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ESCUELA POLITÉCNICANACIONAL
fESCUELA DE INGENIERÍA
EFECTOS EN LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO DE LOSREQUERIMIENTOS DEL CONELEC CON REFERENCIA AL
FACTOR DE POTENCIA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROELÉCTRICO
DIEGO FERNANDO PEÑALOZA PEÑALOZAJORGE FABIÁN YUCCHA TORRES
DIRECTOR: ING. MENTOR POVEDA
Quito, Mano 2003
DECLARACIÓN
Nosotros, Diego Fernando Peñaloza Peñaloza y Jorge Fabián Yuccha Torres,
declaramos 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.
La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos correspondientes
a este trabajo, según lo establecido por la Ley, Reglamento de Propiedad Intelectual
y por la normatividad institucional vigente.
Diego Femando PeñalozaPeñaloza
abian Yuccha Torres
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Diego Femando Penaloza
Penaloza y Jorge Fabián Yuccha Torres, bajo mi supervisión.
7 Ing. Mentor Poveda
DIRECTOR DE PROYECTO
AGRADECIMIENTO
Al final de esta meta quiero agradecer primeramente a Dios y a la Virgen de El
Cisne, por ser la luz que me ha guiado durante toda mi existencia.
Deseo agradecer a mi familia, especialmente a mis padres y hermano por
haberme brindado su apoyo tanto en los momentos alegres como en los
difíciles.
De forma especial deseo agradecer al Ing. Mentor Poveda, por el apoyo y
orientación durante el desarrollo de este trabajo.
Además agradezco al personal de la Empresa Eléctrica Quito que ha
colaborado con la información necesaria para la realización de éste proyecto de
titulación.
Finalmente, deseo dar las gracias a todos mis amigos que de alguna u otra
forma han colaborado con sus ideas, sabios consejos o simplemente
brindándome su apoyo durante todo el transcurso de mi carrera.
Diego
AGRADECIMIENTO
Desde aquí quiero manifestar mis más sinceros agradecimientos a todas las
personas que han hecho posible el desarrollo de este proyecto.
Lo primero que se me viene a la cabeza es dar gracias a Dios por haber terminado
esta obra con salud y cierto ánimo. Acto seguido quiero expresar de mi corazón mi
agradecimiento a ellos a los que va dedicado este proyecto y que me han brindado
todo el apoyo y el cariño necesario para poder terminaría.
Cómo no, un agradecimiento, que también hago extensivo al resto de toda mi familia
más próxima: cuñado, sobrino, tío, tía, primos, abuelos. Todos ellos tienen el mérito
de haber estado conmigo todo este tiempo.
Es justo reconocer por escrito, la labor de nuestro director, Mentor Poveda que ha
realizado. Ha sido un verdadero privilegio contar con su experimentada guía
desinteresada e incondicional.
Además quiero hacer público, el agradecimiento a todos aquellos amigos, a mí
querido grupo, a quienes siempre tengo al lado para compartir problemas e ilusiones.
Marco (Marquiño), Luis (Chino), Geovanny (Jho), Patricio (Pato), Edwin (Tupi), Aníbal
(Anibalito), Jimmy (Jhi), Roberto (Muy Pilas), Diego (Q1 Verch), Paul, , Sin ellos
hubiera sido mucho más duro realizar este trabajo. Gracias por vuestra amistad.
Jorge
DEDICATORIA
Quiero dedicar este trabajo a mis padres, Máximo Emiliano y Elvia Olivia
quienes me brindaron su apoyo incondicional a lo largo de mi carrera
universitaria y en quienes encontré a los mejores amigos que e podido tener.
A mi enamorada Saida, quien ha sido mi mayor incentivo para culminar esta
meta.
Diego
DEDICATORIA
Este trabajo esta dedicado a las personas más importante de mi vida, a lo que más
quiero, Jorge Leónidas y Celia Mana, mis padres, que han brindado todo de ellos, su
amor y apoyo. Por sus consejos que me han influenciado, que la satisfacción de un
trabajo bien hecho, es haber trabajado con todo de uno, sin tener interés de ninguna
clase, realizando la obra con la mayor sinceridad y honestidad.
Sonia, Edison, Jessica (que esta en el cielo) y a mi amado sobrino (Godito William),
por su cariño, comprensión que han me dedicado en todo momento.
Jorge
Í N D I C E G E N E R A L
ResumenPresentación
1 Introducción1.1. Antecedentes1.2. Objetivos1.3. Alcance
2 Descripción del Sistema Eléctrico de la Empresa EléctricaQuito SA2.1. Introducción2.2. Descripción del Sistema Eléctrico Quito
3 Análisis Actual del Sistema Eléctrico Quito3.1. Diagnóstico Técnico del Sistema Eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito3.2. Estudios Eléctricos y Diagnóstico del Sistema de Subtransmisión3.3. Análisis de los Resultados y Diagnostico Técnico3.4. Comentarios de los Resultados
4 Análisis y Mejoramiento del factor de potencia en el SistemaPrimario de Distribución4.1. Situación actual del Sistema Prímarío de Distribución de la Subestaciones
Epiclachima y Pérez Guerrero4.1.1. Introducción4.1.2. Consideraciones y Metodología Aplicada4.1.3. Descripción del Sistema Primario de Distribución
4.2. Corrección del factor de potencia en el Sistema Eléctrico de Distribución4.2.1. Introducción4.2.2. Metodología Aplicada4.2.3. Mejora del factor de potencia en la red de Distribución
Epiclachima4.2.4. Mejora del factor de potencia en la red de Distribución Pérez
Guerrero4.2.5. Comentarios de los Resultados
5 Alternativas para la mejora de fp de la Empresa Eléctrica Quito5.1. Introducción5.2. Mejora del fp de los nodos de interconexión, con capacitores ubicados en
subestaciones5.3. Mejora de fp de los nodos de interconexión, con la corrección del fp en
Alimentadores Primarios de Distribución5.4. Análisis de resultados
6 Evaluación Económica de las propuestas6.1. Introducción6.2. Evaluación Económica6.3. Relación Beneficio-Costo (B/C)6.4. Comparación de las propuestas
7 Conclusiones y Recomendaciones7.1. Conclusiones y Recomendaciones
1234668
9102122233243
45
46464648767677
78
90102103104
105
114135
137138139139144
145146
Bibliografía 149Apéndice A. Formulación para el cálculo de Beneficios con la
mejora de factor de potencia 1511 Reducción de Pérdidas de Potencia 1522 Reducción de Pérdidas de Energía 152
Anexos 154Anexo 1 Diagrama Unifilar del Sistema Eléctrico Quito 155Anexo 2 Flujos de Potencia en situación actual para SEO 157
Anexo 2.1 Demanda Máxima 158Anexo 2.2 Demanda Media 166Anexo 2.3 Demanda Mínima 173
Anexo 3 Planos Geográficos de los primarios de la S/E No 21 y No 53 180Anexo 3.1 S/E Epiclachima 181Anexo 3.2 S/E Pérez Guerrero 186
Anexo 4 Flujo de carga en los primarios de distribución de las S/EEpiclachima y Pérez Guerrero 191
Anexo 4.1 Situación actual de los primarios para las S/EsEpiclachima y Pérez Guerrero 192Anexo 4.1.1 Demanda Máxima 193Anexo 4.1.2 Demanda Media 208Anexo 4.1.3 Demanda Mínima 223
Anexo 4.2 Mejoramiento del factor de potencia en los primariosde distribución para las S/Es Epiclachima y PérezGuerrero 238Anexo 4.2.1 Demanda Máxima 239Anexo 4.2.2 Demanda Media 254Anexo 4.2.3 Demanda Mínima 269
Anexo 5 Flujos de potencia para el SEQ con la ubicación de bancosde capacitores en subestaciones 283
Anexo 5.1 Demanda Máxima 284Anexo 5.2 Demanda Media 291Anexo 5.3 Demanda Mínima 298
Anexo 6 Datos Proporcionados por la EEQ 305Anexo 7 Flujos de potencia para el SEQ con la ubicación de 309
capacitores en alimentadores primarios de distribuciónAnexo 7.1 Demanda Máxima 310Anexo 7.2 Demanda Media 317Anexo 7.3 Demanda Mínima 324
RESUMEN
El objetivo de este Proyecto de Titulación es realizar la corrección del factor de
potencia en los nodos de interconexión de la Empresa Eléctrica Quito, el mismo
que fue cumplido a cabal i dad, demostrando que la corrección del factor de
potencia en sistemas de distribución presenta los mejores beneficios frente a la
corrección del fp en el sistema de subtransmisión en una relación de cuatro a uno.
El diagnóstico técnico del sistema de Subtransmisión y Distribución tiene como
base la información suministrada por la Empresa con su respectiva validez; los
efectos producidos por las propuestas sobre los sistemas tienen soporte en los
resultados conseguidos con las respectivas simulaciones de flujos de potencia
con las herramientas computacionales (PowerWorld y DPA/G)
Este estudio tiene la finalidad de motivar a las compañías de Distribución de
Electricidad a implementar la mayoría de los recursos y/o inversiones sobre los
Sistemas Eléctricos de Distribución, los mismos que presentan los mejores
beneficios tanto técnicos y/o económicos y además ofrecen ventajas para el resto
de sistemas aguas arriba.
PRESENTACIÓN
Según la Ley del Régimen del Sector Eléctrico, en especial la regulación de
Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM, establece los límites del factor
de potencia para las Empresas Distribuidoras; siendo una obligación de los
distribuidores ejecutar los estudios necesarios para la obtención de dichos
valores.
Con este antecedente, se ha creído conveniente realizar estos estudios para
obtener estos valores en los puntos de interconexión entre el Sistema Nacional
Interconectado y la Empresa Eléctrica Quito
El presente estudio aborda un análisis de situación operativa actual para el
Sistema de Subtransmisión así como el diagnóstico técnico de alimentadores
primarios de dos Subestaciones de Distribución. En base a esto se implemento
dos alternativas para el mejoramiento del factor de potencia utilizando bancos de
capacitores en subtransmisión y en distribución
Finalmente, se indica las consecuencias de aplicar las propuestas para la
corrección del factor de potencia y se evalúan los beneficios que presentan, y se
determina cual es la que ofrece mayores ventajas para la Empresa.
Capítulo 1Introducción
1.1. ANTECEDENTES
Actualmente la industria de la energía eléctrica es uno de los pilares
fundamentales sobre los cuales se basa la economía de todo país, por lo cual
el buen o mal funcionamiento de este sector afectará directamente su
crecimiento, por esta razón las empresas eléctricas de distribución, necesitan
brindar un servicio de electricidad eficiente a sus respectivos consumidores.
El factor de potencia es una de las medidas para juzgar la eficiencia con la que
se esta utilizando ta energía eléctrica de allí la necesidad para el mejoramiento
de dicha variable en sistemas eléctricos, pues mientras más cercano a la
unidad menor es la comente a transmitir.
El CONELEC mediante su Regulación 005/00 desea asegurar que las
Distribuidoras cumplan con valores establecidos en su factor de potencia en
cada uno de sus nodos (barras) de interconexión con el transportista u otros
agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), para asegurar buenas
condiciones de operación del Sistema Nacional Interconectado (SNI).
Para llegar al aprovechamiento óptimo de los recursos de la distribuidora se
trata de cumplir con los requerimientos mínimos exigidos por el CONELEC,
asociados a una estrategia que produzca los mejores beneficios en el sistema
de la empresa.
De aquí la necesidad técnica de minimizar la corriente reactiva para un uso
racional de la energía y los recursos disponibles, es la razón principal para
corregir el factor de potencia, ya que uno de los principales problemas es la
presencia de altos niveles de carga reactiva que impide que se transmita toda
la potencia activa para la cual están dimensionados, lo que debería ser motivo
de preocupación permanente de las empresas distribuidoras ya que la
necesidad de transmitir grandes bloques de potencia a través de sus líneas,
para satisfacer los requerimientos de demanda de áreas densamente pobladas,
ha venido a constituir uno de los grandes retos de la ingeniería eléctrica actual
El continuo crecimiento de la demanda y los altos costos que representan las
inversiones en nuevas plantas de generación y ampliación de los circuitos de
transporte de energía eléctrica mediante nuevas líneas, ha llevado ha operar
las líneas existentes a la mayor eficiencia posible, mediante la utilización de
condensadores o compensadores de potencia reactiva con la electrónica de
potencia.
La corrección det factor de potencia puede ser realizada a diferentes niveles del
sistema eléctrico. Mientras más cerca de la carga se lo realice, mayores son las
ventajas para la operación del sistema de la empresa de distribución.
El cumplimiento del requerimiento del CONELEC puede ser afrontado de
diversas maneras, con beneficios distintos para los dos actores, la EEQ y el
SNI. Con esa base, se trata de analizar los efectos que la referida regulación
tendrá en las condiciones de operación del sistema de la Empresa Eléctrica
Quito (EEQ) y cuáles pueden ser las mayores ventajas para la Empresa del
cumplimiento de dicho requisito.
1.2. OBJETIVOS
a) Objetivo General
Demostrar que la Empresa Eléctrica Quito adquiere mayores beneficios
tanto técnicos y económicos con el mejoramiento del factor de potencia en
las redes de distribución frente a la corrección del factor de potencia en las
subestaciones, para cumplir con la regulación correspondiente del
CONELEC.
b) Objetivos Específicos
Realizar un estudio comparativo de ta corrección del factor de potencia en el
sistema de distribución con respecto a la corrección a nivel de
subestaciones.
Realizar la comparación entre las dos alternativas y determinar las ventajas
de tos mismos.
Realizar un análisis técnico - económico de las dos alternativas propuestas
para mejorar el factor de potencia.
1.3. ALCANCE
Los alcances del presente trabajo se resumen a continuación:
Con la información proporcionada por los medidores existentes en los puntos
de estudio, se determinarán las condiciones existentes de factor de potencia en
la demanda base, media y pico.
Con los resultados del análisis, se realizará un diagnóstico de los puntos que
no cumplan la regulación propuesta por el CONELEC y se plantearán
alternativas para la mejora del factor de potencia.
El estudio de dos subestación de la EEQ, donde existan registros actualizados,
determinará las consecuencias de la mejora del factor de potencia en diversos
puntos de la red de distribución versus la corrección en barras de la S/E.
Se realizará el análisis técnico - económico de las diferentes alternativas de
ubicación para introducir reactivos para la corrección del factor de potencia.
Se pretende cuantificar los beneficios que resultan de mejorar el factor de
potencia en diversos puntos del sistema de distribución y determinar el valor
más conveniente para la Empresa.
Capítulo 2Descripción del Sistema Eléctrico de la
Empresa Eléctrica Quito SA
2.1. INTRODUCCIÓN
El abastecimiento eléctrico se realiza a través de tres etapas, generación,
transmisión y distribución, siendo esta última la encargada de llevar la energía
eléctrica a los consumidores en forma eficiente y bajo los estándares propuestos
por el ente regulador (CONELEC). Este proceso, realizado vía redes de
alimentación y subestaciones, debe ser continuamente modificado con el fin de
mantener el sistema permanentemente ajustado, a los continuos cambios de la
demanda.
La productividad y la eficiencia en las empresas son actualmente factores
fundamentales para participar dentro de una economía, cada día más competitiva
y globalizada. El ahorro de energía eléctrica es un elemento de gran importancia
aunado con un suministro continuo y dentro de los parámetros requeridos.
El principal producto de la distribuidora no es la Energía Distribuida sino la
Calidad de Servicio
El estudio de los sistemas de distribución eléctrica, es de especial interés para las
empresas distribuidoras, interesadas en aumentar su eficiencia y mejorar la
operación y administración de la red.
10
2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO QUITO
2.2.1. INTRODUCCIÓN
La Empresa Eléctrica Quito S.A., tiene como objetivo: generar, distribuir y
comercializar energía eléctrica en los sectores urbano, urbano marginal y rural de
la Ciudad de Quito, gran parte de la provincia de Pichincha y sectores de las
provincias de Ñapo, Imbabura y Cotopaxi, proporcionando un servicio de calidad,
confiabilidad y seguridad a toda su área de concesión.
Con la finalidad de introducir al lector dentro del esquema del sistema eléctrico, se
presenta el siguiente resumen, el mismo que fue tomado del documento de la
EEQ, el cual describe las características de la empresa tanto en generación,
líneas de subtransmisión, subestaciones de distribución, y otros aspectos
relevantes de la empresa.
2.2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA
a. ÁREA DE CONCESIÓN
La actividad principal de La Empresa es la venta de energía en un área de
servicio de 14.971 km2.
El área de servicio de EEQSA, comprende:
Provincia de Pichincha:
Quito: Quito, Alangasí, Amaguaña, Atahualpa, Calacalí, Calderón, Conocoto,
Cumbayá, Chavezpamba, Checa, El Quinche, Gualea, Guangopolo,
Guayllabamba, La Merced, Llano Chico, Lloa, Nanegal, Nanegalito,
Nayón, Nono, Pacto, Perucho, Pifo, Píntag, Pomasqui, Puéllaro, Puembo,
San Antonio, San José de Minas, Tababela, Tumbaco, Yaruquí, Zámbiza.
Mejía: Machachi, Alóag, Aloasí, Cutuglagua, Chaupi, Cornejo, Astorga,
Tambillo, Uyumbicho.
11
Rumiñahui: Sangolquí, Cotogchoa, Rumipamba.
Cayambe: Ascázubi, Otón, Santa Rosa de Cuzubamba.
San Miguel de los Bancos: San Miguel de los Bancos, Mindo.
Puerto Quito: Puerto Quito.
Pedro Vicente Maldonado: Pedro Vicente Maldonado.
Provincia del Ñapo:
Quijos: Baeza, Cuyuga, Cosanga, Papallacta.
Chaco: El Chaco, Bombón, Linares.
Provincia de Imbabura:
García Moreno.
En el cuadro No 2.1. se presenta el número de clientes atendidos por La
Distribuidora.
Cuadro No 2.1. Número de Abonados
SECTORRESIDENCIALCOMERCIALINDUSTRIALALUMBRADO
PUBLICOOTROSTOTAL
CLIENTES460979609269326
1
5333536635
12
ALUMBRADO PUBLICO0%
RESIDENCIA!86*
PRESIDENCIAL •COMERCIAL DINDUSTRIAL D ALUMBRADO PUBLICO •OTROS~¡
Figura No 2.1. Abonados por sectores
b. SUMINISTRO DE ENERGÍA
La demanda de potencia y energía registrada en el sistema para el año 2001 fue:
Balance de Energía, pérdidas, Demanda máxima yFactor de Carga de la EEQSA
Energía comprada al MEM(MWh)Comprada a Autoproductores(MWh)Energía Disponible(MWh)Energía facturada a clientes finales(MWh)Perdidas de energía(MWh)Perdidas de energía (%)Demanda Máxima(MW)Factor de carga (%)
2'390.01372.342
Z462.3542'065.353
397.00016,1
475,159,2
Para cubrir sus necesidades de potencia y energía, la EEQSA cuenta con
generación propia (hidráulica, térmica), aunque la mayoría de la energía
suministrada proviene del SNI.
13
En la siguiente tabla se resumen las unidades de generación que se encuentran
en el área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito
Nombre
Cumbaya
Nayon
Pasochoa
Los Chillos
La Calera
La Calera
Guangopolo
Guangopolo
Guangopolo
Guangopolo
Quito
Luí un coto
Tipo de Central
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Hidráulica
Térmica
Térmica
Térmica
# Unidades
4
2
2
2
1
2
1
2
3
6
6
3
Capacidad <MW)
10
15
2.25
0.9
1
0.5
11.5
1.7
2
5.7
5,2
3
Total
Total (MW)
40
30
4.5
1.8
1
1
11.5
3.4
6
34.2
31.2
9
173.6
La contribución del SNI se realiza en los siguientes puntos de entrega:
• Al nivel de 138 kV, en la subestación Santa Rosa, la misma que alimenta a la
S/E Selva Alegre y Chillogallo (Subestaciones que pertenecen a Empresa).
• Al nivel de 46kV, en las subestaciones de Santa Rosa, Vicentina.
• En 13,8 kV, en la barra de generación de la Central Térmica Guangopolo de la
Empresa Eléctrica Quito.
Además, la Empresa Eléctrica Quito compra potencia y energía a otros generadores
privados tales como la Empresa Municipal de Agua Potable Quito (EMAPQ),
Sigmaplast, Copza, Equinoccial, BOPP y HCJB, de acuerdo a las necesidades
presentes en el sistema. Esta energía es proporcionada al Sistema Eléctrico Quito
en varios puntos de conexión a 23 kV, con excepción de la generación de EMAAPQ
que entrega en la barra de 138 kV de la Subestación Santa Rosa.
14
C. SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN
El sistema eléctrico de EEQSA esta interconectado al Sistema Nacional a 138kV
en la Subestación Santa Rosa que cuenta con dos transformador de 138/46 kV
con una capacidad de 45/60/75 MVA; en la subestación Vicentina con dos
transformadores con las siguientes características: 138/46 kV, la capacidad es de
33/43 MVA (OA/FA) y de 37/48 MVA (OA/FA) respectivamente y en la
Subestación Selva Alegre que esta equipada con un transformador de 60/80/100
MVA de 138/46 kV. Estas subestaciones alimentan al resto de subestaciones
tanto de distribución como de seccionamiento, como se indica en el ANEXO 1.
Además, la generación existente en el área de concesión realiza la entrega al
Sistema Eléctrico Quito en varias subestaciones de seccionamiento a 46 kV, de
donde se distribuye a todas las subestaciones de distribución mediante un
sistema de líneas de subtransmisión que están enlazadas en varios anillos.
d. SUBESTACIONES
El sistema tiene 29 subestaciones de distribución y 8 subestaciones de
seccionamiento a 46 kV, las cuales no cuentan con transformadores de potencia
y se sitúan en patios de seccionamiento en las siguientes subestaciones: Norte,
Sur, Vicentina, Selva Alegre, Santa Rosa, Epiclachima, San Rafael y S/E No. 15
En el cuadro No 2.2. se indica las subestaciones de distribución de la EEQSA.
15
Cuadro No 2.2. Subestaciones del Sistema Eléctrico de la EEQSA
Ubicación (Barrio)
GUANGUILTAGUALULUNCOTOLULUNCOTOATAHUALPAPOBRE DIABLOSUCRESAN ROQUELA MARÍNM1RAFLORESEL DORADOLA ISLALA FLORESTALA MAÑOSCACOCHAPAMBARIO COCAANDALUCÍACOM. DELPUEBLOEL CONDADOEL CONDADOEPICLACHIMALA CAROLINASAN RAFAELIÑAQUITOVICENTINAMACHACHITUMBACOSANTA ROSAPÉREZGUERREROSANGOLQUIPOMASQUIEL QUINCHECHILLOGALLO
NUMERO TOTAL
NOMBRE
OlímpicoSur Dtst. 6.3Sur Dist 22.8
346789
10 Vieja111213151617
1819-2319-13
EpiclachimaCarolina
SanRafael 23Iñaquito
10 NuevaMachachiTumbaco
Santa RosaPérez
GuerreroSANGOLQUÍPOMASQUI
EL QUINCHEE.ESPEJO
VOLTAJEINGRESO
(KV)
46
46
46
46464646
46
4646464646464646
4646464646464646464646
4646464646
Capacidad(MVA)
15
1015151251586108815153015
2020153015201515152015
1515201520
489
22.8 KV
11
55
7
7
453
4554
56
13.2 KV
2
2
6.3KV
52
5555755436596
6
44
5
96
Factor deUso TRAPO
S/E
81,0%32,3%21,6%101,1%128,1%83,7%95,1%96,2%79,7%56.4%110,2%83,2%59,3%84,1%88,4%58.3%
155,3%176,5%21,3%102,4%99.2%121,6%69,2%63,0%67.0%136,4%87,8%
86,6%82,0%140,2%120,0%58,2%
89,9%
e. LÍNEAS DE SUBTRANSMISIÓN
El Sistema de Subtransmisión de la Empresa Eléctrica Quito SA, está constituido
por 449,07 km de líneas de transmisión, subtransmisión a un nivel de 138 y 46 kV;
que interconectan los diversos centros de transmisión y las Subestaciones de
16
distribución en las que reduce el nivel de voltaje al que operan las líneas primarias
a 23, 13.8, 6.3 kV.
En el cuadro No 2.3. se indican las características técnicas-de las líneas de
subtransmisión.
Cuadro No 2.3. Datos de las líneas de Subtransmisión del Sistema Eléctrico de la EEQSA
DesdeGUANGOPOPASOCHOAC.H.GUAN
G.T.46CUMBAYA
NORTENORTE
TUMBACONAYONG.T.46DERIV6EPICL
4S.RAFA
68
DERIV1212
VICENTiNDERIVCA
CAROLINAIÑAQUITNORTE
3S.ROSAS.ROSAPEREZG
7S.ALGR
91115
S.ALGRDERIV17DERIV17
18NORTE
16VICENTINDERIV16DERIV10V
10V46
HastaVICEN
CUMBAYASUR
C.H.GUANNAYON
CUMBAYACUMBAYACUMBAYAQUINCHE
SURSURSURSUR
G.T.46DERIV6DER1V6
DERIVCADERIV12DERIV12NORTE
DERIVCA13
IÑAQUITEPICLEPICLEPICL
937
S.ALGRS.ALGRDERIV17
131719
POMASQUI16
DERIV16NORTES.ALGR
VICENTINDERIV10V
Circuito111111211111111111111111121111111111111111
R(pu)0,0060,2720,0510,0080,0190,0210,0220,0150,0920,0590,0170,0410,0110,0240,0060,0050,0190,0010,0060,0110,0150,0110,0130,0280,0680,0680,0050,0400,0400,0290,0210,0260,0150,0060,0220,0050,0190,0200,0400,0180,0090,002
X(pu)0,0170,2890,1560,0260,0580,0600,0610,0450,2770,1810,0520,1220,0300,0750,0150,0130,0590,0040,0170,0330,0400,0300,0340,0760,1900,1900,0120.1200,1180,0820,0620,0490,0430,0180,0670,0140,0560,0490,1180,0700,0250,006
C(pu)0,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0010,0010,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0000,0040,0000,0000,0000,0000,0000,000
Lim A(MVA)
16024535353535353535353535353535353535353535353535353535353535353
5353531605353
53
53
53
24
LimB(MVA)
160245353535353
535353535353535353535353535353535353
53535353535353535353160535353535324
Lim C(MVA)
1602453535353
53535353
53535353535353535353535353535353535353535353535353160535353535324
17
DesdeS.ROSAS.RAFAS.ROSAS. ALGRS. ALGRS.ROSAS. ALGRVICEN
S.ROSA
HastaS.RAFA
CUMBAYAMACHACHPOMASQUI
19S. ALGRCHILLOGS.ROSA
CHILLOG
Circuito111111111
R(pu)0,1010,0560,0830,0110,0050,0120,0090,0140,006
X(pu)0,3020,1680,2510,0460,0220,0530,0400,0490,024
C(pu)0.0000,0000,0000,0110,0050,0160.0110,0120,006
Lim A(MVA)
535353186186186186160186
Lim B(MVA)
535353186186186186160186
LimC(MVA)
535353186186186186160186
f. SISTEMA PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN
Los alimentadores primarios de distribución, en un número de 150, parten de las
barras de las subestaciones a los niveles de 22.8, 13.8 y 6.3 kV,
predominantemente trifásicos y de tipo radial.
Las longitudes de media tensión en la EEQ para los alimentadores primarios, se
expone en la siguiente tabla:
MonofásicaDos fasesTrifásica
km2.364
3982.493
TOTAL 5.255
Al nivel de tensión de 22,8 y 13,8 kV suministran el servicio de electricidad a la
zona periférica y parroquias rurales del Distrito Metropolitano de Quito, y además
a los cantones: Rumiñahui, Mejía, Pedro Vicente Maldonado, Los Bancos, Puerto
Quito, El Chaco, Quijos y parte de Cayambe; y al nivel de 6,3 kV, operan los
circuitos primarios que atienden a la zona urbana de la ciudad Quito.
La Potencia instalada en transformadores de distribución de la EEQSA se
muestra en la siguiente tabla:
18
Empresa
Particular
MonofásicaTrifásicaTOTALMonofásicaTrifásicaTOTALTotal MonofásicoTotal TrifásicoTOTAL
MVA173487660160621782333
1.1081.441
A nivel de baja tensión se tiene construida una longitud de redes de:
Aérea
Subterránea
Totales
MonofásicaDos FasesTrifásicaTOTALMonofásicaDos FasesTrifásicaTOTALMonofásicasDos FasesTrifásicas
km4.1053.6111.2638.979
0330351682
4.1043.9411.615
TOTAL 9.662
La tensión de las redes secundarias es de: 208/120 voltios en redes trifásicas y
240/120 en redes monofásicas.
19
g. PÉRDIDAS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO QUITO
Los valores de las pérdidas de energía en el Sistema Eléctrico Quito para 2001,
según la información obtenida en la División de Pérdidas y Planificación, se
presentan en la siguiente tabla:
Pérdidas de Energía de la EEQSA
Energía Disponible(MWh)
ALTA TENSIÓN
MEDIA TENSIÓN
BAJA TENSIÓN
TOTAL DE TÉCNICAS
TOTAL DE NOTÉCNICAS
TOTAL
S/E (MWh)L/S (MWh)S/E (MWh)Primarios (MWh)No técnicas(MWh)Transformadores (MWh)Redes secundarias (MWh)Acometidas y medidores (MWh)No técnicas (MWh)Técnicas (MWh)Técnicas (%)
No técnicas (MWh)No técnicas (%)MWh%
2'462.354
5.31220.52321.73153.84414.39174.12721.97229.457
155.642226.966
9,2
170.0346,9
39700016,1
h. COMERCIALIZACIÓN
La comercialización tiene como responsabilidad las siguientes funciones: Atención
a solicitudes de servicio, instalación de acometidas y medidores, medición de
consumos de energía y demanda de potencias de sus clientes, facturación y
recaudación, analizar y resolver técnica y/o administrativamente problemas
relacionados con la atención al cliente y con las pérdidas de energía
La Empresa tiene 536.635 clientes, el 86% corresponde al tipo residencial; 11 % al
tipo comercial; 2% al tipo industria; y 1 % a otros.
20
La energía facturada en 2001 fue de 2'065.353 MWh, del cual, 38% se facturo a
clientes de tipo residencial; 19% a tarifa comercial; 30% a tarifa industrial y 13% a
otras tarifas.
El total de ingresos facturados en 2001 fue de USD 1 16.743.891 del cual, 34% se
facturó a clientes de tipo residencial; 20% a los de tipo comercial; 32% a los de
tipo industrial; 8% al alumbrado público y 6% a otros;
USD total recaudados llega al monto de 113747.212, siendo el 97,43% de la
energía facturada
El precio medio de facturación en 2001 fue de 5.65 USD# / kWh. El precio medio
al sector residencial fue de 5.05 USD# / kWh; sector comercial 6.1 1 USD# / kWh;
sector industrial de 6.01 USD0 / kWh; A. público de 5.74 USD¿ / kWh y de otros
de 6.11 USD0/kWh
21
Capítulo 3Análisis Actual del Sistema Eléctrico
Quito
22
3.1. DIAGNOSTICO TÉCNICO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA
EMPRESA ELÉCTRICA QUITO SA
3.1.1. INTRODUCCIÓN
La Empresa Eléctrica Quito tiene como objetivo, suministrar un servicio eléctrico de
calidad a los clientes en su área de concesión, para de esta forma ayudar a su
desarrollo socio-económico. Para cumplir esta misión, la Empresa requiere realizar
diagnósticos técnicos en forma periódica, a fin de determinar la calidad de servicio
que está brindando.
En este capítulo se presentan una serie de tablas con los datos correspondientes a
cada uno de los elementos existentes en sistema de potencia de la Empresa
Eléctrica Quito. Estos valores permitirán conocer el estado operativo del Sistema
Eléctrico para las respectivas solicitaciones de la carga.
23
3.2 ESTUDIOS ELÉCTRICOS Y DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE
SUBTRANSMISIÓN
3.2.1. CONSIDERACIONES Y METODOLOGÍA PARA EL ANÁLISIS
La modelación del Sistema Eléctrico Quito, tanto para obtener las condiciones
operativas actuales det Sistema de Subtransmisión como para las características que
se presentarán luego de aplicar la mejora a nivel de distribución, se realizará
utilizando el programa PowerWorld 8.0.
El programa PowerWorld es un paquete de simulación de sistemas eléctricos de
potencia, presenta características especiales que permiten una modelación y
simulación de un sistema de manera fácil y de rápida comprensión. El programa
PowerWorld en esencia es una potente y fácil herramienta de solución de flujos de
potencia que mediante una interfaz gráfica hace que el usuario tenga un
entendimiento del sistema sin ninguna complicación.
Este programa computacional tiene ia capacidad de trabajar en un sistema eléctrico
de hasta 60.000 barras. La misma cuenta con varias opciones para resolver los
flujos de potencia, es capaz de modelar en detalle el comportamiento de los LTC y
de los cambiadores de fase de los transformadores, de compensación reactiva,
generadores con su respectiva curva de capabilidad, esquemas de comportamiento
de la carga, líneas en corriente continua, etc.
El ambiente gráfico permite que el sistema eléctrico que esta siendo simulado pueda
ser modificado muy fácilmente es así que líneas de transmisión pueden entrar o salir
de servicio, se pueden colocar nuevos generadores, se puede apreciar sobrecargas
en líneas y transformadores, la dirección de los flujos de potencia a través de los
elementos, voltajes fuera de los límites, etc.
24
Para el Sistema Eléctrico Quito en el Estudio realizado, se considera al nodo de
Santa Rosa como la barra "oscilante" y en las barras restantes se han presentado
con sus respectivas demandas, las mismas que son registradas en el Cuadro No.
3.1. para los casos de demandas máxima, media y para la mínima.
En referencia al Factor de Potencia, se considera lo señalado en el Marco Regulativo,
presentada por el Ente Regulador, en la REGULACIÓN No. CONELEC - 009/99,
TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA EN EL MEM; que indica:
RESPONSABILIDADES DE LOS AGENTES DEL MEM.
Distribuidores y Grandes Consumidores
• Los Distribuidores y Grandes Consumidores deben comprometer en cada uno
de sus puntos de interconexión con el transportista u otros agentes del MEM,
un factor de potencia dentro de los siguientes límites:
0.98 o superior inductivo para demanda media y máxima.1.0 o menor inductivo para demanda mínima.
En la cual se indica ios valores límites, que se emplearán como base, para la
corrección del Factor de Potencia en la Empresa Eléctrica Quito SA
25
Cuadro No.3.1. Demandas en la barra para cada Subestación
Nodo2052062082092182192212222232242252262292302312322332352362392402412432442452482492953003013224215896141004
Nombre10V-1
49112-22-2
S.RAFA1916183-2
PEREZGCAROLINA
13-112
OUMPICOSANGOLQ
667
EPICLACH10N
IÑAQUITO15
17-119
QUINCHEMACHACHTUMBACOMACHACHPOMASQUI
S.ROSAVICEN
3-1CHILLOG
DEMANDA MÁXIMAMW
4,314,45,8
_8,95,83,2
25,136,123,632,415,1
1114
9,16,4
12,212,16,8
414,330,98,99,6
13,39,5
3,118,21,2
29,210,6
3112,8
03,3
23,5
Mvar1,784,581,292,6
1,690,937,51
10,538,57
11,655,072.294,893,742,264,013,53
1,91,174,17
11,522,893,624,562,810,9
4,640,358,853,7
9.14,8
00,836,94
MVA4,65
15,115,949,276,043,3326,237.6
25,1134,4315,9311,2414,839,846,79
12,8412,67,064,1714,9
32,989,36
10,4514,06
9,913,23
18,781,25
30,5111,2332,3113,67
03,4
24,5
Fp0,9250,9530,9760,9600,9600,9610,9580,9600,9400,9410,9480,9790,9440,9250,9430,9500,9600,9630,9590,9600,9370,9510,9380,9460,9590,9600,9690,9600,9570,9440,9590,936
0,9710,959
DEMANDA MEDIAMW
5,49,8
56,84,21,4
17,125,522,1
288,8
12,314,17,76,4
11,510,9
63,311
23,38,69,6
10,5
5,4
1,19,2
1,617,3
7,924,6
870
2,813,1
Mvar
1,52,7
1,122,14
1,40,515,257,928,3111,32,833,084,483,122,393,983,18
i_1,81
3,928,3
2,832,8
3,631,720,342,420,5
5,562,6
9,173,2
00,7
3,72
MVA5,6
10,175,127,134,431,49
17,8926,7
23,6130,219,24
12,6814,798,316,83
12,1711,356,263,45
11,6824,73
9,0510
11,115,671,159,511,68
18,178,32
26,259,27
02,89
13,62
Fp0,9640,9640,9770,9540,9480,9400,9560,9550,9360,9270,9520,9700,9530,9270,9370,9450,9600,9580,9570,9420,9420,9500,9600,9450,9520,9570,9670,9520,9520,9500,9370,939
0,9690,962
DEMANDA MÍNIMAMW
1,65,22,13,2
2,11,29,113
8,511,75,4
45,13,32,34,44,42,51,4
5,211,13,23,54,8
3,41,16,60,4
10,53,8
11,24,6
0
1,28,5
Mvar1,072,460,821,991,190,473,546,194,215,192,6
2,212,662,381,382,591,711,2
0,642,224,661,852,033,45
1,80,523,010,145,03
1,33,041,74
00,356,94
MVA1,925,752,253,772,411,299,7614.49,4912,85,994,575,754,072,685,114,722,771,545,65
12,043,7
4,055,913,851,227,250,42
11,644,02
11,614,92
01,25
10,97
Fp0,8330,9040,9330,8490,8710,9300,9320,9030,8960,9140,9020,8750,8870,8110,8580,8610,9320,9030,9090,9200,9220,8650,8640,8120,8830,9020,9100,9520,9020,9450,9650,935
0,9600,775
26
3.2.2. DATOS GLOBALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO QUITO
En la siguiente tabla se muestran los datos para las diferentes condiciones de
demanda:
a) Demanda Máxima (Día de Lectura)
b) Demanda Pico del SEQ (Datos ajustados)
c) Demanda Media del SEQ (Datos ajustados)
d) Demanda Mínima del SEQ (Datos ajustados)
MVA
468.7
491.9
379.1
151.8
WW
454.2
475.1
363.3
148
Mvar
115.8
127.3
108.4
33.9
Fp
0.969
0966
0.958
0,975
Estos valores corresponden al valor total correspondiente a la sumatoria de
demandas individuales por subestaciones más las pérdidas del sistema.
3.2.3. DATOS DE POTENCIA ENTREGADA AL SISTEMA
ELÉCTRICO QUITO
Estos valores corresponden a la potencia tanto activa como reactiva entregada por
los grupos generadores (generadores que se encuentran dentro del área de
concesión) al Sistema Eléctrico Quito; además se consideran la potencia activa y
reactiva entregada al Sistema a través de las Subestaciones que presentan una
barra alimentada por el Sistema Nacional Interconectado y de la generación
entregada a las subestaciones del sistema de subtransmisión por los
Autogeneradores, adicionalmente se indican lecturas de los medidores sobre los
cuales la empresa determina los valores de factor de potencia.
En las siguientes tablas se muestra la potencia entregada al Sistema Eléctrico Quito
para las demandas Máxima, Media y Mínima
27
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Mva
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1,3
1,3
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MV
A
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31
3.2.5. DATOS DE COMPENSACIÓN REACTIVA CAPACITIVA
El Sistema Eléctrico Quito, presenta compensación reactiva capacitiva, que es
empleada para la corrección del factor de potencia y para mantener los niveles de
tensión dentro de los rangos permitidos, en el siguiente cuadro se expresa las
características técnicas de los capacitores.
UbicaciónS/ENo. 3
No. 4
No. 7
No. 9
No. 11
No. 13
No. 15
No. 16
No. 17
No. 18
No. 19
EPICLACHIMA
STA. ROSA
SAN RAFAEL
Guang Térmica
PÉREZ GUERRERO
IÑAQUITO
CAROLINA
OLÍMPICO
TUMBACO
EL QUINCHE
POMASQUI
SANGOLQUI
EUGENIO ESPEJO
Voltaje(kV)6.3
6,3
6.3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
23
23
23
23
23
23
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23
23
13,8
6,3
6,3
6,3
6,3
23
23
23
23
23
23
23
Capacidad(Mvar)
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3,0
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3
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3
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4,5
3,5
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3
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CM
CM
CM
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CA-M
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RELOJ
RELOJ
CM
CM
CA
CM
CA
RELOJ
RELOJ
RELOJ
CM
CA
CM
CA
CA
CA
CA
TOTAL INSTALADO 123,5NOTACA = Control AutomáticoCA-M = Control Automático pero ubicado en la conexión y desconexión manualCM = Control ManualRELOJ = Conexión desde 6H30 hasta 10H30 (en la S/E Epiclachima se desconecta el fin de
semana
32
3.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS Y DIAGNOSTICO TÉCNICO
Los parámetros necesitados por el programa, son:
Voltajes: desde +5% hasta -5% del voltaje nominal.
Sobrecargas de líneas: Mayor a la capacidad de conducción térmica.
Sobrecarga de transformadores: Mayor a su capacidad nominal.
Las salidas de las corridas de flujos se indican en el ANEXO No 2. y como un
resumen de los resultados, se tiene:
3.3.1. DEMANDA MÁXIMA
tPara este caso se presentan los siguientes resultados
Case Sunvnary fbr Curre ntMjnber of Devices in Case
Buses | 87
Generators j 16
Loads | 35
Switched Shunts ! 24
Lines/Transformers , 102
DC Lines 0
Control Áreas j 2
Zones i 1
Islands 1
Interf aces j 0
*f OK \t
CaseCaseTotals
, Load j
™" Generatton j
Shunts j"
1 Losses j
SlackBusNumtH
ÍD-VTE5IS JOR<3
1
MW
469,9
481,4
0,0
11,54
sr(s) J552
Mvar
149,7
142,9
-114,3
107,65
AFLUJOS REAL\DEM MAX ACTUÍ
33
a) Voltajes
Barras con voltajes superiores al 5%: Ninguna
Barras con voltajes inferiores al 5%: 4
Los Nodos con niveles de voltaje inferiores al límite permitido, se las indica en el
siguiente cuadro:
BUS
274323324325
NOMBRE
18POMASQUI
19S. ALEGRE
VOLTAJENOMINAL ( kV)
138138138138
VOLTAJE ( pu)
0,9230,9260,9330,940
VOLTAJE ( kV)
127,333127,720128,703129,714
ÁNGULO
-5,26-4,98-4,04-3,21
Las caídas de tensión en los nodos frontera entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI,
se la recopila en el cuadro No 3.2.
No.3.2. Caídas de tensión en los nodos de intersección de la EEQ y SNI
BARRA
294286552
NOMBRE
S. ROSAVICENTS. ROSA
VOLTAJENOMINAL ( kV)
4646138
VOLTAJE ( pu)
0,9951,0010,970
VOLTAJE ( kV)
45,7946,06133,86
ÁNGULO
-6,02-5,73
0
b) Cargabilidad
Líneas sobrecargadas: Ninguna
Cargabilidad de los transformadores:
A continuación se indica los transformadores con la Cargabilidad más alta.
34
TRANSFORMADOR
BarraInicial
261247250250252323299274269213589589
Nombre
11QUINCHEEPICLEPICL3POMASQUITUMBACO1819NAYONVICENVICEN
BarraFinal
209249240240225322300224222111286286
Nombre
11QUINCHE
EPICLACHEPICLACH
3-2POMASQUITUMBACO
1819-23
C.H.NAY1VICENTINVICENTIN
CAPACIDADNOMINAL
(MVA)
102020202033333333334348
CARGABILIDAD(%)
89,592,478,678,677,988,983,8101,4112,692,383,180,3
La sobrecarga más crítica se tiene en el transformador: de la subestación No 19 - 23
kV (112,6%) y en la subestación No 18 (101,4%). Los transformadores de las
subestaciones: Quinche y Nayon, están llegando al límite de su capacidad nominal.
La Cargabilidad en las subestaciones de intersección entre 9l SNI y el Sistema
Eléctrico Quito, se tiene:
TRANSFORMADOR
BarraInicial
552552589589
Nombre
SRosaSRosaVicentinVicentin
BarraFinal
294294286286
Nombre
SRosaSRosaVicentinVicentin
CAPACIDADNOMINAL
(MVA)
75754348
CARGABILIDAD(%)
72,172,183,180,3
35
c) Factor de Potencia
En el cuadro No.3.5. se registran los factores de potencia en los nodos de enlace
entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI, de acuerdo a los resultados de tos flujos de
potencia del Sistema.
Cuadro No.3.5, Factores de Potencia
BARRAINICIAL
552552
NOMBRE
S.ROSAS.ROSA
BARRAINICIAL
1003325
NOMBRE
CHILLOGS. ALGR
552552
S.ROSAS.ROSA
294294
S.ROSAS.ROSA
589589
VICENVICEN
286286
VICENTINVICENTIN
MW
100,4104,8205,2
52,152,1
104,235,538,273,7
Mvar
31.133,564,614,414,428,84,2
59,2
MVA
105,1110
215,15454
10835,738,674,3
fp<%)
95,397
96,481
99,192
En la siguiente tabla, se indica los factores de potencia de los nodos de
interconexión, en base a las mediciones obtenidas del equipo electrónico instalado
en dichas barras.
BARRA
294286552
NOMBRE
S. ROSAVICENTS. ROSA
MW
100,7077,80196,40
Mvar
22,7012,8057,20
MVA
103,2378,85
204,56
fp(%)
97,55298,67396,011
36
d) Pérdidas
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
máxima, como resultados de los flujos de potencia es 11,54 MW, que equivale al
2,40% de la Demanda máxima.
Además de las pérdidas resistivas, se tiene reactivos inductivos de la red de 107,65
Mvar como resultado de los flujos de potencia.
3.3.2. DEMANDA MEDIA
Para este caso se presentan los siguientes resultados
37
Case Summary for Current Case p?Number of Devices ii
Buses
Generators
Loads
Switched Shunts
Uws/Transformers
DC Lines
Control Áreas
Zones
Islands
Interfaces
| </OK
n Case
87
16
35
24
'l02
0
2
1
1
0
CaseTotote
MW Mvar
Load j 361,0 j 119,5
Generation j 367,2 j 112,1
Shunts j 0,0 | -64,4
: Losses j 6,22 | 57,09
SackBusNumber(s) ¡552
Casepathname
, (D:\TESIS JORGE\FLUJOS REAL\DEM MEDIA ACT
a) Voltajes
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
Ninguna
Las caídas de tensión en los nodos frontera entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI,
se la recopila en el cuadro No 3.3.
No.3.3. Caídas de tensión en los nodos de intersección de la EEQ y SNI
BARRA
286294552
NOMBRE
VICENTINS.ROSAS.ROSA
VOLTAJENOMINAL ( kV)
4646138
VOLTAJE ( pu)
1,0101,0130,989
VOLTAJE ( kV)
46,45546,598136,482
ÁNGULO
-4,32-3,51
0
38
b) Cargabilidad
Líneas sobrecargadas: Ninguna
Transformadores sobrecargados: Ninguno
La cargabilidad más alta, se tiene en los transformadores:
TRANSFORMADOR
BarraInicial
274
269
Nombre
18
19
BarraFinal
224
222
Nombre
18
19
CAPACIDADNOMINAL (MVA)
33
33
CARGABILIDAD(%)
87,3
84,9
La Cargabilidad en las subestaciones de intersección entre el SNI y el Sistema
Eléctrico Quito, se tiene:
TRANSFORMADOR
BarraInicial
589589552552
Nombre
VICENVICENS.ROSAS.ROSA
BarraFinal
286286294294
Nombre
VICENTINVICENTIN
S.ROSAS.ROSA
CAPACIDADNOMINAL (MVA)
43487575
CARGABILIDAD(%)
66,664,346,546,5
c) Factor de Potencia
En el cuadro No.3.6. se registran los factores de potencia en los nodos de enlace
entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI, de acuerdo a los resultados de los flujos de
potencia del Sistema.
39
Cuadro No.3.6. Factores de Potencia
BARRAINICIAL
552552
NOMBRE
S.ROSAS.ROSA
BARRAINICIAL
1003325
NOMBRE
CHILLOGS. ALGR
552552
S.ROSAS.ROSA
294294
S.ROSAS.ROSA
589589
VICENVICEN
286286
VICENTINVICENTIN
MW
71,877,7
149,531,731,763,427,529,557,0
Mvar
23,728,852,514,514,529,08,09,017
MVA
75,682,9
158,534,834,869,628,630,959,5
fp(%)
94,322
91,092
95,798
A continuación en la siguiente tabla, se indica los factores de potencia de los nodos
de interconexión, en base a las mediciones obtenidas del equipo electrónico
instalado en dichas barras.
BARRA
294286552
NOMBRE
S. ROSAVICENTS. ROSA
MW
60,6066,60145,20
Mvar
29,8021,5042,80
MVA
67,5369,98151,38
fp(%)
89,73795,16495,920
d) Pérdidas
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda media,
como resultados de los flujos de potencia es 6,22 MW, que equivale al 1,69% de la
Demanda media.
Además de las pérdidas resistivas los reactivos son 57,09 Mvar como resultado de
los flujos de potencia.
40
3.3.3. DEMANDA MÍNIMA
Para este caso se presentan los siguientes resultados
Case Swnmary i
Number of Devices
Buses
Generators
Loads
Switched Shunts
Unes/Transformers
DC Lines
Control Áreas
Zones
Islands
Interfaces
^OK
Eor Current C
inCase
! 88
j 16
24
102
0
2
| 1
n¡ °
ose t£fCase Totals
MW Mvar
Load | 169,6 82,6
Generation | 171,2 37,8
Shunts ] 0,0 -53j7
: Losses | 1,59 | 8,95
SlackBusNumber(s) ¡55Z
Case pathname
|D:\TESIS JORGE\FLUJOS REAL\DEM MÍNIMA AC
?Help
a) Voltajes
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
Ninguna
Las caídas de tensión en los nodos frontera entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI,
se la recopila en el cuadro No 3.4.
No.3.4. Caídas de tensión en los nodos de intersección de la EEQ y SNI
BARRA
294286552
NOMBRE
S. ROSAVICENTS. ROSA
VOLTAJENOMINAL ( kV)
4646138
VOLTAJE ( pu)
0,987720,99719
0,97
VOLTAJE ( kV)
45,43545,871133,86
ÁNGULO
-1,36-2,1
0
41
b) Cargabilidad
Líneas sobrecargadas: Ninguna
Transformadores sobrecargados: Ninguno
La cargabilidad más alta, se tiene en los transformadores:
TRANSFORMADOR
BarraInicial
202204
Nombre
PASOCHOAC.H.GUAN
BarraFinal
101105
Nombre
C.H.PASOC.H.GUAN
CAPACIDADNOMINAL (MVA)
615
CARGABILIDAD(%)
60,164,5
La Cargabilidad en las subestaciones de intersección entre el SNI y el Sistema
Eléctrico Quito, se tiene:
TRANSFORMADOR
Barra Inicial
552589589
Nombre
SRosaVicentinVicentin
BarraFinal
294286286
Nombre
S RosaVicentinVicentin
CAPACIDADNOMINAL (MVA)
754348
CARGABILIDAD(%)
29,117,416,8
c) Factor de Potencia
En el cuadro No.3.7. se registran los factores de potencia en los nodos de enlace
entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI, de acuerdo a los resultados de los flujos de
potencia del Sistema.
42
Cuadro No.3.7. Factores de Potencia
BARRAINICIAL
552552
NOMBRE
S.ROSAS.ROSA
BARRAINICIAL
1003325
NOMBRE
CHILLOGS. ALGR
552 S.ROSA 294 S.ROSA
589589
VICENVICEN
286286
VICENTINVICENTIN
MW
34,335,469,718,418,47,47,9
15,3
Mvar
9,69,7
19,311,811,81,31,52,8
MVA
35,636,872,421,821,87,58,1
15,6
fp(%)
96,271
84,404
98,077
A continuación en la siguiente tabla, se indica los factores de potencia de los nodos
de interconexión, en base a las mediciones obtenidas del equipo electrónico
instalado en dichas barras.
BARRA
294286552
NOMBRE
S. ROSAVICENTS. ROSA
MW
11,9020,0066,10
Mvar
9,103,0015,50
MVA
14,9820,2267,89
fp(%)
80,198,897,4
d) Pérdidas
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
mínima, como resultados de los flujos de potencia es 1,59 MW, que equivale al
0,93% de la Demanda mínima.
Los requerimientos de reactivos son de 8,95 MVAR como resultado de tos flujos de
potencia.
43
3.4. COMENTARIOS DE LOS RESULTADOS
Se registra sobrecarga para la demanda máxima, en los transformadores de las
subestaciones No19 - 23 kV y en la No 18.
Para subsanar este problema, se debe analizar la oportunidad de instalar el segundo
transformador de 33 MVA en las subestaciones 1 8 y 1 9
En cuanto a los niveles de voltaje se observa, en ciertas barras que se esta
incumpliendo con los límites establecidos en la normativa (limite inferior -5%) para la
demanda máxima; en la tabla del literal 3.3.1 (a) se presenta, las barras con las
mayores caídas de voltaje. Para las condiciones de demanda media y mínima no
existen nodos con altas caídas de voltaje.
Con respecto al factor de potencia en los nodos considerados de acople entre el SNI
con el sistema de la EEQ se obtuvieron los resultados a partir de los flujos de
potencia así como también de las lecturas de los medidores ubicados en dichos
puntos, se pudo observar que para demanda máxima existe una similitud entre estos
valores, no así para demanda media y mínima donde existe una diferencia entre
estos valores.
44
Los puntos donde el factor de potencia incumple con los valores que se encuentra
en la normativa se presentan en las siguientes tablas:
DEMANDA MÁXIMA
NOMBRE
S. ROSAVICENT
S. ALEGRE
FACTOR DE POTENCIA
REGULACIÓNCONELEC
009/99
98
98
96
DE LOS FLUJOSDE POTENCIA
96,48199,19295,397
DÉLASLECTURAS
97,5598,6796,01
DESVIACIÓN ENTREfp DE FLUJOS CONLA REGULACIÓN
-1.520,00-2,60
DESVIACIÓN ENTREfp DE LECTURAS CON
LA REGULACIÓN
-0,450,00-1,99
DEMANDA MEDIA
NOMBRE
S. ROSAVICENT
S. ALEGRE
FACTOR DE POTENCIA
REGULACIÓNCONELEC
009/99
98
98
98
DE LOS FLUJOSDE POTENCIA
91,09295,79894,322
DÉLASLECTURAS
89,7495,1695,92
DESVIACIÓN ENTREfp DE FLUJOS CONLA REGULACIÓN
-6,91-2,20-3,68
DESVIACIÓN ENTREfp DE LECTURAS CON
LA REGULACIÓN
-8,26-2,84-2.08
DEMANDA MÍNIMA
NOMBRE
S. ROSAVICENT
S. ALEGRE
FACTOR DE POTENCIA
REGULACIÓNCONELEC
009/99
100
100
100
DE LOS FLUJOSDE POTENCIA
84,40498,07796,271
DÉLASLECTURAS
80,1098,8097,35
DESVIACIÓN ENTREfp DE FLUJOS CON
LA REGULACIÓN
-15,60-1,92-3,73
DESVIACIÓN ENTREfp DE LECTURAS CON
LA REGULACIÓN
-19,90-1,20-2,65
45
Capítulo 4Análisis y Mejoramiento del Factor de
Potencia en el Sistema Primario deDistribución
46
4.1. SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA PRIMARIO DE
DISTRIBUCIÓN DE LAS SUBESTACIONES EPICLACHIMA Y
PÉREZ GUERRERO
4.1.1. INTRODUCCIÓN
El presente capítulo corresponde al diagnóstico del sistema primario de
distribución de la Empresa Eléctrica Quito S.A. (EEQSA), contiene la descripción
del sistema y los estudios eléctricos realizados para determinar los parámetros,
necesarios para analizar su estado actual, en base a este, se indican las mejoras
prioritarias que deben ejecutarse. Finalmente, estos resultados serán utilizados
para la extrapolación al resto de alimentadores y así obtener los nuevos factores
de potencia de las subestaciones de distribución.
El sistema primario de distribución de la EEQSA, sirve a sus abonados, con un
nivel de voltaje de 6.3 kV para el centro histórico y una parte del norte del Distrito
Metropolitano, con 13.2 kV el sector noroccidental de la Provincia de Pichincha y
con 23 kV el resto del área de concesión.
Para el estudio se considero las subestaciones Epiclachima y Pérez Guerrero por
contar con toda la información necesaria al inicio de este proyecto de Titulación,
en lo concerniente a:
• Configuración de los alimentadores primarios.
• Bases de datos de transformadores de distribución.
• Longitudes de los alimentadores primarios.
• Bases de datos de conductores.
• Lecturas del equipo de medición digital (cabe mencionar que el intervalo de
demanda del equipo está establecido en 15 min.).
4.1.2. CONSIDERACIONES Y METODOLOGÍA APLICADA
Para el análisis de los alimentadores se utilizó el paquete computacional DPA/G
3.12 (Distribution Primary Analysis and Graphics), el cual para modelar la red
47
requiere de datos de campo para elaborar el plano esquemático del alimentador y
preparar la información necesaria para los archivos de la base de datos.
El procedimiento seguido para la ejecución del programa es el siguiente:
a. RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN
• Levantamiento de los alimentadores, especificando las características
necesarias para realizar un análisis de flujos (calibre de conductor, tipo de
conductor, longitudes, etc.)
• Recopilación de la información de los equipos de medición de las
subestaciones.
b. VERIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN
• De los registros generados en los medidores electrónicos.
• De los Datos suministrados por la EEQSA sobre los alimentadores.
• De las características eléctricas de los elementos que necesita el programa
(resistencia, reactancias, configuraciones de las estructuras, tipo de
conductor, etc.)
C. INGRESO DE INFORMACIÓN AL PROGRAMA DPA/G 3.12
• Toda la información de nodos y secciones con las respectivas
características eléctricas.
• Demandas máximas de los primarios (Activa y Reactiva)
• Voltaje nominal en el nodo "O" y el nivel real expresado en voltios (en base
120).
• Rango Permitido de voltaje ± 3% del voltaje nominal y la cargabilidad
máxima del conductor del 75%.
• La simulación a usar en los alimentadores es mediante el Análisis
Balanceado, el cual permite el cálculo de las pérdidas, caídas de tensión, la
cargabilidad de líneas, equipos y protecciones.
48
• La mejor ubicación del banco de capacitores, se la realiza mediante la
opción CAPACITOR PLACEMENT.
4.1.3. DESCRIPCIÓN TÉCNICAS DEL SISTEMA PRIMARIO DE
DISTRIBUCIÓN
a. CONDICIONES ACTUALES DE LOS ALIMENTADORES
PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN EPICLACHIMA
Con la información actualizada para los alimentadores primarios (Incrementos de
ramales monofásicos y trifásicos, seccionamiento, cambio de calibre de
conductor) realizada con la comprobación de campo de la red primaria,
transformadores y demás equipo, ejecutada desde el 6 de Mayo del 2002 y con
los datos de soporte, como los registrados de los medidores, serán la base para
establecer la condición operativa actual de cada uno de los alimentadores en
estudio.
ALIMENTADOR PRIMARIO 21-A
El primario 21-A, se inicia de la S/E 21 (EPICLACHIMA), en la Av. Vicente
Maldonado entre el pasaje A y la calle Guanazan, se dirige hacia el norte (con
respecto a la ubicación de la S/E) por la avenida Av. Pedro Vicente Maldonado,
continuando por la Av. Teodoro Gómez de la Torre; consta con los siguientes
ramales principales trifásicos:
1. Un ramal se desplaza hacia el Este por las calles Pungala y Carees.
2. El siguiente ramal se dirige hacia el Este, derivase por la calle Pungula
avanzando por Cangagua y Baltasar, en este sector, existe un ramal
secundario que recorre hacia el este, un pequeño tramo de la Av. Tnte. Hugo
Ortiz, por el otro lado, sigue por la calle Lope Ortiz hasta la calle Mejía, para
luego continuar por la Velasco hasta la Wickman, donde se nacen tres
ramales: 1) Que continúa por la Velasco hasta la calle De la Fuente. 2) Se
dirige hacia el este por la Wickman, cruzando la Tnte. Ortiz para llegar a la
49
calle Vaca de la Vega, lugar donde se encuentran tres derivaciones,
abasteciendo las calles, continuando hacia el este: Vaca de la Vega, A. H. de
Mendoza, R Perrera, De la Cueva, Cardenal de la Torre, Serapio Japerabi, El
Pangui y Ángel Pontón; hacia el sur: las calles Calderón, Figueroa y Pedro de
Oviedo y hacia el norte: Benavente, Palomino y Reyes. 3) Hacia el Oeste por
la Wickman hasta la calle Manglaralto, donde tiene un pequeño recorrido para
terminar en la Av. Teodoro Gómez de la Torre.
3. Este ramal, se dirige hacia el Oeste por medio de la Av. Joaquín Gutiérrez y
termina abasteciendo a las Antenas de la Armada, satisface en su trayecto, en
cortos tramos, las calles: Av. Maldonado, José Peralta, Tanicuchi y
Hermandad Ferroviaria.
4. El último ramal se dirige hacia el Noreste, por la AV. Pinllopata y Av. De
Circunvalación.
En totalidad, el primario 21A suministra el servicio eléctrico a los sectores: El
Conjunto Industrial Requimec, San Bartolo, Quito Sur, El Calzado.
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se lo presenta en
el ANEXO No 3.1.
El alimentador está constituido:
La red troncal se inicia con un conductor de 266 kCM de aleación de Al en un
pequeño tramo, y con 4/0 AWG de aleación de Al en el resto de su trayectoria.
En las derivaciones tenemos:
. En la primera derivación tenemos un conductor #2 AWG.
. La segunda derivación, con 3/0 AWG, 2/0 AWG, CU 1/0 y #2 AWG (en alta
proporción).
. El siguiente ramal, está constituido por 3/0 AWG, 2/0 AWG, #2 AWG y #4
AWG (para un tramo monofásico).
. El último ramal, está con 3/0 AWG, 1/0 AWG y #2 AWG.
. El conductor subterráneo utilizados en las cámaras de transformación y en
cruces subterráneos es de 2/0 AWG, 1/0 AWG, #2 AWG.
50
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro No 4.1. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
Cuadro 4.1. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Monofásicos
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
22
133
17
172
kVA
555
9205
6705
16465
% De los kVAInstalados
3.4
55.9
40.7
100
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico, ubicado en el comienzo del
alimentador primario.
En la figura No 4.1. se presenta la demanda de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001 .
kW
curva de carga
•dem kW -fp Día
Figura No 4.1. Curva de carga para una semana
51
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de la Demanda
total en función de los kVA instalados en cada sección. Los resultados de las
corridas de flujos se presentan en el ANEXO No 4.
El resumen de los resultados de la simulación del alimentador se presenta en los
cuadros 4.2. y 4.3.
Cuadro 4.2. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
21A-157( Calle M Ángel
Pontón y Paquisha)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1,54
VOLTAGE LEVEL
117,4
SECTIONÑAME
21A-15
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
54,8
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
21A-157( Calle M. Ángel
Pontón y Paquisha)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1,18
VOLTAGE LEVEL
117,0
SECTIONÑAME
21A-15
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
40,2
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
21A-157( Calle M. Ángel
Pontón y Paquisha)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0,61
VOLTAGE LEVEL
117,8
SECTIONÑAME
21A-15
WIRE LOADMÁXIMUM (%}
19,4
Cuadro 4.3. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21-A
Fp95%
Pérdidas (kW)
61,20
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21-A
Fp
92%
Pérdidas (kW)
30,01
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21-A
Fp
85%
Pérdidas (kW)
5,94
La característica del alimentador primario, se lo consideraría residencial pues la
zona de servicio del primario es mayoritariamente residencial.
52
ALIMENTADOR PRIMARIO 21-B
El primario 21-B, se inicia de la S/E 21(EPICLACHIMA), en la Av. Vicente
Maldonado entre el pasaje A y la calle Guanazan, se desplaza hacia lo sector Sur-
este (con respecto a la ubicación de la S/E) por la calle Guanazan, continuando
por la Manglaralto (en un pequeño tramo) y la calle Progreso.
De aquí, existe una pequeña derivación abasteciendo las calles: Ayapamba,
Llacao, Gonzol y calle A.
Prolongando el recorrido del primario, antes de llegar a la Av. Inte. Hugo Ortiz,
nace un ramal exclusivo para el Mercado Mayorista.
En la Av. Tnte. Ortiz, el alimentador se divide en dos tramos principales; el
primero se dirige hacia el norte y el segundo hacia el sur.
1. Recorre por la Tnte. Ortiz hacia el norte hasta la Ajaví, en este tramo tenemos
ramales secundarios que da el servicio a las calles: Salvador Bravo, Lorenzo
Flores, Marcelo Espinoza, Pedro Vásquez, V. Estandeque.
Por la Ajaví se tiene dos circuitos, los cuales uno es dedicado al Colegio
Consejo Provincial, mientras el otro prosigue hacia el este atravesando de
principio a fin toda la Av. De este tramo se desprenden varias derivaciones, de
las cuales tenemos:
. Una sigue la calle Gaspar Esparra.
. La Av. Cardenal de la Torre
. La calle Huigra, continúa por la Chicaña y Yantzaza, por la Toacazo, por la
Pílalo y Chintilin, por la Alfredo Escudero, Chumunde, Aloag y Ambuqui.
2. Se va hacia el sur por medio de la Tnte. Ortiz hasta la culminación de la misma
en la Av. Moran Valverde. Las derivaciones existentes son:
. Una por la calle Juan Muñoz y calle L4.
. Por la Cusubamba y las Malvas y Moromoro (al este de la Av. Tnte.)
. Otra derivación está cruzando la Av. Tnte. Ortiz y se desplaza por la
Moromoro hacia el oeste, con respecto a la Tnte. Ortiz; y Cusubamba,
. Una derivación prosigue por la Tnte. Ortiz y Moran Valverde para terminar
en la Borbón.
. En lo que se refiere al tramo de la Moran Valverde, tiene derivaciones
exclusivas para ciertas industrias.
53
En totalidad, el primario 21B suministra el servicio eléctrico a los sectores: El
Turubamba, Solanda 2 y 3, Gatazo y la Empresa Municipal de Transporte
(Articulados).
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se lo presenta
en el ANEXO No 3.1.
El alimentador está constituido por:
. La red troncal posee un conductor en la mayor parte de 266 kCM de aleación
de Al y un pequeño tramo de 4/0 AWG de aleación de Al.
. En la derivación hacia el Mercado Mayorista tenemos 4/0 AWG.
. En lo que respecta a los dos ramales principales tenemos:
El que dirige hacia el Norte por la Inte. Ortiz con: 3/0 AWG, 2/0 AWG y #2
AWG. Por la Av. Ajaví con: 2/0 AWG, 1/0 AWG y #2 AWG. Las Derivaciones
existentes, tenemos: tramos monofásicos con 1/0 AWG, #2 y #4 AWG; para
los tramos trifásicos: 4/0, 2/0 y #2 AWG y Cu #6, Cu #4.
El que se dirige hacia el Sur, tenemos: 3/0, 2/0, 1/0 y #2 AWG. Y los
conductores en las derivaciones para este ramal principal son: 1) un tramo
trifásico con #2 AWG y un tramo monofásico con #2 AWG. 2) Con 1/0 AWG,
del cual se desprenden dos ramificaciones, uno hacia el sur con 1/0 AWG
(trifásico) y #2 AWG (monofásico) y el otro hacia el oeste con 1/0 y #2 AWG
(trifásico) y #2 AWG (monofásico). 3) Esta derivación es monofásica tiene un
conductor #2 AWG.
. El conductor subterráneo utilizado en las cámaras de transformación como
para los cruces son de 1/0 AWG y #2 AWG.
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro No 4.4. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
Cuadro 4.4. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Monofásicos
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
134
69
14
217
kVA
5442.5
2962.5
10200
18605
% De los kVAInstalados
29.3
15.9
55.8
100
54
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico, ubicado en el comienzo del
alimentador primario
En la figura No 4.2., se presenta la demanda de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001.
curva de carga
Día
Figura No 4.2. Curva de carga para una semana
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de la Demanda
Máxima, Demanda Media y Demanda Mínima en función de los kVA instalados en
cada sección. Los resultados de las corridas de flujos se presentan en el ANEXO
No 4,
El resumen de los resultados de la simulación del alimentador se presenta en los
cuadros 4.5. y 4.6.
55
Cuadro 4.5. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
21B-137.1(Calle Alfredo
Escudero y La Mana)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
2,20
VOLTAGE LEVEL
116,8
SECTIONÑAME
21B-6
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
67,9
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
21B-137.1(Calle Alfredo
Escudero y La Mana)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1,46
VOLTAGE LEVEL
116,7
SECTIONÑAME
21B-6
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
42,3
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
21B-137.1(Calle Alfredo
Escudero y La Mana)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0,89
VOLTAGE LEVEL
117,5
SECTIONÑAME
21B-6
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
24,3
Cuadro 4.6. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21-B
Fp94%
Pérdidas (kW)
98,98
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21-B
Fp
93%
Pérdidas (kW)
36,06
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21-BFp
84%
Pérdidas (kW)
11,90
El primario 21 B, en su inicio proporciona el servicio de electricidad a pocas
fábricas, teniendo su mayor prestación a los sectores residenciales ubicados en la
Av. Tnte. Ortiz y Ajaví; y según las condiciones operativas del alimentador, este
presenta una curva de carga de categoría residencial; por lo tanto el alimentador
tiene una carga predominantemente residencial.
56
• ALIMENTADOR PRIMARIO 21-C
El primario 21-C, se inicia de la S/E 21(EPICLACHIMA), en la Av. Vicente
Maldonado entre el pasaje A y la calle Guanazan, se desplaza en su totalidad
hacia el Sur (con respecto a la ubicación de la S/E) por la avenida Av. Pedro
Vicente Maldonado una distancia pequeña, su mayor recorrido lo realiza por la
calle Manglaralto.
Los ramales principales son:
1. Se desplaza hacia el este por la calle Cusubamba, abasteciendo con el
servicio las calles Quimiag, Llacao y Gonzol.
2. Se dirige también hacia el este, por medio de la calle Las Lajas continuando
por la Río Pisco y Río Santiago hasta intersecar con la Río Zabaleta.
3. Es una derivación monofásica pequeña que recorre la calle Borbón y calle A.
4. Esta derivación nace en la intersección entre la Calle Manglaralto y la Av.
Maldonado, continua hacia el sur por la Av. Maldonado.
5. Esta derivación se dirige hacia el norte por Av. Maldonado desde la
intersección de la Av. Maldonado con la Manglartalto hasta la Av. Libertador
Simón Bolívar.
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se lo presenta en
el ANEXO No 3.1.
El alimentador está constituido:
. La red troncal posee un conductor, en su totalidad, 4/0 AWG de aleación de Al.
Para las derivaciones principales tenemos:
1. Es derivación trifásica con 1/0 y #2 AWG.
2. Este ramal trifásico está con #2 AWG.
3. Derivación monofásica con #2 AWG.
4. Derivación Trifásica con 4/0 AWG.
5. Derivación trifásica con 4/0, 3/0 y 2/0 AWG.
. El conductor subterráneo para las cámaras de transformación y los cruces es
de 1/0 AWG y #2 AWG.
57
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro 4.7. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
Cuadro 4.7. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Monofásicos
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
17
42
36
95
kVA
502.5
2660
24515
27677.5
% De los kVAInstalados
1.8
9.6
88.6
100
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico, ubicado en el comienzo del
alimentador primario.
En la figura No 4.3., se presenta la demanda de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001.
Figura No 4.3. Curva de carga para una semana
58
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de la Demanda
Máxima, Demanda Media y Demanda Mínima en función de los kVA instalados en
cada sección. Los resultados de las corridas de flujos se presentan en el ANEXO
No 4.
El resumen de los resultados de la simulación del alimentador se presenta en los
cuadros 4.8. y 4.9.
Cuadro 4.8. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
21C-121.1(Av. Simón Bolívar y P.
V Maldonado)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1.59
VOLTAGELEVEL
115.8
SECTION ÑAME
21C-1
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
70.4
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
21C-121.1(Av. Simón Bolívar y P.
V Maldonado)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1.59
VOLTAGELEVEL
115.8
SECTION ÑAME
21C-1
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
70.4
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
21C-121.1(Av. Simón Bolívar y P.
V Maldonado)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0.45
VOLTAGELEVEL
117.9
SECTION ÑAME
21C-1
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
18.2
Cuadro 4.9. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21 -C
Fp
93%
Pendidas (kW)
66,80
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21 -C
Fp
93%
Pérdidas (kW)
66,77
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21-C
Fp
96%
Pérdidas (kW)
4,13
59
Este alimentador, distribuye la energía eléctrica en su mayor parte a las industrias
ubicadas en este sector como también a las residencias pero en una pequeña
proporción; y de acuerdo a su curva de carga, muestra para las horas laborales
un mayor consumo de electricidad, por lo tanto este primario tiene una
característica industrial.
• ALIMENTADOR PRIMARIO 21-E
El primario 21-E, se inicia de la S/E 21, en la Av. Vicente Maldonado entre el
pasaje A y la calle Guanazan, se traslada hacia el Sur (con respecto a la
ubicación de la S/E) por la avenida Av. Pedro Vicente Maldonado en su totalidad,
existe dos ramales principales: uno monofásico que recorre la calle Taura en un
pequeño tramo y uno trifásico que es exclusivo para una determinada industria,
además presenta un tramo trifásico para transferencia de carga con el
alimentador 21-D.
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se lo presenta en
el ANEXO No 3.1.
El alimentador está constituido:
. La red troncal posee un conductor en la mayor parte de 266 kCM de aleación
de Al y un pequeño tramo de 4/0 AWG de aleación de Al; en las derivaciones
tanto monofásica como trifásicas tenemos, #2 AWG y 4/0 AWG
respectivamente.
. En el tramo para conexión con el alimentador 21-D, tenemos un conductor 2/0
AWG.
. El conductor hacia las cámaras de transformación es de 1/0 AWG y #4 AWG.
• El conductor subterráneo utilizado en las cámaras de transformación es 1/0
AWG.
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro 4.10. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
60
Cuadro 4.10. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Monofásicos
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
2
9
3
14
kVA
20
530
2900
3450
% De los kVAInstalados
0.6
15.4
84,0
100
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico, ubicado en el comienzo del
alimentador primario.
En la figura No 4.4. se presenta la demanda de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001.
curva de carga
kW
10000-
8000
6000
4000
2000 -
•demkW Serie2 Día
Figura No 4.4. Curva de carga para una semana
61
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de la Demanda
Máxima, Demanda Media y Demanda Mínima en función de los kVA instalados en
cada sección. Los resultados de las corridas de flujos se presentan en el ANEXO
No 4.
El resumen de los resultados de la simulación del alimentador se presenta en los
cuadros 4.11. y 4.12.
Cuadro 4.11. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
21E-20(Av. P. V Maldonado y
calle C)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0.16
VOLTAGELEVEL
118.5
SECTION ÑAME
21E-4
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
23.1
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
21E-20(Av. P. V Maldonado y
calle C)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0.16
VOLTAGELEVEL
119.3
SECTION ÑAME
21E-4
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
22.5
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
21E-20(Av. P. V Maldonado y
calle C)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0.02
VOLTAGELEVEL
118.6
SECTION ÑAME
21E-4
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
2.6
Cuadro 4.12. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21-E
Fp
92%
Pérdidas (kW)
2,20
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21-E
Fp
91%
Pérdidas (kW)
2,13
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21-E
Fp
96%
Pérdidas (kW)
0,03
62
La característica del alimentador primario lo hace industrial, por dos razones:
primero, el primario abastece en su mayor parte a las industrias ubicadas en la
Av. Maldonado, ya que su recorrido es por ella; y segundo, con referencia a la
curva de carga, nótese que existe aplanamiento de la curva en las horas de
demanda media.
Los resultados totales para la S/E EPICLACHIMA, de Factor de Potencia y las
pérdidas de cada primario, expresadas como porcentaje de la Demanda Máxima
para su primario registran en el cuadro No 4.13.
Cuadro 4.13. Resultados totales para la S/E 21.
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
AB
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
Factor dePotencia
95%
94%
93%
92%
94%
92%
93%
93%
91%
92%
85%
84%
96%
96%
88%
Pérdidas kW
0,77%
1,05%
0,72%
0,07%
0.77%
0,57%
0,64%
0,72%
0,07%
0.59%
0,27%
0,41%
0,17%
0,01%
0.28%
63
b. CONDICIONES ACTUALES DE LOS ALIMENTADORES
PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN PÉREZ GUERRERO
• ALIMENTADOR PRIMARIO S3-C
El primario 53-C, se inicia en la S/E PÉREZ GUERRERO(S/E 53) ubicada entre la
Av. PÉREZ GUERRERO y Versalles; se desplaza hacia el norte por la Versalles
hasta la calle Cordero, existe un ramal que recorre la calle Ulloa desde la calle
San Gregorio hasta la Cordero. Posee tres derivaciones trasversales
abasteciendo el sector de las calles: Ramírez Dávalos, Darquea y Mercadillo.
Este alimentador suministra el servicio al área comercial y a la Universidad
Central del Ecuador.
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se presenta el
plano en el ANEXO No 3.2.
El alimentador está constituido en su totalidad por circuitos trifásicos.
Los conductores utilizados en la red, se detalla a continuación:
. La red troncal posee un conductor de 266 kCM de aleación de Al.
. En el ramal principal tenemos 2/0 y 1/0 AWG de aleación de Al.
. En lo que respecta a los ramales transversales, tenemos:
1. El que recorre la calle Ramírez Dávalos con: Cu #4.
2. Por la calle Darquea con: Cu #8.
3. Por la Mercadillo con: Cu #8.
El conductor subterráneo utilizado en las cámaras de transformación son de 500
MCM, 1/0 AWG, #2 AWG, #4 AWG, #6 AWG.
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro 4.14. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
64
Cuadro 4.14. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
15
36
51
kVA
1297.5
5099
6396.5
% De los kVAInstalados
20.3
79.7
100
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico ubicado en el comienzo del
alimentador primario.
En la figura No 4.5., se presenta la demanda de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001.
curva de carga
Figura No 4.5. Curva de carga para una semana
65
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de la Demanda
Máxima, Demanda Media y Demanda Mínima en función de los kVA instalados en
cada sección. Los resultados de las corridas de flujos se presentan en el ANEXO
No 4.
El resumen de los resultados de la simulación del alimentador se presenta en los
cuadros 4.15. y 4.16.
Cuadro 4.15. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
53C-55(Calle Ulloa y Mercadillo)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1.89
VOLTAGELEVEL
117.7
SECTION ÑAME
53C-3
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
50.6
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
53C-55(Calle Ulloa y Mercadillo)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1.85
VOLTAGELEVEL
116.3
SECTION ÑAME
53C-3
WIRE LOADMÁXIMUM <%)
49.4
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
53C-55(Calle Ulloa y Mercadillo)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0.57
VOLTAGELEVEL
117.9
SECTION ÑAME
53C-3
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
15.0
Cuadro 4.16. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-C
Fp94%
Pérdidas (kW)
61,20
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-C
Fp
94%
Pérdidas (kW)
30,01
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-C
Fp
80%
Pérdidas (kW)
5,94
66
La característica del primario lo hace comercial, por que suministra el servicio
eléctrico, a edificios de oficinas y al sector comercial.
• ALIMENTADOR PRIMARIO 53-D
El primario 53-D, se inicia de la S/E PÉREZ GUERRERO(S/E 53) ubicada entre la
Av. PÉREZ GUERRERO y Versalles; se desplaza hacia el noreste por la calle 18
de Septiembre hasta la calle Reina Victoria, continua también hacia el norte por la
calle 9 de Octubre hasta la calle Murillo.
Existen secciones trasversales abasteciendo el sector de las calles: Robles,
Vicente Ramón Roca, Jorge Washington y Veintimilla.
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se lo presenta en
el ANEXO No 3.2.
El alimentador está constituido en su totalidad por circuitos trifásicos.
Los conductores utilizados en la red, se detalla a continuación:
. La red troncal que recorre la calle 18 de Septiembre posee un conductor de
Cu 250 kCM de aleación de Al.
. La troncal que recorre la calle 9 de Octubre tenemos Cu 2/0.
. Para las secciones transversales, tenemos:
1. El que recorre la calle Jorge Washington con: Cu #6.
2. Por la calle Robles con: Cu #1/0.
3. Por la Vicente Ramón Roca con: Cu #6.
4. Por Veintimilla con: Cu #8.
El conductor subterráneo utilizado en las cámaras de transformación son de 700
kCM, 4/0 AWG, 2/0 AWG, 1/0 AWG, #2 AWG, #4 AWG, #6 AWG.
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro 4.17. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
67
Cuadro 4.17. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Dos Fases
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
1
13
44
58
kVA
15
970
11332
12317
% De los kVAInstalados
0.1
7.9
92.0
100
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico, ubicados en el comienzo del
alimentador primario.
En la figura No 4.6., se presenta las demandas de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001.
to/Vcurva de carga
Figura No 4.6. Curva de carga para una semana
68
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de la Demanda
Máxima, Demanda Media y Demanda Mínima en función de los kVA instalados en
cada sección. Los resultados de las corridas de flujos se presentan en el ANEXO
No 4.
El resumen de los resultados de la simulación del alimentación se presenta en los
cuadros 4.18. y 4.19.
Cuadro 4.18. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
53D-57(Av. 9 de Octubre yRamírez Dávalos)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1.57
VOLTAGELEVEL
116.5
SECTION ÑAME
53D-4
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
57.3
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
53D-57(Av. 9 de Octubre yRamírez Dávalos)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1.57
VOLTAGELEVEL
116.5
SECTION ÑAME
53D-4
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
57.3
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
53D-57(Av. 9 de Octubre yRamírez Dávalos)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0.58
VOLTAGELEVEL
118.1
SECTION ÑAME
53D-4
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
17.9
Cuadro 4.19. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-D
Fp95%
Pérdidas (kW)
98,98
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-D
Fp
95%
Pérdidas (kW)
36,06
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-D
Fp
83%
Pérdidas (kW)
11,90
69
El suministro del servicio eléctrico, lo hace a edificaciones de oficinas y de
comercio; por lo tanto la característica del alimentador primario es comercial.
• ALIMENTADOR PRIMARIO S3-E
El primario 53-E, se inicia de la S/E PÉREZ GUERRERO(S/E 53) ubicada entre la
Av. PÉREZ GUERRERO y Versalles; se desplaza hacia el noreste por la calle
Solivia, recorre un pequeño tramo de la calle Jorge Washington, para luego
continuar, de principio a fin la calle Ulpiano Páez, además abastece un sector de
la calle Cordero; a continuación prosigue por la Av. Colón, desde la Av. 10 de
Agosto hasta la 9 de Octubre, siguiendo por esta última hasta la Javier Ascazubi;
reanuda el recorrido entre la 9 de Octubre y Santa María, abasteciendo en toda su
totalidad a la calle Santa María; en este trayecto abastece con secciones
transversales las calles: Pizarra, Gangotena, Juan León Mera, La Rábida, Diego
de Almagro y La Niña.
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se lo presenta en
el ANEXO 3.2.
El alimentador está constituido en su totalidad por circuitos trifásicos.
Los conductores utilizados en la red, se detalla a continuación:
. Sale de la S/E con un conductor subterráneo 700kCM .
. La red troncal, que recorre la calle Jorge Washington y Ulpiano Páez, posee
un conductor de 266 kCM de aleación de Al.
. El conductor empleado para transversales pequeñas es: Cu 4/0, Cu #2, Cu #4,
Cu #6, Cu #8.
. El conductor Cu 2/0, es aprovechado para las calles Luis Cordero, Av. Colón y
parte de la 9 de Octubre.
. Mientras para la Santa María tenemos un conductor de 266kCM.
. Y para las secciones transversales existentes con la calle Santa María, son de:
Cu 1/0, Cu 3*2, Cu #6 y Cu #8,
El conductor subterráneo utilizado en las cámaras de transformación son de Cu
1/0, Cu #2, Cu #4, Cu #6.
70
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro 4.20. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
Cuadro 4.20. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Monofásicos
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
3
48
63
114
kVA
45
3212.5
11186
14443.5
% De los kVAInstalados
0.3
22.2
77.5
100
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico ubicado en el comienzo del
alimentador primario.
En la figura No 4.7., se presenta las demandas de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001.
curva de carga
-demkW -fp
Figura No 4.7. Curva de carga para una semana
71
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de la Demanda
Máxima, Demanda Media y Demanda Mínima en función de los kVA instalados en
cada sección. Los resultados de las corridas de flujos se presentan en el ANEXO
No 4.
El resumen de los resultados de la simulación del alimentador se presenta en los
cuadros 4.21. y 4.22.
Cuadro 4.21. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
53E-111(Santa Mana y Av. Diego
de Almagro)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM {%)
5.61
VOLTAGELEVEL
114.3
SECTION ÑAME
53E-6
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
93.5
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
53E-111(Santa María y Av. Diego
de Almagro)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
5.61
VOLTAGELEVEL
114.3
SECTION ÑAME
53E-6
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
93.5
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
53E-1 1 1(Santa María y Av. Diego
de Almagro)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
1.79
VOLTAGELEVEL
116.9
SECTION ÑAME
53E-6
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
27.3
Cuadro 4.22. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-E
Fp
95%
Pérdidas (kW)
66,80
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-E
Fp
95%
Pérdidas (kW)
66,77
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-E
Fp
91%
Pérdidas (kW)
4,13
72
El alimentador primario es del tipo comercial, por que proporciona el servicio
eléctrico a usuarios del tipo comercial; y además conservan consumos de energía
eléctrica altos solo en las horas laborales.
• ALIMENTADOR PRIMARIO 53-F
El primario 53-F, se inicia de la S/E PÉREZ GUERRERO(S/E 53) ubicada entre la
Av. PÉREZ GUERRERO y Versalles; se desplaza hacia el sur por la Av. Pérez
Guerrero, continuando su trayecto por la Manuel Larrea hasta la calle Riofrío; la
primera sección transversal provee con el servicio a las calles Portoviejo,
Versalles, 18 de Septiembre y Asunción. Un segundo ramal transversal, para las
calles Salinas y Río de Janeiro.
Y de esta última, desprende un ramal que recorre en su totalidad la calle Juan
Larrea, aquí existe un ramal transversal que recorre la calle Buenos Aires.
Para una mejor apreciación sobre la trayectoria del alimentador, se lo presenta en
el ANEXO No 3.2.
El alimentador está constituido en su totalidad por circuitos trifásicos.
Los conductores utilizados en la red, se detalla a continuación:
. Sale de la S/E con un conductor subterráneo 700kCM.
. La red troncal, que recorre la calle Manuel Larrea, posee un conductor de 266
kCM de aleación de Al.
. El conductor empleado para la primera sección transversal es: Cu #2, Cu #4,
Cu #6.
. El conductor que recorre la calle Salina es de Cu 1/0.
. El que recorre la Río de Janeiro de y la Buenos Aires de 266kCM.
. Mientras para la calle Juan Larrea tenemos un conductor de 281 kCM.
. Y para las secciones transversales pequeñas, son de: Cu 1/0, Cu #2, Cu #6.
El conductor subterráneo utilizado en las cámaras de transformación es de Cu
1/0, Cu #2, Cu #4.
73
La carga instalada en el alimentador es la correspondiente a los transformadores
en la red. En el cuadro 4.23. se indica el número de transformadores y kVA del
primario.
Cuadro 4.23. Cantidad de transformadores de Distribución y kVA instalados
Monofásicos
Trifásicos
Cámaras de transformación
TOTAL
Cantidad
3
31
41
75
kVA
90
2.290
10.341
12.721
% De los kVAInstalados
0.7
18.0
81.3
100
El estado de operación del primario se determina con la información
proporcionada por el equipo de medición electrónico ubicado en el comienzo del
alimentador primario.
En la figura No 4.8., se presenta las demandas de potencia activa y factor de
potencia del alimentador para la semana del 17-12-2001 al 23-12-2001.
curva de carga
i
kW12000
Día
Figura No 4.8. Curva de carga para una semana
74
Análisis de resultados y diagnóstico técnico
Antes de realizar la simulación, el programa realiza la repartición de las Demanda
Máxima, Demanda Media y Demanda Mínima en función de los kVA instalados en
cada sección. Los resultados de las corridas de flujos se presentan en el ANEXO
No 4,
El resumen de los resultados de la simulación del alimentador se presenta en los
cuadros 4.24. y 4.25.
Cuadro 4.24. Resultados de la corridas de flujo.
DEMANDA MÁXIMA
SECTION ÑAME
53F-62(Calle Arenas yFrancisco Borja)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
2.15
VOLTAGELEVEL
116.1
SECTION ÑAME
53F-2
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
79.3
DEMANDA MEDIA
SECTION ÑAME
53F-62(Calle Arenas yFrancisco Borja)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
2.15
VOLTAGELEVEL
116.1
SECTION ÑAME
53F-2
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
77.3
DEMANDA MÍNIMA
SECTION ÑAME
53F-62(Calle Arenas yFrancisco Borla)
FASES
ABC
VOLTAGE DROPMÁXIMUM (%)
0.51
VOLTAGELEVEL
118.1
SECTION ÑAME
53F-2
WIRE LOADMÁXIMUM (%)
18.4
Cuadro 4.25. Resultados Global de Pérdidas de Potencia y Factor de Potencia.
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-F
Fp
94%
Pérdidas (kW)
2,20
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-FFP
94%
Pérdidas (kW)
2,13
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-F
Fp
93%
Pérdidas (kW)
0,03
75
El primario 53F, en toda su trayectoria presta su servicio a clientes de tipo
comercial
Los resultados totales para la S/E Pérez Guerrero, de Factor de Potencia y las
pérdidas de cada primario, expresadas como porcentaje de la Demanda Máxima
de ta Subestación, se registran en el cuadro No 4.26.
Cuadro 4.26. Resultados totales para la S/E 53.
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
CDE
F
S/E
C
D
E
F
S/E
C
D
E
F
S/E
Factor dePotencia
94%
95%
95%
94%
95%
94%
95%
95%
94%
95%
80%
83%
91%
93%
87%
Pérdidas kW
1,30%
0,62%
2,75%
0,97%
1.51%
1,30%
0,62%
2,75%
0,97%
1.51%
0,46%
0,22%
0,85%
0,23%
0.47%
76
4.2. CORRECCIÓN DEL FACTOR DE POTENCIA EN EL SISTEMA
ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN
4.2.1. INTRODUCCIÓN
En esta sección, se establece el mecanismo que permite la corrección del Factor
de Potencia (Fp) en la red de Distribución, en base al diagnóstico actual de
operación realizado a cada uno de los alimentadores. La mejora se lo efectúa
mediante la inyección de potencia reactiva, por medio de dispositivos que la
generen.
Para el abastecimiento de la potencia reactiva para la corrección del Fp, se lo
hace por medio de bancos de capacitores
Los bancos de capacitores presenta varias ventajas, especialmente si su
ubicación se encuentra dentro del sistema de distribución, otorgando así a la
empresa suministradora beneficios tantos técnicos como económicos; una de las
consecuencias que resulta de su instalación, es la corrección el Fp, la que se
enfocará en este trabajo;
La presencia de un elevado Fp en la red primaria de distribución, produce
importantes beneficios sobre la misma, tales como: la minimización de las
pérdidas de potencia y las pérdidas de energía en el sistema; la disminución de
las caídas de voltaje para así mantener un mejor nivel de tensión, liberación de
capacidad en la subestación.
77
4.2.2. METODOLOGÍA APLICADA
Una de las ventajas de las herramientas computacionales, es la prestación de
múltiples funciones, con las que el Ingeniero puede determinar escenarios
operativos y/o establecer soluciones a problemas existentes en la red de estudio.
Por lo tanto, para este proyecto, se emplea una aplicación que proporciona el
programa computacional DPA/G, específicamente la alternativa CAPACITOR
PLACE ME NT, esta opción nos da la ubicación óptima de los capacitores sobre las
líneas de distribución, la misma que la hace sobre líneas monofásicas, trifásicas y
a dos fases del primario. El DPA/G toma el criterio de la minimización de las
pérdidas, para la ubicación de Eos capacitores en el alimentador.
El procedimiento a seguir, para el empleo de CAPACITOR PLACEMENT, es el
siguiente:
1. Se realiza una corrida inicial de flujos, mediante el Análisis Balanceado, la
revisión de estos resultados determinarán las características del banco a
seleccionar.
2. Se procede a la elección de la cantidad de kvar a emplear, el tamaño y
número de fases del banco.
3. Una vez designado el banco de capacitores, el programa inicia una
simulación, presentando la ubicación de los capacitores y el efecto de
estos de la red, como la elevación del Factor de Potencia y la disminución
de las pérdidas.
4. Finalmente, se guarda el reporte de la simulación con la ubicación de los
bancos en la red.
El sumario que entrega la simulación, se encuentra impreso en el ANEXO No 5,
para cada alimentador primario en estudio.
78
4.2.3. MEJORA DEL FACTOR DE POTENCIA EN LA RED DE
DISTRIBUCIÓN EPICLACHIMA
Para la ubicación de los bancos de capacitores se utilizó la opción que presenta el
programa DPA/G, CAPACITOR PLACEMENT,
Los Factores de Potencia para cada alimentador y para la Subestación, se
presentan en el cuadro No 4.27.
Cuadro No 4.27. Factor de Potencia
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
A
B
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
Factor dePotencia
95%
94%
93%
92%
94%
92%
93%
93%
91%
92%
85%
84%
96%
96%
88%
A través de los valores señalados de la tabla anterior, presenta una visión clara de
los alimentadores donde deben aplicarse medidas correctivas, para así lograr los
resultados esperados sobre el Factor de Potencia.
A continuación se procede a la mejora en los alimentadores con problemas de Fp,
para la respectiva solicitación de la carga.
79
a. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 21-A
• UBICACIÓN
El tamaño del banco de capacitores requeridos para la simulación, es de 600
kvar, los mismos que son permanentes o fijos y de conexión trifásica. El banco se
encuentra ubicado en la sección 21A-124, que representa, en el plano geográfico
del primario, a las calles A. H. de Mendoza, F Fuentes y Vaca de la Vega,
específicamente el banco se coloca en el poste 10130784.
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.28. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
Cuadro No 4.28. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21-A
Fp (%)
97
Máxima caída detensión (%)
1,41
Pérdidas (kW)
58,60
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21-A
Fp (%)
95
Máxima caída detensión (%)
1,01
Pérdidas (kW)
27,70
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21-A
Fp (%)
94
Máxima caída detensión (%)
0,40
Pérdidas (kW)
4,80
En la tabla No 4.29. se indica un resumen del Fp en el primario
80
Cuadro No 4.29. Resumen sobre el Fp
FACTOR DE POTENCIA (%)SITUACIÓN ACTUAL
FACTOR DE POTENCIA (%) CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
95
97
DEMANDAMEDIA
92
95
DEMANDAMÍNIMA
85
94
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
A continuación se expone los beneficios o ganancias que nos brinda la mejora del
Fp con la instalación de los capacitores. La expresiones matemática empleada
para el cálculo de los beneficios, se encuentra en el APÉNDICE A.
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.9. se indican las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp.
kWCurva de Demanda de Pérdidas
•Dem de Pórdidas(sit-actual) -Dem de Pérd¡das(mejoramiento)
Figura No 4.9. Curva de Pérdidas para la semana de registro
T(dias)
81
En la tabla No 4.30. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
Cuadro No 4.30. Resumen sobre las pérdidas
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) ACTUAL
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) CON LACORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDAMÁXIMA
61,20
58,60
DEMANDAMEDIA
30,00
27,70
DEMANDAMÍNIMA
5,90
4,80
b. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 21-B
• UBICACIÓN
El tamaño del banco para la simulación, es de 600 kvar, de conexión trifásica, los
mismos que permanecen fijos. El banco se encuentra ubicado en la sección 21B-
111, esta sección está representando a un tramo de la calle Huigra, la misma que
empieza en la calle Chicaña, el banco se sitúa en el poste 920454.
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.31. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
Cuadro No 4.31. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21-B
Fp<%)
98
Máxima caída detensión (%)
2,01
Pérdidas (kW)
90,10
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21-B
Fp(%)
96
Máxima caída detensión (%)
1,27
Pérdidas (kW)
33,40
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21-B
Fp (%)
91
Máxima caída detensión (%)
0,70
Pérdidas (kW)
9,90
82
En la tabla No 4.32. se indica un resumen del Fp en el primario
Cuadro No 4.32. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
FACTOR DE POTENCIA (%)SITUACIÓN ACTUAL
FACTOR DE POTENCIA (%) CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
97
98
DEMANDAMEDIA
93
96
DEMANDAMÍNIMA
84
91
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
Los beneficios que se obtiene con la mejora del Fp para la demanda máxima,
media y mínima se los presenta a continuación en sus respectivos resúmenes
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.10. se indican las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp, para las respectivas solicitaciones de
la carga.
Curva de Demanda de Pérdidas
Dem de Pérdidas(meioramtento)
T(dlas)
Figura No 4.10. Curva de Pérdidas para la semana de registro
83
En la tabla No 4.33. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
Cuadro No 4.33. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW)ACTUAL
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW)CON LA CORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDAMÁXIMA
93,20
90,10
DEMANDAMEDIA
36,10
33,40
DEMANDAMÍNIMA
11,90
9,90
c. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 21-C
• UBICACIÓN
En este alimentador primario se emplearon dos bancos para la simulación, cada
banco con capacidad de 600 kvar, de estos capacitores tenemos: uno fijo y el otro
del tipo desconectare o controlable, permitiendo así la desconexión como la
conexión para evitar que el primario sea capacitivo, los dos bancos de conexión
trifásica. El primer banco está ubicado en la sección 21C-119, esta sección
corresponde a un tramo de la Panamericana Sur, los capacitores se colocan en el
poste 11370689; el segundo banco está en la sección 21C-64, en las calles Río
Sabaleta, Río Santiago y Río Pisco, el banco se coloca en el poste 11364308.
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.34. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
84
Cuadro No 4.34. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21 -C
Fp(%)
97
Máxima caída detensión (%)
1,34
Pérdidas (kW)
61,30
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21 -C
Fp(%)
97
Máxima caída detensión (%)
1,34
Pérdidas (kW)
61,30
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21 -C
Fp (%)
100
Máxima caída detensión (%)
0,45
Pérdidas (kW)
3,90
En la tabla No 4.35. se indica un resumen del Fp en el primario
Cuadro No 4.35. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
FACTOR DE POTENCIA (%)SITUACIÓN ACTUAL
FACTOR DE POTENCIA (%) CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
93
97
DEMANDAMEDIA
93
97
DEMANDAMÍNIMA
100
100
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
Los beneficios que brinda la corrección del Fp con los capacitores, en las
demanda máxima, media y mínima, se los reporta en los siguientes cuadros.
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.11. se indica las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp, para las respectivas solicitaciones de
la carga.
85
kW Curva de Demanda de Pérdidas
T(dlas>
Figura No 4.11. Curva de Pérdidas para la semana de registro
En la tabla No 4.36. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
100
90
Dem de Pérdidasímejoramiento)
Cuadro No 4.36. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW)ACTUALPÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) CONLA CORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDA MÁXIMA
66,80
61,30
DEMANDA MEDIA
66,80
61,32
d. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 21-E
UBICACIÓN
Para este primario, no posee problemas de reactivos para la demanda mínima,
por lo que se necesita la desconexión del banco para este demanda, trabajando
solo en demanda máxima y media; por lo tanto los bancos a emplear serán del
tipo controlables, es decir, en base a un determinado control, se asegura su
conexión como desconexión, el banco de capacitores para la simulación tiene una
86
capacidad de 600 kvar, de conexión trifásica. Se encuentra ubicado el banco en la
sección 21E-10, que corresponde, en el mapa geográfico, a un tramo de la Av.
Pedro Vicente Maldonado, el banco se ubica sobre el poste 10141242.
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.37. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
Cuadro No 4.37. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
21 -E
Fp(%)
98
Máxima caída detensión (%)
0,12
Pérdidas (kW)
2,00
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
21 -E
Fp (%)
97
Máxima caída detensión (%)
0,12
Pérdidas (kW)
1,90
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
21-E
Fp (%)
100
Máxima caída detensión (%)
0,01
Pérdidas (kW)
0,00
En la tabla No 4.38. se indica un resumen del Fp en el primario
Cuadro No 4.38. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
FACTOR DE POTENCIA (%)SITUACIÓN ACTUAL
FACTOR DE POTENCIA (%) CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
92
98
DEMANDAMEDIA
91
97
DEMANDAMÍNIMA
100
100
87
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
A continuación se presenta los beneficios, tanto para la demanda máxima, media
y mínima.
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.12. se indican las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp, para las respectivas solicitaciones de
la carga.
Curva de Demanda de Pérdidas
Dem de Pérdidas(meioramiento) T(diás)
Figura No 4.12. Curva de Pérdidas para la semana de registro
En la tabla No 4.39. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
Cuadro No 4.39. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) ACTUAL
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) CON LACORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDA MÁXIMA
2,20
2,00
DEMANDA MEDIA
2,10
1,90
88
e. RESULTADO GLOBALES
EPICLACHIMA
PARA LA SUBESTACIÓN
En esta sección, se informa todo los provechos que recibe la subestación, gracias
a la ventaja que presenta la corrección del Fp en cada alimentador primario
• FACTOR DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN
En el cuadro No 4.40 se expone en forma total, los factores de potencia de la
cada primario como el Fp de la Subestación.
Cuadro No 4.40. Factores de Potencia
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
A
B
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
DEMANDA (kW)
7.936,90
9.462,90
9.211,70
3.015,20
29.626.70
5.307,60
5.613,50
9.210,80
2.908,50
23.040.40
2.184,00
2.935,70
2.369,80
355,207.844.70
DEMANDA (kVA)
8.162,70
9.665,40
9.529,20
3.091,10
30.448.40
5.573,60
5.865,50
9.528,20
3.009,00
23.976.30
2.322,20
3.211,10
2.372,80
355,208.261.30
Factor dePotencia
97%
98%
97%
98%
97%
95%
96%
97%
97%
96%
94%
91%
100%
100%95%
89
REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN LA SUBESTACIÓN
En la siguiente tabla de muestra el ahorro en la demanda para la Subestación.
Cuadro No 4.51. Disminución de Pérdidas en la S/E.
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
A
B
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
A
B
C
E
S/E
Pérdidas kW
2,60
8,91
5,48
0,21
17.20
2,33
2,66
5,46
0,27
10.72
1,14
2,00
0,04
0,00
3.18
kvar de la red
3,10
10,24
6,66
0,32
20.32
2,76
3,05
6,61
0,39
12.81
1,42
2,35
0,06
0,00
3.83
kVA de la red
4,00
13,57
8,62
0,40
26.59
3,61
4,05
8,57
0,4816.71
1,85
3,08
0,08
0,00
5.01
• REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA
El resultado del cálculo de la disminución de energía en la subestación se indica
en el cuadro No 4.42. Después de aplicar el procedimiento expuesto en el
APÉNDICE A.
Cuadro No 4.42 Resultado del ahorro anual de energía en la subestación.
Al i mentad ores
ABCE
Subestación
Demanda máximaenergía anual (kWh)
8.478,87327.128,45321.514,392
782,91457.904,632
90
4.2.4. MEJORA DEL FACTOR DE POTENCIA EN LA RED DE
DISTRIBUCIÓN PÉREZ GUERRERO
En el cuadro No 4.43. se presentan los factores de potencia, obtenidos del
Análisis Balanceado para el diagnóstico actual de los primarios, .
Cuadro No 4.43. Factor de Potencia
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
CDE
F
S/E
C
D
E
F
S/E
C
D
E
F
S/E
Factor dePotencia
94%
95%
95%
94%
95%
94%
95%
95%
94%
95%
80%
83%
91%
93%
87%
Del cuadro anterior, todos los alimentadores presentan bajos valores de factor de
potencia por lo cual se procede a la aplicación de la medida correctiva sobre el
mismo.
91
a. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 53-C
• UBICACIÓN
La capacidad del banco de capacitores es de 300 kvar, del tipo fijo, de conexión
trifásica. El banco está ubicado en la sección 53C-48, es decir, el banco esta en
las calles Ulloa y Ramírez Davales, el mismo que está sobre el poste 881248.
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.44. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
Cuadro No 4.44. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-C
Fp
98%
Máxima caída de tensión(%)1,73
Pérdidas (kW)
26,57
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-C
Fp
98%
Máxima caída de tensión(%)1,69
Pérdidas (kW)
25,30
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-C
Fp
98%
Máxima caída de tensión(%)0,44
Pérdidas (kW)
1,82
En la tabla No 4.45. se indica un resumen del Fp en el primario
Cuadro No 4.54. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
FACTOR DE POTENCIA SITUACIÓNACTUAL
FACTOR DE POTENCIA CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
94%
98%
DEMANDAMEDIA
94%
98%
DEMANDAMlNIMA
80%
98%
92
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
A continuación se expone los beneficios que nos brinda la mejora del Fp. La
expresiones matemática empleada para el cálculo de los beneficios, se encuentra
en el APÉNDICE A.
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.13. se indican las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp, para las respectivas solicitaciones de
la carga.
Curva de Demanda de Pérdidas
Dem de perdidasfmeioramiento)
0,00
T(dia)
Figura No 4.13. Curva de Pérdidas para la semana de registro
En la tabla No 4.46. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
Cuadro No 4.46. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
PÉRDIDAS DE POTENClA(kW)ACTUAL
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) CONLA CORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDAMÁXIMA
28,43
26,57
DEMANDAMEDIA
27,19
25,30
DEMANDAMÍNIMA
2,50
1,82
93
b. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 53-D
• UBICACIÓN
En este alimentador primario se empleo dos bancos para la simulación, cada
banco con capacidad de 300 kvar, estos capacitores son del tipo fijo, los dos
bancos de conexión trifásica. El primer banco está ubicado en la sección 53D-39,
el mismo que se sitúa en el poste 881700, que se encuentra en la calle Jorge
Washington y Nueve de Octubre; el segundo banco está en la sección 53D-53, en
la calle Nueve de Octubre entre Vicente Ramón Roca y Jerónimo Carrión, el
banco se coloca en el poste 8817339.
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.47. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
Cuadro No 4.47. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-D
Fp
99%
Máxima caída de tensión(%)1,19
Pérdidas (kW)
18,00
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-D
Fp
99%
Máxima caída de tensión(%)1,19
Pérdidas (kW)
18,00
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-D
Fp
100%
Máxima caída de tensión(%)0,20
Pérdidas (kW)
1,50
94
En la tabla No 4.48. se indica un resumen del Fp en el primario
Cuadro No 4.48. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
FACTOR DE POTENCIA SITUACIÓNACTUAL
FACTOR DE POTENCIA CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
95%
99%
DEMANDAMEDIA
95%
99%
DEMANDAMÍNIMA
83%
100%
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
A continuación se expone los beneficios que nos brinda la mejora del Fp. La
expresiones matemática empleada para el cálculo de los beneficios, se encuentra
en el APÉNDICE A.
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.14. se indican las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp, para las respectivas solicitaciones de
la carga.
kW Curva de Demanda de Pérdidas
Dem de pérdidasímejoramiento) T(día)
Figura No 4.14. Curva de Pérdidas para la semana de registro
95
En la tabla No 4.49. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
Cuadro No 4.49. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW)ACTUAL
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) CONLA CORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDAMÁXIMA
19,56
18,00
DEMANDAMEDIA
19,56
18,00
DEMANDAMÍNIMA
1,92
1,50
c. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 53-E
• UBICACIÓN
La capacidad del banco de capacitores es de 300 kvar, del tipo fijo, de conexión
trifásica. El banco está ubicado en la sección 53E-38, es decir, el banco esta en
las calles Luís Cordero entre la Ulpiano Páez y Av. Nueve de Octubre, el mismo
que está sobre el poste 882012.
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.50. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
Cuadro No 4.50. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-E
Fp
97%
Máxima caída de tensión(%)5,30
Pérdidas (kW)
108,44
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-E
Fp
97%
Máxima caída de tensión<%)
5,30
Pérdidas (kW)
108,40
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-E
Fp
98%
Máxima caída de tensión(%)1,49
Pérdidas (kW)
8,32
96
En la tabla No 4.51. se indica un resumen del Fp en el primario
Cuadro No 4.51. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
FACTOR DE POTENCIA SITUACIÓNACTUAL
FACTOR DE POTENCIA CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
95%
97%
DEMANDAMEDIA
95%
97%
DEMANDAMÍNIMA
91%
98%
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
A continuación se expone los beneficios que nos brinda la mejora del Fp. La
expresiones matemática empleada para el cálculo de los beneficios, se encuentra
en el APÉNDICE A.
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.15. se indican las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp, para las respectivas solicitaciones de
la carga.
kW Curva de Demanda de Pérdidas
120,00
100,00-
80,00-
60,00
40,00 -
20,00
0,00
•Dem de Pérdidas(sit-actual) • Dem de Pérdtdas(mejoramiento)
Figura No 4.15. Curva de Pérdidas para la semana de registros
0,00
T(día)
97
En la tabla No 4.52. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
Cuadro No 4.52. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) ACTUAL
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW) CON LACORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDAMÁXIMA
112,20
108,40
DEMANDAMEDIA
112,20
108,40
DEMANDAMÍNIMA
9,50
8,30
d. CORRECCIÓN DEL Fp EN EL ALIMENTADOR 53-F
• UBICACIÓN
El tamaño del banco de capacitores requeridos para la simulación, es de 300
kvar, los mismos que son permanentes o fijos y de conexión trifásica. El banco se
encuentra ubicado en la sección 53F-76, que representa, en el plano geográfico
del primario, a la calle Juan Larrea, el banco se coloca en el poste 882273
• MEJORA DEL Fp
En la tabla No 4.53. se muestra los resultados de la simulación con la ubicación
de los capacitores en la red.
Cuadro No 4.53. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
DEMANDA MÁXIMA
PRIMARIO
53-F
Fp
97%
Máxima caída de tensión<%)1,92
Pérdidas (kW)
31,14
DEMANDA MEDIA
PRIMARIO
53-F
Fp
97%
Máxima caída de tensión(%)1,92
Pérdidas (kW)
31,10
DEMANDA MÍNIMA
PRIMARIO
53-F
Fp
100%
Máxima caída de tensión(%)0,27
Pérdidas (kW)
1,72
98
En la tabla No 4.54. se indica un resumen del Fp en el primario
Cuadro No 4.54. Resumen de tos resultados de las corridas de flujo
FACTOR DE POTENCIA SITUACIÓNACTUAL
FACTOR DE POTENCIA CONUBICACIÓN DE LOS CAPACITORES
DEMANDAMÁXIMA
94%
97%
DEMANDAMEDIA
94%
97%
DEMANDAMÍNIMA
93%
100%
• EFECTOS DE LA MEJORA DEL Fp EN EL PRIMARIO
A continuación se expone los beneficios que nos brinda la mejora del Fp. La
expresiones matemática empleada para el cálculo de los beneficios, se encuentra
en el APÉNDICE A.
Ahorro en la demanda
En la figura No 4.16. se indican las demandas de pérdidas para la situación actual
como las pérdidas con la corrección del Fp, para las respectivas solicitaciones de
la carga.
kW
35,00
30,00 •
0,00
Curva de Demanda de Pérdidas
•Dem de pérdidas(sit-actual) Dem de Pérdidas(mejoramiento)
Figura No 4.16. Curva de Pérdidas para la semana de registro
0,00
T(dia)
99
En la tabla No 4.55. se resume la reducción de las pérdidas en el primario.
Cuadro No 4.55. Resumen de los resultados de las corridas de flujo
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW)ACTUAL
PÉRDIDAS DE POTENCIA(kW)CON LA CORRECCIÓN DEL Fp
DEMANDAMÁXIMA
32,93
31,14
DEMANDAMEDIA
32,93
31,10
DEMANDAMÍNIMA
1,77
1,72
100
e. RESULTADO GLOBALES PARA LA SUBESTACIÓN PÉREZ
GUERRERO
Para este caso, se informa todo los provechos que recibe la subestación, gracias
a la corrección del Fp en cada primario.
• FACTOR DE POTENCIA DE LA SUBESTACIÓN
En el cuadro No 4.56 se expone en forma total los factores de potencia de la
Subestación.
Cuadro No 4.56. Factor de Potencia de la Subestación
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
C
D
E
F
S/E
C
D
E
F
S/E
C
D
E
F
S/E
DEMANDA (kW)
2.177,30
3.153,70
4.074,40
3.378,40
12.783.80
2.095,30
3.153,70
4.074,40
3.378,40
i 12.701.80
544,30
868,30
1.117,70
778,303.308.60
DEMANDA (kVA)
2.227,60
3.189,30
4.197,60
3.496,90
13.111.40
2.148,50
3.189,30
4.197,50
3.496,90
13.032.20
556,00
868,30
1.141,70
778,403.344.40
Factor dePotencia
98%
99%
97%
97%
98%
98%
99%
97%
97%
97%
98%
100%
98%
100%99%
101
• REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS EN LA SUBESTACIÓN
En la siguiente tabla de muestra el ahorro en la demanda para la Subestación.
Cuadro No 4.57. Disminución de Pérdidas en la S/E.
ALIMENTADOR
DemandaMáxima
DemandaMedia
DemandaMínima
C
D
EF
S/E
C
D
E
F
S/E
C
D
E
F
S/E
Pérdidas kW
1,86
1,56
3,771,79
8.98
1,89
1,56
3,82
1,83
9,10
0,68
0,42
1,18
0,05
2.33
kvar de la red
1,07
2,84
5,412,44
11.76
1,05
2,86
5,47
2,46
11.84
0,40
0,85
1,70
0,03
2.98
kVA de la red
2,14
3,24
6,603,01
14.99
2,13
3,22
6,59
3,04
14.98
0,78
0,95
2,07
0,06
3.86
• REDUCCIÓN DE LAS PERDIDAS DE ENERGÍA
El resultado del cálculo de la disminución de energía en la subestación se indica
en el cuadro No 4.58. Después de aplicar el procedimiento expuesto en el
APÉNDICE A.
Cuadro No 4.58 Resultado del ahorro anual de energía en la subestación.
Alimentadores
CD
E
F
Subestación
Demanda máxima
energía anual (kWh)
5.729,851
4.837,663
13.446,755
5.497,720
29.511,990
102
4.2.5. COMENTARIOS DE LOS RESULTADOS
Es importante anotar, que la obtención de los valores razonables en la corrección
de Factor de Potencia, se debe a las ventajas que prestan los capacitores, los
mismos que abastecen las deficiencias de potencia reactiva en los primarios para
las condiciones de carga, además presenta un importante efecto sobre la
reducción de las pérdidas.
Como es sabido, el tener factores de potencia bajos implica la transportación de
una gran cantidad de potencia reactiva, entonces lo más conveniente es generar
esta potencia en el lugar donde ella es requerida, es así, la aplicación de fuentes
de generación de reactivos sobre los primarios, conlleva a mejorar el factor de
potencia y además da los mejores beneficios, los que se traducen en la reducción
de pérdidas, disminución en la caídas de voltajes, liberación de capacidad. Los
resultados alcanzados en este capítulo, demuestran lo mencionado
anteriormente.
A continuación se expone un sumario, de los resultados alcanzados con la
metodología aplicada (ubicación de capacitores en la red de distribución), para los
primarios en estudio, tenemos:
Alimentad oresprimarios
21 -A21 -B21 -C21 -E53-C53-D53-E53-F
factor depotencia
0,970,980,970,980,980,990,970,97
Reducción en laDemanda de Pérdidas
(kW)2,608,915,480,211,861,563,771,79
Reducción en la Energíade Pérdidas (kWh-anual)
8.478,87327.128,45321.514,392
782,9145.729,8514.837,663
13.446,7555.497,720
103
Capítulo 5Alternativas para la Mejora del fp de la
Empresa Eléctrica Quito.
104
5.1. INTRODUCCIÓN
Definidos los nodos con violación de fp en el SEQ, en el presente capítulo se
analiza las alternativas para solucionar este problema.
El capítulo ha sido desarrollado con la observación de dos escenarios para el
mejoramiento del fp de la Empresa. Ambas alternativas se basan en la utilización
de bancos de capacitores, con la diferencia que su ubicación se la realiza a
diferentes niveles del sistema.
El estudio de las alternativas para la corrección del fp, tiene como objetivo la
comparación de sus resultados y así seleccionar la mejor alternativa para la
empresa.
Las alternativas realizadas en el este capítulo, son los siguientes:
1. Mejora del fp de los nodos de interconexión, con capacitores ubicados en las
subestaciones.
2. Mejora del fp de los nodos de interconexión, con la corrección del fp en los
alimentadores primarios de distribución.
105
5.2. MEJORA DEL FP DE LOS NODOS DE INTERCONEXIÓN, CON
CAPACITORES UBICADOS EN LAS SUBESTACIONES
5.2.1. METODOLOGÍA APLICADA
1. De la simulación del SEQ en condiciones actuales se establecieron los nodos
que incumplen con los requerimientos que establece el CONELEC
2. Se realiza ubicaciones de bancos en diferentes subestaciones, tratando de
determinar la mejor alternativa para que el sistema funcione dentro de los
límites tanto de factor de potencia como de voltaje y de reducir en lo posible
las perdidas.
3. Se realiza el análisis en PowerWorld determinando así si existe las mejoras
planteadas.
5.2.2. ANÁLISIS DE LOS FLUJOS DE CARGA
De las simulaciones realizadas se establece que la empresa necesita incorporar
un total de 21 Mvar en su sistema, para así poder mejorar su factor de potencia.
A continuación se indica las subestaciones donde serán ubicados los bancos con
su respectiva capacidad.
SUBESTACIÓNPOMASQUI
19-23CHILLOGALLO
1817
TOTAL
CAPACIDAD (Mvar)4,54,5
4,54,5321
CONTROLRELOJRELOJRELOJRELOJRELOJ
Estas subestaciones están relacionadas directamente con el punto de medición
Selva Alegre el mismo que se encuentra con bajo factor de potencia.
106
Los resultados de los flujos de potencia se indican en el ANEXO No 5, y como un
resumen tenemos:
DEMANDA MÁXIMA
Para este caso todos los bancos del sistema se encuentran funcionando
incluyendo los bancos que se incorporaron, estos son los que se ubican en las
subestaciones Pomasqui, 19-23, Chillogallo, 18 y 17.
A continuación se presenta la lista de las subestaciones con su respectivo aporte
de Mvar al sistema, y el voltaje en cada una de estas barras.
Number206208209221222223224225226229230232233239240243244245249300322421
1004
Ñame49
11S.RAFA
191618
3-2PEREZGCAROLINA
13-1OLÍMPICOSANGOLQ
7EPICLACHIÑAQUITO
1517-1
QUINCHETUMBACOPOMASQUIS.ROSACHILLOG
ActualMvar
2,973,01
37,4113,27,6
12,923,013,053,163,024,544,433,619,793,024,55,94,6
9,159,134,658,93
Max Mvar333
7,513,57,6
13,533
3,23
4,54,53,6
10,43
4,56
4,59,3
94,6
9
PU Volt111
0,991,01
111
1,010,99
11
0,991
0,9911
0,991,011,011,011,01
1
Con esta condición se obtuvieron los siguientes resultados, con referencia al
factor de potencia, niveles de voltaje y las pérdidas:
107
Cose Summary for Current Case [Xj
Number of Devices in Case
Buses 87
Generators 16
Loads ' 35
Switched Shunts j 24
Lines/Transformers 102
DC Lines [~0
Control Arcas 2
Zones 1
Istands j 1
Interfaces j 0
^ OK Print |
Case Totate
MW
Load ] 469,9
Generation | 481,2
Shunts f~ 0,0
Losses j" 11,34
SlackBusNumber(s) J552Case pathname
Mvar
1 ESE
| 121,4
| -134,6
|c:\PROPUESTAS\Propuesta en Subtransmision\
FACTOR DE POTENCIA:
En el siguiente cuadro, se registran los nuevos factores de potencia en los nodos
de enlace entre el Sistema Eléctrico Quito y el SIN.
BARRAINICIAL
552
552
NOMBRE
S.ROSAS.ROSA
BARRAFINAL
1003325
NOMBRE
CHILLOGS. ALGR
552
552
S.ROSAS.ROSA
294
294
S.ROSAS.ROSA
589
589
VICENVICEN
286
286
VICENTINVICENTIN
MW
100,2104,5204,7
52,052,0
104,035,438,273,6
Mvar
19,823,142,9
8,6
8,617,21,5
2,13,6
MVA
102,1107,0209,1
52,752,7
105,435,438,373,7
fp (%)
97,874
98,660
99,881
NIVELES DE VOLTAJE:
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
4
108
Los Nodos con niveles de voltaje inferiores al límite permitido, se las indica en el
siguiente cuadro:
BARRA274323324325
NOMBRE18
POMASQUI19
S. ALGR
PUVott0,933310,935550,940070,94565
Volt (kV)128,797129,105129,73130,5
PERDIDAS:
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
máxima, como resultados de los flujos de potencia es 11,34 MW, que equivale al
2,35% de la Demanda máxima.
109
DEMANDA MEDIA
Para este caso, en el cuadro siguiente se presentan las subestaciones con su
respectivo aporte de Mvar al sistema para poder obtener un alto factor de
potencia.
BARRA225249226209222223221244300229230232233239243240224245220208322421
1004206
NOMBRE3-2
QUINCHEPEREZG
111916
S.RAFA15
TUMBACOCAROLINA
13-1OLÍMPICOSANGOLQ
7INAQUITOEPICLACH
1817-1
C.T.GUAN9
POMASQUIS.ROSA
CHILLOG4
CONEXIÓNOpenOpenOpenClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosed
ActualMvar
000
3,013,937,722,994,535,013,222,974,484,463,622,98
10,198,833,056,412,968,974,564,513,03
Max Mvar3
4,533
13,57,67,54,59,33,2
34,54,53,6
310,413,5
6639
4,693
PU Volt1
1,0111
0,991,01
111111111
1,010,991,011,030,99
111
1,01
Con esta condición se obtuvieron los siguientes resultados, con referencia al
factor de potencia, niveles de voltaje y las pérdidas:
110
Case Summary for Current Case pCj
Number of Devices in Case
Buses 'lEJ
Generators j 16
Loads 1 35
Switched Shunts j 24
Lines/Transformers j 102
D C Lines J O
Control Áreas j 2
Zones ¡ 1
Isbnds { 1
Intetfaces j 0
*/ OK Print
Case Tóbate
— MWi
Load j 3&i,u
Mvar
119,5
Generation | 366,9 | 71,8
Shunts j 0,0
Losses j~ 5,88
— Slack Bus Number(s) J552
C1 \PROPUE5TAS\Propuesta en
i
-101,4
53,86
Subtransmision\
?Help |
FACTOR DE POTENCIA:
En el siguiente cuadro, se registran los nuevos factores de potencia en tos nodos
de enlace entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI.
BARRAINICIAL
552552
NOMBRE
S.ROSAS.ROSA
BARRAFINAL
1003325
NOMBRE
CHILLOGS. ALGR
552
552S.ROSAS.ROSA
294294
S.ROSAS.ROSA
589
589
VtCENVtCEN
286286
VICENTINVICENTIN
MW
70,876,6
147,432,432,464,827,529,657,1
Mvar
12,114,626,7
5
510
6,57,3
13,8
MVA
71,878,0
149,832,832,865,628,330,558,7
fp (%)
98,394
98,830
97,200
NIVELES DE VOLTAJE:
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
Ninguna
111
PÉRDIDAS:
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
máxima, como resultados de los flujos de potencia es 5,88 MW, que equivale al
1,60% de la Demanda máxima.
DEMANDA MÍNIMA
Para este caso, en el cuadro siguiente se presentan las subestaciones con su
respectivo aporte de Mvar al sistema para poder obtener un alto factor de
potencia.
Number245220
1004421209225208206322300230222223239224233232229249226221244243240
Ñame17-1
C.T.GUANCHILLOGS.ROSA
113-2
94
POMASQUITUMBACO
13-119167
18SANGOLQOLÍMPICOCAROLINAQUINCHEPEREZGS.RAFA
15IÑAQUITOEPICLACH
StatusClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpen
ActualMvar
3,066,094,564,482,982,973,042,954,535,053,018,922,953,648,92
000000000
Max Mvar36
4,54,6
32,9
33
4,59,32,94,5
33,64,54,54,53,24,5
37,54,5
33,6
PU Volt1,011,011,010,99
11
1,010,99
11,01
11
0,991,01
10,99
10,99
11
1,0111
0,98
112
Con esta condición se obtuvieron los siguientes resultados, con referencia al
factor de potencia, niveles de voltaje y las pérdidas:
Case Summary for Current Case
Number of Devices in Case
Buses
Generators
Loads
Swftched Shunts
Unes/Transformers j 102
DC Lines
Control Áreas
Zones
Istands
Interfaces
Case Totak
MW
Slack Bus Number(s) {552
Case pathname
Mvar
C:\PROPLJESTA5\Propuesta en 5ubtransmision\II
FACTOR DE POTENCIA:
En el siguiente cuadro, se registran los nuevos factores de potencia en los nodos
de enlace entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI
BARRAINICIAL
552
552
NOMBRE
S.ROSAS.ROSA
BARRAFINAL
325
1003
NOMBRE
S. ALGRCHILLOG
552552
S.ROSAS.ROSA
294294
S.ROSAS.ROSA
589
589
VICENVICEN
286
286
VICENTINVICENTIN
MW
35,734,570,218,52,8
21,37,17,7
14,8
Mvar
6,4
4,8
11,26,8
-3,13,70,40,40,8
MVA
36,334,871,119,74,2
23,97,17,7
14,8
fp(%)
98,732
98,525
99,854
113
NIVELES DE VOLTAJE:
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
Ninguna
PERDIDAS:
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
mínima, como resultados de los flujos de potencia es 1,61 MW, que equivale al
0,94% de la Demanda mínima.
114
5.3. MEJORA DEL FP DE LOS NODOS DE INTERCONEXIÓN, CON
LA CORRECCIÓN DEL FP EN LOS ALIMENTADORES
PRIMARIOS DE DISTRIBUCIÓN
5.3.1. METODOLOGÍA APLICADA
1. Con los datos proporcionados por la empresa, se procede a formar grupos de
los primarios.
2. Con los resultados de la corrección del factor de potencia en los alimentadores
de muestra se procede a extrapolar estos datos al resto de primarios.
3. Una vez extrapolados los datos se procede a determinar los nuevos factores
de potencia de las subestaciones
4. Se realiza el análisis con los nuevos factores de potencia (de las
subestaciones) en PowerWorld determinando así si existen las mejoras en los
puntos de interconexión.
5.3.2. AGRUPACIÓN DE ALIMENTADORES PRIMARIOS
Al inicio de este proyecto, la Empresa contaba con la información completa
(registros de la demanda, fp, voltaje, la red) de un reducido número de primarios
por lo cual se consideró 13 alimentadores, que servirán para la agrupación del
resto de primarios.
Esta agrupación está basada en los consumos que presenta cada primario
(Consumos residenciales, comerciales, industriales y otros), esta información es
proporcionada por la Dirección de Distribución de la EEQ, la misma que se
presenta en el Anexo 6. Los grupos que se consideran son los siguientes:
115
21A
2C12B15A18B19D21 D27D27F36E37A57A58C
21 B
2B6A7B16E18F19A19E19F34B34C36A36D37D57C57D
21 C
1A8B16A16G18E17E18C34A36C37B58B18A
21 E
53C6C8C11A24B
53D24F28A28B
53E6B7D8A8D15D17C24A24C32B
53F6D12A12D13E32E
4A2A2D3C3D7A8F11D37C59B59D
4B1B1E3A3E3F6F7E9B11C13B13D17A17B24E36F61 B
4C1D7C10A15C36B9E
4D10C10D13A13C15B16B16C16D28D28C32C57B
4E15E17G
116
Adicional se tiene un grupo de primarios donde no se realizará ninguna mejora ya
que su fp es alto (igual o mayor al 0,97), este grupo se lo presenta a continuación
01C03B09A09C09D10B11B16F16H17D18D19B19C24D27A27B32A36C58A58D59A59C61C61D
5.3.3. EXTRAPOLACIÓN DE DATOS PARA EL GRUPO
Del capítulo cuatro y de la Tesis "Optimización de la Operación de los
alimentadores primarios de Distribución", se obtuvieron los siguientes resultados
de los alimentadores muestra que servirán para la extrapolación al resto de
primarios.
117
PRIMARIO
21A21 B21C21 E
fp actual
0,950,940,930,92
fp mejorado
0,970,970,970,98
Pérdidas (fpactual) kW
61,2098,9866,80
2,20
Pérdidas (fpmejorado) kW
58,6091,4961,30
2,00
Reducciónde Pérdidas
2,607,495,500,20
53C53D53E53F
0,940,950,950,94
0,980,990,970,97
28,4319,56
112,2132,93
26,6018,00
108,4031,10
1,831,563,811,83
4A4B4C4D4E
0,950,940,960,930,95
0,990,980,990,990,99
53,9082,15
165,3024,00
5,10
49,6074,40
154,5021,404,80
4,307,75
10,802,600,30
A partir de estos resultados se ha realizado la extrapolación para el resto de
alimentadores en la siguiente forma:
• En cuanto al factor de potencia se ha tomado como referencia la diferencia
entre el fp mejorado y el fp actual de cada primario de la muestra, para de esta
manera mejorar en la misma proporción a los demás alimentadores que
pertenecen al grupo
• Con esto se obtienen los nuevos factores de potencia de cada alimentador y
con esa base se determina la capacidad necesaria del banco de capacitores
por primario.
• Para las pérdidas de potencia, de cada alimentador muestra se determina el
porcentaje del ahorro de pérdidas frente a la demanda máxima y este valor es
aplicado al resto de primarios del grupo.
• Calculadas las pérdidas de potencia en todos los alimentadores, mediante una
sumatoria tenemos las pérdidas de potencia del sistema primario de
distribución.
118
• Para determinar las pérdidas de energía, a cada grupo se aplica el mismo
factor de pérdidas del alimentador muestra.
• Las pérdidas de energía del sistema primario de distribución se obtienen
sumando las pérdidas de los alimentadores.
A continuación se presenta un resumen de los resultados:
Vol
taje 23 6,3
6,3
6,3 23 23 23 23 23 23 23 23 23
Prim
ario
21A
2C 12B
15A
18B
19D
21 D
27D
27F
36E
37A
57A
58C
fpac
tual
0,96
0,96
0,94
0,96
0,94
0,96
0,96
0,95
0,95
0,96
0,96
0,96
0,96
DE
M M
AX
(Kw
) 7.93
9,5
1.77
6,6
2.63
5,2
4.22
9,3
6.51
6,0
11.2
22,6
7.24
8,0
5.67
9,6
8.06
4,0
6.48
0,0
3.16
9,2
10.1
59,2
3.46
1 ,0
QM
AX
2.60
9,6
644,
8
938,
91
.282
,0
2.32
1 ,5
3.31
6,5
2.05
7,2
2.06
1 ,4
2.73
5,4
1 .7
87,4
1.15
0,2
2.84
3,1
1.02
2,8
fpm
ejor
ado
0,97
Dife
renc
ia(fp
act
- fp
mej
)
0.02
0
0,02
0
0,02
00.
020
0,02
0
0.02
00,
020
0.02
00,
020
0,02
0
0,02
0
0,02
00,
020
fp a
ctua
l+
dife
renc
ia
0,97
0,98
0,96
0,98
0,96
0,98
0,98
0,97
0,97
0,98
0,98
0,98
0,98
Qne
cesa
rio 620
157
191
359
472
980
663
443
611
614
281
946
302
Ban
coa
utiliz
ar 600
150
300
450
600
600
450
600
600
300
600
300
fp n
uevo
0,97
0,96
0,96
0,97
0,96
0,97
0,98
0,97
0,97
0,98
0,98
0,98
0,98
cost
os 8050
4000
5000
6900
8050
8050
6900
8050
8050
5750
8050
5750
%e
nde
ducc
ión
de p
érdi
das
0,03
%
0,03
%0,
03%
0,03
%0,
03%
0,03
%0,
03%
0,03
%
0,03
%
0,03
%
0.03
%0,
03%
Red
ucci
ónde
Pér
dida
s
2,60
0,86
1,39
2,13
3,68
2,37
1,86
2,64
2,12
1,04
3,33
1,13
23 6,3
6,3
6,3
6,3 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23
21 B
28
6A 7B 16E
18F
19A
19E
19F
34B
34C
36A
36D
37D
57C
57D
0,94
0,95
0,95
0,95
0,93
0,94
0,94
0,94
0,94
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
0,95
0,94
9.47
1,1
1.81
6,99
1.06
2,68
4.20
9,36
3.26
5,90
5.48
0,77
5.74
5,60
6.44
0,87
2.83
3,59
2.22
3.17
3.05
2,14
6.34
3,00
4.12
8,20
3.24
3,72
6.48
7,20
9.17
2,80
3437,6
659,
5
385,
7
1 .5
27.8
1.31
1,2
1 .9
89,3
2.06
6,3
2.33
7,7
1 .0
28,5
730,
7
1 .0
03,2
2.12
9,5
1 .3
56,9
1.17
7,3
2.17
7,9
3.76
8,0
0,97
0.03
0
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0.03
0,03
0.03
0,97
0,98
0,98
0.98
0,96
0,97
0,97
0,97
0,97
0,98
0,98
0,98
0,98
0,98
0,98
0,97
1064 228
133
529
334
616
652
723
318
279
383
777
519
407
794
1030
600
150
450
300
600
600
600
300
300
300
600
450
450
600
600
0,96
0,97
0.95
0.98
0,96
0,97
0,97
0,97
0,97
0,98
0,97
0.97
0,98
0,98
0,97
0,96
8050
4000
6000
5000
8050
8050
8050
5750
5750
5750
8050
6900
6900
8050
8050
0,08
%0,
08%
0,08
%0,
08%
0,08
%
0,08
%
0,08
%
0,08
%0,
08%
0.08
%0,
08%
0,08
%
0,08
%
0,08
%
0,08
%
7,50
1,44
3,33
2,58
4,34
4,55
5,10
2,24
1,76
2,42
5,02
3,27
2,57
5,13
7,26
Vol
taje 23 6,3
6,3
6,3
6,3 23 6,3 23 23 23 23 23 23
Prim
ario
21C
1A SB 16A
16G
18E
17E
18C
34A
36C
37B
58B
18A
fpac
tual 0,93
0,92
0,94
0,93
0,93
0,91
0,92
0,92
0,94
0,94
0,94
0,94
0,91
DE
M M
AX
(Kw
> 9.21
7,2
2.63
5,2
896,
4
2.33
7,1
4.03
0,6
9583
1 .3
43,5
7.01
2,8
40
34
4026
3.46
7,4
1 19
2
8.10
7,20
QM
AX
3.64
2,9
1.09
8,6
325,
3
952,
81
.605
,6
4.36
6,2
580,
42.
902,
2
1.46
4,1
1458
1 .2
58,5
432,
64.
003,
1
fpm
ejor
ado
0,97
Dife
renc
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p ac
t - fp
mej
)
0,04
0
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
fp a
ctua
l+
dife
renc
ia
0,97
0.96
0,98
0,97
0,97
0,95
0,96
0,96
0,98
0,98
0,98
0,98
0,95
Qne
cesa
rio
1333 361
143
327
578
1216 178
968
645
644
554
191
1029
Ban
coa
utiliz
ar
1200 300
150
300
600
1200 150
600
600
600
600
1200
fp n
uevo
0,97
0,96
0,98
0.96
0,97
0.95
0,95
0,95
0,98
0,98
0,98
0,94
0,96
cost
os 1610
0
5000
4000
5000
7000
1610
040
00
8050
8050
8050
8050
1610
0
%e
nre
ducc
ión
de p
érdi
das
0,06
%
0,06
%
0,06
%
0,06
%
0,06
%0,
06%
0,06
%0,
06%
0,06
%0,
06%
0,06
%
0,06
%
Red
ucci
ónde
Pér
dida
s
5,60
1,57
0,54
1,40
2,41
5,72
0,80
4,19
2,41
2,40
2,07
4,84
23
21E
0.92
3.01
6,4
1.28
4,6
0,98
0,06
00.
9867
260
00.
9880
500,
01%
0,20
6.3
6,3
6,3
6,3
6,3
63C
6C 8C 11A
24B
0,94
0,95
0,95
0,93
0,95
2.17
9,2
1.17
1,9
559,
01
.399
,7
3.67
6,3
790,
942
5,4
202,
9
535,
4
1.18
2,0
0,98
0,04
0
0,04
0,04
0,04
0,04
0,98
0,99
0,99
0,97
0,99
348
218
104
210
714
300
150
150
600
0,98
0,98
0,95
0,96
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5.3.4. ANÁLISIS DE FLUJOS DE CARGA
DEMANDA MÁXIMA
Con los resultados de la extrapolación, se determinan los nuevos factores de
potencia por subestación y por ende se establecen las cargas a utilizar en la
simulación.
Number205206208209218219221222223224225226229230231232233235236239240241243244245248249295300301322421614
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29,8310,8432,0913,01
3,424,25
fp0,9660,9930,9880,9800,9800,9790,9690,9690,9680,9580,9790,9790,9760,9680,9620,9740,9600,9760,9590,9840,9690,9680,9760,9740,9770,9690,9720,9760,9790,9780,9660,9840,9710,969
125
A continuación se presenta la lista de las subestaciones con su respectivo aporte
de Mvar al sistema, y el voltaje en cada una de estas barras.
Number206208209220221222223224225226229230232233239240243244245249300322421
1004
Ñame49
11C.T.GUAN
S.RAFA191618
3-2PEREZG
CAROLINA13-1
OLÍMPICOSANGOLQ
7EPICLACHIÑAQUITO
1517-1
QUINCHETUMBACO
POMASQUIS.ROSA
CHILLOG
StatusClosedClosedClosedOpenClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosed
ActualMvar
2,992,993,01
07,548,867,589,122,952,983,183,024,474,453,59
10,063,024,492,974,548,914,574,584,48
Max Mvar3336
7,59,27,69,12,9
33,22,94,54,53,6
10,43
4,53
4,5,9,34,54,64,5
PUVolt111
1,011
0,991
1,010,99
1111
0,991111
0,9911
1,0111
Para esta condición se obtuvieron los siguientes resultados, con referencia al
factor de potencia, niveles de voltaje y las pérdidas:
126
r " • -Case Stmimary for Currcnt Case [XJ
Number of Devices ín Case Case Totals
Buses 87|
Generators j 16
Loads f 35
Swftched Shunts | 24i
Lines/Transformers j 102
DClines Po~
Control Áreas j 2
Zonas 1
Islands ,fT
Interfaces j 0
^OK j P
MW
~~ Load 469,9
„ Generatton [~481,0
Shunts 0,0
Losses 11,12
_i • É j * 1—SJdLk Bus- Number(s) J552
Mvar
| 112,0
| 102,3
| -1H,4
| 104,80
_ [c:\PROPUESTAS\mejora factor en primarios\DEh
rint ?belp j
FACTOR DE POTENCIA:
En el siguiente cuadro, se registran los nuevos factores de potencia en los nodos
de enlace entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI.
BARRAINICIAL
552
552
NOMBRE
S.ROSA
S.ROSA
BARRAFINAL
325
1003
NOMBRE
S. ALGR
CHILLOG
552
552
S.ROSA
S.ROSA
294
294
S.ROSA
S.ROSA
589
589
VICEN
VICEN
286
286
VICENTIN
VICENTIN
MW
104
99,8
203,8
52,3
52,3
104,6
35,5
38,3
73,8
Mvar
21,3
20,5
41,8
2,6
2,6
5,21
0,6
1,6
MVA
106,2
101,9
208,0
52,4
52,4
104,7
35,5
38,3
73,8
fp (%)
97,961
99,877
99,975
NIVELES DE VOLTAJE:
127
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
4
Los Nodos con niveles de voltaje inferiores al límite permitido, se las indica en el
siguiente cuadro:
BARRA274323324325
NOMBRE18
POMASQUI19
S. ALGR
PUVoft0,931390,933890,940290,94671
Volt (kV)128,531128,876129,76
130,647
PÉRDIDAS:
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
máxima, como resultados de los flujos de potencia es 11,12 MW, que equivale al
2,31% de la Demanda máxima.
*
DEMANDA MEDIA
Las cargas mejoradas para esta condición son las siguientes:
128
Number205206208209218219221222223224225226229230231232233235236239240241243244245248249295300301322421614
1004
Ñame10V-1
49
112-22-2
S.RAFA191618
3-2PEREZG
CAROLINA13-1
12OLÍMPICOSANGOLQ
867
EPICLACH10N
IÑAQUITO15
17-119
QUINCHEMACHACHTUMBACOMACHACH
POMASQUIS.ROSA
3-1CHILLOG
MW5,49,8
56,84,21,4
17,125,522,1
288,8
12,314,17,76,4
11,510,9
63,311
23,38,69,6
10,55,41,19,21,6
17,37,9
24,68,72,8
13,1
Mvar0,881,4
0,710,970,760,254,135,573,876,771,251,752,11
1,31,461,943,181,090,9
1,574,221,881,371,640,840,242,1
0,232,471,136,171,240,7
2,92
MVA5,479,9
5,056,874,271,42
17,5926,1
22,4428,818,89
12,4214,267,816,56
11,6611,35
6,13,42
11,1123,68
8,89,7
10,635,461,139,441,62
17,487,98
25,368,792,89
13,42
fp0,9870,9900,9900,9900,9840,9860,9720,9770,9850,9720,9900,9900,9890,9860,9760,9860,9600,9840,9650,9900,9840,9770,9900,9880,9890,9730,9750,9880,9900,9900,9700,9900,9690,976
129
A continuación se presenta la lista de las subestaciones con su respectivo aporte
de Mvar al sistema, y el voltaje en cada una de estas barras.
Number221208230300245223224206421229209232233239240243
1004222322249226244225220
ÑameS.RAFA
913-1
TUMBACO17-1
16184
S.ROSACAROLINA
11OLÍMPICOSANGOLQ
7EPICLACHIÑAQUITOCHILLOG
19POMASQUI
QUINCHEPEREZG
153-2
C.T.GUAN
StatusClosedClosedClosedC tosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpen
ActualMvar
33
2,965,083,042,964,072,964,533,243,014,564,433,662,992,95
00000000
Max Mvar33
2,953343
4,63,2
34,54,53,63,5
34,59,24,54,5
34,52,9
6
PU Volt11
0,991,011,010,991,010,990,991,01
11,010,991,01
10,99
11
1,01111
1,011,02
Con esta condición se obtuvieron los siguientes resultados, con referencia al
factor de potencia, niveles de voltaje y las pérdidas:
130
Case Summary for Current Case fS<)
Number of Devkes ín Case Case Totats
Buses m MW
Generators j 16 Load 361'°
Loads f~3ir Generation ) 366,9
Swftched Shunts p24 Shunts | 0^0
Lines/Transformers 102 Losses í~5,86
DC Ltnes 0 , —— r 5lackBusNumber(s) 552
Control Áreas 2 .
7one*" 1
Mvar
69,0
66,2
-56,4
53,89
* |C: \PROPUE5TAS\me jora Factor en primarios\DErIslands ¡ 1
Interfaces j 0
*/ OK Print j ?Help
FACTOR DE POTENCIA:
En el siguiente cuadro, se registran los nuevos factores de potencia en los nodos
de enlace entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI.
BARRAINICIAL
552552
NOMBRE
S.ROSAS.ROSA
BARRAFINAL
1003325
NOMBRE
CHILLOGS. ALGR
552552
S.ROSAS.ROSA
294294
S.ROSAS.ROSA
589589
VICENVICEN
286286
VICENTINVICENTIN
MW
70,576,2
146,732,432,464,827,8
3057,8
Mvar
13,113
26,14,5
4,59
4,65,3
9,9
MVA
71,777,3
149,032,732,765,428,230,558,6
fp(%)
98,451
99,049
98,563
131
NIVELES DE VOLTAJE:
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
Ninguna
PÉRDIDAS:
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
media, como resultados de los flujos de potencia es 5,86 MW, que equivale al
1,59 % de la Demanda media.
DEMANDA MÍNIMA
Para este caso, las nuevas cargas utilizadas son las siguientes
132
Number205206208209218219221222223224225226229230231232233235236239240241243244245248249295300301322421614
1004
Ñame10V-1
49
112-22-2S.RAFA
191618
3-2PEREZGCAROLINA13-1
12OLÍMPICOSANGOLQ
867
EPICLACH10NIÑAQUITO
1517-1
19QUINCHEMACHACHTUMBACOMACHACHPOMASQUIS.ROSA3-1CHILLOG
MW1.65,22,13,22,11,29,113
8,511,75,4
45,13,32,34,44,42,51,45,2
11,13,23,54,83,4
1.16,60,4
10,53,8
11,24,61,28,5
Mvar0,362,170,340,680,3
0,172,123,841,732,120,910,571,190,860,621,271,710,510,491,064,031,160,711,681,170,37
20,01
1,50,541,750,660,352,31
MVA1,645,632,133,272,121,219,34
13,568,67
11,895,484,045,243,412,384,584,722,551,485,31
11,813,4
3,575,093,6
1,166,90,4
10,613,84
11,344,651,258,81
fp0,9760,9240,9860,9790,9910,9920,9740,9590,9800,9840,9850,9900,9730,9680,9660,9610,9320,9800,9460,9790,9400,9410,9800,9430,9440,9480,9571,0000,9900,9900,9880,9890,9600,965
133
A continuación se presenta la lista de las subestaciones con su respectivo aporte
de Mvar al sistema, y el voltaje en cada una de estas barras.
Number208240209245239223220206300421224233232
1004230222229249226221322244225243
Ñame9
EPICLACH11
17-17
16C.T.GUAN
4TUMBACOS.ROSA
18SANGOLQOLÍMPICOCH1LLOG13-1
19CAROLINAQUINCHEPEREZGS.RAFAPOMASQUI
153-2IÑAQUITO
StatusClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedClosedCfosedClosedClosedOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpenOpen
ActualMvar
3,043,013,022,953,592,956,283,065,084,654,58
0000000000000
Max Mvar3
3,533
3,6363
9,34,64,54,54,54,52,94,53,24,5
37,54,54,52,9
3
PU Volt1,01
11
0,991
0,991,021,011,01
11,01
11
0,99111
1,011
1,011,01
111
Con esta condición se obtuvieron los siguientes resultados, con referencia al
factor de potencia, niveles de voltaje y las pérdidas:
134
Case Summary for Current Case
Number of Devices in Case
Buses
Generators
Loads
Swftched ShuntsLines/Transformers
DC Lines
Control Áreas
Zones
Islán ds
Interfaces
102
Case Totals
5lackBus Mumber(s) ¡552
Case pathname
C:\PROPUESTA5\mejora factor en primarios\DEr'
?rjelp
FACTOR DE POTENCIA:
En el siguiente cuadro, se registran los nuevos factores de potencia en los nodos
de enlace entre el Sistema Eléctrico Quito y el SNI.
BARRAINICIAL
552552
NOMBRE
S.ROSA
S.ROSA
BARRAFINAL
1003325
NOMBRE
CHILLOGS. ALGR
552 S.ROSA 294 S.ROSA
589
589
VICEN
VICEN286
286
VICENTIN
VICENTIN
MW
33,634,768,318,518,5
8
8,6
16,6
Mvar
0,11,61,7
1,7
1,71
1,22,2
MVA
33,634,768,318,618,68,18,7
16,7
fp (%)
99,946
99,580
99,131
NIVELES DE VOLTAJE:
Barras con voltajes superiores al 5%:
Barras con voltajes inferiores al 5%:
Ninguna
Ninguna
135
PÉRDIDAS:
El valor de las pérdidas resistivas de potencia en subtransmisión, a demanda
mínima, como resultados de los flujos de potencia es 1,51 MW, que equivale al
0,88 % de la Demanda mínima.
5.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
En el presente capitulo se analizaron las dos alternativas para la corrección del
factor de potencia de la EEQ, las mismas que fueron descritas anteriormente.
A continuación se presenta un resumen de los resultados y se compara las
diferentes alternativas analizadas en el presente estudio, aquí se observa
claramente que los mejores resultados se presentan con la corrección del fp en
los sistemas de distribución.
MÁXIMA
fp SantaRosafp SelvaAlegrefp Vlcentina
Cond.Actual
96,481
95,39799,192
Alternativa1
98,660
97,87499,881
Alternativa2
99,877
97,96199,975
MEDIA
fp SantaRosafp SelvaAlegrefp Vlcentina
Cond.Actual
91 ,092
94,32295,798
Alternativa1
98,830
98,39497,200
Alternativa2
99,049
98,45198,563
MÍNIMA
fp SantaRosafp SelvaAlegrefp Vicentina
Cond.Actual
84,404
96,27198,077
Alternativa1
98,525
98,73299,854
Alternativa2
99,580
99,94699,131
136
En lo referente a las pérdidas, tenemos:
• La reducción de pérdidas con el empleo de bancos de capacitores en las
subestaciones es 200 kW.
• El reducción de pérdidas con el empleo de bancos de capacitores en los
primarios de distribución es 810 kW.
137
*
Capítulo 6Evaluación económica de las
propuestas.
138
6.1. INTRODUCCIÓN
El presente capítulo trata la determinación de los beneficios económicos
obtenidos con las propuestas presentadas para la mejora del Factor de potencia
en los puntos de conexión entre la Empresa y el SNI.
Todas las ventajas técnicas, derivadas de la corrección del Fp, deberían verse
reflejadas en ventajas económicas para que la aplicación del proyecto tenga
sentido, ya que cualquier inversión se justifica siempre y cuando los costos de
operación-mantenimiento y rentabilidad del capital invertido sean menores que el
ahorro producido por el equipo en el cual se invierte el capital. En otras palabras,
se debe cumplir;
a+ b<c
Donde:
a = Rentabilidad del capital invertido
b = Costos de operación y mantenimiento
c = Ahorro conseguido
Para este capítulo, se empleará en la evaluación de las soluciones propuestas la
Beneficiorelación
Costo
139
6.2. EVALUACIÓN ECONÓMICA
La evaluación económica toma en cuenta los beneficios y costos de los proyectos
desde el punto de vista de la economía en su conjunto; y por lo tanto, determina si
conviene o no ejecutar el proyecto.
Un proyecto se considera atractivo, cuando los beneficios derivados exceden los
costos asociados; por lo tanto, se deben determinar los beneficios y costos
asociados al proyecto. Los beneficios constituyen ventajas en términos
económicos que la empresa recibe, los costos son gastos que se deben realizar
para poner en marcha el proyecto analizado.
6.3. RELACIÓN BENEFICIO-COSTO
La relación beneficio-costo, es el cociente del valor actualizado de los beneficios y
el valor actualizado de inversiones (costos).TI f- *
Para que un proyecto sea favorable, la relación ^e C1° >i entre mayOr seaCosto
esta relación más prioridad tiene el proyecto.
a. RELACIÓN BENEFICIO-COSTO DE LA PROPUESTA 1
Los beneficios económicos que se obtienen con la propuesta 1 que corresponde a
la corrección del fp en las subestaciones, se detallan a continuación:
I. Beneficio en el factor de potencia, es el pago de la Potencia Reactiva, que la
Empresa ahorrará, para mantener en los límites establecidos.
U. Beneficio de la Energía de pérdidas, es la energía que la Empresa no
compraría.
III. Beneficio en la Inversión, es el dinero que la Empresa dejaría de invertir en el
sistema.
Costos de inversión asociados a la presente propuesta es:
1. Compra del Equipo (capacitores con su respectivo equipo de protección y
control para la Subtransmisión).
140
2. Mano de obra calificada para la Instalación del Equipo.
3. Imprevistos
Un presupuesto referencia! para esta propuesta se señala en el cuadro siguiente,
en el cual el costo unitario incluye: el costo del banco y mano de obra para la
instalación adicionalmente incluye un porcentaje para los imprevistos.
CANTIDAD
41
CAPACIDAD DELBANCO (Mvar)
4,53
COSTOUNITARIO ($)
50.00040.000
TOTAL DE COSTOS
TOTAL ($)
200.00040.000
240.000
Todos los beneficios, con excepción del beneficio de inversión, deben ser traídos
a valor presente mediante la siguiente formula
VP = VA
Donde:
VP = valor presente
VA = valor anual
n = vida útil del proyecto
i = tasa de descuento
El siguiente cuadro, indica los beneficios que se obtendrían al aplicar la propuesta
1; se indican los ahorros en demanda y energía.
SISTEMASUBTRANSMISION
ACTUAL
PROPUESTA-I
AHORRO
Pérdida (kW)
11.540
1 1 .340
200
SISTEMA
SUBTRANSMISIONAHORRO
Pérdida (kWh-año)
471.121
141
Para la determinación de los beneficios en valores monetarios se emplean los
costos de energía y potencia, estos costos son proporcionados por el Centro
Nacional de Control de Energía, los mismos que se los presentan a continuación:
Precio Promedio de la Energía (ctvs USD/kWh-AÑO)
Cargo mensual de Demanda por Transmisión(USD/kW-MES)
Costo por ahorro en Inversión para Sistemas deDistribución (USD/kW)
Costo por ahorro en Inversión para Sistemas deSubtransmisión (USD/kW)
5,263
2,9
500
300
El beneficio por factor de potencia se ha considerado el valor de 20.091
USD/anual, por concepto de pago que hace la EEQ a CARGOS POR
REACTIVOS, este valor es proporcionado por las facturas que entrega el
CENACE a los Distribuidores.
Por lo tanto, el Beneficio-Costo de la propuesta1!, es:
Beneficio por FpBeneficio de la Energía de pérdidasBeneficio en la inversiónBeneficio en la Demanda de perdidas
Ahorro Anual($)
20.090,8824.795,0960.000,006.960,00
BENEFICIO TOTAL
Valor Presente($)
152.812,83188.593,4360.000,0052.938,31
454.344,58
Costos de Inversión Total 240.000,00
Beneficio/costo 1,88
b. RELACIÓN BENEFICIO-COSTO DE LA PROPUESTA 2
Los beneficios económicos para esta propuesta que corresponde a la corrección
del fp en el sistema de distribución, son:
I. Beneficio en el factor de potencia.
142
II. Beneficio en ta Energía de pérdidas (para ios sistemas de Subtransmisión y
Distribución).
III. Beneficio en la Demanda de pérdidas (para los sistemas de Subtransmisión y
Distribución).
IV. Beneficio en la Inversión (para los sistemas de Subtransmisión y
Distribución).
Costos de inversión para ta propuesta 2 es:
1. Compra del Equipo (capacitores para el sistema de distribución).
2. Mano de obra calificada para la Instalación del Equipo.
3. Imprevistos
Un presupuesto referencia! para esta propuesta se señala en el cuadro siguiente,
en el cual el costo unitario incluye: el costo del banco y mano de obra para la
instalación adicionalmente incluye un porcentaje para los imprevistos.
NIVEL DETENSIÓN (kV)
236,3236,3236,36,3
CAPACIDAD DELBANCO (kvar)
600600450450300300150
TOTAL DE BANCOS
CANTIDAD
271951362113-104
COSTOUNITARIO ($)
8.0507.0006.9006.0005.7505.0004.000
TOTAL ($)
217.350133.00034.50078.00034.500
105.00052.000
664.350
Con excepción del beneficio de inversión, los demás beneficios serán traídos a
valor presente por medio de
Donde:
VP = valor presente
143
VA = valor anual
n = vida útil del proyecto
i = tasa de descuento
Se presenta un resumen de los beneficios con la propuesta 2:
SISTEMA
SUBTRANSMISION
ACTUAL
PROPUESTA 2
AHORRO
Pérdida (kW)
11.540
11.120
420
SISTEMA
DISTRIBUCIÓN
AHORRO
Pérdida (kW)
389,79
SISTEMA
SUBTRANSMISION
AHORRO
Pérdida (kWh-año)
989.354
SISTEMA
DISTRIBUCIÓN
AHORRO
Pérdida (kWh-año)
1.241.433
Los costos para determinar los beneficios a valores monetarios, son los mismos
aplicados para la anterior propuesta.
El beneficio por factor de potencia se ha tomado el mismo que en la propuesta 1.
El siguiente cuadro presenta el beneficio-costo de la propuesta 2
Beneficio por FpBeneficio de la Energía de pérdidasBeneficio en la Demanda de pérdidasBeneficio en la inversión
Ahorro Anual($)
20.090,88117.406,3028.180,70
320.895,14BENEFICIO TOTAL
Valor Presente($)
152.812,83893.001,64214.344,66320.895,14
1.581.054,27
Costos de Inversión Total 654.350,00
Beneficio/costo 2,42
144
6.4. COMPARACIÓN DE LAS PROPUESTAS
Para la decidir cual alternativa elegir, se facilita si adoptamos la siguiente regla:
"se elegirá la alternativa que requiera la mínima inversión de capital y que
produzca resultados funcionales satisfactorios, a menos que el capital incremental
asociado con un alternativa que tenga una inversión mayor se puede justificar con
respectivo a sus ahorros o beneficios increméntales" [18].
De acuerdo con esta regla, consideramos la alternativa que requiere la inversión
mínima de capital para ser la alternativa base. La inversión de capital adicional
sobre el requerido por la alternativa base suele dar como resultado un aumento
en la capacidad, aumento en la calidad, incremento de ingresos, disminución de
gastos de operación y mantenimiento.
La técnica más directa de comparación de las alternativas de inversión, se usa el
método de valor equivalente anual, se selecciona aquella cuyo valor equivalente
anual sea el más grande [18].
Inversión de CapitalIngresos anuales
PROPUESTA-I-240.000
51.846
PROPUESTA2-654.350165.678
Mediante la expresión:
*_ /•* + IngresosAmtales
Donde
VA= Valor anual
i=10%
n=15 años
Tenemos los valores equivalentes anuales para las alternativas y son:
Valor Anual ($)PROPUESTA-I
20.292PROPUESTA2
79.648
Con base a la regla expuesta anteriormente se seleccionaría la alternativa de la
propuesta 2, pues su valor anual es el más alto ($79.648)
145
Capítulo 7
Conclusiones y Recomendaciones.
146
7.1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
• El CONELEC por medio de sus regulaciones, exige a las empresas
distribuidoras cumplir ciertos valores de factores de potencia; mediante este
estudio se determinó la forma más ventajosa de cumplir las regulaciones.
• Otro punto relevante dentro de esta investigación, es el empleo de
herramientas computacionales de probada eficacia, como el PowerWorld 8.0 y
DPA/G, como soporte de los análisis de ingeniería realizados.
• Para la demanda máxima, se presenta sobrecarga en tos transformadores de
las subestaciones No19 - 23 kV y en la No 18. se recomienda para solucionar
este problema analizar la oportunidad de instalar el segundo transformador de
33 MVA en las subestaciones 18 y 19
• Es importante anotar, que la obtención de los valores razonables en la
corrección de Factor de Potencia, se debe a las ventajas que prestan los
capacitores, los mismos que abastecen las deficiencias de potencia reactiva
en los primarios para las condiciones de carga, además presenta un
importante efecto sobre la reducción de las pérdidas.
• Este trabajo, en lo que respecta a la factor de potencia, se obtuvieron los
resultados a partir de los flujos de potencia así como también de las lecturas
de los medidores ubicados en los puntos de interconexión, se pudo observar
existe una diferencia entre estos valores, si bien es aceptable para este
estudio, se podría eliminar si la empresa dispusiera de toda la información
del sistema.
• Se recomienda, preparar y poner en marcha un plan intensivo de control del
factor de potencia de los grandes clientes e incentivar a la corrección del
mismo, ya que esto reducirá en gran parte la exigencia de reactivos que
147
requiere el sistema y la empresa ahorrará tanto en las pérdidas como en la
inversión.
Recordando que las modelaciones son interpretaciones de la realidad es claro
que uno de los puntos más importante es una mejor simulación de los equipos
y sus restricciones. Este aspecto adquiere especial interés de las empresas
que quiere ver sus elementos de trabajo diario representando de manera lo
más real posible, por lo tanto, es fundamental la obtención correcta de
información de los registros y de una representación más detallada de todos
los elementos de la red.
Es necesario construir una base de datos dentro de la Empresa Eléctrica
Quito, lo cual permita obtener datos fiables y actualizados de los elementos
tanto que conforman el sistema eléctrico de potencia de la Empresa, así
como las redes de distribución. Esto se debe al hecho de que los datos
obtenidos para la simulación provienen de los valores previamente
introducidos para la simulación en el departamento de planificación de SEP
de la Empresa en el programa PSS, no encontrándose en la mayoría de los
casos todos los valores tabulados en cuadros específicos.
• Es conveniente instalar medidores registradores electrónicos en los
alimentadores que no disponen a fin de tener mayor información para futuros
estudios.
148
LA CONCLUSIÓN PRINCIPAL DEL PROYECTO ES:
• El presente estudio demuestra que si las compañías de distribución de
electricidad realizan inversiones tanto en ingeniería como en adquisición e
instalación del equipo sobre sus redes de distribución los beneficios obtenidos
pueden ser altos. En el presente estudios se demuestra que la empresa no
solo corregiría su factor de potencia sino que todo el sistema presentaría
mejoras tanto en el perfil de voltaje como en reducción de pérdidas, tal como
se aprecia en el siguiente cuadro.
PROPUESTA 1
PROPUESTA 2
Sistemas Eléctricos deSubtransmisión
Reducción enpérdidas dePotencia (kW)
200
420
Reducción enpérdidas deEnergía (kWh)
471.121
989.354
Sistemas Eléctricos deDistribución
Reducción enpérdidas dePotencia (KW)
0
390
Reducción enpérdidas deEnergía (kWh)
0
1.241.433
TOTAL
Reducción enpérdidas dePotencia (kW)
200
810
Reducción enpérdidas deEnergía (kWh)
471.121
2.230.787
USD porreducción depérdidas
454.344,58
1.581.054,27
<ft
149
Bibliografía.
150
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2. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO, Descripción del Sistema de
Subtransmisión. Departamento de Planificación SEP, 2.001
3. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO, Datos Transformadores SEQ.
Departamento de Planificación SEP, 2.001
4. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO, Despacho de Carga. Listado de
Bancos de Condensadores Instalados en el SEQ.
5. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO, Registros de primarios 2.001.
Departamento de Pérdidas, 2.001
6. EMPRESA ELÉCTRICA QUITO, Parámetros de las Líneas de
Transmisión y Subtransmisión. Departamento de Planificación de SEP,
2.001.
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Versión 8.0. 2.001
8. SOTT & SCOTT. "Manual del Distribution Priman/ Analysis/Graphics
(DPA/G)". Versión 3.12, Seattle 1995.
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Reactiva. 1999.
10. CONELEC, Regulación CONELEC 005-00. Transacciones de Potencia
Reactiva en el MEM. 2000
151
11 VILLAVICENCIO, Patricio & CALLE, Ersson, "Qptímización de la
Operación de los alimentadores primarios de Distribución". Tesis,
Escuela Politécnica Nacional, 2001
12. SINCHE, Numa. "Qptimización del factor de potencia en una red de
distribución mediante uso de capacitores" Tesis, Escuela Politécnica
Nacional, 1979
13. ANDRADE, Vinicio. "Uso de capacitores serie en redes de distribución".
Tesis, Escuela Politécnica Nacional, 2000
14. WESTINGHOUSE, Electric Company. "Distribution Svstems:
Enaineering reference book". Volumen III, Pennsylvania, 1956.
15. GÜNEN, Turan. "Eléctrica! Power Distribution System Engineering",
McGraw-Hill book Company, Sacramento, 1986.
16. POVEDA, Mentor. "A new Method to Calcúlate Power Distribution
Losses in an Environment of High Unregistered Loads". IEEE, 1999.
17. McGraw-Edison Company, "Capacitor: ABC's of Capacitors Power-
Factor Correction". Power System Group, R230-90-1, June 1976.
18. DEGARMO, Paúl, SULLIVAN, William, BONTADELLI, James y WICKS,
Elin, Ingeniería Económica. Prentice-Hall, 10a edición, México, 1997.
APÉNDICE A
FORMULACIÓN PARA EL CALCULO
DE BENEFICIOS CON LA MEJORA
DEL FACTOR DE POTENCIA
i
152
1. REDUCCIÓN DE PERDIDAS DE POTENCIA
Para la determinación de la disminución de las pérdidas, es mediante la
expresión:
Donde
DD = Ppactual-Ppnueva
DD = Disminución de Demanda de pérdidas (kW)
Ppactuai = Pérdidas de Potencia en situación actual (kW)
= Pérdidas de Potencia con la compensación reactiva (kW)
2. DISMINUCIÓN DE PERDIDAS DE ENERGÍA
La reducción de las pérdidas de energía, es en base a las curvas de la demanda
de pérdidas de cada primario.
La cantidad de energía ahorrada puede ser calculada de la siguiente manera:
Se determina la demanda de perdidas de cada primario utilizando la expresión:
DP-i*cos9max
Dp_ *cos6,DRL-max
Donde:
DRL-Í
DP-I
Dp_max
D RL-max
= Demanda de pérdidas resistivas en el Primario (kW)
= Demanda de potencia en el intervalo de demanda (kW)
= Demanda máxima de potencia en el periodo de estudio (kW)
= Demanda máxima de pérdidas (kW)
Con la expresión anterior, obtenemos la curva de demanda de perdidas tanto en
la condición actual como para los primarios con el Fp corregido.
tIntegrando estas curvas, nos da como resultado la energía de perdidas del
primario para ambos casos.
Y la energía ahorra es,
'actual rc nueva
Donde:
Ea = Energía economizada (kWh)
Peactuai = Energía de perdidas en condición actual (kWh)
Penueva = Energía de perdidas con Fp mejorado (kWh)
ANEXOS
t
ANEXO 1
DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA
ELÉCTRICO QUITO
951
ANEXO 2
FLUJOS DE POTENCIA EN SITUACIÓN
ACTUAL PARA SEQ
ANEXO 2.1DEMANDA MÁXIMA
<m
ES
CU
ELA
PO
LITÉ
CN
ICA
NA
CIO
NA
L
ING
EN
IER
ÍA a
ÉC
TR
ICA
DIE
GO
PE
ÑA
LOZ
A •
JO
RG
E Y
UC
CH
A
PR
OY
EC
TO D
E T
ITU
LAC
IÓN
SIS
TE
MA
UN
IRLA
R D
E L
A E
EQ
1ff0
3/20
03
BUS 100 C.T.QUITGENERATOR 1TO 106 GUANGO PO
BUS 101 C.H.PASOGENERATOR 1TO 202 PASOCHOA
BUS 103 C.T.LULUGENERATOR 1TO 215 SUR
BUS 105 C.H.GUANGENERATOR 1TO 204 C.H.GUAN
BUS 106 GUANGOPOTO 100 C.T.QUITTO 220 C.T.GUANTO 589 VICEN
BUS 109 C.H.CUM3GENERATOR 1TO 210 CUMBAYA
BUS 111 C.H.NAY1GENERATOR 1TO 213 NAYON
BUS 202 PASOCHOATO 101 C.H.PASOTO 296 CUMBAYA
BUS 204 C.H.GUANTO 105 C.H.GUANTO 215 SURTO 216 G.T.46
BUS 205 10V-1LOAD 1TO 287 10V46TO 287 10V46
BUS 206 4LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 293 4
BUS 208 9LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 259 9
BUS 209 11LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 261 11
BUS 210 CUMBAYATO 109 C.H.CUM3TO 213 NAYONTO 281 NORTETO 281 NORTETO 299 TUMBACO
BUS 213 NAYONTO 111 C.H.NAY1TO 210 CUMBAYATO 247 QUINCHE
SUS 215 SURTO 103 C.T.LULUTO 204 C.H.GUANTO 216 G.T.46TO 217 DERIV6
6,
1
4,
1
6,
1
138,
1
138,111
4,
1
6,
1
46,11
46,111
6,
12
6,
1
6,
1
6,
1
46,11121
46,111
46,1111
62525
222
322
055
0-25025
23030
92828
0-22
0-58-2
34
-2-2
3140
-14
350
-5
380-8
0-29-855
27
0-27818
0-2-8-710
MW,60,60
MW,60,60
MW,80,80
MW,60,60
MW,53,00,53
MW,00,00
MW,00,00
MW-59,59
MW,59,44,85
MW,30,15,15
MW,40.00,40
MW,80.00,80
MW,90.00,90
MW-74,86,47,47,66
MW,52,89,63
MW,79,39,61,84
Mvar7,50H7,50
Mvar1,30H1,30
Mvar0,70H0,70
Mvar2,OOH2,00
Mvar-5,960,005,96
Mvar9,OOH9,00
Mvar12.00H12,00
Mvar-1,201,20
Mvar-1,764, 14
-2,39
Mvar1,78
-0,89-0,89
Mvar4,582,97-1,61
Mvar1,293,011,72
Mvar2,603,000,40
Mvar-6,86-6,725,285,283,02
Mvar-10,356,803,55
Mvar-0,61-4,00-3,763,55
MVA26,726,7
MVA2,92,9
MVA2,92,9
MVA5,95,9
MVA26,20,0
26,2
MVA31,331,3
MVA30,530.5
MVA2,92,9
MVA5,99,43,7
MVA4,72,32,3
MVA15,13,014,5
MVA5,93,06,0
MVA9,33,08,9
MVA30,511,17,67,627,8
MVA29,411,219,0
MVA2,99,38,511,4
%
67
%
48
%
26
%
40
%66016
%
63
%
92
%4812
%39187
%
3737
%
72
%
60
%
89
%6121141452
%892136
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
,
0
t
1
t
0
f
0
/
01
,1
l
1
,1
,0
,00
,
0
1
0
,1
1
% 0,26181622
0
0093 2,
.9713NT
9844 -9,
,OOOONT
9940 -8,
,9750NT
9855 -7 ,
, 9998NT
9635 -1,, 9713TA, OOOOTA
9815 -3,
,0500NT
9965 -4,
,0500NT
9668 -11,, OOOOTA
9707 -9,, 9998TA
9934 -7,
, 9923NT, 9923NT
9956 -15,
, 9438NT
0010 -11,
, OOQONT
0006 -12,
, 9875NT
0041 -6,,050 OTA
0097 -6,, 0500TA
9597 -10,,97 5 OTA
01 2
0,0
34 1
0,0
61 1
0,0
52 1
0,0
18 20,00,0
25 1
0,0
16 1
0,0
07 10,0
70 10,0
38 1
0,00,0
72 1
0,0
42 1
0,0
39 1
0,0
96 10,0
74 10,0
38 10,0
2
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
(OPEN)
TO 218TO 219TO 250TO 293
BUS 216TO 204TO 215TO 220TO 291
BUS 217TO 215TO 292TO 297
BUS 218LOAD 1TO 215
BUS 219LOAD 1TO 215
BUS 220
2-22-2EPICL4
G.T.46C . H . GUANSURC . T . GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C . T . GUAN
1111
46,1111
46,111
6,
1
23,
1
13,GENERATOR 1SWITCHEDTO 106TO 216
BUS 221
SHUNTGUANGO POG.T.46
S.RAFA
11
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 291
BUS 222LOAD 1SWITCHEDTO 269
BUS 223LOAD 1SWITCHEDTO 277TO 277
BUS 224LOAD 1SWITCHEDTO 274
BUS 225LOAD 1SWITCHEDTO 252
BUS 226LOAD 1SWITCHEDTO 251
BUS 227TO 228TO 284TO 286
BUS 228TO 227TO 281TO 282
BUS 229LOAD 1SWITCHED
SHUNTS.RAFA
19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
DERIV12DERIVCA12VICENTIN
DERIVCADERIV12NORTECAROLINA
CAROLINA
SHUNT
1
23,
1
6,
12
23,
1
6,
1
6,
1
46,111
46,111
6,
5,3,
-15,14,
02,7,
-20,10,
0-10,
4,6,
35,
-5,
03,
-3,
820,0.0,
20,
01,
25,0.
-23,
036,0.
-36,
323,0.
-11,-11,
032,0.
-32,
315,0.
-15,
311,0,
-11,
032,6,
-38,
0-32,18,14,
314,0
84215849
MW35667524
MW830083
MW8080
MW2020
MW80000080
MW80100030
MW100010
MW60008080
MW400040
MW100010
MW00,0000
MW534396
MW,33,26,07
MW,00.00
1,971,00
-1,153,00
Mvar2,393,90
-8,001,71
Mvar-3,511,162,35
Mvar1,69
-1,69
Mvar0,93
-0,93
Mvar9,OOH0,000,009,00
Mvar0,3 OH7,517,420,21
Mvar10,539,08-1,45
Mvar8,577,60-0,49-0,49
Mvar11,659,17
-2,48
Mvar5,073,01-2,06
Mvar2,292,930,64
Mvar-2,752,670,08
Mvar3,35-6,443,09
Mvar4,893,16
6,23,415,614,8
MVA3,78,6
22,210,4
MVA11,44,27,2
MVA6,06,0
MVA3,33,3
MVA22,70,00,0
22,7
MVA1,8
26,27,4
23,3
MVA37,69,1
36,1
MVA25,17,611,811,8
MVA
34,49,2
32,5
MVA15,93,015,2
MVA11,22,911,0
MVA32,67,0
39, 0
MVA32,519,414,4
MVA14,83,2
31172928
%7
164220
%218
14
%
30
%
17
%
043
%
71
%
109
%
5959
%
98
%
76
%
55
%621374
%613727
%
00
0,
0
0,
1,
0
1-
0
1,
10
0,
0
1,
0
0,
00
1,
0
1,
, 940 OTA, 9 50 OTA
9716 -9,
,9750TA
9579 -10,
0012 -12,
, 9400NT
0023 -11,
, 9SOONT
0155 -7,
, OOOONT, 9750NT
9946 -16,
, 9625NT
0042 -20,
,9625NT
9998 -12,
, 9813NT, 9813NT
0092 -14,
,8875NT
0015 -15,
0, 9438NT
0,9886 -12,
1, OOOONT
1,
0,
0,
0000 -5,
9957 -7,
9935 -12,
0,00,0
67
0,0
53
77
0,0
53
0,0
36
0,00,0
98
0,0
07
0,0
35
0,00,0
36
0,0
07
0,0
66
0,0
96
05
36
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
TO 282 CAROLINA 1 -14,00 -1,73
BUS 230LOAD 1SWITCHEDTO 263
BUS 231LOAD 1TO 284
BUS 232LOAD 1SWITCHEDTO 281
BUS 233LOAD 1SWITCHEDTO 296
BUS 235LOAD 1TO 297
BUS 236LOAD 1TO 292
BUS 239LOAD 1SWITCHEDTO 253
BUS 240LOAD 1SWITCHEDTO 250TO 250
BUS 241LOAD 1TO 286
BUS 242TO 243TO 263TO 281
BUS 243LOAD 1SWITCHEDTO 242
BUS 244
13-1
SHUNT13
12
12
OLÍMPICO
SHUNTNORTE
SANGOLQ
SHUNTCUMBAYñ
8
8
6
6
7
SHUNT7
EPICLACH
SHUNTEPICLEP:CL
ION
VICENTIN
IÑAQUITIÑAQUITO13NORTE
IÑAQUITO
SHUNTIÑAQUIT
15
6,
1
6,
1
6,
1
23,
1
6,
1
6,
1
6,
1
46,
12
6,
1
46,111
6,
1
6,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 262
BUS 245LOAD 1SWITCHEDTO 267
BUS 247TO 213TO 249
BUS 248LOAD 1TO 269
BUS 249LOAD 1
SHUNT15
17-1
SHUNT17
QUINCHENAYONQUINCHE
19
19
QUINCHE
1
6,
1
46,11
13,
1
23,
3 MW9,100.00
-9,10
3 MW6, 40
-6,40
3 MW12,200.00
-12,20
0 MW12,100.00
-12,10
3 MW6,80-6,80
3 MW4,00-3,99
3 MW14,300.00
-14,30
0 MW30,900.00
-15,45-15,45
3 MW8,90
-8,90
0 MW9,838,12
-17,95
3 MW9,800.00-9,80
3 MW0,60
13,300.00
-12,70
3 MW9,500.00-9,50
0 MW-18,3018,30
2 MW3,10
-3,10
0 MW18,20
Mvar3,743,02-0,72
Mvar2,26-2,26
Mvar4,014,540,53
Mvar3,534,430,90
Mvar1,90
-1,90
Mvar1,17
-1,16
Mvar4,173,61-0,56
Mvar11,529,80
-0,86-0,86
Mvar2,89
-2,89
Mvar1,21
-1,570,36
Mvar3,623,02-0,60
Mvarl.OOH4,564,460,90
Mvar2,813,020,21
Mvar-2,582,58
Mvar0,90
-0,90
Mvar4,64
MVA9,83,09,1
MVA6,86,8
MVA12,84,512,2
MVA12,64,4
12,1
MVñ7,17,1
MVA4,24,2
MVA14,93,614,3
MVA33,09,8
15,515,5
MVA9,49,4
MVñ9,98,317,9
MVA10,43,09,8
MVA1,214,14,512,7
MVA9,93,09,5
MVA18,518,5
MVA3,23,2
MVA18,8
14,1 71 0,9813NT O,O
% 1,0037 -11,01 1 1
46 O,9813NT 0,0
% 1,0003 -9,06 1 1
68 O,9750NT O,O
% 1,0046 -11,97 1 1
61 0,9875NT O,O
% 0,9924 -17,40 2 2
61 0,9625NT 0,0
% 0,9988 -13,89 1 1
71 0,9375NT 0,0
% 0,9981 -10,81 1 1
66 O,9538NT O,O
% 1,0012 -14,63 1 1
72 O,9625NT O,O
% O,9899 -15,39 1 1
77 O,9625NT O,O77 O,9625NT O,O
% 1,0027 -9,09 2 2
47 O,9750NT O,O
% 0,9933 -7,56 1 149 O,9813TA 0,01634
% 1,0039 -11,11 1 1
49 O,9813NT O,O
% O,9960 -16,71 1 1
64 0.9875NT O,O
% 1,0040 -14,93 1 1
48 O,9813KT O,O
% 0,9841 -9,53 1 13592 O,9813TA O,O
% 1,0041 -11,81 1 1
32 O,9812NT O,O
% 0,9877 -16,75 1 1
SWITCHEDTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTO
247
250215240240252294294
251226259
252225250253614
253239252285
259208251285
261209285
262244268
263230242285
267245268
268262267269
269222248268324
274224323
277223223281900
281210210228232242
SHUNTQUINCHE
EPICLSUREPICLACHEPICLACH3S . ROSAS . ROSA
PEREZGPEREZG9
33-2EPICL73-1
773S . ALGR
99PEREZGS.ALGR
1111S.ALGR
1515DERIV17
1313-1INAQUITS . ALGR
1717-1DERIV17
DERIV17151719
191919DERIV1719
1818POMASQUI
161616NORTEDERIV16
NORTECUMBAYACUMBAYADERIVCAOLÍMPICOINAQUIT
1
46,112112
46,11
46,1111
46,111
46,111
46,11
46,11
46,111
46,11
46,111
46,1111
138,11
46,1211
46,12111
0.-13,
015,15,15,9,
-27,-27,
011,-11,
015,-9,-9,3,
014,9,
-23,
05,11,-16,
08,
-8,
012,-12,
09,
-8,-1,
09,-9
012,9,
-22,
036,3,
22,-61,
032,
-32,
011,11,-19,~ 3
0-5,-5,
-18,12,17,
0020
MW685151048888
MW0303
MW16024530
MW365086
MW320486
MW9494
MW7575
MW121200
MW5252
MW795231
MW34104387
MW5555
MW84848683
MW454523,24,99
4,39-0,25
Mvar1,482,552,55
-0,45-3,06-3,06
Mvar0,16-0,16
Mvar3,550,52-5,000,93
Mvar1,965,14-7,11
Mvar-1,400,171,22
Mvar0,29-0,29
Mvar0,20-0,20
Mvar1,271,58-2,85
Mvar0,38-0,38
Mvar0,310,40
-0,71
Mvar7,720,991,05-9,75
Mvar7,81-7,81
Mvar1,431,43
-1,13-1,73
Mvar-5,21-5,216,480, 49-0,25
4,418,2
MVA15,815,715,79,1
28,028,0
MVA11,011,0
MVA15,69,010,73,4
MVA14,510,824,9
MVA6,011,016,9
MVA8,98,9
MVA12,812,8
MVA9,28,33,0
MVA9,59,5
MVA12,89,5
22,3
MVA37,23,322,562, 6
MVA33,533,5
MVA11,911,919,94,2
MVA7,57, 519,412,318,0
91
%307979175353
%5521
%78172046
%722047
%602132
%8917
%6424
%46166
%4818
%241842
%113334263
%10121
%6060388
%1414376134
0, 9813NT
0,9680 -9,
0,9625TA0,9625TA
0,9900 -8,l.OOOOTA
0,9658 -9,0, 9438TA
0,9625TA
0,9760 -9,0,9625TA
0,9905 -8,l.OOOOTA
0,9925 -7,0,9875TA
0,9850 -11,0, 987 5TA
0,9932 -7,0, 9813TA
0,9877 -11,0.9813TA
0,9383 -11,
0,9939 -10,0.9625TA0.9812TA
1, 0938TA
0,9227 -5,0, 8875TA
0,9910 -7,0.9813TA0.9813TA
0,9955 -7,
0, 987 5TA
0,0
24 1
0,00,0
51 10,0
67 10,0
0,0
10 10,0
43 10,0
93 10,0
75 10,0
61 10,0
35 10,0
25 1
38 10,00,0
0,0
26 10,0
84 10,00,0
20 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
TOTO
BUSTOTO
SUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTOBUSTOTO
BUSTOTO
277286
282228229
284227231
285253259261263325900
286227241281288589589
287205205288
288286287
291216221294296
292217236
293206215
294250250291295421552552
2951294301
296202233291297217235
299210300
16VICENTIN
CAROLINADERIVCACAROLINA
12DERIVl 212
S.ALGR791113S. ALGRDERIVl 6
VICENTINDERIVl 2IONNORTEDERIVl OVVICENVICEN
10V4610V-110V-1DERIV10V
DERIVl OVVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFAS . ROSACUMBAYA
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLS.RAFAMACHACHS . ROSAS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOASANGO LQS.RAFA8DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACO
11
46,11
46,11
46,111111
46,111112
46,121
46,11
46,1111
46,11
46,11
46,1211112
46,
11
46,11146,11
46,11
19,-21,
0-14,14,
0-6,6,
024,16,8,1,
-54,3,
039,8,
21,4,
-35,-38,
02,2,-4,
0-4,4,
0-10,23,-22,
9,
0-3,4,
014,-14,
028,28,23,10,12,-51,-51,
0
1--10,9,
0-2,12,-9,0-6,6,
0-27,27,
9404
MW0606
MW4343
MW119496008684
MW019321313511
MW161631
MW3131
MW21419070
MW9901
MW4747
MW45454774859898
MW206343
MW571457MW8383
MW5454
1,352,36
Mvar-3,063,06
Mvar-2,662,66
Mvar7,37
-0,990,342,85
-11,831,75
Mvar0,083, 49-1,821,93
-1,53-2,15
Mvar0,960,96
-1,93
Mvar-1,931,93
Mvar-1,622,61-0,39-0,59
Mvar-1,161,18
Mvar2,93
-2,93
Mvar4,664,662,084,641,21-8,62-8,62
Mvar0,35
-4,293,94
Mvar-1,170,380,79Mvar-2,342,34
Mvar-2,682,68
20,021,2
MVA14,414,4
MVA7,07,0
MVA25,417,09,03,0
56,14,2
MVA39,09,6
21,34,735,438,2
MVA2,42,44,7
MVA4,74,7
MVA10,323,622,99,7
MVA4,24,2
MVA14,814,8
MVA28,828,823,611,712,952,752,7
MVA1,3
11,510,2
MVñ2,812,19,6MVA7,27,2
MVA27,727,7
3840
%2772
%1370
%4832176568
%7448409
8280
%373720
%920
%20714318
%866
%7428
%54544422657070
%
2251
%126118%1472
%5284
0,9946 -7
0, 9813TA
0,9995 -5
0, 97 SOTA
0,9946 -7
0,9250NT
1,0014 -5
0, 97 SOTA
0, 9500NT0.9500NT
1,0003 -50.9923TA0, 9923TA
1,0005 -5
0,9678 -10
0,9625TA
0,9575 -10
0, 9538TA
0,9571 -100, 9438TA
0,9955 -6
0.9813TA0, 9500NT0, 9500NT
0,9751 -7
0, 9438TA
0,9560 -11
0, 962 5TA
0,9572 -10
0.9375TA
0,9986 -7
0, 9813TA
,15
0,0
,99
0,0
,61
0,0
,73
0,0
0,00,0
,780,00,0
,77
,11
0,0
, 57
0,0
,640,0
,02
0,00,00,0
,39
0,0
,33
0,0
,58
0,0
,65
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
BUS 300GENERATORLOAD 1SWITCHEDTO 299BUS 301GENERATORLOAD 1TO 295
BUS 322GENERATORLOAD 1SWITCHEDTO 323TO 323
BUS 323TO 274TO 322TO 322TO 325
BUS 324TO 269TO 325
BUS 325TO 285TO 323TO 324TO 552TO 1003
BUS 421LOAD 1SWITCHEDTO 294
BUS 552
TUMBACO1
SHUNTTUMBACOMACHACH1
MACHACH
POMñSQUI1
SHUNTPOMASQUIPOMASQUI
POMASQUI18POMASQUIPOMASQUIS. ALGR
1919S. ALGR
S. ALGRS . ALGRPOMASQUI19S . ROSACHILLOG
S . ROSA
SHUNTS . ROSA
S . ROSñ
23,
i23,
1
23,
12
138,1121
138,11
138,1111 -1
23,
1
138,GENERATOR 1GENERATOR 2GENERATORTO 294TO 294TO 325TO 589TO 1003
BUS 589
3S . ROSAS , ROSAS. ALGRVICENCHILLOG
VICEN
12111
133,GENERATOR 1LOAD 1TO 106TO 286TO 286TO 552
BUS 614LOAD 1TO 252
BUS 900TO 277TO 285
BUS 1003TO 325TO 552TO 1004
BUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGO POVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
DERIV1616S.ALGR
CHILLOGS . ALGRS . ROSACHILLOG
CHILLOG
SHUNTCHILLOG
1121
23,
1
46,11
138,111
23,
1
01,
29,0.
-27,0
1,10,-9
02,
31,0.
-28,0,
032,28,0,
-61,
062,-62,
054,61,62,
103,-75,
012,0.
-12,
00,0,
358,52,52,104,48,100,
00,0,
-25,35,38,-48,
03,
-3,
03,
-3,
076,-99,23,
023,0.
-23,
MW80200040MW206040
MW6000004000
MW61520014
MW0000
MW9562242556
MW800080
MW0000010909806043
MW000049492323
MW3030
MW8383
MW197858
MW50,0050
Mvar0,60H8,859,150,90Mvar0,60H3,70-3,10
Mvar2,OON9, 104,43-2,670,00
Mvar7,676,900,00
-14,57
Mvar16,96-16,96
Mvar16,3515,7117,55-28,11-21,50
Mvar4,804,66
-0, 09
Mvar0,000,00
96,93R14,3814,3833,463,58
31,12
Mvar0,000,00
-5,834,225,05
-3,43
Mvar0,83
-0, 83
Mvar1,74-1,74
Mvar23,31-28,77
5, 46
Mvar6,944,41-2,53
MVA1,930,59,2
27,4MVA1,311,29,9
MVA3,3
32,34,4
28,50,0
MVA33,529,3
0,062,8
MVA64,364,3
MVA57,363,664,7
107,078,6
MVA13,74,7
12,8
MVA0,00,0
370,954,0
54,0110,048,7
105,1
MVA0,00,026,135,7
38,6
48,4
MVA3,43,4
MVA4,24,2
MVA79,7103,824,2
MVA24,54,4
23,6
%
83%
49
%
860
%2189034
%6435
%5734355842
%
64
%
1,
01,
0
0,
00
0,
00
0,1
0,0
1,
0
0,
0084 -15,
.9813NT0007 -11,
, 9438NT
9927 -13,
, 9063NT, 9314NT
9255 -4,
, 9063TA,9314TA
9326 -4,, 0938NT
9400 -3,,92 5 OTA
0062 -11,
, 9813NT
9700 0,
08
0,082
0,0
22
0,00,0
98
0,00,0
040,0
210,0
00
0,0
00
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
1 1
1 1
1 1
2 2(OPEN)(OPEN)
7272593057
%
00
0,
, 9 50 OTA
, 9 5 COTA
9610 -1,
0,00,0
43 2 2(OPEN)(OPEN)16838030
%
45
%83
%435673
%
72
00
0,
, 9500TA,9 50 OTA
9952 -11,
0, 962 5NT
0,
0,
9926 -7,
9566 -1,
0.9438TA
0,9897 -8,
0, 9438NT
0,00,0
27
0,0
75
41
0,0
29
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
ANEXO 2.2
DEMANDA MEDIA
BUS 100GENERATORTO 106
BUS 101
C . T . QUIT1
GUANGO PO
C . H . PASO
6,
1
4,GENERATOR 1TO 202
BUS 103GENERATORTO 215
BUS 105
PASOCHOA
C.T.LULU1SUR
C . H . GUAN
1
6,
1
138,GENERATOR 1TO 204
BUS 106TO 100TO 220TO 589
BUS 109
C . H . GUAN
GUANGO POC . T . QUITC.T.GUANVICEN
C . H . CUM3
1
138,111
4,GENERATOR 1TO 210
BUS 111
CUMBAYA
C.H.NAY1
1
6,GENERATOR 1TO 213
BUS 202TO 101TO 296
BUS 204TO 105TO 215TO 216
BUS 205LOAD 1TO 287TO 287
BUS 206LOAD 1SWITCHEDTO 293
BUS 208LOAD 1SWITCHEDTO 259
BUS 209LOAD 1SWITCHEDTO 261
BUS 210TO 109TO 213TO 281TO 281TO 299
BUS 213TO 111TO 210TO 247
BUS 215TO 103TO 204TO 216TO 217
NAYON
PASOCHOAC . H . PASOCUMBAYA
C . H . GUANC . H . GUANSURG.T.46
10V-1
10V4610V46
4
SHUNT4
9
SHUNT9
11
SHUNT11
CUMBAYAC . H . CUM3NAYONNORTENORTETUMBACO
NAYONC.H.NAY1CUMBAYAQUINCHE
SURC . T . LULUC . H . GUANG.T.46DERIV6
1
46,11
46,111
6,
12
6,
1
6,
1
6,
1
46,11121
46,111
46,1111
61515
244
322
099
0-150
15
22424
91919
0-33
0-a11-2
35
-2-2
390-9
350
-5
360
-6
0-23-10111111
0-19109
0-2-11-10
9
MW,60,60
MW,00,00
MW,80,80
MW,00,00
MW,57,00,57
MW,00,00
MW,60,60
MW,98,98
MW,97.46,49
MW,40,70,70
MW,80.00,80
MW,00.00,00
MW,80.00,80
MW,85,06,03,03,85
MW,40,08,32
MW,79,39,13,35
Mvar5.00H5,00
Mvar1,90H1,90
Mvar0,60H0,60
Mvar2,89H2,89
Mvar-4,400,004,40
Mvar3, OOH3,00
Mvar1,QOH1,00
Mvar-1,661,66
Mvar-2,311,600,71
Mvar1,50-0,75-0,75
Mvar2,702,990,29
Mvar1,122,981,86
Mvar2,143,030,89
Mvar-1,813,05-0,76-0,760,27
Mvar-0,31-2,993,30
Mvar-0,51-1,39-1,083,19
MVA16,416,4
MVA4,44,4
MVA2,92,9
MVA9,59,5
MVA16,20,016,2
MVA24,224,2
MVA19,619,6
MVA4,34,3
MVA9,311,62,6
MVA5,62,82,8
MVA10,23,09,8
MVA5,13,05,3
MVA7,13,06,9
MVA23,910,511,111,111,9
MVft19, 410,59,9
MVA2,811,510,29,9
%
41
%
74
%
26
%
63
%40010
%
48
%
59
%
7218
%
62225
%
4444
%
49
%
53
%
69
%4820212122
%
592019
%26221919
0,9904 1,05 2 2
41 1,OOOONT 0,0
0,9788 -2,76 1 1
74 1,0500NT 0,0
0,9930 -3,55 1 1
26 1,OOOONT 0,0
1,0127 -0,98 1 1
63 1,OOOONT 0,0
0,9783 -0,96 2 240 1,OOOOTA O,OO 1,OOOOTA 0,0
1,0170 -1,67 1 1
48 1,OOOONT 0,0
O,9930 -2,08 1 1
59 1,0250NT 0,0
1,0009 -5,47 1 172 1.0500TA 0,0
0,9927 -4,34 1 162 1,OOOOTA O,O
1,0032 -6,39 1 1
44 O,9923NT O,O44 0.9923NT 0,0
0,9989 -9,02 1 1
49 0,9813NT 0,0
0,9967 -8,92 1 1
53 1,0125NT 0,0
1,0048 -9,20 1 1
1,OOOONT 0,0
1,0059 -4,45 1 11,OOOOTA 0,0
1,0061 -4,09 1 11,0250TA O,O
0,9845 -5,33 1 11,OOOOTA O,O
(OPEN)
TO 218TO 219TO 250TO 293
BUS 216TO 204TO 215TO 220TO 291
BUS 217TO 215TO 292TO 297
BUS 213LOAD 1TO 215
BUS 219LOAD 1TO 215
BUS 220
2-22-2EPICL4
G.T.46C.H.GUANSURC.T.GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C . T . GUAN
1111
46,1111
46,111
6,
1
23,
1
13,GENERATOR 1SWITCHEDTO 106TO 216
BUS 221
SHUNTGUANGO POG.T.46
S.RAPA
11
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 291
BUS 222LOAD 1SWITCHEDTO 269
BUS 223LOAD 1SWITCHEDTO 277TO 277
BUS 224LOAD 1SWITCHEDTO 274
BUS 225LOAD 1SWITCHEDTO 252
BUS 226LOAD 1SWITCHEDTO 251
BUS 227TO 228TO 284TO 286
SUS 228TO 227TO 281TO 282BUS 229LOAD 1SWITCHEDTO 282
SHUNTS.RAFA
19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
DERIV12DERIVCA12VI CENT IN
DERIVCADERIV12NORTECAROLINACAROLINA
SHUNTCAROLINA
1
23,
1
6,
12
23,
1
6,
1
6,
1
46,111
46,1116,
1
4,1,
-0,9,
02,10,
-26,13,
0-9,3,6,
34,
-4,
01,
-1,
826,0.o,
26,
00,
17,0.
-16,
025,0.
-25,
322,0.
-11,-11.
028,0.
-28,
38,0.-8,
312,0.
-12,
022,6,
-28,
0-22,
7,14,
314,0.
-14,
22404984
MW49205384
MW343102
MW2020
MW4040
MW60000060
MW90100020
MW500050
MW10000505
MW000000
MW800080
MW30.0030
MW214364
MW12,94• 18MW,10.00,10
1,550,52-2,620, 34
Mvar-0,711,281,43-2,00
Mvar-3,171,022,15
Mvar1,40-1,40
Mvar0,51-0,51
MvarQ,OOH0,000,000,00
Mvar0,OOH5,252,95-2,30
Mvar7,920,00
-7,92
Mvar8,317,75-0,28-0,28
Mvar11,339,04-2,29
Mvar2,830,00-2,83
Mvar3,080,00-3,08
Mvar3,482,81
-6,29
Mvar-3,20-2,755, 94Mvar4,480,00-4,48
4,51,52,79,8
MVA2,610,326,614,0
MVA9,93,56,4
MVA4,44,4
MVA1,51,5
MVA26,60,00,0
26,6
MVA0,9
17,92,916,4
MVA26,70,0
26,7
MVA23,67,811,111,1
MVA30,29,0
28,1
MVA9,20,09,2
MVA12,70,0
12,7
MVA22,57,029,3
MVA22,38,415,4MVA14,80,014,8
227519
%5195126
%19712
%
22
%
7
%
051
%
50
%
81
%
5555
%
85
%
46
%
63
%421355
%421629%
74
00
0,
1
o.
1,
0
1,
0
0,
11
0,
0
1,
0
1,
, 9600TA, 97 SOTA
9927 -4,
,000 OTA
9829 -5,
0101 -7,
,9600NT
0056 -5,
,9750NT
9939 -1,
,OOOONT,OOOONT
9911 -9,
,9813NT
0038 -13,
, 943 8NT
0101 -9,
0, 9813NT0
1,
•9813NT
0023 -11,
0.9250NT
1,0017 -9,
0.9625NT
1,0083 -10,
0,9625NT
1,
1,
1,
0083 -4,
0023 -5,
0019 -10,
0, 9625NT
0,00,0
29 1
0,0
46 1
03 1
0,0
33 1
0,0
20 1
0,00,0
67 1
0,0
47 1
0,0
94 1
0,00,0
85 1
0,0
05 1
0,0
68 1
0,0
48 1
15 1
,27 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
(OPEN)
BUS 230LOAD 1SWITCHEDTO 263
BUS 231LOAD 1TO 284
BUS 232LOAD 1SWITCHEDTO 281
BUS 233LOAD 1SWITCHEDTO 296
BUS 235LOAD 1TO 297
BUS 236LOAD 1TO 292
BUS 239LOAD 1SWITCHEDTO 253
BUS 240LOAD 1SWITCHEDTO 250TO 250
BUS 241LOAD 1TO 286
BUS 242TO 243TO 263TO 281
BUS 243LOAD 1SWITCHEDTO 242
BUS 244
13-1
SHUNT13
12
12
OLÍMPICO
SHUNTNORTE
SANGO LQ
SHUNTCUMBAYA
8
8
6
6
7
SHUNT7
EPICLACH
SHUNTEPICLEPICL
ION
VICENTIN
INAQUITiflAQUITO13NORTE
INAQUITO
SHUNTINAQUIT
15
6,
i
6,
1
6,
1
23,
1
6,
1
6,
1
6,
1
46,
12
6,
1
46,111
S,
1
6,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 262
BUS 245LOAD 1SWITCHEDTO 267
BUS 247TO 213TO 249
BUS 248LOAD 1TO 269
BUS 249LOAD 1SWITCHEDTO 247
SHUNT15
17-1
SHUNT17
QUINCHENAYONQUINCHE
19
19
QUINCHE
SHUNTQUINCHE
1
6,
1
46,11
13,
1
23,
1
3 MW7,700.00
-7,70
3 MW6,40
-6,40
3 MW11,500.00
-11,50
0 MW10,900.00
-10,90
3 MW6,00
-6,00
3 MW3,30
-3,30
3 MW11,000.00
-11,00
0 MW23,300.00
-11,65-11,65
3 MW8,60
-8,60
0 MW9,625,07
-14,70
3 MW9,600.00-9,60
3 MW0, 60
10,500.00-9,90
3 MW5,400.00-5,40
0 MW-9,239,23
2 MW1,10
-1,10
0 MW9,200.00-9,20
Mvar3,122,99-0,13
Mvar2,39
-2,39
Mvar3,984,490,51
Mvar3,184,581,40
Mvar1,80
-1,80
Mvar1,00
-1,00
Mvar3,923,57
-0,35
Mvar8,300, 00-4,15-4,15
Mvar2,83-2,83
Mvar0,41
-3,543,13
Mvar2,302,990,19
Mvar0,54H3,630,00
-3,09
Mvar1,722,971,25
Mvar-3,033,03
Mvar0,34-0,34
Mvar2,420,00-2,42
MVA8,33,07,7
MVA6,86,8
MVA12,24,5
11,5
MVA11,44,611,0
MVA6,36,3
MVA3,43,4
MVA11,73,611,0
MVA24,70,012,412,4
MVA9,19,1
MVA9,66,215,0
MVA10,03,09,6
MVA0,811,10,010,4
MVA5,73,05,5
MVA9,79,7
MVA1,21,2
MVA9,50,09,5
% 0,9977 -8,49 1 1
39 1,OOOONT 0,0
% 0,9944 -7,60 1 1
68 0,9875NT 0,0
% 0,9991 -9,76 1 1
58 1,OOOONT O,O
% 1,0090 -11,20 2 2
55 0,9813NT O,O
% 1,0000 -8,41 1 1
63 Q,9625NT 0,0
% 0,9931 -5,68 1 1
55 0.9846NT 0,0
% 0,9956 -10,41 1 1
55 0.9875NT 0,0
% 0,9912 -9,85 1 1
62 0,9625NT O,O62 0.9625NT 0,0
% 0,9989 -7,59 2 2
45 O,9875NT O,O
% 1,0014 -5,53 1 148 1,OOOOTA 0,01228
% 0,9981 -9,07 1 1
48 1,OOOONT 0,0
% 0,9963 -11,46 1 1
52 0.9625NT 0,0
% 0,9955 -9,58 1 1
28 1,OOOONT 0,0
% 0,9888 -5,40 1 11849 O,9625TA 0,0
% 1,0437 -7,32 11
12 0.9500NT O,O
% 1,0062 -8,85 11
48 O,9625NT O,O
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
250215240240252294294
251226259
252225250253614
253239252285
259208251285
261209285
262244268
263230242285
267245263
268262267269
269222248268324
274224323
277223223281900
281210210228232242277286
EPICLSUREPICLACHEPICLACH3S . ROSAS . ROSA
PEREZGPEREZG9
33-2EPICL73-1
773S . ALGR
99PEREZGS . ALGR
1111S . ALGR
1515DERIV17
1313-1IÑAQUITS . ALGR
1717-1DERIV17
DERIV17151719
191919DERIV1719
1818POMASQUI
161616NORTEDERIV16
NORTECUMBAYACUMBAYADERIVCAOLÍMPICOINAQUIT16VICENTIN
46,112112
46,11
46,1111
46,111
46,111
46,11
46,11
46,111
46,11
46,111
46,1111
138,11
46,1211
46,1211111
00,
11,11,12,-18,-18,
012,-12,
08,
-12,0,2,
011,-0,
-10,
05,
12,-17,
06,
-6,
09,
-9,
07,-5,-2,
05,
-5,
09,5,
-15,
025,1,15,
-42,
028,-28,
011,11,-17,-4,
0-10,-10,-7,11,
MW496969230505
MW3434
MW82195680
MW045549
MW023537
MW8383
MW9393
MW710764
MW4141
MW964137
MW63104216
MW
1212
MW09096453
MW9898,9354
14,7317,-14,
,70,07
Mvar2,635,235,23-1,09-6,00-6,00
Mvar4, 10-4,10
Mvar3,381,21-5,360,77
Mvar1,195,39
-6,58
Mvar-1,614,12-2,51
Mvar-0,480,48
Mvar3,82
-3,82
Mvar0,533,54-4,07
Mvar-1,051,05
Mvar3,90-1,04-2,86
Mvar11,340,353,03
-14,72
Mvar6,32-6,32
Mvar1,091,090,32-2,49
Mvar0,900,902,760,40
-3,06-0,15-1,75
MVA2,712,812,812,319,019,0
MVA13,013,0
MVA9,4
12,25,42,9
MVA11,15,4
12,4
MVA5,313,017,5
MVA6,86,8
MVA10,610,6
MVA7,76,24,9
MVA5,55,5
MVA10,75,515,6
MVA28,01.215,744,7
MVA28, 828,8
MVA11,111,117,65,2
MVA11,011,08,411,515,017,714,2
%56464233636
%6525
%47231039
%561023
%532533
%6813
%5320
%39129
%2810
%201029
%85123045
%8718
%56563310
%21211658283327
0,9879 -5,
0,9625TA0,9625TA
0,9954 -6,0.9625TA
0,9853 -5,0.962STA
0.9875TA
0,9916 -6,0, 9875TA
0,9964 -6,1.0125TA
1,0026 -5,1, OOOOTA
0,9840 -7,0, 9625TA
1,0015 -5,1, OOOOTA
0,9889 -7,1, OOOOTA
0,9891 -7,
0,9945 -6,0, 943 8TA0, 9500TA
1, Ú688TA
0,9511 -3,0, 9250TA
0,9990 -5,0.9813TA0.9813TA
1,0022 -5,
1, OOOOTA
36
0,00,0
380,0
930,0
0,0
090,0
300,0
780,0
750,0
560,0
480,0
41
850,00,0
0,0
850,0
780,00,0
,22
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
282228229
284227231
285253259261263325900
286227241281288589589
287205205288
288286287
291216221294296
292217236
293206215
294250250291295421552552
2951294301
296202233291
297217235
299210300
CAROLINADERIVCACAROLINA
12DERIV1212
S , ALGR791113S. ALGRDERIV1 6
VICENTINDERIV12IONNORTEDERIV10VVICENVICEN
10V4610V-110V-1DERIV1 OV
DERIV10VVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFAS . ROSACUMBAYA
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLS.RAFAMACHACHS . ROSAS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOASANGOLQS.RAFA
8DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACO
46,11
46,11
46,111111
46,111112
46,121
46,11
46,1111
46,11
46,11
46,1211112
46,
11
46,111
46,11
46,11
0-14,14,
0-6,6,
010,17,6,2,
-42,4,
028,a.14,5,
-27,-29,
02,2,
-5,
0-5,5,
0-13,16,-9,7,
0-3,3,
09,
-9,
018,18,9,8,8,
-31,-31,
01,
-8,6,
0-3,10,-7,
0-6,6,
0-11,11.
MW1717
MW4343
MW554684640354
MW676315424047
MW717142
MW4242
MW79265407
MW3131
MW8383
MW30306528736363
MW602161
MW939300
MW0202
MW83.83
Mvar-5,915,91
Mvar-2,802,80
Mvar6,762,76-0,454,08
-15,692,53
Mvar6,383,401,991,72
-6,30-7,18
Mvar0,850,85-1,71
Mvar-1,711,71
Mvar2,153,70
-3,97-1,89
Mvar-1,021,02
Mvar0,31
-0,31
Mvar6,656,654,293,063,79
-12,22-12,22
Mvar0,50
-2,872,37
Mvar-1,61-0,381, 99
Mvar-2,152,15
Mvar-0,210,21
MVA15,415,4
MVA7,07,0
MVA12,517,76,94,944,95,2
MVA29,49,314,35,7
28,130,3
MVA2,82,85,7
MVA5,75,7
MVA14,016,710,37,3
MVA3,53,5
MVA9,89,8
MVA19,519,510,68,89,5
33,933,9
MVA1-78,77,0
MVA4,210,97,3
MVA6,46,4
MVA11,811,8
% 1,0007 -5,25 12977
%1370
%2433139
4510
%554627116563
%
454524
%1124
%26511914
%755
%4919
%37372017484545
%
1635
>
185514
%1264
%
2236
0.9625TA
1,0077 -4,
0.9875TA
1,0037 -5,
0,93 7 5NT
1,0099 -4,
0, 9875TA
0,95QONT0, 9500NT
1,0087 -4,0,9923TA0,9923TA
1,0090 -4,
0,9909 -4,
0.9813TA
0,9825 -5,
0, 9846TA
0,9832 -5,0.9813TA
1,0130 -3,
0,9813TA0, 9500NT0, 9500NT
0,9988 -4,
0, 9813TA
0,9853 -5,
0.9813TA
0,9823 -5,
0,9625TA
1,0040 -4,
1, OOOOTA
0,0
51 1
0,0
53 1
0,0
32 1
0,0
0,00,0
39 10,00,0
38 1
93 1
0,0
48 1
0,0
51 10,0
51 1
0,00,00,0
54 1
0,0
88 1
0,0
50 1
0,0
75 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
BUS 300 TUMBACOGENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 299
BUS 301GENERATORLOAD 1TO 295
BUS 322
SHUNTTUMBACO
MACHACH1
MACHACH
POMASQUI
23,
1
23,
1
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 323TO 323
BUS 323TO 274TO 322TO 322TO 325
BUS 324TO 269TO 325
BUS 325TO 285TO 323TO 324TO 552TO 1003
BUS 42 1LOAD 1SWITCHEDTO 294
BUS 552
SHUNTPOMASQUIPOMASQUI
POMASQUI18POMASQUIPOMASQUIS. ALGR
1919S . ALGR
S. ALGRS . ALGRPOMASQUI19S . ROSACHILLOG
S . ROSA
SHUNTS . ROSA
S . ROSA
12
138,1121
138,11
138,11111
23,
1
138,GENERATOR 1GENERATOR 2GENERATOR 3TO 294TO 294TO 325TO 589TO 1003
BUS 589
S . ROSAS . ROSAS . ALGRVICENCHILLOG
VICEN
12111
138,GENERATOR 1LOAD 1TO 106TO 286TO 286TO 552
BUS 614LOAD 1TO 252
BUS 900TO 277TO 285
BUS 1003TO 325TO 552TO 1004
BUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGO POVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
DERIV1616S . ALGR
CHILLOGS. ALGRS . ROSACHILLOG
CHILLOG
SHUNTCHILLOG
1121
23,
1
46,11
138,111
23,
1
05,
17,0.
-11,
01,7,
-6,
02,24,0.
-21,0,
028,21,0,
-50,
042,-42,
042,50,42,-76,-57,
08,0.
-8,
00,0,
254,31,31,77,41,71,
00,0,
-15,27,29,-41,
02,
-2,
04,
-4,
058,-71,13,
013,0.
-13,
MW50300080
MW309060
MW7060009000
MW16970013
MW2222
MW0943349096
MW700070
MW0000626757757578
MW000056495447
MW8080
MW5454
MW
334613
MW10,0010
Mvar1,OOH5,565,020,46
Mvar0,64H2,60-1,96
Mvar1.56H9,174,55-3,060,00
Mvar6,115,540,00
-11,65
Mvar18,21
-18,21
Mvar18,5211,9418,23-26,62-22,08
Mvar3,200,00-3,20
Mvar0,000,00
94, 02R14,5214,5228,8312, 4323, 72
Mvar0,000,00-4,357,978,98
-12,60
Mvar0,70-0,70
Mvar2,51-2,51
Mvar22,71-22,84
0,13
Mvar3,724,480,76
MVA5,6
18,25,011,8
MVA1,48,36,9
MVA3,126,34,622,10,0
MVA28,822,70,051,5
MVA46,046,0
MVñ46,051,846,181,462,0
MVA9,30,09,3
MVA0,00,0
271,434,834,882,943,675,6
MVA0,00,0
15,228,630,943,3
MVA2,92,9
MVA5,25,2
MVA62,675,013,1
MVA13,64, 5
13,1
% 1,0024 -8,
36
%
34
%
670
%1869028
%4625
%4628254433
%
46
%
1
0,
0
1,
00
0,
00
0,1
0,0
1,
0
0,
, OOOONT
9975 -7,
,9813NT
0058 -9,
,9250NT, 9314NT
9533 -3,
,9250TA, 9314TA
9582 -2,.0688NT
9646 -2,,9375TA
0061 -6,
, 9813NT
9890 0,
01
0,0
71
0,0
82
0,00,0
62
0,00,0
760,0
240,0
78
0,0
00
1 1
1 1
1 1
1 1
{OPEN)
1 1
1 1
1 1
2 2(OPEN)(OPEN)
4646452741
%
00
0,
, 9 50 OTA, 9500TA
9766 -1,
0,00,0
10 2 2(OPEN)(OPEN)10676427
%
38
%
1010
%344040
%
40
00
0,
0
1,
0,
, 9500TA,9 50 OTA
9908 -1 ,
, 9875NT
0011 -5,
9792 -0,
0,9813TA
0,9976 -4,
0.9813NT
0,00,0
30
0,0
69
96
0,0
34
0.0
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
ANEXO 2.3DEMANDA MÍNIMA
BUS 100 C.T.QUITGENERATOR 1TO 106 GUñNGOPO
BUS 101 C.H.PASOGENERATOR 1TO 202 PASOCHOA
BUS 103 C.T.LULUGENERATOR 1TO 215 SUR
BUS 105 C.H.GUANGENERATOR 1TO 204 C.H.GUAN
BUS 106 GUANGOPOTO 100 C.T.QUITTO 220 C.T.GUANTO 589 VICEN
BUS 109 C.H.CUM3GENERATOR 1TO 210 CUMBAYA
BUS 111 C.H.NAYlGENERATOR 1TO 213 NAYON
BUS 202 PASOCHOATO 101 C.H.PASOTO 296 CUMBAYA
BUS 204 C.H.GUANTO 105 C.H.GUANTO 215 SURTO 216 G.T.46
BUS 205 10V-1LOAD 1TO 287 10V46TO 287 10V46
BUS 206 4LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 293 4
BUS 208 9LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 259 9
BUS 209 11LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 261 11
BUS 210 CUMBñYATO 109 C.H.CUM3TO 213 NAYONTO 281 NORTETO 281 NORTETO 299 TUMBACO
BUS 213 NAYONTO 111 C.H.NAYlTO 210 CUMBAYATO 247 QUINCHE
BUS 215 SURTO 103 C.T.LULUTO 204 C.H.GUANTO 216 G.T.46TO 217 DERIV6
6,
1
4,
1
6,
1
138,
1
138,111
4,
1
6,
1
46,11
46,111
6,
12
6,
1
6,
1
6,
1
46,11121
46,111
46,1111
6 MW0,000,00
2 MW3,403, 40
3 MW0,000,00
0 MW9,509,50
0 MW0,000,000,00
2 MW14,0014,00
9 MW14,5014,50
0 MW-3,393,39
0 MW-9,4710,02-0,55
3 MW1,60-0,80-0,80
3 MW5,200.00
-5,20
3 MW2,100.00-2,10
3 MW3,200.00
-3,20
0 MW-13,95-7,718,328,325,01
0 MW-14, 397,726, 67
0 MW0,00
-9,97-8,643,91
Mvar0,000, 00
Mvar1,2 OH1,20
Mvar0,000,00
Mvar1.80H1,30
Mvar0,000,000,00
Mvar1,OOH1,00
Mvar1,OOH1,00
Mvar-1,051,05
Mvar-1,18-0,141,32
Mvar1,07-0,54-0,54
Mvar2,463,020,56
Mvar0,822,972,15
Mvar1,992,991, 00
Mvar-0,582, 94-0,38-0,38-1, 60
Mvar-0,63-2,903,52
Mvar0,000,300,451,92
MVA0,00,0
MVA3,63,6
MVA0,00,0
MVA9,79,7
MVA0,00,00,0
MVA14,014,0
MVA14,514,5
MVA3,53,5
MVA9,510,01,4
MVA1,91,01,0
MVA5,83,05,2
MVA2,33,03,0
MVA3,83,03,4
MVA14,03,28,38,35,3
MVA14, 48,27,5
MVA0,010,08,64,4
%(OPE0
%
60
%(OPE0
%
64
%000
%
28
%
44
%5915
%64193
%
1515
%
26
%
30
%
34
%2816161610
%441614
%01916S
iOPEN}(OPEN)
0,0000 0,00 2 2N)
O l.OOOONT 0,0 (OPEN)
1,0070 1,28 1 I
60 l.OOOONT 0,0
0,0000 0,00 1 1N)
O 1,OOOONT O,O (OPEN)
1,0015 2,52 1 1
64 l.OOOONT 0,0
0,0000 0,00 2 2O 1,OOOOTA 0,0O 1,OOOOTA 0,0
(OPEN)
0,9960 0,69 1 1
28 1,OOOONT O,O
0,9994 0,74 1 1
44 1,OOOONT 0,0
0,9905 -0,90 1 159 1,OOOOTA O,O
0,9885 -1,09 1 164 1.OOOOTA O,O
1,0025 -1,95 1 1
15 0.9769NT 0,015 O,9769NT 0,0
1,0034 -3,98 1 1
26 0.9813NT 0,0
0,9958 -3,79 1 1
30 1,0125NT 0,0
0,9990 -4,13 1 1
1,OOOONT 0,0
0,9907 -1,01 1 11, OOOOTA O,O
0,9905 -0,71 1 11, OOOOTA 0,0
0,9837 -2,02 111,OOOOTA 0,0 ÍOPEN)
TO 218TO 219TO 250TO 293
BUS 216TO 204TO 215TO 220TO 291
BUS 217TO 215TO 292TO 297
BUS 218LOAD 1TO 215
BUS 219LOAD 1TO 215
BUS 220
2-22-2EPICL4
G.T.46C , H . GUANSURC.T.GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C.T.GUAN
1111
46,1111
46,111
s,
1
23,
1
13,GENERATOR 1SWITCHEDTO 106TO 216
BUS 221
SHUNTGUANGO POG.T.46
S.RAFA
11
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 291
BUS 222LOAD 1SWITCHEDTO 269
BUS 223LOAD 1SWITCHEDTO 277TO 277
BUS 224LOAD 1SWITCHEDTO 274
BUS 225LOAD 1SWITCHEDTO 252
BUS 226LOAD 1SWITCHEDTO 251
BUS 227TO 228TO 284TO 286
BUS 228TO 227TO 281TO 282BUS 229LOAD 1SWITCHEDTO 282
SHUNTS.RAFA
19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
DERIV12DERIVCA12VICENTIN
DERIVCADERIV12NORTECAROLINACAROLINA
SHUNTCAROLINA
1
23,
1
6,
12
23,
1
6,
1
6,
1
46,111
46,1116,
1
2,1,6,5,
11201821
0 MW0,8,
-15,6,
0-3,1,2,
32,-2,
01,
-1,
815,0.0,
15,
00,9,0.
-8,
013,0.
-13,
38,0.
-4,-4,
011,0.
-11,
35,0.-5,
34,0.-4,
05,2,
-7,
0-5,-o,5,
35,0.-5,
55685734
MW914050
MW1010
MW2020
MW60000060
MW90100020
MW000000
MW50002525
MW700070
MW400040
MW000000
MW063037
MW060511MW100010
1,240,48-4,00-0,38
Mvar-1,32-0,31-5,467, 08
Mvar-1,910,641,27
Mvar1,19-1,19
Mvar0, 47-0,47
MvarO.OOH6,020,006,02
Mvar0, 10H3,540,00
-3,44
Mvar6,194,51
-1,68
Mvar4,213,00
-0,60-0,60
Mvar5,194,57
-0,62
Mvar2,603,030,43
Mvar2,210,00
-2,21
Mvar-1,011,44
-0, 43
Mvar1,03
-3,912,88Mvar2,660,00-2,66
2,41.37,45,2
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ION
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BUSTOTOTOTOTOTO
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BUSTOTOTOTO
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BUSTOTOTOTOTOTOTO
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BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTO
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BUSTOTOTO
BUSTOTO
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CAROLINADERIVCACAROLINA
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S . ALGR791113S. ALGRDERIV16
VICENTINDERIV12IONNORTEDERIVIOVVICENVICEN
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DERIVIOVVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFACUMBAYAMÓVIL
6DERIV66
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S . ROSAEPICLEPICLMACHACHS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOASANGOLQS.RAFA
8DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACOTUMBACO
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46,11
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VICEN1
GUANGOPOVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
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DERIV1616S . ALGR
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CHILLOG
SHUNTCHILLOG
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138,
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MW,00,00,39,37,44,35,97,26
MW,00,00,00,37,94,31
MW,20,20
MW,97,97
MW,53-53
MW,68,19,51
MW,50.00,50
Mvar0, OOH1,30
-1,30
Mvar0,003,044,491,450,00
Mvar0,99-0,800,00
-0,20
Mvar6,40
-6,40
Mvar12,74-0,586,04
-10,45-7,75
Mvar1,740,00-1,74
Mvar0,000,0030,84R11,319,741,37
-2,199,61
Mvar0,000,000,001,321,52-2,84
Mvar0,35
-0,35
Mvar-2,232,23
Mvar1,49-1,49
Mvar7,07
-9,822,75
Mvar6,944,58
-2,36
MVA0,8
4,03,3
MVA
0,011,64,5
11,30,0
MVA11,811,2
0,022,9
MVA22,722,7
MVA20,5
23,022,636,8
26,8
MVA4,90,04,9
MVA0,00,0
110,821,836,8
15,53,735,6
MVA0,00,00,07,58,115,6
MVA1,31,2
MVA3,73,7
MVA8,78,7
MVA26,635,68,9
MVA11,04,68,8
% 0,9969 -3,97
16 0.9813NT 0,0
% 0,9991 -5, 06(OPEN)
340
%734012
%
2312
%2012122014
%
25
%
00
o,
00
0,1
o,0
1,
0
0,
, 9625NT,9314NT
9577 -1,
,9625TA
, 9314TA
9576 -1,
, 0500NT
9601 -1,
, 9 50 OTA
0024 -3,
,9813NT
9700 0,
0,00,0
73
0,00,0
350,0
070,0
86
0,0
00
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
1 1
1 1
1 1
2 2(OPEN)
(OPEN)
2920101219
%
0
1
0,
, 9 50 OTA
, 000 OTA
9665 -0,
0,0
0,0
44 2 2(OPEN)
(OPEN)0
171710
%
17
%7
12
%
1616
%
141927
%
27
(OPEN)
00
0,
0
0,
1
0,
0,
0
1-
0
,9750TA
, 97 5 OTA
9952 -3,
, 9875NT
9774 -0,
, OOOONT
9899 -2,
9656 -0,
, 9438TA
0090 -2,
, 9438NT
0,00,0
41
0,0
59
0,0
63
48
0, 0
88
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
ANEXO 3
PLANOS GEOGRÁFICOS DE LOS
PRIMARIOS DE LA S/E No 21 Y No 53
181
ANEXO 3.1
t SUBESTACIÓN EPICLACHIMA
**«».,
'"««T.*»,̂
,
«Ht
Do
O
186
ANEXO 3.2
SUBESTACIÓN PÉREZ GUERRERO
'<*>
Y
•A
*
¿ff
***
UJ
IOe
/-T
/i
§
/4A/4
8
s>
ANEXO 4
FLUJOS DE CARGA EN LOS PRIMARIOS
DE DISTRIBUCIÓN DE LAS
SUBESTACIONES EPICLACHIMA Y
PÉREZ GUERRERO
ANEXO 4.1
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS PRIMARIOS
PARA LAS S/Es EPICLACHIMA Y PÉREZ
GUERRERO
19!
ANEXO 4.1.1
DEMANDA MÁXIMA
«664 198 1330 25B02 25935 26334 26467 26866 27132 27265PROJECT: Alex & Altx 10/17/02 08:31:34LICENSED TO: Escuela Politécnica NocionalBALAMCED ANALYSIS ON FEEDER 2lANominal voltage - 23.00 KV Line to Line
ft
21A
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
21ft-l21A-221A-321A-421A-621A-521A-121A-8
21A-8.121A-921A-1021A-1121A-1221A-1321A-1421A-1521A-1621A-1721A-1821A-1921A-2021A-2121A-2221A-2321A-2421A-2521A-2621A-2721A-2821A-2921A-3021A-J121A-3221A-3321A-3421A-3521A-J621A-3121A-4221A-4321A-4421A-4521A-4621A-4121A-4821A-5021A-4921A-5121A-5221A-5621A-5721A-5821A-5921A-6021A-61I1A-6221A-63
21A-63.1S1A-64
21A-64.121A-65
21A-65.121A-S321A-54
21A-54.121A-55
21A-55.121A-6621A-6721A-68
21A-6B.121A-6921A-1021A-7121A-7221A--7321A-7421A-7521A-7721A-7821A-1921A-BO
21A-80.121A-8121A-8221A-8321A-8421A-B621A-B121A-B821A-85
21A-B5.121A-8921A-9021A-9121A-9221A-93
LGTH PHSKM CFG COMO
LOAD IN SECTIONCONNKVA KW KVAR AMPS CUST
LOAD THRU SECTIONLOADPCT KW KVAR AMPS CUST
(feeder pf = 0.95)0.1 ABC 266 AA0.3 ABC 266 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 4/0 SUO.Q ABC 4/0 SU0.3 ABC 2 AA 10.1 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUS0.4 ABC 4/0 AA0.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 4 CU 40.2 ABC 6 CU 40.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 6 CU 40.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 6 CU 40 . 2 ABC 2 AA 10.2 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0 , 4 ABC 2 / 0 AA0.0 ASC 2/0 AA0 . 6 ABC 2 AA 10.1 ASC 2 AA 10 . 3 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 A@C 2 AA 10.3 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 6 CU 40.3 ABC 4/0 AA0.1 ABC 2/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2/0 AA0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 2 AA 10.1 B 2 AA 10.1 ABC 2/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 3/0 AA0.2 ABC í AA 10.2 ABC 3/0 AA0.3 ABC 2 AA 10.0 A 2 AA 10.1 A 2 AA 10.1 A 2 AA 10.2 A 2 AA 10 . 0 A 2 AA 11.4 ABC 1/0 AA0 . 0 ABC 1/0 AA0.3 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.1 A 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.5 A 2 AA 10.0 A 2 AA 10.1 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 4/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 4/0 AA0.2 ABC 4/0 AA0.0 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 4/0 AA0.3 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.3 ABC 4/0 AA0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.3 C 2 AA 10.0 C 2 AA 10.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.2 ABC 1/0 AA0 . 3 ABC 2 AA 1
07500
1583800
10003849021250307206B0
11Í158045015750
753075218750
1750
3050757513011311500
50045
30010525501130
45188753803803830
1130
12590256050250
2500
150203454500
975150
3505000
1500182000
1807550151590154S0
150
06100
13Í31000
310
17842250
560941320380536300
2563182630
1460
2542636310094146000330as21429403815763310
310
3125940
10575215042210000
1693B380Q06300000
153000
151634213137563380
125
0190040100001005413a0
170
29400120191900819561904508131919312945000120276
13290124B1910010010a29032236
1513600005212120001900000
4700046191344
231912038
0200J1000105110103401022001252040112233400010íai3014230303130322132000051100020000040004211122103
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0O.Q0.0O.Q0.0O.Q0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00,00.00,00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
50.a5o.a6.52.41.90.50.00.0O.Q4.10.03.60.60.40.054.87,51.52.95.50.85.21.43.00.70.10.90,65.30.92.22.20.043.05.51.41.4
46.612.92.210.60.00.02.20.01.30.99.11.45.00.64.62.31.42.81.41.41.42.62.31.61.63.10.91.72.80.915.70.00.00.015.70.6
14.20.50.00.00.50.00.00.00.00.0
13.512.719.33.33.30.90.61.10,616.00.10.414.05.1
7940794079044391636616000
2600
15621130
739S8684766642196053151183887531300Jl
146730
64701463131
6230126113
10670Q
128044109004751519
45912616631631162111521055211210384210
2120000
203519
189361003100000
1735165816532801803121196
13403119
1201280
2486248624101345020500080048640
230226614201976
1351015627272310921045520
2004451010
192138622327Q0390
133
276141766
14138519510565463216533
21133
651000
6256
58119001000000
532508508365510662
410106
36886
21121121012420000704100
197231217116114222131420
112411
16634229003011
241
1511231513164315123157000541
51a00i000004644448511211611
328
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
VOLTAGE 120 BASE -SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
0.10.20.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.00.00.00.00.00.30.00.00.00.00.00.00,00,00,00.00.00.00.10.00.00.0-0.00.20.00.00.00.20.00.00.0-0.0-0.00.0
-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0O.Q
-0.0-0.0-O.Q-0.0-0.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00,0
119.00.1 118.90,3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118.10.3 118.70.3 118.70.3 118.60.3 118.60.3 118.60.3 118.60.3 118.60.3 118.60.6 118.40.6 118. 30.6 118.30.6 113.30.6 118.30.6 118.30.6 118.30.6 118.30.1 118.30.7 118.30.1 118.30.7 118.30.1 118.30.7 118,20.7 118,20.7 113,20.7 118.20.7 118.20.8 118.10.8 113.10.8 118.10.8 118.11.1 117.91.1 117,91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 111.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 111.91.1 117.81.1 111.31.1 111.81.1 111.81.1 111.81.1 111.81.1 111.81.1 117.81.1 111.81.2 111.81.2 117.81.2 117.81.2 117.81,1 117.81,1 117.81.1 111.81.1 111.81.1 117.81.1 111.91.1 117.91.1 111.91.1 117.91.1 111.81.1 117.81 .1 117.81.1 117.81.1 117.81.1 111.81.1 117.81.1 117.81.1 111.81.1 117.31.1 111.81.1 117.81.2 117.81.2 117.81.2 117.71.2 117.71.2 117.11.2 117.71.2 111.11.2 117.71.2 117.11.3 117.11.3 117.11.3 117.11.3 117.71.3 111.6
-- LOSSES -
KW KVAR SECTION ÑAME61.24.010.30.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0ü.o0.0
15.60.10.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.10.00.00.00.010.00.00.00.09.10.10.00.20.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00-00.00.00.00-00.00.00.30.00.00.00,60.00.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.60.10.40.00.00.00.00.00.00.30.00.00.40.1
74. S6.0 21A-115.3 21A-20.0 21A-30.0 21A-40.0 21A-60.0 21A-50.0 21A-70.0 21A-80.0 21A-8.10.0 21A-90.0 21A-100.0 21A-110.0 21A-120.0 21A-130.0 21A-14
19.6 21A-150.1 21A-16O.Q 21A-170-0 21A-18O.Q 21A-190.0 21A-200-0 21A-210.0 21A-220.1 21A-230.0 21A-240.0 21A-250.0 21A-260.0 21A-270.1 21A-280.0 21A-290.0 21A-300.0 21A-310.0 21A-32
12.6 21A-330.0 21A-340.0 21A-350.0 21A-36
11.5 21A-370.1 2U-420.0 21A-430.1 21A-440.0 21A-450.0 21A-460.0 21A-470.0 21A-480.0 21A-500.0 21A-490.1 21A-510.0 21A-520.0 21A-560.0 21A-570.0 21A-580.0 21A-59Q.O 21A-600.0 21A-61Q.O 21A-620.0 S1A-630.0 21A-S3.10.1 aiA-640.0 21A-64.10.0 21A-G50.0 21A-65.10.0 21A-530.0 21A-540.0 21A-54.10.0 21A-550.0 21A-55.10.3 21A-660.0 21A-670.0 21A-680.0 21A-68.10.1 21A-690.0 21A-700.3 21A-110.0 21A-720.0 21A-130.0 21A-740.0 21A-150.0 21A-710.0 21A-780.0 21A-190.0 21A-800.0 21A-80.10.8 21A-810.0 21A-820.3 21A-S3O.Q 21A-840.0 21A-860.0 21A-810.0 21A-B80.0 21A-8S0.0 21A-35.10.2 21A-890.0 21A-900.0 21A-910.2 21A-920.0 21A-93
21A-9521A-9621A-9421A-9721A-9821A-99
21A-10021A-101iiA-ioa21A-1D321A-10421A-10521A-10621A-10721A-10821A-109
21A-3821A-38.1
21A-3921A-4021A-41
21A-11021A-11121A-11221A-113
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. — VOLTAGE DROP m*MnuVOLTAGE
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21E
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IN SECTION
KVAR AMPS CUSTLOADPCT
líeeder pf » 0.92)0.1 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.5 ABC0.0 ABC0 . 1 ABC0.1 ABCo.a ABC0.0 ABC0.1 ABC0-3 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.3 B
266 AA266 AA4/0 AA4/0 AA4/0 AA266 AA266 AA266 AA266 AA1/0 AA1/0 SU1/0 SU1/0 SU266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA4 AA 14 AA 11/0 SU1/0 SU2/0 AA2 AA 1
21E-7 0.1 ABC 4/0 AA
000
750300
155000
1800800000001500
30005
225
— VOLTAQE DROP MÁXIMUM ---VOLTAGE VOLTAGE
SECTION ÑAME DROP LEVEL21E-20 0.16 113.52
000
4470
1790
925000000000089000030
1342
000
iaa0750
3380000000000330000
13
0 0.00 0.00 0.0
12 0.00 0.05 0.00 0.0
25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.0
563 37 0.0
i9.ais.a23.123.119.6i6.a6.96.70.60.00.00.00-0o.s0.50.60.60.02.10.00-00.00.01.4
10-3
PERCENTSECTIOtJ ÑAME CAPACITY
21E-4 23.06
LOAD THfiU SECTION
KW KVAR AMPS3015301530153014279025662477104455290000090908989045000015
671
KVA3.93
12671267126612651171107710394382323800003838383801900006
282
KW2.24
3383833377716a2915200üui222010000118
VOLTAGE 120 BASE -SECT ACCUM
CUST DROP DHOP LEVEL00 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 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0
KVAR3.23
0.00.10.10.10.10.10.10.20.20.20.20.20,20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.10.1
118.7118.6118.6118.6113.6118.6118.6118.6118.5118.511B.S118.5118.5118.5118.5118.5118-5118. 5118.5118.5113.5118.5118. S118.5118.6118.6
-- LOSSES -
KW KVAR2.20.60.70.30.20.10.10.10.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
3.20.91.00.40.30.20.20.10.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
SECTION ÑAME
21E-121E-221E-321E-421E-521E-621E-821E-1Q21E-1121E-1221E-1321E-1421E-13.121E-1521E-1721E-1821E-1921E-2321E-2021E-2121E-2221E-22.121E-1621E-921E-7
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD -- : HUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR PF : KVA KW KVAR3270.7 3015.4 1266.9 0.92 : 3.9 2.2 3.2
92612 798 1330 1117! 11305 11704 11837 12236 12502 12635PROJECT: Scott 1 Scott 01/09/03 10:23:59LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALVSIS ON FEEDER S3CNominal Voltage = 6.30 KV Line to Line
53C
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS;
S3C-153C-253C-353C-453C-553C-653C-7S3C-853C-953C-1053C-1153C-37
53C-37.153C-36
53C-36.153C-3353C-34
53C-34.153C-3S
53C-35.153C-3253C-2953C-3053C-31
53C-31.153C-24S3C-2553C-2653C-2753C-28
53C-28.153C-2253C-23
53C-23.153C-3853C-3953C-4053C-41
53C-41.153C-42
S3C-42.153C-43
53C-43.153C-44
53C-44.153C-4553C-46
53C-46.153C-47
53C-47.153C-4853C-49
53C-49.153C-5053C-5153C-5253C-5453C-5353C-5553C-1253C-1353C-1453C-15
53C-15.153C-16
53C-16.153C-17
53C-17.153C-1853C-1953C-20
53C-20.153C-21
LGTH PHSKM CFG
0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
53C-21.1 0
1 ABC0 ABC2 ABC1 ABCI ABC0 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC1 ABC0 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC0 ABC0 ABC0 ABC0 ABC0 ABC0 ABC0 ABC1 ABC0 ABC0 ABC0 ABC1 ABC0 ABC0 ABC0 ABC2 ABC1 ABC0 ABC1 ABC2 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC1 ABC0 ABC2 ABC0 ABC1 ABC1 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC0 ABC0 ABC1 ABC2 ABC1 ABC1 ABC1 ABC0 ABC1 ABC1 ABC1 ABC0 ABC1 ABC1 ABC1 ABC0 ABC2 ABC0 ABC
VOLTAGE DROP hftAinuVOLTAGE
SECTION ÑAME DROP53C-55 1 89
CONO
500 SU266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB8 CU 48 CU 42 SUB8 CU 48 CU 44 SUB8 CU 42 SUB8 CU 48 CU 48 CU 42 SUBa cu 44 SUB3 CU 43 CU 44 CU 42 SUB2 SUB4 CU 42/0 AA2 SUB6 SUB6 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB1/0 SU1/0 SU2 SUB2 SUB2/0 AA2 SUB2 SUB1/0 AA2 SUB1/0 AA6 CU 46 CU 41/0 AA2 SUB1/0 SU2 SUB1/0 SU1/0 SU1/0 SU1/0 SU2 SUB2 SUB4 SUB4 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB
VOLTAGELEVEL117.67
LOADCONNKVA KW
000
23700000
12000
601505000
1000
1501500
750
1000
450
750
1131052502600
1051250
900
2720
1200
3071000
1000
525900
1250
250060133759015000
901600
10025090112090225450
000
16300000
83000
103000000
1030
52000
310
520072
17200
72860000000069000062000
1720
411295262103000
1100690627700
1550
IN SECTIONLOAD
KVAR AMPS CUST PCTIfeeder pf = 0.94)000
5700000290003600000036018000
1101800
256000
253000000000
240000
21000
600
1445182136000380
240
212700540
0001600000800010000000
100500030500717007300000000700006000
17
04
135610000110706800
15
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
0 0.0
25.350.650.635.69.98.06.a4.44.41.90.00.00.04.40.00.00.00.00.00.06.05.72.20.00.09.01 .35.73.00.00.014.27.40.039.75.83.70.00.00.00.00.00.00.00.03.00.00.00.00.016.70.00.016.97.49.53.410.62.227.418.30.00.00.015.10.03.00.03.6
13.50.00.06.70.0
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
53C-3 50.56
LOAD THRU SECTION
KW KVAR AMPS CUST2179 762 212 021792163216214354233412891861864100052000000
52522600
8315522600
2oa360
6841224300000000340000
42500
394S6
222216426608525000
4180340
3119300
770
KVA32.44
762760759499147118100646414000180000001818900
29518900
72300
238421500000000120000
14300
13730777
229
211182000
1450
120
116700
27
21221221214142342818184000500000055300a25300
21306712400000000300004200
399
222636052000
410303
1900a
0 0
KW28 43
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
KVAR15.63
VOLTAGE 120 BASESECT ACCUMDHOP DROP LEVEL
119.60.80.10.50.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.00.10.00.00.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.1-0.0-0.00.10.00.00.00.00.00.20.10.00.00.00.1-0.00.00.00.00.1-0.0-0.00.0-0.0
0.8 118.80.9 118.71.3 118.21.5 118.11.5 118.11.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 113.01.5 118.01.6 118.01.6 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 118.01.6 113.01.6 113.01.6 118.01.6 118.01.6 118.01. 117.91.6 117.91 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1.1 .1.1.1.1.1.
117.9117.8117.3117.8117.8117.8117.8117.a117.8117.8117.8117.9117.9117.9117.9117.9117.8117.3117.8
3 117.73 117.7
1.9 117.71.9 117.71.9 117.71.9 117.71.5 118.01.6 117.91.6 117.91.6 117.91.6 117.91.7 117.81.7 117.81.7 117.81.7 117.81.7 117.81.8 117.81.8 117.81.1.
9 117.8S 117.8
1.8 117.8
-- LOSSES -
KW KVAR28.4 15.615.71.06.41.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.00.01.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.30.00.00.20.00.10.00.00.01.10.40.00.00.00.30.00.00.00.00.10.00.00.00.0
1.61.59.21.50.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.60.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.00.00.10.00.00.00.00.00.20.10.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.0
SECTION ÑAME
53C-153C-2S3C-353C-453C-553C-653C-753C-853C-953C-1053C-1153C-3753C-3753C-3653C-3653C-3353C-3453C-3453C-3553C-3553C-3253C-2953C-3053C-3153C-3153C-2453C-2553C-2653C-2753C-2853C-2853C-2253C-2353C-2353C-3B53C-3953C-4053C-4153C-4153C-4253C-42S3C-4353C-4353C-4453C-44S3C-4553C-4653C-4653C-4753C-4753C-4853C-4953C-4953C-5053C-5153C-5253C-5453C-5353C-5553C-1253C-1353C-1453C-1553C-1S53C-1653C-1653C-1753C-1753C-1853C-1953C-2053C-2053C-2153C-21
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2 iterationla) with convergence critetria of 0.50
BUJJ CUMUIJITIVE FEEDER LOAD : RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -
KVA KW KVAR PF : KVA KW KVAR
2303.5 2179.2 761.7 0 . 9 4 : 3 2 . 4 2 8 . 4 15.6
92296 796 1330 13433 13566 13965 1409B 14497 14763 1489GPROJECT: Scott í Scott 01/09/03 10:51:11LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 53DNominal voltage = 6.30 KV Line co Line
53D LOADLGTH PKS CONN
SECTION ÑAME KM CFG CONO KVA KWFEEDEH TOTALS:
S3D-153D-2
530-2.153D-353D-453D-553D-653D-953D-10
53D-10.153D-1153D-12
530-12.153D-13
530-13.153D-1553D-17S3D-1653D-1853D-20530-22S3D-2453D-2653D-2853D-31
530-31.1S3D-29
S3D-29.153D-30
530-30. 153D-2753D-25S3D-23
530-23.1530-21530-19530-32530-34530-3553D-33
53D-38.153D-37
53D-37.1S3D-36
530-36. 1530-3953D-40S3D-42530-41530-43330-44
54D-44.1530-45
530-45. 153D-4653D-4753D-48530-49530-5353D-55S3D-6053D-62S3D-6SS3D-6B53D-70
530-70. 153D-71
53D-71.153D-69
53D-69.153D-6753D-66
53D-66.153D-6353D-64
530-64.1530-61
S3D-61.1530-58530-59
53D-59.1530-56530-57
53D-57.153D-54530-52530-5053D-5153D-33S3D-853D-7
IN SECTION
KVAS AMPS CUSTLOADPCT
(Eeeder pf = 0.95)0.3 ABC 700 SU0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 250 CU0.0 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 250 CU0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 4 SUB0.0 ABC 4 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 250 CU0.0 ABC 250 CU0.0 ABC 250 CU0.1 ABC 250 CU0.0 ABC 1/0 AA0.0 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 4/0 SU0.0 ABC 4/0 SU0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2/0 SU0.0 ABC 2/0 SU0.0 ABC 6 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 6 SUB0.0 ABC 6 SUB0.0 ABC 6 SUB0 . 0 ABC 6 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU0.0 ABC 1/0 AA0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2/0 SU0.0 ABC 2/0 SU0.0 ABC 2/0 SU0.0 ABC 2/0 SU0.0 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.0 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 8 CU 40.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU0 . 1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40 . 0 ABC 4 SUB0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 4 SUB0.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 4 SUB0 . 0 ABC 4 SUB0 . 1 ABC 6 CU 40.4 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 BC 6 CU 4
tu uravTuiiM .
00
1000
451137500
6302250
2250
6301602520000000075600
15000
16025000
1200600756000
300500
01500
2000
750
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-- LOSSES -
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0 0
IÜT DF i nan
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0 0
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KW KVAR112
: KVA KW195.0 112.2
.21 159
^QSSES _KVAR159.5
45
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206
53F
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._ __ i/í-ii-pa^r C*DÍ
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43.61.312.74.17.511.66.76.710.57.86.70.00.00.00.0
28.50.0
25.60.5
19.11.33.32.42.40.00.0
12.115.82.08.43.43.40.00.06.10.00.00.00.00.00.00.00.012.511.12.37.26.06.09.08.11.40.06.86.80.00.00.0l.B3.0
LOAD THRU SECTION
KW33803330333740521613
4681333235140286321194812813000056
241683
22204
13528
1967218442
18132353617487
285207193179167770000
11970
11928
5735656562800
49940732260259224009500000000
5618114323278278265252210
2101050002135
KVAR118311831170139745
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4610
68472914
63010
13460309371666157260000
4130
4103
19S1919191000
17113911398977005200000000
193235
1139595918670
72360007
12
- IJIÍS
AMPS CUST333 033333040211
461333
143621983100006
239a
2200133
196284
1313
5317
9232119181780000
1190
1191586663005041326262200900000000
5682332828262520
211100024
:FS
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
VOLTAGE 120 BASESECT ACCUMDROP
0.20.50.10.00.00.30.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.20.10.30.00.00.00.20.00.00.00.30.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.00.10.00.10.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.0-0.0-0.00.0
-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.10.00.00.00.00.00.00.00.0-0.00.00.00.00.00.00.00.0
DROP LEVEL118.2
0.2 118.00.7 117.50.3 117.40.8 117.40.8 117.41.0 117.31.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.31.1 117.21.1 117.21.1 117.20.9 117.40.9 117.31.1 117.11.1 117.11 .2 117.11.2 117.11.3 117.01.3 116.91.3 116.91.3 116.91.6 116.61.6 116.61.7 116.61.7 116.61.7 116.61.7 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.3 116.51.8 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.9 116.41.9 116.41.9 116.31.9 116.31.9 116.32.0 116.32.0 116.31.9 116.31.9 116.32.0 116.32.0 116.22.0 116.22.1 116.22.1 116.22.1 116.12.1 116.12.1 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.3 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.11.9 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.31.9 116.3
-- LOSSES -
KW32.95.89.70.40.00.01.10.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.02.60.03.60.00.00.02.20.00.00.03.30.00.10.00.00.10.00.00.00.10.00.00.00.00.00.90.01.00.00.30.00.00.00.00.00.00.10.10.00.20.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.00.00.10.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.0
KVAR SECTION ÑAME41.54.9 53F-1
13.9 53F-20.2 53F-30.0 53F-40.0 53F-50.4 53F-60.0 53F-70.0 53F-90.0 S3F-80.0 53F-100.0 53F-110.0 53F-120.0 53F-130.0 53F-140.0 53F-160.0 S3F-170.0 53F-180.0 53F-190.0 53F-210.0 53F-220.0 53F-200.0 53F-153.7 53F-230.0 53F-345.2 53F-250.0 53F-260.0 53F-270.0 53F-2B3.2 53F-290.0 53F-300.0 53F-310.0 53F-325.5 53F-330.0 53F-340.2 53F-350.0 S3F-360.0 53P-370.1 53P-380.0 53F-400.0 53F-420.0 53F-430.0 53F-440.0 53F-450.0 53F-410.0 S3F-41.10.0 53P-390.0 53F-39.11.3 53F-470.0 53F-481.6 53F-490.0 53F-500.3 53F-510.0 53F-520.0 53F-530.0 53F-550.0 53F-55.10.0 53F-540.0 53F-54.10.2 53F-560.0 53F-570.0 53F-5S0.1 S3F-590.0 53F-S9.10.0 53F-600.0 53F-610.0 53F-61. 10.0 53F-620.0 53F-630.0 53F-63.10.0 53F-640.0 53F-64.10.0 53F-650.0 53F-65.10.0 53F-660.0 53F-66.10.4 53F-670.0 53F-690.0 53F-700.1 53F-710.0 53F-730.1 53F-760.0 53F-770.0 53F-77.10.0 53F-7S0.0 53F-73.10.0 53F-790.0 53F-800.0 53F-740.0 53F-750.0 53F-75.10.0 53F-720.0 53F-68
VOLTAGE VOLTAGESECTION ÑAME DROP LEVEL
53F-62 2.15 116.09
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
53F-2 79.34KVA KW KVAR
52.94 3 2 . 9 3 41 .46
2 iteration(a) wíth convergente criceria o£ 0.50
HUK CUMULATIVE FEEDER LOAD : RUN OMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR PP : KVA KW KVAR3583.0 3390.2 11HH.4 0 . 9 4 : 52.9 3 2 . 9 41.5
ANEXO 4.1.2
DEMANDA MEDIA
t
83716 798 1330 25802 25935 26334 26467 26866 27132 27265PROJECT; SCOCC í Scoct 11/27/02 Q9;35:35LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDEH 21ANominal Voltage * 23.00 KV Line co Line
fin
SECTION MAMEFEEDER TOTALS :
21A-121A-221A-321A-421A-621A-521A-721A-B
21A-3.121A-9
21A-1021A-1121A-1221A-1321A-1421A-1521A-1621A-1721A-1821A-1921A-2021A-2121A-2221A-2321A-2421A-2521A-2621A-2721A-2821A-2921A-3021A-3121A-3221A-3321A-3421A-3521A-3621A-3721A-4221A-4321A-4421A-4521A-4621A-4721A-4821A-5021A-4921A-S121A-5221A-5621A-5721A-5821A-5921A-6021A-6121A-6221A-63
21A-63.121A-64
21A-64.121A-65
21A-65.121A-5321A-54
21A-54.121A-55
21A-55.121A-6621A-6721A-6B
21A-68.121A-6921A-7021A-7121A-7221 -7321 -7421 -7521 -7721 -7321 -7921A-30
21A-B0.121A-8121A-8221A-8321A-8421A-8621A-B721A-3821A-85
21A-85.121A-8921A-9021A-9121A-9221A-93
LGTH PHSKM ero corro
CONNKVA
íjUeMJ 11* 3&<^liL¿« -
KW KVAH AMPS CUSTLOADPCT
((ceder pf » o. 92)0.1 ABC 266 AA0.3 ABC 266 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10 . 0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 4/0 SU0.0 ABC 4/0 SU0.3 ABC 2 AA 10.1 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.4 ABC 4/0 AA0.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 4 CU 40.2 ABC 6 CU 40.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 6 CU 40.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 6 CU 40.2 ABC 2 AA 10 . 2 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.4 ABC 2/0 AA0.0 ABC 2/0 AA0.6 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.3 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.3 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 6 CU 40.3 ABC 4/0 AA0.1 ABC 2/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2/0 AA0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 2 AA 10.1 B 2 AA 10.1 ABC 2/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 3/0 AA0.2 ABC 2 AA 10.2 ABC 3/0 AA0.3 ABC 2 AA 10.0 A 2 AA 10.1 A 2 AA 10.1 A 2 AA 10.2 A 2 AA 10.0 A 2 AA 11.4 ABC 1/0 AA0.0 ABC 1/0 AA0.3 ABC 2 AA 10 . 0 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.1 A 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.5 A 2 AA 10.0 A 2 AA 10.1 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 4/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 4/0 AA0.2 ABC 4/0 AA0.0 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.2 ASC 4/0 AA0.3 ABC 4/0 AA0 . 0 ABC 2 SUS0.0 ABC 1/0 SU0,1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0 . 3 ABC 4 / 0 AA0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10 . 1 ABC 2 AA 10.3 C 2 AA 10.0 C 2 AA 10.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.2 ABC 1/0 AA0 . 3 ABC 2 AA 1
07500
1583800
1000384902125030720680
1131580
450
75750
753075
213750
17503050757512011317500
500453001052550
1130451887538038038301130
12590256050250
2500
150203454500
975750
3505000
1500132000
180755015159075450
150
042003821000210
1192B170380
63330
250424200
1742
12242098017284242676398000
250
59142363025
IOS42210
210
21176307050143428140000
1142525000
4200000
102000
1014228aBSO4225084
018003790009051127016027370
1101818007
IB52IB0
4207121818292742000
110
256
12270
114518909097
27030216
1412600004811110001800000
43000
43181244
211311036
0100210001031001022010110001310300111223000102112013120202020211121000031100010000030003111111102
Q.O0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0Q.O0.00.00.00.00.00.00.0
35.135.14.51.71.40.30.00.00.02.90.02.50.40.30.038.45.21.02.03.90.63.61.05.60.50.50.60.44.10.71.51.50.033.61.71.01.032.69.11.57.40.00.01.50.00.90.76.41.03.50.43.21.61.02.0.0.0.0.3.6.1
1.12.20.71.22.00.711.00.00.00.011.00.49.9Q.30.00.00.30.00.00.00.00.09.43.913.52.32.70.70.40.80.411.20.50.39.83.6
UUrtLJ k
KW5310531052872941094411000
1750
1041480
4948582324443113
4052134259595021
2012198490
4331932121
41723454971500
360297
60332
33613303341142112111
1421027035115759287
1420000
136313
12634200
2100000
1162111111111381212114134
3982113805188
-srvu a&^i^uii
KVAR AMPS CUST22752275226312546194000740
44640
21132471319
1835
1729
1452525219
85942210
18454299
17743582130300
360123
256131635
13036418494
6043301549325123
603000
579S
538IB00900000
493471471BO519652
38195
34130
14B1431473310000503000
1381611
120
111
10221161310
121311
116241
20002011
17
11109214121432131221
4000038035100100000
3231315310102510
235
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
SECT ACCUMDROP DP.OP LEVEL
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-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
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VOLTAGE VOLTAGE PERCENTSECTION ÑAME DROP LEVEL SECTION ÑAME CAPACITA KVA KW KVAR
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21B
SECTION MAMEFEEDER TOTALS :
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21B-90.121B-9121B-9221B-9321B-9421B-9521B-9621B-97
LCTH PHSKM CFG CONO
CONNKVA
LOAD IN SECTION ---
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B355
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VOLTAGE 120 BASE -SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
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118.2o.o na. 20.0 118.20.2 118.00.2 118.00.2 118.00.2 117.90.2 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.3 117.90.4 117.80.4 117.80.4 117.80.4 117.80.4 117.80.4 117.80.4 117.80.4 117.80.4 117.80.5 117.70.5 117.70.5 117.70.5 117.70.5 117.70.5 117.70.5 117.70.6 117.60.6 117.60.6 117.60.6 117.60.6 117.60.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.30.8 117.30.8 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.31.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.2 117.01.2 117.01.2 117.01.3 116.91.3 116.91.3 116.91.3 116.91.3 116.91.3 116.91.3 116.91 .3 116.91.3 116.91.3 116.91.3 116.91.3 116.9
- LOES ES -
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1
1
1
1
,1
.1
.1
o o
n o
on
on
no
nn
nn
n
, o
o
o
O
o o
•
21B-18621B-186.1
21B-18721B-13821B-18921B-19021B-19121B-19221B-19321B-19421B-195
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21B-216.121B-21721B-213
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21B-221.121B-22221B-223
21B-223.121B-22421B-22521B-226
21B-226.1
uru.Tflf^F npr
000000000000000000000000000000000000000000000000
D *
201111012140210221122102021033005001011101004140
&
Cc
ABCABC
BCBC
BC
B
BB
BB
ABCA
ABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABC
TMir\ AA 1
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4 i.̂
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ABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCAABCABCABCABCABCABCABCABCABCCC
ABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABC
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.8 116.6
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unr.Tflfiir np
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10
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Jfi
ABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABC
CB
BBB
BBBB
KTM1T»
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W1BF
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rfAXTM
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1IM --
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15.00 . 00.00 .0
15.00 . 00.0
15.00.00.0
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i4.a0.0
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194300
194300
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- LQKt;
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5400
5400
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-S
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00
-0-0-0
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-0-0
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-000
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-00000000000000000
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11111111111111111111111111111111111111111111111111111
33333333333333344444444444455555555555666666433333333
US116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116116115115115115115115115115115115115115116116116116116116116116116
211111111111111100000000000000009999999aaaeaiiiiiiiii
00000000000000000000000000000000000000000000000000000
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21C-8721C-8821C-8921C-9021C-90.121C-9221C-9321C-9421C-94.121C-9521C-9621C-96.121C-9721C-9821C-98.121C-9921C-10121C-10221C-102.121C-10321C-10421C-10521C-105.121C-10621C-106.121C-10721C-10821C-10921C-11021C-11121C-11221C-112.121C-11321C-U3.121C-11421C-11521C-11621C-11721C-11821C-11921C-12021C-120.121C-12121C-121.121C-10021C-7321C-7421C-7521C-7G21C-7T21C-7S21C-8021C-79
VOLT AGE VOLTAGE PERCENTSECTION ÑAME DROP LEVEL SECTION ÑAME CAPACITA
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2 icerat ionfsl w i t h convergence critena of 0.01
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81584 798 1330 4655 4788 5187 5320 5719 5985 6118PROJECT: Alex i. Alex 06/17/02 10:00:41LICENSED TO: Escuela Politécnica NocionalBALANCEO ANALVSIS ON FEEDER 21ENominal Voltaje = 23.00 KV Line to Line
¿ LC.
SECTION MAMEFEEDER TOTALS :
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21E-13.121E-1521E-17
LGTHKM
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Ifeeder p£ - 0.91)0.10.10.00.00.00.00.10.50.00.10.10.00.00.10.3
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AAAAAAAAAAAAAAAAAAAASUSUSUAAAA
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2020
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L.U1U 1
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3636
SECT ACCUMKVAR AMPS CUST DHOP DROP LEVEL136513651364136312621161112047225040000ü
4040
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-- LUSSES -
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216-2!.! 0.0 ABC 1/0 SU 300 O C21E-16 0.0 ABC 2/0 AA O O C21E-9 0.3 B 2 AA 1 5 29 1321E-7 0.1 ABC 4/0 AA 225 1295 607 36 C.
VOLTAGE DROP MÁXIMUM WIRE LOAD MÁXIMUM --VOLTAGE VOLTAGE PERCENT
SECTION ÑAME DROP LEVEL SECTION ÑAME CAPACITY21E-20 0 .16 119.29 21E-4 22 .51
2 i t e rac ión(s ) with convergence cri terio of 0.01
10.0 64B 30J 1
LOSSES
KVA3.75
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RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD : RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR PF : KVA KW KVAR3213.2 2908.7 1365.3 0.91 : 3.7 2.1 3.1
93464 798 1330 11172 U30S 11704 11837 12236 12502 12635PROJECT: ScotC & ScoEC 01/09/03 10:30:55LICENSED TO: Escuela Politécnica NocionalBALANCEO AMALYSIS ON FEEDER S3CNominal Voltage - 6.30 KV Line to Line
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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53C-20.153C-21
LGTH PHSKM CFG COND
0.1 ABC 500 SU0.0 ABC 266 AA0.2 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0 . 0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40 . 0 ABC 8 CU 40.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 8 CU 40.0 ABC 8 CU 40 . 0 ABC 4 SUB0.0 ABC 8 CU 40 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40 . 0 ABC 8 CU 40.0 ABC 8 CU 40.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40.0 ABC 4 SUB0.0 ABC 8 CU 40.0 ABC 8 CU 40.2 ABC 4 CU 40.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 4 CU 40.2 ABC 2/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 6 SUB0.0 ABC 6 SUB0.1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 AA0 . 1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 1 / 0 AA0 . 0 ABC 6 CU 40.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 1/0 AA0 . 2 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0 . 1 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0 . 0 ABC 1 / 0 SU0.1 ABC 1/0 SU0 . 1 ABC 1 / 0 SU0 . 1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 2 ABC 2 SUB
53C-21.1 0.0 ABC 2 SUB
CONNKVA
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225450
VOLTAGE DROP MÁXIMUMVOLTAGE VOLTAGE
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540
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VXIKvji'i —PERCENT
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KW27 .19
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DROP
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KVA KW KVAR31.0 27.2 15.0
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t
J JU
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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540-44.1530-45
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53D-57.1530-54530-52530-50530-5153D-3353D-B
LGTH PHSKM ero
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
53D-7 0
.3 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.0 ABC
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.0 ABC
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.0 ABC
.1 ABC
.1 ABC
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.0 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.1 ABC
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. 1 ABC
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.0 ABC
.1 ABCA ABC.1 ABC.0 ABC.1 ABC.1 ABC.1 ABC.1 ABC.0 ABC.1 ABC.0 ABC.1 ABC.0 ABC.1 ABC.1 ABC.0 ABC.1 ABC.0 ABC.0 ABC.1 ABC.0 ABC.1 ABC.0 ABC.0 ABC.1 ABC.4 ABC.0 ABC.0 ABC.0 ABC.0 ABC.1 ABC.0 ABC.0 ABC
CONO
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.0 BC 6 CU 4
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00
1000
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2250
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1500
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810
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610
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101241019112
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427
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260
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3329
;r c0000496000180000
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1400604
16064102109
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4 2 0.0
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).95>29.80.00.00.057.312.42.652.07.87.S7.a0.00.00.00.0
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PERCENT
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000
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2 1
KW19..56
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KVAR35.26
WUÍrtijC. 1¿LSECT ACCUMDROP DROP
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> UAbt. -
LEVEL118.1117.9117.9117.9117.9117.6117.5117.5117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.2117.2117.2117,2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.1117.0117.0117.0117.0117.0117.0117.0116.9116.9116.9116.9116.9116.9116.9116.9116.9116.9116.9116.9116.8116.7116.7116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.6116.5116.5116.7116.8116.3116.3117.2117.6117.6
-- LOS
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ÍES -
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1
1
2 iterationlsl with convergence criterio of 0.50
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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVft KW KVAS
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t
53E
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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LGTH PHSKM CFG COND
COMNKVA
LOAD IN SECTION
KW KVAR AMPS CUSTifeeder pf »
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.0 115.9
.0 115.9
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.4 115.5
.4 115.5
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.3 115.5
.3 115.5
.4 115.5
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.5 115.4
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.6 115.3
.6 115.3
.6 115.3
.5 115.4
.5 115.4
.5 115.4
.5 115.4
.6 115.3
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.8 115.1
.8 115.0
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.9 115.0
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.4 114.5
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-- LOSSES -
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O O
'
83856 798 1330 13566 13699 14098 14231 14630 14896 15029PROJECT; SCOtt fc ScOCE 01/09/03 11:37:35LICENSED TO; Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALVSIS ON FBEDER 53FNominal Voltoge = 6.30 KV Line Co Line
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS;
53F-153F-253F-353F-453F-553F-653F-753F-953F-853F-1053F-1153F-12S3F-1353F-1453F-1653F-1753F-1853F-1953F-2153P-2253F-2053F-1553F-2353F-2453F-2553F-2653F-2753F-28S3F-2953F-3053F-3153F-3253F-3353F-3453F-3553F-3653F-3753F-3853F-4053F-4253F-4353F-4453F-4553F-41
53F-41.153F-39
53F-39.153F-4753F-4853F-4953F-5053F-5153P-5253F-5353F-55
53F-55.153F-54
53F-54.153F-5653F-5753F-5353F-59
53F-59.153F-6053F-61
53F-61.153F-6253F-63
53F-63. 153F-64
53F-64.153F-65
53F-65.153F-66
53F-66.153F-6753F-6953F-7053F-7153F-73S3F-7653F-77
53F-77.153F-7a
53F-78.153F-7953F-8053F-7453F-75
53F-75.153F-72
r.GTH PHSKM CFG COND
0.2 ABC 400 SU0.1 ABC 266 AA0 . 1 ABC 4 CU 40.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2SUB C0.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 6 CU 40.0 ABC 6 CU 40.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 4 CU 40.0 ABC 4 CU 40.1 ABC 2 CU 30.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 2SUB C0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 6 CU 40.1 ABC 266 AA0.0 ABC 1/0 CU0.2 ABC 1/0 CU0.0 ABC 4 CU 40.1 ABC 266 AA0.1 ABC 2 CU 30.0 ABC 2 CU 30.0 ABC 2SUB C0.2 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 1/0 CU0.1 ABC 1/0 CU0.0 ABC 1/0 CU0.0 ABC 4 SUB0 . 1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 281.40.0 ABC 1/0 CU0.1 ABC 1/0 CU0.1 ABC 1/0 CU0 . 1 ABC 4 SUB0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 4 SUB0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0.2 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.2 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 281.40.1 ABC 6 CU 40.1 A C 2 AA 10.1 ABC 2B1.40.0 ABC 281.40.1 ABC 281.40.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C
53F-68 0.0 ABC 2SUB C
CONNKVA
01350
6754700
1131250
100757500
1004500
2151102000
295100152801000
750
1507510000
31027505010045
2750
5000
375150030SO0750
1004007530
3001130
3001250
1253380
6300
3450
10006075188503000
4580075750
3752250
7575125
VOLTAGE DROP MÁXIMUM • •VOLTAGE VOLTAGE
SECTION ÑAME DROP LEVEL53F-62 2.15 116.09
KW
0760
3782600
63700
5642420056250000
1120
165568
157560
420
84425600
1741540280
251540000a001723000
560017
163630070
00
1890000000042105231700
250
4200
2100004270
LOADKVAR AMPS CUST PCTIfeeder pf - 0.94)0
260
130900
22240191414001990000
380
57193
54190140
29141900605301009
53000030061000019006
58220024006500000000
14361060090
14007200014
0 0.07 0.00 0.037 0.03 0.00 0.00 0.06 0.07 0.00 0.06 0.04 0.04 0.00 0.00 0.06 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0
11 0.00 0.016 0.06 0.01 0.0
16 0.06 0.00 0.04 0.00 0.08 0.04 0.06 0.00 0.00 0.017 0.015 0.00 0.03 0.00 0.03 0.0
15 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.02 0.03 0.00 0.00 0.00 0.06 0.00 0.00 0.02 0.0
17 0.06 0.00 0.00 0,07 0.00 0.00 0.019 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.0
11 0.04 0.02 0.00 0.00 0.03 0.00 0.04 0.00 0.00 0.0
21 0.00 0.00 0.00 0.04 0.0
24 7 0.0
45.679.323.612.91.1
38.611.05.23.03.23.33.61.8
16.06.74.62.10.00.00.00.04.857.013.653.10.36.33.3
46.61.83.63.6
43.61.312.74.17.511.66.76.710.57.36.70.00.00.00.028.50.025.60.519.11.83.32.42.40.00.0
12.115.82.08.48.43.40.00.06.10.00.00.00.00.00.00.00.012.511.12.37.26.06.09.08.11.40.06.86.80.00.00.01.83.0
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
53F-2 79.34
ls\jnLf inHU seji.L'lUN VULTAUE L¿U BASE .
SECT ACCUMKM
33BO3330333740521613
4681333235
1402863211943128130000
562416
832220
413523
1967218442
181828
53617487
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11970
11928
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49940732
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210105000
2135
KVA52.94
KVAR118811881170139745
1604611124810227662810400001984423774
14610
6847
2914
63010
13460309871666157260000
4130
4103
1981919191000
1711391189397700
3200000000
193285
113959591867072360007
AMPS33333333040211
461333
143621983100006
2398
2200
133
196284
1313
5317
9282119131780000
1190
1191
586663005041326262200900000000
5682
332828262520
21110002
12 4
KW32 .93
CUST000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
KVAR41.46
DROP
0.20.50.10.00.00.30.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.20.10.30.00.00.00.20.00.00.00.30.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.00.10.00.10.00.10.00.00.00.0-0.0-0.00.00.00.00.10.00.0
-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.0-0.00.00.00.00.00.00.00.0
DROP LEVEL118.2
0.2 118.00.7 117.50.8 117.40.8 117.40.8 117.41.0 117.31.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.21.1 117.20.9 117.40.9 117.31.1 117.11.1 117.11.2 117.11.2 117.1
1.3 116.91.3 116.91.3 116.91.3 116.91.6 116.61 .6 116.61.7 116.61 .7 116.61.7 116.61.7 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.8 116.51.8 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116.51.7 116 51.7 116.51.9 116.41.9 116.41.9 116.31.9 116.31.9 116.32.0 116.32.0 116.31.9 116.31.9 116.32.0 116.32.0 116.22.0 116.22.1 116.22.1 116.22.1 116.12.1 116.12.1 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.12.2 116.11.9 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.22.0 116.32.0 116.32.0 116.32.0 116.31.9 116.3
-- LOSSES -
KW32.95.89.70.40.00.01.10.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.02.60.03.60.00.00.02.20.00.00.03.30.00.10.00.00.10.00.00.00.10.00.00.00.00.00.90.01.00.00.30.00.00.00.00.00.00.10.10.00.20.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.00.00.10.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.0
KVAR SECTION ÑAME41.54.9 53F-113.9 53F-20.2 53F-30.0 53F-40.0 53F-50.4 53F-60.0 53F-70.0 53F-90.0 53F-S0.0 53F-100.0 53F-110.0 53F-120.0 53F-130.0 53F-140.0 53F-160.0 53F-170.0 53F-180.0 53F-190.0 53F-210.0 53F-220.0 53F-200.0 53F-153.7 53F-230.0 53F-245.2 53F-250.0 53F-260.0 53F-270.0 53F-283.2 53F-290.0 53F-300.0 53F-310.0 53F-325.5 53F-330.0 53F-340.2 53F-350.0 53F-360.0 53F-370.1 53F-380.0 53F-400.0 53F-420.0 53F-430.0 53F-440.0 53F-450.0 53F-410.0 53F-41.10.0 53F-390.0 S3F-39.11.3 53F-470.0 53F-4B1.6 53F-490.0 53F-500.3 53F-S10.0 53F-520.0 53F-530.0 53F-550.0 53F-55.10.0 53F-540.0 53F-54.10.2 53F-560.0 53F-570.0 53F-580.1 53F-590,0 53F-59.10.0 53F-600.0 53F-610.0 53F-61.10.0 53F-620.0 53F-630.0 53F-63.10.0 53F-640.0 53F-64.10.0 53F-650.0 53F-65.10.0 53F-660.0 53F-66.10.4 53F-670.0 53F-690.0 53F-700.1 53F-710.0 53F-730.1 53F-760.0 53F-770.0 53F-77.10.0 53F-780.0 53F-78.10.0 53F-790.0 53F-800.0 53F-740.0 53F-750.0 53F-75.10.0 53F-720.0 53F-68
2 iteration(g) wíth converosnce crieeria of 0.50
RUN CUMUIJVriVE FEEDER LOAD ------- :KVA KW KVAR PF :35B3.Q 3380.2 H B f l . ) 0.94 :
- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAK
52.9 32 .9 41.5
ANEXO 4.1.3DEMANDA Ml'NIMA
«1844 798 1330 25802 25935 26334 26467 26866 21132 27265PROJECT: Scott & ScotC 11/27/02 09:40:44LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALVS1S ON FEEDER 21ANominal voltage - 23 .00 KV Line to Line
¿Lñ
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALSi
21A-121A-221A-321A-421A-621A-521A-721A-8
21A-8.121A-921A-1021A-1121A-1221A-1321A-1421A-1S21A-1621A-1721A-1821A-1921A-2021A-2121A-2221A-2321A-2421A-2521A-2621A-2721A-2B21A-2921A-3021A-3121A-3221A-3321A-3421A-3521A-3621A-3721A-4221A-4321A-4421A-4521A-4621A-4721A-4821A-5021A-4921A-5121A-5221A-5621A-5721A-5821A-5921A-6021A-6121A-6221A-63
21A-S3.121A-64
21A-64.121A-65
21A-65.121A-5321A-54
21A-54.121A-55
21A-55.121A-6621A-6721A-68
21A-68.121A-6921A-7021A-7121A-1221A-7321A-7421A-1S21A-7721A-7821A-7921A-80
21A-80.121A-8121A-8221A-8321A-8421A-8621A-8721A-8821A-85
21A-8S.121A-8921A-9021A-9121A-9221A-93
LGTH PHSKM CFG CONO
fONNKVA KW KVAR AMPS CUST
LOADPCT KW KVAR AMPS CUST
Ifeefler pE = 0.85)0.1 ABC0.3 ABC0 . 0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.3 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.1 ABC0 . 0 ABC0.4 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.4 ABC0.0 ABC0.6 ABC0.1 ABC0.3 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.3 ABC0.0 ABC0 . 0 ABC0.1 ABC0.3 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0 . 0 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.1 B0.1 ABC0 . Í ABC0.1 ABC0.2 ABC0.2 ABC0.3 ABC0.0 A0.1 A0.1 AO.J A0.0 A1 . 4 ABC0 . 0 ABC0.3 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.1 A0.1 ABC0.5 A0.0 A0.1 ABC0.0 ABC0 . 1 ABC0 . 0 ABC0.2 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.3 ABC0.0 ABC0.0 ABC0 . 1 ABC0-0 ABC0.3 ABC0.1 ABC0 . 1 ABC0 . 1 ABC0. 1 ABC0.1 ABC0 . 1 ABC0,3 C0,0 C0.1 ABC0 . 1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0 . 3 ABC
266 AA266 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 14/0 SU4/0 SU2 AA 11/0 SU2 AA 12 AA 12 AA 12 SUB4/0 AA3/0 AA4 CU 46 CU 43/0 AA6 CU 43/0 AA6 CU 42 AA 11/0 SU1/0 SU2/0 AA2/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 14/0 AA2 AA 16 CU 46 CU 44/0 AA2/0 AA2 AA 12/0 AA2 AA 11/0 SU2 AA 12 SUB2 AA 12 Añ 12/0 AA2 AA 13/0 AA2 AA 13/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 11/0 AA1/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 14/0 AA2 SUB2 SUB2 SUB4/0 AA2 AA 14/0 AA4/0 AA4/0 AA2 SUB4/0 AA4/0 AA2 SUB1/0 SU2 SUB2 SUB4/0 AA1/0 SU1/0 AA1/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 11/D AA1/0 AA1/0 AA1/0 AA2 AA 1
07500
1583800
1000384902125030720680
1131580
450
75750
753075218750
17503050757512011317500
500453001052550
1130
45188753803803330
1130
12590256050250
2500
150203454500
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-0.0-0.00.00 .00.0O . Q0 . 00.00.00.00 .00 .00 . 00 . 00.00.00.00 .0O . Q0.00.00.00.00,00,00.00.00 .00.00.00.00.00.00 . 00 .00 .00 . 00.00.0Q . O0.00 .00 . 00 .00 . 00.00.00 . 00.0O . QQ . O0.0O . Q0.0
-0.00.0Q . O
0.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9O . S 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.90. 117.90. 117.90. 117.90. 117.90. 117.90. 117.90. 117.90. 117.90 .4 117.90.4 117.90.4 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.90 .5 117.90 . 5 117.90.5 117.90.5 117.9Q.S 117.90.5 117,90.5 117.90 - 5 117-8O.S 117.80.5 117.80.5 117.30.5 117.80.5 117.80.5 117.60.5 117.a0.5 117.80.5 117.8Q.S 117. SO.S 117.80.5 117.80 .5 117.8O.S 117.80.5 117.80 .5 117.80.5 117.80.5 117.80 .5 117.80.5 117.8O.S 117. 80.5 117.80-5 117.80.5 117.B0.5 117.80.5 117.80,5 117.B0,5 117.80.5 117.80,5 117.80.5 117.80.5 117.80.5 117.30.5 117.80.5 117.80.5 117, a0.5 117,80.5 117,80.5 117. 80.5 in .B0.5 117.30.5 117.80.5 117.80.5 117.80.5 117.30.5 117.80.5 117.8
0.00.00.00.00 .00 .00.00.00 .00 .00.00.00.00.00.00.00.20.00.00.00.20.00 . 00.00.00 .00 .00.10.10.00.00 .00.00.00.00.00.00.00 . 00.10.00 .00.00 . 00.00.0O . QQ . O0.00.00 .00.00 .00.00.0O . ÜO . Q0.00.00 .0O . Q0.00.00 - 00 .00.00 - 00 .00-0O . Q
0 .00.00 .00.00 . 00.00.0Q . O0.00.00 .00 . 00 . 00 . 00.00.00,0
0.0 21A-950.0 21A-960.0 21A-940.0 21A-970.0 21A-980.0 21A-990.0 21A-1QO0.0 21A-1010.0 21A-1020.0 21A-1030.0 21A-1040.0 21A-1050.0 21A-1060.0 21A-1070.0 21A-1080.0 21A-1090.1 21A-380.0 21A-38.10.0 21A-390.0 21A-400.1 21A-410.0 21A-1100.0 21A-1110.0 21A-1120.0 21A-1130.0 21A-113.10.0 21A-1H0.1 21A-1150.0 21A-1150.0 21A-1170.0 21A-1U0.0 21A-118.10.0 21A-117.10.1 21A-1190.0 21A-120O . Q 21A-1210.0 21A-1230.0 21A-123.10.0 21A-1220.1 21A-1240.0 21A-125O . Q 21A-1260.0 21A-1270.0 21A-1280.0 21A-1290.0 21A-1300.0 21A-1310.0 21A-131.10.0 21A-1320.0 21A-132.10.0 21A-1330.0 21A-1340.0 21A-U50.0 21A-136O.Q 21A-1370.0 21A-U80.0 21A-138.10.0 21A-U90.0 21A-14Q0.0 21A-1410.0 21A-1420.0 21A-1430 .0 21A-143.10.0 21A-1440.0 21A-1450.0 21A-1460.0 21A-147O.Ü 21A-148Q.O 21A-1490.0 21A-149.10.0 21A-1500.0 21A-1510 - 0 21A-152O . Q 21A-152.10.0 21A-1530.0 21A-1540.0 21A-1550.0 21A-1560.0 21A-1S70.0 21A-1580.0 21A-159Q . O 21A-1600.0 21A-1610.0 21A-1620.0 21A-1630.0 21A-1640.0 21A-164.1
LOSSES
SECTION ÑAME CAPACITÍ21A- 15 17.08
KVA
9.35 5KW94
KVAR7 . 2 2
2 i terat ionisl with convergence critsria oí 0.50
RUN CUMULATIVE PEEDER LOAD : RUN CUMTJLATIVE FEEDER LOSSESKVA KW KVAR PF : KVA KW KVAR
2 5 7 9 . 3 2185.1 1370.4 0.85 : 9 .4 5 . 9 7 . 2
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21B LOAD IN SECTIONLGTH PHS CONN
SECTION ÑAME KM CFG COND KVfl KW KVAH AMPS CUSTFEEDER TOTALS:
21B-121B-221B-321B-421B-521B-621B-721B-921B-921B-1021B-1121B-1221B-1321B-1421B-1521B-1621B-1721B-1S21B-1921B-20
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21B-27.121B-2BJ1B-29Í1B-30
218-30.121B-3121B-3221B-3321B-3421B-3531B-3621B-3721B-3821B-3921B-4021B-4121B-4221B-4321B-4421B-4521B-4621B-4721B-4821B-5621B-5721B-5B21B-5921B-6021B-6121B-6221B-6321B-6421B-65
21B-65.121B-6621B-6721B-6B218-6921B-7021B-7121B-7221B-73
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21B-83 . 121B-9421B-3521B-8621B-8721B-8S21B-B921B-90
21B-90.121B-9121B-9221B-9321B-9421B-9521B-9621B-97
LOAD THRU SECTIONLOADPCT KW KVAR AMPS CUST
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1/0 SU1/0 AA1/0 SU1/0 SU1/0 AA1/0 SU2/0 AA2 AA 1
2 AA 12 AA 12/0 AA2 AA 12 AA 12/0 AA4 AA 12/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12/0 AA2 Añ 12 AA 12 AA 12 AA 12/0 AA2/0 SU2/0 AA2/0 AA2/0 SU4/0 AA2 AA 12 AA 14/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 1
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3750
4000
100na1130153B088505050502250
750
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1390
125039ü
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1000
1130
15000
1500
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2100002530390
350
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574200
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ia0
140180
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12915
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4177
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B1700
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IB9
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331
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VOLTAGE 120 BASE -SECT ACCUKDROP DROP LEVEL
0.00.00.10.00.00,00.00.00.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.0-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0o.o0.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
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- LOSSES -
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19
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*IXTMUT
2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 1Í AA 12 AA 12 AA 11/0 AA2 AA 11/0 AA1/0 AA2/0 AA1/0 SU2/0 AA1/0 SU3/0 AA2 AA 12 SUB3/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 13/0 AA3/0 AA3/0 AA2 SUB2 SUB4 / 0 SU2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 SUB2 SUB1/0 AA3/0 AA2 AA 12 AA 1
*
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Í2S80 798 1330 21280 21413 21812 21945 22344 22610 22743PROJECT: SCOtt ir SCOCC 02/11/03 10:55:54LICENSED TO: ESCusla Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS OH FEEDER 21CNominal voltage = 21.00 KV Line to Line
21C
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LGT1! PHSKM CFG COND
LOAD TN SECTIONCQNNKVA KW KVAR AMPS CUST
LOAD THRU SECTIONLOADPCT KW KVAR AMPS CUST
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117.8o.o ii7.a0.1 117.70.1 117.70.1 117.Q.l 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.0.1 117.70.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.2 117.60.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.50.3 117.5
- LOSSES -
KW KVAR SECTION ÑAME4.10.70.10.20.00.00.30.00.00.00.00.30.00.00.00.00.20.00.0o.-j0.00.00.00.20.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.00.20.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.10.00.00.00.00.0
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2 SUB4/0 AA4/0 AA2 SUB2 SUB4/0 AA1/0 AA2 SUB2 SUB4/0 AA1/0 SU1/0 SU4/0 AA1/0 SU1/0 SU4/0 AA4/0 AA1/0 SU1/0 SU4/0 AA3/0 AA1/0 SU1/0 SU1/0 SU1/0 SU4/0 AA1/0 AA4/0 AA4/0 AA4/0 AA2 SUB2 SUB4/0 AA4/0 AA3/0 AA4/0 AA2 SUB4/0 AA4/0 CU2/0 AA2/0 AA2/0 AA2/0 AA2/0 AA4 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 1
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^JIRE
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119
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Ul YTVTTU
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FERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
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50200
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KW4 13
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KVAR4 . 9 8
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-0.0-0.0-0.00.0
-0 .0-0.0-0.00.00 .00 .00 . 0
-0.0-0 .00.00 .0
-0.0-0.0
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-0.00 .00 . 00.00.00.00 .00 .00.00.0
-0.00 . 00 . 00.00 .00 . 00 . 00 .00.00.00 . 00 .00.00 .00 .00 .00.0
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0.00 .00 .00.00.00.00.00.0U . Ü0.00.00.00 .00 .00.00 . 00 .00.00 .00.00.00.00 . 00 . 00 .00.00.00.00.00 .00.00.00 .00 . 00 . 00.00.00 . 00 . 00.00 .00 . 00 .00 .00 .00.10 .00 .00 .00.00.00.00.0
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2 i t e ra t ion l s ) wi th corwergence critena o£ 0.50
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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES --KVA KW KVAR
6.5 4.1 5.0
S27BQ 798 1330 4655 4788 5187 5320 5">19 598S 6118PROJECT: Scott í, Scott 02/11/03 10:45:22LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FBEDER 21ENominal Volcase = 23 .00 KV Line to Line
¿le,LGTH PHS
SECTION ÑAME KM CFGFEEDER TOTALS:
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21E-22.121E-16
21E--921E-7
CONDCONN
KVft
L,\jr\Lf in aox.i.i.^iv ---
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Q00
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00000
1500
3000s
223
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21E-20
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0 . 0 2
.ATTUE F
118.55
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000
530
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21E-4
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-- RIIN m
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.96) 3552.2 3552.2 3552.6 3552.6 3292.2 3021.9 2920.8 1230.8 650.1 110.0 00.0 00.0 00.0 00.1 110.1 110.1 110.1 110.0 00.2 50.0 00.0 00.0 00.0 00.2 21.2 79
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23 2 0
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0 .00 .00.00 . 00 .00 .00 .00.00 .00.00 .00.00 .00 . 00.00 . 00.00 .00.00 .00.00.00.00 .00 .0
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0 . 00.0 21E-10.0 21E-20.0 21E-30.0 2IE-4.0.0 21E-50.0 21E-60.0 21E-80.0 21E-100.0 21E-110.0 21E-120.0 21E-130.0 21E-140.0 21E-13.10.0 21E-1S0.0 21E-170.0 21E-180.0 21E-190.0 21E-230.0 21E-JQ0.0 21E-210.0 21E-220.0 21E-32.10.0 21E-160.0 21E-90.0 21E-7
MtlI.ATIVE FEEDER LOSSF.fKVA KW KVAR
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3JI,
SECTION ÑAMEFEEDEH TOTALS:
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KVAR1.38
SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
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3J1J
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LGTH PUSKM CFG CONO
CONNKVA
W*LJ in aDi_ixim ^ —
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143
14132
WIRE LOAD MÁXIMUM -- -
SECTION ÑAME53D-4
PERCENTCAPACITY
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582206
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LGTH PHSKM CFG
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ti -
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f
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53E-2.1 0
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.0 ABC
.0 ABC
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.0 ABC
.1 ABC
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.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.2 ABC
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. 1 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.0 ABC
.1 ABC
.0 ABC
.1 ABC
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.2 ABC
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150
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2 iterationlsl with convergence criteria oE 0.50
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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR
16.5 9.5 13.5
«1092 798 1330 13566 13699 14098 14231 14630 14896 15029PROJECT: Scott & Scoet 01/09/03 11¡39:13LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 53FNominal voltage • 6.30 XV Line to Lina
53 FLGTH PHS
SECTION ÑAME KM CFG CONDFEEDER TOTALS:
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LOAD
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PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
53F-2 18.44
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KVAR2.23
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- LOSSES -
KW KVAR SECTION ÑAME1.80.30.50.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.20.00.00.00.10.00.00.00.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
2.20.3 53F-1O.a 53F-20.0 53F-30.0 53F-40.0 53F-50.0 53F-60.0 53F-70.0 53F-90.0 53F-S0.0 53F-100.0 53F-110.0 53F-120.0 53F-130.0 53F-140.0 53F-160.0 53F-170.0 53F-180.0 53F-190.0 53F-210.0 53F-220.0 53F-200.0 53F-150.2 53F-230.0 53F-240.3 53F-250.0 53F-260.0 53F-270.0 53F-280.2 53F-290.0 53F-300.0 53F-310.0 53F-320.3 53F-330.0 53F-340.0 53F-350.0 53F-360.0 53F-370.0 53F-380.0 53F-400.0 53F-420.0 53F-430.0 53F-440.0 53F-450.0 53F-410.0 53F-41.10.0 53F-390.0 53F-J9.10.1 53F-470.0 53F-480.1 53F-490.0 53F-500.0 53F-510.0 53F-520.0 53F-530.0 53F-S50.0 53F-55.10.0 53F-540.0 53F-54.10.0 53F-560.0 53F-570.0 53F-5B0.0 53F-S90.0 53F-59.10.0 53F-600.0 53F-610.0 53F-61.10.0 53F-620.0 53F-630.0 53F-63.10.0 S3F-640.0 53F-64.10.0 53F-650.0 53F-65.10.0 53F-660.0 53F-S6.10.0 S3F-670.0 53F-690.0 53F-700.0 53F-710.0 S3F-730.0 53F-760.0 53F- 70.0 53F- 7. 10.0 53 F- 80.0 53F- B.l0.0 53F- 90.0 S3F-800.0 53F-740.0 53F-750.0 53F-7S.10.0 53F-720.0 53P-6B
2 iteration(fl) with convergence ctiteria oí o. SO
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD .......KVA KW KVAH PF835.4 778.3 303.5 0.93
- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR
2,9 1.8 1.2
238
ANEXO 4.2
II
MEJORAMIENTO DEL FACTOR DE
POTENCIA EN LOS PRIMARIOS DE
DISTRIBUCIÓN PARA LAS S/Es
EPICLACHIMA Y PÉREZ GUERRERO
ANEXO 4.2.1
DEMANDA MÁXIMA
93528 798 1330 25935 26068 26467 26600 26999 27:65 27398PROJECT: Scctt i, Scott 11/27/02 10:06:58LICENSED TO; Escuela politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDEH 21ANominal Voltage = 23.00 KV Line to Lioe
2Jft --._rí1nr%TM CF^TTnM
SECTION MAMEPEEDER TOTALS:
21A-121A-221A-321A-421A-621A-521A-721A-8
21A-8.121A-9
21A-1021A-1121A-1221A-1321A-1421A-1521A-1621A-1721A-1B21A-1921A-2021A-2121A-2221A-2321A-2421A-2521A-2621A-2721A-2B21A-2921A-3021A-3121A-3221A-3321A-3421A-3S21A-3621A-3721A-4221A-4321A-4421A-4521A-4621A-4721A-4821A-5021A-4921A-5121A-5221A-5621A-5721A-5B21A-5921A-6021A-6121A-6221A-63
21A-63.121A-64
21A-64.121A-65
21A-6S.121A-5321A-54
21A-54.121A-55
21A-55.121A-6621A-6721A-68
21A-63.121A-6921A-7021A-7121A-7221A-7321A-7421A-7521A-7721A-7821A-7921A-80
21A-30.121A-8121A-B221A-8321A-8421A-8621A-8721A-8321A-35
21A-85.121A-8921A-9021A-9121A-9221A-93
LGTH PHSKM CFG CONO
CONNKVA KW KVAR AMPS CUST
LOADPCT
(feeder pí = 0.97)0.1 ABC 266 AA0.3 ABC 266 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 4/0 SU0.0 ABC 4/0 SU0.3 ABC 2 AA 10.1 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.4 ABC 4/0 AA0.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 4 CU 40.2 ABC 6 CU 40.1 ABC 3/0 AA0 . 1 ABC 6 CU 40.1 ABC 3/0 AA0.1 ABC 6 CU 40.2 ABC 2 AA 10.2 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.4 ABC 2/0 AA0.0 ABC 2/0 AA0 . 6 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.3 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.3 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 6 CU 40.3 ABC 4/0 AA0.1 ABC 2/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2/0 AA0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 2 AA 10.1 B 2 AA 10.1 ABC 2/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 3/0 AA0.2 ABC 2 AA 10.2 ABC 3/0 AA0 . 3 ABC 2 AA 10.0 A 2 AA 10.1 A 2 AA 10.1 A 2 AA 10.2 A 2 AA 10 . 0 A 2 AA 11 . 4 ABC 1 / 0 AA0.0 ABC 1/0 AA0.3 ABC 2 AA0.0 ABC 2 AA0 . 2 ABC 2 AA0.1 A 2 AA0.1 ABC 2 AA0.5 A 2 AA0.0 A 2 AA0.1 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 4/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 4/0 AA0.2 ABC 4/0 AA0.0 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 4/0 AA0.3 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.3 ABC 4/0 AA0.1 ABC 1/0 SU0 . 1 ABC 1 / 0 AA0 . 1 ABC 1 / 0 AA0 . 1 ABC 2 AA 10 . 1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.3 C 2 AA 10.0 C 2 AA 10.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.2 ABC 1/0 AA0 . 3 ABC 2 AA 1
07500
1583800
1000384902125030720680
1131580
450
75750
753075218750
1750
30SO757512011311500
5004530010525501130
451837538038038301130
12590256050250
2500
150203454500
975750
3505000
1SOO182000
lao7550151590•75450
150
06300
13231000
310
17842250
560
941320380
636300
2563182630
146025426363100941460003S08821429403815763310
310
3125940
10575215042210000
1693B38000
6300000
153000
151634213131563380
125
019004010000100541380170
29400120191900a
1956190
4503
131919312945000
120276
13290
124819100100
108
290
3223615136000052121200019000004700046191344
231912033
0200310001051101034010220012520401122334000102213014230303130322132000051100020000040004211122103
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
49.249.26.52.41.9o.s0.00.00.04.10.03.60.60.40.0
53.77.51.52.95.50.85.21.48.00.70.70.90.65.80.92.22.20.046.92.51.41.445. 512.92.210.60.00.02.20.01.30.99.11.45.00.64.62.31.42.31.41.41.42.62.31.61.63.10.91.72.80.915.70.00.00.015.70.614.20.50.00.0o.s0.00.00.00.00.0
13.412.719.33.33.80.90.61.10.616.00.70.414.05.1
jOAD THRU SECTION
KW KVAR AMPS CUST7937793779024391636616000
2600
15621130
73933684766
6421960531
5118838753130031146730
64691463131
62291261
731067
00
1280
4410
9004757519
4591261663163116
211152IOS5217210884210
2120000
203519
18936300
3100000
1735165816582801803121196
13403119
1201280
19061906189113450205000
ao048640
172326614201976
18510
15627272310921045220
1426451010
13433862232700
390
133
27614176
6141ja5
195
1056546321653327133
651000
6256
5311900
1000000
53250S508865510662
410106
36886
20720720612420000704100
1932312171
161
14222181420
169411
16234223003011
241
151
12315131643151231
57000541
512001000004644447511213611
32a
00000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
0.10.20.00.00.00.00.00.00.00.0-0.00.00.00.0-0.00.30.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.0-0.00.20.00.00.00.20.00.00.0-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.00.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
119.00.1 118.90.3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118. 70.3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118. 70.3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118.70.3 118.70.6 118.40.6 118.40.6 118.40.6 113.40.6 118.40.6 118.40.6 118.40.6 118.40.6 118.30.6 118.30.6 118.30.6 118.30.6 118. 30.7 118.30.7 113.30.7 118.3O.T 118.30.7 118.30.8 118.20.8 118.20.3 113.20.3 113.21.0 11B.O1.0 118.01.0 118.01.0 118.01.0 118.01.0 113.01.0 117.91.0 117.91.0 117.91.0 117.91.0 117.91.0 117.91.0 117.91.0 117.91.0 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.0 117.91.0 117.91.0 117.91.1 117.91.1 117.91.0 118.01.0 118.01.0 118.01.0 118.01.0 117.91.0 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91.1 117.91 .1 117 .91.1 117.81.1 117. B1.2 117.81.2 117.81.2 117.81.2 117.81 .2 117. B1.2 117.81.2 117.81.2 117.81.2 117.81.2 117.a1.2 117.71.2 117.7
-- LOSSES -
KW KVAR SECTION MAME58.63.89.90.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.015.00.10.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.10.00.00.00.09.60.00.00.08.70.10.00.20.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.30.00.00.00.60.00.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.60.10.40.00.00.00.00.00.00.30.00.00.40.1
71.45.8 21A-115.2 21A-20.0 21A-30.0 21A-40.0 21A-60.0 21A-50.0 21A-70.0 21A-80.0 21A-B.10.0 21A-90.0 21A-100.0 21A-110.0 21A-120.0 21A-130.0 21A-1418.8 21A-150.1 21A-160.0 21A-170.0 21A-180.0 21A-190.0 21A-200.0 21A-210.0 21A-220.1 21A-230.0 21A-240.0 21A-250.0 21A-260.0 21A-270.1 21A-280.0 21A-290.0 21A-300.0 21A-310.0 21A-3212.0 21A-330.0 21A-340.0 21A-350.0 21A-3611.0 21A-370.1 21A-420.0 21A-430.1 21A-440.0 21A-450.0 21A-460.0 21A-470.0 21A-4B0.0 21A-500.0 21A-490.1 21A-510.0 21A-520.0 21A-560.0 21A-570.0 21A-580.0 21A-590.0 21A-600.0 21A-610.0 21A-620.0 21A-630.0 21A-63.10.1 21A-640.0 21A-64.10.0 21A-650.0 21A-65.10.0 21A-S30.0 21A-540.0 21A-54.10.0 21A-550.0 21A-55.10.3 21A-660.0 21A-670.0 21A-680.0 21A-68.10.7 21A-690.0 21A-700.3 21A-710.0 21A-720.0 21A-730.0 21A-740.0 21A-750.0 21A-770.0 21A-780.0 21A-790.0 21A-800.0 21A-BD.10.8 21A-810.0 21A-820.3 21A-830.0 21A-840.0 21A-860.0 21A-870.0 21A-880.0 21A-850.0 21A-3S.10.2 21A-890.0 21A-900.0 21A-910.2 21A-930.0 21A-93
21A-9S21A-9Í21A-9421A-9721A-9821A-99
21A-10021A-10121A-10221A-10321A-10421A-10521A-10621A-10721A-10821A-10921A-38
21A-38.121A-3921A-4Ü21A-41
21A-11021A-11121A-11221A-113
21A-113.121A-11421A-11S21A-11621A-11721A-118
2 1A- 11 8.121A-117.1
21A-11921A-12021A-12121A-123
21A-123.121A-12221A-12421A-12421A-12521A-12621A-12721A-12321A-12921A-13021A-131
21A-131.121A-132
21A-132.121A-13321A-13421A-13521A-13621A-13721A-138
31A-138.121A-13921A-14021A-14121A-14221A-143
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0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.2 ABC 1/0 AA0.2 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10 . 1 ABC 2 AA 10 . 1 ABC 2 AA 10 , 2 ABC 1 / 0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10 . 0 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 1/0 AA0.2 ABC 1/0 AA0.1 C 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.4 B 2 AA 10.2 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.2 ABC 2/0 AA0.2 ABC 2/0 SU0.2 A8C 1/0 CU0 . 1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 CU0.1 ABC 1/0 CU0.2 ABC 2 AA 10 . 1 ABC 1 / 0 CU0.3 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 1/0 CU0.2 ABC 2 AA 1
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750
75225175600
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11375188451130
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21A-164.1 0.0 ABC 2 CU 3
VOLTAGE DROP MÁXIMUMVOLTAGE VOLTAGE
SECTION ÑAME DROP LEVEL21A-157 1.41 117,55
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UHVTMTTM __
PERCENTSECTION MAME CAPACITY
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LOSSES --
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¿ID
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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21B-90.121B-9121B-9221B-9321B-9421B-9521B-9621B-97
LGTH PHS CONNKM CFG CONO KVA KW KVAR AMPS CUST
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CCC
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0.0 ABC
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21C
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CONNKVA
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KW
IN SECTION ---
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247
21E
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
21E-121E-221E-321E-421E-521E-621E-821E-1021E-1021E-1121E-1221E-1321E-14
21 E- 13.121E-1521E-1721E-1821E-1921E-2331E-2021E-2121E-22
21E-22.121E-1621E-921E-7
LGTH PHSKM CFG CONO
CONNKVA
LOAD IN SECTION
KW KVAR AMPS CUSTIfeeder pf =
00000000
00000000000000000
1 ABC1 ABC0 ABC0 ABC0 ABC0 ABC1 ABC5 ABCABC
0 ABC1 ABC1 ABC0 ABC0 ABC1 ABCí ABC0 ABC1 ABC1 ABC1 ABC1 ABC0 ABC0 ABC0 ABC3 B1 ABC
266 AA266 AA4/0 AA4/0 AA4/0 AA266 AA266 AA266 AACAPACI1266 AA1/0 AA1/0 SU1/0 SU1/0 SU266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA4 AA 14 AA 11/0 SU1/0 SU2/0 AA2 AA 14/0 AA
000
750
300
155OR 6
000
180080000000
1500
30005
225
000
4470
1790
9250
0000000000
39000030
1342
000
1380
750
338KVAR (
0000000000
380000
13563
000
1205025586000000000020000237
00000000A00000000000000000
00000000XIU00000000000000000
LOAD THHU SECTION VOLTACE 120 BASELOAD SECT ACCUMPCT KW KVAR AMPS CUST DROP DROP LEVEL
0.98118.7IB. 721.321.318.415-8É.46.2
STED 10.60.00.00.00.00.60.60.60.60.02.10.00-00.00.01.4
10.3
30153015301530142790256624761044552
900000909039390
45000015
671
681681680679585491453
-148-61
380000
3838383801900006
332
787878781266642714
2000022220100001
18
00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0
0 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 0.0
00000000
00000000000000000
118.70 118.7118.6118.6118.6na. 6118.6
1 118.61 118.6
1 118.61 118.6i lia. 61 118.61 118.61 118. 61 118.61 118.61 118.61 118.61 118.61 118.61 118.61 118.61 118.61 118. 61 118.6
- LOSSES -
KW KVAR2.0 20.5 00.6 00.3 00.2 00.1 00.1 00.1 00.1 0
0.0 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 00.0 0
9a9331211
00000000000000000
SECTION ÑAME
21E-121E-221E-321E-421E-521E-621E-821E-10
21E-1121E-1221E-1321E-1421E-13.121E-1521E-1721E-1821E-J.921E-2321E-2021E-2121E-2221E-22.121E-1621E-321E-7
VOLTAGE DROP MÁXIMUM WIBE LOAD MÁXIMUM --VOLTAGE VOLTAGE PERCENT
SECTION ÑAME DROP LEVEL SECTION ÑAME CAPACITY21E-20 0.12 118.56 21E-4 21.79
LOSSES
KVA3.50
2 iteracionls) with convergence criceria of 0.01
- HUN CUMULATIVE FEEDER LOAD :KVA KW KVAR PP :3091.1 3015.2 680.7 0.98 :
- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSESKVA KW KVAR
3.5 2.0 2.Í
92404 798 1330 11305 11438 11837 11970 12369 12S35 12768PROJECT: Alex b Alex 07/02/02 07¡57:37LICENSED TO: Escualo Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 53CNominal voltage = 6.30 KV Lina to Line
248
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
53C-153C-253C-353C-453C-553C-653C-753C-853C-9
S3C-1053C-1153C-37
53C-37.153C-36
53C-36.153C-3353C-34
53C-34.153C-35
53C-35.153C-3253C-2953C-3053C-31
53C-31.153C-2453C-2SS3C-2653C-2753C-28
53C-28.I53C-2253C-23
53C-23.153C-3853C-3953C-4053C-41
S3C-41.153C-42
53C-42.153C-43
53C-43.153C-44
53C-44.153C-4553C-46
53C-46.153C-47
53C-47.153C-4B53C-4853C-49
53C-49.153C-5053C-5153C-5253C-S453C-5353C-5553C-1253C-1353C-1453C-15
53C-15.153C-16
53C-16.153C-17
53C-17.153C-1853C-1953C-20
53C-20.153C-21
5JC-21.1
W3TH PHSKM CFG
0.1 ABC0.0 ABC0.2 ABC0 . 1 ABC0 . 1 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0 . 1 ABC0 . 0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0 . 0 ABC0.0 ABC0.0 ABC0 . 0 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.1 ABC0-0 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.0 ABC0 • 1 ABC0 • 0 ABC0-1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.1 ABC0 . 0 ABC0.2 ABC0 . 0 ABC0 . 1 ABC
ABC0 • 1 ABC0-0 ABC0 . 1 ABC0.0 ABC0-1 ABC0.0 ABC0.0 ABCQ.l ABC0.2 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0 . 0 ABC0-1 ABC0-1 ABC0 . 1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0-1 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.0 ABC
COND
500 SU266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB8 CU 4a cu 42 SUBa cu 4a cu 44 SUBa cu 42 SUBa cu 48 CU 48 CU 42 SUBa cu 44 SUBa cu 4a cu i4 CU 42 SUB2 SUB4 CU 42/0 AA2 SUB6 SUB6 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB1/0 SU1/0 SU2 SUB2 SUB2/0 AA
CONNKVA
000
23700000
12000
601505000
1000
1501500
750
1000450
750
1131052502600
1051250
900
2720
1200
3071000
1000
52590
LOADKW KVAR AMPS CUST PCT
Ifeeder pf = 0.981000
16300000
83000
103000000
103052000310
52007217200
723600000000690000
62
0005700000
2900036000000360
la000110
1300
256000
253000000000
240000
21CAPACITOR 300 KVAR2 SUB2 SUB1/0 AA2 SUB1/0 AA6 CU 46 CU 41/0 AA2 SUB1/0 SU2 SUB1/0 SU1/0 SU1/0 SU1/0 SU2 SUB2 SUB4 SUB4 SUB2 SUB2 SUB2 SUB2 SUB
01250
2500
60188759015000901600
10025090112090225450
VOLTAGE DROP MÁXIMUM
SECTION ÑAME53C-55
3 iterationlsl
f- UTTM r*TT
VOLT AGEDHOP1.73
with conv
MITT 1TTVE F
VOLT AGELEVEL117.83
ergence
EFDPR LC
cric
1AD -
000
1720411295262
103000
1100690627700
1550
0006001445ia2136000380240
212700540
WIRE LOAD
SECTION
eria of
0 0.0 24.40 0-0 48.80 0.0 48.816 0.0 34.00 0.0 9.90 0.0 8.00 0.0 6.30 0.0 4.40 0.0 4.48 0.0 1.90 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.010 0-0 4.40 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0,0 0.00 0.0 0.00 0,0 0.010 0,0 6.00 0.0 5.65 0.0 2.20 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 9.03 0.0 1.30 0.0 5.65 0.0 3.00 0.0 0.00 0.0 0.07 0.0 14.217 0.0 7.40 0.0 0.00 0.0 37.67 0.0 5.88 0.0 3.70 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.07 0.0 2.90 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.06 0.0 16.4
( 290 ADJUSTED )0 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 16.9
17 0.0 7.40 0.0 9.54 0.0 3.4
13 0.0 10.65 0.0 2.26 0.0 27.4
10 0.0 18.30 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.011 0.0 15.00 0.0 0.07 0.0 3.00 0.0 0.06 0.0 3.68 0.0 13.50 0.0 0.00 0.0 0.015 0.0 6.60 0.0 0.0
MÁXIMUM --PERCENT
MAME CAPACITY53C-3 48.79
LAJAU LHKLJ &fil_"l'IorJ •-
KW KVAR AMPS2177 471 2052177216321621435423341289136186410005200000052522600
8315522600
208860
68412243000a0000340000
435
00
39436
2232164266035250 .00
4180340
3119300770
KVA30.30
471 205469 205468 205209 135147 42118 34100 2864 1864 1814 40 00 00 018 50 00 00 00 00 00 013 518 59 30 00 029 85 218 59 30 00 0
72 2130 80 0
-52 6442 1215 40 00 00 00 00 00 00 00 012 30 00 00 00 03 40
0 00 0
137 3930 377 227 222 69 3
211 60182 520 00 00 0
145 410 012 30 0
11 367 190 00 027 80 0
LOSSES --
KW26.57
CUST0000000000000000000000000000000000000000000000000000
00000000000000000000000
KVAR14.56
VULTAUfc 1¿U BASESECT ACCUMDROP
0.80.10.40.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.0-0.00.10.0-0.00.20.00.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.0-0.0-0.0-0.0-0.00.1
-0.0-0.00.10.00.00.00.00.00.20.10.00.00.00.1-0.00.00.00.00.10.00.00.0
-0.0
13ROP LEVEL119.6
0.8 118.80.9 118.71.3 118.31.4 118.21.4 118.21-4 118.21.4 118.11-4 118.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.5 118.11.5 118.11.4 118.11.4 113.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.4 113.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.4 118.11.5 118.11.5 118.11.5 118.11.5 118.11.5 118.11.5 118.11.5 118.11.5 118.01.6 118.01.6 118.01.6 118.01.6 118.01.6 118.01.6 118.01.6 118.01.6 118.01.6 na.o1.6 118.01.5 118.01.5 113.01.5 113.01.5 118.01.5 118.01.6 117.9
1.6 117.91.6 117.91.7 117.91.7 117.91.7 117.81.7 117.81.7 117.81.7 117.81.5 118.11.5 118.01.5 118.01.5 118.01.5 113.01.6 117.91.6 117.91.6 117.91.6 117.91.6 117.91.7 117.91.7 117.91.7 117.91.7 117.81.7 117.3
-- LOSSES -
KW26.614.61.06.01.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.00.01.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.3
0.00.00.20.00.10.00.00.01.10.40.00.00.00.30.00.00.00.00.10.00.00.00.0
KVAR SECTION ÑAME14 .61.5 53C-11.4 53C-38.6 53C-31.4 S3C-40.2 53C-50.0 53C-60.0 S3C-70.0 53C-80.0 53C-90.0 53C-100.0 53C-110.0 53C-370.0 53C-37.I0.0 53C-360.0 53C-36.10.0 53C-330.0 53C-340.0 53C-34.10.0 53C-350.0 53C-35.10.0 53C-320.0 53C-290.0 53C-300.0 53C-310.0 53C-31.10.0 53C-240.0 53C-250.0 53C-260.0 53C-270.0 53C-2B0.0 53C-2B.10.1 53C-220.0 53C-230.0 53C-23.10.5 53C-330.0 53C-390.0 53C-400.0 53C-410.0 S3C-41.10.0 53C-420.0 53C-42.10.0 53C-430.0 53C-43.10.0 53C-440.0 53C-44.10.0 53C-4S0.0 53C-460.0 53C-46.10.0 51C-470.0 53C-47.10.2 53C-48
0.0 53C-490.0 53C-49.10.1 53C-500.0 53C-510.0 53C-520.0 53C-540.0 53C-530.0 53C-550.2 53C-120.1 53C-130.0 53C-140.0 53C-150.0 53C-15.10.1 S3C-160.0 53C-16.10.0 53C-170.0 53C-17.10.0 53C-180.0 53C-190.0 53C-200.0 53C-20.10.0 53C-210.0 53C-21.1
0.01
: HUN CUMULATIVE FEEDER LOSSESKVA KW KVAR2227.6 2177.3 470.8
KVA KW KVAR3 0 . 3 26 .6 14.6
«3312 798 1330 13699 13832 14231 14364 14763 15029 15162PROJECT: Alax & Alex 07/02/02 07:59:11LICENSED TO: Escuela Politécnico NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 53DNominal Voltage - 6.30 KV Line to Line
3J1J
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
53D-153D-2
53D-2.153D-3530-453D-5530-653D-7530-953D-10
530-10.1530-1153D-12
53D-12.153D-13
53D-13.153D-1553D-1753D-1653D-1853D-2053D-2253D-24530-26530-28530-31
53D-31.1530-29
S3D-29.1530-30
53D-30.153D-27S3D-2553D-23
53D-23.153D-2153D-1953D-3253D-3453D-3553D-38
53D-33.153D-37
530-37.153D-36
53D-36.1530-39530-3953D-40S3D-4253D-4153D-43530-44
54D-44.153D-45
53D-4S.1530-46530-4753D-4853D-4953D-5353D-53530-5553D-6053D-6253D-6553D-6853D-70
53D-70.153D-71
530-71.153D-69
53D-69.153D-6753D-66
53D-66.153D-6353D-64
530-64.153D-61
53D-61.1530-5853D-59
530-59,153D-56530-57
530-57. 1530-5453D-S253D-SO530-5153D-33530-B
LGTH PHSKM CFG COND
CONNKVA KW KVAR AMPS CUST
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SECT ACCUMOROP DRUP LEVEL
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286 ADJUSTED )0 0.00 0.09 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Q.O8 0.00 Q.O7 Q.O0 0.00 0.00 0.0Q 0.00 O.Q
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LFC -__
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VOLTAGE VOLTAGESECTION ÑAME DROP LEVEL
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR
37.1 IB.O 32.4
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D J E.
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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S3E-36.153E-37
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LGTH PHS CONNKM CFG COND KVA KW KVAR AMPS CUST
i £eeaer pf =0.3 ABC 750 SU0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 2 CU 30.1 ABC 266 AA0.0 ABC B CU 40.1 ABC 2 SUB0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 4 CU 40.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 4 CU 40.1 ABC 4 CU 40.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 2/0 CU0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 3U0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2/0 CU
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3215
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WLjimjc, 1¿U DASE,
SECT ACCUMDROP DROP LEVEL KW KVAR SECTION ÑAME
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T1M __
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53F
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. _ . . <i/-*r T&nr nú
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IN SECTION —
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00000000000
Mi
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0 ABC0 ABC1 ABC0 ABC1 ABC0 ABC0 ABC1 ABC0 ABC0 ABC0 ABC
jn f TMTTÍ
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j
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.7
.7
.7
.7
.7
.7
.7
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.7
.7
.1
na. 2118.0in.e117.5117.5117.5117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.3117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.2117.5117.4117.2117.2117.2117.2117.1117.1117.1117.1116.8iie.a116.8116. B116.7116.7116.7116.7116.7116.6116.6116.7116.7116.7116.7116.7116.7116.6116.6116.5116.5116.5116.5116.5116.5116.5116.5116.5116.5116.4116.4116.3116.3116.3116.3116.3116.3116.3116.3116.3116.3116.3116.3116.6116.6116.5116.6116.6116.6
116.6116.6116.6116.6116.5116.5116.6116.6116.6116.6116.6
- LOSSES -
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VOLTAGE VOLTAGESECTION ÑAME DROP L.EVEL
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
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3 iteratlonls! with convergence críceria of 0.01
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- HUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR49.9 31.1 39.0
254
ANEXO 4.2.2
DEMANDA MEDIA
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1130
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1130
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2500
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975750
350soo
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150
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84
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Ljl~U4LJ 1HKU ¿t.̂ .'1'lUN
KW5308530852852941094411000
1750
10414a0
49465823244
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341ao
AMPS CUST142 01421428310000503000
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VOLTAGE VOLT AGE PERCENTSECTION MAME DROP LEVEL SECTION ÑAME CAPACITY
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43.63 27.6H 33.73
2 iteracionfs) with convergence criceria of 0.50
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD --KVA KW KVAR PF5573.6 5307.6 1701.4 0.95
- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVA KW KVAR
43.6 27.7 33.7
Í2Q16 79fl 1330 34979 35112 35511 35644 36043 J6309 36442PROJECTi AlM & Alex 10/16/02 10;32:10LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 21BNominal Voltage - 23.00 KV Line to Line
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS ;
21B-121B-221B-321B-421B-521B-621B-721B-821B-9
21B-1021B-1121B-1221B-1321B-1421B-1521B-1621B-1721B-1821B-1921B-20
21B-20.121B-2121B-2221B-2321B-2421B-2521B-2621B-27
21B-27.1218-2821B-2921B-30
21B-30.121B-3121B-3221B-3321B-3421B-3821B-3921B-4021B-4121B-4221B-4321B-4421B-4521B-4621B-4721B-4B21B-5621B-5721B-5821B-5921B-6021B-6121B-6221B-6321B-6421B-65
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LGTH PHSKM CFG CONO
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CONNKVA
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4000
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33
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750
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15000
1500
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125105150751250
7550
KW
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47
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540
410
540
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1088100
5"?000
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4127
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LOADPCT
0.96)35.60.0
35. 60.035.140.90.135.00.10.90.10.00.00.00.0o.a0.834.51.21.30.40.90.04.É1 , 21.232.30.60.00.40.60.00.037.633.82.2
0.73.50.92.20.91.22.123.21.725.023.01.20.61.40,60.70.70.00.00.00.00.00.00.021.02.20.91.220.51.21.2
20.01.919.73,11.20.618.94.30,91.71.715.90.00.015.10.00.00.60.610.61.91.00.96.40.61.03.51.01.0
LJUftLJ 1HKU ÜtLl ÍUN
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35569
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S5509
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541
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JUüT0000000000000000000000000000000000000
000000000000000000000000000000000000000000000
00000000000000
VOLTAGE 120 BASESECT ACCUMDKOP
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0.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.10.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00,00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0
-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
DROP LEVEL118.2
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0.6 117.60.6 117.60.6 117.60.6 117.60.6 117.60.6 117.60.6 117.60.7 117.50.7 117.50.7 117.50.8 117.40.3 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.3 117.40.8 117.40.3 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.8 117.40.9 117.30.9 117.30.9 117,30.9 117.30.9 117.30.9 117.30.9 117.20.9 117.20.9 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.21.0 117.2
1.1 117.11.1 117.11.1 in.l1.1 117.11,1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.11.1 117.01.1 117.01.1 117.0
-- LOSSES -
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0.00.00.00.00.20.00.00.00.10.00.00.00.00.0
KVAR 3ECTICN ÑAME38 .61.7 21B-10.0 21B-2S.9 21B-30.0 21B-41.4 21B-52.3 21B-60.0 21B-70.7 21B-80.0 21B-90.0 21B-100.0 21B-110.0 21B-120.0 21B-130.0 218-140.0 21B-150.0 21B-160.0 21B-176.0 21B-1S0.0 21B-190.0 21B-200.0 21B-20.10.0 21B-210.0 21B-220.0 21B-230.0 21B-240.0 21B-255.1 21B-260,0 21B-270.0 218-27. 10.0 21B-280.0 21B-290.0 21B-300,0 21B-30.12.4 218-310.3 21S-320.0 21B-33
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218-49.121B-5021B-5121B-5221B-5321B-5421B-5521B-13821B-13921B-14021B-14121B-14221B-14321B-14421B-145218-146218-14721B-148218-14921B-150218-15121B-15221B-15321B-15421B-15521B-15621B-15721B-15821B-159
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21B-176.121B-17721B-17B21B-179218-181
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21B-186.1
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3 icerationlst with convergence critecia o£ 0.01
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PLACEMENT (KW) (KW) SIZE (KVAR)Base run 63 .47
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PROJECT: Alex S Alex 10/16/OS 11:04:18LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALYS1S ON FESCER 21CNominal voltage » 23.00 KV Line to Line
¿1C
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líUrtLI
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. \irtt Tar^P nn
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00
91000
0 . 0 ABC 2 SUB 150 4560.1 ABC 4/0 AA 00 . 0 ABC 4 / 0 AA 00.0 ABC 2 SUB 00.0 ABC 2 SUB 10000.0 ABC 4/0 AA 00.0 ABC 1/0 AA 00.1 ABC 2 SUB 00.0 ABC 2 SUS BOO0 . 0 ABC 4 / 0 AA 00 . 0 ABC 1/0 SU 00.0 ABC 1/0 SU 20000.0 ABC 4/0 AA 00 .0 ABC 1/0 SU 00.0 ABC 1/0 SU 13800.2 ABC 4/0 AA 00.1 ABC 4/0 AA 00.1 ABC 1/0 SU 00.0 ABC 1/0 SU 20000.2 ABC 4/0 AA 00.0 ABC 3/0 AA 00.1 ABC 1/0 SU 00.0 ABC 1/0 SU 7950.0 ABC 1/0 SU 00.0 ABC 1/0 SU 7500 . 1 ABC 4 / 0 AA 00.0 ABC 1/0 AA 00 . 2 ABC 4 / 0 AA 00 . 1 ABC 4 / 0 AA 00.1 ABC 4 / 0 AA 00.1 ABC 2 SUB 00.0 ABC 2 SUB 10000.5 ABC 4/0 AA 00.0 ABC 4/0 AA 500.2 ABC 3/0 AA 380 . 1 ABC 4 / 0 AA 450.0 ABC 2 SUB 12500.2 ABC 4/0 AA 700.1 ABC 4/0 CU 750.2 ABC 2/0 AA 55
ABC CAPACITOR 6000.1 ABC 2/0 AA 00.0 ABC 2/0 AA 1750. 1 ABC 2/0 AA 00.0 ABC 2/0 AA 1200.0 C 4 AA 100.2 B 2 AA 500.0 B 2 AA 380.0 B 2 AA 500.1 B 2 AA 150.1 B 2 AA 500.1 B 2 AA 00.1 B 2 AA 250.0 B 2 AA 18
-nj M I V T M T T M -- — --^ u
00000000000000000000000000000000
152114137
0213228167
0532
0365
30152114152
46152
076
114
TBP
00
35000
17400000000000000000000000000000000
584452
0818764
KVAR <0
2030
139125844581758
02944
T.nan V
003000
13000000000000000000000000000000004340665
5610
150
103
139
134
13053
& V T M I
0.00.00.00.00 .00.00.00.00 . 00.00.00.00.00 .00.00 . 00 .00.00 . 00 .00 . 00.00 . 00 .00.00 . 00 . 00.00.00 . 00 . 00 .00.00.00.00.00.00 . 00 . 00 . 00.00 . 00 .00.00.00 . 0
1B.10.0
18.1n.90.0
17.43.6
14.00.00 . 00.0
14.00.00.00.0
14.00.00.0
11.00.00 .0
14.013.a0.00.0
13.80 . 00.00.00 .00.0
13.80.0
13. B1.20.00.00 .01.21.2
14.711.9
0 . 010.97.0
10.3
24920
24462400
Q2399
2281941
000
1943000
194300
194200
19421911
00
191100000
19110
1911152
000
1S276
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981
3930
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182000
18200
18200
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1690
1695B
000
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0-27
-11194
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063
651
000
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5100
5100
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00
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500
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0.00.00.00.00.00 .00 .00.00.00 .00.00 .0
-0.0-0.0-0.00.0
-0.0-0.00.00 .00.00 - 00 .0
-0.0-0.0
0 .0-0 .0-0.0-0.0-0.0-0.0
0 , 00 .00 .00.00.00.00 .00 . 00 . 00.00 .00 . 00 .00.00 .0
1.1 116.41.1 116.41.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.1 116.31.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.3 116.21.3 116.21.3 116.11.3 116.11.3 116.11.3 116.11.3 116.11.3 116.1
0.90.00.30.10 .00.20.00.20 . 00 .00 .00.10.00.00.00.10.00.00.10.00 .00.60.10.00 .00.40.00.00.00.00 .00.20.00.40.00 .00.00.00 .00.00.60.10.00.20.10 . 2
1.1 21C-810.0 21C-820.4 21C-830.0 21C-840.0 21C-850.3 21C-860.0 21C-870.3 21C-88( J . O 21C-890.0 21C-900,0 21C-90.10.1 21C-920.0 21C-930.0 21C-940 .0 21C-94.10.1 21C-950.0 21C-960.0 21C-96.10.1 21C-970.0 21C-980.0 21C-98.10. 7 21C-990.2 21C-1010.0 21C-1020.0 21C-102.10.5 21C-1030.0 21C-1040.0 21C-1QS0.0 21C-105.10.0 21C-1060.0 21C-106.10.2 21C-1070.0 21C-1Q80.5 21C-1090.0 21C-UO0.0 21C-1110.0 21C-1120.0 21C-112.10.0 21C-1130.0 21C-113.10.6 21C-1140.1 21C-1150.0 21C-1160.3 21C-1170.1 21C-1180.1 21C-119
ADJUSTED 10.00.00 . 00.00.00.00 . 00 .00.00.00 .00.00 . 0
IM
5.55.53 . 33 . 32.1
37.314.47.02.17.08.83.55.3
532266365183
15731255
762376
1903857
203102139
706
2799729
929731522
_ r nec
157
1051
6121
626
1635
-e
0000000000000
0.00.00 . 00 . 00.00.20 .00 .00 .00.00 .00.00 .0
1.3 116.11.3 116.11-1 116.11-3 116.11.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.21.2 116.2
0.00.00 .00 .00.00.80 .00.00 . 00.00.00 . 00 .0
0.0 21C-1200.0 21C-120.10.0 21C-1210.0 21C-121.10.0 21C-1000.4 21C-730.0 21C-740.0 21C-750.0 21C-760.0 21C-770.0 21C-780.0 21C-800.0 21C-79
VOLTAGE VOLTAGE PERCENTSECTION ÑAUE DROp LEVEL SECTION ÑAME CAPACITY KVA KW KVAR
21C-121.1 1.34 116.07 21C-1 67.90 95.96 61.31 73.82
I i t e rac ión(s i wich convergence cr lLeria o£ 0.01
RUH CUMULATIVE FEEDER LOAD ; RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSESKVA KW KVAR PF : KVA KW KVAR9528.2 9210 .B 2 4 3 B . 9 0 .97 . 9 6 . 0 51.3 73 .3
262«3940 133 399 665 1463 1995 5453 5586 5985 S118 6517 6783 6916
SECTION FOR LOSSES SAVINGS CAPACITOR PHASESPLACEMENT (KW) I K W ) SIZE IKVAR]
Base run 2 .1321E-10 1.86 0 .27 6QO 3
PROJECT¡ Alex i. Alex 10/16/02 10:55:45L1CENSED TO: Rscuela Politécnica NocionalBALANCEO ANALYSIS OH FEEDEH 21ENominal Voltoge * 23 .00 KV Line to Line
¿1C,
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
21E-121E-221E-321E-421E-521E-621E-S21E-1021E-1021E-1121E-1221E-1321E-14
21E-13.121E-1521E-1721E-1321E-1921E-2J21E-2021E-3121E-22
21E-22.121 E- 1621E-921E-7
LGTHKM
PHSCFG COND
CONNKVA
LOADKW KVAR AMPS CUST PCT
(feeder cf • 0.97)0.10.10.00.00.00.00.10.5
ABCABCABCABCABCABCABCABC
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000
750300
155
0 00 00 0
432 2020 0
173 810 0
892 418CAPACITOR 600 KVAS <
0.00.10.10.00.00.10.30.00.10.10.10.10.00.00.00.30.1
ABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCABCB
ABC
266 AA1/0 AA1/0 SU1/0 SU1/0 SU266 AA266 AA266 AA266 AA266 AA4 AA 14 AA 11/0 SU1/0 SU2/0 AA2 AA 14/0 AA
000
180080000000
1500
30005
225
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36 400 00 00 00 0
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000
12050
25593000000000020000236
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SECT ACCUMKW KVAR AMPS CUST DROP DROP LEVEL
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14643
77177177177066BB67526
-121-47
400000
4040404002000007
303
767676767064622613
2000022220100001
IB
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0 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 0.0
119.0.0 119.0.1 119.0.1 119.0.1 119.0.1 119.0.1 119.0.1 119.0.1 119.3
0.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.30.1 119.4
KW KVAR SECTICN MAME1.90.50.60.30.20.10.10.10.1
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
20000000a
00000000000000000
7
8 21E-18 21E-23 21E-32 21E-41 21E-52 21E-61 21E-81 21E-10
0 21E-110 21E-120 21E-130 21E-140 21E-13.10 21E-150 21E-170 21E-1B0 21E-190 21E-230 21E-200 21E-210 21E-220 21E-22.10 21 E- 160 21E-90 21 E- 7
VOLTAGE DROP MÁXIMUM MIRE LOAD MÁXIMUM -- LOSSESVOLTAGE VOLTAGE PERCENT
SECTION MAME DROP LEVEL SECTION ÑAME CAPACITV KVA KW KVAR21E-20 0.12 119.33 21E-4 21.08 3.27 1.86 2 . 6 9
2 i t e ra t ion l s ] wic tv convergence criteria oí 0.01
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD : RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSESKVA KW KVAR PF ! KVA KW KVAR3009.0 2909.5 771.5 Q.9T : 3.3 1.9 2.7
26393364 798 1330 11305 11438 11837 11970 13369 12635 12768PRÚJECT: Alex i. Alex 06/21/02 10:07:52LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANÁLISIS ON FEEDEH 53CNominal voleage - 6.30 KV Line co Line
53C
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
53C-153C-253C-353C-453C-S53C-653C-753C-853C-9
53C-1053C-1153C-17
53C-37.153C-36
53C-36.153C-3353C-34
53C-34.153C-35
53C-3S.153C-3253C-2953C-3053C-31
53C-31.153C-2453C-2553C-2653C-2753C-28
53C-28.153C-2253C-23
53C-23.153C-3853C-3953C-4053C-41
53C-41.153C-42
53C-42.153C-43
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53C-4É.153C-47
53C-47.153C-4853C-4853C-49
53C-49-153C-5053C-5153C-5253C-5453C-5353C-5553C-1253C-1353C-1453C-15
53C-15.153C-16
53C-16-153C-17
53C-17.153C-1853C-1953C-20
53C-20-153C-21
53C-21.1
_- i^niTiríu* np
LGTH PHSKM CFG CONO
LOADCONNKVA KW
IN SECTION ---
KVARLOAD
AMPS CUST PCT(Eeedor pf - 0.98)
0.1 ABC 500 SU0.0 ABC 266 AA0.2 ABC 266 AA0.1 ABC 2S6 AA0,1 ABC 266 AA0,0 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40.0 ABC 8 CU 40.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 3 CU 40.0 ABC 8 CU 40 . 0 ABC 4 SUB0.0 ABC 3 CU 40.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40.0 ABC 8 CU 40 . 0 ABC 8 CU 40.0 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 8 CU 40.0 ABC 4 SUB0.0 ABC 3 CU 40.0 ABC 8 CU 40.2 ABC 4 CU 40.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 4 CU 40.2 ABC 2/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 6 SUB0.0 ABC 6 SUB0 . 1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.2 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 AA
0 00 00 0
237 1570 00 00 00 00 0
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100 00 0
150 0150 990 0
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100 00 0
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75 500 0
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100 00 0
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0005700000
29000
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18000
1101800
255900
253000000000
240000
21ASC CAPACITOR 300 KVAR 1
0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 6 CU 40.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 1/0 AA0.2 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 1 / 0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0 . 1 ABC 1 / 0 SU0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUS0.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB
Tu MatfTMTTM .-
0 0125 00 0
250 1650 0
60 40iae 12475 5090 60150 990 00 090 0
160 1060 0
100 66250 090 60
112 740 090 0225 149450 0
000590
1445182136000
330
240212700540
i nan
0 0.0 23.30 0.0 47.60 0.0 47.616 0.0 33.10 0.0 9.70 0.0 7.80 0.0 6.60 0.0 4.30 0.0 4.38 0.0 1.90 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.010 0.0 4.30 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.010 0.0 S.30 0.0 5.55 0.0 2.20 0.0 0.0U O.U 0.0o o.o e.a3 0.0 1.30 0.0 5.55 0.0 2.90 0.0 0.00 0.0 0-07 0.0 13.8
17 0.0 7.20 0.0 0.00 0.0 36.67 0.0 5.78 0.0 3.60 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0,00 0.0 0,00 0.0 0,07 0.0 2.90 0.0 0,00 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 0.06 0.0 15.9
283 ADJUSTED )0 0.0 0.00 0.0 0.00 0.0 16.517 0.0 7.20 0.0 9.34 0.0 3.3
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11 0.0 14.70 0.0 0.07 0.0 2.90 0.0 0.06 0.0 3.57 0.0 13.20 0.0 0.00 0.0 0.015 0.0 6.50 0.0 0.0
MDVTMIIV
LOAD
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200830
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409
00
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4020
33030
13600740
THRU SECTION
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72300
-46421500000000
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00
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229
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1450
120116700270
_ T ACÓ
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20a0
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39
00383
212625951000
400303
190070
FC ,__
VOLTACE 120 BASE -- LOSSES -SECT
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ACCUMDROP LEVEL KW
0.0.
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1.2 116.9 5.71.3 116.3 0.91 .1 .1.1 .1.1 .1 .1 ,1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 .1 ,1 .1 ,1 .1 .1 .1.1 .
116. 0.1116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116- 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116- 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116- 0.0116. 0.0116. 0.0116. 0.0116- 0.0
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1.6 116,5 0.01.6 116,5 0.01.6 116,5 0.21.7116,5 0.01.7 116.4 0.11.7116.4 0.01.7 116.4 0.01.7 116.4 0.01.4116.7 1.01.5 116.6 0.41.5116.6 0.01.5116.6 0.01.5 116.6 0.01.6 116.5 0.31.6 116.5 0.01.6 116.5 0.01.6 116.5 0.01.6 116.5 0.0I.É 116.5 0.11.6 116.5 0.01.6 116.5 0.01.7 116.4 0.01.7 116.4 0.0
KVAR SECTION ÑAME13.91.4 53C-11.3 53C-28.2 53C-31.3 53C-40.1 53C-50.0 53C-60.0 53C-70.0 53C-80.0 53C-90.0 53C-100.0 53C-110.0 53C-370.0 53C-J7.10.0 53C-360.0 53C-36.10.0 53C-330.0 53C-340.0 53C-34.10.0 53C-350.0 S3C-35.10.0 53C-320.0 53C-290.0 53C-300.0 53C-310.0 53C-31 ,10.0 53C-240.0 53C-250.0 53C-260.0 53C-270.0 53C-280.0 53C-28.10.1 53C-220.0 53C-230.0 53C-23.10.5 53C-380.0 53C-390.0 53C-400.0 53C-410.0 53C-41.10.0 53C-420.0 53C-42.10.0 S3C-430.0 53C-43.10.0 53C-440.0 53C-44.10.0 53C-450.0 53C-460.0 53C-46.10.0 53C-470.0 53C-47.10.2 53C-43
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VOLTAGE VOLTAGESECTION ÑAME DROP LEVEL
53C-55 1.69 116.42
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
53C-3 47.63KVA KW KVAR
28.88 25.33 13.88
3 iteración 131 with convergence cribaría oE 0.01
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD -- :KVA KW KVAR PF :2148.5 2095.3 475.1 0.98 :
- RUN CUMULATIVE FEEDEH LOSSES -KVA KW KVAR
28.9 25.3 13.9
II
26481420 79B 1330 13699 13832 14231 14364 14763 1S029 15ÍÉ2PROJECT: Ale* í Alex 06/27/02 10:09:28LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANAtVSIE OH FEEDER 53DNominal volcage = 6.30 KV Line to Line
530
SECTION MAMEFEEDER TOTALS:
53D-1S3D-2
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53D-13.1530-1553D-1753D-1653D-1853D-2053D-2253D-24530-26530-28S3D-31
530-31,1530-29
530-29,1530-30
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53D-37.153D-36
S3D-36.153D-39530-39530-4053D-4253D-41530-43530-41
540-44.1530-45
53D-45.153D-4653D-4T530-48530-49530-5353D-5353D-5553D-60530-62530-65530-63530-70
53D-7Q.1530-71
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53D-64.1530-61
530-61.153D-58530-59
530-59.1530-56530-57
53D-57.153D-5453D-52530-5053D-5153D-33530-8
UOLTAGE DRC
LGTH PHSKM CFG COND
0.3 ABC 700 SU0 . 1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2SO CU0.0 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0.0 BC 6 CU 40.1 ABC 250 CU0.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 4 SUB0.0 ABC 4 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUS0.1 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 250 CU0.0 ABC 250 CU0.0 ABC 250 CU0.1 ABC 250 CU0.0 ABC 1/0 AA0.0 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 4/0 SU0.0 ABC 4/0 SU0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SU30.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2/0 SU0.0 ABC 2/0 SU0.0 ABC 6 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 6 SUB0.0 ABC 6 SUB0.0 ABC 6 SUB0.0 ABC 6 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU
LOADCONNKVA KW
0 00 0
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225 00 0
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300 242500 00 0
150 00 0
200 00 0
IN SECTIONLOAD
KVAR AMPS CUST PCT(feeder pí = 0.9910000122920400059000042752000000
200000065000
15720160078000000
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75 610 0
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800 00 0
120 00 060 480 00 00 0
20042160000016000
ABC CAPACITOR 300 KVAR |0.1 ABC 2/0 CU0.0 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 8 CU 40.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40.0 ABC 4 SUB0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 4 SUB0.1 ABC 6 CU 40 . 0 ABC 4 SUB0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 6 CU 40.4 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.0 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB
)P MÁXIMUM
0 00 0
113 910 00 00 075 00 0
125 0100 8145 090 730 0
100 00 00 0
948 017S 14145 00 075 6175 045 36
200 162200 075 6145 36125 10130 24125 101113 91
--- WIRE
00
29000000
260
2400000
4600200
12520
201233a
3329
LOAD !>
0 0.00 0.00 0.00 0.04 0.09 0.06 0.02 0.00 0.00 0.00 0.0
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43 0.06 0.05 0.00 0.00 0.024 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0
28.60.00.00.055.012.42.61.549.87.87.87.80.00.00.00.0
13.30.96.914.713.64.84.811.22.62.60.0O.Q0.00.00.08.60.00.00.039.82.640.336.519.919.90.00.00.00.00.030.5
LOAD THRU SECTION
KW31543154
000
3131106306
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2461081308747263263263613000000
101000
24230
1525139924212100000
1156
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463 29534 1010 i2 1
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80 243 126 8
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33 100 00 00 0
13 2410 3
-74 143-116 13118 2439 120 00 00 00 00 0
-52 108
CUST000000000000000000000000000000000000000000000000
VOLTAGE 120 BASESECT ACCUMDROP
0.2-0.0-0.0-0.00.20.00.00.00.20.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.00.10.00.00.10.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.0-0.0-0.00.00.00-10.10.10.10.00,00.00,00,00.1
DROP LEVEL118.1
0.2 117.90.2 117.90.2 117.90.2 117.90.4 117.70.4 117.70.4 117.70.4 117.70.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.6 117.50.7 117.40.7 117.40.7 117.40.7 117.40.7 117.40.7 117.40.7 117.40.7 117.40.8 117.40.3 117.4O.B 117.40.8 117.40.3 117.40.8 117.40.8 117.4O.B 117.40.7 117.40.7 117.40.7 117,40.7 117.40.7 117.40.7 117.40.7 117.40.8 117.30.9 117.30.9 117.30.8 117.30.8 117.30.8 117.30.8 117.30.9 117.3
-- LOSSES -
KW18.04.40.00.00.04.60.00.00.03.50.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.30.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.01.10.30.10.10.00.00.0Ü.O0.01.2
KVAR SECTION ÑAME32.46.3 530-10.0 53D-20.0 S3D-2.10.0 53D-310.8 53D-40,0 530-50.0 53D-60.0 53D-78.1 53D-90.0 53 O- 100.0 530-10. 10.0 53D-110.0 53D-120.0 53D-12.10.0 53D-130.0 530-13.10.0 530-150.0 530-170.0 530-160.8 S3D-180.2 53D-200.0 53D-220.1 530-240.0 53D-260.0 530-280.0 530-310.0 53D-31.10.0 530-290.0 530-29.10.0 53D-300.0 530-30.10.0 53D-270.0 53D-250.0 53D-230.0 530-23.10.0 530-210.0 S3D-191.5 53D-321.1 53D-340.0 530-350.0 53D-380.0 530-38.10.0 53D-370.0 530-37.10.0 530-360.0 53D-36.11.6 53D-39
286 ADJUSTED )6 0.00 0.013 0.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 0.00 0.0
8.10.05.54.20.00.00.00.02.12.10.022.618.5
1600
65730000
48240
868706
52 160 0
21 624 70 00 00 00 0
16 53 20 0-3 8186 67
0000000000000
0.00.00.00,0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.0-0.00.10.1
0.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.20.9 117.21.0 117. 1
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1AXIMUM --
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- LOSSES --
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PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
*
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?END 11*
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2311
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274
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VOLTAGE 120 BASESECT ACCUMDROP
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- LOSSES -
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53E-27 .1 0.0 ABC 2 SUB 20053E-20 0.0 ABC 4 SUB 7553E-18 0.0 ABC 2 SUB 200
5JE-18.1 0.0 ABC 2 SUB 30053E-8.1 0.0 ABC 2 SUB 75
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53E-5.1 0.0 ABC 2 SUB 50053E-3 0 . 2 ABC 4 SUB 0
53E-3.1 0,0 ABC 4 SUB 7553E-2 0,2 ABC 1/0 SU 0
53E-2.1 0.0 ABC 1/0 SU 150
VOLTAGE DROP MÁXIMUM -VOLT AGE VOLT AGE
SECTION ÑAME DROP LEVEL51E-111 5 .30 114.53
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00
600
400
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13300
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40107
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VJIRE
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110
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07
00000Q
3800
1831
Q00000
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1131
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r nan
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10 0.00 0.0Q O.Q3 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.0
>ja y T NTI iv _ _
O . Ü3 . 68.28 . 22 . 24 . 70 . 60.60 . 00 . 00.00 . 00 . 00 . 05.8O.Q0.02 . 84 . 60.00.00.00 . 00.00 . 01.76 . 22.11.7
2 .32 . 30 . 02 . 34.50.00 . 01.50.0O . Q0.00 . 00 .00 . 0
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
3 i t e r a t i on ( s ) wi th convergence critena o
. - - _ _ - RTJN CUMULATIVE FEEDER LOAD ---KVA KW KVAR-1197.5 4 0 7 4 . 4 1009.0
PF0 .97
53E
f 0
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00Q000
2053242027330
2053
00
1300000Q
KVA138,37
.01
: P.UII ^.unuijívi iu t t c.: KVA KW: 138.4 103.4
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1576a
1006
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-0.0-0.0-0.0-0.0
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-0.0-0.0
0 .00 .0Q . O0 .0
5.s.5.5.5.55555555555555555555555
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0 .00.00.00.0Q . O0 . 30.70.00.00.00.00 .00.00 .20 .00.0O . Q0.00.00 . 00.0Q . Ü0 .00.00 .00.00.00.00.00.00.00.00 . 00 .00.00.00 . 00.00.00.0O . Q0.0Q . O0.00.00 .00 .00.00.00 . 00.00.00 . 0
53E-9453E-9553E-9353E-93.1S3E-345JE-9653E-98S3E-9953E-10053E-10153E-101.153E-10253E-10353E-1Q553E-106S3E-10753E-1Q953E-11153E-U253E-112.153E-11353E-113.153E-11053E-110.153E-10853E-10453E-104.153E-9753E-7853E-7953E-79.153E-7653E-76.153E-7353E-73.153E-7153E-6753E-S453E-4053E-3353E-2753E-27.153E-2053E-1853E-18.153E-8.153E-753E-553E-5.153E-353E-3.153E-253E-2.1
KW KVARloa
DER
. 4 J 154
..OSSES -KVAR
154.0
03
267
83996 isa 1330 13699 13832 14231 14364 14163 15029 15162PROJSCT: ftlex & Alax 06/27/02 10:14:20UCENSED TO: Escuela Politécnico NocionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 53FNominal Voltage = 6.30 KV Line to Lina
f
53F
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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VOLTAGE DR
L.UAU
LGTH PHS CONNKM CFG CONO KVA KW
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SUBcucucususcuAAAAAAAAAASUBSUB
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ABC0.0 ABC0.0 ABC0-1 ABC0 . 0 ABC0 . 1 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.0 ABC
3P MÁXIMUM
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OR 304580015750
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12B
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02504200
210000
4S70
WIRE
IN SECTION
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LOAD
7
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WKIK
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UM --
LOAD THRU SECTION ---LOADPCT KW KVAR AMPS.97) 3378 903 32514.6 3378 903 32S77.4 3335 885 32223.6 405 139 4012,9 216 74 211,1 13 5 1
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5TED )
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12
- LOSS
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113Q
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ES --
CUST0000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
00000000000
VQLTftGE 120 BASE -SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
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1.7 116.61.1 116.61.7 116.61.7 116.61.7 116.51.7 116.51.7 116.61.1 116.61.7 116.61.7 116.61.1 116.6
- LOSEES -
KW KVAR SECTION ÑAME31.1 39.05.5 4.7 53F-19.2 13.3 53F-20.4 0.2 53F-30.0 0.0 53F-40.0 0.0 53F-51.1 0.4 53F-60.0 0.0 53F-10.0 0.0 53F-90.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.02.40.03.40.00.00.02.10.00.00-03.50.00.10.00.00.10.00,00.00.10,00.00.00.00.00.80.00.90.00-30.00.00,00,00,00.00.10.10.00.20.00.10.00.00.00.00.00.00,00.00.00.00.00.20.00.00.10.00.0
0.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.0
0.0 S3F-80.0 S3F-100.0 S3F-110.0 53F-120.0 53F-130.0 53F-140.0 53F-160.0 53F-170.0 53F-1S0.0 53F-190.0 53F-210.0 53F-220.0 53F-200.0 53F-153.5 S3F-230.0 53F-244.8 53F-250.0 53F-260.0 53F-270.0 53F-282.9 S3F-290.0 53F-300.0 53F-310.0 53F-325.0 53F-330.0 53F-340.2 53F-350.0 53F-360.0 53F-370.1 53F-3S0.0 53F-400.0 53F-420.0 53F-430.0 S3F-440.0 53F-450.0 53F-410.0 53F-410.0 53F-390.0 53F-391.1 53F-470.0 53F-4B1.4 S3F-490.0 53F-500.3 53F-S10.0 53F-520.0 53F-530.0 53F-S50.0 53F-550.0 S3F-540.0 53F-540.2 S3F-560.0 53F-570.0 53F-530.1 53F-590.0 53F-S90.0 53F-600.0 53F-610.0 53F-610.0 53F-620.0 53F-630.0 53F-630.0 53F-640.0 53F-640.0 S3F-650-0 53F-6S0.0 53F-660.0 53F-660.3 53F-670.0 53F-690.0 53F-7Q
0.1 53F-710.0 53F-130.1 53F-76
0.0 53F-7-?0.0 53P-710.0 53F-1B0.0 53F-780.0 S3F-790.0 53F-800.0 S3F-740.0 53F-750.0 53F-750.0 53F-720.0 53F-68
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
VOLTAGE VOLTAGESECTION MAME DftOP LEVEL
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
O'SC f tE 6'6f«VAH VÍA VAX
- sasstn aaoaaá aAi.mnwn;> una -
= i.6'0 B'106• dd MV/\
269
t
ANEXO 4.2.3DEMANDA MÍNIMA
27091592 133 399 665 1463 1995 26600 26733 27132 27265 27664 27930 280É3
SECTION FOR LOSSES SAVINGS CAPACITOR PHASESPLACEMENT (KW) I K W ) SIZE (KVAR)
Base run 5.9421A-124 4. T) 1.15 600 3
PHOJECT: ScotC t, ScotL 11/27/02 09:59^48LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEE ANALVSIS ON FEEDER 21ANominal voltage •* 23 .00 KV Line to Line
21A
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
21A-1
21A-221A-321A-421A-621A-521A-721A-9
21A-8.121A-921A-1021A-1121A-1221A-1321A-1421A-1521A-1621A-1721A-1821A-1921A-2021A-2121A-2221A-2321A-2421A-2521A-2621A-2721A-2821A-2921A-ÍO21A-3121A-3221A-3321A-3421A-3521A-Í621A-3721A-4221A-4321A-4421A-4521A-1621A-1721A-482IA-SO21A-4921A-5121A-5221A-5621A-5721A-5821A-5921A-6021A-6121A-6221A-63
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21A-64.1
21A-6521A-65.1
21A-5321A-54
21A-54.121A-55
21A-55.121A-6621A-6721A-63
21A-63.121A-6921A-7021A-7121A-7221A-7321A-7421A-7521A-7721A-7821A-7921A-80
21A-8Q.121A-3121A-8S21A-S321A-8421A-8621A-S7
21A-8821A-BS
21A-BS.1
LGTH PHSKM CFG
0 . 1 ABC0.3 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.3 ABCQ . 1 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.4 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.4 ABC0.0 ABC0.6 ABC0.1 ABC0.3 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.3 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.3 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.1 B0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.2 ABC0 . 3 ABC0.0 A0.1 A0.1 A0.2 A0.0 A1.4 ABC0.0 ABC
0.3 ABC0 . U ABC0.2 ABC0.1 A0.1 ABC0.5 A0.0 A
0.1 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.2 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.2 ABC0.0 ABC0 . 0 ABC0 . 2 ABC0.3 ABC0.0 ABC0.0 ABC0.1 ABC0.0 ABC0.3 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC0.1 ABC
0.1 ABC0.3 C0.0 C
COND
266 AA266 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 14/0 SU4/0 SU2 AA 1
1/0 SU2 AA 12 AA 12 AA 12 SUB
4/0 AA3/0 AA4 CU 46 CU 43/0 AA6 CU 43/0 AA6 CU 42 AA 11/0 SU1/0 SU2/0 AA2/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 14/0 AA2 AA 16 CU 46 CU 44/0 AA2/0 AA2 AA 12/0 AA2 AA 11/0 SU2 AA 12 SUB
2 AA 12 AA 12/0 AA2 AA 13/0 AA2 AA 13/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 1
2 AA 12 AA 11/0 AA1/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 14/0 AA2 SUB2 SUB2 SUB4/0 AA2 AA 14/0 AA4/0 AA4/0 AA2 SUB4/0 AA4/0 AA2 SUB1/0 SU2 SUB2 SUB4/0 AA1/0 SU1/0 AA1/0 AA2 AA 12 AA 12 AA 12 AA 12 AA 1
LOAD IN SECTIONCONNKVA KW KVAR AMPS CUST
075Q0
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753075218750
1750
3050757512011317500
500453001052550
113045
1BB75380380
3830
1130
125902560SO250
2500
150203454500
9-75750
3505000
1500132000
ISQ75501515
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26360
100
1717
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24612260
104317909097
26029216
141260000471010000n0000042000
42171233
f£eed0
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011110041131110
25047
111117162500070
1547
1607
27115Q5054
160
ia1349140000
2977000110000Q
2600026117
22
er p01001000000100000110001100012101000111110000011010011101010101110110000100000100000100011000
t '0.00.00.00.00.00.00.00.00,00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00,00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00,00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
LOADPCT
0.94)14.114.12.0o.a0.60.10.00,00.01.30.01.10.20.10.0
15.32.30.50.91.7
0.31.50.42.50.20.20.30.21.30.30.70.70.0
13.2o.a0.40.412.84.00.73.30.00.00.70.00.40.32.80.41.50.21.40.70.40.90.40.40.40.80.70.50.51.00.30,50.90.34.90.00.00.04.90.24.40.10.00.00.10.00.00.00.00.04.23.96.01.01 .20.30.20.30.2
LOAD THRU SECTION
KW KVAR AMPS CUST21842134217512145184000720
43630
203624013181735
1679
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339
40200
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123
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51273541749458422914473
24123
586000
5625
5231700900Q00
48045845878509652
789789733762B11300045027420
6961508
11111
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5372555
496213131850022082
1563
1003
79223
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1572
367000
3523
3271100500000
30023728748315431
59595941100002010005570150504111020110471004610190010007050410201021101011018000170
161000000001414142\
000
000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000000
VOLTAGE 120 BASE -SECT ACCUMDP.OP DROP LEVEL
0.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00,00.00.00.0-0.00.10.00.00.00.00.00.00.00,00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00,00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00-00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0-0o.o
-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
0.00,10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.20.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30,30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.30.40.40.40.40.40.40.4
118.4
118.3118.311B. 3118.3118.3118.3118.3na. 3118,3118.3118. 3na. 3118.3118.3118.3.na. 2iia.a118.2118.2118.2na. 2118.2118.2118.2118.2118.2118.2118.2113.1113.1118-1118,1118.1118-1118.1118.1118.1118.1118.1118.1
113.0113.0118.0118.0118.0113.0118.0118.0118.0iia.o113.0118.0118.0
118.0113.0113.0118.0118.0118.0118.0
118,0118.0118.0
118.0118.0118.0118.0
118.0118.0118.0118.0113.0118.0118.0
118.0118.0118.0118.0118.0118.0118.0118.0118.0
118.0iia.o118.0118.0118.0na.oiie.o118.0iia.o
•- LOSSES -
KW KVAR SECTION ÑAME4.80.30.30.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.01.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0o.a0.00.00.00.70.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.0o.o0.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.0
5.a0-5 21A-1
1.2 21A-20.0 21A-30-0 21A-40.0 21A-60.0 21A-50.0 21A-7
0-0 21A-80.0 21A-8.10-0 21A-90.0 21A-100.0 21A-110.0 21A-120.0 21A-130,0 21A-141.5 21A-150,0 21A-160,0 21A-170.0 21A-130,0 21A-190,0 21A-200.0 21A-210.0 21A-220.0 21A-230.0 21A-240.0 21A-250.0 21A-260.0 21A-270.0 21A-2B0.0 21A-290.0 21A-300.0 21A-310.0 21A-321.0 21A-330.0 21A-340.0 21A-350.0 21A-360.9 21A-310.0 21A-420.0 21A-430.0 21A-440,0 21A-450.0 21A-460.0 21A-470.0 21A-480.0 21A-500.0 21A-490.0 21A-510.0 21A-520.0 21A-560.0 21A-570.0 21A-580.0 21A-590.0 21A-600.0 21A-610.0 21A-620.0 21A-630.0 21A-63.0.0 21A-640.0 21A-64.0.0 21A-650.0 21A-65.0.0 21A-530.0 21A-540.0 21A-54.0.0 21A-550.0 21A-5S.0.0 21A-660.0 21A-670.0 21A-680.0 21A-68.0.1 21A-690.0 21A-700.0 21A-710.0 21A-720.0 21A-730.0 21A-740,0 21A-750.0 21A-770.0 21A-7B0.0 21A-790.0 21A-300.0 21A-80.0.1 21A-810.0 21A-B20.0 21A-830.0 21A-840.0 21A-860.0 21A-870.0 21A-880.0 21A-850.0 21A-85.
1
1
1
1
1
1
1
1
21A-BS21A-9021A-9121A-9221A-9321A-9521A-9621A-9421A-9721A-9821A-99
21A-10021A-10121A-10221A-10321A-10421A-10521A-10621A-10721A-10821A-109
21A-3B21A-38.1
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21A-11021A-11121A-11221A-113
21A-113.121A-11421A-11521A-11621A-11721A-118
21A-118.121A-117-1
21A-11921A-12021A-12121A-123
21A-123.1S1A-12221A-12421A-12421A-U521A-U621A-12721A-12821A-12921A-13021A-131
21A-131.121A-132
21A-132.121A-13321A-13421A-13521A-13621A-13721A-138
21A-138.121A-13921A-14021A-14121A-14221A-143
21A-143.121A-14421A-14521A-U621A-14721A-14821A-149
21A-149.121A-15021A-15121A-152
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21A-164.1
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PROJECT: Ale* i Alex 10/16/02 1Q¡26;29LICENSED TO: Escuela Politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDEH 21SNominal Voltage * 23.00 KV Line to Line
t
21B
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS:
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0.6 117.30.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 U7.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.6 117.80.7 117.80.7 117.80.7 117.80.7 117.70.7 117.7
0.7 117.0.7 U7.0.7 117.0.7 117.0.7 117.0.7 117.0.7 H7.0.7 117.0.7 117.0.7 117.0.7 117.0.7 117.0.7 117.0.4 118.00.4 113.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.3 118.10.3 118.10.3 113.10.3 118.10.3 118.10.3 118.10.4 113.10.3 118.10.4 118.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.4 118.00.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9O.S 117.9O.S 117.90.5 117.90. S 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90-5 117.9O.S 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.90-5 117.90.5 117.90-5 117.90.5 117.9
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00-00.00-00.00.00.00.0
0.00.00.00.00-00.00.00.00.00.00.00,00.00,00,00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.00.00.00.10.00.00.00.10.00.20.00.00.30.00.40.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0o.o0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
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274
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218-221.1 O.Q ABC 2 AA 1 4521B-222 0.1 ABC 2 AA 1 021B-223 0.0 ABC 2 SUB 0
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21B-226.1 0.0 ABC 2 AA 1 33
VOLTAGE DROP MÁXIMUM ----VOLTAGE VOLTAGE
SECTION MAME DROP LEVEL216-137,1 0.70 117.11
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14140
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1300000011
WIRE L
SECTION
2 iterationls) with convergence criterio ai
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IB70005
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22.34
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MULAT
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KVA1S.07
IVR PEE
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1
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3 0
LOSSES -
KW9
JF.T»
87
nscp
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KVAR11.39
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0.5 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.90.6 117.90.6 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.9O.S 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9O.S m.90.5 117.90.5 117.90.5 117,90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 111.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9Q.S 117.90.5 111.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.90.5 117.9
0.00.00.0Q.OQ.O0.00.00.00.00.0Q.O0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0O.Q0.00.00.00.0O.Q0.00.00.0O.QO.Q0.00.00.00,0Q.O0.00.00.00.00-00.00.0
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2ÍB-1BO21B-1B221B-1B321B-18421B-1B421B-18521B-18621B-18621B-18721B-18B21B-18921B-19021B-19121B-19221B-19321B-19421B-19521B-19521B-19621B-19721B-198218-19921B-20021B-20121B-20221B-20321B-20421B-20521B-20621B-20721B-208218-20921B-21021B-21121B-212216-213218-21421B-21521B-21621B-216218-21721B-218218-21321B-21921B-22021B-22121B-22121B-22221B-22321B-22321B-22421B-22S21B-22621B-226
1
1
1
1
1
1
1
1
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KVA KW KVAR15.1 9.9 11.4
93796 79B 1330 ¡1413 21546 21945 22078 22411 22143 31816PROJECT: Seott b ScOtC 02/11/03 11:00:14LICENSED TO: Escuela politécnica NacionalBALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 21CNominal Voltaae = 33.00 KV Une eo Line
21C
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
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• - íAJf,tJ 111 ie.̂ in-rf* ---
LGTH PHS Wt»WKM CFG CONO KVA
0.2 ABC 4/0 AA 450.0 ABC 4/0 AA 00.1 ABC 4/0 AA 450.2 ABC 4/0 AA 1000.0 ABC 2 SUB 2500 . 1 ABC 4 / 0 AA 00,1 ABC 2 AA 10 , 0 ABC 2 AA 10,1 ABC 2 AA 10 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 CU 30 . 0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 4/0 AA0.1 ABC 1/0 CU0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 4/0 AA0.1 ABC 4/0 AA0 . 0 ABC 2 SUB0.2 ABC 3/0 AA0.1 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.0 ASC 4/0 AA0 . 1 ABC 4 / 0 AA0.1 ASC 6 CU 40.1 ABC 4/0 AA0 . 1 ABC 2 AA 10.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 CU 30.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.2 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 1/0 AA0 . 1 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 AA 10.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0 . 0 ABC 4 AA 10 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 1/0 AA0.0 ABC 2 AA 10.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 AA0.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.2 A 1/0 AA0.1 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 4/0 AA0.0 ABC 'i AA 10.1 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 AA 10.1 C 2 SUB0.0 C 2 SUB0.1 ABC 2 AA 10.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.1 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.2 ABC 2 AA 10.2 ABC 2 AA 10.3 ABC 4/0 AA0.2 ABC 4/0 AA0.0 ABC 2 SUB0 . 1 ABC 4 / 0 AA0.0 ABC 1/0 SU0 . 0 ABC 4 / 0 AA0.1 ABC 4/0 AA
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2250
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53C
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53C-153C-253C-353C-453C-553C-653C-753C-853C-953C-1053C-1153C-37
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53C-20.1S3C-21
S3C-21.1
LGTH PHS CONNKM CFG COND KVA
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LOAD
KW
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-- _ __ VOLTAGE DROP MÁXIMUM ---VOLTAGE VOLTAGE
SECTION MAME53C-21
DROP LEVEL0.44 118.06
000
4301033131626000
280170161900390
WIRE
^̂ ^̂IN SECTTON
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210
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_ LOAD THRU SECTION ----LOADPCT KW KVAR AMPS.98) 544 113 526.1 544 113 52
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107
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-66
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22410000000010000
12
CUST000000000000000000000000Q000000000000000000000000000
VOLTAGE 120 BASE -SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
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- LOSSES -
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291 ADJUSTED )0 0.00 0.00 0.05 0.00 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.02 0.00 0.02 0.02 0.00 0.00 0.05 0.00 0.0
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009922565
167
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10509084900200
LOAD MÁXIMUM -- - -PERCENT
SECTION MAME53C-38
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KVA2.07
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125
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ia15000
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-0.0-0.00.00.00,00.00.00.00.10.0
-0.0-0.0-0.00.0-0.00.0-0.00.00.0-0.0-0.00.00.0
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LOSSES
1.KW.82
KVAR0,98
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RUN CUMULATIVE FEED6R LOSSES -KVA KW KVAR
2.1 1.8 1.0
278
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53D
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
530-153D-2
530-2.153D-353D-453D-553D-653D-7S3D-9
53D-1053D-10.1
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53D-13. 153D-1553D-1753D-1653D-18S3D-2053D-22S3D-2453D-26S3D-2853D-31
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53D-37.153D-36
53D-36.153D-3953D-3953D-40S3D-42B3D-4153D-4353D-44
51D-44 . 153D-45
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53D-70.153D-71
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53D-57.15JD-S453D-5253D-5053D-5153D-3353D-B
vrir.TAr.F nn;
UUflU
LGTH PHS CONNKM CFG COND UVA KW
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ABC CAPACITOR 3000.1 ABC 2/0 CU 00.0 ABC 2/0 CU 00.1 ABC 2/0 CU 1130.1 ABC 2/0 CU 00.1 ABC B CU 4 00.1 ABC 2 SUB 00.0 ABC 2 SUB 750.1 ABC 1/0 SU 00.0 ABC 1/0 SU 1250.1 ABC 2 SUB 1000.0 ABC 2 SUB 450.1 ABC 2/0 CU 900.1 ABC 2 SUB 00.0 ABC 2 SUB 1000.1 ABC 3 CU 4 00.0 ABC 4 SUB 00.0 ABC 4 SUB 9480.1 ASC 2 SUB 1750.0 ABC 4 SUB 450 . 1 ABC 6 CU 1 00.0 ASC 4 SUB 750.0 ABC 4 SUB 750.1 ABC 6 CU 4 450.4 ABC 2 SUB 2000.0 ABC 2 SUB 2000.0 ABC 2 SUB 750.0 ABC 6 CU 4 450.0 ABC 2 SUB 1250.1 ASC 6 CU 4 300.0 ABC 2 SUB 1250.0 ABC 2 SUB 113
ID MÁXIMUM u.
0
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170
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00
2500000022020000003900
1701045017102872325
ITBF
LOADKVAR AMPS CUST PCT KW KVAR AMPS CUSTIfeeder p£ * 1.00) 863 0 80 00 0 0.0 7.7 B68 0 80 00 0 0.0 0.0 0 0 0 00 0 0.0 0.0 0 0 0 00 0 0.0 0.0 0 0 0 07 1 0.0 14.9 863 -4 80 017 3 0.0 3.9 29 20 3 011 2 0.0 O.B B 6 1 02 1 0.0 0.5 2 1 0 00 0 0.0 13.6 787 -55 73 00 00.0 2.4 50 34 6 00340000244
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45000000
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KVAR (00
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2600
1107
300117
- 1951917
r.nsft M
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319
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456
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-224
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484774Q0000
36
0000000000000000000000000000000000000
SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
na. 60.0 0.0 118.60.0 0.0 118.60.0 0.0 118.60.0 0.0 118.60.0 0.1 118.50.0 0.1 118.50.0 0.1 11B. 50.0 0-1 118.50.0 0.1 118.50.0 0.1 118.50.00.0-Ü.O-0.0-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.0-0.0-0.0-0.0-0.00.0-0.0-0.0-0.00.00.00.0-0.00.00.0-0.00.00.00.00.00.0
0.1 118.50.1 118.50,1 118.50,1 118.50,1 118.50,1 na. 50.1 118.50.1 118.50.1 118.50.2 118.50.2 118.50.2 na.s0.2 118.50.2 118.50.2 113.50.2 113. 50.2 113.50.2 118.50.2 118. 50.2 118.50.2 lia. 50.2 118. S0.2 118. S0.2 118. S0.2 118. S0.2 118.50.2 11B. 5o.i na.so.i na. so.i na. 50.2 118.50.2 118.50.1 113.50.1 118.50.1 118.50.1 118.50.1 118.5
KW KVAR SECTION ÑAME1.5 2.60.3 0.5 53D-10.0 0.0 53D-20.0 0.0 53D-2.10.0 0.0 53D-30.3 0.3 53D-40.0 0.0 53D-S0.0 0.0 53D-60.0 0.0 53D-70.3 0.6 53D-90.0 0.0 53D-100.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.10.00.00.00.00.00.00.00.1
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293 ADJUSTED 12 0.00 0.04 0.01 0.00 0,00 0.00 0.00 0,00 0,01 0.00 0.00 0.00 0.0
2.60.01.71.30.00.00.00.00.70.70.07.06.5
44018200000137
0240195
30012140000950
-131-15
50'ia0000110
2518
0000000000000
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0-0.00.00.0
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0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.0
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293 ADJUSTED )0 0.00 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.00 0.0o o.o2 0.00 0.01 0.05 0.00 0.02 Q.O1 0.03 0.01 Ü.O3 Q.O3 0.0
IfiKTMIIf* ,-
5.53.32.11.32.30.00.00.00.01.10.00.60.00.00.00.00.01.90.01 ,61.10.05.12.20.0o.a0.91.40.61.41.3
178107554222000011010000002001730SO220S5
1431413
12072372915000080700000130u60
3315063929a
, i ncci
201265200001010000020210620112021
- <;
0000000000000000000000000000000
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VOLTAGE VOLTAGESECTION ÑAME DROP LEVEL
PERCENTSECTION ÑAME CAPACITY
279
53D-57 Q . Z O 118.44 53D-4 14.91
3 i teracion(B) with converaence criteria oí 0-01
RUN CUMULAT1VE FEEDER LOfiDKVA KW KVAR PF
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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -KVft KW KVAR
3.0 1-5 2 .6
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53E
SECTION ÑAMEFEEDER TOTALS :
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53E-23.153E-2453E-2653E-2853E-2953E-3153E-30
S3E-30.153E-32S3E-3453E-3553E-36
53E-36.153E-37
53E-3T.153E-3SS3E-jg53E-3953E-41S3E-4353E-4253E-4453E-4553E-4853E-4653E-4753E-49S3E-5053E-5153E-52
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OH FEEDER 53E6.30 KV Line to Line
----- LOADLGTH PHS COMNKM CFG CONO KVA KW
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00
SO0
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1500
2501500
2500
1130
00
120
24IB09791600717071500120
2611000372200000
ABC CAPACITOR 3000 . 0 ABC 2 / 0 CUO.J ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CUU.O ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2/0 CU0.0 ABC 2/0 CU0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2/0 CU0.1 ABC 2 SUB0.1 ABC 2/0 CU0 . 1 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2/Q CU0.0 ABC 2/0 CU0.2 ABC 2/0 CU0. 1 ABC 8 CU 40.0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0.1 ABC 8 CU 40.1 ABC 8 CU 40.1 ABC 4 SUB0.0 ABC 1 SUB0.0 ABC 2/0 CU0.0 ABC 2/0 CU0 . 0 ABC 2 SUB0 .1 ABC A SUB0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0 , 1 ABC 6 CU 40.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.0 ABC 6 CU 40.1 ABC 266 AA0.2 ABC 266 AA0.1 ABC 1/0 CU0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 266 AA0 , 1 ABC 2 CU 30,1 ABC 2 CU 30 , 1 ABC 2 CU 30,0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.0 ABC 2 SUB0 . 0 ABC 2 SUB0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA
0no4510000
45100250038300
300300700
100750m0
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1201250
2101000
02S71500115370640040100
15110
260007
110
1501126009
11111119162001819031150
IW SECTION ---
KVAR AMPS CUSTIfeedt0050
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KVAR (0
1237
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120003507
0s
120045559ai00a90
1470
;r pí001022011120012012001003100042000002890312001240100000102103000110201300111122000220320
s 1
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LOAD THRU SECTIONLOADPCT KW KVAH AMPS CUST
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23.5o.a1.30.00.022.821.921.31.81.30.30.30.3
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94
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35841110000
783
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20542
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217
1061061061051041
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76
000000000000000000000000000000000000
VOLTAGE 120 BASE -SECT ACCUMDROP DROP LEVEL
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-0.0-0.00.10.10.10.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.10.00.0-0.0-0.0-0.0-0.00.1
na. 60.1 118,60.1 118.50.2 11B. 40.3 118.30.3 113.30.4 118.20.4 113.20.4 118.20.5 118.10.5 118.1O.S 118.10.5 118.1O.S 118.10.6 118.1O.S 118.00.7 117.90.7 117,90.7 117.90.7 117.90.7 117.90.7 117.90.3 117.90.8 117.90.8 117.30.8 117. B0.8 117.80.8 117.80.9 117.80.9 117.80.9 117.80.9 117.80.9 117.30.9 117.30.9 117.81.0 117.7
- LOSSES -
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KVAR SECTION ÑAME11.80.7 53E-10.5 53E-41.0 53E-61.2 53E-80-0 53E-91.0 53E-100.0 53E-110.0 53E-120.8 S3E-130-0 S3E-140.0 53E-150.0 53E-160,0 53E-16.10,7 53E-170.8 53E-190.6 S3E-210.0 53E-220.0 53E-250.0 53E-230.0 S3E-23.10.0 53E-240.6 53E-260.2 53E-280.0 53E-290.0 53E-310.0 53E-300.0 53E-30.10.8 53E-320.0 53E-340.0 53E-350.0 53E-360.0 53E-36.10.0 53E-370.0 53E-37.10.5 53E-33
ADJUSTED )0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0o.o0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
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ea1399
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464231
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000000000000000000Q000000000000000000000000000000
-0.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.0
-0.0-0.00.00.00.00.00.00.00.00.0
-0.0-0.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
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0.00.00.00.00.60.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.20.10.00.00.1o.o0.00.10.20.00.00.00.00.00.0O.Q0.00.00.00.00.0
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i O
O
O
C
í O
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O
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O
O
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Qo
Qo
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N
W
E^
-.i n
i
n
i n
i
í3
<
<im
Uin
tii
iAb
] <
Z
w
281
81272 798 1330 13699 1383! 14231 14364 14763 15029 15162pnOJECTt Al»x b Alex 06/27/02 09:43:48LICENSED TO: Escuela Policscnico NacionalBALANCEO ANALYSIS OM FEEDEB 53FNominal Voltage - 6.30 KV Line to Line
53F
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S3F-75.153F-7253F-6B
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O.í ABC 400 SU 00.1 ABC 266 AA 1350 . 1 ABC 4 CU 4 00.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2SUB C0.1 ABC 6 CU 40 . 0 ABC 6 CU 40 . Q ABC 6 CU 40.0 ABC 2SUB C0 . 1 ABC 4 CU 40.0 ABC 4 CU 40.1 ABC 2 CU 30.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 6 CU 40.0 ABC 4 AA 10,1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 AA 10.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 4 SUB0.1 ABC 2SUB C0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 6 CU 40.1 ABC 266 AA0.0 ABC 1/0 CU0.2 ABC 1/0 CU0.0 ABC 4 CU 40.1 ABC 266 AA0.1 ABC 2 CU 30.0 ABC 2 CU 30.0 ABC 2SUB C0.2 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.0 ABC 266 AA0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 1/0 CUD.l ABC 1/0 CU0.0 ABC 1/0 CU0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 291.40.0 ABC 1/0 CU0.1 ABC 1/0 CU0.1 ABC 1/0 CU0.1 ABC 4 SUBa.l ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 4 SUB0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 266 AA0.1 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0.2 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.2 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0 . 1 ABC 1 / 0 SU0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.1 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 281,40.1 ABC 6 CU 40.1 A C 2 AA 10.1 ABC 281.40.0 ABC 281.40.1 ABC 281.4
ABC CAPACn0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 1/0 SU0.1 ABC 1/0 SU0 . 0 ABC 1 / 0 SUo.i ABC i/o su0.0 ABC 1/0 SU0.0 ABC 4 SUB0.1 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C0.0 ABC 2SUB C
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KM
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IN SECTION
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-185:
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252613
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00000000000
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0.2 118.50.2 118.50.2 113.50.2 118.50.2 118. 50.2 118.50.2 118.50.2 118.50.2 113. 50.2 118. 50.2 118.5
- LOSSES -
KW1.70.)0.50.00.00.00,10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0Q.OQ.l0.00.20.00.00.00.10.00.00.00.20.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.10.00.10.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
0.00.00.00.00.00.00.00.00.00.00.0
KVftR SECTION ÑAME2.20.2 53F-10.7 S3F-20,0 53F-30.0 53F-40.0 S3F-50.0 53F-60.0 S3F-70.0 53F-90.0 53F-80.0 53F-100.0 53F-110.0 53F-120.0 53F-130.0 53F-140.0 53F-160.0 53F-170.0 S3P-180.0 53F-190.0 53P-21Q.O 53F-220.0 53F-200.0 S3F-150.2 S3F-230.0 53F-240.3 53F-250.0 53P-260.0 53F-270.0 53F-280.2 S3F-290.0 53F-300.0 S3F-310.0 53F-320.3 53F-330.0 53F-340.0 53F-350.0 53F-360.0 53F-370.0 53F-3B0.0 53F-400.0 S3F-420.0 53F-430.0 53F-440.0 53F-450.0 53F-410.0 53F-41.0.0 53F-390.0 53F-39.0.1 53F-470.0 53F-480.1 53F-490.0 53F-500.0 53F-510.0 53F-520.0 53F-S30.0 53F-550.0 53F-S5.0.0 53F-540.0 53F-54.0.0 S3F-560.0 33F-570.0 53F-580.0 53F-590.0 53F-59,0.0 S3F-600.0 53F-610.0 S3F-61.0.0 53F-620.0 53F-630.0 53F-63.0.0 53F-640.0 53F-640.0 53P-650.0 53F-650.0 S3F-660.0 53F-660.1 53F-670.0 53F-690.0 53F-700.1 53F-710.0 53F-730.0 53F-76
0.0 53F-770.0 53F-770.0 53F-T80.0 53F-7S0.0 53F-790.0 53F-8Q0.0 53F-740.0 53F-750.0 53F-750.0 53F-720.0 53F-68
1
1
.1
.1
.1
.1
.1
.1
.1
.1
.1
.1
.1
VOLTAGE DROP MÁXIMUMVOLTAGE VOLTAGE
SECTION MAME DROP LEVEL
MIRE LOAD MÁXIMUM --&ERCENT
SECTION MAME CAPACITV
-- LOSSES --
KVA KW KVAR
28253P-62 0.27 11B.3T 53P-2
3 iterationis) with convergenca ctiterla o£ 0.01
RUN CUMULATIVE FEEDER LORD :KVA KW KVAR PF :•m.4 778.3 10.9 1.00 ¡
- RUN CUMOLATIVE FEEDER LOSSES -KVft KW KVAR
2.a 1.7 2.2
ANEXO 5
FLUJOS DE POTENCIA PARA EL SEO
CON LA UBICACIÓN DE BANCOS DE
CAPACITORES EN SUBESTACIONES
1
ANEXO 5.1
DEMANDA MÁXIMA
285
BUS 100 C.T.QUIT 6,GENERATOR 1TO 106
BUS 101
GUANGO FO
C . H . PASO
1
4,GENERATOR 1TO 202
BUS 103
PASOCHOA
C . T . LULU
1
6.GENERATOR 1TO 215
BUS 105
SUR
C.H.GUAN
1
138GENERATOR 1TO 204
BUS 106TO 100TO 220TO 589
BUS 109
C . H . GUAN
GUANGOPOC.T.QUITC . T . GUANVICEN
C.H.CUM3
1
138111
4GENERATOR 1TO 210
BUS 111
CUMBAYA
C . H , NAY1
1
6GENERATOR 1TO 213
BUS 202TO 101TO 296
BUS 204TO 105TO 215TO 216
BUS 205LOAD 1TO 287TO 287
BUS 206LOAD 1SWITCHEDTO 293
BUS 208LOAD 1SWITCHEDTO 259
BUS 209LOAD 1SWITCHEDTO 261
BUS 210TO 109TO 213TO 281TO 281TO 299
BUS 213TO 111TO 210TO 247
BUS 215TO 103TO 204TO 216TO 217
NAYON
PASOCHOAC . H . PASOCUMBAYA
C . H . GUANC . H . GUANSURG.T.46
10V-1
10V4610V46
4
SHUNT4
9
SHUNT9
11
SHUNT11
CUMBAYAC . H . CUM3NAYONNORTENORTETUMBACO
NAYONC.H.NAY1CUMBAYAQUINCHE
SURC , T . LULUC . H . GUANG.T.46DERIV6
1
4611
46111
6
12
6
1
6
1
6
1
4611121
46111
461111
,625,25,
,22,
MW6060
MW,60
2,60
,3 MW2,802,80
,055
,0-250
25
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-14
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% 0,9841 -9,
43 1,, OOOONT
% 0,9936 -8,
26 0., 9750NT
% 0,9851 -7
40
%65016
%
63
%
92
%4812
%39187
%
3737
%
72
%
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%
89
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o,11
0,
1
0,
1
o,1
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0,
00
0,
0
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1
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0
1,1
1,1
0,0
, 9998NT
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, OSOONT
9968 -4
,0500NT
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,9923NT, 9923NT
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, OOOONT
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,08 10,0
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,74 1
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,45 1
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,99 10,0
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1
1
1
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1
1
1
1
1
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1
1
1
1
1
IOPEN)
TO 218TO 219TO 250TO 293
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BUS 219LOAD 1TO 215
BUS 220
2-22-2EPICL4
G.T.46C.H.GUANSURC.T.GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C . T . GUAU
1111
46,1111
46.111
6
1
23
1
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BUS 221
SHUNTGUANGOPOG.T.46
S.RAPA
11
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19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
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SHUNTCAROLINA
1
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1
6
12
23
1
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1
6
1
46111
461116
1
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-15,14,
02,7,
-20,10,
,0-10,
4,
84215849
MW86677522
MW8502
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-5,
,03,
-3
,8200020
,01
250
-23
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-39
,0-321814
,3140
-14
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MW,20,20
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%22814
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%
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%
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%
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%
110
%
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%
98
%
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%
55
%621374
%623727%
71
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l.OOOQTA
0,9575 -10,
1,0008 -12
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0,9907 -7
l.OOOONT1,OOOONT
0,9942 -17
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1,0078 -20
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,55 1
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,26 1
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,00 1
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,12 1
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,37 1
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, 87 1
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,10 1
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,54 1
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,98 1
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,39 1
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1
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1
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13-1
SHUNT13
12
12
OLÍMPICO
SHUNTNORTE
SANGO LQ
SHUNTCUMBAYA
8
8
6
6
7
SHUNT7
EPICLACH
SHUNTEPICLEPICL
ION
VICENTIN
IÑAQUITIÑAQUITO13NORTE
IÑAQUITO
SHUNTIÑAQUIT
15
6,
1
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1
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1
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1
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17-1
SHUNT17
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19
19
QUINCHE
SHUNTQUINCHE
1
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1
4611
13
1
23
1
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% 0 , 9 9 2 0 -17,42 2 2
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% 0 ,9984 -13,90 1 1
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% 1,0106 -16,49 1 1
91 0.9625HT O,O
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTQ
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
250215240240252294294
251226259
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EPICLSUREPICLACHEPICLACH3S . ROSAS . ROSA
PEREZGPEREZG9
33-2EPICL73-1
773S . ALGR
99PEREZGS . ALGR
1111S.ALGR
1515DERIV17
1313-1INAQUITS . ALGR
1717-1DERIV17
DERIV17151719
191919DERIV1719
1818POMASQUI
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NORTECUMBAYACUMBAYADERIVCAOLÍMPICOINAQUIT16VICENTIN
46,112112
46,11
015,15,15,
MW695151
9,12-27,-27,
0
92.92
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-11,
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46111
46111
4611
4611
46111
4611
46111
461111
13811
461211
461211111
,03
MW15,16-9-93
,0149
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, o12-12
.09
-8-0
,09
-9
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22-61
, o32-32
,01111-19-3
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-18121820-21
,09,37,30
MW,36,42,78
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-0, 01
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-7,15
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%
6424
%46165
%
4919
%241942
%111324262
%
9921
%
6060388
%
14143761343840
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0, 9625TA0.9625TA
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1, 07 SOTA
0,9333 -5,0, 9250TA
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0, 987 5TA
Í5
0, 00,0
540,0
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0,0
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460,0
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17
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23
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
289
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
282228229
284227231
285253259261263325900
286227241281288589589
287205205288
288286287
291216221294296
292217236
293206215
294250250291295421552552
2951294301
296202233291
297217235
299210300
CAROLINADERIVCACAROLINA
12DERIV1212
S.ALGR791113S. ALGRDERIV16
VICENTINDERIV12IONNORTEDER:VI ovVICENVICEN
10V4610V-110V-1DER1V10V
DERIV10VVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFñS . ROSACUMBAYA
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLS.RAFAMACHACHS . ROSAS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHQASANGOLQS.RAFA
8DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACO
46,11
0-14,
MW06
14,06
46,011
46,111111
46111112
46121
4611
461111
4611
4611
461211112
46
11
46111
4611
4611
MW-6,436,
,0241630
-543
, 0398214
-35-38
,022-4
,0-44
,0-1023-22
9
,0-44
, o14-14
,02828231012-52-52
,01
-109
,0-212-9
-0-56
,0-2727
,43
MW,04,94,96,86,57,77
MW,13,93,30,31,45,22
MW,16,16,31
MW,31,31
MW,19,41,92,70
MW,02,02
MW,47,47
MW,49,49,49,74,85,03,03
MW,20,63,43
MW,57, 14,57
MW,83,83
MW, 54,54
Mvar-3,063,06
Mvar-2,662,66
Mvar7,92-1,130,342,70
-11,501,67
Mvar0,043,49
-1,851,93
-1,50-2,11
Mvar0,960,96
-1,93
Mvar-1,931,93
Mvar-1,602,62-0,43-0,59
Mvar-1.191,19
Mvar2,93
-2,93
Mvar4,634,682,124,641,27
-8,70-8,70
Mvar0,35
-4,293,94
Mvar-1,170,390,79
Mvar-2,342.34
Mvar-2,672,67
MVA14,414,4
MVA7,07,0
MVA25,317,09,02,8
55,84,1
MVA39,19,621,44,7
35,538,3
MVA2,42,44,7
MVA4,74,7
MVA10,323,622,99,7
MVA4,24,2
MVA14, 814,8
MVA28,928,923, S11,712,952,352,8
MVA1,3
11,510,2
MVA2,812,19,6
MVA7,27,2
MVA27,727,7
%2772
%1370
%4832175568
%7448409
8380
%373720
%920
%19714318
%867
%7428
%54544522657070
%
2251
%126118
%1472
%5284
0,9946 -7,
0.9813TA
0,9995 -6,
0, 97 SOTA
0,9944 -7,
0,9313NT
1,0014 -5,
0, 97 SOTA
0,9500NT0, 9500NT
1,0003 -50,9923TA0, 9923TA
1,0005 -5
0,9674 -10
0,9625TA
0,9571 -10
0,9538TA
0,9568 -100.9438TA
0,9953 -6
0,9813TA0, 9500NT0.95QONT
0,9749 -7
0, 9438TA
0,9556 -11
0.9625TA
0,9568 -10
0.9375TA
0,9987 -7
0,9813TA
18
0,0
01
0,0
64
0,0
,74
0,0
0,00,0
,800,00,0
,79
,12
0,0
,58
0,0
,650,0
,03
0,00,00,0
,39
0,0
,34
0,0
,60
0,0
,68
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
BUS 300 TUMBACOGENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 299
BUS 301
SHUNTTUMBACO
MACHACH
23,
1
23,GENERATOR 1LOAD 1TO 295
BUS 322
MACHACH
POMASQUI
1
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 323TO 323
BUS 323TO 274TO 322TO 322TO 325
BUS 324TO 269TO 325
BUS 325TO 285TO 323TO 324TO 552TO 1003
BUS 421LOAD 1SWITCHEDTO 294
BUS 552
SHUNTPOMASQUIPOMASQUI
POMASQUI18POMASQUIPOMASQUIS. ALGR
1919S. ALGR
S. ALGRS . ALGRPOMASQUI19S . ROSACHILLOG
S . ROSA
SHUNTS . ROSA
S . ROSA
12
138,1121
138,11
138,1111 -1
23,
1
138,GENERATOR 1GENERATOR 2GENERATOR 3TO 294TO 294TO 325TO 589TO 1003
BUS 589
S . ROSAS . ROSAS . ALGRVICENCHILLOG
VICEN
12111
138,GENERATOR 1LOAD 1TO 106TO 286TO 286TO 552
BUS 614LOAD 1TO 252
BUS 900TO 277TO 285
BUS 1003TO 325TO 552TO 1004
BUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGO POVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
DERIV1616S . ALGR
CHILLOGS. ALGRS . ROSACHILLOG
CHILLOG
SHUNTCHILLOG
1121
23,
1
46,11
138,111
23,
1
01,
29,0
-27.
0110-9
02
310
-280
032280
-61
061-61
0546162
•103-75
0120
-12
000
3575252
10448100
000
-253538-48
03
-3
03
-3
076-9923
0230
-23
MW,80,20.00,40
MW,20,60,40
MW,60,00.00,40,00
MW,61,52,00,13
MW,99,99
MW,67.58.21-04,43
MW,80.00,80
MW,00,00,84, 15,15,50,82,22
MW,00,00,48,59,34,45
MW,30,30
MW,76,76
MW,02,61,58
MW,50.00.50
Mvar0,60H8,859,150,90
Mvar0, 60H3,70
-3,10
Mvar2.00N9,109,132,030,00
Mvar4,012,070,00-6,03
Mvar9,69-9,69
Mvar15,967,0710,20-18,16-15,07
Mvar4,804,65-0,15
Mvar0,000,00
75.53R14,4814,4823,133,6519,80
Mvar0,000,00-5,744,205,03
-3,48
Mvar0,83-0,83
Mvar1,66
-1,66
Mvar16,73-17,610,88
Mvar6,948,931,99
MVA1,9
30,59,2
27,4
MVA1,311,29,9
MVA3,332,39,1
28,50,0
MVA32,928,60,061,4
MVñ62.752,7
MVA56,962,063,0104,676,9
MVA13,74,712,8
MVA0,00,0
365,754,154,1
107,049,0102,2
MVA0,00,0
26,135,838,743,6
MVA3,43,4
MVA4,14,1
MVA77,8101,223,6
MVA24,58, 923,6
83
l.C
0,
1086 -15,
, 9813NT
% 1,0005 -11,
49 0,, 9438NT
% 1,0072 -13
360
%21370
33
%6334
%5733345641
%
64
%
00
0,
00
0,1
0,0
1,
0
0,
, 9250NT, 9314NT
9355 -5
,92 5 OTA, 9314TA
9401 -4, 0750NT
9457 -3,9313TA
0057 -11
, 9813NT
9700 0
11
0,0
,83
0,0
,30
0,00,0
,05
0,00,0
,100,0
,260,0
,01
0,0
,00
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
1 1
1 1
1 1
2 2(OPEN)ÍOPEN)
7272583155
%
00
0,
, 9500TA, 9500TA
9609 -1
0.00,0
,43 2 2(OPEN)(OPEN)16838130
%
45
%
88
%
425472
%
71
00
0,
0
0,
0,
0
0,
0
, 9500TA,9500TA
9949 -11
,9625NT
9925 -7
9595 -1
, 9625TA
9963 -8
,9625NT
0,00,0
.29
0,0
,77
,44
0,0
,43
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
ANEXO 5.2
DEMANDA MEDIA
BUS 100 C.T.QUIT 6,GENERATOR 1TO
BUS
106
101
GUANGO PO
C . H . PASO
1
4,GENERATOR 1TQ
BUS
202
103
PASOCHOA
C . T . LULU
1
6,GENERATOR 1TO
BUS
215
105
SUR
C . H . GUAN
1
138,
GENERATOR 1TO
BUSTOTOTO
BUS
204
106100220589
109
C . H . GUAN
GUANGO POC . T . QUITC . T . GUANVICEN
C . H . CUM3
1
138,
111
4,GENERATOR 1TO
BUS
210
111
CUMBAYA
C.H.NAY1
1
6,GENERATOR 1TO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSLOAD
213
202101296
204105215216
2051287287
2061
SWITCHEDTO
BUSLOAD
293
2081
SWITCHEDTO
BUSLOAD
259
2091
SWITCHEDTO
BUSTOTOTOTO
TO
BUSTOTO
TO
BUSTOTOTOTO
261
210109213281281299
213111210247
21S103204216217
NAYON
PASOCHOAC . H . PASOCUMBAYA
C . H . GUANC . H . GUANSURG.T.46
10V-1
10V4610V46
4
SHUNT4
9
SHUNT9
11
SHUNT11
CUMBAYAC . H . CUM3NAYONNORTENORTETUMBACO
NAYONC.H.NAY1CUMBAYAQUINCHE
SURC . T . LULUC . H . GUANG.T.46DERIV6
1
46,11
46,111
6,
12
6,
1
6,
1
6,
1
46,11121
46,111
46,1111
6 MW15,6015,60
2 MW4,004, 00
322
099
0-15015
22424
91919
0-33
0-811-2
35
-2-2
390-9
350-5
360
-6
0-23-10111111
0-19109
0-2
-11-109
MW,80,80
MW,00,00
MW,57,00,57
MW,00,00
MW,60,60
MW,98,98
MW.97,60,62
MW,40,70,70
MW,80.00,80
MW,00.00,00
MW,80.00,80
MW,85,06,03,03,85
MW,40,08,32
MW,79,53,27,34
Mvar5,OOH5, 00
Mvar1, 90H1,90
Mvar0, 60H0,60
Mvar2.89H2,89
Mvar-4,400,004, 40
Mvar3,OOH3, 00
Mvar1,OOH1,00
Mvar-1,671,67
Mvar-2,343,11
-0,76
Mvar1,50
-0,75-0,75
Mvar2,703,030,33
Mvar1,122,961,84
Mvar2,143,010,87
Mvar-1,813,06-0,77-0,770,28
Mvar-0,31-2,993,30
Mvar-0,51-2,89-2,583,19
MVA16,416,4
MVA4,44,4
MVA2,92,9
MVA9,59,5
MVA16,20,016,2
MVA24,224,2
MVA19,619,6
MVA4,34,3
MVA9,312,02,7
MVA5,62,82,8
MVA10,23,09,8
MVA5,13,05,3
MVA7,13,06,9
MVA23,910,511,111,111,9
MVA19, 410,59,9
MVA2,811,910,69,9
%
41
%
74
%
26
%
63
%40010
%
48
%
59
%7218
%62235
%
4444
%
49
%
53
%
69
%4820212122
%592019
%26222019
0,9902 1,
1,OOOONT
1,0018 -3,
1,0500NT
1,0178 -3
1, OOOONT
1,0395 -1
1, OOOONT
0,9780 -01, OOOOTA1, OOOOTA
1,0159 -1
1, OOOONT
0,9919 -2
1, 0250NT
1,0256 -51.0500TA
1,0198 -41, OOOOTA
1,0025 -6
0, 9923NT0, 9923NT
1,0055 -9
1, OOOONT
0,9933 -8
1,0125NT
1,0013 -9
1, OOOONT
1,0048 -41, OOOOTA
1,0050 -41, 0250TA
1,0095 -51, OOOOTA
04 2
0,0
,07 1
0,0
,87 1
0,0
,47 1
0.0
,96 20,00,0
,68 1
0,0
,10 1
0,0
,66 10,0
,64 10,0
,41 1
0,00.0
,20 1
0,0
,93 1
0,0
,21 1
0,0
,47 10,0
,11 10, 0
,56 10,0
2
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
(OPEN)
TO 218TO 219TO 250TO 293
BUS 216TO 204TO 215TO 220TO 291
BUS 217TO 215TO 292TO 297
BUS 218LOAD 1TO 215
BUS 219LOAD 1TO 215
BUS 220
2-22-2EPICL4
G.T.46C . H . GUANSURC.T.GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C . T . GUAN
1111
46,1111
46,111
6,
1
23
1
13GENERATOR 1SWITCHEDTO 106TO 216
BUS 221
SHUNTGUANGO POG.T.46
S.RAPA
11
23GENERATOH 1LOAD 1SWITCHEDTO 291
BUS 222LOAD 1SWITCHEDTO 269
BUS 223LOAD 1SWITCHEDTO 277TO 277
BUS 224LOAD 1SWITCHEDTO 274
BUS 225LOAD 1SWITCHEDTO 252
BUS 226LOAD 1SWITCHEDTO 251
BUS 227TO 228TO 284TO 286
BUS 228TO 227TO 281TO 282
BUS 229LOAD 1SWITCHED
SHUNTS.RAPA
19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
DERIV12DERIVCA12VICENTIN
DERIVCADERIV12NORTECAROLINA
CAROLINA
SHUNT
1
23
1
6
12
23
1
6
1
6
1
46111
46111
6
4,1,
-0,9,
a2,10,-26,13,
.0-9,
22402284
MW633353.57
MW,34
3,316,
, 34-4
,01
-1
,82S00
26
,00170
-16
,0250
-25
,3220
-11-11
,0280
-28
,380-8
,3120
-12
,0226
-28
,0-22814
,3140
,02
MW,20,20
MW,40,40
MW,60.00,00,60
MW,90,10.00,20
MW,50.00,50
MW,10.00,05,05
MW,00.00,00
MW,80.00,80
MW,30.00,30
MW,39,43,82
MW,30,12.1-7
MW, 10.00
1,550, 520,430,29
Mvar0,772,78-5,011,46
Mvar-3,171,022,15
Mvar1,40-1,40
Mvar0,51-0,51
Mvar0,OOH6,410,006,41
Mvar0,OOH5,252,99-2,26
Mvar7,923,92
-4,00
Mvar8,317,72-0,29-0,29
Mvar11,338,83-2,50
Mvar2,830,00
-2,83
Mvar3,080,00
-3,08
Mvar3,452,81-6,26
Mvar-3,170, 572,60
Mvar4,483,22
4,51,50,59,8
MVA2,710,727,013,6
MVA9,93,56,4
MVA4,44,4
MVA1,51,5
MVA26,66,40,0
27,4
MVA0,917,93,016,4
MVA26,73,9
25,8
MVA23,67,711,111,1
MVA30, 28,828,1
MVA9,20,09,2
MVA12,70,012,7
MVA22,77,0
29, 5
MVA22,58,1
14,4
MVA14,83,2
227119
1,1,
OOOOTAOOOOTA
% 1,0203 -4,5205126
1, OOOOTA
% 1,0079 -5,19712
% 0,9938 -7,
22
%
7
%
052
%
50
%
78
%
5555
%
85
%
46
%
63
%431356
%421527
%
1
1,
1
1,
11
0,
1
0,
0
1,
00
0,
0
0,
0
1,
0
1,
1,
1,
.OOOONT
0054 -6
, OOOONT
0340 -1
, OOOONT, OOOONT
9977 -9
, OOOONT
9901 -13
, 9813NT
0081 -9
, 9813NT, 9813NT
9906 -12
, 9438HT
9976 -9
, 9813NT
0048 -10
, 9625NT
0076 -4
0016 -5
0028 -10
0,00,0
61
0,0
63
,31
0,0
,06
0,0
,75
0,00,0
,83
0,0
,75
0,0
,96
0,00,0
,07
0,0
,18
0,0
,71
0,0
,50
,18
,46
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
{OPENÍ
TO 282 CAROLINA 1 -14,10 -1,26 14,2
BUS 230LOAD 1SWITCHEDTO 263
BUS 231LOAD 1TO 284
BUS 232LOAD 1SWITCHEDTO 281
BUS 233LOAD 1SWITCHEDTO 296
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BUS 243LOAD 1SWITCHEDTO 242
BUS 244
13-1
SHUNT13
12
6,31 ,MW,70
0.001
6,
-7,
3
,70
MW6,40
12
OLÍMPICO
SHUNTNORTE
SftNGOLQ
SHUNTCUMBAYA
8
8
6
6
7
SHUNT7
EPICLACH
SHUNTEPICLEPICL
ION
VICENTIN
INAQUITIÑAQUITO13NORTE
IÑAQUITO
SHUNTINAQUIT
15
1
6,
1
23,
1
6,
1
6,
1
6,
1
46,
12
6,
1
46,111
6,
1
6,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 262
BUS 245LOAD 1SWITCHEDTO 267
BUS 247TO 213TO 249
BUS 248LOAD 1TO 269
BUS 249LOAD 1
SHUNT15
17-1
SHUNT17
QUINCHENAYONQUINCHE
19
19
QUINCHE
1
6,
1
46,11
13,
1
23,
-6,40
3110
-11
0100
-10
36-6
33
-3
3110
-11
0230
-11-11
38-8
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-14
390
-9
30100-9
350-5
0-99
21
-1
09
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MW,00.00,00
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MW,60,00,60
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MW,10,10
MW,20
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Mvar2,802,980,18
Mvar0, 54H3,634,531,44
Mvar1,723,041,32
Mvar-3,033,03
Mvar0,34
-0,33
Mvar2, 42
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11,0
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MVA9,19,1
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MVA10,03,09,6
MVA0,811,14,510,0
MVA5,73,05,6
MVA9,79,7
MVA1,21,1
MVA9,5
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% 0,9954 -8,51 1 1
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% 0,9937 -7,63 1 1
68 O,9875NT O,O
% 0,9979 -9,79 1 1
58 1,OOOONT 0,0
% 0,9955 -11,51 2 2
55 1,0188NT 0,0
% 0,9996 -8,63 1 1
63 O,9875NT 0,0
% 1,0028 -5,90 1 1
55 1,OOOONT 0,0
% 1,0021 -10,40 1 1
55 O,9875HT 0,0
% 1,0093 -10,09 1 1
58 1,OOOONT 0,058 1,OOOONT 0,0
% 0,9982 -7,62 2 2
45 0,9875NT 0,0
% 0,9994 -5,53 1 148 l.OOOOTA 0,01028
% 0,9961 -9,09 1 1
48 1,OOOONT 0,0
% 1,0031 -11,63 1 1
50 1,OOOONT 0,0
% 1,0074 -9,51 1 1
28 1,OOOONT 0,0
% 0,9876 -5,42 1 11849 0.9625TA 0,0
% 1,0415 -7,26 1 1
11 O,9600NT O,O
% 1,0050 -8,88 1 1
SWITCHEDTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTD
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTO
247
250215240240252294294
251226259
252225250253614
253239252285
259208251285
261209285
262244268
263230242285
257245268
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269222248268324
274224323
277223223281900
281210210228232242
SHUNTQUINCHE
EPICLSUREPICLACHEPICLACH3S . ROSAS . ROSA
PEREZGPEREZG9
33-2EPICL73-1
773S . ALGR
99PEREZGS . ALGR
1111S.ALGR
1515DERIV17
1313-1IÑAQUITS . ALGR
1717-1DERIV17
DERIV17151719
191919DERIV1719
1818POMASQUI
161616NORTEDERIV16
NORTECUMBAYACUMBAYADERIVCAOLÍMPICOINAQUIT
1
46,112112
46,11
46,1111
46,111
46,111
46,11
46,11
46,111
46,11
46,111
46,1111
138,11
46,1211
46,12111
0.~9,
00,
11,11,13,-18,-18,
012,-12,
08,
-13,2,2,
011,-2-8,
05,
12,-17,
06,
-6,
09,
-9,
07,
-5,-2,
05,
-5,
09,5,
-15,
025,1,15,
-42,
028,-28,
011,11,-17,-4,
0-10,-10,-8,11,14,
0020
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MW3434
MW82741280
MW041192
MW023537
MW8383
MW9393
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MW1212
MW09097146
MW9898125492
0,00-2,42
Mvar-0,43-0,02-0,026,13-2,83-2,83
Mvar4,10
-4,10
Mvar3,38-5,961,800,77
Mvar1,13-1,790,66
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Mvar-0,770,77
Mvar0,541,15-1,69
Mvar-1,121,12
Mvar-0,70-1,121,82
Mvar7,290,34
-1,66-5,97
Mvar6,63-6,63
Mvar1,101,10-0,90-1,31
Mvar0,910,91-0,560,41-0,65
0,09,5
MVA0,511,711,715,118,918,9
MVA13,013,0
MVA9,415,02,82,9
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MVA5,313,017,6
MVA6,86,8
MVA10,010,0
MVA7,75,43,0
MVA5,55,5
MVA10,05,5
15,5
MVA26,61,2
15,542,6
MVA28,928,9
MVA11,111,117,74,7
MVA11,011,08,111,514,9
48
%15858283636
%6525
%4728539
%555
17
%532533
%6813
%5019
%39106
%2810
%191029
%81122943
%8818
%5656339
%2121155828
0.9625NT
1,0090 -5,
1, OOOOTAl.OOOOTA
0,9921 -6,0, 962 5TA
1,0007 -6,0,9813TA
0,9875TA
0,9976 -6,0.9875TA
0,9932 -6,1,0125TA
0,9993 -5,1, OOOOTA
0,9986 -7,1, OOOOTA
0,9994 -5,1, OOOOTA
1,0004 -7,1, OOOOTA
1,0006 -7,
1,0028 -6,0, 9813TA0,9600TA
1, 0500TA
0,9608 -3,0,9438TA
0,9972 -5,0,9813TA0,9813TA
1,0011 -5,
1, OOOOTA
0,0
54 1
0,00,0
37 10,0
03 10,0
0,0
14 10,0
29 10,0
77 10,0
79 10,0
56 10,0
46 10,0
40 1
78 10,00,0
0,0
89 10,0
80 10,00,0
24 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
296
TOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOBUSTOTO
277286
282228229
284227231
285253259261263325900
286227241281288589589
287205205288
288286287
291216221294296
292217236
293206215
294250250291295421552552
2951294301
296202233291
297217235299210300
16VICENTIN
CAROLINADERIVCACAROLINA
12DERIV1212
S . ALGR791113S. ALGRDERIV16
VICENTINDERIV12IONNORTEDERIV10VVICENVICEN
10V4610V-110V-1DERIV10V
DERIV10VVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFAS . ROSACUMBAYA
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLS.RAFAMACHACHS . ROSAS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOASANGOLQS.RAFA
8DERIV68TUMBACOCUMBAYATUMBACO
11
46,11
46,11
46,111111
46,111112
46,121
46,11
46,1111
46,11
46,11
46,1211112
46,
11
46,111
46,1146,11
17 ,77-14,15
0 MW-14,1614
0-66
081762
-404
0288145
-27-29
022-5
0-55
0-1316-97
0- 33
09
-9
01818988
-32-32
01
-86
0-310-7
0-66
0-1111
,16
MW,43,43
MW,95,46,84,45,17",47
MW,85,63,23,42,52,60
MW,71,71,42
MW,42,42
MW,53,25.79,07
MW,31,31
MW,83,83
MW,93,93,89,28,72,33,38
MW,60,21,61
MW, 93,93,00
MW,02,02MW,83,83
1,08-2,11
Mvar-2, 572,57
Mvar-2,802,80
Mvar-0,572,79
-0,431,69
-4,821,33
Mvar6,353,402,351,72
-6,46-7,35
Mvar0,860,86-1,71
Mvar-1,711,71
Mvar-1,333,64
-0,56-1,76
Mvar-1,021,02
Mvar0,26-0,26
Mvar3,443, 440,843,06
-0,82-4,98-4,98
Mvar0,50
-2,872,37
Mvar-1,62-0,241,86
Mvar-2,152,15Mvar-0,220,22
17,814,3
MVA14,414,4
MVA7,07,0
MVA9,017,76,83,0
40,54,7
MVA29,59,314,45,7
28,330,5
MVA2,82,85,7
MVA5,75,7
MVA13,616,79,87,3
MVA3,53,5
MVA9,89.8
MVA19,219,29,98,88,832,832,8
MVA1.78,77,0
MVA4,310, 97,2
MVA6,46,4MVA11,811,8
3427
% 1,0005 -5,28 12772
%1370
%1733136409
%564627116664
*454524
%
1124
%
26501914
%755
%4919
%
36361917444444
%
1635
%
185514
%
1264%
2236
0.9813TA
1,0071 -4,
0.9875TA
1,0005 -5,
0, 962 5NT
1,0093 -4,
0, 9875TA
0,9500NT0,9500NT
1,0081 -4,0.9923TA0.9923TA
1,0084 -4,
1,0160 -5,
l.OQOOTñ
1,0075 -5,
1, OOOOTA
1,0083 ~5,1, OOOOTA
1,0278 -3,
1.0375TA0,9500NT0, 9500NT
1,0138 -4,
1, OOOOTA
1,0103 -6,
1, 0188TA
1,0073 -5,
0.9875TA1,0029 -4,
1, OOOOTA
0,0
53 1
0.0
52 1
0,0
34 1
0,0
0,00,0
41 10,00,0
40 1
15 1
0,0
70 1
0,0
73 10,0
56 1
0,00,00,0
56 1
0,0
05 1
0,0
72 1
0,077 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
BUS 300 TUMBACOGENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 299
BUS 301
SHUNTTUMBACO
MACHACH
23
1
23GENERATOR 1LOAD 1TO 295
BUS 322
MACHACH
POMASQUI
1
23GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 323TO 323
SUS 323TO 274TO 322TO 322TO 325
BUS 324TO 269TO 325
BUS 325TO 285TO 323TO 324TO 552TO 1003
BUS 421LOAD 1SWITCHEDTO 294
SUS 552
SHUNTPOMASQUIPOMASQUI
POMASQUI18POMASQUIPOMASQUIS. ALGR
1919S. ALGR
S. ALGRS . ALGRPOMASQUI19S . ROSACHILLOG
S . ROSA
SHUNTS . ROSA
S . ROSA
12
1381121
13811
13811111
23
1
138GENERATOR 1GENERATOR 2GENERATOR 3TO 294TO 294TO 325TO 589TO 1003
BUS 589
S . ROSAS . ROSAS. ALGRVICENCHILLOG
VICEN
12111
138GENERATOR 1LOAD 1TO 106TO 286TO 286TO 552
BUS 614LOAD 1TO 252
BUS 900TO 277TO 285
BUS 1003TO 325TO 552TO 1004
BUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGO POVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
DERIV1616S.ALGR
CHILLOGS. ALGRS . ROSACHILLOG
CHILLOG
SHUNTCHILLOG
1121
23
1
4611
138111
23
1
,05,
17,0.
-11,
,01,7,-6,
-0 2,24,0.
-21,o,
-028,21,o,
-50,
,042,
-42,
,040,50,42,
-75,-57,
, o3,0.-8,
,00,0,
254,32,32,76,42,70,
,00,0,
-15,27,29,-41,
,02,
-2,
,04,
-4,
, o57,
-70,13,
,013,0.
-13,
MW50300080
MW309060
MW7060009000
MW16970013
MW2020
MW2242308509
MW700070
MW0000284242600183
MW000056616773
MW8080
MW4747
MW415413
MW10.0010
Mvarl.OOH5,565,010,45
Mvar0.64H2,60-1,96
Mvar1,56H9,178,961,350,00
Mvar6,411,130,00
-7,53
Mvar8,98-8,98
Mvar7,147,753,92
-12,92-10,90
Mvar3,204,561,36
Mvar0,000,0053,77R7,077,0714,6812,8212,13
Mvar0,000,00
-4,358,159,18
-12,98
Mvar0,70
-0,70
Mvar1,32
-1,32
Mvar11,29
-11,390,10
Mvar3,724,510, 79
MVA5,618,25,0
11,8
MVA1,48,36,9
MVA3,1
26,39,0
21,90,0
MVA28,922,00,050,7
MVA43,143,1
MVA40,951,043,276,958,1
MVA9,34,68,8
MVA0,00,0
259,933,233,278,043,971,9
MVA0,00,016,228,831,143,7
MVA2,92,9
MVA4,74,7
MVA58,571,513,1
MVA13,64,5
13,1
% 1,0012 -8,04
36 1,, OOOONT
% 0,9933 -7,
34 1., OOOONT
% 0,9980 -10,
660
Q0.9625NT, 9314NT
% 0,9631 -3,1867027
%4323
%4127234131
%
44
%
00
0,1
o.0
0,
1
0,
,9625TA, 9314TA
9681 -2,,Q500NT
9723 -2,,9625TA
9956 -7,
,0375NT
9890 0,
0,0
76
0,0
14
0,00,0
67
0,00,0
830,0
290,0
08
0,0
00
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
1 1
1 1
1 1
2 2(OPEN)(OPEN)
4444422739
%
00
0,
,9 50 OTA, 9500TA
9764 -1,
0,00,0
11 2 2{OPEN}{OPEN)10676527
%
38
%99
%313840
%
40
00
1,
0
0,
0,
0
1,
0
, 9500TA, 9500TA
0065 -7,
,9875NT
9987 -5,
9821 -0,
, 9813TA
0007 -4,
,9813NT
0,00,0
37
0,0
63
98
0.0
84
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
ANEXO 5.3DEMANDA MÍNIMA
299
BUS 100GENERATORTO 106
BUS 101GENERATORTO 202
BUS 103
C . T . QUIT1
GUANGO PO
C . H . PASO1
PASOCHOA
C . T . LULU
6,
1
4,
1
6,GENERATOR 1TO 215
BUS 105
SUR
C . H . GUAN
1
138,GENERATOR 1TO 204
BUS 106TO 100TO 220TO 589
BUS 109GENERATORTO 210
BUS 111GENERATORTO 213
BUS 202TO 101TO 296
BUS 204TO 105TO 215TO 216
BUS 205LOAD 1TO 287TO 287
BUS 206LOAD 1SWITCHEDTO 293
BUS 208LOAD 1SWITCHEDTO 259
BUS 209LOAD 1SWITCHEDTO 261
BUS 210TO 109TO 213TO 281TO 281TO 299
BUS 213TO 111TO 210TO 247
BUS 215TO 103TO 204TO 216TO 217
C.H.GUAN
GUANGO POC . T . QUITC . T . GUANVICEN
C . H . CUM31CUMBAYA
C.H.NAY11
NAYON
PASOCHOAC . H . PASOCUMBAYA
C . H . GUANC . H . GUANSURG.T.46
10V-1
10V4610V46
4
SHUNT4
9
SHUNT9
11
SHUNT11
CUKBAYAC . H . CUM3NAYONNORTENORTETUMBACO
NAYONC.H.NAY1CUMBAYAQUINCHE
SURC . T . LULU
C . H . GUANG.T.46DERIV6
1
138,111
4,
1
e,
i
46,11
46,111
6,
12
6,
1
6,
1
6,
1
46,11121
46,111
46,1111
600
233
300
099
0000
21414
91414
0-33
0-99-0
31
-0-0
350-5
320
-2
330
-3
0-13-78a5
0-1476
00-9-83
MW,00,00
MW,40, 40
MW,00,00
MW,50,50
MW,00,00,00
MW,00,00
MW,50,50
MW,39,39
MW,47,95,48
MW,60,80,80
MW,20.00,20
MW,10.00,10
MW,20.00,20
MW,95,71,32.32,01
MW,39,72-67
MW,00,90,56,91
Mvar0,000, 00
Mvar1.20H1,20
Mvar0,000,00
Mvar1,80H1,80
Mvar0,000,000,00
Mvar1,OOH1,00
Mvar1,OOH1,00
Mvar-1,051,05
Mvar-1,19-0,561,75
Mvar1,07
-0,54-0,54
Mvar2,462,950,49
Mvar0,823,042,22
Mvar1,992,980,99
Mvar-0,592,94
-0,34-0,34-1,68
Mvar-0,63-2,903,53
Mvar0,000,720,871,92
MVA0,00,0
MVA3,63,6
MVA0,00,0
MVA9,79,7
MVñ0,00,00,0
MVA14,014,0
MVA14,514,5
MVA3,53,5
MVA9,5
10,01,8
MVA1,91,01,0
MVA5,83,05,2
MVA2,33,03,1
MVA3,83,03,3
MVA14,08,38,38,35,3
MVA14, 48,27,5
MVA0,09,98,64,4
%(OP10
%
60
%(OP10
%
64
%000
%
28
%
44
%5915
%64193
%
1515
%
26
%
31
%
33
%2816161610
%441614
%019168
(OPEN)(OPEN)
0,0000 90,00 2 2N)
O 1,OOOONT 0,0 (OPEN)
1,0134 1,25 1 1
60 1,OOOONT 0,0
0,0000 90,00 1 1N)
O 1,OOOONT 0,0 (OPEN)
1,0086 2,46 1 1
64 1,OOOONT 0,0
0,0000 90,00 2 2O 1,OOOOTA 0,0O 1,OOOOTA O,O
(OPEN)
1,0032 0,65 1 1
28 1,OOOONT O, O
1,0066 0,70 1 1
44 1,OOOONT 0,0
0,9969 -0,91 1 159 1,OOOOTA 0,0
0,9957 -1,10 1 164 1,OOOOTA 0,0
1,0002 -1,95 1 1
15 0,9846NT 0,015 O,9846NT O,O
0,9921 -4,01 1 1
26 1,OOOONT O,O
1,0064 -3,79 1 1
31 1,0125NT 0,0
O,9968 -4,16 1 1
1.0125NT 0,0
0,9979 -1,02 1 1i,OOOOTA o,o
0,9977 -0,73 1 11,OOOOTA 0,0
0,9917 -2,02 1 11,OOOOTA 0,0 (OPEN)
300
TO 218TO 219TO 250TO 293
BUS 216TO 204TO 215TO 220TO 291
BUS 217TO 215TO 292TO 297
BUS 218LOAD 1TO 215
BUS 219LOAD 1TO 215
BUS 220
2-22-2EPICL4
G.T.46C . H . GUANSURC . T . GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C.T.GUAN
1111
46,1111
46,111
6,
1
23,
1
13,GENERATOR 1SWITCHEDTO 106TO 216
BUS 221
SHUNTGUANGO POQ.T.46
S.RAFA
11
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 291
BUS 222LOAD 1SWITCHEDTO 269
BUS 223LOAD 1SWITCHEDTO 277TO 277
BUS 224LOAD 1SWITCHEDTO 274
BUS 225LOAD 1SWITCHEDTO 252
BUS 226LOAD 1SWITCHEDTO 251
BUS 227TO 228TO 284TO 286
BUS 228TO 227TO 281TO 282BUS 229LOAD 1SWITCHEDTO 282
SHUNTS.RAFA
19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
DERIV12DERIVCA12VICENTIN
DERIVCADERIV12NORTECAROLINACAROLINA
SHUNTCAROLINA
1
23,
1
6,
12
23,
1
6,
1
6,
1
46,111
46,1116,
1
2,1,6,5,
00,8,
-15,6,
0-3,1,2,
32,-2,
01,
-1,
815,0.o.
15,
0o,9,0.-a,
013,0.
-13,
38,0.
-4,-4,
011,0.
-11,
35,0.
-5
34,0.
-4,
04,2,-7,
0-4,-0,5,
35,0.
-5,
11200421
MW48615749
MW914050
MW1010
MW2019
MW60000060
MW90100020
MW000000
MW50002525
MW700070
MW400040
MW000000
MW783008
MW773411MW100010
1,230,42-4,80-0,31
Mvar-1.75-0,73-5,558,03
Mvar-1,910,641,27
Mvar1,19
-1,19
Mvar0,47-0,41
Mvar0,OOH6, 100,006,10
Mvar0,10H3,540,00-3,44
Mvar6,193,922,73
Mvar4,212,95
-0,63-0,63
Mvar5,198,923,73
Mvar2,602,970,37
Mvar2,210,00
-2,21
Mvar-3,051, 441,61
Mvar3,07
-5,962,89Mvar2,660,00-2,66
2,41,37,75,2
MVA1,83, 616,510,3
MVA4,31,52,8
MVA2,42,4
MVA1,31,3
MVA15,66,10,016,8
MVA0,99,30,08,9
MVA14,43,9
13,3
MVA9,53,04,34,3
MVA12,88,912,3
MVA6,03,05,4
MVA4,60,04,6
MVA5,72,77,3
MVA5,76,05,9MVA5,80,05,8
1261510
%3
163119
%835
%
12
%
6
%
032
%
27
%
40
%
2121
%
37
%
27
%
23
%115
14
%111111%
29
00
0,
1
0,
1,
0
1,
0
1,
11
1,
0
0,
1
0,
11
0,
0
0.
1
1,
, 9800TA,97 SOTA
9953 -1,
, OOOOTA
9908 -2,
0005 -2,
, 9800NT
0138 -2,
,9750NT
0085 0,
, OOOONT.OOOONT
0062 -3,
,9625NT
9956 -7,
,0188NT
9916 -4,
, OOOONT, OOOONT
9954 -5,
,9813NT
9957 -4,
, OOOONT
0039 -4,
0,9813NT
o,
o,
0,
9932 -1,
9940 -1,
9926 -3,
0, 9813NT
0,00,0
09 1
0,0
06 1
86 1
0,0
44 1
0,0
66 1
0,00,0
55 1
0,0
15 1
0,0
58 1
0,00,0
46 1
0,0
84 1
0,0
09 1
0,0
40 1
59 1
48 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
(OPEN)
301
BUS 230LOAD 1SWITCHEDTO 263
BUS 231LOAD 1TO 284
BUS 232LOAD 1SWITCHEDTO 281
BUS 233LOAD 1SWITCHEDTO 296
BUS 235LOAD 1TO 297
BUS 236LOAD 1TO 292
BUS 239LOAD 1SWITCHEDTO 253
BUS 240LOAD 1SWITCHEDTO 250TO 250
BUS 241LOAD 1TO 286
BUS 242TO 243TO 263TO 281
BUS 243LOAD 1SWITCHEDTO 242
BUS 244
13-1
SHUNT13
12
12
OLÍMPICO
SHUNTNORTE
SANGOLQ
SHUNTCUMBñYA
8
8
6
6
7
SHUNT7
EPICLACH
SHUNTEPICLEPICL
ION
VICENTIN
IÑAQUITIÑAQUITO13NORTE
IÑAQUITO
SHUNTIÑAQUIT
15
6,
1
6,
1
6,
1
23,
1
6,
1
6,
1
6,
1
46,
12
6,
1
46,111
6,
1
6,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 262
BUS 245LOAD 1SWITCHEDTO 267
BUS 247TO 213TO 249
BUS 248LOAD 1TO 269
BUS 249LOAD 1SWITCHEDTO 247
SHUNT15
17-1
SHUNT17
QUINCHENAYONQUINCHE
19
19
QUINCHE
SHUNTQUINCHE
1
6,
1
46,11
13,
1
23,
1
3 MW3,300.00
-3,30
3 MW2,30-2,30
3 MW4,400.00
-4,40
0 MW4,400.00
-4,40
3 MW2, 50-2,50
3 MW1,40
-1,40
3 MW5,200.00
-5,20
0 MW11,100.00-5,55-5,55
3 MW3,20
-3,20
0 MW3,50
11,23-14,73
3 MW3,500.00
-3,50
3 MW0,604,800.00
-4,20
3 MW3,400.00
-3,40
0 MW-6,626,62
2 MW1,10-1,10
0 MW6,600.00
-6,60
Mvar2,383,010,63
Mvar1,38
-1,38
Mvar2,590, 00
-2,59
Mvar1,710, 00
-1,69
Mvar1,20-1,20
Mvar0,64
-0,64
Mvar2,223,651,43
Mvar4,660,00
-2,30-2,30
Mvar1,85
-1,85
Mvar2,13
-14,1412,00
Mvar2,030,00
-2,03
Mvar0,10H3,450,00
-3,35
Mvar1,803,061,26
Mvar-3,373, 37
Mvar0,52
-0,52
Mvar3,010,00
-3,01
MVA4, 13,03,4
MVA2,72,7
MVA5,10,05,1
MVA4,70,04,7
MVA2,82,8
MVA1,51,5
MVA5,73,65,4
MVA12,00,06,06,0
MVñ3,73,7
MVA4,1
18,119,0
MVA4,00,04,0
MVA0,65,90,05,4
MVA3,83,13,6
MVA7,47,4
MVA1,21,2
MVA7,30,07,3
% 1,0012 -3,33 1 1
17 1 ,OOOONT O , O
% 1,0049 -2,49 1 1
27 0,9750NT 0,0
% 1,0007 -3 ,26 1 1
2 6 O,9750NT O , O
% 1,0069 -3 ,39 2 2
24 0,9625NT 0,0
% 1,0038 -3 ,28 1 1
28 0.9750NT 0,0
% 1,0039 -2,14 1 1
24 0,9846HT 0,0
% 1,0063 -4,85 1 1
27 1,OOOONT 0,0
% 0,9960 -4,70 1 1
30 O,9813NT O,O30 O,9813NT O,O
% 1,0048 -2,55 2 2
18 0.9750NT 0,0
% 0,9970 -1,98 1 121 0.9813TA 0,03436
% 1,0019 -3,22 1 1
20 0,9813NT 0,0
% 1,0000 -5,35 1 1
27 O,9750NT O,O
% 1,0093 -5,04 1 1
18 1,OOOONT 0,0
% 0,9819 -1,62 1 11437 0.9625TA 0,0
% 1,0537 -3,91 1 1
12 O,9500NT O,O
% 0,9965 -4,12 1 1
36 0.9625NT 0,0
302
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
250215240240252294294
251226259
252225250253614
253239252285
259208251285
261209285
262244268
263230242285
267245268
268262267269
269222243268324
274224323
277223223281900
281210210228232242277286
EPICLSUREPICLACHEPICLACH3S . ROSAS . ROSA
PEREZGPEREZG9
33-2EPICL73-1
77
3S . ALGR
99PEREZGS . ALGR
1111S.ALGR
1515DERIV17
1313-1IÑAQUITS.ALGR
1717-1DERIV17
DERIV17151719
191919DERIV1719
1818POMASQUI
161616NORTEDERIV16
NORTECUMBAYACUMBAYADERIVCAOLÍMPICOIÑAQUIT16VICENTIN
46,112112
46,11
46,1111
46,111
46,111
46,11
46,11
46,111
46,11
46,111
46,1111
138,11
46,1211
46,1211111
0-6,5,5,5,
-5,-5,
04,-4,
05,
- 5-1,1,
05,1,
-6,
02,4,
-6,
03,
-3,
04,-4,
03,
-11,7,
03,-3,
04,3,
_7
013,1,7,
-21,
011,-11,
04,4,0,
-8,
0-8,-8,0,4,14,0,
- 2
MW025656312020
MW0101
MW41303020
MW213152
MW110111
MW2121
MW2121
MW302292
MW4040
MW224062
MW03106377
MW7272
MW26260051
MW29293441780094
Mvar4,882,562,56-2,20-3,86-3,86
Mvar2,34-2,34
Mvar-0,182,23-2,410,36
Mvar-1,232,42-1,19
Mvar-2,142,35-0,21
Mvar-0,990,39
Mvar3,54-3,54
Mvar-0,5514,17-13,62
Mvar-1,171,17
Mvar3,56-1,17-2,40
Mvar-1,870,532,44-1,10
Mvar-2,952,95
Mvar0,760,760,00-1,51
Mvar0,420,425,962,77
-11,880,002,31
MVA7,76,16,15,86,56,5
MVA4,64,6
MVA5,45,82,71,3
MVA5,42,76,6
MVA3,04,66,1
MVA3,33,3
MVA5,55,5
MVA3,318,115,8
MVA3,63,6
MVA5,53,68,0
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MVA4,34,30,08,6
MVA8,38,36,05,2
19,00,03,7
%153131111212
%239
%2711517
%275
12
%309
12
%336
%2810
%173430
%187
%10715
%40121522
%378
%22220
16
%161611263607
0,9951 -2,
0, 9813TA0.9813TA
1,0003 -2,0.9813TA
0,9953 -2,1, OOOOTA
0.9875TA
0,9987 -2,1, OOOOTA
1,0008 -2,1, 0125TA
1,0026 -2,1.0125TA
0,9986 -3,0, 97 SOTA
0,9980 -2,1, OOOOTA
1,0020 -3,1, OOOOTA
1,0020 -3,
1,0053 -3,1.0188TA0, 9500TA
1, 0500TA
0,9615 -1,0,9813TA
0,9977 -2,1, OOOOTA1, OOOOTA
56
0, 00,0
630,0
830,0
0,0
790,0
660,0
500,0
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070,0
750,0
71
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0,0
900,0
930,00,0
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
0,9948 -1,
0.9750TA
60
0,0
1 1
(OPEN)
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOBUS
282228229
284227231
285253259261263325900
286227241281288589589
287205205288
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2951294301
296202233291
297217235
299210300300
CAROLINADERIVCACAROLINA
12DERIV1212
S . ALGR791113S. ALGRDERIV16
VICENTINDERIV12IONNORTEDERIVIOVVICENVICEN
10V4610V-110V-1DERIVIOV
DERIVIOVVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFACUMBAYAMÓVIL
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLMACHACHS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOñSANGOLQS.RAFA
8DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACOTUMBACO
46,11
45,11
46,111111
46,111112
46121
4611
461111
4611
4611
4612111
46
11
46111
4611
461123
GENERATOR 1LOAD 1SWITCHED SHUNT
0 MW-5,115,11
0 MW-2,302,30
0 MW6,536,123,21-7,88-16,528,54
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, 0 MW0,800,80
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, 0 MW-1,601,60
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, 0 MW-3,354,41-1,05
, 0 MW-2,502,50
, 0 MW-5,015,01
, 0 MW5,50
10,500.00
Mvar-2,882,88
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Mvar-1,611,94
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-1,09
Mvar-1,101,10
Mvar-7,953,840,843,28
Mvar-0,640,64
Mvar-0,320,32
Mvar3,853,851,52
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Mvar0,14-1,481,37
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-1,69Mvar1.80H5,035,05
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MVA1,01,01,9
MVA1,91,9
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19,6
MVA0,43,73,3
MVA3,54,81,3
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11,65,1
%1129
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%13126
302316
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%1515a
%48
%192738
%324
%2610
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%
717
%15243
%5
28
%1016%
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0, 9750NT0, 9750NT
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0,9907 -2
0.9846TA
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1,0064 -2
1,0188TA0.9500NT
0,9998 -2
0,9813TA
0,9847 -1
0,9625TA
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0, 9750TA
0,9979 -1
1, OOOOTA1,0055 -2
62
0,0
41
0,0
38
0,0
,35
0,0
0,00,0
,370.00,0
,37
,25
0,0
,07
0,0
,110,0
,11
0,00,0
,52
0,0
,31
0,0
,08
0,0
,17
0,0, 57
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
1 1
TO 299 TUMBACO -5,00 1,82 5,3 16 l.OOOONT 0,0
BUS 301 MACHACHGENERATOR 1LOAD 1TO 295 MACHACH
BUS 322GENERATORLOAD 1SWITCHEDTO 323TO 323
BUS 323TO 274TO 322TO 322TO 325
BUS 324TO 269TO 325
BUS 325TO 285TO 323TO 324TO 552TO 1003
BUS 421LOAD 1SWITCHEDTO 294
BUS 552
POMASQUI1
SHUNTPOMASQUIPOMASQUI
POMASQUI18POMASQUIPOMASQUIS. ALGR
1919S. ALGR
S. ALGRS.ALQRPOMASQUI19S . ROSACHILLOG
S . ROSA
SHUNTS . ROSA
S . ROSA
23,00,
13,-3,
23,0
12
138,1121
138,11
138,11111
23,
1
138,GENERATOR 1GENERATOR 2GENERATOR 3TO 294TO 325TO 589TO 660TO 1003
BUS 589
S . ROSAS. ALGRVICENMÓVILCHILLOG
VICEN
11111
138,GENERATOR 1LOAD 1TO 106TO 286TO 286TO 552
BUS 614LOAD 1TO 252
BUS 660TO 291TO 552
BUS 900TO 277TO 285
BUS 1003TO 325TO 552TO 1004
BUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGO POVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
MÓVILS.RAFAS . ROSA
DERIV1616S.ALGR
CHILLOGS. ALGRS . ROSACHILLOG
CHILLOG
SHUNTCHILLOG
1121
23,
1
46,11
46,11
138,111
23,
1
0,11,0
-11,
MW808000
MW,00,20.00,20
0,00
011110
-22
0
MW,73,22,00,95
MW21,78-21
0162321-35-25
040-4
000
1061835142
34
000077
-14
01
-1
02-2
0a-8
025-348
080-8
,78
MW,54,01,81,52-83
MW,60.00,60
MW,00,00,39,50,69,88,83,49
MW,00,00,00,14,71,85
MW,20,20
MW,83,83
MW,53,53
MW,90,41,51
MW,50.00,50
MvarO.OOH1,30-1,28
Mvar0,003,044,531, 490,00
Mvar-3,27-0,840, 004,11
Mvar1,89-1,89
Mvar16,66-4,891,52
-7,06-6,23
Mvar1,744,662,94
Mvar0,000,0013.56R7,236,33
-1,61-3,164,77
Mvar0,000,000,00
-0,35-0,280,62
Mvar0,35
-0,35
Mvar-3,223,22
Mvar1,55
-1,55
Mvar5,53
-4,99-0,54
Mvar3,654,560,91
MVA0,84,03,3
MVA0,011,64,5
11,30,0
MVA12,211,20,0
23,3
MVA21,921,9
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107,319,936,215,04,2
34,8
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MVA1,31,2
MVA4,34,3
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% 1, 0068 -3, 94 11
16 0,9813NT
% 1,0034 -5,
0,0
09 11(OPEN)
340
0,0.
, 9625NT. 9314NT
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0,0
, 9625TA, 9314TA
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%
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%
27
%
1
0,0
1,
1
0,
, 0500NT
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0062 -3
, 0188NT
9700 0
0,00,0 (OPEN)
.79 1 1
0,00,0 (OPEN)
,39 1 10,0
,10 1 10,0
,99 1 1
0,0
,00 2 2(OPEN)(OPEN)
26199
1319
%
0
1
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,9 50 OTA
, 000 OTA
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0,0
,45 2 2(OPEN)(OPEN}017169
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%813
%
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%141926
%
26
(OPEN)00
1,
0
0,
1
1,
0,
0
1,
0
,97 SOTA,97 5 OTA
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, 9875NT
9807 -0
, OOOONT
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9668 -0
,9625TA
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, 9625NT
0,00,0
,40 11
0,0
,56 1 1
0,0
,71 1 1
,50 11
0,0
,98 11
0,0
ANEXO 6
INFORMACIÓN PROPORCIONADA POR
LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO
9D
IRE
CC
IÓN
DE
DIS
TR
IBU
CIÓ
NP
RO
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CT
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UC
CIÓ
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6
OÍA
01B
01 C
010
01 e
02A
026
02C
02D
03A
038
03C
03D
33E
03F
04A
04B
04C
04D
(ME
06A
068
06C
OG
D06
F07A
076
07C
070
07E
08A
OBB
oec
08D
OBE
08F
08G
09A
09C
090
09E
10A ice 10C
100
IOE HA IB 11C
110
CO
NS
UM
OM
ENSU
ALPR
OM
EDIO
FACT
URAD
O(K
WH/
MES
) (II)
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927032
1076964
1349025
sai 2
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729744
571822
680677
€93581
689 1
18780408
1532
172
1237
557
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64
39
713255
771 4
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210378
294471
110615
224929
171 8
1728?
470
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42
70
552 0
752
54
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973810
74364
41
70
17
655695
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513
154
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296206
840374
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314
157
1239383
1265
577
461
105
CO
NSU
MO
AN
UA
LFA
CTU
RA
DO
[MW
H/A
ÑO
)(II
I) 15528
11 1
2412924
isia
a1
05
75
76
69
8757
68
62
8)6
88323
82
69
9365
18386
1485
112
319
10997
85
59
9257
11 0
36a
S2
53534
1 32
72699
2062
34
50
5240
17287
B69
16625
30
53
51
40
1168
689
25
00
4 07
66
6 03
80
09625
6158
9606
1535
35
54
10 0
844132 0
3770
14873
1518
75
53
3
NU
ME
RO
DE
CLI
EN
TE
S(IV
)
1 6
153
03
21657
31
20
1 81
25
34
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42
44
42
07
4439
36
06
45
58
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59
49
6638
74
04
51
76
6586
308S
1 8
34
1 3
58
520
1 1
18
601
1 74
03223
56
65
61
20
3236
22
66
1 7
30
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331
1939
45
43
1 90
05
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42042
23
87
924
856
21
27
575
1 4
30
3732
48
88
29
40
CO
NS
UM
OM
EN
SU
AL
CO
ME
RC
IAL
(KW
H/M
ES
)
(VIN
O 46
49
7205175
686
767
112870
264221
26724
17707
60503
37Q
79125106
113710
107842
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278 5
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104189
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70465
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63
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52
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58520
129248
39312
280921
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183695
40
52
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57
17
8
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170151
56990
116
167
11576
92
74
3321269
202474
109280
344948
382384
37184
CO
NS
UM
OM
EN
SU
AL
IND
US
TR
IAL
(KW
H/M
ES
)(X
)
945234
18
13
728970
51 3
279
45
912802
297763
72681
31 4
6427709
16850
75660
78 5
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26752
32651
19979
16967
196805
5 19
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775
683
1 1
54
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33
31 3
2;
774769
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IMA
R -
6
ANEXO 7
FLUJOS DE POTENCIA PARA EL SEO
CON LA UBICACIÓN DE CAPACITORES
EN ALIMENTADORES PRIMARIOS DE
DISTRIBUCIÓN
ANEXO 7.1
DEMANDA MÁXIMA
BUS 100 C.T.QUITGENERATOR 1TO 106 GUANGOPO
BUS 101 C.H.PASOGENERATOR 1TO 202 PASOCHOA
BUS 103 C.T.LULUGENERATOR 1TO 215 SUR
BUS 105 C.H.GUANGENERATOR 1TO 204 C.H.GUAN
BUS 106 GUANGOPOTO 100 C.T.QUITTO 220 C.T.GUANTO 589 VICEN
BUS 109 C.H.CUM3GENERATOR 1TO 210 CUMBñYA
BUS 111 C.H.NAY1GENERATOR 1TO 213 NAYON
BUS 202 PASOCHOATO 101 C.H.PASOTO 296 CUMBAYA
BUS 204 C.H.GUANTO 105 C.H.GUANTO 215 SURTO 216 G.T.46
BUS 205 10V-1LOAD 1TO 287 10V46TO 287 10V46
BUS 206 4LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 293 4
BUS 208 9LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 259 9
BUS 209 11LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 261 11
BUS 210 CUMBñYATO 109 C.H.CUM3TO 213 NAYONTO 281 NORTETO 281 NORTETO 299 TUMBACO
BUS 213 NAYONTO 111 C.H.NAY1TO 210 CUMBAYATO 247 QUINCHE
BUS 215 SURTO 103 C.T.LULUTO 204 C.H.GUANTO 216 G.T.46TO 217 DERIV6
6,
1
4,
1
6,
1
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1
138,111
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46,111
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46.111
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22,2,
32,2,
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0-25,
0,25,
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928,28,
0-22,
0-5,8,
-2,
34,
-2,-2,
314,0.
-14,
35,0.
-5,
38,0.-8,
0-29,-8,5,5,
27,
0-27,
8,18,
0-2,-8,-7,10,
MW6060
MW6060
MW8080
MW6060
MW530053
MW0000
MW0000
MW5959
MW595192
MW301515
MW400040
MW800080
MW900090
MW7491505066
MW559361
MW79466886
Mvar7.50H7,50
Mvar1,30H1,30
Mvar0,7 OH0,70
Mvar2,OOH2,00
Mvar-5,880,005,88
Mvar9,OOH9,00
Mvar12,OOH12,00
Mvar-1,201,20
Mvar-1,773,58-1,81
Mvar1,13-0,56-0,56
Mvar1,712,991,28
Mvar0, 912,992,08
Mvar1,813,011,20
Mvar-6,91-7,336,806,800,63
Mvar-10,467,413,05
Mvar-0,61-3,44-3,213,22
MVñ26,726,7
MVA2,92,9
MVA2,92,9
MVA5,95,9
MVA26,20,0
26,2
MVA31,331,3
MVA30,530,5
MVA2,92,9
MVA5,99,23,4
MVA4,42,22,2
MVA14,53,0
14,5
MVñ5,93,06,2
MVñ9,13,09,0
MVA30,511,58,78,727,7
MVA29,511,618,9
MVA2,99,18,311,3
%
67
%
43
%
26
%
40
%650
16
%
63
%
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%4812
%39176
%
3535
%
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%
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0046 -9,
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9918 -8,
, OOOONT
0063 -7,
.OOOONT
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, 0500NT
0304 -4,
,0250NT
9873 -11,, OOOOTA
9920 -9,, OOOOTA
9986 -7,
.OOOONT, OOOONT
9987 -15,
, 9813NT
9988 -11,
, 0125NT
0021 -12,
, OOOONT
0156 -7,,050 OTA
0215 -6,, 0250TA
9821 -10,.OOOOTA
13 2
0,0
38 1
0,0
65 1
0,0
66 1
0,0
23 20,00,0
43 1
0,0
43 1
0,0
04 10,0
76 10.0
44 1
0,00,0
88 1
0,0
45 1
0,0
43 1
0,0
05 10,0
85 10,0
43 10,0
2
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1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
(OPEN)
TO 218TO 219TO 250TO 293
BUS 216TO 204TO 215TO 220TO 291
BUS 217TO 21 STO 292TO 297
BUS 218LOAD 1TO 215
BUS 219LOAD 1TO 215
BUS 220
2-22-2EPICL4
G.T.46C . H . GUANSURC . T . GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C.T.GUAN
1111
46,1111
46,111
6,
1
23,
1
13,GENERATOR 1SWITCHEDTO 106TO 216
BUS 221
SHUNTGUANGO POG.T.46
S.RAFA
11
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 291
BUS 222LOAD 1SWITCHEDTO 269
BUS 223LOAD 1SWITCHEDTO 277TO 277
BUS 224LOAD 1SWITCHEDTO 274
BUS 225LOAD 1SWITCHEDTO 252
BUS 226LOAD 1SWITCHEDTO 251
BUS 227TO 228TO 284TO 286
BUS 228TO 227TO 231TO 282BUS 229LOAD 1SWITCHEDTO 282
SHUNTS.RAFA
19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
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.OOOONT
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12
12
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SANGOLQ
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8
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6
7
SHUNT7
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SHUNTEPICLEPICL
ION
VICENTIN
INñQUITIÑAQUITO13NORTE
IÑAQUITO
SHUNTINAQUIT
15
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19
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BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
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33-2EPICL73-1
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DERIV17151719
191919DERIV1719
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46,11
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46,111
46,111
46,11
46,11
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46,111
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46,1211111
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l,0125Tñ
,27
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,500,0
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0,0
-120,0
,420,0
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,580,0
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0,0
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,26
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1 1
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1 1
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
SUSTOTO
BUSTO
TOTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
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299210300
CAROLINADERIVCACAROLINA
12DERIV1212
S . ALGR791113S. ALGRDERIV16
VICENTINDERIV12IONNORTEDERIV10VVICENVICEN
10V4610V-110V-1DERIV10V
DERIV10VVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFAS . ROSACUMBAYA
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLS.RAFAMACHACHS . ROSAS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOASANGOLQS.RAFA
3DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACO
46,11
46,11
46,111111
45,111112
46,121
46,11
46,1111
46,11
46,11
46,1211112
46,
11
46,111
46,11
46,11
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D-66
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19
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%
2149
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0,0
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TUMBACO1
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BUS 421LOAD 1SWITCHEDTO 294
BUS 552
POMASQUI1
SHUNTPOMASQUIPOMASQUI
POMASQUI18POMASQUIPOMASQUIS. ALGR
1919S. ALGR
S. ALGRS . ALGRPOMASQUI19S . ROSACHILLOG
S . ROSA
SHUNTS . ROSA
S . ROSA
1
23,
12
138,1121
138,11
138,1111 -1
23,
1
138,GENERATOR 1GENERATOR 2GENERATOR 3TO 294TO 294TO 325TO 589TO 1003
BUS 589
S.ROSAS . ROSAS. ALGRVICENCHILLOG
VICEN
12111
138,GENERATOR 1LOAD 1TO 106TO 286TO 286TO 552
BUS 614LOAD 1TO 252
BUS 900TO 277TO 285
BUS 1003TO 325TO 552TO 1004
BUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGOPOVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
DERIV1616S . ALGR
CHILLOGS. ALGRS . ROSACHILLOG
CHILLOG
SHUNTCHILLOG
1121
23,
1
46,11
138,111
23,
1
01,
29,0.
-27,
01,
10,-9,
02,
31,0.
-28,0,
032,28,0,
-61,
062,
-62,
053,61,62,
102,-74,
012,0.
-12,
00,0,
357,52,52,
104,48,99,
00,0,
-25,35,38,
-48,
03,
-3,
03,
- 3
075,
-99,23,
023,0.
-23,
MW80200040
MW206040
MW6000004000
MW61520013
MW0000
MW7359235799
MW800080
MW0000614545019477
MW000049644257
MW3030
MW7373
MW571558
MW.50,0050
Mvar0,60H6,088,913,43
Mvar0,60H2,26-1,66
Mvar2,OON8,304,57
-1,730,00
Mvar5,755,830,00
-11,58
Mvar13,34-13,34
Mvar2.2512,6213,87-16,41-12,33
Mvar2,324,582,26
Mvar0,000,0056.33R8,148,14
21,28-1,6920,46
Mvar0,000,00
-5,751,642,271,84
Mvar0,81
-0,81
Mvar-0,870,87
Mvar13,92-18,29
4,36
Mvar5,994,48
-1,51
MVA1,929,83,9
27,6
MVA1,3
10,89,5
MVA3,3
32,14,6
28,50,0
MVA33,129,10,0
62,2
MVA63,463,4
MVA53,862,963,8
103,976,0
MVA13,04,6
13,0
MVA0,00,0
362,053,153,1
106,249,0101,8
MVA0,00,0
26,135,738,548,6
MVA3,43,4
MVA3,83,8
MVA76,8100,824,0
MVA24,34,5
23,5
%
34
%
48
%
360
%21880
33
%6334
%5434345641
%
65
%
0,
1
0,
0
1,
00
0,
00
0,1
0,0
0,
1
0,
9951 -15,
,0188NT
9905 -12,
, 9813NT
0074 -13,
, 9063NT,9314NT
9339 -5,
,9063TA, 9314TA
9403 -4,, 0812NT
9467 -3,, 9438TA
9973 -11,
,0188NT
9700 0,
50
0,0
00
0,0
07
0,00,0
01
0,00,0
080,0
250,0
19
0,0
00
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
1 1
1 1
1 1
2 2(OPEN)(OPEN)
7171573155
%
00
0,
, 9500TA, 9 50 OTA
9636 -1,
0,00,0
48 2 2{OPEN}(OPEN)16838030
%
45
%77
%415473
%
71
0, 9SOOTA0.9500TA
1,0003 -11,
0, 9750NT
1,
0,
0011 -7,
9594 -1,
0, 9438TA
0,9981 -8,
0, 9438NT
0,00,0
28
0,0
76
43
0,0
25
0, 0
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
ANEXO 7.2
DEMANDA MEDIA
BUS 100GENERATORTO 106
BUS 101
C . T . QUIT1
GUANGO PO
C . H . PASO
6,
1
4,GENERATOR 1TO 202
BUS 103
PASOCHOA
C . T . LULU
1
6,GENERATOR 1TO 215
BUS 105
SUR
C . H . GUAN
1
138,GENERATOR 1TO 204
BUS 106TO 100TO 220TO 589
BUS 109GENERATORTO 210
BUS 111
C . H . GUAN
GUANGO POC.T.QUITC . T . GUANVICEN
C . H . CUM31
CUMBAYA
C.H.NAY1
1
138,111
4,
1
6,GENERATOR 1TO 213
BUS 202TO 101TO 296
BUS 204TO 105TO 215TO 216
BUS 205LOAD 1TO 287TO 287
BUS 206LOAD 1SWITCHEDTO 293
BUS 208LOAD 1SWITCHEDTO 259
BUS 209LOAD 1SWITCHEDTO 261
BUS 210TO 109TO 213TO 281TO 281TO 299
BUS 213TO 111TO 210TO 247
BUS 215TO 103TO 204TO 216TO 217
NAYON
PASOCHOAC . H . PASOCUMBAYA
C . H . GUAN
C . H . GUANSURG.T.46
10V-1
10V4610V46
4
SHUNT4
9
SHUNT9
11
SHUNT11
CUMBAYAC.H.CUM3NAYONNORTENORTETUMBACO
NAYONC . H . NAY1CUMBAYAQUINCHE
SURC . T . LULUC . H . GUANG.T.46DERIV6
1
46,11
46,111
6,
12
6,
1
6,
1
6,
1
46,11121
46,111
46,1111
615,15,
24,4,
32,2,
09,9,
0-15,
0,15,
224,24,
919,19,
0-3,3,
0-8,11,-2,
35,
- 2-2,
39,0.
-9,
35,0.
-5,
36,0.
-6,
0-23,-10,11,11,11,
0-19,10,9,
0-2,
-11,-10,9,
MW6060
MW0000
MW8080
MW0000
MW570057
MW0000
MW6060
MW9898
MW975962
MW407070
MW800080
MW000000
MW800080
MW8607040485
MW400931
MW79532634
Mvar5,OOH5, 00
Mvar1.90H1,90
Mvar0, 60H0,60
Mvar2, B9H2,89
Mvar-4,400,004,40
Mvar3,OOH3,00
Mvarl.OOH1,00
Mvar-1,671,67
Mvar-2,341,161,18
Mvar0,88-0,44-0,44
Mvar1,402,961,56
Mvar0,713,002,29
Mvar0, 973,012,04
Mvar-1,832,710,970,97-2,81
Mvar-0,32-2,652,97
Mvar-0,51-0,96-0,652,36
MVA16,416,4
MVA4,44,4
MVA2,92,9
MVA9,59,5
MVA16,20,0
16,2
MVA24,224,2
MVA19,619,6
MVA4,34,3
MVA9,311,72,9
MVA5,52,72,7
MVA9,93,09,9
MVA5,13,05,5
MVA
6,93,07,1
MVA23,910,411,111,112,2
MVA19,410,49,8
MVA2,811,610,39,6
%
41
%
74
%
26
%
63
%400
10
%
48
%
59
%7218
%62225
%
4343
%
50
%
55
%
71
%4820212123
%592018
%26221918
0,9920 0,98 2 2
41 1,OOOONT 0,0
0,9988 -2,98 1 1
74 1,0500NT 0,0
1,0163 -3,82 1 1
26 1,OOOONT O,O
1,0350 -1,33 1 1
63 1,OOOONT 0,0
0,9799 -1,02 2 240 1,OOOOTA 0,0O 1,OOOOTA 0,0
1,0243 -1,87 1 1
48 1,OOOONT 0,0
1,0002 -2,28 1 1
59 1,0250NT 0,0
1,0224 -5,59 1 172 1,0500TA 0,0
1,0154 -4,54 1 162 1,OOOOTA O,O
1,0050 -6,51 1 1
43 1,OOOONT O,O43 1,OOOONT 0,0
0,9934 -9,29 1 1
50 1,0188NT O,O
1,0000 -8,96 1 1
55 1.0125NT 0,0
1,0013 -9,31 1 1
1,0125NT 0,0
1,0132 -4,62 1 11,OOOOTA O,O
1,0136 -4,26 1 11.0250TA 0,0
1,0079 -5,51 1 11,OOOOTA O,O
(OPEN)
le• TO 213• TO 219• TO 2501 TO 293
1 BUS 2161 TO 2041 TO 2151 TO 2201 TO 291
1 BUS 2171 TO 2151 TO 2921 TO 297
1 BUS 2181 LOAD 11 TO 215
_ BUS 2191 LOAD 11 TO 215
1 BUS 2201 GENERATOR1 SWITCHED1 TO 1061 TO 216
1 BUS 2211 GENERATOR
LOAD 11 SWITCHED
TO 291
BUS 222LOAD 1SWITCHEDTO 269
•k BUS 2231 '" " LOAD 1; SWITCHED
TO 277TO 277
BUS 224LOAD 1SWITCHEDTO 274
BUS 225LOAD 1SWITCHEDTO 252
BUS 226LOAD 1SWITCHEDTO 251
BUS 227^ TO 228^ TO 284
TO 286
BUS 228TO 227TO 281TO 282BUS 229LOAD 1SWITCHEDTO 282
2-22-2EPICL4
G.T.46C . H . GUANSURC.T.GUANS.RAFA
DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C.T.GUAN1SHUNTGUANGO POG.T.46
S.RAFAi
SHUNTS.RAFA
19
SHUNT19
16
SHUNT1616
18
SHUNT18
3-2
SHUNT3
PEREZG
SHUNTPEREZG
DERIV12DERIVCA12VICENTIN
DERIVCADERIV12NORTECAROLINACAROLINA
SHUNTCAROLINA
1111
46,1111
46,111
6,
1
23,
1
13,
11
23,
1
23,
1
5,
12
23,
1
6,
1
6,
1
46,111
46,1116,
1
4,1,
-0.9,
02,10,-26,13,
0-9,3,6,
34,
- 4
01,
-1,
826,0.o,
26,
0o,
IV,0.
-16,
025,0.
-25,
322,0.
-11,-11,
028,0.
-28,
38,0.QO 1
312,0.
-12,
022,6,
-29,
0-22,
8,14,
314,0.
-14,
22402284
MW62325359
MW343102
MW2020
MW4040
MW60000060
MW90100020
MW500050
MW10000505
MW000000
MW800080
MW300030
MW824325
MW735617MW.10,0010
0,900,26-0,50-0,91
Mvar-1,170,841,37-1,04
Mvar-2,340,921,42
Mvar0,76-0,76
Mvar0,25
-0,25
Mvar0, OOH0,000,000,00
Mvar0,OOH4,133,00
-1,13
Mvar5,570,00-5,57
Mvar3,872,96-0,43-0,43
Mvar6,774,07
-2,70
Mvar1,250,00-1,25
Mvar1,750,00
-1,75
Mvar2,591,84-4,42
Mvar-2,302,160,13Mvar2,113,241,16
4,31,40,59,9
MVA2,910,426,613,6
MVA9,63,46,2
MVA4,34,3
MVA1,41,4
MVA26,60,00,0
26,6
MVA0,917,63,016,2
MVA26,10,0
26,1
MVA22,43,011,111,1
MVA28,84,1
28,1
MVA8,90,08,9
MVA12,40,012,4
MVA23,06,7
29,6
MVA22,89,814,2MVA14,33,2
14,1
227119
%
5205126
%18612
%
21
%
7
%
051
%
49
%
79
%
5555
%
85
%
44
%
62
%431356
%431727%
71
11
1,
1
1,
0,
1
1,
1
1,
11
1,
1
0,
0
0,
11
1,
0
1,
0
0,
, OOOOTA, OOOOTA
0153 -4,
.OOOOTA
0066 -5,
9972 -7,
, OOOONT
0055 -6,
, OOOONT
0165 -1,
, OOOONT.OOOONT
0004 -9,
, OOOONT
9974 -13,
, 9625NT
9927 -10,
, OOOONT, OOOONT
0090 -11,
, 9250NT
0096 -9,
,9813NT
9965 -10,
0, 9813NT
1,
1,
1,
0138 -4,
0082 -5,
0064 -10,
1, OOOONT
0,00,0
49 1
0,0
64 1
30 1
0,0
02 1
0,0
53 1
0,00,0
77 1
0,0
58 1
0,0
15 1
0,00,0
73 1
0,0
18 1
0,0
88 1
0, 0
58 1
28 1
65 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
(OPEN)
BUS 230LOAD 1SWITCHEDTO 263
BUS 231LOAD 1TO 284
BUS 232LOAD 1SWITCHEDTO 281
BUS 233LOAD 1SWITCHEDTO 296
BUS 235LOAD 1TO 297
BUS 23SLOAD 1TO 292
BUS 239LOAD 1SWITCHEDTO 253
BUS 240LOAD 1SWITCHEDTO 250TO 250
BUS 241LOAD 1TO 286
BUS 242TO 243TO 263TO 281
BUS 243LOAD 1SWITCHEDTQ 242
BUS 244
13-1
SHUNT13
12
12
OLÍMPICO
SHUNTNORTE
SANGOLQ
SHUNTCUMBAYA
8
8
6
6
7
SHUNT7
EPICLACH
SHUNTEPICLEPICL
ION
VICENTIN
IÑAQUITIÑAQUITO13NORTE
IÑAQUITO
SHUNTIÑAQUIT
15
6,
1
6,
1
6,
1
23,
1
6,
1
6,
1
6,
1
46,
12
6,
1
46,111
6,
1
6,GEHERATOR 1LOAD 1SWITCHEDTO 262
BUS 245LOAD 1SWITCHEDTO 267
BUS 247TO 213TO 249
BUS 248LOAD 1TO 269
BUS 249LOAD 1SWITCHEDTO 247
SHUNT15
17-1
SHUNT17
QUINCHENAYONQUINCHE
19
19
QUINCHE
SHUNTQUINCHE
1
6,
1
46,11
13,
1
23,
1
3 MW7,700.00
-7,70
3 MW6,40-6,40
3 MW11,500.00
-11,50
Q MW10,900.00
-10,90
3 MW6,00-6,00
3 MW3,30
-3,30
3 MW11,000.00
-11,00
0 MW23,300.00
-11,65-11,65
3 MW8,60-8,60
0 MW9,635,77
-15,40
3 MW9, 600.00-9,60
3 MW0,6010,500.00-9,90
3 MW5,400.00
-5,40
0 MW-9,239,23
2 MW1,10-1,10
0 MW9,200.00-9,20
Mvar1,302,961,66
Mvar1,46
-1,46
Mvar1,944,562,62
Mvar3,184,431,25
Mvar1,09-1,09
Mvar0,90-0,90
Mvar1,573,662,09
Mvar4,222,99-0,62-0,62
Mvar1,88-1,87
Mvar-Q,994,07
-3,05
Mvar1,372,951,61
Mvar0.54H1,640,00
-1,10
Mvar0,843,042,20
Mvar-2,712,71
Mvar0,24
-0,24
Mvar2, 100,00-2, 10
MVA7,83,07,9
MVA6,66,6
MVA11,74,6
11,8
MVA11,44,4
11,0
MVA6,16,1
MVA3,43,4
MVA11,13,7
11,2
MVA23,73,011,711,7
MVA8,88,8
MVA9,77,1
15,7
MVA9,73,09.7
MVA0,310,60,010,0
MVA5,53,05,8
MVA9,69,6
MVA1,11,1
MVA9,40,0•9,4
% 0,9935 -8,64 1 1
39 1,0188NT O,O
% 1,0085 -7,67 1 1
66 O,9875NT O,O
% 1,0063 -9,91 1 1
59 1.0125NT 0,0
% 0,9920 -11,47 2 2
55 1.0138NT O,O
% 1,0046 -8,60 1 1
61 0,9875NT 0,0
% 1,0017 -5,86 1 1
54 l.OOOONT 0,0
% 1,0088 -10,50 1 1
56 1,OQOONT 0,0
% 0,9981 -10,09 1 1
58 l.OQOONT 0,058 1,OOOONT 0,0
% 0,9980 -7,74 2 2
44 l.OOOONT 0,0
% 1,0045 -5,61 1 148 1,0188TA 0,01330
% 0,9918 -9,25 1 1
49 1,0188HT O,O
% 1,0035 -11,48 1 1
50 O,9750NT O,O
% 1,0070 -9,53 1 1
29 l.QOOONT 0,0
% 0,9973 -5,57 1 11848 0.9813TA 0,0
% 1,0478 -7,26 1 1
11 O,9500NT O,O
% 0,9972 -9,10 1 1
47 0.9813NT O,O
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
250215240240252294294
251226259
252225250253614
253239252285
259208251285
261209285
262244268
263230242285
267245268
268262267269
269222243268324
274224323
277223223281900
281210210228232242277286
EPICLSUREPICLACHEPICLACH3S . ROSAS . ROSA
PEREZGPEREZG9
33-2EPICL73-1
773S . ALGR
99PEREZGS.ALGR
1111S . ALGR
1515DERIV17
1313-1IÑAQUITS . ALGR
1717-1DERIV17
DERIV17151719
191919DERIV1719
1318POMASQUI
161616NORTEDERIV16
NORTECUHBAYACUMBAYADERIVCAOLÍMPICOIÑAQUIT16VI CENT I N
46,112112
46,11
46,1111
46,111
46,111
46,11
46,11
46,111
46,11
46,111
46,1111
138,11
46,1211
46,1211111
00111113-18-18
012-12
08
-1322
011-2-8
05
12-17
06-6
09-9
07-5- 1
05
-5
095
-15
0251
15-42
028-28
01111-17-4
0-10-10-8111517-14
MW,22,69,69,82,71,71
MW,34,34
MW,32,76,14,80
MW-04,14,90
MW,02,35,37
MW,83,83
MW,93,93
MW,71,77,94
MW,41,41
MW,96, 41,36
MW,63,10,42,14
MW,12,12
MW,09,09,91,27
MW,98,98,55,54,43,97,42
Mvar0,501,561,563,38
-3,50-3,50
Mvar2,75
-2,75
Mvar1,75
-3,230,710,77
Mvar-1,25-0,701,95
Mvar-2,032,77-0,74
Mvar-1,601,60
Mvar1,76
-1,76
Mvar-1,24-4,065,31
Mvar-1,981,93
Mvar1,83-1,970,14
Mvar8,880,250,02-9,15
Mvar5,69-6,69
Mvar1,261,26
-3,851,38
Mvar-0,82-0,82-2,15-1,673,134,04
-1,71
MVA0,511,811,814,219,019,0
MVA12,612,6
MVA9,014,12,32,9
MVA11,12,39,1
MVA5,412,717,4
MVA7,07,0
MVA10,110,1
MVA7,87, 15,7
MVA5,85,8
MVA10,15,815,4
MVA27,11,115,443,1
MVA28,928,9
MVA11,211,218,34,5
MVA11,011,08,811,715,718,414,5
%15959273636
%6324
%4527439
%564
17
%542433
%7013
%5019
%391311
%2911
%191129
%82112943
%8818
%5656358
%21211758303527
1,0086 -5,
1, OOOOTA1, OOOOTA
0,9952 -6,0, 9813TA
1,0023 -6,0,9813TA
0,9875Tñ
1,0005 -6,1, OOOOTA
0,9961 -6,1.0125TA
1,0014 -5,1,0125TA
0,9906 -7,0, 9750TA
1,0039 -5,1,0188TA
0,9943 -7,1, OOOOTA
0,9942 -7,
0,9976 -6,0.9625TA0,9500TA
1, 05QOTA
0,9538 -3,0, 9250TA
1,0019 -5,1, OOOOTA1, OOOOTA
1,0074 -5,
1,0125TA
51 1
0,00,0
42 10,0
05 10,0
0,0
18 10,0
34 10,0
80 10,0
74 10,0
63 10,0
45 10,0
38 1
79 10,00,0
0,0
35 10,0
86 10,00,0
33 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
TO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTO
BUSTO
TO
BUSTOTO
282228229
234227231
285253259261263325900
286227241281288589589
287205205283
288286287
291216221294296
292217236
293206215
294250250291295421552552
2951294301
296202233291
297217235
299210300
CAROLINADERIVCACAROLINA
12DERIV1212
S . ALGR791113S. ALGRDERIV16
VICENTINDERIV12IONNORTEDERIV10VVICENVICEN
10V4610V-110V-1DERIV10V
DERIV10VVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFAS . ROSACUMBAYA
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLS.RAFAMACHACHS . ROSAS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOASANGOLQS.RAPA
8DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACO
46,11
46,11
46,111111
46,111112
46,121
46,11
46,1111
46,11
46,11
46,1211112
46,
11
46,111
46,11
46,11
0-1414
0-66
08
1761
-394
0298
145
-27-29
022-5
0-55
0-1316-97
0-33
09-9
01818988
-32-32
01
-86
0-310-7
0-66
0-1111
MW,16,16
MW-42,42
MW,93.45,84,95,44,27
MW,28,62,50,42,84,97
MW,71,71,42
MW,42,42
MW,54,25,78, 07
MW, 31,31
MW,63,83
MW,95,95,87,27,73,38,38
MW,60,21,61
MW,93,93, 00
MW,02, 02
MW,83,83
Mvar-0,110,13
Mvar-1,831,83
Mvar-1,860,99
-1,57-5,299,08-1,36
Mvar4,512,411,951,09-4,60-5,34
Mvar0,540,54-1,08
Mvar-1,081,08
Mvar1,172,48
-1,93-1,72
Mvar-0,920,92
Mvar-0,940,94
Mvar4,114,112,221,27-2,68-4,52-4,52
Mvar0,23
-1,100,87
Mvar-1,62-0,201, 82
Mvar-1, 411,41
Mvar2,88-2,88
MVA14,214,2
MVA6,76,7
MVA9,117,57,05,6
40,54,5
MVA29,69,014,65,5
28,230,4
MVA2,82,85,5
MVA5,55,5
MVA13,616,410,07, 3
MVA3, 43,4
MVA9,99,9
MVA19,419,410,18,49,132,732,7
MVA1,68,36,7
MVA4,310,97,2
MVA6,26,2
MVA12,212,2
%2771
%1367
%17331311408
%564528106663
%444423
%1023
%26501914
%655
%4919
%37371916464444
%
1633
%185514
%1262
%2337
1,0075 -5,
1, OOOOTA
1,0133 -4,
0,9875TA
1,0019 -5,
0,9813NT
1,0152 -4,
1, OOOOTA
0, 9500NT0,9500NT
1,0143 -4,1, OOOOTA1, OOOOTA
1,0145 -4,
1,0128 -5,
1, OOOOTA
1,0062 -5,
1, OOOOTA
1,0071 -5,1, 0188TA
1,0287 -3,
1, 0562TA0,9500NT0, 9500NT
1,0191 -4,
1, 0188TA
1,0071 -5,
1, 0188TA
1,0061 -5,
0, 987 5TA
1,0127 -4,
1, 0188TA
38 1
0,0
61 1
0,0
54 1
0,0
42 1
0,0
0,00,0
49 10,00,0
48 1
07 1
0,0
66 1
0,0
69 10,0
56 1
0,00,00,0
63 1
0,0
97 1
0,0
58 1
0,0
94 1
0,0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
BUS 300GENERATORLOAD 1SWITCHED
TUMBACO1
SHUNTTO 299 TUMBACO
BUS 301 MACHACHGENERATORLOAD 1TO 295
BUS 322GENERATORLOAD 1SWITCHEDTO 323TO 323
BUS 323TO 274TO 322TO 322TO 325
BUS 324TO 269TO 325
BUS 325TO 285TO 323TO 324TO 552TO 1003
BUS 421LOAD 1SWITCHEDTO 294
BUS 552
1
MACHACH
POMASQUI1
SHUNTPOMASQUIPOMASQUI
POMASQUI18POMASQUIPOMASQUIS. ALGR
1919S. ALGR
S. ALGRS . ALGRPOMASQUI19S . ROSACHILLOG
S . ROSA
SHUNTS . ROSA
S . ROSA
23,
1
23,
1
23,
12
138,1121
138,11
138,11111
23,
1
138,GENERATOR 1GENERATOR 2GENERATOR 3TO 294TO 294TO 325TO 589TO 1003
BUS 589
S . ROSAS . ROSAS. ALGRVICENCHILLOG
VICEN
12111
138,GENERATOR 1LOAD 1TO 106TO 286TO 286TO 552
BUS 614LOAD 1TO 252
BUS 900TO 277TO 285
BUS 1003TO 325TO 552TO 1004
SUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGO POVICENTINVICENTINS . ROSA
3-1
3
DERIV1616S . ALGR
CHILLOGS. ALGRS . ROSACHILLOG
CHILLOG
SHUNTCHILLOG
1121
23,
1
46,11
138,111
23,
1
05,
17,0.
-11,
01,7,-6,
02,
24,0.
-21,0,
028,21,0,
-50,
042,-42,
039,50,42,
-75,-56,
08,0.
-8,
00,0,
254,32,32,76,42,70,
00,0,
-15,27,30,-42,
02,
-2,
04,-4,
057,
-70,13,
013,0.
-13,
MW50300080
MW309060
MW7060009000
MW16970013
MW2020
MW4944304875
MW700070
MW0000254242227048
MW000056930442
MW8080
MW2727
MW071913
MW100010
Mvar1,OOH2, 475, 083,61
Mvar0, 64H1,13-0,49
Mvar1.56H6,170,00-4,610,00
Mvar6,477,150,00
-13,61
Mvar12,28-12,28
Mvar-6,7613,9012,24-11,25-8,12
Mvar1,244,533,29
Mvar0,000,00
48,08R6,606,6012,968,87
13,05
Mvar0,000,00
-4,356,267,14-9,05
Mvar0,70-0,70
Mvar-1,371,37
Mvar8,48
-12,323,84
Mvar2,920,00-2,92
MVA5,617,55,1
12,3
MVA1,48,06,6
MVA3,125,40,0
22,40,0
MVA28,923,10,0
51,9
MVA44,044,0
KVA40,152,344,076,357,3
MVA8,84,59,3
MVA0,00,0
258,833,133,177,343,671,7
MVA0,00,016,228,630,943,4
MVA2,92,9
MVA4,54,5
MVA57,771,313,7
MVA13,40,013,4
%
37
%
33
%
680
%18700
28
%4424
%4028244131
%
47
%
1-
1
0,
1
1,
00
0,
00
0,1
0,0
0,
1
0,
0075 -8,
, 0188NT
9925 -7,
, 0188NT
0065 -9,
,9250NT, 9314NT
9612 -3,
, 92 5 OTA,9314TA
9683 -2,, 0500NT
9732 -2,,9813TA
9923 -7,
, 0562NT
9890 0,
25
0, 0
90
0,0
76
0,00,0
63
0,00,0
810,0
290,0
19
0,0
00
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
1 1
1 1
1 1
2 2(OPEN)(OPEN)
4444422739
%
00
0,
,9500TA, 9 50 OTA
9783 -1,
0,00,0
16 2 2(OPEN)(OPEN)10676427
%
38
%88
%313841
%
41
0, 9500TA0, 9500TA
1,
0
1,
0,
0081 -7,
, 9875NT
0021 -5,
9819 -0,
0,9625TA
1,0010 -4,
0,9625NT
0,00,0
38
0,0
72
97
0,0
73
0,0
1 1
1 1
1 1
1 1
(OPEN)
ANEXO 7.3DEMANDA MÍNIMA
BUS 100 C.T.QUITGENERATOR 1TO 106 GUANGOPO
BUS 101 C.H.PASOGENERATOR 1TO 202 PñSOCHOA
BUS 103 C.T.LULUGENERATOR 1TO 215 SUR
BUS 105 C.H.GUANGENERATOR 1TO 204 C.H.GUAN
BUS 106 GUANGOPOTO 100 C.T.QUITTO 220 C.T.GUANTO 589 VICEH
BUS 109 C.H.CUM3GENERATOR 1TO 210 CUMBAYA
BUS 111 C.H.NAY1GENERATOR 1TO 213 NAYON
BUS 202 PASOCHOATO 101 C.H.PASOTO 296 CUMBAYA
BUS 204 C.H.GUANTO 105 C.H.GUANTO 215 SURTO 216 G.T.46
BUS 205 10V-1LOAD 1TO 287 10V46TO 287 10V46
BUS 206 4LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 293 4
BUS 208 9LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 259 9
BUS 209 11LOAD 1SWITCHED SHUNTTO 261 11
BUS 210 CUMBAYATO 109 C.H.CUM3TO 213 NAYONTO 281 NORTETO 281 NORTETO 299 TUMBACO
BUS 213 NAYONTO 111 C.H.NAY1TO 210 CUMBAYATO 247 QUINCHE
BUS 215 SURTO 103 C.T.LULUTO 204 C.H.GUANTO 216 G.T.46TO 217 DERIV6
6,
1
4,
1
6,
1
138,
1
138,111
4,
1
6,
1
46,11
46,111
6,
12
6,
1
6,
1
6,
1
46,11121
46,111
46,1111
6 MW0,000,00
2 MW3,403,40
3 MW0,000,00
0 MW9,509,50
0 MW0,000,000,00
2 MW14, 0014,00
9 MW14, 5014, 50
0 MW-3,393,39
0 MW-9,479,93-0,46
3 MW1,60-0,80-0,80
3 MW5,200.00
-5,20
3 MW2,100.00-2,10
3 MW3,200.00-3,20
0 MW-13,95-7,728,338,335,02
0 MW-14, 397,736,66
0 MW0,00-9,88-8,543,91
Mvar0,000,00
Mvar1,20H1,20
Mvar0,000,00
Mvar1.80H1,80
Mvar0,000,000,00
Mvarl.OOH1,00
Mvar1,OOH1,00
Mvar-1,061,06
Mvar-1,21-0, 872,08
Mvar0,36
-0,18-0,18
Mvar2,173,060, 89
Mvar0,343,042,70
Mvar0,683,022,34
Mvar-0,611,861,921,92-5,10
Mvar-0,63-1,822,45
Mvar0,001,021,171,07
MVA0,00,0
MVA3,63,6
MVA0,00,0
MVA9,79,7
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DERIV6SUR68
2-2
SUR
2-2
SUR
C . T . GUAN1SHUNTGUANGO POG.T.46
S.RAFA
1111
46,1111
46,111
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19
SHUNT19
16
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18
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3-2
SHUNT3
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SHUNTPEREZG
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, OOOOTA, OOOOTA
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.OOOOTA
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.OOOONT
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, 9813NT
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13-1
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12
12
OLÍMPICO
SHUNTNORTE
SANGOLQ
SHUNTCUMBAYñ
8
3
6
6
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SHUNT1
EPICLACH
SHUNTEPICLEPICL
ION
VICENTIN
INAQUITIÑAQUITO13NORTE
IÑAQUITO
SHUNTIRAQUIT
15
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1
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1
6,
1
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19
19
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SHUNTQUINCHE
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34 O,9813NT O,O
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTO
TOTOTO
BUS
TOTOTOTOTOTOTO
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PEREZGPEREZG9
33-2EPICL73-1
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1515DERIV17
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1717-1DERIV17
DERIV17151719
191919DERIV1719
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NORTECUMBAYACUMBAYADERIVCAOLÍMPICOIÑAQUIT16VICENTIN
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46,11
46,1111
46,111
46,111
46,11
46,11
46,111
46,11
46,111
46,1111
138,11
46,1211
46,1211111
0- 5555
-5_ C
04-4
05
- 5-ii
051
-6
024
-6
03
-3
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-139
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-3
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- 7
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-21
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-8
0-8-8-04160
-3
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(OPEN)
1,0130 -1,
1, OOOOTA
67 1
0,0
1
(OPEN)
BUSTOTOBUSTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTOTOTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUSTOTOTOTOTO
BUSLOADTOTO
BUSTOTOTO
BUSTOTO
BUSTOTO
BUS
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300
CAROLINADERIVCACAROLINA12DERIV1212
S . ALGR791113S. ALGRDERIV16
VICENTINDERIV12IONNORTEDERIVl OVVICENVICEN
10V4610V-110V-1DERIVl OV
DERIVl OVVICENTIN10V46
S.RAFAG.T.46S.RAFACUMBAYAMÓVIL
6DERIV66
44SUR
S . ROSAEPICLEPICLMACHACHS . ROSAS . ROSA
MACHACH
S . ROSAMACHACH
CUMBAYAPASOCHOASANGOLQS.RAFA
8DERIV68
TUMBACOCUMBAYATUMBACO
TUMBACO
46,1146,11
46,111111
46,111112
46,121
46,11
46,1111
46,11
46,11
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11
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46,11
46,11
23,GENERATOR 1LOAD 1SWITCHED SHUNT
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1
*
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S . ROSA
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S . ROSA
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1
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138,11
138,11111
23,
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VICEN
11111
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BUS 1004LOAD 1SWITCHEDTO 1003
GUANGOPOVICENTINVICENTINS.ROSA
3-1
3
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CHILLOG
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46,11
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