar el mejor
procedimiento para obtener el valor de esta demanda, y junto al Plan de Uso y
Ocupación del Suelo obtener la demanda máxima unitaria proyectada. Con el
cálculo de dicha demanda se consigue especificar los equipos y elementos que
formarán parte de las nuevas redes de medio, bajo voltaje y alumbrado público;
se elaboran los planos con los detalles de la nueva red subterránea a ser
construida e instalada. Posteriormente el diseño es analizado con la ayuda del
software Cymdist, por medio del cual se modela la red y se establece su
viabilidad.
En el análisis económico - financiero del proyecto, se determina el monto de
inversión en la obra eléctrica y la obra civil, y se procede a realizar flujos de
fondos, con los que se establece la factibilidad y el mejor escenario económico
para la ejecución del proyecto.
Finalmente, se elabora una guía de diseño y construcción para redes eléctricas
subterráneas de distribución en zonas urbanas consolidadas, basada en los
conocimientos adquiridos en la realización del proyecto Soterramiento La
Mariscal – Polígono 3 de la ciudad de Quito.
xi
PRESENTACIÓN
El presente proyecto de titulación es un trabajo realizado en forma conjunta con
la Empresa Eléctrica Quito el cual lleva como título “Análisis técnico - económico
- financiero para la optimización y factibilidad de una red eléctrica subterránea
de distribución en zonas urbanas”, el mismo que se forma por seis capítulos,
descritos a continuación:
En el primer capítulo se presenta la introducción del tema del proyecto, los
objetivos, la justificación y el alcance que tendrá el proyecto.
En el segundo capítulo se presenta definiciones técnicas relacionadas a los
sistemas de distribución de energía eléctrica en el Ecuador y al estudio de las
redes eléctricas subterráneas en general, junto con los programas
computacionales que se utilizaran, para el análisis y desarrollo del proyecto.
En el tercer capítulo se presenta inicialmente el levantamiento de la información
del área de estudio, permitiendo conocer la situación actual de la red. Luego se
procede a realizar en detalle el diseño y análisis técnico de la nueva red
subterránea de distribución, considerando la estimación de la demanda,
topologías, caídas de voltaje, selección de conductores, cámaras de
transformación y protecciones.
En el cuarto capítulo se presenta el resumen de los costos de los equipos y
materiales, tanto eléctricos como civiles a ser utilizados en el proyecto, para de
esta manera determinar el valor de la inversión a requerirse para su ejecución.
También se presenta los flujos de fondos con diferentes escenarios financieros
con los que se obtiene los índices económicos - financieros que determinan la
viabilidad del proyecto.
En el quinto capítulo se presenta una guía de diseño y construcción para redes
eléctricas subterráneas de distribución en zonas urbanas consolidadas,
conformada por lineamientos básicos de diseño y construcción.
En el sexto capítulo se presenta las conclusiones y recomendaciones del trabajo
desarrollado.
1
CAPÍTULO 1
1. ALCANCE Y OBJETIVOS
1.1 INTRODUCCIÓN
Un área estratégica del Ecuador es el sector eléctrico, este importante sector ha
tenido varios cambios en los últimos tiempos, en cada una de sus etapas:
generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.
Como referente a uno de los cambios en la etapa de distribución de energía
eléctrica se toma el sistema de distribución subterráneo. En grandes ciudades
se manejan tanto sistemas de distribución aéreos como subterráneos, siendo los
últimos una necesidad debido a distintos factores y beneficios, ya sea por
necesidades técnicas de las instalaciones o por el impacto que estas generan
sobre su medio.
Al aumentar las demandas de carga en zonas urbanas consolidadas, la
construcción de un sistema de distribución aérea se torna difícil de maniobrar en
referencia a conductores y transformadores de mayor tamaño que se requieren,
motivo por el que en el Ecuador se ha encontrado como una alternativa favorable
el utilizar la distribución subterránea en las zonas comerciales del centro de
ciertas ciudades.
Aunque en un menor porcentaje de los alimentadores primarios se están
construyendo sistemas de distribución subterránea, la preferencia a este tipo de
red de distribución se está incrementando y se espera siga creciendo, ya que las
redes de distribución subterránea serían la solución para satisfacer de forma
adecuada, las necesidades cada vez mayores de los usuarios de las empresas
distribuidoras, por tener un suministro de energía eléctrica de mayor calidad y
con una mejor continuidad de servicio.
La construcción de redes subterráneas representan un incremento en el costo
de la instalación de este tipo de red, esto se debe a que en el momento de su
construcción se debe realizar la perforación de vías públicas para alojar los
bancos de ductos, conductores y señalética de los mismos; además de que se
2
debe contar con el personal especializado, encargado de construir y operar este
tipo de redes, motivo por el que el diseño de la red desempeña un papel muy
importante, haciendo que las correctas proyecciones de las instalaciones sean
económicamente competitivas.
A pesar de que la instalación de redes subterráneas representa un incremento
en el costo de las instalaciones de redes de distribución eléctrica, se considera
que con la instalación de este tipo de red se cumple con los objetivos de
renovación de infraestructuras de las redes actuales, por medio del
reordenamiento de las redes aéreas existentes y la instalación de un nuevo
servicio con una mayor capacidad de servicio y seguridad; además de que en el
ámbito social, el tener este tipo de red de distribución, mejora el flujo de turistas
que visitan Ecuador.
Las ventajas de tener un suministro de energía eléctrica por medio de redes de
distribución subterráneas con respecto a las redes aéreas, se las puede resumir
así:
Mayor continuidad de servicio
Mayor seguridad
Menor impacto ambiental
Mejor estética urbana
Debido a que es difícil operar varias funciones de mantenimiento en un sistema
de distribución subterráneo mientras se encuentra energizado a diferencia con
las manipulaciones en un sistema aéreo, se debe tomar precauciones en el
diseño y construcción del sistema, para instalar el equipo de operación,
protección y seccionamiento necesario ante un evento de falla en la red. Por lo
general la planificación y diseño de un sistema de distribución subterránea se
divide en tres grupos: consideraciones de la operación actual de la red aérea
existente, diseño del nuevo sistema y selección del equipo.
El presente trabajo se desarrolla con el objetivo de establecer lineamientos
básicos relativos al diseño y construcción de redes subterráneas en zonas
urbanas consolidadas, y por medio de esto obtener la remodelación de redes
aéreas a subterráneas en medio voltaje, bajo voltaje y alumbrado público a nivel
3
del país. Tomando en cuenta la visión futura de nuevas implementaciones de
redes inteligentes para incrementar la confiabilidad y seguridad de la distribución
de la energía eléctrica.
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 OBJETIVO GENERAL
Formular lineamientos básicos relativos al diseño y construcción de redes
eléctricas subterráneas de distribución en zonas urbanas consolidadas, para el
mejoramiento del desempeño de este tipo de redes.
1.2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Recopilar información actual y nuevas tecnologías utilizadas para la
construcción de redes eléctricas subterráneas a nivel nacional e
internacional.
Analizar los criterios de diseño eléctrico, metodología de construcción en
obra civil, equipos y materiales utilizados en proyectos de redes eléctricas
subterráneas de distribución.
Realizar el estudio técnico - económico - financiero de un proyecto de
soterramiento de una red de distribución de la ciudad de Quito.
Formular lineamientos básicos de diseño y construcción para redes
eléctricas subterráneas de distribución en zonas urbanas consolidadas.
1.3 ALCANCE
Para cumplir con los objetivos antes propuestos, inicialmente se buscará
información relacionada a proyectos de soterramiento más representativos ya
ejecutados a nivel nacional e información de nuevas tecnologías utilizadas para
la construcción de redes eléctricas subterráneas de distribución en el país e
internacionalmente.
En base al análisis de la información recopilada en relación a criterios de diseño
eléctrico, metodología de construcción en obra civil, equipos y materiales a
utilizarse en la construcción de una red eléctrica de distribución subterránea, se
4
procederá a realizar el análisis técnico - económico - financiero de una red de
distribución de la ciudad de Quito.
Se formulará lineamientos básicos de diseño y construcción para redes
eléctricas subterráneas de distribución en zonas urbanas consolidadas.
1.4 JUSTIFICACIÓN
En función de las políticas emitidas por el Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable, las diferentes Empresas Eléctricas de Distribución del país han
iniciado trabajos de soterramiento de cables, por lo que el presente proyecto de
titulación tiene como finalidad estudiar una red eléctrica subterránea de
distribución, refiriéndose a lo técnico - económico - financiero.
Mediante el desarrollo de un análisis técnico - económico - financiero para la
construcción de una red eléctrica subterránea de distribución, se pretende poner
en evidencia las ventajas que ofrece una red eléctrica subterránea, tales como
una mejor estética de la ciudad, mejores condiciones de seguridad para los
usuarios y trabajadores, la disminución de fallas causadas por factores externos,
lo que influye en la calidad de servicio eléctrico.
Al momento de transitar en una ciudad con redes eléctricas subterráneas, se
puede apreciar que las instalaciones eléctricas no se encuentran a vista de las
personas, por lo que se puede observar las construcciones de la zona sin que
exista contaminación visual.
Otro aspecto en el que influye el análisis de la factibilidad de una instalación
subterránea es la seguridad de las personas, ya que con este tipo de red eléctrica
se disminuyen considerablemente accidentes en especial con los ciudadanos ya
que no podrán ponerse en contacto con cables o equipos por donde circule
corriente eléctrica.
Mediante el presente proyecto de titulación, se pretende recopilar las mejores
prácticas obtenidas tanto a nivel Nacional como Internacional para la
implementación de futuras instalaciones de redes eléctricas subterráneas de
distribución en el país.
5
CAPÍTULO 2
2. MARCO TEÓRICO
2.1 INTRODUCCIÓN
En este capítulo se presentan y detallan las definiciones técnicas que
fundamentan el análisis a ser desarrollado en los siguientes capítulos. Se
mostrará una descripción teórica de los conceptos involucrados en el área de
Distribución y Redes Subterráneas, tomando en consideración que lo mostrado
en este capítulo intervendrá de manera directa o indirecta en la realización del
presente proyecto. Adicionalmente se realiza un resumen de los programas
computacionales utilizados para desarrollar el análisis de operación actual de la
red y el análisis técnico.
2.2 SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN [1] [2]
El Sistema Eléctrico de Distribución es la parte cuya responsabilidad principal es
suministrar energía a grandes grupos de consumidores, sin limitación de voltaje
de alimentación u otra restricción técnica de cualquier naturaleza, desde la
subestación de distribución hasta el consumidor final.
El Sistema de Energía Eléctrica debe cumplir con tres etapas importantes para
hacer posible su uso, estas son: Generación, Transmisión y Distribución. Cada
una de ellas desempeñan tares determinadas, y juntas se complementan para
dar lugar a lo que se conoce como un Sistema de Energía Eléctrica.
La distribución es la etapa más susceptible y vulnerable del Sistema Eléctrico,
ya que mantiene una relación casi directa con el usuario, razón por la cual se
debe cuidar todos los parámetros y consideraciones al momento de realizar un
diseño.
2.2.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN EL ECUADOR
El sistema de distribución es el conjunto de elementos, equipos y programas que
permiten entregar la energía al usuario final.
Está conformado por líneas de subtransmisión en voltajes de 69 kV, 46 kV que
alimentan a subestaciones ubicadas junto a los centros de carga cuya función
6
es la de reducir a voltajes menores para distribuir en las áreas urbanas y rurales
de los centros poblados, dentro de los voltajes más utilizados para esta
distribución se encuentran los niveles de: 34 kV, 22,8 kV, 13,8 kV, 13,2 kV y
6,3 kV este último nivel de voltaje se presenta únicamente en el sistema de la
Empresa Eléctrica Quito.
Finalmente en la etapa más cercana al consumidor se tienen transformadores
de distribución, los mismos que toman el voltaje de la red primaria y lo reducen
a niveles de 120/240V en sistemas monofásicos y 127/210V en sistemas
trifásicos, formándose así las redes de distribución secundarias,
complementariamente el sistema de distribución abarca también al sistema de
alumbrado público.
En la Figura 2.1 se puede observar un sistema de energía eléctrica desde su
generación, hasta el consumidor final, incluyendo una infraestructura típica de
entrega en cada etapa.
Figura 2.1. Sistema de Energía Eléctrica [3]
7
2.2.2 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
Una subestación de distribución es el inicio del suministro de energía para la
distribución a nivel local, su función principal es reducir el voltaje del nivel de
subtransmisión, el cual es de 46 kV para el caso de la Empresa Eléctrica Quito.
En esta subestación se encuentra instalado un transformador con la función de
reducir el voltaje a niveles de distribución, que son de 6.3 kV, 13.2 kV y 22.8 kV,
formando de esta manera la red de distribución primaria.
La subestación de distribución está formada por varios componentes, dentro de
los cuales se encuentran transformadores de potencia, interruptores y
reguladores de voltaje.
2.2.3 SISTEMA PRIMARIO
Conocido como red primaria, alimentadores primarios o red de medio voltaje,
formado por el conjunto de elementos como conductores, aisladores, estructuras
de soporte, canalizaciones, equipos de protección, que operan el voltaje primario
del sistema. Esta red inicia con las barras de medio voltaje de la subestación
de distribución y finaliza con los terminales de alto voltaje de los transformadores
de distribución.
En este sistema se puede distinguir entre un alimentador primario troncal y un
ramal o derivación. El alimentador primario troncal compone la parte principal de
la red primaria, debido a su capacidad de transporte; el ramal o derivación es
una parte de la red primaria, la cual se deriva de un alimentador primario troncal
para lograr suministrar energía a un área determinada.
2.2.3.1 Troncal
Un troncal es el tramo de mayor capacidad del alimentador primario, que
transmite energía desde la subestación de distribución a los ramales o
derivaciones. Estos circuitos se forman con conductores de grandes calibres.
2.2.3.2 Ramal o Derivación
Es la parte del alimentador primario, energizado por medio de un troncal, en
donde van conectados los transformadores de distribución y servicios
particulares suministrados en medio voltaje (circuitos expresos). Son de calibres
menores a los del troncal.
8
2.2.4 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Los centros de transformación son la finalización de la red primaria, en donde el
transformador de distribución reduce el nivel de voltaje a 127/210 o 120/240 V,
formando de esta manera la red de distribución secundaria, y por medio de la
misma dar suministro de energía a los usuarios en bajo voltaje.
Un centro de transformación puede ser aéreo, instalado sobre una estructura de
soporte, o puede ser una cámara eléctrica de transformación cubierta e instalada
al nivel del piso o subterránea. Este centro de transformación es diseñado y
construido únicamente para la instalación de los equipos de protección y
seccionamiento necesarios para llevar a cabo su operación.
2.2.5 RED SECUNDARIA
La red secundaria de distribución es la última fase de la etapa de Distribución,
que opera al voltaje secundario del sistema o al voltaje de utilización, por lo que
es el enlace directo con los consumidores.
Esta red es formada por varios circuitos secundarios, que son una componente
de la red comprendida entre el centro de transformación y el extremo más alejado
del mismo. Dentro de la red secundaria también se tiene la presencia de la red
de alumbrado público, la misma que es parte importante de la red de distribución
y opera al voltaje secundario del sistema, su función es alimentar y controlar las
luminarias para el alumbrado de vías y espacios de uso público.
2.2.6 ACOMETIDAS Y USUARIOS FINALES
Una acometida es la instalación que conecta un punto de la red secundaria con
el medidor de energía de cada uno de los usuarios, que equivale a conectar a la
carga de dicho usuario. Esta conexión puede realizarse de forma aérea o
subterránea, dependiendo del tipo de circuito secundario y del diseño realizado.
Los usuarios finales son personas naturales o jurídicas, las cuales mantienen
registrado un convenio con la Empresa Distribuidora para el suministro de
energía eléctrica dentro de su residencia, establecimiento comercial o edificio.
2.3 TIPOS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN
El constante cambio en la sociedad, el crecimiento acelerado con respecto a
urbanismo, industria, tecnología, comercio, etc. obliga a que el sistema eléctrico
9
de distribución evolucione con el mismo ritmo, de tal forma que se logre
suministrar energía a cada uno de los usuarios que forman parte del sistema.
Debido a lo antes mencionado, la evolución en el sistema eléctrico del país ha
sido evidente en los últimos años y por ende los sistemas de distribución no han
sido la excepción, el cambio en estos sistemas está enfocado a obtener una
mayor continuidad de servicio, mayor capacidad para soportar los cambios que
se puedan presentar en el sistema, que el porcentaje de clientes satisfechos sea
mayor, y de la mano de esto también se busca reducir tasas de interrupción de
energía y disminuir pérdidas en los sistemas.
Para lograr crear sistemas eléctricos más sostenibles y eficientes, se define
algunos tipos de redes de distribución, entre las más importantes y destacadas
se mencionan las redes de distribución aéreas y subterráneas. Por otro lado cabe
mencionar también que en Ecuador se tienen redes con diferentes topologías,
como: radial, anillo o mallada. Una conveniente combinación de estos tipos de
topología es en la actualidad el factor que establece el correcto funcionamiento
de una red.
2.3.1 RED DE DISTRIBUCIÓN AÉREA
Una red de distribución aérea es el conjunto de elementos que se encuentran
instalados en estructuras metálicas aéreas y se ubican principalmente a lo largo
de las calles. Una de las características más importantes de sus elementos es
que su medio dieléctrico es el aire.
Este tipo de redes de distribución presentan un menor nivel de continuidad y
seguridad de servicio, ya que es vulnerable al contacto o manipulación de
agentes externos al sistema, elevando también la posibilidad de causar un
accidente.
2.3.2 RED DE DISTRIBUCIÓN SUBTERRÁNEA
La red subterránea se caracteriza porque los conductores en los diferentes
niveles de voltaje se encuentran instalados bajo el nivel del suelo en estructuras
civiles, los cuales deben tener el aislamiento adecuado para cada nivel de voltaje
que garanticen un buen funcionamiento. Este tipo de red se caracteriza
10
principalmente por tener canalizaciones, cámaras de transformación,
conductores, pozos de revisión, equipos de protección y seccionamiento.
Una red subterránea se caracteriza por mantener índices de mayor confiabilidad
respecto a una red aérea ya que se encuentra menos expuesta a daños por
terceros, sin embargo por el uso de elementos que requieren de mayor
aislamiento sus costos son mayores, la operación y el mantenimiento requieren
para este tipo de red una cierta especialidad de los técnicos responsables de
dichas actividades.
La inversión de las redes subterráneas es mayor respecto de redes aéreas por
su componente de obra civil que requiere para el montaje de equipos y recorrido
de conductores.
2.3.3 RED DE DISTRIBUCIÓN CON TOPOLOGÍA RADIAL
La topología radial se caracteriza por tener su alimentación desde una sola
fuente ubicada en uno solo de sus extremos, transmitiendo la energía en forma
radial hasta llegar al usuario. Como ventaja se debe destacar su diseño y
construcción, tiene un bajo costo, es de fácil operación, sobresale su simplicidad
para ser implementada con protecciones adecuadamente coordinadas. La
principal desventaja en este tipo de topología es la falta de garantía en la
continuidad de servicio, es decir su baja confiabilidad, debido a que en el
momento de presentarse una falla en la fuente y no tener un respaldo, se cortaría
el suministro de energía.
2.3.4 RED DE DISTRIBUCIÓN CON TOPOLOGÍA EN ANILLO
2.3.4.1 Anillo Abierto
En la topología en anillo abierto cualquier punto de consumo en la red, puede
ser alimentado mediante dos posibles caminos eléctricos, pero solo uno de ellos
es efectivo, el otro camino sirve en casos de emergencia, y ante una posible falla
se realiza una transferencia de carga.
Este tipo de topología es la más utilizada actualmente, debido a que en operación
normal la red distribuye su energía como si fuera una red radial, y ante operación
de contingencia utiliza los respaldos que ofrecen las otras redes, formando así
11
en conjunto una red en anillo abierto. Presenta las ventajas de una red radial y
además la posibilidad de tener doble alimentación.
2.3.4.2 Anillo Cerrado
La topología en anillo cerrado tiene como característica y principal diferencia
respecto a una topología radial, su alimentación y servicio hacia las redes, ya
que lo realiza a través de más de un camino eléctrico. La topología en anillo
cerrado tiene sus dos o más extremos alimentados, quedando estos puntos
intercalados en el anillo, logrando con esto la alimentación desde cualquiera de
estos puntos y permitiendo así la alimentación a todas las cargas sin presentar
problema en el servicio ante la salida de una de las fuentes.
La principal ventaja es la alta confiabilidad en la continuidad de servicio, facilidad
de operación y mantenimiento. Pero por otro lado su desventaja es la dificultad
para realizar una conveniente coordinación de protecciones y el alto costo
económico.
2.4 RED DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA [1]
El crecimiento presentado, sobre todo en las zonas urbanas ha traído consigo
una creciente demanda de servicios de infraestructura y redes de conectividad
con los consecuentes problemas de uso del espacio público por parte de
empresas encargadas de entregar estos servicios, los mismos que crean
situaciones de saturación, riesgos, inseguridad y deterioro del ornato.
Exclusivamente, en el caso de las redes aéreas la situación en algunas zonas
ha llegado a extremos tales que es fácil observar un escenario de riesgos,
inseguridad y afectación al espacio público que merece una intervención de
manera urgente.
En varios lugares la mayoría de sistemas de distribución son subterráneos,
debido a que es un sistema oculto a la vista, y es más confiable. Cables,
conectores y equipos de instalación han tenido un avance significativo en los
últimos años, haciendo que las redes subterráneas sean menos costosas y más
fáciles y rápidas de instalar.
Entre las ventajas de las redes subterráneas se tienen los bajos costos de
operación y mantenimiento, la protección de los cables, que reducen las pérdidas
12
causadas por conexiones ilegales, además se proporciona mayor seguridad a
los usuarios. Por otro lado, como desventajas se tienen que la construcción de
redes subterráneas se dificulta más en sectores urbanos, esto debido al tráfico
vehicular y peatonal, y todo lo respecto a obras de construcción civiles.
Las redes subterráneas también son afectadas por descargas atmosféricas en
el sentido de que las ondas de sobre voltaje viajan por los conductores, por lo
cual es importante tener equipos de protección para estas eventualidades.
2.4.1 DEFINICIONES GENERALES [2]
En esta parte se detallan los conceptos más relevantes que son involucrados en
las fases de planificación y diseño de una red de distribución eléctrica
subterránea, esto ayudará a dar una mejor comprensión de los estudios
realizados posteriormente.
2.4.1.1 Demanda Eléctrica
La demanda eléctrica es el promedio de la potencia requerida por una carga
durante un período de tiempo determinado (intervalo de demanda), que a
menudo es de 15, 20 o 30 min. Esta demanda puede ser utilizada para
caracterizar la potencia real o activa, potencia reactiva, potencia total. Puede ser
expresada en kilovatios (kW), kilovoltamperios (kVA), o en amperios (A).
2.4.1.2 Demanda Máxima (DM)
La demanda máxima es el valor de mayor demanda ocurrido en un sistema
durante un periodo considerado, el cual suele ser diario, mensual y/o anual.
Comúnmente se la llama demanda pico o carga pico.
La demanda máxima durante un periodo de tiempo es una de las formas más
comunes de cuantificar la carga de un circuito.
2.4.1.3 Demanda Máxima Unitaria (DMU)
La demanda máxima unitaria está definida como el valor máximo de la potencia
que en un intervalo de tiempo de 15 minutos es requerida de la red por el
consumidor comercial o industrial individual. Esta demanda se determina a partir
de la carga instalada del consumidor comercial o industrial representativo, es
obtenida en Vatios y se la debe de convertir en kilovoltamperios por medio de la
reducción correspondiente y la consideración del factor de potencia.
13
2.4.1.4 Carga Instalada por Consumidor Representativo (CIR)
La carga instalada del consumidor representativo es la suma de todas las
potencias de placa de los equipos instalados y para determinarla con los
máximos requerimientos, se establece un listado de los artefactos, equipos,
maquinarias, etc, de utilización del consumidor con la referencia, descripción,
cantidad y potencia nominal de cada uno de los equipos.
2.4.1.5 Factor de Demanda (FDM)
El factor de demanda es definido por la relación entre la demanda máxima y la
carga total instalada. Este factor indica la fracción de la carga instalada que es
utilizada a la par en el período de máxima solicitación y permite evaluar los
valores adoptados por comparación con aquellos en instalaciones existentes
similares. Para los usuarios comerciales este factor debe tener un valor máximo
de 0.6
𝐹𝐷𝑀 =𝐷𝑀
𝐶𝐼
2.4.1.6 Factor de Potencia (FP)
El factor de potencia es un indicador del correcto aprovechamiento de la energía,
se la puede interpretar como la cantidad de energía que se convierte en trabajo.
Este factor puede tomar valores entre cero y uno.
Figura 2.2. Factor de Potencia
Fuente: http://www.emb.cl
2.4.1.7 Factor de Coincidencia (FC)
El factor de coincidencia es la relación entre la demanda máxima coincidente de
un sistema y la suma de las demandas máximas individuales de los usuarios.
14
Este factor es menor a uno, siempre y cuando el proyecto esté conformado por
más de un usuario.
𝐹𝐶 =𝐷𝑀𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒
∑ 𝐷𝑀𝑈𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠
2.4.1.8 Factor de Diversidad
El factor de diversidad es la relación entre la suma de las demandas máximas
individuales de los usuarios y la demanda máxima coincidente, es decir es el
recíproco del factor de coincidencia, por lo que su valor será mayor a la unidad.
𝐹𝐷 =1
𝐹𝐶
Figura 2.3. Factor de Diversidad
Fuente: S Ramírez, “Redes de Distribución de Energía”, Colombia, 2004
2.4.2 CRITERIOS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN PARA UNA RED
SUBTERRÁNEA [2] [4]
Esta fase tiene como objetivo involucrarse más en las redes de distribución
subterráneas, por lo que se presenta de forma resumida el fundamento teórico
de las actividades a ser ejecutadas en el proceso de desarrollo del diseño de una
red de distribución subterránea.
El desarrollo del proyecto inicia con la recopilación de información sobre la red
actual a ser intervenida. Con la información obtenida y analizada, se procede a
determinar la demanda, el dimensionamiento de los componentes de la nueva
15
red subterránea, se establece el trazado de las líneas de medio y bajo voltaje,
alumbrado público y la localización de todos los elementos que forman parte de
la red, tanto de obra eléctrica como de obra civil. Para ello se establecen los
criterios básicos, características de equipos, características de materiales, así
como también se tomará en cuenta recomendaciones de orden general, los
cuales son establecidos por entes reguladores del sector.
A continuación se presentan algunas características técnicas que deben ser
aplicadas en la construcción de obra eléctrica y civil de redes de distribución
subterráneas.
2.4.2.1 Canalizaciones y Bancos de Ductos
Las canalizaciones para redes de distribución subterráneas deben estar
formadas por bancos de ductos para las instalaciones de energía eléctrica,
telecomunicaciones, semaforización, tanto de las empresas públicas como de
las operadoras privadas, a fin de realizar por una sola ocasión la excavación de
zanja para la siembra de dichos ductos, la inversión de obra civil para el sector
eléctrico y de telecomunicaciones será cubierta por cada uno de ellos. Los
bancos de ductos desembocan en pozos de revisión, el sector eléctrico y el
sector de telecomunicaciones así como semaforización dispone de pozos o cajas
de revisión independientes que permiten realizar el mantenimiento de sus redes
de forma segura.
Una zanja que va a ser construida en vías principales y colectoras debe tener las
siguientes dimensiones: Ancho = 1.0m, Profundidad = 0.95m, debe tener
paredes verticales, en la parte del fondo tendrá un terminado uniforme sobre el
cual se deberá colocar una cama de arena de 6 cm, y con esto obtener un piso
uniforme y compacto para instalar la tubería, la cual se apoya en toda su longitud.
En la Figura 2.4 se presenta una imagen general de uno de los tipos de ductos
y la distribución de sus zonas.
16
Figura 2.4: Distribución de servicios en el interior de un banco de ducto tipo [5]
En la instalación de los tubos en los bancos de ductos se utiliza tubería PVC
rígida de forma lisa en su interior y de forma corrugada en su exterior, compuesta
por material termoplástico, normalizada bajo las Normas INEN 1869 y 2227,
diseñadas para instalaciones eléctricas directas bajo tierra.
2.4.2.2 Pozos de Revisión
Los pozos de revisión son elementos que forman parte del sistema subterráneo
del servicios de energía eléctrica y otros servicios, son los lugares donde se
instalan los ductos y triductos que compone la infraestructura subterránea, son
de forma cuadrangular con dimensiones que van de acuerdo a la necesidad del
diseño, tienen su acceso por la parte superior y son construidos de hormigón
armado, la base es rellena de material granular con el propósito de que drene el
agua que ingresa del exterior.
Se ubican en función de la facilidad del tendido del cable y su esfuerzo máximo
de elongación, para el caso de tramos rectos cada 50 metros como distancia
máxima, bajo el criterio de diseño que se observa en la Figura 2.5. Se los puede
construir antes o después de las cámaras de transformación, de acuerdo a la
longitud del tramo y a las características del terreno. En la construcción se debe
evitar la cercanía a bombas de gasolina o lugares donde se sospeche la
presencia de emanaciones de gases tóxicos y lugares lindantes a un hidrante.
17
Figura 2.5: Criterio de diseño para pozos de revisión [5]
2.4.2.3 Cámaras de Transformación y Seccionamiento
Las cámaras de seccionamiento son ubicadas, diseñadas y construidas con el
objetivo de instalar los equipos de operación, interconexión y protección de la
red de distribución de medio voltaje, estas cámaras permiten realizar
transferencias de carga, conexiones y desconexiones de carga y la salida en
medio voltaje. Las cámaras de transformación son construidas con el objetivo de
instalar el transformador de distribución junto con sus equipos de protección.
Estas cámaras pueden ser ubicadas bajo el nivel del suelo o a nivel del suelo.
Para el diseño eléctrico de proyectos con alto nivel de población, se deberá tratar
de utilizar en lo posible cámaras existentes, las cuales tengan el espacio
suficiente para adecuación y remodelación, otro aspecto que también se debe
tomar en cuenta es su ubicación, ya que deberán encontrarse, en lo posible, en
el centro de carga. Todas las cámaras, ya sean de tipo públicas o privadas,
deberán estar conectadas entre sí.
Las cámaras deberán tener los elementos que se observan en la Figura 2.6, y
las siguientes características:
En cámaras de transformación con más de dos salidas en bajo voltaje se
utilizarán tableros de distribución con protecciones.
La referencia de tierra del transformador, el neutro corrido y el neutro de
la red de bajo voltaje estarán interconectados entre sí.
Deberán tener canales que permitan la instalación y protección de los
cables de bajo y medio voltaje.
Tendrán sus respectivas mallas de puesta a Tierra.
18
Figura 2.6: Elementos de una Cámara de Transformación y Seccionamiento
Fuente: mheducation
2.4.2.4 Equipo de Protección y Seccionamiento
En este ítem se presenta un resumen acerca de los requerimientos mínimos para
la selección de los equipos de protección y seccionamiento que deberán ser
tomados en cuenta en la fase de diseño de redes subterráneas, ya que la
adecuada selección de los equipos de protección, sobre todo para la red
primaria, influirá en la continuidad y confiabilidad del sistema, en el
mantenimiento y en la facilidad de operación.
En el caso del Distrito Metropolitano, por la normativa local indica que estos
equipos instalados en la construcción de redes de distribución subterráneas,
deben ser semisumergibles o sumergibles ya que los proyectos subterráneos, al
ser construidos bajo tierra tienen una posibilidad de sufrir inundaciones.
Los elementos de protección y seccionamiento a considerarse para una red
primaria subterránea serán los siguientes:
Celda Modular Compacta en SF6 con un seccionador.
Celda Modular Compacta en SF6 con un interruptor.
Celda Modular Compacta en SF6 con un fusible.
Celda Modular Compacta en SF6 con corte de barra con seccionador.
Fuente: mheducation
- Se las construye a nivel de piso
o subetrráneas .
- En su insta lación se uti l i zan
celdas con a is lamiento en SF6.
- La uti l i zación de celdas
compactas permite tener un
s is tema de operación remota.
- El s i s tema de operación y
seccionamiento pueden ser
insta lado en una sola cabina
junto con el s i s tema de
transformación.
- Neces i tan de un s is tema de
venti lación incorporado.
- Optimiza el tiempo de
interrupción del servicio
eléctrico a l poder contar con un
s is tema de operación remota.
- Mayor seguridad para el
personal de operación que
ingresa a la cámara. -
Faci l idad de operación y
mantenimiento en la cámara.
TIPO DE CÁMARA CARACTERÍSTICAS VENTAJAS / DESVENTAJAS
TIPO CON CELDAS COMPACTAS
19
Figura 2.7: Celdas Modulares Compactas en SF6
Fuente: Ormazabal
Para la derivación e interconexión de los troncales de los primarios se deben
utilizar celdas con la funcionalidad de seccionadores con operación bajo carga y
para las mallas o husos de derivación se utilizan celdas con funcionalidad de
interruptores. Finalmente para protección del transformador de distribución se
utiliza celdas con la funcionalidad de fusibles.
Para operación y protección de la red secundaria se recomienda utilizar tableros
de distribución trifásicos, con disyuntores termomagnéticos de diferentes
amperajes de operación, de acuerdo a las condiciones de carga de los circuitos
de bajo voltaje y alumbrado público.
2.4.2.5 Red de Medio Voltaje
Partiendo de las subestaciones, los alimentadores primarios saldrán de forma
aérea, y en los sitios proyectados en el diseño se realiza la transición de red
aérea a subterránea, desde este punto y mediante un troncal de medio voltaje
se deriva la red primaria hacia las cámaras nuevas, que a su vez se
interconectan con otras cámaras existentes.
Con respecto a criterios eléctricos, las redes de medio voltaje podrán ser
malladas, siempre y cuando se consideren puntos de interconexión a diferentes
alimentadores que operarán normalmente abiertos y que se los utilizará para
20
transferencia de carga en caso de operación de contingencia, también conocido
como sistema con topología en anillo abierto.
Las redes de medio voltaje serán trifásicas a un nivel de voltaje de 6,3 kV o
22,8 kV, la caída de voltaje admisible será hasta de 4% tomando en cuenta la
demanda máxima.
2.4.2.6 Red de Bajo Voltaje
En esta red se recomienda ubicar circuitos a ambos lados de la vía, además, la
disposición y trazado debe considerar la máxima aproximación de los circuitos
de bajo voltaje a los puntos de alimentación a los usuarios, de manera que se
obtenga la longitud mínima para los circuitos de acometida desde la red
secundaria.
La red de bajo voltaje deberá ser trifásica (3 fases 4 hilos), con nivel de voltaje
de 127 / 210 V, los circuitos que conforman esta red no deben exceder una
longitud de 300m, además la referencia de tierra del transformador, el neutro
corrido y el neutro de la red de bajo voltaje deben interconectarse entre sí.
2.4.2.7 Alumbrado Público
El diseño eléctrico de zonas urbanas consolidadas, debe considerar la
iluminación de las vías públicas, equipamiento y el control automático de las
luminarias a ser utilizadas.
En redes subterráneas los circuitos de alumbrado público son independientes,
conformados por dos conductores de fase y controlados por células
fotoeléctricas o sistemas de control. La caída máxima de voltaje en el circuito no
deberá superar el 6% del voltaje nominal de línea.
Con respecto al tipo de luminarias, es necesario mencionar que las aceras deben
iluminarse usando luz blanca para de este modo proporcionar un ambiente
lumínico confortable, por lo que se recomienda el uso de lámparas de
halogenuros metálicos o LED blanco. Por otro lado las lámparas de vapor de
sodio a alta presión son las más utilizadas para el alumbrado de vías o calzadas,
debido a que son de luz amarilla y proporcionan una reproducción de los colores
considerablemente mejor que la anterior.
21
2.4.2.8 Cables
Los cables de medio y bajo voltaje son instalados en los ductos de PVC de cuatro
y seis pulgadas, enlazados mediante los pozos eléctricos de hormigón.
Todos los cables utilizados para una red subterránea tendrán aislamiento sólido
de polietileno reticulado XLPE, los mismos que estarán formados por: el
conductor, pantalla semiconductora, aislamiento, pantalla de cinta de cobre /
aluminio aplicada en forma helicoidal y cubierta de PVC. El aislamiento
dependerá del nivel de voltaje de la red: 25 kV para red de medio voltaje, y 2 kV
para red de bajo voltaje.
Los conductores para el neutro deben ser preferentemente de cobre desnudo o
aluminio aislado. Para el sistema a 22,8 kV, el conductor neutro secundario debe
ser continuo a partir de la subestación de distribución y en los tramos
monofásicos será común con el neutro de la red primaria. En la Figura 2.8 se
muestra la estructura de un cable unipolar aislado.
FIGURA 2.8: Componentes de un cable unipolar tipo
2.5 HERRAMIENTAS COMPUTACIONALES
Debido a los avances que se han generado en los sistemas eléctricos y por ende
también en las redes de distribución, se ha optado por implementar herramientas
computacionales, las mismas que serán útiles para contribuir con dichos
avances. En base a esto se han creado programas computacionales con
tecnologías y bases de datos capaces de realizar simulaciones de sistemas y
obtener resultados que reflejen la realidad y se pueda comprobar su
comportamiento a futuro.
22
2.5.1 DISREQ
Este programa computacional denominado DISREQ significa Diseño Integral
para el Sistema de Redes Eléctricas de Quito, el mismo que ha sido utilizado
durante mucho tiempo en la Empresa Eléctrica Quito para el desarrollo de
diseños de redes de distribución eléctricas aéreas, este programa tiene relación
directa con el GIS debido a la existencia de una interfaz, la cual permite exportar
un archivo creado en el GIS que sea compatible con el programa DISREQ, así
como también se puede realizar el caso inverso, es decir, que se pueden ingresar
archivos hechos en DISREQ a la base de datos del GIS.
A continuación se indican los principales elementos que tiene el programa
DISREQ, los cuales son útiles en el desarrollo de proyectos, por la información
que proporciona de la situación actual de la red a ser diseñada:
Postes
Calibres de conductores aéreos
Calibres de conductores subterráneos
Línea acometida
Alimentadores primarios
Capacidad de transformadores
Tipo de estructuras
Los elementos mencionados son útiles para dar forma y modelar una red de
distribución eléctrica. Este es un programa que en sus inicios fue diseñado
principalmente para redes aéreas, sin embargo es posible realizar diseños
subterráneos pero con ciertas modificaciones.
2.5.2 AUTOCAD
Este es un programa computacional muy importante dentro de cualquier estudio
de diseño arquitectónico o ingeniería eléctrica, ya que con sus avanzadas y
convenientes características permiten realizar el modelamiento de estructuras o
planos. El programa AUTOCAD trabaja mediante la utilización de imágenes de
tipo vertical, permite importar archivos de otros tipos, así como también exportar
sus archivos a otros programas como por ejemplo DISREQ, todo esto permite
23
que el usuario tenga un mejor dinamismo y pueda profundizar en el desarrollo
del diseño de distribución eléctrica.
A continuación se muestran algunas de las ventajas que posee el programa
AUTOCAD, que son favorables al momento de desarrollar un diseño eléctrico:
Permite dibujar de una manera ágil, rápida y sencilla, obteniendo un
acabado perfecto.
Permite intercambiar información no solo mediante un papel, sino también
mediante archivos, y esto representa una mejora en la efectividad y
rapidez al momento de interpretar diseños.
Es indispensable en el acabado y presentación de un plano, ya que posee
herramientas que hace que el documento tenga un buen nivel en estética
y lo más importante en la información que ha de ser muy clara. Para esto
se cuenta con herramientas de acotación, cajetines, textos, colores, etc.
En la Figura 2.9 se puede observar un ejemplo de visualización que presenta el
AUTOCAD al ejecutar algunas de sus aplicaciones.
Figura 2.9: Visualización tipo de las aplicaciones del AUTOCAD
2.5.3 CYMDIST
El programa CYMDIST sirve como medio de análisis de distribución, el cual fue
diseñado para realizar estudios de planificación y simular el comportamiento de
las redes de distribución eléctrica en diferentes condiciones de operación y con
distintos escenarios.
24
A continuación se indican algunas de las características y funciones más
importantes y relevantes para llevar a cabo la realización de los análisis:
Análisis de cortocircuito.
Flujo de carga y caída de voltaje.
Balance y distribución de cargas.
Modelación de la generación distribuida.
Ubicación óptima de reconectadores.
Análisis en contingencias simples con restablecimientos.
Análisis de dispositivos de protección.
Las funciones relacionadas a análisis de flujo de carga, cortocircuito y
optimización de una configuración eléctrica pueden realizarse con sistemas
eléctricos de distribución equilibrados o desequilibrados, con diferentes
combinaciones de configuraciones y de fases. La representación gráfica de los
elementos de la red, los resultados y los reportes obtenidos se los puede
personalizar e importar, dependiendo de la información que se quiera presentar.
En la Figura 2.10 se puede observar la interfaz de trabajo que tiene el programa.
Figura 2.10: Interfaz de trabajo del CYMDIST
Con respecto a los resultados que se obtienen, el programa puede presentarlos
en una gran variedad de reportes, en forma de tablas, gráficos y archivos
exportables en extensiones conocidas. Adicional a esto, en la ventana de trabajo
se tiene un reporte gráfico el cual indica el estado del sistema, indicando así los
límites admisibles de caída de voltaje, las condiciones de sobre voltaje,
sobrecarga en elementos, etc.
25
CAPÍTULO 3
3. DISEÑO Y ANÁLISIS TÉCNICO
3.1 ANÁLISIS DE LA RED ACTUAL
En este capítulo se realiza un análisis de la red actual, cómo está alimentada la
zona de estudio, y mediante la ayuda e información obtenida en los
departamentos de Operación y Mantenimiento del área Urbana, Pérdidas y
Comercialización de la Empresa Eléctrica Quito, se obtendrá la información física
de la red y adicionalmente se realizarán recorridos en el sector del proyecto, con
los cuales se verificará la información obtenida y se conseguirá datos
adicionales. Como una herramienta adicional también se utilizará el software
CYMDIST para analizar el estado de la red actual.
3.2 UBICACIÓN Y DELIMITACIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO
La Mariscal – Polígono 3, se encuentra ubicado en el Norte de la ciudad de Quito,
es un sector que se encuentra formado por 20 manzanas, con una superficie
aproximada de 1,91 km², delimitado al Norte por la Avenida Francisco de
Orellana, al Sur por la Avenida Colón, al Este por la Avenida 6 de Diciembre y al
Oeste por la Avenida Amazonas, motivo por el que se analizará la red de
distribución eléctrica del polígono que encierran las avenidas mencionadas.
En la Figura 3.1 se muestran las manzanas que conforman el sector a ser
intervenido, las cuales indican una distribución en el polígono, esto con el
objetivo de facilitar la localización e interpretación del proyecto. El área estará
dividida en 6 grupos de manzanas, las mismas que embarcarán a cierto número
de manzanas del polígono, definidos a continuación:
Grupo 1: Manzana 1 – Manzana 4
Grupo 2: Manzana 5 – Manzana 8
Grupo 3: Manzana 9 – Manzana 12
Grupo 4: Manzana 13 – Manzana 16
Grupo 5: Manzana 17 – Manzana 18
Grupo 6: Manzana 19 – Manzana 20
26
Figura 3.1: Plano de La Mariscal – Polígono 3, Quito
Cada una de estas manzanas forma parte del área de estudio. Esta distribución
se la realizó para facilitar la localización dentro del polígono al momento de
realizar la visita técnica para el levantamiento de información.
3.3 DESCRIPCIÓN DE LA RED AÉREA DE DISTRIBUCIÓN
ACTUAL
La red de distribución a ser intervenida corresponde a un polígono del área total
de La Mariscal, empezando desde el Oeste con la Avenida Amazonas, pasando
por las calles Juan León Mera, La Rábida, Reina Victoria, Diego de Almagro,
Yánez Pinzón y finalmente la Avenida 6 de Diciembre, cada una de ellas con sus
respectivas calles de intersección.
La descripción de la red aérea actual se la realizará de la siguiente manera:
Red de Medio Voltaje (Subestaciones y Primarios).
Transformadores de Distribución.
Red de Bajo Voltaje y Alumbrado Público.
Usuarios.
3.3.1 SUBESTACIONES Y PRIMARIOS
El sector se encuentra actualmente alimentado por tres primarios a un nivel de
voltaje de 6,3 kV, los mismos que se derivan de 3 subestaciones de distribución.
27
Los primarios y subestaciones de distribución involucrados en el área de estudio
se detallan en la Tabla 3.1.
SUBESTACIÓN PRIMARIOS QUE
INTERVIENEN EN EL ÁREA DE ESTUDIO Número Nombre
Potencia Instalada
(MVA)
12 La Floresta 20 12D
24 La Carolina 20 24D
32 Diez Nueva 20 32B Tabla 3.1: Subestaciones y Alimentadores Primarios
Cada primario tiene su respectiva área de alimentación, sin embargo es
necesario mencionar que hay sectores que son alimentados por estos primarios,
pero no pertenecen al área de estudio, motivo por el que en la Tabla 3.2 y en la
Figura 3.2 se especifica el alimentador primario y el área de servicio dentro del
área del proyecto. Cabe mencionar que debido a la topología actual de la red, es
posible realizar transferencias de carga entre los alimentadores primarios.
Tabla 3.2: Áreas de servicio por alimentador primario
Las redes de distribución de medio voltaje son trifásicas aéreas con un nivel de
voltaje de 6,3 kV, conformadas por conductores de cobre desnudo, cuyos
calibres van desde 1/0 AWG hasta 477 MCM, estos conductores se encuentran
soportados en estructuras normalizadas por la Empresa Eléctrica Quito e
instalados en postes de hormigón.
Actualmente la Avenida Colón ya se encuentra soterrada, motivo por el que no
se tomará en cuenta las áreas de las manzanas que fueron intervenidas en este
proyecto de soterramiento.
ALIMENTADOR
PRIMARIOMANZANAS DE SERVICIO ÁREA DE ALIMENTACIÓN
12D1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9,10,
11, 12, 13, 14, 15, 16, 17,
18,20
Zona Oeste del polígono, desde la Avenida
Amazonas hasta la calle Yánez Pinzón.
24D 1, 5, 9, 13, 17, 19
Zona Norte del polígono, toda la parte
frontal de la Avenida Orellana hasta el
multicentro.
32B 18, 20Zona Este del polígono, desde La Niña
hasta la Avenida Colón
28
Figura 3.2: Área de servicio por alimentador primario
Fuente: Google Maps
En la Figura 3.3 se puede observar la condición actual de la red de distribución
de medio voltaje.
Figura 3.3: Redes aéreas actuales del área de estudio
3.3.2 TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN
En el área de estudio actualmente existe una potencia total de 12344 kVA
instalados en el sector, distribuida en 75 transformadores de distribución, de los
cuales 21 son aéreos con 173 kVA instalados, soportados en estructuras
normalizadas por la Empresa Eléctrica Quito, y 54 transformadores instalados
en cámaras de transformación con 10610 kVA instalados. En la Tabla 3.3 se
indica un resumen de los transformadores existentes dentro del Polígono 3 – La
Mariscal. Esta información se encuentra organizada por manzanas y por
primarios.
29
Tabla 3.3: Transformadores de Distribución existentes
De la tabla anterior se puede concluir lo siguiente:
En el primario 12D existen 53 transformadores conectados, con una
potencia total instalada de 7026,5 kVA.
En el primario 24D existen 15 transformadores conectados, con una
potencia total instalada de 4657,5 kVA.
En el primario 32B existen 7 transformadores conectados con una
potencia total instalada de 660 kVA.
Los grupos de manzanas 1, 2, 3, 4, 5 son alimentados únicamente por los
primarios 12D y 24D. El grupo de manzanas 6 es alimentado únicamente
por los primarios 12D, 24D y 32B.
Es necesario mencionar que con la ayuda del departamento de Control de
Pérdidas Técnicas de la Empresa Eléctrica Quito, se realizará la toma de carga
de los transformadores involucrados en el polígono, para con esta información
poder determinar en la fase de diseño si se podría utilizar cámaras de
transformación existentes.
3.3.3 RED DE BAJO VOLTAJE Y ALUMBRADO PÚBLICO
La Red de Bajo Voltaje con la cual se suministra la energía a los usuarios de tipo
residencial, comercial e industrial existentes en el área a intervenirse, es trifásica
1 1 1 200
1 2 3 650
1 3 3 412,51 4 2 2752 5 6 1004,5 1 630
2 6 2 195
2 7 5 380
2 8 4 392,5
3 9 1 100 1 4003 10 2 2853 11 3 387,5
3 12 2 880
4 13 1 160 2 1504 14 2 3754 15 1 125
4 16 1 112,5
5 17 5 457,5
5 18 9 720
6 19 5 2820
6 20 6 572 7 660
53 7026,5 15 4657,5 7 660TOTAL
CAPACIDAD
INSTALADA (kVA)
GRUPO DE
MANZANASMANZANA
PRIMARIO 12D PRIMARIO 24D PRIMARIO 32B
N°
TRANSFORMADOR
CAPACIDAD
INSTALADA (kVA)
N°
TRANSFORMADOR
CAPACIDAD
INSTALADA (kVA)
N°
TRANSFORMADOR
30
(127/210V), monofásicos y bifásicos (120/240V), en forma aérea con
conductores de cobre desnudo de diferentes calibres, montadas en estructuras
metálicas con disposiciones verticales y horizontales.
La red de Alumbrado Público se encuentra alimentada desde los centros de
transformación existentes; de forma subterránea a lo largo de la Avenida Colón
y de forma aérea en el resto del sector del polígono. Los conductores que
alimentan esta red son en su mayoría de cobre con calibres de 6 y 4 AWG, y de
aluminio con calibre de 4 AWG.
En la Red de Alumbrado Público, existen luminarias de sodio y/o halogenuros
metálicos, con diferentes potencias, comprendidas entre los 150 W y 400 W; su
control se lo lleva mediante dispositivos fotosensibles.
En la figura 3.4 se muestran fotografías de la Red de Bajo Voltaje y Alumbrado
Público existente:
Figura 3.4: Red de Bajo Voltaje y Alumbrado Público existente.
3.3.4 USUARIOS
Como etapa final del Sistema de Distribución se tiene a los usuarios o abonados,
a los cuales se les suministra la energía eléctrica.
En el proyecto La Mariscal – Polígono 3 existen tres tipos de usuarios:
Residencial
Comercial
Industrial
Mediante la base de datos del ArcGIS de la Empresa Eléctrica Quito y la
verificación de datos en el sector, se ha concluido que el número de usuarios
31
comerciales es superior al número de usuarios residenciales e industriales, lo
que se debe tomar en cuenta para la fase de diseño.
En la Tabla 3.4 se muestra un resumen de los usuarios existentes en el área de
estudio y en las Tablas 3.5, 3.6, 3.7, 3.8, 3.9, 3.10 se indica un resumen de los
usuarios existentes por cada grupo de manzanas.
Tabla 3.4: Total de Usuarios en el área de estudio
Tabla 3.5: Usuarios en el grupo 1 Tabla 3.6: Usuarios en el grupo 2
Tabla 3.7: Usuarios en el grupo 3 Tabla 3.8: Usuarios en el grupo 4
Tabla 3.9: Usuarios en el grupo 5 Tabla 3.10: Usuarios en el grupo 6
Figura 3.5: Tipos de usuarios existentes
TIPO DE USUARIO CANTIDAD
Residencial 449
Comercial 998
Industrial 1
TOTAL 1448
TIPO DE USUARIO CANTIDAD
Residencial 68
Comercial 122
Industrial 0
TOTAL 190
GRUPO 1
TIPO DE USUARIO CANTIDAD
Residencial 86
Comercial 113
Industrial 0
TOTAL 199
GRUPO 2
TIPO DE USUARIO CANTIDAD
Residencial 101
Comercial 93
Industrial 0
TOTAL 194
GRUPO 3
TIPO DE USUARIO CANTIDAD
Residencial 96
Comercial 111
Industrial 0
TOTAL 207
GRUPO 4
TIPO DE USUARIO CANTIDAD
Residencial 48
Comercial 234
Industrial 1
TOTAL 283
GRUPO 5
TIPO DE USUARIO CANTIDAD
Residencial 50
Comercial 325
Industrial 0
TOTAL 375
GRUPO 6
68,92
31,01
0,07USUARIOS EXISTENTES EN EL AREA DE ESTUDIO
COMERCIAL
RESIDENCIAL
INDUSTRIAL
32
De la información que se observa en las tablas anteriores y en la Figura 3.5 se
concluye lo siguiente:
En el área de estudio existe un total de 1448 usuarios, siendo este un dato
base para el diseño del proyecto.
El porcentaje más elevado de usuarios existentes pertenecen a usuarios
de tipo comercial, los cuales representan el 68,92% del total de abonados.
Debido al porcentaje elevado de usuarios de tipo comercial dentro del
polígono, se lo tomará como un proyecto predominantemente comercial
para la fase de diseño.
3.4 OPERACIÓN ACTUAL DE LA RED
Una vez que se ha realizado el análisis de la red actual en función de sus
parámetros físicos, se procede a realizar el segundo análisis, el mismo que
consiste en la simulación de las redes, y por medio de esto determinar el estado
de la red en función de sus parámetros eléctricos, como por ejemplo: niveles de
voltaje, cargabilidad tanto en conductores como en transformadores y pérdidas
técnicas.
Para llevar a cabo el análisis mencionado anteriormente, se hará uso del
Software CYMDIST, ya que este permite la simulación en redes primarias
mediante bases de datos reales manejados en la distribuidora y al que se puede
acceder por medio del Departamento de Control de Calidad y Pérdidas Técnicas
de la Empresa Eléctrica Quito. Todos los estudios y simulaciones de las redes,
tanto en el estado actual como en el estado futuro, se los realizará con este
software, el mismo que es actualizado constantemente con la base de datos que
maneja la Empresa Eléctrica Quito.
3.4.1 METODOLOGÍA APLICADA
Para el ingreso de los parámetros al software, se utiliza la base de datos de la
red de Distribución de la Empresa Eléctrica Quito, en donde se encuentran los
datos de los primarios que alimentan al polígono.
Una vez ingresada dicha base, en donde se encuentra la topología de la red para
cada primario, es necesario determinar e ingresar los registros de las demandas
máximas de los primarios que intervienen en el área de estudio. Para determinar
33
dichas demandas máximas se analiza las últimas mediciones realizadas, las
cuales fueron registradas cada 15 minutos y de forma diaria en el mes de
Diciembre del 2015.
Una vez ingresadas las Demandas Máximas, en función de la carga y factor de
potencia, en las subestaciones a la que corresponde cada primario, se procede
a ejecutar una “Distribución de carga”, la cual consiste en repartir la carga
registrada en la subestación, a cada centro de transformación existente.
En la Figura 3.6 se puede observar la distribución actual de los alimentadores
primarios que intervienen en el polígono del proyecto.
Figura 3.6: Distribución actual de los alimentadores primarios
3.4.1.1 Modelación de Subestaciones
En la Tabla 3.11 se muestra los reportes de las mediciones realizadas a las
subestaciones, que por medio de los alimentadores primarios intervienen en el
proyecto, los cuales permitirán efectuar las simulaciones.
Tabla 3.11: Mediciones en Medio Voltaje – Diciembre 2015
La información de esta tabla indica datos como la capacidad en MVA de las S/Es,
la demanda en MVA con la que la subestación se encuentra operando. Con
24 La Carol ina 20 16,72 83,6 6,3 A,B,C,D,E,F
32 Diez Nueva 20 10,48 52,4 6,3 A,B,C,E
53 Pérez Guerrero 20 14,28 71,4 6,3 A,B,C,D,E,F
12 La Floresta 20 10,59 52,95 6,3 A,B,C
PRIMARIOS
ASOCIADOSS/E NOMBRE
CAPACIDAD
(MVA)
DEMANDA S/E
(MVA)
CARGABILIDAD
(%)
VOLTAJE DE
BARRA (kV)
34
respecto a los porcentajes de cargabilidad, se tiene que la S/E La Carolina tiene
el más alto porcentaje, dato que se tendrá presente en el diseño de la red de
medio voltaje.
3.4.1.2 Modelación de Primarios
Como parte de este análisis es necesario conocer las Demandas Máximas
registradas en las subestaciones, es decir en las salidas de los alimentadores
primarios, mismas que se indican en la Tabla 3.12.
Tabla 3.12: Demandas Máximas de primarios 24D, 32B, 53E y 12D
Con los datos obtenidos se observa que el alimentador primario con mayor
Demanda Máxima en kVA es el primario 32B de la Subestación Diez Nueva.
3.4.1.3 Voltajes de Operación
Otros datos necesarios para realizar las simulaciones, son los voltajes de
operación para cada primario, los cuales se detallan en la Tabla 3.13.
Tabla 3.13: Voltaje de operación en primarios 24D, 32B, 53E y 12D
Es necesario mencionar que todos los datos indicados en las diferentes tablas
se deben a mediciones realizadas en una determinada fecha y hora, siendo este
el punto de partida en el programa para efectuar los análisis posteriores.
3.4.2 RESULTADOS Y ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN
Una vez ejecutada la simulación de la red actual existente en el área de estudio
se logró obtener una gran cantidad de resultados, entre los cuales se resalta los
24 D 3205,4 820,8 0,97 3304,6
32 B 3240 838,1 0,97 3340,2
53 E 2306,9 717,1 0,95 2428,3
12 D 2669,9 938,2 0,94 2840,4
DEMANDAS
DEMANDA MÁXIMA
(kW)
POTENCIA
REACTIVA (kVAR)
FACTOR DE
POTENCIA A
Dmáx
DEMANDA
MÁXIMA (kVA)
ALIMENTADOR
PRIMARIO
24 D 3,60 3,60 3,59 6,23
32 B 3,66 3,69 3,68 6,37
53 E 3,64 3,69 3,67 6,35
12 D 3,62 3,63 3,64 6,29
ALIMENTADOR
PRIMARIO
VOLTAJES
VOLTAJE FASE U
(kV)
VOLTAJE FASE V
(kV)
VOLTAJE FASE
W (kV)
VOLTAJE FASE -
FASE (kV)
35
más importantes dentro del análisis de una red eléctrica de distribución. La red
simulada representa el estado de la red existente hasta el mes de diciembre del
2015, siendo que los datos ingresados para la ejecución de la simulación también
corresponden a las mediciones hasta dicho mes y año. A continuación se
muestra un resumen de los resultados obtenidos con su respectivo análisis.
Los resultados obtenidos de la simulación se pueden observar con mayor detalle
en el anexo A.
3.4.2.1 Demanda Máxima
En la Tabla 3.14 se presenta las demandas máximas que presentan los
transformadores existentes en el área de estudio.
Para facilitar el análisis de los resultados, se ha organizado la información para
que se muestren por número de manzanas y con esto poder determinar la
operación actual de la red de una mejor manera.
Tabla 3.14: Demanda máxima por manzana en el área de estudio
Con los resultados obtenidos se puede conocer la operación actual de los
transformadores y con el factor de uso, que es la relación entre la demanda
máxima y la capacidad instalada, se puede determinar que los transformadores
se encuentran operando a un porcentaje que bordea el 30% de su capacidad
total y de acuerdo al concepto de que “normalmente se considera a un
1 1 350 93,1 26,6
1 2 575 165,6 28,8
1 3 487,5 130,65 26,8
1 4 125 36 28,8
2 5 1735 489,27 28,2
2 6 75 21,6 28,82 7 255 73,44 28,8
2 8 280 80,64 28,83 9 500 133 26,63 10 405 116,64 28,8
3 11 387,5 111,6 28,83 12 992,5 285,84 28,84 13 210 51,03 24,34 14 125 36 28,8
4 15 237,5 68,4 28,84 16 250 72 28,85 17 557,5 143,835 25,85 18 1235 350,74 28,46 19 2955 741,705 25,16 20 1647,5 439,8825 26,7
GRUPO DE
MANZANASMANZANA
CAPACIDAD TOTAL
INSTALADA (kVA)
DEMANDA MÁXIMA
TOTAL (kVA)
FACTOR DE USO
(%)
36
transformador subutilizado cuando su factor de uso es menor o igual al 60%” 1,
se concluye que estos equipos están sobredimensionados. Este
sobredimensionamiento presentado en los transformadores eléctricos de
distribución en el caso de que la medición no sea en el lado de medio voltaje,
ocasiona pérdidas en vacío, lo cual es absorbido por el sistema de la Empresa
Eléctrica Quito que le significa un coste económico.
3.4.2.2 Niveles de Voltaje
En la Tabla 3.15 se muestran los resultados obtenidos de los niveles de voltaje,
tomados en los puntos más alejados de la fuente de alimentación de cada
primario involucrado en el área de estudio.
Tabla 3.15: Niveles de voltaje por alimentador primario en el área de estudio
En los resultados se observa que los primarios 12D y 24D presentan los niveles
de voltaje mínimo más bajos en el sector, los mismos que se encuentran en los
extremos del área de estudio, es decir en las manzanas 1 y 18.
De acuerdo a la “Regulación N° CONELEC 004 - 01”, que establece que las
variaciones de voltaje admitidas con respecto al voltaje nominal es del ±8% para
Redes de Medio y Bajo Voltaje en zonas urbanas, se determina que todos los
primarios involucrados en el proyecto, se encuentran dentro del rango
establecido por la regulación vigente, ya que se observa que los primarios 24D
y 12D están por debajo del 100% del voltaje de barra, mientras que los primarios
32B y 53E sobrepasan este porcentaje, pero sin exceder lo permitido por la
regulación.
Las “Normas de Diseño de la Empresa Eléctrica Quito”, revisión 6, establecen
que la caía de voltaje admitido, en el punto más alejado de la fuente de
1 Ecuacier, Comisión de Integración Energética Regional Comité Ecuatoriano, 2009
kV % kV %
24 D 6,23 98,89 6,11 97,05 2,95 Manzana 1 1422
32 B 6,37 101,11 6,18 98,1 1,9 Manzana 19 2615
53 E 6,35 100,79 6,22 98,8 1,2 Av. Amazonas y Santa María 1963
12 D 6,29 99,84 6,07 96,33 3,67 Manzana 18 2558
ALIMENTADOR
PRIMARIO
VOLTAJE DE BARRA VOLTAJE MÍNIMOUBICACIÓN DISTANCIA (m)
CAÍDA DE VOLTAJE
(%)
37
alimentación, en la Red Primaria es de 4%, con lo que se concluye que ninguno
de los primarios excede el límite de caída de voltaje admitido.
3.4.2.3 Niveles de carga en los conductores
En la Tabla 3.16 se presenta los resultados obtenidos, referentes a la
cargabilidad de cables subterráneos y líneas aéreas existentes, esta cargabilidad
de los conductores se las muestra en porcentaje de su capacidad máxima de
conducción, tanto para el área de estudio como para el área total que alimenta
cada primario que interviene en la zona.
Los conductores de las Redes de Medio Voltaje tienen una cargabilidad con un
límite máximo, el mismo que es definido por el concepto de transferencia de
carga. De esta manera se establece que el porcentaje de cargabilidad máxima
de un conductor, en condiciones de operación normal, no debe exceder el 75%
de su cargabilidad total, de tal forma que el 25% sobrante se lo pueda utilizar en
condiciones de operación de contingencia.
Tabla 3.16: Niveles de máxima carga en la zona de estudio
En los resultados se diferencia la carga de los conductores que se encuentran
dentro del área de estudio y de los que no pertenecen al área, pero son parte de
los alimentadores primarios involucrados. Por ejemplo, el primario 24D tiene un
nivel de carga de 30%, en el punto donde este alimentador primario ingresa al
área de estudio, pero en el punto de salida de la subestación a la que pertenece,
presenta un nivel de carga de 69%. En el primario 53E se tiene un porcentaje del
0% dentro del área de estudio, debido a que este primario no ingresa en el
polígono actualmente, pero se lo tomará en cuenta para realizar transferencias
de carga en la fase de diseño.
De acuerdo al análisis del nivel de cargabilidad, todos los alimentadores
primarios se encuentran por debajo del 75%, con lo que se concluye lo mostrado
en la Tabla 3.17
24 D 307,25 30% Av. Orel lana y Diego de Almagro 69%
32 B 303,4 13% Av. Colón y 6 de Diciembre 69%
53 E 220,07 0% Av. Amazonas y Santa María 50%
12 D 259,47 46% Av. Colón y Juan León Mera 59%
MÁXIMA
CARGABILIDAD EN EL
PRIMARIO (%)
ALIMENTADOR
PRIMARIO
CORRIENTE
PROMEDIO (A)
MÁXIMA CARGABILIDAD
EN EL ÁREA DE ESTUDIO (%)UBICACIÓN DEL PUNTO
38
Tabla 3.17: Porcentajes de capacidades para transferencia de carga
Con estos resultados, los cuales cumplen las recomendaciones de diseño, se
determina que todos los primarios involucrados en el área de estudio, pueden
ser tomados en cuenta para realizar transferencias de carga en operación de
contingencia.
3.4.2.4 Pérdidas
Al ejecutar la simulación en el software CYMDIST se lograron calcular las
pérdidas técnicas que existen actualmente en la red, siendo necesario
mencionar que las pérdidas no técnicas también forman parte de las pérdidas de
la red, sin embargo estas no son posibles modelarlas en ningún software.
A continuación se presentan los resultados obtenidos en la simulación, en donde
se incluyen las pérdidas en los primarios, y también las pérdidas en los
elementos de la red.
Tabla 3.18: Pérdidas técnicas por primarios del área de estudio
En la Tabla 3.18 se observa que la red actualmente tiene un total de pérdidas de
330 kW, lo que representa el valor de potencia que está siendo generada más
no aprovechada.
Tabla 3.19: Pérdidas técnicas en los elementos del área de estudio
24D 31%
32B 31%
53E 50%
12D 41%
PRIMARIOCAPACIDAD PARA
TRANSFERENCIA DE CARGA
kW kVA
24 D 74 120
32 B 104 223
53 E 63 97
12 D 89 163
TOTAL 330 603
ALIMENTADOR
PRIMARIO
PÉRDIDAS TOTALES
Pérdidas en conductores aéreos 141 324 53,71
Pérdidas en cables subterráneos 32 54 8,98
Pérdidas en transfromadores 157 225 37,31
Pédidas Totales 330 603 100
% RESPECTO A LAS
PÉRDIDAS TOTALESPÉRDIDAS POR ELEMENTOS kW kVA
39
En la Tabla 3.19 se puede observar que el mayor porcentaje de pérdidas se
generan en conductores aéreos y transformadores, mientras que en un menor
porcentaje en cables subterráneos.
3.5 DISEÑO DE LA RED ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA
Uno de los objetivos de la elaboración de este diseño es lograr concluir el
proyecto de soterramiento de las redes de distribución eléctrica en el sector La
Mariscal, por medio de la Empresa Eléctrica Quito, y con esto obtener la
remodelación de redes aéreas a subterráneas en medio, bajo voltaje y
alumbrado público.
Para cumplir con los objetivos planteados, en esta sección se realizará el diseño
de la red de medio, bajo voltaje y alumbrado público que alimentará al Polígono
– 3 de La Mariscal, tomando en cuenta la información obtenida en el análisis de
la red actual, los procedimientos y metodología necesarios para el
dimensionamiento de los elementos y equipos que conforman la red.
Mediante los resultados obtenidos en el análisis de la red actual, los datos
proporcionados y la verificación en sitio del sector a ser intervenido, se realizará
un estudio de demanda, y tomando en cuenta que una red de distribución debe
ser planificada y construida para servir a futuro, se realizará la estimación de la
Demanda Máxima Unitaria para el usuario más representativo de la zona. A
continuación se detallan los elementos que conformarán la nueva red, y se hará
el trazado de la misma.
Los criterios de diseño utilizados van de acuerdo a normas técnicas
homologadas y ordenanzas vigentes para el tipo y uso de suelo, como son:
“Normas para Sistemas de Distribución parte A y parte B de la Empresa Eléctrica
Quito, revisión 06”, “Homologación de las Unidades de Propiedad, MEER”,
“Ordenanzas Municipales”, entre otras.
3.5.1 ESTIMACIÓN Y CÁLCULO DE LA DEMANDA MÁXIMA UNITARIA
Esta sección se enfoca a evaluar el nivel de demanda a satisfacer para cada
usuario, tanto la actual como la futura, tomando en cuenta la evaluación para el
usuario más representativo de la zona y que el polígono es un sector con
predominio de clientes comerciales.
40
Se realizará un estudio comprendido por dos etapas: el análisis de métodos
utilizados para el cálculo de la demanda máxima unitaria, que se realizan en
diferentes distribuidoras del país, y el cálculo de la Demanda Máxima Unitaria
actual y proyectada del usuario más representativo dentro del área de estudio.
3.5.1.1 Métodos de estimación de la demanda máxima unitaria
En el Ecuador, se han conocido a nivel de Distribución de Energía, varios
procedimientos para la estimación de la Demanda Máxima Unitaria, los mismos
que se podrían clasificar en dos grupos:
1. Los que relacionan la demanda con la carga instalada.
2. Los que relacionan la demanda con la energía.
Dentro del primer grupo se encuentra el método basado en las Normas de
Diseño de la Empresa Eléctrica Quito y en el segundo el método de la REA (Rural
Electrification Administration), el mismo que es utilizado por la Empresa Eléctrica
Ambato y la Empresa Eléctrica Centrosur.
3.5.1.1.1 Método de la Empresa Eléctrica Quito [2]
Para la demanda máxima unitaria se debe considerar las ordenanzas expedidas
por los Municipios, las cuales determinan la distribución general del uso del
suelo.
En la Tabla 3.20 se presentan los tipos de uso del suelo, tomado como fuente de
la normativa de la Empresa Eléctrica Quito.
Tabla 3.20: Tipos de uso del suelo [2]
USO TIPOLOGÍA SÍMBOLOACTIVIDADES /
ESTABLECIMIENTOS
OCUPACIÓN
DEL SUELO
ÁREA DEL LOTE (m2). COEFICIENTE DE
OCUPACIÓN DEL SUELO [COS] (%)
Res idencia l 1
Res idencia l 2
Res idencia l 3
Múltiple
Viviendas con otros usos de
barrio
Viviendas con usos
sectoria les predominantes
Viviendas con usos zonales
condicionados
Usos diversos de carácter
zonal y de ciudad
compatibles
Baja
dens idad
Mediana
dens idad
Alta
dens idad
-
600<Lotes<1000m2
COS<50%
400<Lotes<600m2
50%< COS<80%
Lotes<400m2
COS>80%
-
Res idencia l
Múltiple
R1
R2
R3
M
41
3.5.1.1.1.1 Determinación de la Demanda Máxima Unitaria [2]
El objetivo es la determinación del valor de la demanda máxima unitaria
correspondiente al consumidor comercial o industrial más representativo de un
grupo de usuarios. Para el cálculo de la demanda máxima unitaria, el
procedimiento es el siguiente:
1. Se determina la carga instalada del consumidor comercial o industrial con
los máximos requerimientos: realizar un listado con los artefactos,
equipos, maquinarias de utilización del consumidor y realizar un listado de
los mismos, detallando la descripción, cantidad y potencia nominal de
cada uno de ellos. Para ello se debe emplear el formato normalizado por
la Empresa Eléctrica Quito.
2. Para cada una de las cargas individuales tomadas en cuenta en el paso
anterior, se establece un factor de frecuencia de uso (FFUn), el cual es
expresado en porcentaje y será determinado en función del número de
usuarios que se considera que disponen el equipo correspondiente dentro
del grupo de consumidores. El valor de la carga instalada para el
consumidor representativo (CIR) se la calcula mediante la expresión:
𝐶𝐼𝑅 = 𝑃𝑛 ∗ 𝐹𝐹𝑈𝑛 ∗ 0.01
Dónde:
𝐶𝐼𝑅: Carga instalada del consumidor más representativo.
𝑃𝑛: Potencia o carga nominal de cada artefacto.
𝐹𝐹𝑈𝑛: Factor de frecuencia de uso de la carga individual.
3. Se determina la Demanda Máxima Unitaria (DMU), definida como el valor
máximo de la potencia que en un intervalo de tiempo es suministrada por
la red al consumidor. Esta demanda es determinada a partir de la carga
instalada del consumidor y de la aplicación del factor de Simultaneidad
(FSn) para cada una de las cargas instaladas, dicho factor es expresado
en porcentaje y va de acuerdo a la forma de utilización de aparatos,
equipos, maquinarias, etc.
42
La DMU se la determina a partir de:
𝐷𝑀𝑈 = 𝐶𝐼𝑅 ∗ 𝐹𝑆𝑛
Dónde:
𝐷𝑀𝑈: Demanda Máxima Unitaria.
𝐶𝐼𝑅: Carga Instalada del consumidor más representativo.
𝐹𝑆𝑛: Factor de Simultaneidad para cada una de las cargas instaladas.
3.5.1.1.2 Método de la Empresa Eléctrica Regional Centro Sur [5]
Para la determinación de la Demanda Máxima Unitaria (DMU) en la Centro Sur,
se utiliza el método programado en los “Estudios de Distribución de Energía
Eléctrica y Alumbrado Público para Cuenca y su Área Metropolitana”,
desarrollado por el consorcio entre las compañías INELIN – COINELCA.
3.5.1.1.2.1 Determinación de la Demanda Máxima Unitaria en Áreas Urbanas [5]
Para una área urbana se debe sacar un promedio del consumo específico
mensual de energía (kWh – mes) del área de estudio y con este resultado se
define la categoría a la que el usuario pertenece, con lo que también se
determina la posible tasa de crecimiento, tomando como referencia los valores
que se muestran en la Tabla 3.21. Este procedimiento se lo puede aplicar en
sistemas existentes, ya que se puede obtener el consumo específico de las
planillas, pero si son sistemas nuevos, el valor del consumo específico se tomará
de un área similar al área de estudio.
Tabla 3.21: Categorías de usuarios y tasas de crecimiento
Fuente: http://dspace.ucuenca.edu.ec/handle/123456789/21267
Con los parámetros que se pueden observar en la tabla anterior se calcula el
consumo específico proyectado (CEp) a través de la siguiente expresión:
A 12 - 16 800 - 1800 1,75 - 1,25%
B 8 - 12 400 - 800 2,25 - 1,75
C 6 - 8 200 - 400 2,75 - 2,25
D 5 - 6 125 - 200 3,25 - 2,75
E 4,5 - 5 75 - 125 3,75 - 3,25
CATEGORÍAPOTENCIA
INSTALADA (kW)
CONSUMO ESPECÍFICO
(kWh - mes)
TASA DE CRECIMIENTO
(%)
43
𝐶𝐸𝑝 = 𝐶𝐸 (1 +𝑡
100)
𝑛
Dónde:
𝐶𝐸𝑝: Consumo específico proyectado en kWh – mes.
𝐶𝐸: Consumo específico en kWh – mes.
𝑡: Tasa de Crecimiento.
𝑛: Número de años.
Para el cálculo de la demanda máxima unitaria proyectada (DMUp) se utiliza la
siguiente ecuación, conseguida de la correlación energía – potencia del informe
de planeamiento de la red subterránea.
𝐷𝑀𝑈𝑝(𝑘𝑉𝐴) =𝐶𝐸𝑝
1,67 + 0,26 + ln(𝐶𝐸𝑝)
Dónde:
𝐷𝑀𝑈𝑝: Demanda Máxima Unitaria Proyectada en kVA.
𝐶𝐸𝑝: Consumo específico proyectado.
3.5.1.1.3 Método de la Empresa Eléctrica Regional Centro Norte Ambato [5]
Para fines de diseño de proyectos de la Empresa Eléctrica Regional Ambato, se
ha normalizado el siguiente método para el cálculo de la demanda.
3.5.1.1.3.1 Determinación de la ubicación y tipo de usuario [5]
Como primer paso se define la ubicación del usuario, y con la ayuda de la Tabla
3.22, se establece la zona a la que pertenecen.
Tabla 3.22: Zonificación
Fuente: http://dspace.ucuenca.edu.ec/handle/123456789/21267
ZONA SECTOR
1 Miraflores , Ficoa.
3 Letamendi , Nuevo Ambato, Sector Tanques de CEPE, Qui l lan.
4 El Tropezón, El Rosario, American Park, Pinl lo.
5 Los demás sectores a lejados de la ciudad.
2Ciudadelas España, Bel lavis ta, El Recreo, Ingahurco Alto y
Bajo, Atocha.
44
Una vez determinada la zona a la que pertenecen los usuarios, el proyectista
define el tipo de usuario a ser considerado en el diseño, tomando en cuenta el
área de lote y el área de construcción del usuario tipo, como se muestra en la
Tabla 3.23.
Tabla 3.23: Tipos de usuarios
Fuente: http://dspace.ucuenca.edu.ec/handle/123456789/21267
3.5.1.1.3.2 Determinación de la Demanda Máxima Unitaria [5]
Una vez establecido el tipo de usuario, se utiliza la Tabla 3.24, la cual presenta
las demandas máximas unitarias para cada una de las categorías existentes.
Tabla 3.24: Demandas Máximas Unitarias
Fuente: http://dspace.ucuenca.edu.ec/handle/123456789/21267
3.5.1.1.4 Análisis Comparativo
En la Tabla 3.25 se muestra las metodologías de cálculo de la demanda máxima
unitaria utilizadas en las tres distribuidoras analizadas.
A B C
0 a 100 201 o más 101 - 200 0 - 100
101 a 200 101 o más 0 - 100
201 a más 0 o más
0 a 150 201 o más 101 - 200 0 - 100
151 300 101 o más 0 - 100
301 a más 0 o más
0 a 200 201 o más 101 - 200 0 - 100
201 a 400 101 o más 0 - 100
401 a más 0 o más
0 a 250 201 0 más 101 - 200 0 - 100
251 a 500 101 o más 0 - 100
501 a más 0 o más
0 a 300 201 0 más 101 - 200 0 - 100
301 a 600 101 o más 0 - 100
601 a más 0 o más
ZONASÁREA DE LOTE
(m2)
TIPO DE USUARIO POR ÁREA DE CONSTRUCCIÓN
DETERMINACIÓN DEL TIPO DE USUARIO
1
2
3
4
5
10 Años 15 Años
A 5,7 6,6 7,2
B 3,6 4,9 5,8
C 2 3 3,7
D 1,2 2,2 2,9
E 0,7 1,5 2,2
CATEGORÍAACTUAL
PROYECTADAS
DEMANDA MÁXIMA UNITARIA (kVA)
45
Tabla 3.25: Metodología de cálculo de la Demanda Máxima Unitaria
En la Empresa Eléctrica Quito el valor de la DMU es determinado de acuerdo al
uso y ocupación del suelo y a un censo de la carga instalada del usuario
representativo del proyecto; en la Regional Norte Ambato se la estima en base
a la zonificación particular de su área de concesión y mientras que en la
Centrosur la determinan en base a un promedio del consumo específico de
energía del área del proyecto. Sin embargo debido a que el sector a intervenirse
dentro del diseño se encuentra en el área de servicio de la Empresa Eléctrica
Quito se utilizará esta metodología.
3.5.1.2 Cálculo de la Demanda Máxima Unitaria (DMU)
3.5.1.2.1 Estimación de la Demanda Máxima Unitaria
Para el presente proyecto se tiene un sector predominantemente comercial, por
lo que se selecciona el usuario comercial más representativo del área el cual
cuenta con una infraestructura de 12 pisos.
Para llevar a cabo este análisis primero se procedió a realizar un listado de los
equipos, aparatos utilizados en el edificio, con una visita en sitio, tomando como
datos: la descripción, cantidad y potencia nominal de cada uno de ellos. Estos
datos se encuentran detallados con el formato de la Empresa Eléctrica Quito en
la Tabla 3.26.
1. Determinación del tipo de
usuarios , de acuerdo a l uso del
suelo
1. Determinación de la categoría de
los usuarios , de acuerdo a un
promedio del consumo específico
mensual de energía .
1. Determinación del tipo de
usuario, de acuerdo a la zona a la
que pertenecen, a l área de lote y
a l área de construcción
2. Con el tipo de usuario se
determina la demanda máxima
unitaria por medio de la tabla
establecida por la dis tribuidora.
Empresa Eléctrica Quito Empresa Eléctrica Centrosur Empresa Regional Norte Ambato
METODOLOGÍA DE ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA
46
Tabla 3.26: Resultados del Cálculo de la Demanda Máxima Unitaria
Para el cálculo de la CI se multiplica la cantidad y potencia nominal de cada uno
de los equipos, el FFUs y el FSn van de acuerdo al porcentaje de usuarios que
tienen el equipo y al criterio de porcentaje de uso que tienen los equipos, estos
porcentajes son establecidos por el diseñador del proyecto, para determinar la
CIR se multiplica la CI con el FUs y para la DMU de cada aparato se multiplica
la CIR con el FSn.
Finalmente para el cálculo de la DMU total se suman las DMUs individuales y
este valor es transformado a kVA dividiéndolo para el factor de potencia
determinado para el proyecto. Con este procedimiento se obtiene una DMU con
un valor aproximado de 12 kVA, el mismo que se considera elevado ya que esta
demanda máxima unitaria sería la referente para el resto de usuarios del área de
intervención.
CANT Pn (W)
1 3 4 5 6 7 8 9
168 64 10752 100% 10752,0 30% 3225,6
84 160 13440 100% 13440,0 30% 4032,0
48 65 3120 80% 2496,0 20% 499,2
24 65 1560 100% 1560,0 4% 62,4
12 1080 12960 70% 9072,0 4% 362,9
12 150 1800 70% 1260,0 6% 75,6
12 500 6000 50% 3000,0 20% 600,0
12 200 2400 50% 1200,0 4% 48,0
24 40 960 80% 768,0 30% 230,4
12 750 9000 80% 7200,0 4% 288,0
12 1200 14400 50% 7200,0 3% 216,0
1 5280 5280 1 5280 0,05 264
0 0 0% 0,0 0% 0
0 0 0% 0,0 0% 0
TOTALES 9554 81672 63228 9904,08
FP = 0,85 FDM = DMU = 9904,08 = 0,121267
CI 81672
DMU(KVA) = 11,65
NORMAS PARA SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN - PARTE A - GUÍA PARA DISEÑO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN
SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD
CÓDIGO: DI-EP-P001-D001
APENDICE A-11-DPLANILLA PARA LA DETERMINACION DE DEMANDAS DE DISEÑO PARA
USUARIOS COMERCIALES E INDUSTRIALES
A-11-D REVISIÓN:05
FECHA:
NOMBRE DEL PROYECTO LA MARISCAL POLIGINO 3
N° DEL PROYECTO
LOCALIZACIÓN Entre las calles Avs. Colón, Amazonas, Orellana y 6de Diciembre
Copiadora
USUARIO TIPO
RENGLÓN
APARATOS ELÉCTRICOS Y
DE ALUMBRADO CI (W)FFUn
(%)CIR (W) FSn (%) DMU (W)
DESCRIPCIÓN
2
Punto de iluminación 2x32 W
Equipo de computación
Laptop
Impresora
Infocus
UPS
Plotter
Radio
Cafetera
Horno Microondas
Elevador
0
0
FACTOR DE POTENCIA DE LA CARGA FACTOR DE DEMANDA
47
3.5.1.2.2 Proyección de la Demanda
Dentro de un análisis de Distribución intervienen varios aspectos que ayudan a
la determinación de la demanda futura; entre los más relevantes se mencionan:
Planes de expansión y de desarrollo de las ciudades.
Uso actual y futuro del suelo según las regulaciones vigentes.
Considerando lo expuesto, la proyección de la demanda se realizará con la
ayuda del “Plan de Uso y Ocupación del suelo”, el cual determina un “Coeficiente
de Ocupación del Suelo” (COS) para el área de estudio. Por medio del uso actual
y el uso permitido establecido por las ordenanzas municipales se logrará estimar
de manera aproximada las futuras condiciones del sector. Adicionalmente,
considerando los planes de desarrollo eléctrico, se torna importante un análisis
de la influencia de las “Cocinas de Inducción” sobre la demanda máxima unitaria
de los usuarios.
3.5.1.2.2.1 Plan de Uso y Ocupación del Suelo (PUOS)
En la Ordenanza de Zonificación N° 0031 se encuentra el PUOS, en donde se
fija las zonas de circunscripción territorial de la ciudad de Quito, establece el uso
y la ocupación del suelo, por medio de los coeficientes de ocupación. La
asignación para los usos del suelo se determina de acuerdo a las actividades
que se van a llevar a cabo en cada zona y se clasifican en:
Residencial: propiedades en áreas donde puede existir vivienda
permanente con proyección a comercio.
Múltiple: propiedades en áreas donde puede existir residencia y comercio.
Industrial: propiedades destinadas a la producción de bienes o productos.
En la Figura 3.7 se presenta el Mapa de Uso y Ocupación del Suelo que
corresponde al área de estudio, en el cual se puede observar la asignación de
usos que se encuentra establecida en el sector de La Mariscal. Dentro del área
de estudio existen tres asignaciones, principalmente y en mayor proporción
existe el uso Residencial 2, uso Residencial 3, y en una menor proporción el Uso
Múltiple. En la Tabla 3.27 se puede observar detalladamente las
especificaciones para el uso Residencial y el uso Múltiple.
48
Después de un análisis se establecerá cuál es la propiedad que cumple con el
COS y es el usuario más representativo del área de estudio, el cual será utilizado
como referencia para determinar la proyección de la demanda máxima unitaria
para todos los usuarios del polígono.
Figura 3.7: Mapa de Uso y Ocupación del suelo
Fuente: Municipio del Distrito Metropolitano de Quito.
Tabla 3.27: Especificaciones del uso residencial y múltiple
Fuente: Ordenanza de Zonificación N° 0031
3.5.1.2.2.1.1 Zonificación del área de estudio
Para determinar la zonificación del área de estudio se procede de la siguiente
manera:
USO SIMB. TIPOLOGÍA SIMB. ACTIVIDADES / ESTABLECIMIENTOS
M1Usos diversos de carácter zonal y de ciudad,
compatibles .
Res idencia l
Res idencia l
RRes idencia l
Múltiple M Múltiple
Zonas de uso res idencia l en las que se permite
comercios y servicios de nivel barria l y sectoria l y
equipamientos barria les , sectoria les y zonales .
Zonas de uso res idencia l en las que se permite
comercios , servicios y equipamientos de nivel barria l ,
sectoria l y zonal .
R1
R2
R3
Zonas de uso res idencia l en las que se permite la
presencia l imitada de comercios y servicios de nivel
barria l y equipamientos barria les y sectoria les .
Res idencia l
49
1. Mediante el PUOS se determina la “Tipología de Zonificación para
Edificación y Habilitación del Suelo”, y con esto se obtienen las zonas y
los valores de COS para el área de estudio. En la tabla 3.28 se puede
observar la forma de ocupación y edificabilidad del suelo, que se
encuentra establecido para el sector de este proyecto.
Tabla 3.28: Forma de Ocupación y Edificabilidad del área de estudio
Fuente: Municipio del Distrito Metropolitano de Quito.
2. Con lo observado en la tabla anterior se concluye que el número de pisos
de las futuras edificaciones sean residenciales o comerciales no deberán
de exceder los ocho y doce pisos, se toman solo en cuenta estos datos
debido a que el sector La Mariscal es un área poblada en su totalidad,
razón por la que no existirá un crecimiento horizontal sino un crecimiento
netamente vertical.
3.5.1.2.2.2 Influencia de las Cocinas de Inducción
Para este proyecto se conoce que el porcentaje de usuarios residenciales es
bajo con referencia al porcentaje de usuarios comerciales, por lo que al proyecto
se lo toma como predominantemente comercial, y de acuerdo a decretos
gubernamentales establecidos en el país, los usuarios comerciales no utilizarán
cocción eficiente, sin embargo se analiza la demanda máxima unitaria
correspondiente a la cocina de inducción para aquellos usuarios que forman
parte del bajo porcentaje de usuarios residenciales dentro del sector.
De acuerdo a lo establecido por el Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable, las cocinas de inducción tendrán una carga instalada de 4 kW, y
también tomando en cuenta el National Electric Code (NEC) que establece que
PISOS m. F L P
A608 - 60 8 24 5 3 3 6 60 400 600 15
A608 - 60 (PB) 8 24 5 3 3 6 60 490 600 15
A612 - 50 12 36 5 3 3 6 50 600 600 15
C612 - 70 12 36 5 0 3 6 70 840 600 15
DIST. ENTRE
BLOQUES dCOS PB % COS Total %
LOTE MÍNIMO
m2FRENTE MÍN.ZONA
ALTURA MÁXIMA RETIROS
AISLADA
CONTINUA
50
“para hogares con cocinas eléctricas, hornos de pared que tengan potencias
entre los 3.5 y 8.75 kW se aplica un factor de demanda del 80%”2.
3.5.1.2.2.3 Cálculo de la Demanda Máxima Unitaria Proyectada
Para establecer cuál será la demanda máxima unitaria proyectada en el área de
estudio, se utilizó la metodología que se encuentra vigente en las “Normas para
Sistemas de Distribución – Parte A – Guía para diseño de Redes de Distribución, vol.
Rev. 6, Enero 2016” de la Empresa Eléctrica Quito, se tomó en cuenta los
resultados obtenidos del “Coeficiente de Ocupación del suelo” y la “Influencia de
las cocinas de inducción”, anteriormente detallados.
En el primer análisis no se incluyen las cocinas de inducción ya que es un usuario
comercial, al cual no se le aplica el uso de cocción eficiente, y por ende no se
verán afectados con un incremento por la demanda de la cocina de inducción.
Tabla 3.29: Cálculo de la demanda máxima unitaria para el usuario comercial más representativo
2 National Fire Protection Association, National Electrical Code, Massachusetts, 2011
CANT Pn (W)
1 3 4 5 6 7 8 9
112 64 7168 100% 7168,0 30% 2150,4
56 160 8960 100% 8960,0 30% 2688,0
32 65 2080 80% 1664,0 20% 332,8
16 65 1040 100% 1040,0 4% 41,6
8 1080 8640 70% 6048,0 4% 241,9
8 150 1200 70% 840,0 6% 50,4
8 500 4000 50% 2000,0 20% 400,0
8 200 1600 50% 800,0 4% 32,0
16 40 640 80% 512,0 30% 153,6
8 750 6000 80% 4800,0 4% 192,0
8 1200 9600 50% 4800,0 3% 144,0
1 5280 5280 1 5280 0,05 264
TOTALES 9554 56208 43912 6690,72
FP = 0,85 FDM = DMU = 6690,72 = 0,119035
CI 56208
DMU(KVA) = 7,87
NORMAS PARA SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN - PARTE A - GUÍA PARA DISEÑO DE REDES
DE DISTRIBUCIÓN
SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD
CÓDIGO: DI-EP-P001-D001
APENDICE A-11-D PLANILLA PARA LA DETERMINACION DE
DEMANDAS DE DISEÑO PARA USUARIOS
COMERCIALES E INDUSTRIALES
A-11-D
REVISIÓN:05
FECHA:
NOMBRE DEL PROYECTO LA MARISCAL POLIGINO 3
N° DEL PROYECTO
LOCALIZACIÓN Entre las calles Avs. Colón, Amazonas, Orellana y 6 de Diciembre
Copiadora
USUARIO TIPO
RENGLÓN
APARATOS ELÉCTRICOS Y
DE ALUMBRADO CI (W)FFUn
(%)CIR (W)
FSn
(%)
DMU
(W)DESCRIPCIÓN
2
Punto de iluminación 2x32 W
Equipo de computación
Laptop
Impresora
Infocus
UPS
Plotter
Radio
Cafetera
Horno Microondas
Elevador
El factor de demanda FDM para el usuario comercial representativo debe ser máximo 0,60.
FACTOR DE POTENCIA DE LA CARGA FACTOR DE DEMANDA
51
En la Tabla 3.29 se muestran los resultados obtenidos de la DMU con el usuario
más representativo elegido de acuerdo al COS, es decir el que cuenta con una
construcción de hasta ocho pisos, ya que para el resto de usuario en donde
podrían a futuro realizar una construcción de hasta doce pisos, se recomienda
instalar una cámara de transformación propia.
Tabla 3.30: Cálculo de la demanda máxima unitaria para el usuario residencial más representativo.
Como un cálculo adicional y para seguridad de la determinación de la demanda
máxima unitaria del proyecto, en la Tabla 3.30 se presenta los resultados
obtenidos de la DMU para el usuario residencial más representativo, con una
construcción de hasta ocho pisos, dentro de este análisis si se incluyen las
CANT Pn (W)
1 3 4 5 6 7 8 9
72 40 2880 100% 2880,0 20% 576,0
8 210 1680 100% 1680,0 20% 336,0
16 65 1040 100% 1040,0 15% 156,0
8 65 520 70% 364,0 2% 7,3
0 1080 0 40% 0,0 10% 0,0
16 8 128 80% 102,4 8% 8,2
24 140 3360 90% 3024,0 20% 604,8
0 200 0 50% 0,0 5% 0,0
8 40 320 100% 320,0 10% 32,0
8 750 6000 80% 4800,0 8% 384,0
8 1200 9600 80% 7680,0 2% 153,6
1 18 18 0,7 12,6 0,2 2,52
8 110 880 100% 880,0 8% 70,4
16 3200 51200 80% 40960,0 2% 819,2
8 750 6000 80% 4800,0 2% 96
8 750 6000 70% 4200,0 2% 84
80 300 24000 100% 24000,0 5% 1200
8 4000 32000 30% 9600,0 20% 1920
TOTALES 12926 145626 106343 6449,99
FP = 0,85 FDM = DMU = 6449,99 = 0,04429
CI 145626
DMU(KVA) = 7,59
N = 4
FD = 2,01
DD(KVA) = 15,10
El factor de demanda FDM para el usuario comercia l representativo debe ser máximo 0,60.
Cocina de Inducción
FACTOR DE POTENCIA DE LA CARGA FACTOR DE DEMANDA
Tomacorrientes
DVD
Televisor
Plotter
Radio
Cafetera
Horno Microondas
Elevador
Refrigeradora
Ducha Eléctrica
Lavadora
Secadora de ropa
Copiadora
USUARIO TIPO
RENGLÓN
APARATOS ELÉCTRICOS Y
DE ALUMBRADO CI (W)FFUn
(%)CIR (W)
FSn
(%)
DMU
(W)DESCRIPCIÓN
2
Punto de iluminación 50 W
Equipo de computación
Laptop
Impresora
NOMBRE DEL PROYECTO LA MARISCAL POLIGINO 3
N° DEL PROYECTO
LOCALIZACIÓN Entre las calles Avs. Colón, Amazonas, Orellana y 6de Diciembre
NORMAS PARA SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN - PARTE A - GUÍA PARA DISEÑO DE REDES DE
DISTRIBUCIÓN
SISTEMA DE GESTIÓN DE CALIDAD
CÓDIGO: DI-EP-P001-D001
APENDICE A-11-D
PLANILLA PARA LA DETERMINACION DE
DEMANDAS DE DISEÑO PARA USUARIOS
COMERCIALES E INDUSTRIALES
A-11-D REVISIÓN:05
FECHA:
52
cocinas de inducción, debido a que es un usuario residencial, y los datos
utilizados para este artefacto son los establecidos por el MEER.
En los resultados del cálculo de la demanda máxima unitaria, tanto para un
usuario comercial como para un usuario residencial, se obtienen valores de 7,87
y 7,59 kVA respectivamente, aproximándolo a 8 kVA, dejando con esto un
margen de reserva de demanda en caso de construir una edificación de ocho
pisos o de incluir la cocina de inducción en un futuro. Este valor será tomado
como base para todos los usuarios existentes en el área de intervención.
3.5.2 COMPARACIÓN ENTRE CONDUCTORES DE COBRE Y ALUMINIO [13]
Esta comparación se enfoca a dos características de los conductores, como son
la resistividad [𝛺.mm2 / m] a 20°C (𝜌𝐴𝑙 = 0,028; 𝜌𝐶𝑢 = 0,0172) y el peso
específico [gr / cm3] (𝛾𝐴𝑙 = 2,7; 𝛾𝐶𝑢 = 8,9). En la Figura 3.8 se muestra un gráfico
ilustrativo de la comparación a igual resistencia y longitud.
Figura 3.8 Comparación entre el cobre y el aluminio con igual resistencia
3.5.2.1 Comparación entre Sección con igual Resistencia Eléctrica y Longitud
Para el caso que ambos conductores tengan la misma resistencia eléctrica para
la misma longitud, se tiene diferente sección.
𝑅𝐶𝑢 = 𝜌𝐶𝑢𝐿
𝑆𝐶𝑢 ; 𝑅𝐴𝑙 = 𝜌𝐴𝑙
𝐿
𝑆𝐴𝑙
Igualando resistencias eléctricas 𝑅𝐶𝑢 = 𝑅𝐴𝑙
𝑆𝐴𝑙 = 𝑆𝐶𝑢
𝜌𝐴𝑙
𝜌𝐶𝑢= 𝑆𝐶𝑢
0,028
0,0172= 1,63 𝑆𝐶𝑢
53
Por lo tanto:
𝑆𝐴𝑙 = 1,63 𝑆𝐶𝑢
Se concluye que la sección de aluminio es un 63% mayor a la del cobre, para
obtener la misma resistencia eléctrica en el conductor.
3.5.2.2 Relación entre Pesos Específicos con igual Resistencia Eléctrica y Longitud
En este caso se compara los pesos G de los conductores.
𝐺𝐶𝑢 = 𝑆𝐶𝑢𝐿𝛾𝐶𝑢
𝐺𝐴𝑙 = 𝑆𝐴𝑙𝐿𝛾𝐴𝑙
En donde los 𝛾𝐶𝑢 y 𝛾𝐴𝑙 son los pesos específicos del cobre y del aluminio
𝐺𝐶𝑢
𝐺𝐴𝑙=
𝑆𝐶𝑢. 𝐿𝛾𝐶𝑢
𝑆𝐴𝑙. 𝐿𝛾𝐴𝑙=
𝑆𝐶𝑢. 𝐿𝛾𝐶𝑢
1,63 𝑆𝐶𝑢. 𝐿𝛾𝐴𝑙=
8,9
1,63 ∗ 2,7≈ 2
𝐺𝐴𝑙 = 0,5𝐺𝐶𝑢
Se concluye que a pesar de que el aluminio tiene una sección mayor que el
cobre, el peso del aluminio es la mitad del peso del cobre.
3.5.2.3 Relación entre Costes del conductor de aluminio y de cobre a igualdad de
resistencia y longitud
Aproximadamente se estima que el precio del Kg de Cu es el doble que el del
Kg de aluminio, con lo que se deduce lo siguiente:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐶𝑢 = 𝐺𝐶𝑢 ∗ 2𝑈𝑆𝐷𝐴𝑙
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐴𝑙 = 𝐺𝐴𝑙 ∗ 𝑈𝑆𝐷𝐴𝑙
Relacionando ambas expresiones:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐶𝑢
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐴𝑙=
𝐺𝐶𝑢 ∗ 2𝑈𝑆𝐷𝐴𝑙
𝐺𝐴𝑙 ∗ 𝑈𝑆𝐷𝐴𝑙=
𝐺𝐶𝑢 ∗ 2𝑈𝑆𝐷𝐴𝑙
0,5𝐺𝐶𝑢 ∗ 𝑈𝑆𝐷𝐴𝑙= 4
Esto equivale a decir: 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐴𝑙 = 0,25 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐶𝑢
Se concluye que el coste del aluminio es el 25% del coste de cobre.
54
3.5.2.4 Relación entre las Corrientes Máximas en conductores de cobre y aluminio
Para dos conductores con igual longitud y sección como se observa en la Figura
3.9, se halla la relación entre la corriente que circula por el cobre (𝐼𝐶𝑢) y la
corriente que circula por el aluminio (𝐼𝐴𝑙), para que el calentamiento en ambos
conductores sea el mismo.
Figura 3.9: Corriente en conductores de cobre y aluminio iguales.
Calor producido en un conductor:
𝑄 = 0,24𝐼2𝑅𝑡 = 0,24𝐼2𝜌𝐿
𝑆𝑡(𝑐𝑎𝑙)
Para que el calor producido sea igual en el cobre y el aluminio: 𝑄𝐶𝑢 = 𝑄𝐴𝑙
0,24𝐼𝐶𝑢2
𝜌𝐶𝑢𝐿
𝑆𝑡 = 0,24𝐼𝐴𝑙
2𝜌𝐴𝑙𝐿
𝑆𝑡
𝐼𝐶𝑢2 𝜌𝐶𝑢 = 𝐼𝐴𝑙
2 𝜌𝐴𝑙
𝐼𝐴𝑙 = 𝐼𝐶𝑢√𝜌𝐶𝑢
𝜌𝐴𝑙= 𝐼𝐶𝑢√
0,0172
0,028= 0,78 𝐼𝐶𝑢 ≈ 0,8 𝐼𝐶𝑢
Se concluye que el aluminio conduce el 80% de la corriente del cobre para un
mismo calentamiento.
3.5.2.5 Análisis Comparativo
En La Tabla 3.31 se observa los resultados obtenidos en la comparación entre
el cobre y el aluminio.
55
Tabla 3.31: Comparación entre características de Cu y Al
Para redes subterráneas se puede ocupar tanto cobre como aluminio
considerando las relaciones que se muestran en la Tabla 3.31, sin embargo la
característica que presenta mayor diferencia es el coste, razón por la cual se
decide utilizar aluminio, esto con el objetivo de lograr obtener una optimización
económica del proyecto sin disminuir la calidad del servicio.
3.5.3 COMPARACIÓN ENTRE CÁMARAS ELÉCTRICAS
CONVENCIONALES, PADMOUNTED Y CON CELDAS COMPACTAS
En la Tabla 3.32 se muestran los tipos de cámaras eléctricas que pueden ser
utilizadas en un proyecto de red subterránea, junto a sus características.
Tabla 3.32: Características de tipos de cámaras eléctricas
Sección 1 1,6
Peso 1 0,5
Coste 1 0,25
ALUMINIO
Al
Igual longitud y
res is tencia eléctrica
Igual longitud y secciónIntens idad para igual
ca lentamiento1 0,8
CONDUCTORES DE Cu Y Al CARACTERÍSTICASCOBRE
Cu
Fuente: Empresa Eléctrica Quito
- Son aquellas que se encuentran
existentes en el proyecto.
- Se encuentran ubicadas dentro
de edificaciones en un sitio de
fácil acceso desde el exterior.
- Las puertas de acceso deben
abrir hacia afuera de la cámara.
- Su sistema de operación y
seccionamiento es operado de
forma manual.
- Tienen faci l idades de
venti lación natura l , s in riegos
de inundación.
- Tienen s is tema de operación
y seccionamiento convencional
por lo que impide tener un
s is tema controlado de forma
remota.
- Tiene partes energizadas que
pueden ocas ionar unn
accidente.
Fuente: Micodensa
- Son ubicadas en s i tios donde
no se cuenta con el suficiente
espacio para construir una
cámara de transformación en
cabina.
- Son de frente muerto, es decir
no tiene partes energizadas en
su exterior, lo que evi ta riesgos
de accidentes a l estar en
contacto con las personas .
- Al ser insta lados dentro de una
cabina debe cumpl i r con las
exigencias de una cámara
convencional .
- No neces i tan de construcción
civi l para ser insta ladas .
- Se las puede ubicar en s i tios
como parques , plazas .
- Para la insta lación del
transformador se neces i ta de
un s i tio de fáci l acceso de
montacarga o grúa.
- El transformador no se podrá
insta lar en lugares de a l to
tráfico peatonal y en caso de
que el transformador quede
cerca a zonas de a l to tráfico
vehicular se debe insta lar
barreras de contención
TIPO CONVENCIONAL
TIPO PADMOUNTED
TIPO DE CÁMARA CARACTERÍSTICAS VENTAJAS / DESVENTAJAS
56
Tabla 3.32: Características de tipos de cámaras eléctricas
De acuerdo a la realidad física que tiene el Polígono – 3 de La Mariscal y a las
características encontradas para cada tipo de cámara, se utilizará cámaras
eléctricas convencionales y con celdas compactas, en este caso padmount no
es necesario debido a que se cuenta con el espacio físico para construir las
cámaras de forma subterránea.
3.5.4 DISEÑO DE LA RED DE MEDIO, BAJO VOLTAJE Y ALUMBRADO
PÚBLICO [2] [4] [6] [8] [9] [10] [14]
Una vez que se ha desarrollado el estudio y proyección de la demanda máxima
unitaria, se procede a realizar el diseño de las redes de medio, bajo voltaje y
alumbrado público. En esta sección se utiliza la metodología y procedimientos
adecuados para el dimensionamiento, distribución y localización de los
elementos que componen la red.
3.5.4.1 RED DE MEDIO VOLTAJE (MV)
Como parte del diseño de la red subterránea, en esta sección se define los
elementos de la red de medio voltaje, iniciando con la selección de la topología
de la red, con lo que se define la ruta de los conductores de medio voltaje.
3.5.4.1.1 Selección de la Topología
Las topologías seleccionadas para la red de medio voltaje de este proyecto, se
detallan a continuación:
Los circuitos primarios de distribución involucrados en el proyecto, tienen
una topología de tipo “Anillo Abierto”, que por medio de troncales
Fuente: mheducation
- Se las construye a nivel de piso
o subetrráneas .
- En su insta lación se uti l i zan
celdas con a is lamiento en SF6.
- La uti l i zación de celdas
compactas permite tener un
s is tema de operación remota.
- El s i s tema de operación y
seccionamiento pueden ser
insta lado en una sola cabina
junto con el s i s tema de
transformación.
- Neces i tan de un s is tema de
venti lación incorporado.
- Optimiza el tiempo de
interrupción del servicio
eléctrico a l poder contar con un
s is tema de operación remota.
- Mayor seguridad para el
personal de operación que
ingresa a la cámara. -
Faci l idad de operación y
mantenimiento en la cámara.
TIPO DE CÁMARA CARACTERÍSTICAS VENTAJAS / DESVENTAJAS
TIPO CON CELDAS COMPACTAS
57
interconectan las cámaras de seccionamiento, en donde se realizarán
transferencias de carga en caso de contingencia.
Las derivaciones, es decir la alimentación de las cámaras de
transformación existentes y proyectadas, se las realizará a través de
circuitos con topología de husos, los cuales comienzan en una cámara de
seccionamiento y terminan en una diferente, alimentando en su recorrido
los centros de transformación existentes y proyectados.
Se seleccionó la topología de anillo abierto para los primarios, debido al respaldo
que ofrece a la red ante situaciones de contingencia, lo cual se convierte a tener
una alta confiabilidad en el sistema. Con esta topología seleccionada, se
establece que los puntos de consumo pueden ser alimentados por dos posibles
caminos eléctricos, pero siendo solo uno de ellos el estable, y el otro se lo
utilizaría en situaciones de contingencia.
3.5.4.1.2 Selección de Conductores
Para esta selección se considera la diferencia entre una red primaria troncal y
una derivación de red troncal; y va de acuerdo a los calibres normalizados en las
“Normas para Sistemas de Distribución – Parte A” de la empresa Eléctrica Quito.
Tabla 3.33: Máximos y mínimos calibres de conductores.
Fuente: Normas para Sistemas de Distribución de la EEQ.
COBRE ALUMINIO
AWG o MCM AWG O MCM
Máximo 300 500
Mínimo 1/0 3/0
Máximo 2 1/0
Mínimo 6 4
Acometida Mínimo 6 4
TABLA 2: MÁXIMOS Y MÍNIMOS CALIBRES DE CONDUCTORES DE Cu Y Al PARA INSTALACIÓN SUBTERRÁNEA
No se debe usar
No se debe usar
750
TIPO DE RED CONDICIÓN
Red Primaria Troncal a
6,3 kVMínimos
1000 (1)
750 (2)
500 (3)
Red Primaria Troncal a
22,8 kVMínimo 4/0 350
Derivación de red
troncal primaria (ani l lo
abierto o huso) a 6,3 kV
22,86 kV
Mínimos2/0
1/0
4/0
3/0
Alumbrado Públ ico
Red secundaria
58
De acuerdo a la Tabla 3.33 se selecciona conductores trifásicos instalados un
circuito por ducto de 6” para troncales y un circuito por ducto de 4” para
derivaciones, en posición horizontal, operando a 6,3 kV, y con las características
que se muestran en la Tabla 3.34
Tabla 3.34: Calibres y características de los conductores.
La selección de los calibres de los conductores será comprobada en la fase del
análisis técnico, en donde se realizará la simulación y se presentarán los
resultados obtenidos, mediante esto se determinará si los calibres seleccionados
cumplen con las condiciones de operación de la red, sin sobrepasar los
márgenes admisibles de caídas de voltaje y cargabilidad.
3.5.4.1.3 Seccionamiento y Transferencia de carga
El sistema de seccionamiento, tienen como objetivo:
La interconexión entre los primarios de distribución involucrados en el
área de estudio y los primarios de respaldo para caso de contingencias.
Derivaciones de los circuitos troncales primarios por medio de husos.
Una vez establecida la topología, y previo a realizar el trazado de la red de medio
voltaje, se realiza un análisis para determinar los puntos de transferencia de
carga a ser utilizados frente a una situación de contingencia y se establece cuál
sería alimentador primario de respaldo, esta información se la puede observar
en el anexo D.
3.5.4.1.3.1 Respaldo del primario 12D
El caso más crítico dentro del área de estudio, se presenta al tener una salida
del primario 12D, frente a esta situación de contingencia el respaldo lo da el
primario 53E, el cual toma toda la carga que es abastecida por el primario 12D.
El punto de transferencia de carga se lo hace en el seccionamiento instalado en
la cámara de transformación CT-02, ubicada en la manzana 4.
TRAMO CARACTERÍSTICAS In [A]
Red Primaria Troncal XLPE Al 750 MCM 25kV 465
Derivación de red troncal primaria XLPE Al 4/0 25kV 230
59
3.5.4.1.3.2 Respaldo del primario 24D
En este caso se presenta la salida del primario 24D, en donde el respaldo lo da
el primario 32B, el que por medio de transferencia toma la carga abastecida por
el primario 24D. El punto de transferencia de carga se lo realiza en el
seccionamiento instalado dentro de la cámara de transformación CT - 06, la
misma que se encuentra ubicada en la manzana 19.
3.5.4.1.3.3 Respaldo del primario 32B
En este escenario de contingencia se presenta la salida del primario 32B y su
respaldo lo da el primario 24D, el cual toma toda la carga que es abastecida por
el primario 32B. Este punto de transferencia de carga se lo realiza en el
seccionamiento instalado dentro de la cámara de transformación CT – 06,
ubicada en la manzana 19.
Es necesario mencionar que el seccionamiento instalado dentro de la cámara de
transformación CT – 01, no fue diseñado para transferencia de carga, sino para
interconexión entre los primarios 24D y 24B de la S/E La Carolina, debido a un
requerimiento del Departamento de Operación y Mantenimiento del Área Urbana
de la Empresa Eléctrica Quito. Así mismo el seccionamiento instalado en la
cámara de transformación CT – 08, fue diseñado por operación y entrada del
primario 32B al área de estudio.
3.5.4.1.4 Trazado de la Red
Con todo el análisis realizado anteriormente, referente a topología de la red,
sistema de seccionamiento y conductores, se define la ruta más óptima para la
red de medio voltaje, es decir, se dibuja en los planos las rutas de los
conductores troncales y derivaciones en husos a cámaras, además de los puntos
de interconexión, que es en donde se pueden realizar las transferencias de
carga.
La red de medio voltaje es alimentada, en operación normal, desde tres
subestaciones, S/E La Floresta (12), S/E La Carolina (24) y S/E Diez Nueva (32),
ubicadas fuera de la delimitación del área de estudio. A partir de las
subestaciones salen los primarios de forma aérea, y en los sitios previstos en el
diseño se realizan las transiciones de red aérea a subterránea, desde ahí
alimentan con troncales de medio voltaje que se dirigen hacia celdas instaladas
60
en las cámaras de transformación, las mismas que a su vez se conectan con
otras celdas.
Primero se definió la ruta del primario 12D, ya que este es el alimentador
predominante dentro del polígono, su recorrido inicia en la cámara de
transformación CT – 02 y se conecta o tiene seccionamiento en 5 cámaras, las
mismas que sirven como puntos de derivación para alimentar a las cámaras de
transformación existentes.
En cuanto a la ruta del primario 24D, inicia en la cámara de transformación CT –
06, este es el punto de interconexión con el primario 32B, aquí se hace la
transición de aérea a subterránea para el primario 24D e inicia su alimentación
derivándose a cámaras de transformación existentes. Este primario también se
conecta con la cámara CT – 01 por requerimiento de interconexión con el
primario 24B.
Finalmente el alimentador primario 32B inicia su ruta en la cámara de
transformación CT – 08 y se dirige hacia la cámara CT – 06, donde hay la
interconexión con el primario 24D.
En el anexo D se muestran los planos del diseño de la red de medio voltaje,
donde se puede observar: rutas de los conductores de medio voltaje,
transiciones de red aérea a subterránea y las derivaciones desde cámaras para
alimentar a otras cámaras de transformación aledañas.
3.5.4.2 RED DE BAJO VOLTAJE (BV)
Se desarrollará un estudio para analizar la capacidad necesaria para los
transformadores de distribución, así como también el calibre de los conductores
a ser utilizados en la red secundaria y el trazado final de la red de bajo voltaje
desde los centros de transformación hasta las acometidas para los usuarios
finales; utilizando el criterio de no tomar en cuenta a aquellos usuarios del área
de estudio que actualmente son servidos por medio de su propio transformador
de distribución instalado en cámara de transformación. Toda la información se la
puede observar en el anexo D.
61
3.5.4.2.1 Selección de la Topología
Para la red de bajo voltaje se consideró la topología de circuitos radiales, en
donde el número de circuitos alimentados por un centro de transformación
depende de su ubicación y de la demanda necesaria para cubrir los
requerimientos de los usuarios.
3.5.4.2.2 Cámaras de Transformación (CT)
Las cámaras de transformación son ubicadas, diseñadas y construidas para
instalar los transformadores de distribución con sus adecuadas protecciones y
seccionamientos de ser el caso, que permiten la salida de los circuitos de baja
tensión, los cuales suministran el servicio de energía a los usuarios del área de
estudio y a los circuitos de alumbrado público.
3.5.4.2.2.1 Transformadores de Distribución
Para determinar la capacidad de los transformadores de distribución, se utiliza la
siguiente fórmula:
𝐷𝐷 = 𝐷𝐷𝐶 + 𝐷𝑃𝑇 + 𝐷𝐴/𝑃
Dónde:
𝐷𝐷 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜
𝐷𝐷𝐶 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑒𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 (𝐷𝑀𝑈 ∗ 𝑁)/𝐹𝐷
𝐷𝑃𝑇 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑇é𝑐𝑛𝑖𝑐𝑎𝑠 (𝐷𝐷𝐶 ∗ 3,6%).
𝐷𝐴/𝑃 = 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝐴𝑙𝑢𝑚𝑏𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑃ú𝑏𝑙𝑖𝑐𝑜
El porcentaje de 3.6% se toma cuando se tiene red secundaria, caso contrario
es el 1%.
Como ejemplo de cálculo se toma el CT-01 con una DMU de 8 kVA y un factor
de diversidad (FD) de 2,95 correspondiente a 27 usuarios. Para la demanda de
alumbrado público se tienen 81 luminarias de 150 W y 33 de 400 W.
62
Tabla 3.35: Demanda de diseño para CT – 01
Para el proyecto se determinó la instalación de 7 transformadores de distribución
nuevos y la utilización de 1 transformador de distribución existente, el cual se
decidió considerar en el diseño debido a la subutilización actual que tiene; esto
fue comprobado con la toma de carga realizada con la ayuda del departamento
de Control de Pérdidas Técnicas de la Empresa Eléctrica Quito, información que
se puede observar con el número de transformador 114950 en la intranet de la
mencionada Distribuidora.
En la Tabla 3.36 se detalla el tipo de instalación, el número de abonados, la
ubicación, potencia y primario asociado de cada transformador de distribución.
Tabla 3.36: Centros de transformación en el diseño
Se adecuó la capacidad de los transformadores, utilizando capacidades de 150
y 75 kVA, que son potencias normalizadas para transformadores trifásicos con
la finalidad de facilitar el proceso de compra; estos serán trifásicos tipo
convencional de conexión D-Y con un voltaje de operación de 6300-127/210 V.
3.5.4.2.3 Trazado de la Red
Para llevar a cabo el trazado de la red, se trabajó con la ayuda del programa
AUTOCAD, en donde se eliminaron todos los transformadores aéreos existentes
en el sector a ser intervenido, se buscó la ruta más óptima y se ubicaron las
cámaras de transformación nuevas en el centro de carga del respectivo sector
71,76 2,58 28,17
102,51Demanda de diseño [kVA]
Demanda de
diseño
comercia l [kVA]
Demanda de
pérdidas
técnicas [kVA]
Demanda de
a lumbrado
públ ico [kVA]
DATOS REQUERIDOS PARA EL CÁLCULO DE LA
DEMANDA DE DISEÑO
CT - 01 Nueva 27 6 150 12D
CT - 02 Nueva 22 4 150 12D
CT - 03 Nueva 22 13 150 12D
CT - 04 Nueva 25 16 150 12D
CT - 05 Nueva 15 18 75 12D
CT - 06 Nueva 7 19 75 24D
CT - 07 Nueva 27 20 150 12D
CT - 08 Existente 9 Av 6 de Diciembre y Colón 75 32B
CENTRO DE
TRANSFORMACIÓN
TIPO DE
INSTALACIÓN
NÚMERO DE
ABONADOS POR
TRANSFORMADOR
MANZANA DE UBICACIÓNPOTENCIA
NOMINAL (kVA)
PRIMARIO
ASOCIADO
63
de influencia, considerando también la disponibilidad física para ejecutar su
construcción, ya que todas serán subterráneas.
Debido a la topología seleccionada para la red, se ubicaron primero las cámaras
de transformación, después se determinó el número de circuitos secundarios y
las rutas más adecuadas para los mismos.
3.5.4.2.4 Cálculo de caídas de voltaje
Con la selección de la topología para la red secundaria, ubicación de las cámaras
de transformación nuevas y el trazado de la red, se calculan las caídas de voltaje,
para de esta manera comprobar si las rutas y los límites determinados para los
circuitos secundarios no sobrepasan el porcentaje admitido de caídas de voltaje
según lo establecido en la “Regulación CONELEC N° 004/01” y en la “Normativa
de Diseño – Parte A de la Empresa Eléctrica Quito”. Con esto también se
preselecciona el calibre del conductor para los circuitos secundarios de la red.
A continuación se indican las características más importantes consideradas para
este cálculo:
El número de usuarios a ser servidos por cada circuito secundario.
La longitud en metros que hay desde la fuente de alimentación al primer
punto de acometida (pozo de revisión eléctrica) y las longitudes entre el
resto de puntos de acometida.
La demanda máxima unitaria, la cual fue calculada, obteniendo como
resultado el valor de 8 kVA.
La caída máxima de voltaje admitido en el punto más alejado de la fuente
de alimentación, la misma que no debe de sobrepasar el 3%.
Los valores de kVA – m de los cables para bajo voltaje que se muestran
en la Tabla 3.37, los cuales van de acuerdo a la comparación realizada
en el numeral 1.5.2.4 junto con la información de la Tabla 3.33
64
Tabla 3.37: Capacidad de los conductores en kVA – m
Este cálculo de caída de voltaje se fundamenta en la siguiente fórmula
matemática:
∆𝑉[%] =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎#𝑢𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 × 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑛𝑜
𝑘𝑉𝐴 − 𝑚𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟
En la Tabla 3.38 se puede observar los valores finales de caída de voltaje para
los calibres de conductores AWG que se pueden instalar en una red secundaria,
por medio de este cálculo también se obtiene una preselección del conductor a
ser utilizado para el proyecto, ya que se puede determinar con cual calibre se
tiene menor porcentaje de caída de voltaje.
Este cálculo fue realizado para la cámara de transformación con el caso más
crítico, es decir la que tiene el circuito secundario más distante y con un número
de usuarios representativo.
3/0 1/0 1170
4/0 2/0 1430
250 3/0 1730
300 4/0 2090
500 250 2360
750 300 2700
CALIBRE DEL CONDUCTOR
DE Cu (AWG - MCM)
CAPACIDAD DE CONDUCCIÓN
POR METRO (kVA - m)
CALIBRE APROXIMADO DEL
CONDUCTOR DE Al (AWG-MCM)
65
Tabla 3.38: Ejemplo de cálculo de las caídas de voltaje
Se puede observar que la cámara de transformación tiene un circuito secundario
y que el cálculo para cada calibre se encuentra diferenciado por colores, ya que
con esto se puede identificar al conductor con el que se tiene menor porcentaje
de caída de voltaje, logrando determinar que es el conductor de calibre 300 MCM
con una caída de voltaje máxima de 2,21%. Este valor es el mayor porcentaje de
caída de voltaje dentro de todo el diseño del área de estudio.
En el anexo B se muestran los cálculos de caídas de voltaje para las nuevas
cámaras de transformación.
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 74 9 27,59 3/0 1170 2041 1,74 1,74
1 -- 2 38 7 22,95 3/0 1170 872 0,75 2,49
2-- 3 34 6 20,69 3/0 1170 703 0,60 3,09
3-- 4 38 4 15,92 3/0 1170 605 0,52 3,61
4-- 5 38 2 10,67 3/0 1170 405 0,35 3,95
0 -- 1 74 9 27,59 4/0 1430 2041 1,43 1,43
1 -- 2 38 7 22,95 4/0 1430 872 0,61 2,04
2-- 3 34 6 20,69 4/0 1430 703 0,49 2,53
3-- 4 38 4 15,92 4/0 1430 605 0,42 2,95
4-- 5 38 2 10,67 4/0 1430 405 0,28 3,24
0 -- 1 74 9 27,59 250 1730 2041 1,18 1,18
1 -- 2 38 7 22,95 250 1730 872 0,50 1,68
2-- 3 34 6 20,69 250 1730 703 0,41 2,09
3-- 4 38 4 15,92 250 1730 605 0,35 2,44
4-- 5 38 2 10,67 250 1730 405 0,23 2,67
0 -- 1 74 9 27,59 300 2090 2041 0,98 0,98
1 -- 2 38 7 22,95 300 2090 872 0,42 1,39
2-- 3 34 6 20,69 300 2090 703 0,34 1,73
3-- 4 38 4 15,92 300 2090 605 0,29 2,02
4-- 5 38 2 10,67 300 2090 405 0,19 2,21
D V %
APENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 08 75 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
NÚMERO DE
USUARIOS
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS
SECUNDARIOS
kVA - m
CIRCUITO 1
CALIBRE
ESQUEMA
kVA - m
ESQUEMAS C O N D U C T O R COMPUTO
T R A M OkVA (d)
66
3.5.4.2.5 Selección de Conductores
Por medio de los resultados obtenidos en el cálculo de las caídas de voltaje se
selecciona directamente el calibre del conductor de la red de bajo voltaje. En
este proceso se consideró el rango de calibres de conductores para bajo voltaje
mostrado en la Tabla 3.33.
Los calibres y características de los conductores seleccionados se muestran en
la Tabla 3.39
Tabla 3.39 Calibre y características de los conductores
Para el neutro se utilizará conductor de aluminio cubierto con un calibre igual al
de las fases, esto con el fin de evitar el sobrecalentamiento por efectos
armónicos.
Los conductores seleccionados en el diseño serán instalados un circuito por
ducto de 4’’, en posición horizontal, operando a 127/210 V.
3.5.4.3 RED DE ALUMBRADO PÚBLICO (AP) [2]
En esta fase se determinan los equipos de iluminación a ser instalados, la
potencia de las luminarias y los vanos entre postes, en base a las “Normas de
diseño y construcción de la Empresa Eléctrica Quito” y bajo el lineamiento de las
anteriores intervenciones realizadas en la Avenida Colón y los Polígonos 1 y 2.
3.5.4.3.1 Selección de Equipos y Conductores
Para la selección del tipo de lámpara se debe conocer el tipo de vía, esto se
determina en base a las “Normas de diseño y construcción de la Empresa
Eléctrica Quito”, en donde se logra catalogar tres tipos de vías existentes en el
Polígono – 3 La Mariscal que son: expresa, principal y local B, cuya potencia de
luminaria recomendada para los tres casos es de 400W con una altura de
montaje de 12 m. Para la iluminación peatonal se adopta luminarias de 150 W
con una altura de montaje de 7 m, lo cual fue utilizado en las intervenciones de
la avenida Colón y los Polígonos 1 y 2, esto con la finalidad de mantener la
uniformidad del diseño de alumbrado público.
TRAMO CARACTERÍSTICAS In [A]
Red de circuitos secundarios PE Al 300 MCM 2kV 230
Acometidas PE Al 2AWG 2kV 65
67
Con el análisis de la información mencionada, se establece utilizar para el diseño
dos clases de fuentes de iluminación:
Puntos de luz doble: serán instalados en postes metálicos de 12 m de
longitud, con dos brazos integrados al poste, con luminarias de 400 W y
150 W, para iluminación vial y peatonal respectivamente, estos puntos de
luz doble se encuentran ubicados a un vano de 40 m debido a la alta
densidad vehicular y peatonal que existe en las calzadas y aceras.
Puntos de luz simple: serán instalados en postes metálicos de 7 m de
longitud, con un brazo integrado al poste, con luminarias de halogenuros
metálicos de 150W para iluminación peatonal, estos puntos de luz simple
se encuentran ubicadas entre las fuentes de luz doble, es decir con un
vano de 20 m con respecto a un punto de luz doble.
Las luminarias de 400 W serán de vapor de sodio a alta presión debido a que
son de luz amarilla lo que evita el encandilamiento para los conductores y las
luminarias de 150 W serán de halogenuros metálicos, ya que son de luz blanca
lo que proporciona un ambiente lumínico confortable.
Con lo referente a los conductores se utilizará cable de aluminio aislado con
polietileno PE para 2 kV, calibre 1/0 AWG.
3.5.4.3.2 Cálculo de las Caídas de Voltaje
El cálculo de las caídas de voltaje se lo realizó considerando que en redes
subterráneas la caída máxima de voltaje en alumbrado público no debe exceder
del 6% del voltaje nominal de la línea. Para este cálculo se considera el valor de
20 m como la distancia de separación entre cada punto de luz y que la carga
representativa en estas distancias es constante (550 W), con estos valores se
realiza un ejemplo de cálculo con lo que se establece el número de puntos de
luz simples o puntos de luz dobles que pueden formar parte de un circuito sin
exceder el límite de caída de voltaje admisible.
En la Tabla 3.40 se presenta el ejemplo de cálculo de caídas de voltaje con los
parámetros anteriormente mencionados.
68
Tabla 3.40: Caída de voltaje para circuitos de alumbrado público
Con la realización del ejemplo se verificó que los vanos y potencias de las
luminarias establecidas anteriormente son correctas ya que con estos datos no
se sobrepasa el límite máximo de caída de tensión. También se concluye que el
número máximo de puntos de luz doble y simple por circuito es 24, utilizando un
conductor de aluminio con calibre 1/0 AWG.
3.5.4.3.3 Trazado de la Red
Para el área de estudio se buscará la ruta más óptima y se instalarán 149 puntos
de luz doble y 283 puntos de luz simple requiriendo un total de 590 luminarias,
ubicadas de la siguiente manera: a un lado de la vía puntos de luz doble y simple
y al otro lado de la vía solo puntos de luz simple. Todos estos puntos de luz son
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 20 24 11,35 1/0 510 227 0,45 0,45
1 -- 2 20 23 10,88 1/0 510 218 0,43 0,87
2 --3 20 22 10,41 1/0 510 208 0,41 1,28
3 -- 4 20 21 9,93 1/0 510 199 0,39 1,67
4 -- 5 20 20 9,46 1/0 510 189 0,37 2,04
5 -- 6 20 19 8,99 1/0 510 180 0,35 2,39
6 -- 7 20 18 8,51 1/0 510 170 0,33 2,73
7 -- 8 20 17 8,04 1/0 510 161 0,32 3,04
8 -- 9 20 16 7,57 1/0 510 151 0,30 3,34
9 -- 10 20 15 7,10 1/0 510 142 0,28 3,62
10 -- 11 20 14 6,62 1/0 510 132 0,26 3,88
11 -- 12 20 13 6,15 1/0 510 123 0,24 4,12
12 --13 20 12 5,68 1/0 510 114 0,22 4,34
13 -- 14 20 11 5,20 1/0 510 104 0,20 4,54
14 -- 15 20 10 4,73 1/0 510 95 0,19 4,73
15 -- 16 20 9 4,26 1/0 510 85 0,17 4,90
16 -- 17 20 8 3,78 1/0 510 76 0,15 5,05
17 -- 18 20 7 3,31 1/0 510 66 0,13 5,18
18 -- 19 20 6 2,84 1/0 510 57 0,11 5,29
19 -- 20 20 5 2,37 1/0 510 47 0,09 5,38
20 -- 21 20 4 1,89 1/0 510 38 0,07 5,45
21 -- 22 20 3 1,42 1/0 510 28 0,06 5,51
22 -- 23 20 2 0,95 1/0 510 19 0,04 5,55
23 -- 24 20 1 0,47 1/0 510 9 0,02 5,56
CIRCUITO PARA ALUMBRADO PÚBLICO
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE DE ALUMBRADO PÚBLICO
T R A M O NÚMERO DE
USUARIOSkVA (d) CALIBRE kVA - m kVA - m
D V %
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 01 150 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 0,48 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 6% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
69
alimentados desde las cámaras de transformación nuevas, las cuales
alimentarán a varios circuitos independientes de alumbrado público.
Los circuitos serán controlados por medio de controles centralizados con relés,
los cuales se instalarán en las cámaras de transformación de donde salen los
circuitos.
Finalmente en el anexo D se presentan los planos de las redes de medio, bajo
voltaje, alumbrado público y diagramas unifilares realizados para este proyecto,
los cuales están dibujados a escala 1:1, con un croquis del sector para facilitar
la ubicación del proyecto, un cuadro con la simbología de los elementos
involucrados en cada red, como por ejemplo: cámaras de transformación, rutas
de los circuitos, puntos de luz doble y simple con sus luminarias y postes.
3.5.4.4 SISTEMA DE PROTECCIÓN PARA EL DISEÑO [15]
3.5.4.4.1 Protección para circuitos de medio voltaje
3.5.4.4.1.1 Corriente nominal en el lado de MV del transformador trifásico
Viene dada por la siguiente expresión:
𝐼𝑝 =𝑆
√3 ∗ 𝑉𝑝
Dónde:
𝑆 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟[𝑘𝑉𝐴]
𝑉𝑝 = 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜 6,3[𝑘𝑉]
En el caso de los trasformadores de 150 kVA Ip = 13,75 [A]
En el caso de los trasformadores de 75 kVA Ip = 6,87 [A]
3.5.4.4.1.2 Corriente nominal en el lado de BV del transformador trifásico
Viene dada por la siguiente expresión:
𝐼𝑠 =𝑆
√3 ∗ 𝑉𝑠
70
Dónde:
𝑆 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟[𝑘𝑉𝐴]
𝑉𝑠 = 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 210[𝑉]
Por lo tanto:
En el caso de los trasformadores de 150 kVA la 𝐼𝑠 = 393,65 [𝐴]
En el caso de los trasformadores de 75 kVA la 𝐼𝑠 = 196,82 [𝐴]
3.5.4.4.1.3 Cálculo de las corrientes de cortocircuito
Para el cálculo de la corriente que se origina en los bornes del lado de MV el
valor especificado por la norma IEC 60076-5, para la potencia aparente máxima
de cortocircuito del sistema hasta 24 kV es de 350 MVA. Siendo la corriente que
se empleará para la selección de los elementos a instalar en las cámaras de
transformación.
𝐼𝑐𝑐𝑝 =𝑆𝑐𝑐
√3 ∗ 𝑉𝑝
Dónde:
𝑆𝑐𝑐 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 [𝑀𝑉𝐴]
𝑉𝑝 = 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑜 6,3[𝑘𝑉]
Por lo tanto en el caso de los trasformadores de 150 y 75 kVA la 𝐼𝑐𝑐𝑝 = 32,08 [𝑘𝐴]
Para el cálculo de la corriente en BV se considera a la red de la Empresa
Eléctrica Quito como una red de potencia infinita, de esta forma la corriente de
cortocircuito viene dada por la siguiente expresión:
𝐼𝑐𝑐𝑠 =100 ∗ 𝑆
√3 ∗ 𝑉𝑠 ∗ 𝑣𝑐𝑐
Dónde:
𝑆 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟[𝑘𝑉𝐴]
𝑉𝑠 = 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑜 210[𝑉]
71
𝑣𝑐𝑐 = 𝑉𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 [%]
Según la norma IEC 60076-1 para transformadores trifásicos inferiores a
500 kVA el voltaje de cortocircuito es del 4%. Por consiguiente:
En el caso de los trasformadores de 150 kVA la 𝐼𝑐𝑐𝑠 = 10,31 [𝑘𝐴]
En el caso de los trasformadores de 75 kVA la 𝐼𝑐𝑐𝑠 = 5,15 [𝑘𝐴]
3.5.4.4.2 Protecciones para circuitos de bajo voltaje
Para escoger las protecciones de los circuitos de bajo voltaje se determina su
corriente nominal de disparo. Para determinar el valor de In se debe cumplir la
siguiente condición:
𝐼𝑛 < 𝐼𝑐𝑜𝑛𝑑
Dónde:
𝐼𝑐𝑜𝑛𝑑: 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠.
𝐼𝑛 > 1,25𝐼𝑐
Dónde
𝐼𝑐: 𝐶𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜.
Como ejemplo de cálculo se toma el circuito 1 de la CT-08 con una potencia de
75 kVA.
𝐼𝐶 =27590
√3 ∗ 210= 75,85 𝐴
𝐼𝑛 > 1,25𝐼𝑐
𝐼𝑛 > 94,81 𝐴
Por lo tanto se selecciona una protección normalizada 𝐼𝑛 = 100 𝐴. En el anexo B
se muestra la tabla con las protecciones para los circuitos de bajo voltaje.
72
3.5.4.4.3 Protección para sobrevoltajes
El pararrayo y seccionador irán de acuerdo a la “Tabla 3.41”3.
Tabla 3.41: Especificación para protección de pararrayo y seccionador.
3.5.4.4.4 Equipos de seccionamiento, operación y protección
En la tabla 3. 42 se muestra en resumen el tipo y características de los equipos
utilizados en los diferentes las etapas del proyecto.
Tabla 3.42: Equipos de Protección a utilizarse en el Polígono-3 La Mariscal
3.5.4.5 DISEÑO DE OBRA CIVIL [2] [14]
3.5.4.5.1 Cámaras de Transformación
Estas cámaras serán construidas para instalar los equipos de seccionamiento y
transformación. Su construcción seguirá los siguientes parámetros:
Bajo el nivel del piso, es decir subterráneas.
De hormigón armado.
3 Ing. Miguel Ángel Lucio, Apuntes en clase, Quito, 2015
NIVEL DE VOLTAJE 6,3 kV 13,2 kV 6,3 kV
Pararrayos 5 -6 kV 9 -10 kV 17 -18 kV
Seccionador 7 -8 kV 15 kV 27 kV
Tipo de red a
proteger
Corriente
nominal [A]
Voltaje de
operación [kV]
Corriente de
corto circuito
[kA]
Característica
Red Primaria
Troncal600 24kV 20kA
Derivación 400 24kV 20kA
In Fus ible In Fus ible
150 13,75 25K 393,65 400
75 6,87 15K 196,82 160
Nivel de Voltaje
6,3 kV 5 -6 kV 7 -8 kV
BAJO VOLTAJE
Tablero de dis tribución semiautomático con breaker principal de 250 [A]
BAJANTES
Pararrayos Seccionador
MEDIO VOLTAJE
Ais lamiento con
celdas compactas
en SF6,despeje de
fa l las en 1s ´,
cierre y apertura
motorizada
TRANSFORMADOR
Potencia [kVA]Voltaje Primario Voltaje secundario
73
Sus dimensiones irán de acuerdo a la “Homologación de las Unidades de
Propiedad. MEER”4, tomando en cuenta las dimensiones de las celdas a
ser instaladas, y dimensiones de los transformadores.
Las dimensiones de las cámaras de transformación de este proyecto
serán de 5 x 3 x 3 m para aquellas que tienen mayor número de celdas y
de 4 x 3 x 3 m para aquellas con menor número de celdas.
Con ventilación.
Con canales que permitan la instalación y protección de los cables de
medio, bajo voltaje y alumbrado público.
Tendrán dos tipos de accesos, uno para equipos por medio de losetas
móviles, y la segunda tipo escotilla para el personal de operación y
mantenimiento.
Se colocará grava y se construirá un sumidero, eligiendo a esto como un
sistema de desagüe.
Tendrán sus respectivas mallas de puesta a tierra.
Las dimensiones y diseño de las cámaras de transformación se las puede
observar detalladamente en el anexo D.
3.5.4.5.2 Ocupabilidad de los Ductos
Para comprobar si la ocupación de los conductores en los ductos no sobrepasa
el porcentaje de ocupabilidad establecido por el “National Electric Code” que es
del 40%, se utiliza la siguiente ecuación, la cual fue tomada y analizada de la
“NChElec 4/2003 inciso 8.2.11 – Electricidad – Instalaciones de consumo en Baja
Tensión”5.
𝑃𝑜𝑟𝑐𝑒𝑛𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑂𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 =𝑛 ∗ 𝑑2
𝐷2∗ 100
4 Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Manual de las Unidades de Construcción, Estructuras en Redes Subterráneas de Distribución, 2013 5 Normativa de Diseño y Construcción de Redes Subterráneas – CHILECTRA, Chile, 2003
74
Dónde:
𝑛 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠.
𝑑 = 𝐷𝑖á𝑚𝑡𝑒𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑒𝑛 𝑚𝑚.
𝐷 = 𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝑚𝑚
Las características y diámetros de los cables y de los ductos van de acuerdo a
los catálogos del fabricante.
Como ejemplo de cálculo se toma un circuito de bajo voltaje, el cual estará
formado por 4 cables de aluminio con calibre de 300 MCM, tres de las fases y
uno del neutro.
Tabla 3.43: Ocupación de cables en los ductos
En la tabla 3.43 se puede observar el porcentaje de ocupación de los ductos de
acuerdo al tipo de red concluyendo que los porcentajes obtenidos no sobrepasan
el porcentaje permitido del 40%.
3.5.4.5.3 Banco de Ductos
En el diseño de este proyecto, se establecieron 3 tipos de banco de ductos,
tomando como referencia los tipos de banco de ductos establecidos en el
documento “Estructuras en redes Subterráneas de Distribución. Homologación
de las Unidades de Propiedad. MEER”6. Se utilizarán ductos PVC de 4’’ (110mm)
y 6’’ (160mm) de forma lisa en su interior y de forma corrugada en su exterior de
acuerdo a las normas NTE INEN 2227 y NTE INEN 1869.
Los tipos de bancos de ductos y su utilización se pueden observar en la Tabla
3.44
6 Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Manual de las Unidades de Construcción, Estructuras en Redes Subterráneas de Distribución, 2013.
4 pulg. (110 mm) 6 pulg. (160 mm)
-------Red Secundaria Aluminio 300 MCM PE 23,67 4 18,52%
39,37%
Derivación de red
troncal primariaAluminio 4/0 AWG XLPE 39,37 3 38,43% 18,16%
Red TroncalPrimaria Aluminio 750 MCM XLPE 57,96 3 -------
TIPOO DE REDTIPO DE
CONDUCTOR
CALIBRE (AWG O
MCM)
DIÁMETRO
EXTERNO APROX.
(mm)
NÚMERO DE
CABLES
PODCENTAJE DE OCUPACIÓN
75
Tabla 3.44: Tipos de bancos de ductos
En el banco de ducto tipo 3 no hay ductos para media tensión debido a que este
tipo de banco se lo utilizará en sitios del área de estudio donde no se tiene
previsto la instalación futura de media tensión.
Las dimensiones y diseño de cada tipo de banco de ductos se las puede observar
detalladamente en el anexo D.
TIPO 3
Se uti l i za para redes
tri fás icas solo con tendidos
de bajo vol ta je y en ca l les
secundarias del sector.
Ancho = 0.95 m
Profundidad = 0.87
BANCO DE DUCTOS DETALLE
TIPO 1
Se uti l i za para redes
tri fás icas de medio volta je
con tendidos de hasta 3
primarios .
Ancho = 1.25 m
Profundidad = 1.07 m
TIPO 2
Se uti l i za para redes
tri fás icas de medio volta je
con tendidos de hasta 2
primarios .
Ancho = 1.0 m
Profundidad = 1.07 m
Red Subterránea Número de Ductos
Eléctrica EEQ para medio volta je 3 tubos de PVC de 6"
Eléctrica EEQ para bajo volta je 4 tubos de PVC de 4"
Alumbrado públ ico y semaforización 1 tubo de PVC de 4"
Reserva 1 tubo de PVC de 4"
Red Subterránea Número de Ductos
Eléctrica EEQ para medio volta je 2 tubos de PVC de 6"
Eléctrica EEQ para bajo volta je 2 tubos de PVC de 4"
Alumbrado públ ico y semaforización 1 tubo de PVC de 4"
Reserva 1 tubo de PVC de 4"
Red Subterránea Número de Ductos
Eléctrica EEQ para bajo volta je 2 tubos de PVC de 4"
Alumbrado públ ico y semaforización 1 tubo de PVC de 4"
Reserva 1 tubo de PVC de 4"
76
3.5.4.5.4 Pozos Eléctricos
Considerando la alta densidad de población en la zona, se ubica cada pozo a
una distancia promedio de 40 m en los tramos rectos del sector, también se los
ubicaron en lugares donde existirá la transición de red aérea a subterránea y en
los cambios de dirección, siendo necesario mencionar que en estos cambios de
dirección se ubicaron dos pozos, debido a la manipulación del conductor.
Los pozos eléctricos serán construidos de mampostería enlucida con mortero de
cemento y las dimensiones serán de 1.2 m x 1.2 m x 1.2 m, basadas en el
documento “Estructuras en redes Subterráneas de Distribución. Homologación
de las Unidades de Propiedad. MEER” y de acuerdo a las dimensiones
establecidas para los bancos de ductos. Con las dimensiones mencionadas se
pretende:
Facilitar el tendido del cable en la etapa constructiva.
Instalar derivaciones en medio, bajo voltaje y acometidas domiciliarias.
Para el proyecto se utilizará 9935,44m de ductería, con un total de 288 pozos
eléctricos, medidos y contados en los planos realizados del proyecto, los cuales
se muestran en el anexo D.
3.6 ANÁLISIS TÉCNICO
El análisis de la nueva red subterránea se lo realizará con la ayuda del programa
CYMDIST, en donde se simulará primero a la red subterránea en condiciones
normales para el año 30 y se obtendrán los resultados que involucra correr un
flujo de carga (niveles de voltajes, cargabilidad, pérdidas), posteriormente se
vuelve a simular la red pero en condiciones de contingencia, es decir realizando
las transferencias de carga propuestas en el diseño. Con esto se pretende
evaluar cuál sería el comportamiento de la red en operación normal y
contingencias, de tal manera que se logre comprobar si las topologías de la red,
las cámaras de transformación nuevas y los calibres de conductores
seleccionados en la etapa de diseño son adecuados.
Inicialmente se especifican los parámetros que han sido estimados para este
análisis y junto con esto los módulos del programa a utilizarse para la simulación.
Posteriormente se obtiene las simulaciones de la red ingresada, se ejecutan las
77
Tipo500 MCM
25kV
Materia l Cu
Tipo de
a is lamientoXLPE
CONDUCTOR
corridas de flujos y se obtiene los resultados del análisis, esto con dos
escenarios, el primero en condiciones de operación normal y el segundo en
condiciones de operación de contingencia.
3.6.1 PARÁMETROS DE CÁLCULO
3.6.1.1 Ingreso de datos de la red proyectada
Para poder ejecutar las simulaciones programadas, el primer paso a tomar en
cuenta es el esquema de la nueva red, es decir, dibujar las topologías de la red,
ruta de los conductores, nuevas cámaras y seccionadores.
Consecutivamente se ingresan los parámetros eléctricos de la red, que son los
siguientes: potencia nominal de los transformadores, demanda de la carga,
calibres de los conductores. A continuación se muestra un ejemplo de los datos
ingresados y la nomenclatura para el centro de transformación CT-01, su carga
y el conductor que lo conecta con la CT-02:
En el ejemplo se observa los parámetros que son ingresados para cada uno de
los elementos de la red a ser analizada, siendo importante mencionar que el
escenario de simulación es el de demanda máxima, motivo por el que en la carga
la demanda (potencia aparente) es igual a la capacidad instalada.
3.6.1.2 Condiciones de simulación
Ya que se pretende conocer el comportamiento de la red en un futuro, se realiza
la simulación para la máxima demanda y esto es posible hacerlo ya que la red
se encuentra diseñada con la demanda máxima proyectada, es decir que puede
alimentar a las cargas futuras.
Nombre CT-01
Potencia
Nominal150kVA
Volta je de
operación6,3/0,21kV
Frecuencia 60Hz
TRASFORMADOR
Nombre C01
Capacidad
Conectada150kVA
Potencia
Aparente150kVA
Factor de
Potencia85%
CARGA
78
El programa CYMDIST realiza corridas de flujos a nivel de primarios, por lo que
para considerar las cargas que son alimentadas por los primarios 12D, 24D, 32B
y que no forman parte del área de estudio, se utiliza uno de sus módulos, el cual
permite simular un “Crecimiento de Carga” por medio de factores de crecimiento.
Con la colaboración del Departamento de Control de Calidad y Pérdidas
Técnicas y la obtención de mediciones reales se determinó un factor de
crecimiento de 2,96% para el resto de cargas. Bajo este parámetro se puede
simular la red y obtener resultados cercanos a la realidad.
3.6.2 SIMULACIÓN EN OPERACIÓN NORMAL
En la simulación de la red bajo operación normal se analizan tres parámetros
fundamentales: caídas de voltaje en la red primaria, nivel de cargabilidad en los
conductores y pérdidas del sistema, esto se lo realiza bajo el escenario que
satisface la demanda del año 30, considerando a este como el horizonte de vida
útil del proyecto, de acuerdo a lo establecido en la Resolución N° 229 – 03
ARCONEL.
Tabla 3.45: Demanda de alimentación actual y al año 30
En la Tabla 3.45 se puede observar los valores de demanda, en la red actual y
en la red proyectada al año 30 con lo que se puede determinar que la demanda
total al año 30 tendrá un incremento de 3400 kVA aproximadamente. Este
resultado es muy útil para determinar las posibles variaciones que se pueden
presentar en las subestaciones para que alimenten a la red en el futuro.
Como dato adicional, en la Tabla 3.46 se muestra los resultados obtenidos en el
flujo de carga de los transformadores nuevos, aquí se puede determinar si estos
equipos estarían sobrecargados o no al año 30, con lo que se logrará comprobar
si las capacidades establecidas para los nuevos transformadores son correctas.
kVA Fp (%) kVA Fp (%)
24D 3304,6 97 4988 96
32B 3340,2 97 4331 95
12D 2840,4 94 3596 93
TOTAL 9485,2 96 12915 95
ALIMENTADOR
PRIMARIO
DEMANDA TOTAL ACTUAL DEMANDA TOTAL AÑO 30
79
Tabla 3.46: Resultados del flujo de carga de transformadores nuevos en el año 30
Con los resultados obtenidos se determina que los transformadores de
distribución 1 y 5 sobrepasan el límite de porcentaje de carga, sin embargo los
valores de 101,6% y 106,2% que corresponden a estos transformadores de
distribución son aceptables ya que pueden trabajar sin afectar su vida útil hasta
el 140%7 y también tomando en cuenta que estos valores son a demanda
máxima por lo que no se encontrarán siempre trabajando con este porcentaje de
carga, bajo este criterio se concluye que las capacidades determinadas para
estos transformadores son correctas.
3.6.2.1 Caídas de Voltaje
Para el análisis de las caídas de voltaje en el año 30 se maneja el mismo
parámetro que se utilizó en el análisis de la red actual, es decir, se toman los
puntos más alejados, dentro del área de estudio, para cada primario. Con este
análisis se pretende comprobar si con el diseño planteado los alimentadores
primarios tendrán porcentajes aceptables de caídas de voltaje.
En la Tabla 3.47 se presenta el resumen de las caídas de voltaje en los nodos
más alejados de cada alimentador primario dentro del área de estudio.
Tabla 3.47: Resumen de niveles de voltajes por primario
7 TRANSFORMER LOADING E903B – TRANSFORME LIVE-YEARS, RAYTHEON-EBASCO DIVISION
CÁMARA N° EQUIPO CÓDIGO
CAP.
NOMINAL
(KVA)
POTENCIA
TOTAL DE PASO
(KW)
POTENCIA
TOTAL DE PASO
(KVA)
Fp
PROMEDIO
(%)
PÉRDIDAS
TOTALES
(KW)
V
(KV)
V
(p.u.)
NOMBRE
RED
CARGA
(%)
CT01 2499 Transformador 150 140 159 88,1 2,6 5,8401 0,927 12D 101,6
CT02 2481 Transformador 150 115 130 88,48 1,9 5,8905 0,935 12D 83,7
CT03 2513 Transformador 150 120 136 88,39 2 5,8653 0,931 12D 87,5
CT04 2534 Transformador 150 125 141 88,33 2,1 5,8653 0,931 12D 90,7
CT05 2521 Transformador 75 73 83 88,21 1,3 5,8275 0,925 12D 106,2
CT06 2550 Transformador 75 51 58 88,83 0,8 5,9535 0,945 24D 74,8
CT07 2667 Transformador 150 3 133 2,36 1,9 5,8401 0,927 32B 84,6
CT08 114950 Transformador 300 114 117 97,46 1,4 6,0543 0,961 32B 38,5
kV % kV %
24 D 6,2 98,41 6,11 97 3 Av. Amazonas y Orel lana 1636
32 B 6,37 101,11 6,11 97 3 Diego de Almagro y La Niña 2796
12 D 6,29 99,84 6,05 96 4 La Rabida y La Pinta 3025
ALIMENTADOR
PRIMARIO
VOLTAJE DE
BARRAVOLTAJE MÍNIMO
UBICACIÓNDISTANCIA
(m)
CAÍDA DE
VOLTAJE
(%)
80
Se observa que los niveles de caídas de voltaje de todos los alimentadores
primarios estarán dentro de los admitidos por las regulaciones y normas
vigentes, las cuales establecen un máximo porcentaje de 4% para redes
primarias. El primario con mayor caída de voltaje es el 12D que tiene un
porcentaje de 4%, sin embargo no presenta ningún inconveniente debido a que
no sobrepasa el límite permitido.
3.6.2.2 Cargabilidad en los conductores
Se desarrolla un análisis de la cargabilidad de los conductores de la red, con el
objetivo de verificar que los calibres de los conductores establecidos en la fase
de diseño cumplen con las exigencias de operación de la red.
En la Tabla 3.48 se muestra un resumen con los lugares de mayor carga dentro
del área de estudio, aquí se puede observar el porcentaje de carga con respecto
a la corriente de conducción del conductor. Cabe mencionar que en el análisis
de la red en operación normal se debe cumplir con los porcentajes de carga, sin
sobrepasar el límite máximo, ya que se encontraría en las condiciones de mayor
esfuerzo de la red, y por ende de sus conductores.
El detalle de la cargabilidad de los conductores se la presenta en el anexo C.
Tabla 3.48: Resumen de máxima carga en el año 30
Se observa que los tramos que tienen mayor carga en cada primario, se
encuentran ubicados en los puntos de entrada al área de estudio, es decir, en
los postes donde se realiza la transición de red aérea a subterránea.
Con los resultados obtenidos se determina que:
El tramo con mayor cargabilidad dentro del área de estudio tiene el
primario 12D con el 54,50% de máxima cargabilidad.
El primario que tiene el porcentaje más elevado de carga es el 24D con el
99,4%.
24D Av Orel lana y 6 de Diciembre 43,61 43,70% 462,3 99,4
32B Av Colón y 6 de Diciembre 8,58 16,40% 392,5 84,4
12D Av Colón y Juan León Mera 93,73 54,50% 330,1 71,0
ALIMENTADOR
PRIMARIO
CORRIENTE
PROMEDIO (A)
MÁXIMA CARGABILIDAD
EN EL ÁREA DE ESTUDIO (%)UBICACIÓN DEL PUNTO LONGITUD (m)
CARGA CON RESPECTO A LA
In DEL CONDUCTOR (%)
81
Tomando en cuenta que el análisis supone un horizonte de 30 años se concluye
que para la red en estado de operación normal, la selección de calibres de los
conductores es la correcta, ya que responderán de forma adecuada ante el
sistema sin sobrepasar su límite de conducción que es del 100%.
3.6.2.3 Pérdidas
Para el análisis de pérdidas en la nueva red, no se toman los resultados de
pérdidas que se presentarían en el año 30, sino los resultados de pérdidas que
se obtendrán al primer año de haber ejecutado el proyecto, esto debido a que el
análisis de la red actual se lo realizó con las mediciones y base de datos del año
2015, y al realizar los dos análisis bajo el mismo período de tiempo, se podrá
apreciar la disminución en pérdidas que se obtiene al construir una red
subterránea. En este análisis se espera que el porcentaje de pérdidas sea menor
al del actual, ya que la rama de la distribución de energía eléctrica busca reducir
continuamente estas pérdidas en los sistemas de distribución.
Tabla 3.49: Resumen de pérdidas del sistema
En la Tabla 3.49 se puede observar las pérdidas totales que se presentarían en
el año 30, mediante esta información se puede concluir que con la nueva red
subterránea se tendrá 283 kW de pérdidas, mientras que en la red aérea actual
se tiene 330 kW; con lo que se puede verificar que el diseño propuesto de la
nueva red subterránea aporta al objetivo de reducción de pérdidas.
En el anexo C se presenta en detalle todos los resultados obtenidos de las
pérdidas, por tipo de elemento en cada primario, es decir las pérdidas generadas
por conductores aéreos, cables subterráneos y transformadores.
3.6.3 SIMULACIÓN EN CONTINGENCIAS
En esta etapa se realiza la simulación del diseño en operación de contingencia,
ante eventuales salidas de alguno de los tres primarios involucrados en el área
kW kVA
24 D 67 114
32 B 89 180
53E 63 97
12 D 64 124
TOTAL 283 515
Pérdidas TotalesALIMENTADOR
PRIMARIO
82
de estudio, esto con el objetivo de estudiar los escenarios que podrían
presentarse y exponer conclusiones fundamentales que sirvan para comprobar
que el diseño propuesto de la red es correcto y tiene validez para ser ejecutado.
Para llevar a cabo este análisis se debe realizar las transferencias de carga que
han sido establecidas en la fase de diseño, y para ello se procede al cierre y
apertura de seccionadores. Una vez realizado esto se procede a simular la red
con flujos de carga, siendo los resultados de mayor importancia los porcentajes
de carga en los conductores de los alimentadores primarios de respaldo pues se
pretende que esta nueva red no tenga grandes sobrecargas ni fallas.
El diseño propuesto fue coordinado y aprobado por el Departamento de
Operación y Mantenimiento del Área Urbana y la Unidad de Soterramiento de la
Empresa Eléctrica Quito, ya que sería un diseño a ser construido posteriormente;
en el anexo E se presentan las actas de aprobación del diseño firmadas.
3.6.3.1 Transferencia de carga del primario 12D
Frente a este escenario, en donde el primario 12D presentaría una eventual falla,
la carga de dicho alimentador es transferida al primario 53E, con lo que el área
de estudio estaría abastecida temporalmente por los primarios 24D, 32B y 53E.
En la Tabla 3.50 se muestra los resultados en los puntos más críticos, obtenidos
en la simulación para este escenario, todos los resultados de este escenario se
los puede observar en el anexo C.
Tabla 3.50: Resultados de la simulación para contingencia del primario 12D
Para realizar el análisis de los resultados es necesario mencionar que al igual
que en el estado de operación normal se consideró el crecimiento de carga hasta
el año 30 y en base a los resultados obtenidos se puede concluir lo siguiente:
El primario 53E que es el primario de respaldo, tiene 7% como caída
máxima de voltaje en su punto más alejado, mientras que los primarios
24D y 32B presentan un 4%, cumpliendo los dos últimos con lo
24D 6,02 96 4 462,3 99
32B 6,05 96 4 392,5 84
53E 5,87 93 7 558,6 120
CARGA CON RESPECTO A
LA In DEL CONDUCTOR (%)
MÁXIMA CARGA EN CONDUCTORESNIVELES DE VOLTAJES MÍNIMOSALIMENTADOR
PRIMARIO KV %CAÍDA DE
VOLTAJE (%)
CORRIENTE
PROMEDIO (A)
83
establecido en las “Normas de diseño de la Empresa Eléctrica Quito”. Con
respecto a la caída de voltaje del primario 53E, si bien excede lo admitido
por las regulaciones y normas, es aceptable, ya que se trata de una
alimentación temporal y ante operación de contingencia, criterio que se
encuentra establecido en ARCONEL Regulación N° CONELEC 004 - 01.
El porcentaje de carga en los conductores de los primarios 24D y 32B es
de 99% y 84% respectivamente. En el primario 53E se tiene un exceso de
porcentaje de carga del 20%, el cual se encuentra dentro del máximo
límite admisible por la Empresa Eléctrica Quito, debido a que el personal
de operación y mantenimiento realiza una disminución de carga previo a
realizar la transferencia de carga.
Bajo el análisis de los resultados obtenidos se comprueba que no habrá
complicaciones con estos primarios frente a este escenario de contingencia.
3.6.3.2 Transferencia de carga del primario 32B
En este escenario el primario 32B presentaría una falla, por lo que toda la carga
es transferida al primario 24D, consiguiendo que el área de estudio se mantenga
alimentado por los primarios 24D y 12D. En la Tabla 3.51 se puede observar en
resumen los resultados obtenidos en los puntos más críticos para los dos
primarios y el detalle se puede observar en el anexo C.
Tabla 3.51: Resultados de la simulación para contingencia del primario 32B
Con los resultados obtenidos se puede concluir lo siguiente:
Los primarios 24D y 12D en condición de transferencia de carga
presentan en sus puntos más alejados dentro del área de estudio, un
porcentaje de caída de voltaje de 4%, cumpliendo cada uno con lo
establecido en las normas de diseño de la Empresa Eléctrica Quito.
24D 6,05 96 4 527,7 113
12D 6,04 96 4 317,3 68
ALIMENTADOR
PRIMARIO
NIVELES DE VOLTAJES MÍNIMOS MÁXIMA CARGA EN CONDUCTORES
KV %CAÍDA DE
VOLTAJE (%)
CORRIENTE
PROMEDIO (A)
CARGA CON RESPECTO A
LA In DEL CONDUCTOR (%)
84
La corriente promedio del primario 12D es de 317,3 A, lo que representa
el 68% de su capacidad de conducción en el cable. Por otro lado el
primario 24D presenta una corriente promedio de 527,7 A, que equivale
el 113% de su capacidad de conducción, este es un valor superior a lo
admisible ya que se encontraría sobrecargado, sin embargo por el
procedimiento que realiza el personal de operación y mantenimiento
previo a realizar una transferencia de carga, este valor es admitido para
esta configuración de red temporal.
3.6.3.3 Transferencia de carga del primario 24D
Para este último escenario de contingencia, el primario 24D es el que presentaría
una eventual falla, por lo que toda su carga es transferida hacia el primario 32B,
logrando de esta forma mantener con servicio a toda el área de estudio. Todos
los resultados obtenidos en la simulación bajo este escenario se muestran en el
anexo C.
Tabla 3.52: Resultados de la simulación para contingencia del primario 24D
Con los resultados de la Tabla 3.52 se puede emitir las siguientes conclusiones:
El primario 12D en la condición de transferencia de carga, presenta el
mismo comportamiento del anterior escenario, pues la carga alimentada
por este primario es la misma, obteniendo un valor de 4% de caída de
voltaje, el cual se encuentra dentro del límite permitido.
El primario 32B presenta una caída de voltaje del 6%, porcentaje que
excede lo establecido por las normas de diseño de la Empresa Eléctrica
Quito, sin embargo es un valor aceptable por parte del Departamento de
Operación y Mantenimiento del Área Urbana ya que se trata de una toma
de carga temporal, mientras se realiza el adecuado procedimiento
correctivo para el primario que abastece esta carga en operación normal.
El primario 32B tiene una corriente promedio de 603,1 A, lo que
representa el 130% de la capacidad de conducción del conductor, este
32B 5,91 94 6 603,1 130
12D 6,04 96 4 317,3 68
CAÍDA DE
VOLTAJE (%)
CORRIENTE
PROMEDIO (A)
CARGA CON RESPECTO A
LA In DEL CONDUCTOR (%)
ALIMENTADOR
PRIMARIO
NIVELES DE VOLTAJES MÍNIMOS MÁXIMA CARGA EN CONDUCTORES
KV %
85
valor es aceptable, siempre y cuando esta transferencia de carga sea
durante un tiempo corto. El primario 12D tiene una corriente de 317,3 A
representando el 68% de la capacidad de conducción del conductor, lo
cual no representa problema de sobrecarga.
Con los resultados obtenidos en las simulaciones y el análisis de cada uno de
los escenarios de contingencia, se demuestra que el diseño propuesto para la
red del proyecto La Mariscal – Polígono 3 funciona de forma correcta frente a la
demanda y comportamiento futuro de la red, permitiendo brindar continuidad y
confiabilidad de servicio ante posibles fallas y salidas de los primarios
involucrados. También se logró verificar que no existirá sobrecarga bajo
operación normal en los conductores de aluminio de 750 MCM en los troncales
que interconectan y alimentan a las cámaras de seccionamiento.
86
CAPÍTULO 4
4. ANÁLISIS ECONÓMICO - FINANCIERO
4.1 INTRODUCCIÓN
En este capítulo se pretende establecer la factibilidad económica de la nueva red
subterránea del proyecto La Mariscal Polígono – 3, delimitado por las Avenidas
Amazonas, 6 de Diciembre, Francisco de Orellana y Colón con una superficie
aproximada de 1,91 km², para lo cual se define tres etapas elementales: en la
primera etapa se realiza un análisis de los costos de inversión necesarios para
para llevar a cabo la ejecución del proyecto y los costos de operación y
mantenimiento anual de la red, luego se analizan los ingresos económicos que
estarían involucrados en la construcción de este proyecto, finalmente con los
datos alcanzados de costos e ingresos se realiza un flujo de fondos con el
objetivo de obtener los indicadores financieros que definirán la factibilidad de
este proyecto (VAN y TIR).
4.2 COSTOS
Los costos involucrados en el proyecto son de dos tipos: los costos de inversión
y los costos de operación y mantenimiento. Dentro de los costos de inversión se
toma en cuenta los equipos, materiales, mano de obra y costos indirectos, tanto
de obra civil como de obra eléctrica, requeridos para la construcción del proyecto,
por otro lado los costos de operación y mantenimiento significan un rubro que no
es necesario para la inversión inicial del proyecto pero sin embargo se encontrará
presente durante la vida útil del mismo.
Debido al alcance de este capítulo, se realiza un estudio detallado solo de los
materiales y equipos que fueron mencionados en la etapa de diseño, lo cual
concierne a la obra eléctrica. Con lo referente a costos de obra civil, mano de
obra eléctrica y civil y costos indirectos, se acogen los porcentajes y precios
unitarios establecidos con los análisis de proyectos ejecutados de redes
subterráneas, realizados en el Departamento de Proyectos y en la Unidad de
Soterramiento de la Empresa Eléctrica Quito.
87
4.2.1 INVERSIÓN EN OBRA ELÉCTRICA
En la etapa de diseño de la red se determinó los materiales y equipos eléctricos
necesarios para la construcción de la obra; estos materiales y equipos se
puntualizan a continuación:
1.808 km de Redes Troncales (calibre 750 MCM)
2.999 km de Redes de Medio Voltaje o derivaciones (calibre 4/0 AWG)
5.642 km de Redes de Bajo Voltaje (calibre 300 MCM)
7.836 km de Redes de Alumbrado Público (1/0 AWG)
154 acometidas subterráneas (calibre 2 AWG)
4 postes para transición de aéreo a subterráneo y viceversa
149 luminarias de vapor de sodio, para iluminación vial
441 luminarias de halogenuro metálico, para iluminación peatonal
149 postes de 12m con puntos de luz doble para un solo lado de las vías
283 postes de 7m con puntos de luz simple para ambos lados de las vías
4 cámaras de seccionamiento
39 celdas aisladas en SF6 entre interruptor, seccionador y fusible.
7 cámaras de transformación.
7 transformadores trifásicos
Con los elementos determinados anteriormente y con los precios unitarios
establecidos por la Empresa Eléctrica Quito, se ha logrado determinar el costo
total por concepto de materiales y equipos eléctricos. Para este análisis, las
especificaciones utilizadas en las tablas son las que se encuentran descritas en
la intranet de la Empresa Eléctrica Quito, por ejemplo, para un conductor de
medio voltaje calibre 4/0 AWG la descripción es: “CABLE UNIPOLAR ALUMINIO
AISL. POLIETILENO RETIC.25kV, 4/0AWG, 19H, 100% NA”. Esta nomenclatura
se utiliza para todas las descripciones de los materiales y equipos eléctricos.
De manera adicional existen elementos que no se han mencionado pero que
también representan un costo dentro de lo económico, estos elementos son:
material para conexión a tierra, cables de acero y herrajes galvanizados. Si bien
este grupo de elementos no forman parte del diseño, entran en el análisis
económico, y para poder determinar un costo de los mismos se toma como
referencia diseños con las mismas características, realizados en la Empresa
88
Eléctrica Quito. Con el detalle de materiales, equipos a ser utilizados y por medio
de los rubros de mano de obra eléctrica establecidos en la tabla de precios
unitarios de mano de obra para redes de distribución – vigencia 2015 de la
Unidad de Soterramiento de la Empresa Eléctrica Quito, se obtuvo el aproximado
del valor por concepto de mano de obra eléctrica, y para obtener un rubro
adecuado de costos indirectos o administrativos se sumaron el subtotal eléctrico
y el costo de mano de obra eléctrica y a esto se lo multiplicó por el 12%, que es
el porcentaje máximo permitido por ARCONEL.
Tabla 4.1: Presupuesto estimado de inversión en Obra Eléctrica
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
5 4037,6 20188
2 3971,05 7942,1
28130,1
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
14 17851,99 249927,86
18 7308,68 131556,24
7 11000 77000
3 13770,01 41310,03
1 7644 7644
3 15675,01 47025,03
546819,16
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
1808 12,35 22328,8
2999 4,06 12175,94
34504,74
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
4 123,2 492,8
4 262,21 1048,84
60 19,11 1146,6
2688,24
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
149 1500 223500
283 1200 339600
149 444,05 66163,45
441 246,4 108662,4
737925,85
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
7836 0,74 5798,64
5798,64
CELDA MODULAR COMPACTA EN SF6, CON UN FUSIBLE DE 600A, 24KV, 20KA, BIL 125KV
CELDA MODULAR COMPACTA EN SF6, CON UN CORTE DE BARRA CON SECCIONADOR DE 600A
ANÁLISIS ECONÓMICO
PRESUPUESTO ESTIMATIVO DE OBRA ELÉTRICA
"RED ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA LA MARISCAL - POLÍGONO 3"
RED DE MEDIO VOLTAJE
CELDA MODULAR COMPACTA EN SF6, CON UN SECCIONADOR DE 600A, 24KV, 20KA, BIL 125KV
TRANSFORMADORES
ESPECIFICACIÓN
TRANSF. TRIFAS. CONVENC. 150 KVA, 6000 - 220/127 V, DYN5, 3B (MV), 4B (BV), +1/-3X2.5%
TRANSF. TRIFAS. CONVENC. 75 KVA, 6000 - 220/127 V, DYN5, 3B (MV), 4B (BV), +1/-3X2.5%
Subtotal
EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTO
ESPECIFICACIÓN
CELDA MODULAR COMPACTA EN SF6, CON UN INTERRUPTOR DE 400A, 24KV, 20KA, BIL 125KV
ESPECIFICACIÓN
EQUIPOS DE TRANSICIÓN AÉREO SUBTERRÁNEO
EQUIPO DE COMUNICACIONES, UNIDAD TERMINAL REMOTA RTU PARA SUBESTACIONES
Subtotal
CONDUCTORES AISLADOS
ESPECIFICACIÓN
POSTE METÁLICO ORNAMENTAL, LONG 12M CON DOS BRAZOS INTEGRADOS
POSTE METÁLICO ORNAMENTAL, LONG 7M CON DOS BRAZOS INTEGRADOS
LUMINARIA VAPOR DE SODIO ALTA PRESIÓN ALTA PRESIÓN CERRADA 400W, DOBLE POTENCIA
Subtotal
CONDUCTORES AISLADOS
ESPECIFICACIÓN
CONDUCTOR ALUMINIO AISLADO 2KV N° 1/0 AWG, 7 HILOS
CELDA MODULAR COMPACTA EN SF6 , PARA REMONTE DE CABLES, 600A, 24KV, BIL 125KV
RED DE ALUMBRADO PÚBLICO
ESPECIFICACIÓN
LUMINARIA DE HALOGENURO METÁLICO, BLANCO CÁLIDO DE 220V, 150W
Subtotal
POSTE CIRCULAR DE HORMIGÓN ARMADO DE 500 KG, LONGITUD 12.0M
CABLE ACERO GALVANIZADO GRADO SIEMENS
CABLE DE ALUMINIO, CABLEADO, 25 KV, XLPE, 750 MCM, 37 HILOS, 100% NA
CABLE DE ALUMINIO, CABLEADO, 25 KV, XLPE, 4/0 AWG, 19 HILOS, 100% NA
Subtotal
POSTES Y LUMINARIAS
Subtotal
TERMINAL EXT. UNIP 25 KV, CABLE DE ALUMINIO ENTRE 300 - 500 MCM
89
Tabla 4.2: Presupuesto estimado de inversión en Obra Eléctrica
En las Tablas 4.1 y 4.2 se indican los costos por concepto de obra eléctrica, en
donde se puede observar que el costo de inversión eléctrica inicial aproximado
es de US$ 1’918.381,42.
4.2.2 INVERSIÓN EN OBRA CIVIL
En el análisis referente a los costos de inversión por concepto de obra civil, se
consideran los elementos más significativos que forman parte de la misma, estos
son: movimiento de tierras, construcción de zanjas, tendido de ductos,
destrucción y reposición de las aceras y vías, adoquinado, construcción de
pozos, construcción de cámaras, entre otros factores.
Es necesario mencionar que debido al alcance de este capítulo no se determina
en detalle los materiales y equipos necesarios para la obra civil, sin embargo
debido al grado de importancia que representa en el análisis económico, se ha
realizado un estudio aproximado, utilizando la tabla de precios unitarios para
materiales y mano de obra civil establecida en la Unidad de Soterramiento de la
Empresa Eléctrica Quito.
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
5642 4,9 27645,8
4620 0,53 2448,6
5642 2,04 11509,68
41604,08
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
8 9931,75 79454
79454
CANT VALOR_UNIT VALOR_TOTAL
80 69,79 5583,2
4 1149,61 4598,44
1 52099,2 52099,2
62.280,84
RED DE BAJO VOLTAJE
CONDUCTORES AISLADOS
ESPECIFICACIÓN
CONDUCTOR ALUMINIO AISLADO 2KV N° 300 MCM, 7 HILOS
CONDUCTOR ALUMINIO AISLADO 2KV N° 2 AWG, 7 HILOS
MISCELANEOS
Subtotal
Subtotal
EQUIPOS DE PROTECCIÓN
ESPECIFICACIÓN
TABLERO DE DISTRIBUCIÓN SEMIAUTOMÁTICO CON BREAKER PRINCIPAL DE 400A
Subtotal
CONDUCTOR ALUMINIO AISLADO CABLEADO SUAVE N° 300 MCM, 19 HILOS
TOTAL INVERSIÓN OBRA ELÉCTRICA 1.918.381,42
ANÁLISIS ECONÓMICO
PRESUPUESTO ESTIMATIVO DE OBRA ELÉTRICA
"RED ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA LA MARISCAL - POLÍGONO 3"
Subtotal Obra Eléctrica 1.539.205,65
Costos Indirectos 205540,866
Mano de Obra Eléctrica 173.634,90
OTROS
ESPECIFICACIÓN
MATERIAL PARA CONEXIÓN A TIERRA
HERRAJES GALVANIZADOS
90
Tabla 4.3: Presupuesto estimado de inversión en Obra Civil
En la Tabla 4.3 se muestran los rubros más representativos con respecto a la
construcción de obra civil, y en cada ítem se encuentra una descripción general
de actividades y elementos involucrados en el mismo. Como valor final del costo
de inversión aproximado en la etapa civil se obtuvo la suma de US$ 2’358.491,79
lo cual representaría el 55,15% de la inversión total sin tomar en cuenta el IVA.
4.2.3 INVERSIÓN TOTAL
Con los valores obtenidos de costos de inversión tanto de obra eléctrica como
de obra civil, se determina que el costo de la inversión total del proyecto es de
US$ 4’276.873 (cuatro millones doscientos setenta y seis mil ochocientos
setenta y tres dólares americanos).
En la Tabla 4.4 se puede observar el resumen de costos de inversión por cada
tipo de obra y la inversión total necesaria para llevar a cabo la ejecución del
proyecto de soterramiento en La Mariscal Polígono – 3.
ÍTEM VALOR TOTAL
TOTAL INVERSIÓN
OBRA CIVIL2.358.491,79
5
SEGURIDAD AMBIENTAL
(Charlas de concientización, agua control polvo, señalética diurna y
nocturna, cinta plástica de peligro, conos viales, rótulo de obra)
14.068,77
3TENDIDO DE DUCTOS ELÉCTRICOS Y CONECTIVIDAD
(Tubería PVC 110mm doble pared (interior l isa y exterior corrugada)
tubería PVC 160mm, triducto, cinta de identificación)
4
CONSTRUCCIÓN DE CÁMARAS, POZOS Y CAJAS DE REVISIÓN NUEVAS
(Mallas electrosoldadas, encofrado y desencofrado, acero estructural,
acero de refuerzo, desague aguas lluvias, tapas de pozos eléctricos)
307.129,63
2
MOVIMIENTO DE TIERRAS
(Excavaciones de zanjas manual y con equipo mecánico, desalojo de
escombros, rellenos en zanjas, drenaje con material granular)
1.729.392,03
ANÁLISIS DE COSTOS
PRESUPUESTO REFERENCIAL DE INFRAESTRUCTURA SUBTERRÁNEA - ORA CIVIL
"RED ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA LA MARISCAL - POLÍGONO 3"
DESCRIPCIÓN
1
TRABAJOS PRELIMINARES
(Replanteo y nivelación con equipo topográfico, replanteo de estructuras
menores, cerramiento provisional con protección para paso peatonal, )
22.417,16
285.484,20
91
COSTO TOTAL DE INVERSIÓN
RED ELÉCTRICA SUBTERRÁNEA LA MARISCAL POLÍGONO-3
INVERSIÓN POR OBRA ELÉCTRICA
INVERSIÓN POR OBRA CIVIL
IVA 12 %
TOTAL
$ 1.918.381,42
$ 2.358.491,79
$ 513.224,78
$ 4.790.097,99
Tabla 4.4: Costo total de inversión para
La Mariscal – Polígono 3
4.2.4 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Los costos de operación y mantenimiento es un rubro que no es necesario para
la inversión inicial del proyecto, sin embargo se encontrarán presentes durante
la vida útil del proyecto.
En el Departamento de Operación y Mantenimiento de Áreas Urbanas de la
Empresa Eléctrica Quito se encuentra establecido que el costo de operación y
mantenimiento significa el 0,4% de la suma del subtotal eléctrico y la mano de
obra eléctrica, esto engloba la supervisión, servicio de distribución y también lo
referente a mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo de la red de
distribución.
4.3 INGRESOS Y BENEFICIOS [12] [13]
Para esta etapa se analizan los ingresos económicos y financieros que se
obtendrán al ejecutar este proyecto, previo a esto es necesario mencionar que
los ingresos son de diferente origen y tipo debido a que se trata de un proyecto
de bienestar social.
En esta etapa se consideran los siguientes rubros:
Venta de energía
Ahorro en pérdidas técnicas
Ahorro en energía no suministrada
Cumplimiento de la Ordenanza 022
Otros beneficios
92
4.3.1 INGRESOS POR VENTA DE ENERGÍA
El ingreso por venta de energía es el más importante que se considera en el
análisis de ingresos, ya que este ingreso estará presente a lo largo de toda la
vida útil de este proyecto. Para conseguir los ingresos por venta de energía se
determinaron los valores promedio de consumo anual para cada tipo de usuario
existente en el polígono, consecutivamente se obtuvieron los valores medios de
las tarifas que se emplea para cada tipo de usuario y finalmente se consigue la
tasa de crecimiento de consumo para cada tipo de usuario, con estos datos se
pudo determinar los ingresos por venta de energía.
Con el análisis de usuarios efectuado en un capítulo anterior, la información
proporcionada por el SIDECOM, que es el sistema de comercialización de la
Empresa Eléctrica Quito, se obtiene que el consumo de energía por tipo de
usuario presenta los siguientes valores:
Tabla 4.5: Consumo de energía promedio por tipo de usuario
En la Tabla 4.5 se observa los consumos promedio anuales de cada tipo de
usuarios existentes en el área de estudio.
De acuerdo al Plan Maestro de Electrificación 2013 – 2022 (PME) se establece
que el consumo de los usuarios irá creciendo a cierta tasa determinada,
mostrada en la Tabla 4.6.
Tabla 4.6: Tasa de crecimiento anual de consumo
Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013 - 2022
Comercial 998 385416 4624992
Residencial 449 176386 2116632
Industrial 1 3153 37836
TOTAL 1448 564955 6779460
RESUMEN DE INFORMACIÓN POR TIPO DE CLIENTE
TIPO DE USUARIO NÚMERO DE USUARIOSCONSUMO PROMEDIO
(KWh/mes)
CONSUMO PROMEDIO
(KWh/año)
Usuario Residencial 4,80%
Usuario Comercial 5,70%
Usuario Industrial 5,10%
TASA DE CRECIMIENTO ANUAL DE CONSUMO
DE ENERGÍA
93
Adicionalmente, y previo a determinar la proyección de ingresos por venta de
energía, se muestra en la Tabla 4.7 el precio medio por kilovatio hora (KWh) que
maneja el sector eléctrico, establecido por el ARCONEL.
Tabla 4.7: Precios medios a usuarios finales de distribuidoras
Fuente: ARCONEL
Finalmente, con los datos determinados de consumo actual, tasa de crecimiento
anual y precio medio de energía, se determinó la proyección de ingresos por
venta de energía, la misma que se puede observar en la Tabla 4.8
Tabla 4.8: Ingresos por Venta de Energía
En la tabla anterior se observa que la proyección de ingresos por venta de
energía se realizó hasta el año 30, debido a que los transformadores
seleccionados para el proyecto tienen un horizonte de 30 años de utilización,
tiempo que es establecido en la Resolución N° 229 – 03 del ARCONEL, el mismo
horizonte que se considera como tiempo de vida útil del proyecto.
4.3.2 INGRESOS POR DISMINUCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS
En base al análisis de los resultados obtenidos con la simulación de la red
subterránea diseñada, se determinó que las pérdidas técnicas en la red
Usuario Residencial 9,97
Usuario Comercial 8,92
Usuario Industrial 7,16
PRECIO MEDIO DE ENERGÍA (USD c/KWh)
Año 1 37623,95 Año 16 82899,05
Año 2 39654,09 Año 17 87393,03
Año 3 41794,45 Año 18 92132,06
Año 4 44051,05 Año 19 97129,57
Año 5 46430,25 Año 20 102399,75
Año 6 48938,73 Año 21 107957,54
Año 7 51583,56 Año 22 113818,72
Año 8 54372,20 Año 23 119999,94
Año 9 57312,51 Año 24 126518,78
Año 10 60412,79 Año 25 133393,77
Año 11 63681,78 Año 26 140644,47
Año 12 67128,73 Año 27 148291,51
Año 13 70763,37 Año 28 156356,69
Año 14 74595,97 Año 29 164862,96
Año 15 78637,39 Año 30 173834,60
PROYECCIÓN DE INGRESOS POR VENTA DE ENERGÍA
AñoTotal de ventas
anuales (USD/AÑO)Año
Total de ventas anuales
(USD/AÑO)
94
subterránea presentan una reducción respecto a las pérdidas técnicas
presentadas en la red aérea actual, obteniendo como resultado que las pérdidas
disminuyen un total de 175,72 MWh/año, lo cual representaría un ahorro anual
de US$ 15.673,94 valor que puede considerarse como un ingreso para el análisis
financiero.
4.3.3 INGRESO POR AHORRO EN COSTO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA
Con la instalación de una red subterránea se obtienen varias ventajas, entre las
cuales está el incremento en la confiabilidad del sistema, esto equivale a tener
una disminución notable en lo referente a los cortes de energía, lo que conlleva
a un ahorro en el costo de energía no suministrada. Se debe tomar muy en
cuenta que el costo de energía no suministrada (CENS) es diferente al costo
normal de energía, esto se debe a que la falta de suministro de energía crea un
impacto social y económico a nivel del grupo de usuarios involucrados.
Para el presente proyecto se utiliza el valor de índice de interrupciones promedio
calculado de forma estadística por la Empresa Eléctrica Quito para el sector de
La Mariscal, el cual es de 13,25h/año y tomando en cuenta que “El valor de cada
kWh de energía no suministrada es de US$1.53kWh”8 y que el total de usuarios
en el sector es de 1448 se obtiene un valor de US$ 2.935,58
4.3.4 INGRESO POR CUMPLIMIENTO DE LA ORDENANZA MUNICIPAL 022
Al cumplir con el artículo 36, “Beneficios de Compensación” de la Ordenanza
Municipal 022 decretada por el Ilustre Municipio de Quito se obtiene un ingreso
para la Empresa Eléctrica Quito, el cual equivale a un beneficio de US$ 5 por
cada metro revitalizado en el proyecto. El Polígono abarca 9.935,44 m a ser
soterrados, con lo que se determina un beneficio total de US$ 49.677,5.
4.3.5 OTROS BENEFICIOS
4.3.5.1 Beneficio por arrendamiento a servicios de conectividad
En el soterramiento del sector La Mariscal Polígono- 3 se incluirán los bancos de
ductos necesarios para las diferentes operadoras, lo cual representa un valor por
arrendamiento dentro del análisis económico.
8 Resolución del Directorio del CONELEC N°025/11, 2011
95
Para determinar el costo anual de ducto por metro se ha utilizado los valores
unitarios establecidos por la Empresa Eléctrica Quito y se lo obtiene de acuerdo
al porcentaje de ocupación de conectividad en los bancos de ductos; con una
tasa de interés del 0.112 como lo establece la Agencia de Regulación y Control
de Electricidad, un horizonte de vida del proyecto de 30 años y con el costo de
ducto por metro calculado sumado el porcentaje de costos para operación y
mantenimiento que es del 5% y el porcentaje de costos administrativos que es
del 7%. Este cálculo se lo realiza en base al banco de ductos tipo 1, el cual tiene
establecido 6 ductos de 4’’ para conectividad. El resumen de estos parámetros
se los muestra en la Tabla 4.9
Tabla 4.9: Parámetros para el cálculo del costo anual del ducto por metro.
Se observa que el costo anual de ducto por metro equivale a un beneficio de
US$ 2,10, y con el dato de que el proyecto abarca 9.935,44 m de ductería, se
determina un beneficio total anual de US$ 20.864,42.
4.3.5.2 Beneficio por reducción de costos de operación y mantenimiento
Uno de los beneficios representativos que se obtienen al construir una red
subterránea es la reducción del porcentaje por costo de operación y
mantenimiento lo cual se ve reflejado como un ingreso económico debido al
ahorro conseguido, en referencia a lo que como red aérea representa el costo
de este parámetro.
De acuerdo a los porcentajes determinados para operación y mantenimiento por
la Empresa Eléctrica Quito que son el 1,2% para red aérea y el 0,4% para red
subterránea, se determina que el ingreso es el 0,8% de la suma de la obra
eléctrica y mano de obra eléctrica, por tanto se obtiene un ingreso económico de
US$ 13.702,72.
RUBRO VALORTASA 0,11
AÑOS 30,00
DISTANCIA (m) 9935,44
COSTOS POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 5%
COSTOS ADMINISTRATIVOS 7%
OCUPACIÓN DE CONECTIVIDAD 38%
DUCTOS DE CONECTIVIDAD EN EL BANCO DE DUCTOS 6,00
TOTAL CONECTIVIDAD 954.873,91
TOTAL ELÉCTRICO 1.394.118,61
COSTO DE DUCTO 159.145,65
COSTO DE DUCTO POR METRO 16,02
COSTO DE DUCTO POR METRO + OM+AD 17,940
COSTO ANUAL DE DUCTO POR METRO ($ 2,10)
96
4.4 FUJO DE FONDOS
Con el análisis económico se pretende determinar los indicadores financieros
que permitirán establecer si este proyecto es factible o no. Para la realización de
este análisis se toma en cuenta los resultados de los valores tanto de costos
como de ingresos que se involucran en el proyecto, con estos resultados se
procede a realizar un flujo de fondos con lo que finalmente se establecen los
indicadores financieros.
La proyección de flujos de fondos se lo realizó para un horizonte de 30 años, ya
que este es el promedio de los años de vida útil de los diferentes activos que
intervienen en el proyecto. Los flujos de fondos se calculan en base a la
diferencia entre los valores de ingresos y costos por cada año, se incluye el valor
total de la inversión en el año cero, los costos de operación y mantenimiento
durante la vida útil, los ingresos por venta de energía y los beneficios económicos
analizados anteriormente.
Se analizan dos escenarios diferentes para el flujo de fondos. En el primer
escenario no se adiciona un financiamiento externo para poder llevar a cabo la
ejecución del proyecto, lo que llevaría a cancelar anualmente un pago para cubrir
un préstamo obtenido en alguna entidad bancaria. Para el segundo escenario se
adiciona un financiamiento externo, con una inversión no reembolsable, es decir
de tipo estatal o similar.
4.4.1 INVERSIÓN CON FINANCIAMIENTO REEMBOLSABLE
Para este escenario no se cuenta con el financiamiento de alguna entidad que
también se encuentre interesada en la ejecución de este proyecto, lo que
implicaría que la Empresa Eléctrica Quito sea en su totalidad la responsable de
obtener un financiamiento de tipo privado, es decir un crédito bancario del valor
necesario para la inversión inicial, se considera una “tasa de interés activa del
7,84% de acuerdo al Banco Central del Ecuador”9 y el crédito bancario será
cancelado en un periodo de 10 años. Los resultados obtenidos se observan en
las Tablas 4.10 y 4.11.
9 Banco Central del Ecuador. “Tasa de Interés Activa”. [En línea] Disponible: http://contenido.bce.fin.ec/docs.php?path=/documentos/Estadisticas/SectorMonFin/TasasInteres/Indice.htm, [Visita 26 Mayo 2016]
97
Tabla 4.10: Resultados del flujo de fondos para el proyecto La Mariscal – Polígono 3. Con financiamiento reembolsable
ESTADO DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14
INVERSIÓN INICIAL 0,00
INGRESOS
Venta en Energía 0,00 37.623,95 39.654,09 41.794,45 44.051,05 46.430,25 48.938,73 51.583,56 54.372,20 57.312,51 60.412,79 63.681,78 67.128,73 70.763,37 74.595,97
Ahorro en Pérdidas Técnicas 0,00 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94
Ahorro en Energía no Suministrada 0,00 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58
Cumplimiento de la Ordenanza 022 0,00 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50
Beneficio por ahorro en op. Y mant 0,00 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72
Arrendamiento de ductos de conectividad 0,00 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42
TOTAL INGRESOS 4.790.097,99 166.897,11 168.927,25 171.067,61 173.324,21 175.703,41 178.211,89 180.856,72 183.645,36 186.585,67 189.685,95 192.954,94 196.401,89 200.036,53 203.869,13
COSTOS
Costos de Operación y Mantenimiento de la Red 0,00 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
Pago Anual de Créditos 0,00 708.401,68 708.401,68 708.401,68 708.401,68 708.401,68 708.401,68 708.401,68 708.401,68 708.401,68 708.401,68
Costo Total Inversión del Proyecto 4.790.097,99 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
TOTAL COSTOS 4.790.097,99 716.235,29 716.235,29 716.235,29 716.235,29 716.235,29 716.235,29 716.235,29 716.235,29 716.235,29 716.235,29 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
FLUJO EFECTIVO 0,00 -549.338,18 -547.308,04 -545.167,68 -542.911,08 -540.531,89 -538.023,41 -535.378,58 -532.589,94 -529.649,62 -526.549,35 185.121,33 188.568,28 192.202,91 196.035,52
VAN DE INGRESOS 4.790.097,99 149.015,28 134.667,77 121.762,55 110.150,67 99.698,83 90.287,69 81.810,39 74.171,28 67.284,66 61.073,80 55.469,94 50.411,47 45.843,21 41.715,66
VAN DE COSTOS 4.790.097,99 639.495,80 570.978,39 509.802,14 455.180,48 406.411,14 362.867,09 323.988,47 289.275,42 258.281,63 230.608,60 2.251,98 2.010,69 1.795,26 1.602,91
VAN PROYECTO 0,00 -490.480,52 -436.310,62 -388.039,59 -345.029,81 -306.712,31 -272.579,40 -242.178,08 -215.104,14 -190.996,96 -169.534,80 53.217,96 48.400,78 44.047,95 40.112,75
ESTADO DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS AÑO 15 AÑO 16 AÑO 17 AÑO 18 AÑO 19 AÑO 20 AÑO 21 AÑO 22 AÑO 23 AÑO 24 AÑO 25 AÑO 26 AÑO 27 AÑO 28 AÑO 29 AÑO 30
INVERSIÓN INICIAL
INGRESOS
Venta en Energía 78.637,39 82.899,05 87.393,03 92.132,06 97.129,57 102.399,75 107.957,54 113.818,72 119.999,94 126.518,78 133.393,77 140.644,47 148.291,51 156.356,69 164.862,96 173.834,60
Ahorro en Pérdidas Técnicas 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94
Ahorro en Energía no Suministrada 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58
Cumplimiento de la Ordenanza 022 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50
Beneficio por ahorro en op. Y mant 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72
Arrendamiento de ductos de conectividad 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42 20.864,42
TOTAL INGRESOS 207.910,55 212.172,21 216.666,19 221.405,22 226.402,73 231.672,91 237.230,70 243.091,88 249.273,10 255.791,94 262.666,93 269.917,63 277.564,67 285.629,85 294.136,12 303.107,76
COSTOS
Costos de Operación y Mantenimiento de la Red 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
Pago Anual de Créditos
Costo Total Inversión del Proyecto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
TOTAL COSTOS 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
FLUJO EFECTIVO 200.076,93 204.338,60 208.832,58 213.571,61 218.569,12 223.839,29 229.397,08 235.258,26 241.439,49 247.958,33 254.833,32 262.084,01 269.731,06 277.796,23 286.302,51 295.274,15
VAN DE INGRESOS 37.984,48 34.609,88 31.556,20 28.791,44 26.286,89 24.016,78 21.957,98 20.089,72 18.393,35 16.852,11 15.450,94 14.176,29 13.016,00 11.959,11 10.995,77 10.117,11
VAN DE COSTOS 1.431,17 1.277,83 1.140,92 1.018,68 909,54 812,09 725,08 647,39 578,03 516,10 460,80 411,43 367,35 327,99 292,85 261,47
VAN PROYECTO 36.553,31 33.332,05 30.415,28 27.772,76 25.377,36 23.204,70 21.232,90 19.442,33 17.815,33 16.336,02 14.990,14 13.764,86 12.648,65 11.631,12 10.702,93 9.855,64
98
Tabla 4.11: Indicadores financieros – escenario uno
Los indicadores financieros de la Tabla 4.11 reflejan una Tasa Interna de Retorno
(TIR) negativa del -0,94%, un Valor Actual Neto (VAN) también negativo que
bordea los 2 millones y medio de dólares, lo que significa que la suma de los
flujos de fondos resultantes durante los 30 años de vida útil del proyecto es
inferior a la inversión inicial del proyecto, también se obtuvo una Relación
Beneficio – Costo de 0.71, con estos resultados se puede emitir lo siguiente:
El VAN es menor a cero por lo que se lo tomaría como un proyecto
rechazado.
La TIR es menor a la tasa de descuento del proyecto (12%) por lo que
también se lo tomaría como un proyecto rechazado.
La RBC es menor a uno, lo que significa que los ingresos son menores
que los costos y por lo tanto también es rechazable.
Bajo los criterios anteriormente mencionados se concluye que bajo este
escenario de financiamiento la ejecución del proyecto no es factible.
4.4.2 INVERSIÓN CON FINANCIAMIENTO NO REEMBOLSABLE
Para este escenario se cuenta con un financiamiento, el cual no es reembolsable,
debido a que se trata de una obra de interés social, motivo por el que existirían
organizaciones y empresas involucradas como son, el Ministerio de Electricidad
y Energía Renovables (MEER), el Ilustre Municipio de Quito, la Secretaría de
Hábitat y Vivienda, empresas de servicio de Conectividad.
Debido a lo anteriormente mencionado, se considera una inversión no
reembolsable de 3 millones de dólares y lo restante se lo considera como parte
de la partida presupuestaria de la Empresa Eléctrica Quito. Con estos nuevos
parámetros se realiza nuevamente el flujo de fondos, obteniendo los resultados
indicados en las Tablas 4.12 y 4.13.
TIR -0,94%
VAN -$ 2.546.111,41
RBC 0,71
INDICADORES FINANCIEROS
99
Tabla 4.12: Resultados de flujo de fondos para el proyecto La Mariscal – Polígono 3. Con financiamiento no reembolsable
ESTADO DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5 AÑO 6 AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10 AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14
INVERSIÓN INICIAL 0,00
INGRESOS
Venta en Energía 0,00 37.623,95 39.654,09 41.794,45 44.051,05 46.430,25 48.938,73 51.583,56 54.372,20 57.312,51 60.412,79 63.681,78 67.128,73 70.763,37 74.595,97
Ahorro en Pérdidas Técnicas 0,00 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94
Ahorro en Energía no Suministrada 0,00 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58
Cumplimiento de la Ordenanza 022 0,00 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50
Beneficio por ahorro en op. Y mant 0,00 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72
Arrendamiento de ductos de conectividad 0,00 20.864,42 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10
TOTAL INGRESOS 3.500.000,00 166.897,11 168.887,93 171.028,29 173.284,89 175.664,09 178.172,57 180.817,40 183.606,04 186.546,35 189.646,63 192.915,62 196.362,57 199.997,21 203.829,81
COSTOS
Costos de Operación y Mantenimiento de la Red 0,00 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
Costo Total Inversión del Proyecto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
TOTAL COSTOS 4.790.097,99 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
FLUJO EFECTIVO -1.290.097,99 159.063,50 161.054,32 163.194,68 165.451,28 167.830,47 170.338,95 172.983,78 175.772,42 178.712,74 181.813,01 185.082,01 188.528,96 192.163,59 195.996,20
VAN DE INGRESOS 3.500.000,00 149.015,28 134.636,43 121.734,56 110.125,68 99.676,52 90.267,77 81.792,61 74.155,40 67.270,48 61.061,14 55.458,63 50.401,38 45.834,20 41.707,62
VAN DE COSTOS 4.790.097,99 6.994,30 6.244,91 5.575,81 4.978,40 4.445,00 3.968,75 3.543,53 3.163,87 2.824,88 2.522,21 2.251,98 2.010,69 1.795,26 1.602,91
VAN PROYECTO -1.290.097,99 142.020,98 128.391,52 116.158,75 105.147,28 95.231,52 86.299,01 78.249,08 70.991,53 64.445,60 58.538,92 53.206,66 48.390,69 44.038,94 40.104,71
ESTADO DE PÉRDIDAS Y GANANCIAS AÑO 15 AÑO 16 AÑO 17 AÑO 18 AÑO 19 AÑO 20 AÑO 21 AÑO 22 AÑO 23 AÑO 24 AÑO 25 AÑO 26 AÑO 27 AÑO 28 AÑO 29 AÑO 30
INVERSIÓN INICIAL
INGRESOS
Venta en Energía 78.637,39 82.899,05 87.393,03 92.132,06 97.129,57 102.399,75 107.957,54 113.818,72 119.999,94 126.518,78 133.393,77 140.644,47 148.291,51 156.356,69 164.862,96 173.834,60
Ahorro en Pérdidas Técnicas 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94 15.673,94
Ahorro en Energía no Suministrada 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58 29.354,58
Cumplimiento de la Ordenanza 022 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50 49.677,50
Beneficio por ahorro en op. Y mant 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72 13.702,72
Arrendamiento de ductos de conectividad 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10 20.825,10
TOTAL INGRESOS 207.871,23 212.132,89 216.626,87 221.365,90 226.363,41 231.633,59 237.191,38 243.052,56 249.233,78 255.752,62 262.627,61 269.878,31 277.525,35 285.590,53 294.096,80 303.068,44
COSTOS
Costos de Operación y Mantenimiento de la Red 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
Costo Total Inversión del Proyecto 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
TOTAL COSTOS 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61 7.833,61
FLUJO EFECTIVO 200.037,61 204.299,28 208.793,26 213.532,29 218.529,80 223.799,97 229.357,76 235.218,94 241.400,17 247.919,01 254.794,00 262.044,69 269.691,74 277.756,91 286.263,19 295.234,83
VAN DE INGRESOS 37.977,30 34.603,47 31.550,48 28.786,33 26.282,33 24.012,70 21.954,34 20.086,47 18.390,45 16.849,52 15.448,62 14.174,23 13.014,16 11.957,47 10.994,30 10.115,80
VAN DE COSTOS 1.431,17 1.277,83 1.140,92 1.018,68 909,54 812,09 725,08 647,39 578,03 516,10 460,80 411,43 367,35 327,99 292,85 261,47
VAN PROYECTO 36.546,12 33.325,64 30.409,56 27.767,65 25.372,79 23.200,62 21.229,27 19.439,08 17.812,42 16.333,43 14.987,83 13.762,80 12.646,81 11.629,48 10.701,46 9.854,33
100
Tabla 4.13: Indicadores financieros – escenario dos
Con los resultados obtenidos en el segundo flujo de fondos y bajo los parámetros
del segundo escenario financiero, se concluye que es necesario tener una inversión
inicial no reembolsable para la ejecución del proyecto, ya que con ello se tienen
mejores resultados, los cuales justifican la construcción del proyecto.
Se tuvo una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 13,54%, la cual es mayor a la Tasa
de descuento del proyecto (12%); el Valor Actual Neto (VAN) bordea el 1 millón
cuatrocientos dólares, lo que significa que se este valor será el beneficio generado
por el proyecto durante su vida útil; la Relación Beneficio - Costo es de 1,03; con
estos resultados se puede emitir lo siguiente:
El VAN es mayor a cero por lo que se lo tomaría como un proyecto aceptado.
La TIR es mayor a la tasa de descuento del proyecto (12%) por lo que
también se lo tomaría como un proyecto aceptado.
La RBC es mayor a uno, lo que significa que los ingresos son mayores que
los costos y por lo tanto también es aceptable.
Finalmente se establece que el proyecto Soterramiento La Mariscal Polígono – 3
es factible y posible su ejecución bajo las condiciones del escenario dos, generando
un gran beneficio social para los usuarios del sector.
4.5 BENEFICIO ECONÓMICO POR UTILIZACIÓN DE ALUMINIO
En la Tabla 4.14 se puede observar los costos de realizar el proyecto utilizando
conductores tanto de cobre como de aluminio.
Tabla 4.14: Costos de realizar el proyecto con cobre o con aluminio.
TIR 13,54%
VAN $ 1.456.234,46
RBC 1,03
INDICADORES FINANCIEROS
$ 2.641.510,81 $ 4.790.097,99
Beneficio en inversión
de obra eléctrica
Beneficio en inversión
total
12,54% 6,04%
Inversión de obra
civil con IVAInversión total
$ 2.456.621,61 $ 2.641.510,81 $ 5.098.132,42 Diseño del Pol ígono - 3 La
Mariscal con cobre
Diseño del Pol ígono - 3 La
Mariscal con a luminio
Inversión de obra
eléctrica con IVA
$ 2.148.587,18
101
Al seleccionar conductores de aluminio en el diseño del presente proyecto se
obtiene un beneficio económico con respecto a utilizar conductores de cobre, lo
cual se puede observar en la anterior tabla.
El utilizar conductores de aluminio en redes de distribución subterráneas representa
una optimización para los proyectos relacionados a este tipo de red, sin afectar la
calidad del servicio.
102
CAPÍTULO 5
5. GUÍA DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE REDES
ELÉCTRICAS SUBTERRÁNEAS DE DISTRIBUCIÓN
EN ZONAS URBANAS CONSOLIDADAS
5.1 INTRODUCCIÓN
En el presente capítulo se estructura una guía conformada por lineamientos
básicos, con el objetivo de contribuir en el diseño y construcción de redes eléctricas
subterráneas de distribución en el país; el mismo que será elaborado tomando
como base la experiencia adquirida durante el desarrollo del diseño de la red
eléctrica subterránea del proyecto La Mariscal - Polígono 3.
Se considera realizar el soterramiento de una red, cuando se necesite cambiar la
topología de red aérea a subterránea o debido a que cambia la utilización del suelo
en la zona urbana consolidada.
5.2 DISEÑO ELÉCTRICO
5.2.1 CONSULTA PRELIMINAR
Como un paso previo es necesario realizar una visita al sitio para determinar el tipo
de red existente aérea o subterránea. Se deberá solicitar a la respectiva empresa
distribuidora el archivo digital en formato GIS de la situación actual de red, con las
características de la misma. La localización y dimensionamiento de los equipos de
la nueva red se realizara sobre la realidad física para su ubicación, adicionalmente
será necesario conocer la situación de la red en temas de alcantarillado, agua
potable, telecomunicaciones, y demás servicios que puedan ser afectados en el
área de intervención.
5.2.1.1 Proyecto
Para llevar a cabo la ejecución del proyecto, se deberá tomar en cuenta los
siguientes parámetros:
103
En la memoria de cálculo se deberá contar, como mínimo, con la siguiente
información: valor de la demanda máxima unitaria, cálculos de caídas de
voltaje para redes de medio, bajo voltaje y alumbrado público, capacidades
de los transformadores de distribución nuevos y cargabilidad de
transformadores existentes.
Las especificaciones técnicas del conductor a utilizar.
La información técnica de los equipos y accesorios determinados en el
diseño.
5.2.2 PLANOS
Se deben entregar copias físicas de los planos de la obra eléctrica y civil, tanto de
medio, bajo voltaje, alumbrado público y canalización con los bancos de ductos que
contengan la siguiente información:
Etiqueta Normalizada
Nomenclatura y simbología.
Ubicación geográfica y norte.
Trazado de las calles.
Localización de los equipos, pozos de revisión y canalización.
Dimensiones de los pozos de revisión, banco de ductos.
Ubicación y dimensiones de las cámaras de transformación.
Trazado de las redes de bajo voltaje, medio voltaje y alumbrado público.
Información técnica de los equipos y accesorios utilizados en el diseño.
Ingeniería de detalle.
5.2.3 CAÍDAS DE VOLTAJE ADMISIBLES
En el diseño se debe tomar en cuenta los porcentajes de caídas de voltaje máximas
permitidas, en el punto más alejado de la fuente de alimentación del sistema,
trabajando las redes a operación normal, estas caídas de voltaje no deberán
superar los siguientes límites, de acuerdo a Regulación N°. CONELEC – 004/01.
Tabla 5.1: Porcentajes admisibles de las caídas de voltaje
Redes de Distrución
EléctricaCaídas de Voltaje
Primaria
Secundaria
Alumbrado Público
4,0%
3,0%
6,0%
104
En el caso de exceder el porcentaje máximo de caída de voltaje admisible, se
deberá incrementar el calibre del conductor elegido al siguiente calibre normalizado.
5.2.4 DETERMINACIÓN DE LOS TIPOS DE USUARIOS EXISTENTES
Las ordenanzas expedidas por las diferentes Municipalidades del país,
relacionadas con los sectores donde se ejecutarán los proyectos, proporcionan
información útil sobre el uso y ocupación de suelo, y por medio de esta las
características de las edificaciones a construirse en las zonas consideradas dentro
del proyecto. Con esta información el diseñador determinará los tipos de usuarios
que existen en el sector y la proyección de la demanda del proyecto.
5.2.5 DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA UNITARIA
Una vez establecidos los tipos de usuarios existentes y las características de
ocupación y tipo de construcción de la zona del proyecto, se procede a la
determinación de la demanda máxima unitaria.
El cálculo del valor de demanda máxima unitaria determinará el valor de potencia
requerida por cada usuario involucrado en el proyecto e irá acorde a la metodología
establecida por la empresa distribuidora a cargo del lugar donde se construirá el
proyecto.
5.2.6 DISEÑO DE LA RED DE MEDIO VOLTAJE (MV)
En esta sección se define los elementos de la red de medio voltaje, iniciando con
la selección de la topología.
5.2.6.1 Topología de la red
En la red primaria del proyecto se utilizan configuraciones en anillo abierto y husos,
estableciendo las configuraciones de la siguiente manera:
Anillo abierto para los troncales de los primarios, en donde se contará con
centros de interconexión entre circuitos correspondientes a otros
alimentadores primarios que operan normalmente con seccionamiento
abierto ya que se los utilizará para casuales eventos de contingencia
105
Figura 5.1: Gráfico ilustrativo de la red en configuración de anillo abierto
Husos para las derivaciones de los troncales de medio voltaje, en donde se
comienza en una cámara de seccionamiento y termina en una diferente,
alimentando en su recorrido los centros de transformación existentes y
proyectados. En el recorrido el huso debe alimentar como máximo a 10
centros de transformación.
Figura 5.2: Gráfico ilustrativo de la red en configuración de husos
5.2.6.2 Conductores
Se elige conductores de cobre o aluminio unipolares con el aislamiento adecuado
de polietileno reticulado como el XLPE, o con un aislamiento que haga que los
conductores se encuentren protegidos de la corrosión y sean resistentes a
esfuerzos mecánicos a los que pueden ser sometidos durante su instalación y
tendido, así como también deberán cumplir con lo establecido por la norma “NTE
INEN 2345 – Alambres y Cables con Aislamiento Termoplástico. Requisitos”.
Para esta selección se considera la comparación de las características eléctricas
entre el cobre y aluminio que se muestra en la Tabla 5.2
106
Tabla 5.2: Comparación entre características de Cu y Al.
Una vez seleccionado el tipo de conductor se establecen los calibres a ser
utilizados en el proyecto, de acuerdo al nivel de voltaje con el que trabaja el área
del proyecto y con la ayuda de la Tabla 5.3.
Tabla 5.3: Máximos y mínimos calibres de conductores.
Fuente: Normas para Sistemas de Distribución de la EEQ.
5.2.6.3 Seccionamiento y transferencia de carga
5.2.6.3.1 Seccionamiento
El sistema de seccionamiento se lo instalará dentro de las cámaras de
transformación, ya que tienen como objetivo:
La interconexión entre los primarios de distribución involucrados en el área
de estudio y los primarios de respaldo para caso de contingencias.
Derivaciones de los circuitos troncales primarios por medio de husos.
Sección 1 1,6
Peso 1 0,5
Coste 1 0,25
ALUMINIO
Al
Igual longitud y
res is tencia eléctrica
Igual longitud y secciónIntens idad para igual
ca lentamiento1 0,8
CONDUCTORES DE Cu Y Al CARACTERÍSTICASCOBRE
Cu
COBRE ALUMINIO
AWG o MCM AWG O MCM
Máximo 300 500
Mínimo 1/0 3/0
Máximo 2 1/0
Mínimo 6 4
Acometida Mínimo 6 4
TABLA 2: MÁXIMOS Y MÍNIMOS CALIBRES DE CONDUCTORES DE Cu Y Al PARA INSTALACIÓN SUBTERRÁNEA
No se debe usar
No se debe usar
750
TIPO DE RED CONDICIÓN
Red Primaria Troncal a
6,3 kVMínimos
1000 (1)
750 (2)
500 (3)
Red Primaria Troncal a
22,8 kVMínimo 4/0 350
Derivación de red
troncal primaria (ani l lo
abierto o huso) a 6,3 kV
22,86 kV
Mínimos2/0
1/0
4/0
3/0
Alumbrado Públ ico
Red secundaria
107
5.2.6.3.2 Transferencia de carga
Para determinar de forma correcta los puntos de transferencia de carga se realiza
un análisis previo, tomando en cuenta las posibles contingencias que se pudieran
presentar en el proyecto, y con ello crear una situación de emergencia para los
alimentadores primarios, en donde se establece el alimentador primario de
respaldo.
5.2.7 DISEÑO DE LA RED DE BAJO VOLTAJE (BV)
Se debe tomar en cuenta que las redes de bajo voltaje de preferencia deberán ser
trifásicas, con la finalidad de equilibrar cargas y caídas de voltaje.
5.2.7.1 Topología de la red
Para la red secundaria del proyecto, se utiliza la configuración radial y no se
necesitará de un sistema de respaldo para garantizar la continuidad del servicio, ya
que con las configuraciones adoptadas en el sistema de medio voltaje se concentra
gran parte de la confiabilidad del sistema de distribución.
Figura 5.3: Gráfico ilustrativo de la red en configuración radial
Pero de ser necesario se puede también considerar la topología en anillo abierto
en bajo voltaje de acuerdo a la confiabilidad que se desee dar al área intervenida o
a la presencia de cargas susceptibles.
Figura 5.4: Gráfico ilustrativo de la red en configuración anillo abierto
108
5.2.7.2 Cámaras de Transformación (CT)
Estas cámaras se ubicarán y diseñarán con el objetivo de instalar los
transformadores de distribución con sus adecuadas protecciones. En la tabla 5.4
se muestran los tipos de cámaras que pueden implementarse en una zona urbana
consolidada. Se debe seleccionar el tipo de cámara de acuerdo a las características
físicas del área del proyecto.
Tabla 5.4: Tipos de cámaras de transformación.
109
5.2.7.2.1 Transformadores de Distribución
Todos los transformadores de distribución deben ser ubicados en cámaras de
transformación subterráneas, serán trifásicos de tipo convencional, con una
frecuencia de 60 Hz, un BIL de 125 kV en caso de región sierra y un BIL de 150 kV
en la costa, con tres taps en el lado de medio voltaje y con la conexión adecuada,
para las conexiones en delta o estrella que tienen las redes primarias y secundarias
involucradas en el proyecto.
Se recomienda que las capacidades para los transformadores de distribución sean
establecidas de acuerdo a las potencias normalizadas en el país para facilitar la
operación y mantenimiento en su vida útil y el fácil acceso de compra al mercado.
5.2.7.2.2 Demanda de Diseño
El cálculo de esta demanda determinará la capacidad requerida por los
transformadores de distribución para poder suministrar energía a los usuarios
involucrados en el proyecto y se la determinara de acuerdo a la metodología
establecida por la distribuidora a cargo del lugar donde se construirá el proyecto,
en donde se toma en cuenta la demanda por alumbrado público y la demanda por
pérdidas técnicas.
5.2.7.3 Trazado de la red
El trazado debe ser lo más rectilíneo y paralelo posible, tomando como referencias
fijas las líneas de fábrica de las construcciones existentes y bordillos de las veredas
o aceras, tratando en lo posible de enmarcarse en la ruta óptima. Asimismo se debe
considerar tener radios de curvatura mínimos para los conductores, los mismos que
son fijados por los fabricantes.
5.2.7.4 Cálculo de caídas de voltaje [2]
Con la selección de la topología para la red secundaria, ubicación de las cámaras
de transformación nuevas y el trazado de la red, se calculan las caídas de voltaje,
para de esta manera comprobar si las rutas y los límites determinados para los
circuitos secundarios no sobrepasan el porcentaje admitido de caídas de voltaje
mostrados en la Tabla 5.1.
110
Este cálculo de caída de voltaje se realiza por tramos del sector y con la siguiente
fórmula:
∆𝑉[%] =𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎#𝑢𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠 × 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑛𝑜
𝑘𝑉𝐴 − 𝑚𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟
Dónde:
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎#𝑢𝑠𝑢𝑎𝑟𝑖𝑜𝑠: Demanda en kVA en un punto dado
𝑙𝑜𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑛𝑜: Longitud en metros que hay desde la fuente de alimentación al
primer punto de acometida (pozo de revisión eléctrica) y las
longitudes entre el resto de puntos de acometida.
𝑘𝑉𝐴 − 𝑚𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟: Factor tabulado de acuerdo al calibre del conductor.
Los valores obtenidos con esta fórmula son las caídas de voltaje parciales, para las
totales se suma progresivamente desde el punto más cercano hasta el punto más
lejano.
5.2.7.5 Conductores
Por medio de los resultados obtenidos en el cálculo de las caídas de voltaje se
selecciona directamente el calibre del conductor de la red de bajo voltaje
considerando los rangos de calibres de la Tabla 5.3
Se seleccionan conductores unipolares de cobre o aluminio, aislados con polietileno
o mezclas apropiadas de los mismos, para estar debidamente protegidos contra la
corrosión y ser resistentes a esfuerzos mecánicos a los que pueden ser sometidos,
así como también deberán cumplir con lo establecido por la norma “NTE INEN 2345
– Alambres y Cables con Aislamiento Termoplástico. Requisitos”.
Para el neutro se utilizará un calibre igual al de las fases, esto con el fin de evitar el
sobrecalentamiento por efectos armónicos.
Los conductores seleccionados en el diseño serán instalados un circuito por ducto
de 4’’, en posición horizontal.
111
5.2.8 DISEÑO DE LA RED DE ALUMBRADO PÚBLICO (AP)
En esta fase de diseño del proyecto se establecen los equipos de iluminación
adecuados para el proyecto, así como la potencia de las luminarias, los vanos entre
los postes de alumbrado público y el trazado de la red, basándose en la “Regulación
005/14 del CONELEC <Prestación del Servicio de Alumbrado Público General>”,
junto a la clasificación de vías establecida por la municipalidad correspondiente.
5.2.8.1 Equipos y conductores
Para la iluminación vial se utilizan luminarias de vapor de sodio a alta presión (luz
amarilla) y para la iluminación peatonal se utiliza luminarias de luz blanca como
halogenuros metálicos o LED blanco.
El conductor para esta red debe ser unipolar de cobre o aluminio, con el aislamiento
adecuado de polietileno PE, con calibre mínimo de 6 AWG y máximo de 2 AWG en
cobre, y para aluminio con calibre mínimo de 4 AWG y máximo de 1/0 AWG.
5.2.8.2 Trazado de la red
Debido al alto tráfico vehicular y peatonal que existe en las zonas urbanas
consolidadas se ubican puntos de luz doble y simple de la siguiente manera: a un
lado de la vía puntos de luz doble y simple y al otro lado de la vía solo puntos de
luz simple. Todos estos puntos de luz son alimentados desde las cámaras de
transformación nuevas, las cuales alimentarán a varios circuitos independientes de
alumbrado público.
5.2.9 SISTEMA DE PROTECCIÓN DEL DISEÑO
Las celdas a ser utilizadas serán con aislamiento en SF6, para un nivel de voltaje
de 24 kV con un BIL de 125 kV en caso de región sierra y un BIL de 150 kV en la
costa, serán telecomandadas por medio de la utilización de una RTU con protocolo
de comunicación IEC 870-5-101 o DNP3.
En la tabla 5.5 se muestra en resumen el tipo y características de los equipos de
protección utilizados en la red de medio, bajo voltaje y el transformador.
112
Tabla 5.5: Equipos de Protección
5.2.9.1 Sistema de puesta a Tierra
Se la debe construir previo a fundir el piso de la cámara de transformación, “este
sistema será construido con cable desnudo de cobre con un calibre de 2/0 AWG,
para formarlo se deberá instalar varilla de acero de cobre de 2,40 m por 5/8’’ de
diámetro”10, para su construcción se utilizará soldadura exotérmica, la cantidad de
varillas dependerá de la resistencia de la malla a tierra y de la resistividad del
terreno, en la medición de la resistencia de la malla de puesta a tierra se verificará
que no sobrepase los 5 ohmios.
En el sistema de puesta a tierra se debe conectar: los interruptores y celdas de
MV, la pantalla metálica de los cables de MV, el neutro y tanque del transformador,
el tablero de BV, las escaleras y rejillas de la cámara de transformación.
5.2.10 OBRA CIVIL
5.2.10.1 Transición de red Aérea – Subterránea
Para la transición de una red aérea a subterránea se deberá tener las siguientes
consideraciones:
El tramo aéreo de bajada hacia el nivel del suelo irá protegido con un canal
galvanizado cerrado de material sintético, será metálico con suficiente
resistencia mecánica. El interior de este canal será liso, para facilitar la
instalación o sustitución de los cables.
10 Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Manual de construcción del Sistema de Distribución Eléctrica de Redes Subterráneas, 2013
APLICACIONES
°Maniobras de conexión y desconexion
de redes de distribucion con carga en
medio voltaje
°Interrupción autoática de corrientes de
falla en medio voltaje
°Maniobras de conexión y desconexíon
de transformadores de distribución
°Protección de lineas o equipos tanto
ante sobrecargas como cortocircuitos
°Protección de lineas o equipos tanto
ante sobrecargas como cortocircuitosTERMOMAGNETICOS
°Es el equipo de protección para la red
de distribución en medio voltaje en
conjunto o en sustitución de los
fusibles.
°Cuando desconectan debido a una
sobrecarga o un cortocircuito, se
rearman denuevo y siguen funcionando.
°Según el numero de polos se clasifican
en bipolares, tripolares y tetrapolares.
CELDAS DE MEDIO
VOLTAJE SF6
CARACTERISTICAS GENERALES CARACTERISTICAS CONSTRUCTIVAS
°Las celdas son diseñadas
exclusivamente para la conexión /
desconexion y distribucion de la energía
electrica en corrientes hast 630 A y en
voltajes hast 38 kV, 60Hz
°Aislamiento en SF6 Resistencia al arco
eléctrico
°Maxima seguridad de operación libre
mantenimiento dimensiones reducidas
CARTUCHOS
FUSIBLES NH
°Es el equipo de protección para la red
de distribución en medio y bajo voltaje
de mayor simpleza
Construidos con cuerpo cerámico de alta
resistencia a la presión interna y
choques termicos.
EQUIPOS DE SECCIONAMIENTO Y PROTECCION
113
El canal se encontrará empotrado al poste de apoyo, tendrá una longitud de
6 m, un diámetro de 6’’ (160 mm) y debe ser instalado desde la parte superior
del poste hasta llegar aproximadamente a unos 10 cm por debajo del suelo,
esto con la finalidad de tener un radio de curvatura mínimo para el conductor
y también por protección de accidentes o robo.
Para protección de sobrevoltaje en la bajante se considerará los valores y
equipos de la “Tabla 5.6”11
Tabla 5.6: Equipos a considerar en la bajante
5.2.10.2 Cámaras de Transformación (CT)
5.2.10.2.1 Tipo subterráneas con celdas compactas
Para su diseño civil se debe tomar en cuenta los siguientes parámetros:
Bajo el nivel del piso.
Sus dimensiones irán de acuerdo a la “Homologación de las Unidades de
Propiedad. MEER”12, tomando en cuenta las dimensiones de las celdas a
ser instaladas, y dimensiones de los transformadores.
Con ventilación
Con canales que permitan la instalación y protección de los cables de medio
voltaje, bajo voltaje y alumbrado público.
Con dos tipos de accesos, uno para equipos por medio de losetas móviles,
y la segunda tipo escotilla para el ingreso del personal de operación y
mantenimiento.
11 Ing. Miguel Ángel Lucio, Apuntes en clase, Quito,2015. 12 Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Manual de las Unidades de Construcción, Estructuras en Redes Subterráneas de Distribución, 2013
NIVEL DE VOLTAJE 6,3 kV 13,2 kV 6,3 kV
Pararrayos 5 -6 kV 9 -10 kV 17 -18 kV
Seccionador 7 -8 kV 15 kV 27 kV
114
Figura 5.5: Gráfico ilustrativo de la cámara de transformación subterránea con celdas compactas
Fuente: Implemental System
5.2.10.2.2 Tipo Pad Mounted
Para su diseño civil se debe tomar en cuenta los siguientes parámetros:
La instalación debe realizarse en un sitio de fácil acceso donde se garantice
la instalación o retiro mediante un montacargas.
No podrán ser instaladas en lugares de obligatorio tránsito vehicular o
peatonal. En el caso de cercanía a zonas de tráfico vehicular se debe instalar
barreras de contención.
La instalación del transformador debe garantizar distancias mínimas de
seguridad a edificaciones, muro, vías y árboles.
Se ubicará sobre una base de concreto como se puede observar en la figura
5.6 cuyas dimensiones irán de acuerdo a la capacidad del transformador, un
dato suministrado por el fabricante.
Figura 5.6: Gráfico ilustrativo instalación transformador Pad Mounted
Fuente: https://www.epm.com
115
5.2.10.3 Ocupabilidad de los ductos
Para comprobar si la ocupación de los conductores en los ductos no sobrepasa el
porcentaje de ocupabilidad establecido por el “National Electric Code” que es del
40%, se utiliza la siguiente ecuación:
𝑃𝑜𝑟𝑐𝑒𝑛𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑂𝑐𝑢𝑝𝑎𝑑𝑜 =𝑛 ∗ 𝑑2
𝐷2∗ 100
Dónde:
𝑛 = 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠.
𝑑 = 𝐷𝑖á𝑚𝑡𝑒𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑒𝑛 𝑚𝑚.
𝐷 = 𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝑚𝑚
Las características y diámetros de los cables y de los ductos van de acuerdo a los
catálogos del fabricante.
5.2.10.4 Bancos de ductos
Para zonas urbanas consolidadas deben de haber una amplia gama de bancos de
ductos, dentro de los cuales se puede utilizar los mostrados en la Tabla 5.7,
tomando en cuenta las situaciones donde se puede utilizar cada tipo.
Tabla 5.7: Tipos de bancos de ductos
BANCO DE DUCTOS DETALLE
TIPO 1
Se uti l i za para redes
tri fás icas de medio volta je
con tendidos de hasta 3
primarios .
Ancho = 1.25 m
Profundidad = 1.07 m
TIPO 2
Se uti l i za para redes
tri fás icas de medio volta je
con tendidos de hasta 2
primarios .
Ancho = 1.0 m
Profundidad = 1.07 m
Red Subterránea Número de Ductos
Eléctrica EEQ para medio volta je 3 tubos de PVC de 6"
Eléctrica EEQ para bajo volta je 4 tubos de PVC de 4"
Alumbrado públ ico y semaforización 1 tubo de PVC de 4"
Reserva 1 tubo de PVC de 4"
Red Subterránea Número de Ductos
Eléctrica EEQ para medio volta je 2 tubos de PVC de 6"
Eléctrica EEQ para bajo volta je 2 tubos de PVC de 4"
Alumbrado públ ico y semaforización 1 tubo de PVC de 4"
Reserva 1 tubo de PVC de 4"
116
Tabla 5.7: Tipos de bancos de ductos
En los bancos de ductos se instala ductos de cloruro de polivinilo rígido PVC de 4’’
(110 mm) y 6’’ (160 mm) de forma corrugada en su exterior y de forma lisa en su
interior de acuerdo a lo establecido en la norma NTE INEN 2227 y NTE INEN 1869,
se utilizarán también separadores de 4 mm cada 3 m para los ductos ubicados de
forma horizontal, una cama de arena de 6 cm en su parte inferior y una capa de
relleno (material mejoramiento) de 30 cm en su parte superior.
5.2.10.5 Pozos Eléctricos
Se ubica cada pozo a una distancia promedio de 40 m en los tramos rectos del
sector, también se los ubican en lugares donde existirá la transición de red aérea a
subterránea y en los cambios de dirección, siendo necesario mencionar que en
estos cambios de dirección se ubican dos pozos, debido a la manipulación del
conductor. Estos pozos serán construidos bajo los siguientes parámetros:
Serán construidos con mampostería enlucida con mortero de cemento.
Las tapas de los pozos de revisión serán de hormigón armado prefabricado
y de forma rectangular, de acuerdo a las dimensiones de los pozos.
En el fondo del pozo de revisión se agregará una capa de 10 cm de material
granular.
Las dimensiones de construcción de los pozos serán de 1.2m x 1.2m x 1.2m,
basadas en el documento “Estructuras en redes Subterráneas de
Distribución. Homologación de las Unidades de Propiedad. MEER” y de
acuerdo a las dimensiones establecidas para los bancos de ductos.
Estas dimensiones son recomendadas con el objetivo de facilitar el tendido del
cable y las derivaciones de medio, bajo voltaje y acometidas domiciliarias. En la
figura 5.7 se muestra gráficamente las dimensiones para los pozos de revisión.
TIPO 3
Se uti l i za para redes
tri fás icas solo con tendidos
de bajo volta je y en ca l les
secundarias del sector.
Ancho = 0.95 m
Profundidad = 0.87
Red Subterránea Número de Ductos
Eléctrica EEQ para bajo volta je 2 tubos de PVC de 4"
Alumbrado públ ico y semaforización 1 tubo de PVC de 4"
Reserva 1 tubo de PVC de 4"
117
Figura 5.7: Pozo de Revisión.
5.2.10.6 Canalización
Las canalizaciones se realizarán, en general, por terrenos de dominio público y
preferiblemente bajo las aceras, pero en casos en donde no se los pueda realizar
bajo las aceras se las realizará bajo las calzadas, considerando la microtunelación
como método para abertura de zanjas, esto con el objetivo de disminuir las
molestias a los peatones y el tráfico vehicular.
5.2.10.6.1 Canalización Entubada
Para una canalización entubada, los ductos no deberán ser de un material de tipo
ferromagnético y antes de realizar el tendido de los ductos se debe eliminar del
interior de los ductos toda suciedad o residuo de la construcción, para garantizar
que no existan inconvenientes al realizar la instalación de los conductores en el
ducto.
También es necesario realizar uniones precisas y adecuadas para evitar el ingreso
de tierra o arena hacia los ductos.
5.2.10.7 Cruzamientos y paralelismos
Para los cruzamientos y paralelismos se deberá tomar en cuenta las siguientes
consideraciones, con lo referente a la instalación de los conductores del proyecto.
118
5.2.10.7.1 Calles y carreteras
Los cables conductores se colocarán en el interior de ductos y de forma paralela,
con respecto al eje vial.
La profundidad del ducto superior más próximo a la superficie será de 0.60 m para
bajo voltaje y de 0. 30 m para medio voltaje.
5.2.10.7.2 Canalizaciones de agua
En lo posible los ductos para cables eléctricos y de conectividad serán instalados
por encima de las canalizaciones de agua potable y de los sistemas de
alcantarillado.
La distancia mínima entre las canalizaciones de agua y las canalizaciones
eléctricas y de conectividad en todos los casos será de 0,20 m, de acuerdo a lo
establecido en el Manual Técnico de la Ordenanza Municipal de Quito 0022”.
5.2.10.8 Microtunelación
Este método es utilizado para líneas de diferentes servicios, ya que permite la
instalación de todo tipo de ductos de pequeños y mediano diámetro, sin el riesgo
de daños ambientales. Para este caso, la microtunelación se tratará de líneas
eléctricas y de conectividad, considerando realizarlo ante las siguientes
condiciones:
Cuando el cierre temporal de calzadas o aceras no sea posible, debido al
alto tráfico peatonal y vehicular que existe en la zona.
En lugares donde el uso constante de maquinaria pesada pueda afectar la
integridad de estructuras cercanas, como por ejemplo casas patrimoniales o
monumentos históricos.
Para llevar a cabo este método de perforación horizontal se describen dos etapas:
1. Se realizará un sondeo piloto a lo largo de la trayectoria planificada, esta
perforación piloto se va motorizando y maniobrando por medio de un
detector que va recibiendo la señal y será guiada de acuerdo al diseño
realizado del proyecto, de esta manera se obtendrán los datos necesarios
para realizar el cruce sin afectar ningún servicio público existente en el área.
119
2. Tras completarse la perforación piloto, se procederá a montar el equipo, con
el tubo flexible o semiflexible a ser instalado. El tubo será instalado a lo largo
de las vías que contengan una suspensión de bentonita (lubricante), el cual
facilitará el paso de la tubería.
En la Figura 5.8 se puede observar gráficamente el procedimiento.
Figura 5.8: Gráfico ilustrativo del procedimiento de la microtunelación dirigida.
Fuente: http://www.ictis.org
120
ABREVIATURA Y SIGLAS
Las abreviaturas y siglas que aparecen en el texto del presente documento, tienen
el siguiente significado y así deberán ser identificadas:
COS: Coeficiente de Ocupación del Suelo
EEQ: Empresa Eléctrica Quito
FFUn: Factor de Frecuencia de Uso
CIR: Carga Instalada del Usuario más Representativo
DMU: Demanda Máxima Unitaria
FSn: Factor de Simultaneidad
DD: Demanda de Diseño
NEC: Normativa Eléctrica de Construcción
BIL: Nivel Básico de Aislamiento
CT: Centros de Transformación
MV: Medio Voltaje
BV: Bajo Voltaje
INEN: Instituto Ecuatoriano de Normalización
HS: Hormigón simple
MDMQ: Municipio del Distrito Metropolitano de Quito
121
CAPÍTULO 6
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
Determinar el tipo y número de usuarios, parámetros físicos y eléctricos, y la
demanda existente en el Polígono – 3 La Mariscal, fue necesario para el
desarrollo del diseño, ya que de esta manera se pudo dimensionar de forma
adecuada los equipos que conformarán la nueva red subterránea de
distribución.
La planificación de una red subterránea de distribución comprende un
estudio a nivel distribuido, ya que se utiliza un límite conocido como
saturación de demanda dentro del área a ser intervenida, la cual se puede
definir con la ayuda de la ocupación y uso del suelo establecido por las
diferentes municipalidades existentes en el país.
En el diseño de una red subterránea para zonas urbanas consolidadas se
puede utilizar 3 tipos de cámaras: convencional, padmounted y con celdas
compactas, la selección de estos tipos de cámaras van de acuerdo al
entorno físico que tiene el área del proyecto.
Utilizar tipo de cámaras convencionales en el diseño del proyecto Polígono
– 3 La Mariscal fue una opción de optimización, ya que estas son las
existentes en el área a intervenirse, sin embargo para ser elegida dentro del
diseño se debe verificar la capacidad física y la disponibilidad de potencia
existente.
Para la red secundaria se selecciona la topología tipo radial y no se
necesitará de un sistema de respaldo para garantizar la continuidad del
servicio, ya que con las topologías de tipo anillo abierto y husos adoptados
en el sistema de medio voltaje se concentra gran parte de la confiabilidad
122
del sistema de distribución, el uso de está topología también fue adoptado
debido a que en el sector no existen cargas susceptibles.
La topología de tipo anillo abierto, es una topología adecuada para los
alimentadores primarios en troncales, debido a que tiene características de
una red radial pero con la ventaja de tener un respaldo por medio de otros
alimentadores primarios.
La selección de celdas aisladas en SF6, para el seccionamiento y protección
de una red subterránea permite un desarrollo en las redes de distribución
debido a la tecnología de comunicación que brinda para tener un sistema de
control remoto.
La realización de un adecuado análisis técnico del nuevo diseño de red
subterránea fundamenta la elección de los equipos y elementos establecidos
en la fase de diseño, así como también garantiza la funcionalidad de la red
para el tiempo de vida útil del proyecto.
El uso de conductores de aluminio en el diseño del proyecto generó un
beneficio económico de aproximadamente el 12,5% que se refleja en la
reducción del costo de la obra eléctrica.
Con la realización del análisis económico se llegó a determinar de forma
referencial que los costos por concepto de obra civil representan
aproximadamente el 60% del costo total del proyecto.
Para la construcción de la obra civil de un proyecto de red subterránea se
debe tomar en cuenta como método alternativo la microtunelación, debido a
que con esta tecnología se evita el cierre temporal de aceras y calzadas, lo
cual causa molestias en el ámbito social.
123
Con la construcción de redes subterráneas de distribución se obtienen varias
ventajas con respecto a una red aérea de distribución, entre ellas la
disminución de pérdidas lo que aporta al objetivo de reducción de pérdidas
en las redes de distribución.
Con la construcción de la red subterránea del Polígono -3 La Mariscal se
obtendrá una reducción en el servicio de operación y mantenimiento, la
misma que se puede considerar como beneficio económico dentro del
análisis del proyecto.
6.2 RECOMENDACIONES
Durante la construcción del proyecto deberá existir una coordinación con las
instituciones públicas y privadas relacionadas al mismo, ya que en este
período de tiempo se pueden ocasionar daños a servicios que se encuentran
en el área a ser intervenida.
En cuanto al ámbito social se recomienda mantener un proceso de
conferencias sociales dirigidas a todos los usuarios involucrados en la
construcción de una red subterránea, ya que con esto los usuarios
comprenderían que con la remodelación de las redes de distribución se llega
a incrementar la calidad y eficiencia del servicio suministrado a los mismos.
Durante la instalación de los conductores, se debe tener mucho cuidado, con
la finalidad de no producir daños que ocasionen el deterioro del aislamiento,
así como también se debe tener presente que el radio de curvatura debe ser
menor o igual al recomendado por los fabricantes.
Se recomienda agrupar los conductores que forman parte de un mismo
circuito e instalarlos en un solo ducto, para de esta manera facilitar su
identificación al momento de realizar una futura acción de operación o
mantenimiento.
124
Para la subestación La Carolina, se recomienda considerar transferir carga
o la creación de una nueva subestación, ya que al momento se encuentra
con una cargabilidad del 83,6% lo que ocasionará inconvenientes a futuro al
momento de tener un crecimiento de carga en el sector.
Se recomienda establecer un acuerdo económico de arrendamiento de
ductos entre las operadoras de conectividad y la entidad propietaria de los
ductos o de no ser así se debe buscar el financiamiento de la contraparte
(operadoras), ya que este valor es considerado como un ingreso que influye
en el análisis económico de un proyecto de red subterránea.
125
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] T. Short, Electric Power Distribution Handbook, New York: CRC Press LLC, 2004.
[2] Empresa Eléctrica Quito., «Normas para Sistemas de Distribución – Parte A y B – Guía
para diseño de Redes de Distribución», vol. Rev. 6, Diciembre 2015.
[3] L. Duchicela Garzón, Diseño y análisis técnico económico de la Red de Distribución
Eléctrica Subterránea de la Av. Manuel Córdova Galarza para la Empresa Eléctrica
Quito, Quito: Escuela Politécnica Nacional, Quito, 2015.
[4] Concejo Metropolitano de Quito, Ordenanza 0022 – Manual Técnico, Quito, 2001.
[5] C. Orellana y M. Pañi, Incidencia del programa ‘Cocción Eficiente’ en la Demanda
Máxima Unitaria en el sector rural de la ciudad de Cuenca, Universidad de Cuenca,
Cuenca, 2015.
[6] ARCONEL, «Regulación N°. CONELEC – 004/01», Quito, 2001.
[7] Concejo Metropolitano de Quito, Ordenanza de Zonificación N° 0031, Quito, 2008.
[8] Chilectra., «Normativa de Diseño y Construcción de Redes Subterráneas», Chile, 2003.
[9] Instituto Ecuatoriano de Normalización, «Norma Técnica Ecuatoriana NTE INEN 2
227:99», Quito, 1999.
[10] ARCONEL, «Resolución N° 229/03», Quito, 2002.
[11] ARCONEL, «Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano, Precios Medios», 2009.
[12] ARCONEL, «Plan Maestro de Electrificación 2013 – 2022», Quito, 2013.
[13] A. Colmenar, JL. Hernández, Instalaciones eléctricas en baja tensión, Bogotá Segunda
edición, 2014.
126
[14] Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, «Manual de las Unidades de
Construcción, Estructuras en Redes Subterráneas de Distribución», 2013.
[15] Memoria de cálculos «Cálculo de las corrientes de cortocircuito» [En línea]
Disponible:http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/4497/fichero/PCF+MT%252F2.ME
MORIA+CALCULOS+MT_.pdf
127
ANEXO A. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DE LA
RED ÁREA ACTUAL
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
FLUJO DE CARGA TRANSFORMADORES DEL ÁREA DE ESTUDIO
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de paso
(kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
115858 Transformador 50 14 14 95,17 0,2 6,0228 0,956 12D 28,8
27453 Transformador 50 14 14 95,17 0,2 6,0354 0,958 12D 28,8
19111 Transformador 50 14 14 95,17 0,2 6,0606 0,962 12D 28,8
35995 Transformador 50 12 12 97,15 0,2 6,0921 0,967 24D 24,3
112293 Transformador 50 12 12 97,15 0,2 6,0858 0,966 24D 24,3
24367 Transformador 50 13 14 97,7 0,2 6,1488 0,976 32B 27,3
100388 Transformador 60 16 17 95,16 0,3 6,0606 0,962 12D 28,8
3347 Transformador 60 14 15 97,15 0,3 6,0921 0,967 24D 24,3
2228 Transformador 60 16 16 97,7 0,3 6,1551 0,977 32B 27,3
1921 Transformador 60 16 16 97,7 0,3 6,1488 0,976 32B 27,3
21767 Transformador 75 20 21 95,16 0,3 6,0669 0,963 12D 28,8
21099 Transformador 75 20 21 95,16 0,3 6,0543 0,961 12D 28,8
75009 Transformador 75 20 21 95,15 0,3 6,0354 0,958 12D 28,8
30216 Transformador 75 20 21 95,15 0,3 6,0291 0,957 12D 28,8
V76 Transformador 75 20 21 95,15 0,3 6,0291 0,957 12D 28,8
167215 Transformador 75 20 21 95,15 0,3 6,0228 0,956 12D 28,8
1348 Transformador 75 20 21 95,15 0,3 6,0291 0,957 12D 28,8
113204 Transformador 75 20 21 95,15 0,3 6,0354 0,958 12D 28,8
4023 Transformador 75 18 18 97,14 0,3 6,0921 0,967 24D 24,3
3355 Transformador 75 18 18 97,14 0,3 6,0921 0,967 24D 24,3
3009 Transformador 75 20 20 97,7 0,3 6,1551 0,977 32B 27,3
70433 Transformador 75 16 17 95,82 0,3 6,1929 0,983 53E 22,8
15331 Transformador 100 27 28 95,15 0,4 6,0417 0,959 12D 28,8
20649 Transformador 100 27 28 95,15 0,4 6,0354 0,958 12D 28,8
164551 Transformador 100 27 28 95,15 0,4 6,0228 0,956 12D 28,8
168046 Transformador 100 27 28 95,15 0,4 6,0417 0,959 12D 28,8
70799 Transformador 100 27 28 95,15 0,4 6,0417 0,959 12D 28,8
3179 Transformador 100 27 28 95,15 0,4 6,0417 0,959 12D 28,8
168296 Transformador 100 27 28 95,15 0,4 6,0606 0,962 12D 28,8
163252 Transformador 100 24 24 97,14 0,4 6,0921 0,967 24D 24,3
115837 Transformador 100 26 27 97,69 0,4 6,1551 0,977 32B 27,3
166397 Transformador 112,5 30 32 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
169617 Transformador 112,5 30 32 95,11 0,5 6,0354 0,958 12D 28,8
3845 Transformador 112,5 30 32 95,11 0,5 6,0417 0,959 12D 28,8
128
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de paso
(kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
33286 Transformador 112,5 30 32 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
70434 Transformador 112,5 30 32 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
167812 Transformador 112,5 30 32 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
114979 Transformador 112,5 27 27 97,11 0,4 6,0921 0,967 24D 24,3
11586 Transformador 112,5 30 30 97,66 0,4 6,1488 0,976 32B 27,3
26846 Transformador 112,5 30 30 97,66 0,4 6,1425 0,975 32B 27,3
93003334 Transformador 120 32 34 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
5461 Transformador 120 28 29 97,11 0,4 6,0858 0,966 24D 24,3
60527 Transformador 125 34 35 95,11 0,5 6,0606 0,962 12D 28,8
169892 Transformador 125 34 35 95,11 0,5 6,0606 0,962 12D 28,8
43528 Transformador 125 34 35 95,1 0,5 6,0354 0,958 12D 28,8
43845 Transformador 125 34 35 95,1 0,5 6,0228 0,956 12D 28,8
22493 Transformador 125 34 35 95,1 0,5 6,0291 0,957 12D 28,8
45350_2 Transformador 125 34 35 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
39543 Transformador 125 34 35 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
43490 Transformador 125 34 35 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
34039 Transformador 125 34 35 95,11 0,5 6,0543 0,961 12D 28,8
3693 Transformador 125 34 35 95,11 0,5 6,0669 0,963 12D 28,8
10993 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,0858 0,966 24D 24,3
14419 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,0858 0,966 24D 24,3
21040 Transformador 125 33 34 97,66 0,5 6,1488 0,976 32B 27,3
168089 Transformador 150 40 43 95,1 0,6 6,0228 0,956 12D 28,8
70436 Transformador 150 40 43 95,1 0,6 6,0354 0,958 12D 28,8
92003334 Transformador 150 40 43 95,1 0,6 6,0543 0,961 12D 28,8
11567 Transformador 150 40 41 97,66 0,6 6,1488 0,976 32B 27,3
99000406 Transformador 150 40 41 97,66 0,6 6,1488 0,976 32B 27,3
10976 Transformador 150 40 41 97,66 0,6 6,1488 0,976 32B 27,3
13949 Transformador 160 43 45 95,1 0,6 6,0291 0,957 12D 28,8
27006 Transformador 160 43 45 95,1 0,6 6,0543 0,961 12D 28,8
224460 Transformador 160 38 39 97,1 0,6 6,0858 0,966 24D 24,3
168044 Transformador 200 54 57 95,03 0,8 6,0165 0,955 12D 28,8
167197 Transformador 200 47 49 97,06 0,7 6,0732 0,964 24D 24,3
V12475_1 Transformador 225 61 64 95,03 0,8 6,0291 0,957 12D 28,8
70416 Transformador 225 53 55 97,06 0,8 6,0795 0,965 24D 24,3
15600 Transformador 250 67 71 95,03 0,9 6,0228 0,956 12D 28,8
163345 Transformador 250 67 71 95,03 0,9 6,0291 0,957 12D 28,8
12482 Transformador 250 67 71 95,03 0,9 6,048 0,96 12D 28,8
114950 Transformador 300 79 81 97,61 1 6,1425 0,975 32B 27,3
164840 Transformador 400 94 97 97,05 1,2 6,0795 0,965 24D 24,3
165474 Transformador 400 94 97 97,05 1,2 6,0795 0,965 24D 24,3
R169616_2 Transformador 630 169 178 94,99 1,7 6,0354 0,958 12D 28,8
129
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de paso
(kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
169615 Transformador 630 169 178 94,99 1,7 6,0354 0,958 12D 28,8
168820 Transformador 630 169 178 94,99 1,7 6,0543 0,961 12D 28,8
10075 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,1425 0,975 32B 27,3
10076 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,1425 0,975 32B 27,3
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
FLUJO DE CARGA EN CONDUCTORES DEL ÁREA DE ESTUDIO
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
24D 34256MS Cable 6,1 30,5 24 97,16 2,3 0 1,5
12D 83915MA Línea aérea 6,1 33,2 39 95,18 3,8 0 1,4
24D 217942MS Cable 6,1 34,4 285 97,18 27,7 0 18,3
12D 422113MA Línea aérea 6,1 35,4 1964 95,05 195,2 0,5 62,5
12D 46703MA Línea aérea 6,1 39,6 250 95,2 25 0 5,5
12D 90279MS Cable 6,1 40,7 39 95,23 3,9 0 2,6
12D 90273MS Cable 6,1 40,7 43 95,12 4,3 0 2,9
12D 90251MS Cable 6,1 42,4 196 95,11 19,5 0 17,7
12D 89601MS Cable 6,1 42,6 34 95,13 3,3 0 2,3
12D 561631MA Línea aérea 6,1 43,2 54 95,28 5,4 0 1,2
12D 83923MA Línea aérea 6,1 45,5 617 95,09 61,4 0 13,6
12D 89613MS Cable 6,1 46,1 34 95,13 3,4 0 2,3
12D 74499MA Línea aérea 6,1 47,2 34 95,11 3,4 0 1,8
32B 2064MS Cable 6,2 49 26 97,72 2,5 0 1,7
12D 31622MA Línea aérea 6,1 49,1 230 95,21 22,9 0 18,2
24D 34567MS Cable 6,1 49,7 53 97,07 5,2 0 3,4
12D 60551MA Línea aérea 6,1 50,4 34 95,11 3,4 0 1,4
12D 83919MA Línea aérea 6,1 50,7 588 95,1 58,4 0 13
32B 1562MS Cable 6,2 51,4 16 97,74 1,5 0 1,4
24D 173125MS Cable 6,1 52,1 27 97,14 2,6 0 1,7
24D 73085MA Línea aérea 6,1 52,3 323 97,17 31,3 0 4,7
32B 150413MS Cable 6,2 54,2 160 97,72 15,2 0 3,5
32B 1563MS Cable 6,2 54,3 40 97,68 3,8 0 2,5
12D 511MS Cable 6,1 59,5 155 95,23 15,5 0 10,4
24D 16973MA Línea aérea 6,1 60,5 132 97,11 12,8 0 6,8
12D 90277MS Cable 6,1 65,2 32 95,15 3,2 0 2,2
32B 46567MA Línea aérea 6,2 65,7 680 97,56 65 0 9,9
12D 104358MS Cable 6,1 66,4 8 95,36 0,8 0 0,5
12D 74752MA Línea aérea 6,1 67,2 522 95,15 52,1 0 11,6
24D 33924MS Cable 6,1 67,4 12 97,24 1,2 0 0,8
130
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
12D 84325MA Línea aérea 6,1 71,4 57 95,13 5,7 0 1,8
12D 83914MA Línea aérea 6,1 72,4 267 95,05 26,6 0 5,9
12D 11657MA Línea aérea 6,1 74,3 14 95,3 1,4 0 1,1
12D 24588MA Línea aérea 6,1 76,8 20 95,16 2 0 0,4
24D 15630MS Cable 6,1 80,5 112 97,09 10,9 0 7,2
12D 16533MS Cable 6,1 81,1 14 95,28 1,4 0 0,9
32B 21186MA Línea aérea 6,2 81,2 205 97,73 19,6 0 3
24D 49696MA Línea aérea 6,1 82,1 1292 97,11 125,4 0,3 29,5
12D 83924MA Línea aérea 6,1 82,9 604 95,09 60 0,1 13,3
12D 3935MS Cable 6,1 85,1 27 95,21 2,7 0 1,8
12D 561627MA Línea aérea 6,1 88 2034 95,02 201,9 1,2 64,6
24D 72471MA Línea aérea 6,1 89,8 934 97,1 90,6 0,1 13,8
12D 19137MA Línea aérea 6,1 91,8 170 95,12 17 0 3,8
24D 49697MA Línea aérea 6,1 93,4 946 97,09 91,8 0,1 14
12D 2594MS Cable 6,1 97,3 12 95,33 1,2 0 0,8
12D 11656MA Línea aérea 6,1 97,7 47 95,16 4,7 0 3,7
24D 49693MA Línea aérea 6,1 98,5 346 97,17 33,6 0 5,1
12D 53843MA Línea aérea 6,1 98,6 1252 95,04 124,6 0,5 39,9
32B 331863MA Línea aérea 6,2 100,7 885 97,59 84,6 0,1 12,9
32B 2729MS Cable 6,2 101,3 33 97,71 3,2 0 2,1
12D 155205MS Cable 6,1 103,4 54 95,27 5,4 0 3,6
12D 25092MA Línea aérea 6,1 103,5 47 95,17 4,7 0 1
12D 86405MA Línea aérea 6,1 103,6 27 95,15 2,7 0 0,9
12D 64145MA Línea aérea 6,1 103,6 190 95,13 19 0 4,2
12D 83921MA Línea aérea 6,1 104 617 95,09 61,4 0,1 13,6
12D 22763MA Línea aérea 6,1 105,9 54 95,28 5,4 0 1,2
12D 22764MA Línea aérea 6,1 107,2 54 95,27 5,4 0 1,2
12D 16744MS Cable 6,1 108,1 20 95,26 2 0 0,9
12D 113301MS Cable 6,1 112,1 74 95,12 7,4 0 5
32B 2588MS Cable 6,2 113,4 525 97,55 50,3 0,1 26,1
12D 79366MA Línea aérea 6,1 114 946 95,08 94,3 0,2 20,9
12D 12984MS Cable 6,1 118,7 67 95,06 6,7 0 4,5
12D 83916MA Línea aérea 6,1 120,8 1292 95,03 128,5 0,7 41,1
12D 74928MA Línea aérea 6,1 121,5 549 95,13 54,8 0,1 12,2
12D 422114MA Línea aérea 6,1 122,3 1999 95,03 198,6 1,6 63,5
32B 36703MA Línea aérea 6,2 122,5 7 97,78 0,6 0 0,5
12D 83927MA Línea aérea 6,1 122,7 8 95,38 0,8 0 0,4
12D 90255MS Cable 6,1 122,7 128 95,07 12,8 0 8,6
12D 74500MA Línea aérea 6,1 123,2 34 95,11 3,4 0 1,8
12D 83926MA Línea aérea 6,1 125,3 180 95,16 17,9 0 6,4
12D 53844MA Línea aérea 6,1 126,4 1221 95,05 121,6 0,6 38,9
131
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
24D 4059MS Cable 6,1 129,3 47 97,1 4,6 0 3,1
12D 90281MS Cable 6,1 130,3 396 95,03 39,5 0 18
24D 23060MA Línea aérea 6,1 131,4 285 97,18 27,7 0 4,2
24D 34565MS Cable 6,1 131,9 94 97,07 9,2 0 6,1
32B 21334MA Línea aérea 6,2 131,9 555 97,54 53,1 0 8,1
12D 86407MA Línea aérea 6,1 133,7 196 95,11 19,5 0,1 15,4
12D 420238MA Línea aérea 6,1 134,2 14 95,18 1,4 0 0,3
12D 60553MA Línea aérea 6,1 135,2 335 95,05 33,3 0 7,4
24D 33923MS Cable 6,1 137 18 97,26 1,7 0 1,1
32B 113310MS Cable 6,2 140,3 8 97,97 0,8 0 0,5
12D 83928MA Línea aérea 6,1 140,7 30 95,13 3 0 1,6
24D 33929MS Cable 6,1 148,2 94 97,08 9,2 0 4,7
12D 89605MS Cable 6,1 149,1 237 95,04 23,6 0 15,9
24D 15623MS Cable 6,1 151 30 97,19 2,9 0 1,9
12D 89615MS Cable 6,1 151,3 114 95,18 11,3 0 7,6
32B 36701MA Línea aérea 6,2 151,6 594 97,55 56,8 0,1 8,6
12D 90249MS Cable 6,1 153,6 43 95,17 4,3 0 2,9
12D 19141MA Línea aérea 6,1 154,6 103 95,18 10,2 0 2,3
12D 90253MS Cable 6,1 159,5 169 95,1 16,8 0 11,3
12D 90248MS Cable 6,1 164,2 34 95,2 3,4 0 2,3
24D 154773MA Línea aérea 6,1 164,5 801 97,1 77,8 0,1 11,9
24D 20185MA Línea aérea 6,1 165,4 312 97,18 30,2 0 4,6
32B 75638MA Línea aérea 6,2 166,7 525 97,54 50,3 0 7,7
32B 22707MA Línea aérea 6,2 170,6 633 97,55 60,6 0,1 9,2
24D 53359MA Línea aérea 6,1 171,9 285 97,18 27,7 0 4,2
32B 35307MA Línea aérea 6,2 178,5 23 97,76 2,2 0 1,7
24D 33926MS Cable 6,1 179,3 132 97,11 12,8 0 8,5
12D 102404MS Cable 6,1 188,7 30 95,23 3 0 2
32B 21333MA Línea aérea 6,2 193,8 558 97,54 53,4 0,1 8,1
12D 83925MA Línea aérea 6,1 209,9 214 95,15 21,3 0 7,6
12D 89609MS Cable 6,1 209,9 169 95,02 16,9 0 8,8
12D 74927MA Línea aérea 6,1 210,9 66 95,13 6,6 0 2,3
12D 44140MA Línea aérea 6,1 216,1 74 95,18 7,4 0 5,9
12D 90275MS Cable 6,1 224,2 30 95,25 3 0 2
12D 420239MA Línea aérea 6,1 228,7 69 95,18 6,9 0 1,5
24D 34572MS Cable 6,1 234,8 62 97,27 6 0 3,1
32B 1567MS Cable 6,2 236,1 46 97,75 4,4 0 3,9
12D 77469MA Línea aérea 6,1 247,4 549 95,14 54,8 0,2 12,2
12D 13373MS Cable 6,1 248,2 27 95,33 2,7 0 1,8
24D 215388MS Cable 6,1 258,8 801 97,1 77,8 0,8 51,9
12D 84324MA Línea aérea 6,1 277,9 1200 95,06 119,5 1,4 38,3
132
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
12D 22152MA Línea aérea 6,1 285,6 250 95,21 25 0,2 19,8
12D 74751MA Línea aérea 6,1 290,7 488 95,16 48,7 0,1 10,8
12D 155206MS Cable 6,1 303,3 34 95,28 3,3 0 1,5
12D 115848MS Cable 6,1 307,5 2036 95 201,9 0,8 46,1
12D 113303MS Cable 6,1 343 61 95,35 6,1 0 4,1
24D 20091MA Línea aérea 6,1 391,6 789 97,11 76,7 0,3 11,7
12D 113306MS Cable 6,1 399 40 95,29 4 0 2,7
24D 217944MS Cable 6,1 399,7 144 97,26 14 0 9,3
12D 399379MA Línea aérea 6,1 404,8 250 95,2 25 0,1 5,5
24D 34575MS Cable 6,1 481,1 62 97,4 6 0 4
32B 151695MS Cable 6,2 511,9 81 97,8 7,7 0 3,5
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
PÉRDIDAS EN LA RED BAJO OPERACIÓN NORMAL DE LA RED ACTUAL
ALIMENTADOR: 12D
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 48 84 96 417312
Pérdidas en los cables subterráneos 6 10 13 53568
Pérdidas de carga del transformador 35 43 54 294624
Pérdidas totales 89 137 163 765504,0
ALIMENTADOR: 24D
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 25 46 51 209952
Pérdidas en los cables subterráneos 4 5 7 34560
Pérdidas de carga del transformador 45 43 62 388800
Pérdidas totales 74 94 120 633312,0
ALIMENTADOR: 32B
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 42 122 128 362880
Pérdidas en los cables subterráneos 20 28 33 177984
Pérdidas de carga del transformador 42 46 62 358560
Pérdidas totales 104 196 223 899424,0
ALIMENTADOR: 53E
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 26 44 49 209952
Pérdidas en los cables subterráneos 2 2 1 6912
Pérdidas de carga del transformador 35 28 47 320544
Pérdidas totales 63 74 97 537408,0
133
ANEXO B. RESULTADOS DE CÁLCULOS DE LAS
CAÍDAS DE VOLTAJE
RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS DE LAS CAÍDAS DE VOLTAJE PARA
CADA UNO DE LOS CENTROS DE TRANSFORMACIÓN Y PROTECCIONES
DE BAJO VOLTAJE
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 44 2 10,67 300 2090 469 0,22 0,22
1 -- 2 47 1 8,00 300 2090 376 0,18 0,40
0 -- 1 73 4 15,92 300 2090 1162 0,56 0,56
1 -- 2 71 1 8,00 300 2090 568 0,27 0,83
0 -- 1 18 5 18,26 300 2090 329 0,16 0,16
1 -- 2 45 4 15,92 300 2090 716 0,34 0,50
2 -- 3 38 3 13,48 300 2090 512 0,25 0,75
3-- 4 46 2 10,67 300 2090 491 0,23 0,98
0 -- 1 54 7 22,95 300 2090 1239 0,59 0,59
1 -- 2 39 5 18,26 300 2090 712 0,34 0,93
2 -- 3 45 3 13,48 300 2090 607 0,29 1,22
3-- 4 42 1 8,00 300 2090 336 0,16 1,38
T R A M O D V %
ESQUEMA
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
CIRCUITO 3
kVA - m
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS SECUNDARIOS
kVA - mCALIBREkVA (d)NÚMERO DE
USUARIOS
ESQUEMAS C O N D U C T O R
APENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 01 150 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
COMPUTO
CIRCUITO 4
134
0 -- 1 44 4 15,92 300 2090 700 0,34 0,34
1 -- 2 46 2 10,67 300 2090 491 0,23 0,57
2 -- 3 32 1 8,00 300 2090 256 0,12 0,69
0 -- 1 8 5 18,26 300 2090 146 0,07 0,07
1 -- 2 32 4 15,92 300 2090 509 0,24 0,31
2 -- 3 35 3 13,48 300 2090 472 0,23 0,54
3-- 4 37 2 10,67 300 2090 395 0,19 0,73
4-- 5 45 1 8,00 300 2090 360 0,17 0,90
0 -- 1 125 1 8,00 300 2090 1000 0,48 0,48
APENDICE A-12-B CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS SECUNDARIOS
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 01 150 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 220 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: TTU
CIRCUITO 7
CIRCUITO 5
CIRCUITO 6
135
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 39 3 13,48 300 2090 526 0,25 0,25
1 -- 2 39 2 10,67 300 2090 416 0,20 0,45
2 -- 3 78 1 8,00 300 2090 624 0,30 0,75
0 -- 1 66 4 15,92 300 2090 1051 0,50 0,50
1 -- 2 38 3 13,48 300 2090 512 0,25 0,75
2 -- 3 39 2 10,67 300 2090 416 0,20 0,95
0 -- 1 24 3 13,48 300 2090 324 0,15 0,15
1 -- 2 33 2 10,67 300 2090 352 0,17 0,32
2 -- 3 76 1 8,00 300 2090 608 0,29 0,61
0 -- 1 56 1 8,00 300 2090 448 0,21 0,21
0 -- 1 27 7 22,95 300 2090 620 0,30 0,30
1 -- 2 39 5 18,26 300 2090 712 0,34 0,64
2 -- 3 39 3 13,48 300 2090 526 0,25 0,89
3-- 4 45 1 8,00 300 2090 360 0,17 1,06
0 -- 1 62 4 15,92 300 2090 987 0,47 0,47
1 -- 2 48 3 13,48 300 2090 647 0,31 0,78
2 -- 3 37 2 10,67 300 2090 395 0,19 0,97
0 -- 1 9 2 10,67 300 2090 96 0,05 0,05
1 -- 2 80 1 8,00 300 2090 640 0,31 0,35
0 -- 1 40 1 8,00 300 2090 320 0,15 0,15
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS
SECUNDARIOSAPENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
CIRCUITO 7
CIRCUITO 8
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
CIRCUITO 3
CIRCUITO 4
CIRCUITO 5
CIRCUITO 6
ESQUEMAS C O N D U C T O R COMPUTO
ESQUEMA
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 02 150 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
kVA - mT R A M O NÚMERO DE
USUARIOSkVA (d) CALIBRE kVA - m
D V %
136
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 19 2 10,67 300 2090 203 0,10 0,10
0 -- 1 59 3 13,48 300 2090 796 0,38 0,38
1 -- 2 32 2 10,67 300 2090 341 0,16 0,54
2 -- 3 40 1 8,00 300 2090 320 0,15 0,70
0 -- 1 41 3 13,48 300 2090 553 0,26 0,26
1 -- 2 33 2 10,67 300 2090 352 0,17 0,43
2 -- 3 78 1 8,00 300 2090 624 0,30 0,73
0 -- 1 82 4 15,92 300 2090 1305 0,62 0,62
1 -- 2 40 2 10,67 300 2090 427 0,20 0,83
2 -- 3 38 1 8,00 300 2090 304 0,15 0,97
0 -- 1 15 8 25,20 300 2090 378 0,18 0,18
1 -- 2 31 7 22,95 300 2090 711 0,34 0,52
2 -- 3 41 5 18,26 300 2090 749 0,36 0,88
3 -- 4 43 4 15,92 300 2090 685 0,33 1,21
4 -- 5 43 2 10,67 300 2090 459 0,22 1,43
0 -- 1 57 5 18,26 300 2090 1041 0,50 0,50
1 -- 2 39 3 13,48 300 2090 526 0,25 0,75
1 -- 3 40 2 10,67 300 2090 427 0,20 0,95
0 -- 1 70 6 20,69 300 2090 1448 0,69 0,69
1 -- 2 39 4 15,92 300 2090 621 0,30 0,99
1 -- 3 38 2 10,67 300 2090 405 0,19 1,18
CIRCUITO 6
D V %
ESQUEMA
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS
SECUNDARIOS
CIRCUITO 7
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
CIRCUITO 3
CIRCUITO 4
CIRCUITO 5
APENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
ESQUEMAS C O N D U C T O R COMPUTO
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 03 150 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
kVA - mT R A M O NÚMERO DE
USUARIOSkVA (d) CALIBRE kVA - m
137
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 89 3 13,48 300 2090 1200 0,57 0,57
1 -- 2 75 1 8,00 300 2090 600 0,29 0,86
0 -- 1 45 4 15,92 300 2090 716 0,34 0,34
1 -- 2 32 3 13,48 300 2090 431 0,21 0,55
2-- 3 33 2 10,67 300 2090 352 0,17 0,72
3 -- 4 43 1 8,00 300 2090 344 0,16 0,88
0 -- 1 34 3 13,48 300 2090 458 0,22 0,22
1 -- 2 31 2 10,67 300 2090 331 0,16 0,38
2 -- 3 32 1 8,00 300 2090 256 0,12 0,50
0 -- 1 38 6 20,69 300 2090 786 0,38 0,38
1 -- 2 38 4 15,92 300 2090 605 0,29 0,67
2-- 3 38 2 10,67 300 2090 405 0,19 0,86
3 -- 4 38 1 8,00 300 2090 304 0,15 1,01
0 -- 1 64 4 15,92 300 2090 1019 0,49 0,49
1 -- 2 32 3 13,48 300 2090 431 0,21 0,69
2-- 3 46 2 10,67 300 2090 491 0,23 0,93
0 -- 1 50 5 18,26 300 2090 913 0,44 0,44
1 -- 2 31 4 15,92 300 2090 494 0,24 0,67
2-- 3 39 3 13,48 300 2090 526 0,25 0,92
0 -- 1 64 1 8,00 300 2090 512 0,24 0,24
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS SECUNDARIOSAPENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
D V %T R A M O
CIRCUITO 7
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
CIRCUITO 3
CIRCUITO 4
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 04 150 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
kVA - m
CIRCUITO 5
CIRCUITO 6
C O N D U C T O RNÚMERO DE
USUARIOSkVA (d) CALIBRE kVA - m
ESQUEMAS COMPUTO
ESQUEMA
138
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 59 2 10,67 300 2090 629 0,30 0,30
1 -- 2 23 1 8,00 300 2090 184 0,09 0,39
0 -- 1 161 1 8,00 300 2090 1288 0,62 0,62
0 -- 1 138 4 15,92 300 2090 2197 1,05 1,05
1 -- 2 35 2 10,67 300 2090 373 0,18 1,23
0 -- 1 108 4 15,92 300 2090 1719 0,82 0,82
1 -- 2 43 2 10,67 300 2090 459 0,22 1,04
0 -- 1 55 4 15,92 300 2090 876 0,42 0,42
1 -- 2 40 3 13,48 300 2090 539 0,26 0,68
2-- 3 40 1 8,00 300 2090 320 0,15 0,83
CIRCUITO 5
CIRCUITO 1
D V %
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS
SECUNDARIOS
CIRCUITO 2
CIRCUITO 3
CIRCUITO 4
T R A M O NÚMERO DE
USUARIOSkVA (d) CALIBRE kVA - m kVA - m
ESQUEMAS C O N D U C T O R COMPUTO
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 05 75 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
APENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
ESQUEMA
139
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 94 3 13,48 300 2090 1267 0,61 0,61
1 -- 2 36 2 10,67 300 2090 384 0,18 0,79
2-- 3 37 1 8,00 300 2090 296 0,14 0,93
0 -- 1 97 4 15,92 300 2090 1544 0,74 0,74
1 -- 2 34 3 13,48 300 2090 458 0,22 0,96
2-- 3 125 2 10,67 300 2090 1333 0,64 1,60
kVA - mkVA - m
C O N D U C T
D V %
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 06 75 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
CALIBREkVA (d)
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
CIRCUITO 1 MANZANA 19
CIRCUITO 2 MANZANA 19
COMPUTO
ESQUEMA
ESQUEMAS
T R A M O NÚMERO DE
USUARIOS
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS SECUNDARIOSAPENDICE A-12-B
140
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 4 8 25,20 300 2090 101 0,05 0,05
1 -- 2 33 6 20,69 300 2090 683 0,33 0,37
2 -- 3 32 5 18,26 300 2090 584 0,28 0,65
3-- 4 38 4 15,92 300 2090 605 0,29 0,94
4-- 5 35 2 10,67 300 2090 373 0,18 1,12
0 -- 1 49 5 18,26 300 2090 895 0,43 0,43
1 -- 2 49 3 13,48 300 2090 661 0,32 0,74
2 -- 3 40 2 10,67 300 2090 427 0,20 0,95
3-- 4 35 1 8,00 300 2090 280 0,13 1,08
0 -- 1 16 8 25,20 300 2090 403 0,19 0,19
1 -- 2 33 7 22,95 300 2090 757 0,36 0,56
2 -- 3 33 6 20,69 300 2090 683 0,33 0,88
3-- 4 33 4 15,92 300 2090 525 0,25 1,13
4-- 5 33 2 10,67 300 2090 352 0,17 1,30
0 -- 1 37 6 20,69 300 2090 766 0,37 0,37
1 -- 2 33 5 18,26 300 2090 603 0,29 0,65
2 -- 3 33 4 15,92 300 2090 525 0,25 0,91
3-- 4 33 2 10,67 300 2090 352 0,17 1,07
4-- 5 33 1 8,00 300 2090 264 0,13 1,20
CIRCUITO 4
D V %
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS
SECUNDARIOS
CIRCUITO 1
CIRCUITO 2
CIRCUITO 3
kVA - mT R A M O NÚMERO DE
USUARIOSkVA (d) CALIBRE kVA - m
ESQUEMAS C O N D U C T O R COMPUTO
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 07 150 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
APENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
ESQUEMA
141
DEMANDA
DESIGNACIÓN LONG. (M) PARCIAL TOTAL
1 2 3 4 5 7 8 9 10
0 -- 1 74 9 27,59 300 2090 2041 0,98 0,98
1 -- 2 38 7 22,95 300 2090 872 0,42 1,39
2-- 3 34 6 20,69 300 2090 703 0,34 1,73
3-- 4 38 4 15,92 300 2090 605 0,29 2,02
4-- 5 38 2 10,67 300 2090 405 0,19 2,21
CIRCUITO 1
CALIBRE
ESQUEMA
kVA - m
ESQUEMAS C O N D U C T O R COMPUTO
T R A M OkVA (d)
D V %
APENDICE A-12-B
A-12-B
REVISIÓN: 06
FECHA: 2015 - 03 - 31
NOMBRE DEL PROYECTO: La Mariscal - Polígono 3 CENTRO DE TRANSFORMACIÓN N°: CT - 08 75 KVA
N° DEL PROYECTO: USUARIO TIPO: A
TIPO DE INSTALACIÓN: Subterránea DMU: 8,00 KVA
TENSIÓN: 210 / 127 CIRCUITO N°:
LÍMITE DE CÁIDA DE TENSIÓN: 3% MATERIAL DEL CONDUCTOR: Aluminio
NÚMERO DE
USUARIOS
CÓMPUTO DE CAÍDA DE VOLTAJE CIRCUITOS
SECUNDARIOS
kVA - m
142
CAMARANUMERO DE
CIRCUITO
POTENCIA DEL
CIRCUITO [kVA]In. CONDUCTOR
CAP. NOM.
PROTECCION
1 10,67 36,67 50
2 15,92 54,71 63
3 18,26 62,75 63
4 22,95 78,87 80
5 15,92 54,71 63
6 18,26 62,75 63
1 13,48 46,33 50
2 15,92 54,71 63
3 13,48 46,33 50
4 8,00 27,49 35
5 22,95 78,87 80
6 15,95 54,81 63
7 10,67 36,67 50
8 8,00 27,49 35
1 10,67 36,67 63
2 13,48 46,33 50
3 13,48 46,33 50
4 15,92 54,71 63
5 25,20 86,60 100
6 18,26 62,75 63
7 29,69 102,03 125
1 13,48 46,33 63
2 15,92 54,71 63
3 13,48 46,33 50
4 20,69 71,10 80
5 15,92 54,71 63
6 18,26 62,75 63
7 8,00 27,49 35
1 10,67 36,67 50
2 8,00 27,49 35
3 15,92 54,71 63
4 15,92 54,71 63
5 15,92 54,71 63
1 13,48 46,33 50
2 15,92 54,71 63
1 25,20 86,60 100
2 18,26 62,75 63
3 25,20 86,60 100
4 20,69 71,10 80
CT-08 1 27,59 94,82 100
CT-01
CT-02
Protección de los circuitos de Bajo Voltaje
CT-03
CT-05
CT-06
CT-07
CT-04
143
ANEXO C. RESULTADOS DE SIMULACIONES DE LA
NUEVA RED
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
FLUJO DE CARGA TRANSFORMADORES BAJO OPERACIÓN NORMAL
PARA EL AÑO 30
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de
paso (kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
CT-01 2499 Transformador 150 140 159 88,1 2,6 5,8401 0,927 12D 101,6
CT-02 2481 Transformador 150 115 130 88,48 1,9 5,8905 0,935 12D 83,7
CT-03 2513 Transformador 150 120 136 88,39 2 5,8653 0,931 12D 87,5
CT-04 2534 Transformador 150 125 141 88,33 2,1 5,8653 0,931 12D 90,7
CT-05 2521 Transformador 75 73 83 88,21 1,3 5,8275 0,925 12D 106,2
CT-06 2550 Transformador 75 51 58 88,83 0,8 5,9535 0,945 24D 74,8
CT-07 2667 Transformador 150 3 133 2,36 1,9 5,8401 0,927 32B 84,6
CT-08 114950 Transformador 300 114 117 97,46 1,4 6,0543 0,961 32B 38,5
-- 4023 Transformador 75 26 27 97 0,4 6,048 0,96 24D 35
-- 3355 Transformador 75 26 27 97 0,4 6,048 0,96 24D 35
-- 30216 Transformador 75 29 31 94,99 0,4 6,0543 0,961 32B 40,4
-- V76 Transformador 75 29 31 94,99 0,4 6,0543 0,961 32B 40,4
-- 167215 Transformador 75 29 31 94,99 0,4 6,0543 0,961 32B 40,4
-- 21767 Transformador 75 30 32 94,96 0,4 6,0102 0,954 12D 41,5
-- 70433 Transformador 75 23 24 95,68 0,3 6,1236 0,972 53E 31,6
-- 168046 Transformador 100 39 42 94,96 0,5 6,0228 0,956 24D 40,8
-- 164551 Transformador 100 39 41 94,99 0,5 6,0543 0,961 32B 40,4
-- 115837 Transformador 100 38 39 97,57 0,5 6,0669 0,963 32B 38,5
-- 168296 Transformador 100 40 42 94,95 0,5 6,0102 0,954 12D 41,5
-- 70799 Transformador 100 40 42 94,95 0,5 6,0039 0,953 12D 41,5
-- 163252 Transformador 100 35 36 96,99 0,5 6,0039 0,953 12D 35,6
-- 20649 Transformador 100 40 42 94,95 0,5 5,9787 0,949 12D 41,5
-- 114979 Transformador 112,5 39 40 96,96 0,5 6,0417 0,959 24D 35
-- 169617 Transformador 112,5 44 47 94,9 0,6 6,0165 0,955 24D 40,8
-- 11586 Transformador 112,5 43 44 97,53 0,6 6,0669 0,963 32B 38,5
-- 70434 Transformador 112,5 45 48 94,89 0,6 5,9913 0,951 12D 41,5
-- 33286 Transformador 112,5 45 48 94,89 0,6 5,9976 0,952 12D 41,5
-- 166397 Transformador 112,5 45 48 94,89 0,6 6,0039 0,953 12D 41,5
-- 167812 Transformador 112,5 45 48 94,88 0,6 5,9598 0,946 12D 41,5
-- 5461 Transformador 120 41 43 96,96 0,5 6,0417 0,959 24D 35
-- 93003334 Transformador 120 47 50 94,9 0,6 6,0165 0,955 24D 40,8
-- 14419 Transformador 125 43 45 96,96 0,6 6,0417 0,959 24D 35
-- 10993 Transformador 125 43 45 96,96 0,6 6,0417 0,959 24D 35
-- 21040 Transformador 125 48 49 97,53 0,6 6,0606 0,962 32B 38,5
144
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de
paso (kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
-- 169892 Transformador 125 50 53 94,89 0,7 6,0039 0,953 12D 41,5
-- 3693 Transformador 125 50 53 94,89 0,7 6,0039 0,953 12D 41,5
-- 22493 Transformador 125 50 53 94,88 0,6 5,9661 0,947 12D 41,5
-- 34039 Transformador 125 50 53 94,88 0,6 5,9598 0,946 12D 41,5
-- 11567 Transformador 150 57 59 97,53 0,7 6,0669 0,963 32B 38,5
-- 99000406 Transformador 150 57 59 97,53 0,7 6,0606 0,962 32B 38,5
-- 168089 Transformador 150 59 62 94,92 0,7 6,048 0,96 32B 40,4
-- 10976 Transformador 150 57 59 97,53 0,7 6,0606 0,962 32B 38,5
-- 70436 Transformador 150 60 63 94,88 0,8 5,9976 0,952 12D 41,5
-- 92003334 Transformador 150 60 63 94,88 0,8 5,9598 0,946 12D 41,5
-- 224460 Transformador 160 56 58 96,94 0,7 5,9976 0,952 12D 35,6
-- 27006 Transformador 160 64 68 94,88 0,8 5,9598 0,946 12D 41,5
-- 13949 Transformador 160 64 68 94,88 0,8 5,9661 0,947 12D 41,5
-- 167197 Transformador 200 69 71 96,89 0,9 6,0228 0,956 24D 35
-- 168044 Transformador 200 78 82 94,83 1 6,0354 0,958 32B 40,4
-- 70416 Transformador 225 78 80 96,89 1 6,0291 0,957 24D 35
-- V12475_1 Transformador 225 90 95 94,79 1,2 5,985 0,95 12D 41,5
-- 12482 Transformador 250 100 106 94,78 1,3 5,9787 0,949 12D 41,5
-- 163345 Transformador 250 100 106 94,78 1,3 5,985 0,95 12D 41,5
-- 15600 Transformador 250 100 106 94,78 1,3 5,9598 0,946 12D 41,5
-- 164840 Transformador 400 138 142 96,88 1,6 6,0291 0,957 24D 35
-- 165474 Transformador 400 140 145 96,87 1,6 5,9913 0,951 12D 35,6
-- R169616_2 Transformador 630 248 261 94,75 2,3 6,0165 0,955 24D 40,8
-- 169615 Transformador 630 248 261 94,75 2,3 6,0165 0,955 24D 40,8
-- 168820 Transformador 630 252 266 94,74 2,3 5,9913 0,951 12D 41,5
-- 10075 Transformador 1000 384 394 97,34 3,2 6,0354 0,958 24D 38,9
-- 10076 Transformador 1000 384 394 97,34 3,2 6,0354 0,958 24D 38,9
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
FLUJO DE CARGA EN CONDUCTORES BAJO OPERACIÓN NORMAL
PARA EL AÑO 30
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
24D 90277MS 3P_15KV.CU.2 6,1 65,2 47 94,91 4,7 50 3,2
12D 104358MS 3P_15KV.CU.2 6,1 66,4 12 95,08 1,2 13 0,8
12D 33924MS 3P_15KV.CU.2 6,1 67,4 53 97,12 5,2 54 3,4
24D 2536 3P_25KV.CU.500 6,1 70 713 95,1 71,1 749 16,2
32B 2582 3P_15KV.CU.2 6,1 70,4 57 97,56 5,5 59 3,7
24D 15630MS 3P_15KV.CU.2 6,1 80,5 164 96,92 16 169 10,6
12D 2612 3P_25KV.CU.2/0 6,1 82,7 130 95,02 13 137 5,9
145
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
32B 3935MS 3P_15KV.CU.2 6,1 85,1 59 95,09 5,8 62 3,9
32B 390427MA 0 6,1 96,5 0 0,04 0 0 0
12D 2594MS 3P_15KV.CU.2 6,1 97,3 18 95,06 1,8 19 1,2
32B 2729MS 3P_15KV.CU.2 6,1 101,3 48 97,55 4,6 49 3,1
12D 155205MS 3P_15KV.CU.2 6,1 103,4 80 95 8 84 5,4
32B 16744MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 108,1 29 95,05 2,9 31 1,3
24D 2639 3P_25KV.CU.2/0 6,1 110,7 160 97,02 15,6 165 7
32B 113301MS 3P_15KV.CU.2 6,1 112,1 107 94,9 10,7 113 7,2
53E 22899MA 0 6,2 113,6 23 95,69 2,3 24 0,5
12D 12984MS 3P_15KV.CU.2 6,1 118,7 100 94,79 10,1 106 6,8
32B 36703MA 0 6,1 122,5 10 97,62 0,9 10 0,7
12D 90255MS 3P_15KV.CU.2 6,1 122,7 190 94,8 19,1 201 12,9
24D 4059MS 3P_15KV.CU.2 6,1 129,3 69 96,92 6,8 71 4,5
24D 90281MS 3P_15KV.CU.2/0 6,1 130,3 713 95,1 71,1 749 32,3
24D 34565MS 3P_15KV.CU.2 6,1 131,9 138 96,89 13,5 142 8,9
12D 2613 3P_25KV.CU.2/0 6,1 136,3 80 95,07 8 84 3,6
24D 2670 3P_25KV.CU.2/0 6,1 136,7 47 94,97 4,7 50 2,1
24D 33923MS 3P_15KV.CU.2 6,1 137 64 97,05 6,2 66 4,1
32B 113310MS 3P_15KV.CU.2 6,1 140,3 11 97,76 1,1 12 0,7
12D 33929MS 3P_15KV.CU.1/0 6,1 148,2 109 97,08 10,7 112 5,5
32B 2633 3P_25KV.CU.2/0 6,1 148,5 20 95,22 1,9 21 0,9
32B 2554 3P_25KV.CU.500 6,1 148,9 678 90,81 70,4 747 16
12D 89605MS 3P_15KV.CU.2 6,1 149,1 409 94,81 41,1 432 27,6
24D 15623MS 3P_15KV.CU.2 6,1 151 43 97,01 4,2 45 2,8
12D 89615MS 3P_15KV.CU.2 6 151,3 50 94,95 5,1 53 3,4
12D 2614 3P_25KV.CU.2/0 6,1 152,9 80 95,04 8 84 3,6
12D 90249MS 3P_15KV.CU.2 6 153,6 64 94,91 6,5 68 4,3
12D 90253MS 3P_15KV.CU.2 6,1 159,5 251 94,83 25,1 264 16,9
12D 90248MS 3P_15KV.CU.2 6 164,2 270 94,93 27,2 284 18,3
12D 2619 3P_25KV.CU.2/0 6,1 178,3 409 94,81 41,1 432 18,7
12D 33926MS 3P_15KV.CU.2 6,1 179,3 53 97,17 5,2 54 3,4
24D 2637 3P_15KV.CU.2 6,1 180,4 160 97,04 15,6 165 10,3
12D 2624 3P_25KV.CU.2/0 6 180,9 140 94,89 14,1 148 6,4
32B 2581 3P_25KV.CU.2/0 6,1 183,9 95 97,6 9,2 98 4,2
12D 102404MS 3P_15KV.CU.2 6,1 188,7 103 95,04 10,3 109 6,9
32B 2631 3P_25KV.CU.2/0 6,1 195 224 95,01 22,3 236 10,1
53E 564500MA 0 6,2 196 0 0,01 0 0 0
24D 217944MS 3P_15KV.CU.2 6,1 196,6 121 97,01 11,8 125 7,8
32B 2632 3P_25KV.CU.2/0 6,1 204,1 59 95,15 5,8 62 2,6
12D 89609MS 3P_15KV.CU.1/0 6,1 209,9 309 94,81 31 326 16,2
12D 90275MS 3P_15KV.CU.2 6 224,2 174 94,92 17,6 184 11,8
12D 2592 3P_25KV.CU.500 6,1 230,6 291 94,87 29,1 306 6,7
146
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
32B 1567MS 3P_15KV.CU.4 6,1 236,1 66 97,59 6,4 67 5,7
12D 2630 3P_25KV.CU.2/0 6 243,1 220 94,93 22,1 231 10,1
24D 13373MS 3P_15KV.CU.2 6,1 248,2 104 95,43 10,3 109 6,9
12D 2597 3P_25KV.CU.500 6,1 297,3 103 95,14 10,3 109 2,4
24D 2671 3P_25KV.CU.2/0 6,1 298,7 17 97,29 1,7 18 0,8
12D 155206MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 303,3 50 94,99 5 53 2,3
24D 2635 3P_25KV.CU.2/0 6,1 304,4 365 96,99 35,7 377 16
12D 115848MS 3P_25KV.CU.500 6,1 307,5 2283 93,67 231,1 2437 52,3
12D 2636 3P_25KV.CU.2/0 6,1 321 35 97,14 3,4 36 1,5
32B 156802MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 322,4 0 0,04 0 0 0
12D 2598 3P_25KV.CU.2/0 6,1 342,9 58 95,11 5,8 61 2,6
32B 113303MS 3P_15KV.CU.2 6,1 343 88 95,1 8,7 92 5,9
12D 2526 3P_15KV.CU.500 6,1 359,7 2282 93,69 231,1 2435 52,3
12D 2626 3P_25KV.CU.2/0 6 365,5 40 95,12 4 42 1,8
12D 2627 3P_25KV.CU.2/0 6 398,5 334 94,97 33,6 352 15,3
24D 2643 3P_25KV.CU.2/0 6,1 398,6 90 97,1 8,8 93 3,9
32B 113306MS 3P_15KV.CU.2 6,1 399 59 95,04 5,8 62 3,9
12D 2628 3P_25KV.CU.2/0 6 427,7 270 94,96 27,2 284 12,3
12D 2620 3P_25KV.CU.2/0 6,1 441,1 57 95,09 5,7 60 2,6
24D 2593 3P_25KV.CU.2/0 6,1 443,4 69 97,02 6,8 71 3
24D 2642 3P_25KV.CU.2/0 6,1 445,7 768 97,34 74,7 789 33,7
12D 2622 3P_25KV.CU.2/0 6,1 454 249 96,99 24,5 257 11
32B 2566 3P_25KV.CU.500 6,1 462,8 286 78,62 34,3 364 7,8
24D 34575MS 3P_15KV.CU.2 6,1 481,1 0 0,01 0 0 0
32B 151695MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 511,9 116 97,62 11,2 119 5,1
32B 2645 3P_25KV.CU.500 6,1 512,2 32 97,98 3,1 33 0,7
12D 2506 3P_25KV.CU.2/0 6,1 641,6 920 94,38 92,7 975 41,8
12D 2529 3P_25KV.CU.2/0 6,1 715,2 580 93,59 58,8 619 26,6
12D 2485 3P_25KV.CU.500 6,1 776 1352 93,9 136,7 1439 30,9
12D 2515 3P_25KV.CU.2/0 6 1396 549 94,2 55,5 583 25,2
24D 2537 3P_25KV.CU.500 6,1 1835,3 714 95,15 71 750 16,2
147
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
PÉRDIDAS DE LA RED BAJO OPERACIÓN NORMAL PARA EL AÑO 1
ALIMENTADOR: 12D
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 29,2 47,4 59,3 252288
Pérdidas en los cables subterráneos 6,4 8,6 10,7 55296
Pérdidas de carga del transformador 27,9 41,8 54,3 241056
Pérdidas totales 64 98 124 548640
ALIMENTADOR: 24D
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 21,2 36,9 42,6 183168
Pérdidas en los cables subterráneos 4,3 5,3 6,8 37152
Pérdidas de carga del transformador 41 49,8 64,5 354240
Pérdidas totales 67 92 114 574560
ALIMENTADOR: 32B
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 31,9 92,2 97,6 275616
Pérdidas en los cables subterráneos 16,8 21,8 25,5 145152
Pérdidas de carga del transformador 40,1 41,3 57,2 346464
Pérdidas totales 89 155 180 767232
ALIMENTADOR: 53E
RESUMEN kW kVAR kVA MW-h/año
Pérdidas en las líneas aéreas 24,6 44 50,4 212544
Pérdidas en los cables subterráneos 0,8 1,5 1,7 6912
Pérdidas de carga del transformador 37,1 28,1 45,3 320544
Pérdidas totales 63 74 97 540000
148
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
FLUJO DE CARGA DE TRANSFORMADORES EN TRANSFERENCIA DE
CARGA DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 12D
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de paso
(kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (kV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
CT-01 2499 Transformador 150 99 111 88,72 1,5 5,8842 0,934 53E 71,9
CT-02 2481 Transformador 150 81 91 88,99 1,1 5,922 0,94 53E 59,2
CT-03 2513 Transformador 150 85 95 88,93 1,2 5,9031 0,937 53E 61,9
CT-04 2534 Transformador 150 88 99 88,88 1,3 5,9031 0,937 53E 64,2
CT-05 2521 Transformador 75 52 58 88,81 0,8 5,8779 0,933 53E 75,1
CT-06 2550 Transformador 75 35 39 89,3 0,5 6,0417 0,959 24D 51,1
CT-07 2667 Transformador 150 2 90 2,12 1,1 6,0165 0,955 32B 58,5
CT-08 114950 Transformador 300 79 81 97,62 1 6,1614 0,978 32B 26,6
-- 4023 Transformador 75 18 18 97,15 0,3 6,1047 0,969 24D 24
-- 3355 Transformador 75 18 18 97,15 0,3 6,111 0,97 24D 24
-- 30216 Transformador 75 20 21 95,19 0,3 6,1614 0,978 32B 27,9
-- V76 Transformador 75 20 21 95,19 0,3 6,1614 0,978 32B 27,9
-- 167215 Transformador 75 20 21 95,19 0,3 6,1614 0,978 32B 27,9
-- 21767 Transformador 75 21 22 95,14 0,3 6,0039 0,953 53E 29,3
-- 70433 Transformador 75 16 17 95,81 0,3 6,0228 0,956 53E 22,4
-- 168046 Transformador 100 27 28 95,17 0,4 6,0921 0,967 24D 27,9
-- 164551 Transformador 100 27 28 95,18 0,4 6,1614 0,978 32B 27,9
-- 115837 Transformador 100 26 27 97,7 0,4 6,1677 0,979 32B 26,6
-- 168296 Transformador 100 28 30 95,14 0,4 6,0039 0,953 53E 29,3
-- 70799 Transformador 100 28 30 95,14 0,4 5,9976 0,952 53E 29,3
-- 163252 Transformador 100 25 26 97,12 0,4 5,9976 0,952 53E 25,2
-- 20649 Transformador 100 28 30 95,13 0,4 5,9787 0,949 53E 29,3
-- 114979 Transformador 112,5 27 27 97,11 0,4 6,1047 0,969 24D 24
-- 169617 Transformador 112,5 30 32 95,12 0,5 6,0858 0,966 24D 27,9
-- 11586 Transformador 112,5 30 30 97,67 0,5 6,1677 0,979 32B 26,6
-- 70434 Transformador 112,5 32 34 95,09 0,5 5,9913 0,951 53E 29,3
-- 33286 Transformador 112,5 32 34 95,09 0,5 5,9913 0,951 53E 29,3
-- 166397 Transformador 112,5 32 34 95,09 0,5 5,9976 0,952 53E 29,3
-- 167812 Transformador 112,5 32 34 95,09 0,5 5,9661 0,947 53E 29,3
-- 5461 Transformador 120 28 29 97,11 0,4 6,1047 0,969 24D 24
-- 93003334 Transformador 120 32 34 95,12 0,5 6,0858 0,966 24D 27,9
-- 14419 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,1047 0,969 24D 24
-- 10993 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,1047 0,969 24D 24
-- 21040 Transformador 125 33 34 97,67 0,5 6,1677 0,979 32B 26,6
-- 169892 Transformador 125 36 37 95,09 0,5 5,9976 0,952 53E 29,3
-- 3693 Transformador 125 36 37 95,09 0,5 5,9976 0,952 53E 29,3
-- 22493 Transformador 125 35 37 95,09 0,5 5,9661 0,947 53E 29,3
-- 34039 Transformador 125 35 37 95,09 0,5 5,9661 0,947 53E 29,3
-- 11567 Transformador 150 40 41 97,67 0,6 6,1677 0,979 32B 26,6
-- 99000406 Transformador 150 40 41 97,67 0,6 6,1677 0,979 32B 26,6
-- 168089 Transformador 150 41 43 95,13 0,6 6,1551 0,977 32B 27,9
-- 10976 Transformador 150 40 41 97,67 0,6 6,1677 0,979 32B 26,6
-- 70436 Transformador 150 43 45 95,09 0,6 5,9913 0,951 53E 29,3
-- 92003334 Transformador 150 43 45 95,08 0,6 5,9661 0,947 53E 29,3
-- 224460 Transformador 160 40 41 97,09 0,6 5,9976 0,952 53E 25,2
-- 27006 Transformador 160 45 48 95,08 0,6 5,9661 0,947 53E 29,3
-- 13949 Transformador 160 45 48 95,08 0,6 5,9724 0,948 53E 29,3
-- 167197 Transformador 200 47 49 97,06 0,7 6,0921 0,967 24D 24
-- 168044 Transformador 200 54 57 95,07 0,8 6,1488 0,976 32B 27,9
-- 70416 Transformador 225 53 55 97,06 0,8 6,0984 0,968 24D 24
-- V12475_1 Transformador 225 64 67 95,01 0,9 5,985 0,95 53E 29,3
149
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de paso
(kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (kV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
-- 12482 Transformador 250 71 75 95,01 0,9 5,9787 0,949 53E 29,3
-- 163345 Transformador 250 71 75 95,01 0,9 5,985 0,95 53E 29,3
-- 15600 Transformador 250 71 75 95,01 0,9 5,9661 0,947 53E 29,3
-- 164840 Transformador 400 94 97 97,05 1,2 6,0984 0,968 24D 24
-- 165474 Transformador 400 99 102 97,03 1,2 5,9913 0,951 53E 25,2
-- R169616_2 Transformador 630 169 178 95,01 1,7 6,0858 0,966 24D 27,9
-- 169615 Transformador 630 169 178 95,01 1,7 6,0858 0,966 24D 27,9
-- 168820 Transformador 630 178 188 94,97 1,7 5,9913 0,951 53E 29,3
-- 10075 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,0984 0,968 24D 26,6
-- 10076 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,0984 0,968 24D 26,6
FLUJO DE CARGA DE CONDUCTORES EN TRANSFERENCIA DE CARGA
DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 12D
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
24D 90277MS 3P_15KV.CU.2 6,1 65,2 32 95,16 3,2 34 2,1
12D 104358MS 3P_15KV.CU.2 6 66,4 9 95,33 0,9 9 0,6
12D 33924MS 3P_15KV.CU.2 6 67,4 37 97,29 3,7 38 2,4
24D 2536 3P_25KV.CU.500 6,1 70 488 95,37 48,1 512 10,8
32B 2582 3P_15KV.CU.2 6,2 70,4 40 97,73 3,8 41 2,5
24D 15630MS 3P_15KV.CU.2 6,1 80,5 112 97,1 10,9 116 7,2
12D 2612 3P_25KV.CU.2/0 6 82,7 92 95,28 9,2 97 4,1
32B 3935MS 3P_15KV.CU.2 6,2 85,1 41 95,34 4 43 2,6
32B 390427MA 0 6,2 96,5 0 0,01 0 0 0
12D 2594MS 3P_15KV.CU.2 6 97,3 13 95,31 1,3 13 0,8
32B 2729MS 3P_15KV.CU.2 6,2 101,3 33 97,71 3,1 34 2,1
12D 155205MS 3P_15KV.CU.2 6 103,4 57 95,25 5,7 60 3,8
32B 16744MS 3P_25KV.CU.2/0 6,2 108,1 20 95,29 2 21 0,9
24D 2639 3P_25KV.CU.2/0 6,1 110,7 109 97,23 10,6 113 4,7
32B 113301MS 3P_15KV.CU.2 6,2 112,1 74 95,16 7,3 78 4,8
53E 22899MA 0 6,1 113,6 1631 94,03 165,2 1734 35,9
12D 12984MS 3P_15KV.CU.2 6 118,7 71 95,05 7,1 75 4,7
32B 36703MA 0 6,2 122,5 7 97,78 0,6 7 0,5
12D 90255MS 3P_15KV.CU.2 6 122,7 135 95,05 13,6 142 8,9
24D 4059MS 3P_15KV.CU.2 6,1 129,3 47 97,11 4,6 49 3
24D 90281MS 3P_15KV.CU.2/0 6,1 130,3 488 95,37 48,1 512 21,4
24D 34565MS 3P_15KV.CU.2 6,1 131,9 94 97,07 9,2 97 6
12D 2613 3P_25KV.CU.2/0 6 136,3 57 95,34 5,7 60 2,5
24D 2670 3P_25KV.CU.2/0 6,1 136,7 32 95,25 3,2 34 1,4
24D 33923MS 3P_15KV.CU.2 6,1 137 44 97,23 4,2 45 2,8
32B 113310MS 3P_15KV.CU.2 6,2 140,3 8 97,97 0,8 8 0,5
12D 33929MS 3P_15KV.CU.1/0 6 148,2 77 97,26 7,6 79 3,9
32B 2633 3P_25KV.CU.2/0 6,2 148,5 14 95,54 1,3 14 0,6
32B 2554 3P_25KV.CU.500 6,2 148,9 469 91,25 47,9 514 10,7
150
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
12D 89605MS 3P_15KV.CU.2 6 149,1 290 95,06 29,1 305 19,2
24D 15623MS 3P_15KV.CU.2 6,1 151 30 97,19 2,9 30 1,9
12D 89615MS 3P_15KV.CU.2 6 151,3 36 95,2 3,6 37 2,4
12D 2614 3P_25KV.CU.2/0 6 152,9 57 95,3 5,7 60 2,5
12D 90249MS 3P_15KV.CU.2 6 153,6 45 95,15 4,6 48 3
12D 90253MS 3P_15KV.CU.2 6 159,5 177 95,08 17,8 187 11,7
12D 90248MS 3P_15KV.CU.2 6 164,2 191 95,17 19,2 201 12,7
12D 2619 3P_25KV.CU.2/0 6 178,3 290 95,08 29,1 305 13
12D 33926MS 3P_15KV.CU.2 6 179,3 37 97,37 3,7 38 2,4
24D 2637 3P_15KV.CU.2 6,1 180,4 109 97,25 10,6 113 7
12D 2624 3P_25KV.CU.2/0 6 180,9 99 95,15 10 104 4,5
32B 2581 3P_25KV.CU.2/0 6,2 183,9 66 97,77 6,3 68 2,8
12D 102404MS 3P_15KV.CU.2 6 188,7 73 95,3 7,3 77 4,8
32B 2631 3P_25KV.CU.2/0 6,2 195 155 95,29 15,2 163 6,8
53E 564500MA 0 6,1 196 1613 94,03 163,5 1716 35,6
24D 217944MS 3P_15KV.CU.2 6,1 196,6 83 97,22 8 85 5,3
32B 2632 3P_25KV.CU.2/0 6,2 204,1 41 95,44 4 43 1,8
12D 89609MS 3P_15KV.CU.1/0 6 209,9 219 95,07 22 230 11,3
12D 90275MS 3P_15KV.CU.2 6 224,2 124 95,16 12,5 130 8,2
12D 2592 3P_25KV.CU.500 6 230,6 206 95,12 20,7 216 4,6
32B 1567MS 3P_15KV.CU.4 6,2 236,1 46 97,76 4,3 47 3,8
12D 2630 3P_25KV.CU.2/0 6 243,1 156 95,17 15,7 163 7
24D 13373MS 3P_15KV.CU.2 6,1 248,2 71 95,71 7 75 4,6
12D 2597 3P_25KV.CU.500 6 297,3 73 95,43 7,3 77 1,6
24D 2671 3P_25KV.CU.2/0 6,1 298,7 12 97,56 1,1 12 0,5
12D 155206MS 3P_25KV.CU.2/0 6 303,3 36 95,25 3,6 37 1,6
24D 2635 3P_25KV.CU.2/0 6,1 304,4 250 97,19 24,2 257 10,8
12D 115848MS 3P_25KV.CU.500 6,3 307,5 0 0 0 0 0
12D 2636 3P_25KV.CU.2/0 6 321 25 97,33 2,4 26 1,1
32B 156802MS 3P_25KV.CU.2/0 6,2 322,4 0 0,01 0 0 0
12D 2598 3P_25KV.CU.2/0 6 342,9 41 95,37 4,1 43 1,8
32B 113303MS 3P_15KV.CU.2 6,2 343 61 95,4 5,9 64 3,9
12D 2526 3P_15KV.CU.500 6 359,7 0 0,02 0,1 1 0
12D 2626 3P_25KV.CU.2/0 6 365,5 28 95,39 2,9 30 1,3
12D 2627 3P_25KV.CU.2/0 6 398,5 237 95,23 23,8 248 10,6
24D 2643 3P_25KV.CU.2/0 6,1 398,6 62 97,3 6 63 2,7
32B 113306MS 3P_15KV.CU.2 6,2 399 41 95,33 4 42 2,6
12D 2628 3P_25KV.CU.2/0 6 427,7 191 95,21 19,2 201 8,6
12D 2620 3P_25KV.CU.2/0 6 441,1 41 95,37 4,1 42 1,8
24D 2593 3P_25KV.CU.2/0 6,1 443,4 47 97,25 4,6 49 2
24D 2642 3P_25KV.CU.2/0 6,1 445,7 526 97,55 50,6 539 22,6
12D 2622 3P_25KV.CU.2/0 6 454 177 97,17 17,4 182 7,7
151
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
32B 2566 3P_25KV.CU.500 6,2 462,8 198 79,3 23,2 250 5,2
24D 34575MS 3P_15KV.CU.2 6,1 481,1 0 0 0 0 0
32B 151695MS 3P_25KV.CU.2/0 6,2 511,9 81 97,81 7,7 82 3,4
32B 2645 3P_25KV.CU.500 6,2 512,2 23 98,28 2,1 23 0,5
12D 2506 3P_25KV.CU.2/0 6 641,6 650 94,7 65,6 687 29,2
12D 2529 3P_25KV.CU.2/0 6 715,2 410 93,92 41,7 437 18,6
12D 2485 3P_25KV.CU.500 6 776 955 94,26 96,7 1014 21,6
12D 2515 3P_25KV.CU.2/0 6 1396 388 94,53 39,3 411 17,5
24D 2537 3P_25KV.CU.500 6,1 1835,3 488 95,47 48,1 511 10,7
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
FLUJO DE CARGA DE TRANSFORMADORES EN TRANSFERENCIA DE
CARGA DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 32B
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de
paso (kW)
Potencia total de
paso (kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
CT-01 2499 Transformador 150 99 111 88,75 1,5 5,985 0,95 12D 71,9
CT-02 2481 Transformador 150 81 91 89,01 1,1 6,0165 0,955 12D 59,2
CT-03 2513 Transformador 150 85 95 88,95 1,2 5,9976 0,952 12D 61,9
CT-04 2534 Transformador 150 88 99 88,91 1,3 6,0039 0,953 12D 64,2
CT-05 2521 Transformador 75 52 58 88,84 0,8 5,9724 0,948 12D 75,2
CT-06 2550 Transformador 75 35 39 89,3 0,5 5,9787 0,949 32B 51,1
CT-07 2667 Transformador 150 2 91 2,16 1,1 5,9031 0,937 32B 58,4
CT-08 114950 Transformador 300 79 81 97,61 1 6,0543 0,961 32B 26,6
-- 4023 Transformador 75 18 18 97,15 0,3 6,0417 0,959 32B 23,9
-- 3355 Transformador 75 18 18 97,15 0,3 6,048 0,96 32B 23,9
-- 30216 Transformador 75 20 21 95,18 0,3 6,0543 0,961 32B 27,9
-- V76 Transformador 75 20 21 95,18 0,3 6,0543 0,961 32B 27,9
-- 167215 Transformador 75 20 21 95,18 0,3 6,0543 0,961 32B 27,9
-- 21767 Transformador 75 21 22 95,15 0,3 6,0984 0,968 12D 29,4
-- 70433 Transformador 75 16 17 95,83 0,3 6,1929 0,983 53E 22,4
-- 168046 Transformador 100 27 28 95,17 0,4 6,0291 0,957 32B 27,9
-- 164551 Transformador 100 27 28 95,17 0,4 6,0543 0,961 32B 27,9
-- 115837 Transformador 100 26 27 97,69 0,4 6,0606 0,962 32B 26,6
-- 168296 Transformador 100 28 30 95,15 0,4 6,0984 0,968 12D 29,4
-- 70799 Transformador 100 28 30 95,14 0,4 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 163252 Transformador 100 25 26 97,12 0,4 6,0921 0,967 12D 25,2
-- 20649 Transformador 100 28 30 95,14 0,4 6,0732 0,964 12D 29,4
-- 114979 Transformador 112,5 27 27 97,12 0,4 6,0417 0,959 32B 23,9
-- 169617 Transformador 112,5 30 32 95,13 0,5 6,0228 0,956 32B 27,9
-- 11586 Transformador 112,5 30 30 97,67 0,4 6,0606 0,962 32B 26,6
-- 70434 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 33286 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 166397 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 167812 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 5461 Transformador 120 28 29 97,12 0,4 6,0417 0,959 32B 23,9
-- 93003334 Transformador 120 32 34 95,13 0,5 6,0228 0,956 32B 27,9
-- 14419 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,0417 0,959 32B 23,9
-- 10993 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,0417 0,959 32B 23,9
-- 21040 Transformador 125 33 34 97,66 0,5 6,0606 0,962 32B 26,6
152
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de
paso (kW)
Potencia total de
paso (kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
-- 169892 Transformador 125 36 37 95,1 0,5 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 3693 Transformador 125 36 37 95,1 0,5 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 22493 Transformador 125 36 37 95,09 0,5 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 34039 Transformador 125 36 37 95,09 0,5 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 11567 Transformador 150 40 41 97,66 0,6 6,0606 0,962 32B 26,6
-- 99000406 Transformador 150 40 41 97,66 0,6 6,0606 0,962 32B 26,6
-- 168089 Transformador 150 40 43 95,12 0,6 6,048 0,96 32B 27,9
-- 10976 Transformador 150 40 41 97,66 0,6 6,0606 0,962 32B 26,6
-- 70436 Transformador 150 43 45 95,09 0,6 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 92003334 Transformador 150 43 45 95,09 0,6 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 224460 Transformador 160 40 41 97,09 0,6 6,0921 0,967 12D 25,2
-- 27006 Transformador 160 45 48 95,09 0,6 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 13949 Transformador 160 45 48 95,09 0,6 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 167197 Transformador 200 47 49 97,07 0,7 6,0291 0,957 32B 23,9
-- 168044 Transformador 200 54 57 95,06 0,8 6,0417 0,959 32B 27,9
-- 70416 Transformador 225 53 55 97,07 0,8 6,0354 0,958 32B 23,9
-- V12475_1 Transformador 225 64 67 95,02 0,9 6,0795 0,965 12D 29,4
-- 12482 Transformador 250 71 75 95,02 1 6,0795 0,965 12D 29,4
-- 163345 Transformador 250 71 75 95,02 1 6,0795 0,965 12D 29,4
-- 15600 Transformador 250 71 75 95,02 1 6,0606 0,962 12D 29,4
-- 164840 Transformador 400 94 97 97,06 1,2 6,0354 0,958 32B 23,9
-- 165474 Transformador 400 99 102 97,03 1,3 6,0858 0,966 12D 25,2
-- R169616_2 Transformador 630 169 178 95,01 1,7 6,0228 0,956 32B 27,9
-- 169615 Transformador 630 169 178 95,01 1,7 6,0228 0,956 32B 27,9
-- 168820 Transformador 630 178 188 94,98 1,8 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 10075 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,0354 0,958 32B 26,6
-- 10076 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,0354 0,958 32B 26,6
FLUJO DE CARGA DE CONDUCTORES EN TRANSFERENCIA DE CARGA
DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 32B
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
24D 90277MS 3P_15KV.CU.2 6,1 65,2 32 95,17 3,2 34 2,1
12D 104358MS 3P_15KV.CU.2 6,1 66,4 9 95,34 0,8 9 0,6
12D 33924MS 3P_15KV.CU.2 6,1 67,4 37 97,3 3,6 38 2,4
24D 2536 3P_25KV.CU.500 6,1 70 488 95,37 48,6 511 10,9
32B 2582 3P_15KV.CU.2 6,1 70,4 40 97,72 3,8 41 2,5
24D 15630MS 3P_15KV.CU.2 6,1 80,5 112 97,1 11 116 7,2
12D 2612 3P_25KV.CU.2/0 6,1 82,7 92 95,29 9,1 97 4,1
32B 3935MS 3P_15KV.CU.2 6,1 85,1 41 95,33 4 43 2,7
32B 390427MA 0 6,1 96,5 0 0,04 0 0 0
12D 2594MS 3P_15KV.CU.2 6,1 97,3 13 95,32 1,3 13 0,8
32B 2729MS 3P_15KV.CU.2 6,1 101,3 33 97,71 3,2 34 2,1
12D 155205MS 3P_15KV.CU.2 6,1 103,4 57 95,26 5,6 60 3,7
32B 16744MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 108,1 20 95,28 2 21 0,9
24D 2639 3P_25KV.CU.2/0 6,1 110,7 109 97,23 10,7 113 4,8
153
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
32B 113301MS 3P_15KV.CU.2 k,1 112,1 74 95,15 7,4 78 4,9
53E 22899MA 0 6,2 113,6 16 95,85 1,6 17 0,3
12D 12984MS 3P_15KV.CU.2 6,1 118,7 71 95,06 7 75 4,6
32B 36703MA 0 6,1 122,5 7 97,78 0,6 7 0,5
12D 90255MS 3P_15KV.CU.2 6,1 122,7 135 95,06 13,3 142 8,8
24D 4059MS 3P_15KV.CU.2 6,1 129,3 47 97,11 4,6 49 3,1
24D 90281MS 3P_15KV.CU.2/0 6,1 130,3 488 95,37 48,6 511 21,7
24D 34565MS 3P_15KV.CU.2 6,1 131,9 94 97,08 9,2 97 6,1
12D 2613 3P_25KV.CU.2/0 6,1 136,3 57 95,36 5,6 60 2,5
24D 2670 3P_25KV.CU.2/0 6,1 136,7 32 95,25 3,2 34 1,4
24D 33923MS 3P_15KV.CU.2 6,1 137 44 97,23 4,3 45 2,8
32B 113310MS 3P_15KV.CU.2 6,1 140,3 8 97,96 0,8 8 0,5
12D 33929MS 3P_15KV.CU.1/0 6,1 148,2 77 97,27 7,5 79 3,8
32B 2633 3P_25KV.CU.2/0 6,1 148,5 14 95,52 1,3 14 0,6
32B 2554 3P_25KV.CU.500 6,1 148,9 1833 95,38 181,9 1922 40,6
12D 89605MS 3P_15KV.CU.2 6,1 149,1 290 95,08 28,7 305 18,9
24D 15623MS 3P_15KV.CU.2 6,1 151 30 97,2 2,9 30 1,9
12D 89615MS 3P_15KV.CU.2 6,1 151,3 36 95,21 3,5 37 2,3
12D 2614 3P_25KV.CU.2/0 6,1 152,9 57 95,31 5,6 60 2,5
12D 90249MS 3P_15KV.CU.2 6,1 153,6 45 95,16 4,5 48 3
12D 90253MS 3P_15KV.CU.2 6,1 159,5 177 95,09 17,6 187 11,6
12D 90248MS 3P_15KV.CU.2 6,1 164,2 191 95,18 18,9 201 12,5
12D 2619 3P_25KV.CU.2/0 6,1 178,3 290 95,09 28,7 305 12,8
12D 33926MS 3P_15KV.CU.2 6,1 179,3 37 97,38 3,6 38 2,4
24D 2637 3P_15KV.CU.2 6,1 180,4 109 97,26 10,7 113 7
12D 2624 3P_25KV.CU.2/0 6,1 180,9 99 95,17 9,9 104 4,4
32B 2581 3P_25KV.CU.2/0 6,1 183,9 66 97,76 6,4 68 2,8
12D 102404MS 3P_15KV.CU.2 6,1 188,7 73 95,31 7,2 77 4,8
32B 2631 3P_25KV.CU.2/0 6,1 195 155 95,28 15,4 163 6,9
53E 564500MA 0 6,2 196 0 0 0 0 0
24D 217944MS 3P_15KV.CU.2 6,1 196,6 83 97,23 8,1 85 5,3
32B 2632 3P_25KV.CU.2/0 6,1 204,1 41 95,43 4 42 1,8
12D 89609MS 3P_15KV.CU.1/0 6,1 209,9 219 95,08 21,6 230 11,1
12D 90275MS 3P_15KV.CU.2 6,1 224,2 124 95,17 12,3 130 8,1
12D 2592 3P_25KV.CU.500 6,1 230,6 206 95,14 20,4 216 4,5
32B 1567MS 3P_15KV.CU.4 6,1 236,1 46 97,75 4,4 47 3,9
12D 2630 3P_25KV.CU.2/0 6,1 243,1 156 95,18 15,4 163 6,9
24D 13373MS 3P_15KV.CU.2 6,1 248,2 71 95,71 7,1 74 4,7
12D 2597 3P_25KV.CU.500 6,1 297,3 73 95,44 7,2 77 1,6
24D 2671 3P_25KV.CU.2/0 6,1 298,7 12 97,56 1,2 12 0,5
12D 155206MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 303,3 36 95,26 3,5 37 1,6
24D 2635 3P_25KV.CU.2/0 6,1 304,4 250 97,19 24,4 257 10,9
154
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
12D 115848MS 3P_25KV.CU.500 6,1 307,5 1614 94,06 161 1715 36
12D 2636 3P_25KV.CU.2/0 6,1 321 25 97,34 2,4 26 1,1
32B 156802MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 322,4 0 0,04 0 0 0
12D 2598 3P_25KV.CU.2/0 6,1 342,9 41 95,39 4,1 43 1,8
32B 113303MS 3P_15KV.CU.2 6,1 343 61 95,38 6 64 4
12D 2526 3P_15KV.CU.500 6,1 359,7 1613 94,07 161 1715 36
12D 2626 3P_25KV.CU.2/0 6,1 365,5 28 95,4 2,8 30 1,3
12D 2627 3P_25KV.CU.2/0 6,1 398,5 237 95,24 23,4 248 10,4
24D 2643 3P_25KV.CU.2/0 6,1 398,6 62 97,31 6 63 2,7
32B 113306MS 3P_15KV.CU.2 6,1 399 40 95,32 4 42 2,7
12D 2628 3P_25KV.CU.2/0 6,1 427,7 191 95,23 18,9 201 8,4
12D 2620 3P_25KV.CU.2/0 6,1 441,1 41 95,39 4 42 1,8
24D 2593 3P_25KV.CU.2/0 6,1 443,4 47 97,25 4,6 49 2,1
24D 2642 3P_25KV.CU.2/0 6,1 445,7 525 97,55 51,1 539 22,8
12D 2622 3P_25KV.CU.2/0 6,1 454 177 97,18 17,1 182 7,6
32B 2566 3P_25KV.CU.500 6,1 462,8 198 79,27 23,6 250 5,3
24D 34575MS 3P_15KV.CU.2 6,1 481,1 0 0,04 0 0 0
32B 151695MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 511,9 81 97,8 7,8 82 3,5
32B 2645 3P_25KV.CU.500 6,1 512,2 23 98,26 2,2 23 0,5
12D 2506 3P_25KV.CU.2/0 6,1 641,6 650 94,72 64,6 687 28,8
12D 2529 3P_25KV.CU.2/0 6,1 715,2 410 93,94 41 437 18,3
12D 2485 3P_25KV.CU.500 6,1 776 955 94,28 95,2 1013 21,3
12D 2515 3P_25KV.CU.2/0 6,1 1396 388 94,54 38,7 411 17,2
24D 2537 3P_25KV.CU.500 6,1 1835,3 488 95,47 48,6 511 10,8
RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN EN CYMDIST
FLUJO DE CARGA DE TRANSFORMADORES EN TRANSFERENCIA DE
CARGA DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 24D
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de paso
(kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
CT-01 2499 Transformador 150 99 111 88,75 1,5 5,985 0,95 12D 71,9
CT-02 2481 Transformador 150 81 91 89,01 1,1 6,0165 0,955 12D 59,2
CT-03 2513 Transformador 150 85 95 88,95 1,2 5,9976 0,952 12D 61,9
CT-04 2534 Transformador 150 88 99 88,91 1,3 6,0039 0,953 12D 64,2
CT-05 2521 Transformador 75 52 58 88,84 0,8 5,9724 0,948 12D 75,2
CT-06 2550 Transformador 75 35 39 89,29 0,5 6,0165 0,955 24D 51,1
CT-07 2667 Transformador 150 2 91 2,12 1,1 5,9157 0,939 24D 58,5
CT-08 114950 Transformador 300 79 81 97,61 1 6,0669 0,963 24D 26,6
-- 4023 Transformador 75 18 18 97,14 0,3 6,0795 0,965 24D 24
-- 3355 Transformador 75 18 18 97,14 0,3 6,0795 0,965 24D 24
-- 30216 Transformador 75 20 21 95,17 0,3 6,0606 0,962 24D 27,9
-- V76 Transformador 75 20 21 95,17 0,3 6,0606 0,962 24D 27,9
-- 167215 Transformador 75 20 21 95,17 0,3 6,0606 0,962 24D 27,9
-- 21767 Transformador 75 21 22 95,15 0,3 6,0984 0,968 12D 29,4
-- 70433 Transformador 75 16 17 95,83 0,3 6,1929 0,983 53E 22,4
155
Cámaras Nuevas
Nro. equipo
Código Cap
Nom (kVA)
Potencia total de paso
(kW)
Potencia total de paso
(kVA)
Fp promedio
(%)
Pérdidas totales (kW)
V (KV)
V (p.u.)
Nombre red
Carga (%)
-- 168046 Transformador 100 27 28 95,16 0,4 6,0669 0,963 24D 27,9
-- 164551 Transformador 100 27 28 95,16 0,4 6,0669 0,963 24D 27,9
-- 115837 Transformador 100 26 27 97,69 0,4 6,0732 0,964 24D 26,6
-- 168296 Transformador 100 28 30 95,15 0,4 6,0984 0,968 12D 29,4
-- 70799 Transformador 100 28 30 95,14 0,4 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 163252 Transformador 100 25 26 97,12 0,4 6,0921 0,967 12D 25,2
-- 20649 Transformador 100 28 30 95,14 0,4 6,0732 0,964 12D 29,4
-- 114979 Transformador 112,5 27 27 97,11 0,4 6,0795 0,965 24D 24
-- 169617 Transformador 112,5 30 32 95,12 0,5 6,0606 0,962 24D 27,9
-- 11586 Transformador 112,5 30 30 97,66 0,4 6,0669 0,963 24D 26,6
-- 70434 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 33286 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 166397 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 167812 Transformador 112,5 32 34 95,1 0,5 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 5461 Transformador 120 28 29 97,11 0,4 6,0795 0,965 24D 24
-- 93003334 Transformador 120 32 34 95,12 0,5 6,0606 0,962 24D 27,9
-- 14419 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,0732 0,964 24D 24
-- 10993 Transformador 125 30 30 97,11 0,5 6,0795 0,965 24D 24
-- 21040 Transformador 125 33 34 97,66 0,5 6,0669 0,963 24D 26,6
-- 169892 Transformador 125 36 37 95,1 0,5 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 3693 Transformador 125 36 37 95,1 0,5 6,0921 0,967 12D 29,4
-- 22493 Transformador 125 36 37 95,09 0,5 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 34039 Transformador 125 36 37 95,09 0,5 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 11567 Transformador 150 40 41 97,67 0,6 6,2118 0,986 32B 26,6
-- 99000406 Transformador 150 40 41 97,65 0,6 6,0669 0,963 24D 26,6
-- 168089 Transformador 150 40 43 95,11 0,6 6,0543 0,961 24D 27,9
-- 10976 Transformador 150 40 41 97,65 0,6 6,0669 0,963 24D 26,6
-- 70436 Transformador 150 43 45 95,09 0,6 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 92003334 Transformador 150 43 45 95,09 0,6 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 224460 Transformador 160 40 41 97,09 0,6 6,0921 0,967 12D 25,2
-- 27006 Transformador 160 45 48 95,09 0,6 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 13949 Transformador 160 45 48 95,09 0,6 6,0669 0,963 12D 29,4
-- 167197 Transformador 200 47 49 97,06 0,7 6,0669 0,963 24D 24
-- 168044 Transformador 200 54 57 95,05 0,8 6,048 0,96 24D 27,9
-- 70416 Transformador 225 53 55 97,06 0,8 6,0732 0,964 24D 24
-- V12475_1 Transformador 225 64 67 95,02 0,9 6,0795 0,965 12D 29,4
-- 12482 Transformador 250 71 75 95,02 1 6,0795 0,965 12D 29,4
-- 163345 Transformador 250 71 75 95,02 1 6,0795 0,965 12D 29,4
-- 15600 Transformador 250 71 75 95,02 1 6,0606 0,962 12D 29,4
-- 164840 Transformador 400 94 97 97,05 1,2 6,0732 0,964 24D 24
-- 165474 Transformador 400 99 102 97,03 1,3 6,0858 0,966 12D 25,2
-- R169616_2 Transformador 630 169 178 95 1,7 6,0606 0,962 24D 27,9
-- 169615 Transformador 630 169 178 95 1,7 6,0606 0,962 24D 27,9
-- 168820 Transformador 630 178 188 94,98 1,8 6,0858 0,966 12D 29,4
-- 10075 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,0732 0,964 24D 26,6
-- 10076 Transformador 1000 263 269 97,54 2,4 6,0732 0,964 24D 26,6
156
FLUJO DE CARGA DE CONDUCTORES EN TRANSFERENCIA DE CARGA
DEL ALIMENTADOR PRIMARIO 24D
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
24D 90277MS 3P_15KV.CU.2 6,1 65,2 32 95,17 3,2 34 2,1
12D 104358MS 3P_15KV.CU.2 6,1 66,4 9 95,34 0,8 9 0,6
12D 33924MS 3P_15KV.CU.2 6,1 67,4 37 97,3 3,6 38 2,4
24D 2536 3P_25KV.CU.500 6,1 70 488 95,37 48,6 511 10,9
32B 2582 3P_15KV.CU.2 6,1 70,4 40 97,72 3,8 41 2,5
24D 15630MS 3P_15KV.CU.2 6,1 80,5 112 97,1 11 116 7,2
12D 2612 3P_25KV.CU.2/0 6,1 82,7 92 95,29 9,1 97 4,1
32B 3935MS 3P_15KV.CU.2 6,1 85,1 41 95,33 4 43 2,7
32B 390427MA 0 6,1 96,5 0 0,04 0 0 0
12D 2594MS 3P_15KV.CU.2 6,1 97,3 13 95,32 1,3 13 0,8
32B 2729MS 3P_15KV.CU.2 6,1 101,3 33 97,71 3,2 34 2,1
12D 155205MS 3P_15KV.CU.2 6,1 103,4 57 95,26 5,6 60 3,7
32B 16744MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 108,1 20 95,28 2 21 0,9
24D 2639 3P_25KV.CU.2/0 6,1 110,7 109 97,23 10,7 113 4,8
32B 113301MS 3P_15KV.CU.2 6,1 112,1 74 95,15 7,4 78 4,9
53E 22899MA 0 6,2 113,6 16 95,85 1,6 17 0,3
12D 12984MS 3P_15KV.CU.2 6,1 118,7 71 95,06 7 75 4,6
32B 36703MA 0 6,1 122,5 7 97,78 0,6 7 0,5
12D 90255MS 3P_15KV.CU.2 6,1 122,7 135 95,06 13,3 142 8,8
24D 4059MS 3P_15KV.CU.2 6,1 129,3 47 97,11 4,6 49 3,1
24D 90281MS 3P_15KV.CU.2/0 6,1 130,3 488 95,37 48,6 511 21,7
24D 34565MS 3P_15KV.CU.2 6,1 131,9 94 97,08 9,2 97 6,1
12D 2613 3P_25KV.CU.2/0 6,1 136,3 57 95,36 5,6 60 2,5
24D 2670 3P_25KV.CU.2/0 6,1 136,7 32 95,25 3,2 34 1,4
24D 33923MS 3P_15KV.CU.2 6,1 137 44 97,23 4,3 45 2,8
32B 113310MS 3P_15KV.CU.2 6,1 140,3 8 97,96 0,8 8 0,5
12D 33929MS 3P_15KV.CU.1/0 6,1 148,2 77 97,27 7,5 79 3,8
32B 2633 3P_25KV.CU.2/0 6,1 148,5 14 95,52 1,3 14 0,6
32B 2554 3P_25KV.CU.500 6,1 148,9 1833 95,38 181,9 1922 40,6
12D 89605MS 3P_15KV.CU.2 6,1 149,1 290 95,08 28,7 305 18,9
24D 15623MS 3P_15KV.CU.2 6,1 151 30 97,2 2,9 30 1,9
12D 89615MS 3P_15KV.CU.2 6,1 151,3 36 95,21 3,5 37 2,3
12D 2614 3P_25KV.CU.2/0 6,1 152,9 57 95,31 5,6 60 2,5
12D 90249MS 3P_15KV.CU.2 6,1 153,6 45 95,16 4,5 48 3
12D 90253MS 3P_15KV.CU.2 6,1 159,5 177 95,09 17,6 187 11,6
12D 90248MS 3P_15KV.CU.2 6,1 164,2 191 95,18 18,9 201 12,5
12D 2619 3P_25KV.CU.2/0 6,1 178,3 290 95,09 28,7 305 12,8
12D 33926MS 3P_15KV.CU.2 6,1 179,3 37 97,38 3,6 38 2,4
24D 2637 3P_15KV.CU.2 6,1 180,4 109 97,26 10,7 113 7
157
Nombre red
Nro. equipo
Id equipo V
(kVLL) Longitud
(pi)
Potencia total de paso
(kW)
Fp promedio
(%)
IEquil (A)
Pérdidas totales (kW)
Carga (%)
12D 2624 3P_25KV.CU.2/0 6,1 180,9 99 95,17 9,9 104 4,4
32B 2581 3P_25KV.CU.2/0 6,1 183,9 66 97,76 6,4 68 2,8
12D 102404MS 3P_15KV.CU.2 6,1 188,7 73 95,31 7,2 77 4,8
32B 2631 3P_25KV.CU.2/0 6,1 195 155 95,28 15,4 163 6,9
53E 564500MA 0 6,2 196 0 0 0 0 0
24D 217944MS 3P_15KV.CU.2 6,1 196,6 83 97,23 8,1 85 5,3
32B 2632 3P_25KV.CU.2/0 6,1 204,1 41 95,43 4 42 1,8
12D 89609MS 3P_15KV.CU.1/0 6,1 209,9 219 95,08 21,6 230 11,1
12D 90275MS 3P_15KV.CU.2 6,1 224,2 124 95,17 12,3 130 8,1
12D 2592 3P_25KV.CU.500 6,1 230,6 206 95,14 20,4 216 4,5
32B 1567MS 3P_15KV.CU.4 6,1 236,1 46 97,75 4,4 47 3,9
12D 2630 3P_25KV.CU.2/0 6,1 243,1 156 95,18 15,4 163 6,9
24D 13373MS 3P_15KV.CU.2 6,1 248,2 71 95,71 7,1 74 4,7
12D 2597 3P_25KV.CU.500 6,1 297,3 73 95,44 7,2 77 1,6
24D 2671 3P_25KV.CU.2/0 6,1 298,7 12 97,56 1,2 12 0,5
12D 155206MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 303,3 36 95,26 3,5 37 1,6
24D 2635 3P_25KV.CU.2/0 6,1 304,4 250 97,19 24,4 257 10,9
12D 115848MS 3P_25KV.CU.500 6,1 307,5 1614 94,06 161 1715 36
12D 2636 3P_25KV.CU.2/0 6,1 321 25 97,34 2,4 26 1,1
32B 156802MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 322,4 0 0,04 0 0 0
12D 2598 3P_25KV.CU.2/0 6,1 342,9 41 95,39 4,1 43 1,8
32B 113303MS 3P_15KV.CU.2 6,1 343 61 95,38 6 64 4
12D 2526 3P_15KV.CU.500 6,1 359,7 1613 94,07 161 1715 36
12D 2626 3P_25KV.CU.2/0 6,1 365,5 28 95,4 2,8 30 1,3
12D 2627 3P_25KV.CU.2/0 6,1 398,5 237 95,24 23,4 248 10,4
24D 2643 3P_25KV.CU.2/0 6,1 398,6 62 97,31 6 63 2,7
32B 113306MS 3P_15KV.CU.2 6,1 399 40 95,32 4 42 2,7
12D 2628 3P_25KV.CU.2/0 6,1 427,7 191 95,23 18,9 201 8,4
12D 2620 3P_25KV.CU.2/0 6,1 441,1 41 95,39 4 42 1,8
24D 2593 3P_25KV.CU.2/0 6,1 443,4 47 97,25 4,6 49 2,1
24D 2642 3P_25KV.CU.2/0 6,1 445,7 525 97,55 51,1 539 22,8
12D 2622 3P_25KV.CU.2/0 6,1 454 177 97,18 17,1 182 7,6
32B 2566 3P_25KV.CU.500 6,1 462,8 198 79,27 23,6 250 5,3
24D 34575MS 3P_15KV.CU.2 6,1 481,1 0 0,04 0 0 0
32B 151695MS 3P_25KV.CU.2/0 6,1 511,9 81 97,8 7,8 82 3,5
32B 2645 3P_25KV.CU.500 6,1 512,2 23 98,26 2,2 23 0,5
12D 2506 3P_25KV.CU.2/0 6,1 641,6 650 94,72 64,6 687 28,8
12D 2529 3P_25KV.CU.2/0 6,1 715,2 410 93,94 41 437 18,3
12D 2485 3P_25KV.CU.500 6,1 776 955 94,28 95,2 1013 21,3
12D 2515 3P_25KV.CU.2/0 6,1 1396 388 94,54 38,7 411 17,2
24D 2537 3P_25KV.CU.500 6,1 1835,3 488 95,47 48,6 511 10,8
158
ANEXO D. PLANOS DE DISEÑO DE LA RED DE MEDIO,
BAJO VOLTAJE, ALUMBRADO PÚBLICO, DIAGRAMA
UNIFILAR Y OBRA CIVIL
159
160
161
162
163
164
165
ANEXO E. ACTAS FIRMADAS DE APROBACIÓN EL
DISEÑO PLANTEADO PARA LA NUEVA RED
SUBTERRÁNEA DEL PROYECTO LA MARISCAL
POLÍGONO – 3
166
167