ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESTUDIO TÉCNICO …
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DESDE EL SNI A LAS ESTACIONES DE BOMBEO DEL OLEODUCTO TRANS - ECUATORIANO ' TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPEC1ALIZACION POTENCIA CARMEN AMELIA AVILA PROARO Quito, Julio 15 - 1987
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E S C U E L A P O L I T É C N I C A N A C I O N A L
ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA EL SUMINISTRO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA DESDE EL SNI A LAS ESTACIONES
DE BOMBEO DEL OLEODUCTO TRANS - ECUATORIANO '
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPEC1ALIZACION POTENCIA
CARMEN AMELIA AVILA PROARO
Quito, Julio 15 - 1987
C E R T I F I C A D O
Certifico que el presente trabajoha sido realizado en su totalidadpor la Srta. CARMEN A. AVILA P.
ING. EDUARDO CAZCO CASTELLIDIRECTOR DE TESIS
L A D E D I C O
M I S P A D R E S
Í N D I C E
PAGINA
Siglas i
CAPITULO 1.
INTRODUCCIÓN ACTUAL 1
CAPITULO 2.
SITUACIÓN ACTUAL 5
2.1 INTRODUCCIÓN 5
2.2 ESTACIONES DE BOMBEO DEL OLEODUCTO TRANS-
ECUATORIANO 6
2.2.1 Oleoducto Trans- Ecuatoriano. Breve
descripción 6
2.2.2 Ubicación de las Estaciones de Bombeo 9
2.2.3 Equipos e Instalaciones 10
2.2.4 Operación de las Estaciones de Bombeo 13
a Combustible empleado 14
b Condiciones de Operación 15
c Factores de Carga para las Unidades
de Bombeo ALCO 16
d Potencia eléctrica requerida por
las Unidades de Bombeo 19
FAGINA
e Estadísticas de Operación de las
Estaciones de Bombeo 21
f Curva: Energía Eléctrica Requerida en
las Unidades de Bombeo - Crudo Bombe£
do 23
g Análisis de las Características de 0-
peración de las Unidades de Bombeo 24
h Curvas de Carga de las Unidades de
Bombeo 27
2.2.5 Resumen de Demanda Eléctrica en las E£
taciones de Bombeo 29
2.3 ESTACIONES DE BOMBEO DEL POLIDUCTO SHUSHUFIN^
DI-QUITO 32
2.3.1 Poliducto Shushufindi-Quito. Breve de£
cripdión 32
2.3.2 Ubicación de las Estaciones de Bombeo 32
2.3.3 Equipos e Instalaciones 33
2.3.4 Operación de las Estaciones de Bombeo.
Breve Análisis 35
2.3.5 Resumen de Demanda Eléctrica en las E
taciones de Bombeo 38
2.4 SISTEMA ELÉCTRICO DEL CONSORCIO CEPE-TEXACO
EN LAGO AGRIO 39
2.4.1 Descripción 39
2.4.2 Instalaciones con Servicio Eléctrico
PAGINA
desde el Sistema Consorcio CEPE-TEXACO 42
a Servicios Auxiliares en la Estación de Bom
beo del SOTE 42
b Empresas Subcontratistas del Consorcio CEPE-
TEXACO, Entidades Oficiales y Otras 43
c Pozos de Extracción Artificial L.A. 44
d Línea Parahuaco-Shushufindi 45
2.4.3 Campos de Producción Hidrocarburífica en la Zona
Oriental de la Provincia del Ñapo 46
2.5 POBLACIONES ALEDAÑAS A LAS ESTACIONES DE BOMBEO DEL
OLEODUCTO TEIANS-ECUATORIANO 48
2.5.1 Antecedentes 48
2.5.2 Información Socio-Económica de la Provincia del
Ñapo 50
a Ubicación, Límites, Extensión y Población 50
b División Política 50
c Sistema Orográfico 52
d Sistema Hidrográfico 52
e Temperatura 53
f Características de la población. 53
g Agricultura y Ganadería 54
h Infraestructura vial 54
2.5.3 Generalidades Sobre el Servicio Eléctrico en la
Provincia del Ñapo 58
a Zonificación de la Provincia del Ñapo 58
b Administración del Servicio Eléctrico 60
c Sistema Eléctrico de Distribución 61
PAGINA
2.5.4 Definición de las Poblaciones a Se£
virse Eléctricamente 61
a Potencia Eléctrica Instalada a 1985 65
Cuadros, Gráficos y Anexos
CAPITULO 3.
PERSPECTIVAS DE EXPANSIÓN 100
3.1 INTRODUCCIÓN 100
3.2 PREVISIÓN DE DEMANDA DE LAS ESTACIONES DE
BOMBEO DEL OLEODUCTO TRANS-ECUATORIANO 102
3.2.2 Potencia y Energía Requeridas en la
Condición de Expansión 104
a Potencia Eléctrica 104
b Energía Eléctrica 109
3.3 PREVISIÓN DE DEMANDA DE LAS ESTACIONES DE
BOMBEO DEL POLIDUCTO SHUSHUFINDI-QUITO 114
3.3.1 Potencia y energía Requeridas en la
Condición de Expansión 114
a Potencia Eléctrica 114
b Energia Eléctrica 115
3.4 PROYECCIÓN DE DEMANDA DE LAS POBLACIONES 118
3.4.1 Antecedentes 118
3.4.2 Proyección de la Población 121
a Información Utilizada 121
b Metodología y Consideraciones 124
PAGINA
3.5 PREVISIÓN DE DEMANDA DE LOS NUEVOS PROYEC-
TOS A INSTALARSE EN LA ZONA DE ESTUDIO 151
3.5.1 Refinería Amazonas 152
3,5.1 Campos de Producción Hidrocarburífica
y Otros 153
3.5.3 Proyecto Papallacta para Bombeo de Agua
Potable a Quito 154
3.6 RESUMEN 156
Cuadros, Gráficos y Anexos
PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS PARA EL SUMINISTRO DE
ENERGÍA ELÉCTRICA 179
4.1 INTRODUCCIÓN 179
4.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SANTA ROSA-LAGO AGRIO.SNI 182
4.2.1 Sistema Nacional Interconectado SNI. Breve
Descripción 182
4.2.2 Definición del Sistema de Transmisión 183
a Recorrido de la Línea de Transmisión 183
b Nivel de Voltaje 185
c Número de circuitos 186
4.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS-PAPALLACTA 187
4.3.1 Descripción General 187
a Geología de la Región 188
d Datos Hidrológicos 189
c Alternativas del Proyecto 190
d Recomendaciones del Estudio de Prefac-
tibilldad 191
PAGINA
4.4 PEQUERAS CENTRALES PARA LAS POBLACIONES 193
Cuadros, Gráficos y Anexos
CAPITULO 5
ESTUDIO TÉCNICO 205
5.1 INTRODUCCIÓN 205
5.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SANTA ROSA-LAGO AGRIO.SNI 207
5.2.1 Determinación del Conductor más Económico 207
a Consideraciones Adoptadas para el proce_
samiento del programa ECSPN 208
b Conductor Económico Resultante 212
5.2.2 Condiciones para las que se obtienen los
Flujos de Carga 213
5.3.3 Datos Utilizados en los Flujos de Carga 216
a Parámetros de Línea 216
b Reactancias de los Transformadores 216
5.2.4 Flujos de Carga. Consideraciones Adopta-
das y conclusiones 217
a Sobre los Casos Estudiados 218
b Flujos de Carga. Compensación Requeri-
da 223
5.3 CORROSIÓN DE LA TUBERÍA DEL OLEODUCTO POR AC-
CIÓN DE LA LINEA DE TRANSMISIÓN DE POTENCIA 224
5.3.1 Corrosión Electroquímica de la Tubería
del Oleoducto y su Protección 225
a Métodos Utilizados en la Prevención del
efecto Corrosivo de la tubería 227
PAGINA
5.3.2 Influencia de la Línea de Transmisión
de Potencia sobre la Tubería del Ole£
ducto. Métodos Preventivos 229
a Influencia durante la Operación la
Normal de la Línea de Transmisión 230
b Influencia Durante un Cortocircui-
to a tierra 233
Cuadros, Gráficos y Anexos
CAPITULO 6
ESTÜDIOKQMOMICO 252
6.1 INTRODUCCIÓN 252
6.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SANTA ROSA-LAGO AGRIO
SNI 254
6.2.1 Costos Involucrados 254
6.2.2 Flujo de Inversiones 266
6.2.3 Definición de la Línea más económica 267
a Metodología y Consideraciones 267
b Conclusiones 270
6.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS-PAPALLACTA.
EVALUACIÓN ECONÓMICA 271
6.3.1 Costos Involucrados 272
6.3.2 Flujo de Inversiones 277
6.4 SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL EN LAS ESTACIO-
NES DE BOMBEO DEL SOTE
EVALUACIÓN ECONÓMICA 279
PAGINA
6.4.1 Costos Involucrados 279
a Estaciones de bombeo del SOTE 279
b En otros centros de consumo 286
6.4.2 Evaluación Económica 289
Cuadros, Gráficos y Anexos
CAPITULO 7.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 323
BIBttOGRAFIA
S I G L A S
1.
2.
3.
4.
5.
ANDESA
BPAHO
BPD
BPH
CEPAR
6 CEPE
7 CIÉ
8. DMAX
9. E E Q
10. EMAP-Q
11. fe
12. fp
13 G N
14 IILA
15. INEC
16. INECEL
17. LPG
18. L/T
19. MOP
20. msnm
Empresa Nacional de Electricidad S.A.
Barril de petróleo por año.
Barril de petróleo por día.
Barril de petróleo por hora.
Centro de Estudios de Población y Paterni
dad Responsable.
Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana,
Colegio de Ingenieros del Ejército.
Demanda Máxima.
Empresa Eléctrica Quito.
Empresa Municipal de Agua Potable Quito.
factor carga.
factor de potencia.
Gasolina Natural.
Instituto ítalo Americano.
Instituto Ecuatoriano de Estadísticas y
Censos.
Instituto Ecuatoriano de Electrificación.
Gas líquido de petróleo.
Línea de transmisión de potencia.
Ministerio de Obras Públicas.
metros sobre el nivel del mar.
21. OPEP Organización de Países Exportadores de Pe troleo.
22. "DE pulgadas de diámetro exterior
23. rpm revoluciones por minuto.
24. S/E Subestación eléctrica.
25. SNI Sistema Nacional Interconectado
26. SNT Sistema Nacional de Transmisión
27. SOTE Sistema del Oleoducto Trans-Ecuatoriano.
28. SSF Shushufindi.
29. UNEPER Unidad Ejecutora del Programa de Electrifica-
ción Rural.
C A P I T U L O
I N T R O D U C C I Ó N
El Sistema de). Oleoducto Trans-Ecuatoriano SOTE constituye una
obra de alta ingeniería y el servicio que presta, entre otras
cosas, ha facilitado la exportación del hidrocarburo, y de e£
te modo, el cambio de la fisonomía económica del país en los
últimos trece años ha sido decisivo.
Las estaciones de bombeo, en número de cinco, y localizadas a
lo largo de la línea principal del oleoducto en la zona que va
desde Lago Agrio a Papallacta, disponen de cinco unidades de
bombeo cada una, las cuales operan impulsadas con motores de
combustión interna. Esto conduce al país a realizar consideré!
bles desembolaos anuales en un tipo de energía no renovable,
con elevados consumos de combustible entre otros gastos de opei
ración y mantenimiento.
Bajo esta consideración, y en vista de que uno de los principales
-2-
intereses de INECEL consiste en emprender obras para que la ma
yor parte de energía generadas sea de origen hidroeléctrico, -
ésto es, sea renovable, se plantea la necesidad de verificar
si con una fuente de energía eléctrica, alternativa de la térmi
ca existente en las estaciones de bombeo, se dan las condicio-
nes técnicas y económicas idóneas con el propósito fundamental
de impulsar las unidades de bombeo a un menor costo, redun-
dando en un beneficio económico para el país.
El análisis correspondiente partirá de un cabal conocimiento
de la situación en que se encuentran actualmente:
las estaciones de bombeo del SOTE, su localización, caract£
rísticas de operación, demanda eléctrica, etc.
así como también de otros potenciales consumidores aledaños
a las instalaciones anteriores, como son: estaciones de bom
beo del Poliducto Shushufindi-Quito, poblaciones y otras caj:
gas especiales, que deberían ser incorporadas al nuevo si£
tema de abastecimiento energético, con todas las ventajas
de desarrollo concomitantes a la disponibilidad de esta in-
fraestructura.
En todo estudio de planificación es importante considerar la
posibilidad de un crecimiento de la demanda de energía con el
fin de determinar la magnitud del proyecto en estudio, por lo
que también se lleva a cabo una proyección de demanda, que a
barca:
-3-
- la previsión de demanda de potencia y energía eléctrica de
las estaciones de bombeo para las condiciones de transporte
de petróleo previstas en años futuros, y también de las car;
gas especiales actuales y futuras;
un pronóstico de demanda de las poblaciones.
Cabe mencionar que la información descrita, en gran parte pro
porcinada por empresas e instituciones que como CEPE, TEXACO,
INECEL, etc. , de una u otra manera tienen relación con el de-
senvolvimiento de estos centros de consumo, ha sido corrobora-
da por una investigación de campo, con visitas a las estacio_
nes de bombeo, y observando la realidad social y económica de
las poblaciones factibles de beneficiarse con el nuevo proyec-
to.
Ahora bien, como solución al fin perseguido, las alternativas
propuestas son:
abastecimiento eléctrico desde el SNI por medio de una lí-
nea de transmisión para la cual se escoge el nivel de volta
je y conductor más económico,
o desde la central hidroeléctrica Quijos-Papallacta.
Sobre ellas se hace una descripción de las características ge^
nerales , para pasar luego a compararlas con el sistema actual
de operación.
La alternativa más recomendable, será aquella que resulte de
un estudio técnico y económico que demuestre sus mayores ven
tajas.
El estudio técnico se refiere al análisis de flujos de car-
ga en condiciones normales y de contingencia de la línea de
transmisión, para comprobar su adecuada operación, además de
un examen sobre los efectos perjudiciales que podrían presen-
tarse sobre la tubería del oleoducto al tener una línea de tras^
misión paralela en su recorrido. Las características técni-
cas de las otras dos altenativas están dadas ya, del proyecto
hidroeléctrico Quijos-Papallacta en el estudio de prefactibiH
dad realizado por SWEDPOWER e INECEL,y del sistema actual de
bombeo en el diseño mismo del SOTE.
Desde el punto de vista económico se hace una evaluación de
costos y beneficios que involucren las inversiones y gastos a-
nuales, en que incurre cada alternativa, y la recomendación de
reemplazar o no el sistema actual de operación surgirá de los
resultados aquí obtenidos.
C A P I T U L O
S I T U A C I Ó N A C T U A L
2-1 INTRODUCCIOH
' Este capitulo, se lince una descripción de aquellos aspectos que
como localizado!!, demanda eléctrica, forma de operación , etc.
distinguen en el ano 1985*1' a cada uno de los centros de con-
sumo analizados en este trabajo debido a que por su ubicación
respecto de las estaciones de bombeo del oleoducto están dentro
de la zona de estudio.
Los centros de consumo para los que se da a conocer la sitúa
clon actual son los Siguientes¡
1. Estaciones de bombeo del Oleoducto Trans-Ecuatorlaño -
SOTE, principal objetivo de la realización de este tra
bajo.
2. Estacionen de bombeo del Pollducto Sliushu f indi -Qn Ito ,
el mismo que recorre prácticamente paralelo al SOTE.
(1) Afío tomado como refere nc la para la descripción de la "sitúaclon actual". *~
-6-
3. Por otra parte, ya que el sistema eléctrico del Conso£
cío CEPE-TEXACO en Lago Agrio es el más Importante y
con la mayor capacidad eléctrica instalada del sector, es
conveniente señalar sus características y las Instala
clones a las que se Interconecta eléctricamente, entre
las que se destacan los campos de producción hldrocar-
buríflca del Consorcio en la zona oriental de la pro
vtncia del Ñapo.
4. A más de las Instalaciones indicadas y tomando en cuen
ta los beneficios sociales y económicos que se conse_
gulrían al proporcionar energía eléctrica a los hab_i
tantes de la reglón, se ve la necesidad de indicar tam
bien las características geográficas, hidrográficas, -
de recursos, etc. de la zona en estudio.
A continuación se explica detenidamente cada uno de los aspectos
aquí sefialados.
2.2 ESTACIONES DE BOMBEO DEL OLEODUCTO TRANS-ECUATORIAHO
2.2.1 OLEODUCTO TRAM5-ECUATORIANO. Breve descripción.
El Sistema del Oleoducto Trans-Ecuatorlaño o SOTE, inició
operaciones en el aflo 1972 a cargo del Consorcio TEXACO -
GULF, más tarde Consorcio CEFE-TEXACO-GULF y por ultimo, -
desde el afio 1977 hasta hoy, la operación de transporte de
petróleo crudo ha estado en manos del Consorcio CEPE-TEXA-
CO.
-7-
En su etapa inicial, el SOTE se diseñó para transportar
250.000 barriles de petróleo por día BED^' , ésto es,
con tres unidades de bombeo y una adicional de reserva
en cada estación: dado el espesor de la tubería, la ca_
pacidad de transporte puede ampliarse hasta un límite de
400.000 BPD.
En los primeros meses del año 1985, el sistema llegó a
operar rebasando los límites de su capacidad original
de transporte y evacuaba hasta 271.000 BPD, por lo cual
la antigua arteria petrolera fue ampliada a una capa-
cidad de transporte nominal de 300.000 BPD. Las obras
ampliatorias inauguradas el 28 de mayo de 1985, compren
dían la anexión de la quinta unidad en cada estación, a
dicional a las ya existentes.
El SOTE se extiende desde la estación originaria en La.
go Agrio a 296 m.s.n.m. hasta el terminal de carga en
tanqueros en el océano Pacífico Esmeraldas, a 180 m.s.n.
m.. Parte de Lago Agrio, cruza la Cordillera Oriental
para continuar por el callejón Interandino siguiendo la
ruta Pifo-Hacienda Itulcache-La Merced-San Rafael-Cono-
coto-Sur de la ciudad de Quito, hasta llegar a las es-
tribaciones de la Cordillera Occidental, de aquí
gue por una trayectoria más o menos paralela a la
(1) Un barril equivale a 42 galones americanos.
-8-
gua carretera Quito - Santo Domingo vía Chiriboga, hasta Santo
Domingo, y por último tomando una trayectoria casi parelela a
la carretera Santo Domingo - Quinindé- Esmeraldas finaliza en
Balao.
El SOTE comprende:
1. Cinco estaciones de bombeo de la línea principal: Lago A-
grio, Lumbaqui, Salado,Baeza y Papallacta, de cuyas caracte
rísticas se tratará en forma detallada más adelante.
2. Cuatro estaciones reductores de presión en el declive occi-
dental de la Cordillera, para proteger al Oleoducto gracias
a válvulas de control: de presiones excesivas cuando el c>
leoducto está cerrado y para sostener las condiciones de lie
no completo durante las operaciones. Ellas son : San Juan,
Chiriboga, La Palma y Santo Domingo, estación esta última,
que permite una presión de salida suficiente de modo que la
columna de fluido alcance su meta, es decir, llegue al ter-
minal de Esmeraldas con una presión capaz de vencer la pre-
sión atmosférica en los tanques de almacenamiento y llenarlos.
3. El terminal de Esmeraldas que recibe el flujo de 6 tanques
con capacidad de 322.000 barriles cada uno; aquí los buques
tanqueros se cargan por medio de dos mono-boyas localizadas
fuera de la costa. Además dispone de instalaciones para prc^
cesar agua de lastre de los tanqueros.
4. La línea principal desde Lago Agrio a Esmeraldas comprende a-
-9-
proximadamente 71 Km. de tubería de 20" DE^1' y 433 Km. de
26" DE^l', el espesor del metal de sus secciones tiene un
alcance desde un mínimo de Oj344" hasta un máximo de 0,812"
hasta un máximo de 0,812". Aproximadamente el 62% de la
tubería cruza áreas cultivadas y se halla revestida, forra
da y enterrada, el resto se encuentra apoyada en bloques
de hormigón en forma de H.
El gráfico 2.1 muestra la configuración general del Oleoducto,
las distancias y elevaciones están basadas en datos obtenidos
después de la construcción, el punto de mayor elevación es el
Alto de la Virgen a 4.063 m.s.n.m..
2.2.2 UBICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO
El tramo del Oleoducto que une la estación originaria de
Lago Agrio y las cuatro estaciones impulsoras intermedias
de Lumbaqui, Salado» Baeza y Papallacta, se encuentra total
mente en la provincia del Ñapo, y recorre prácticamente pa
ralelo y junto a la carretera entre Papallacta y Lago A-
grio ^ ', cruzando en su camino por zonas pertenecientes a
los cantones de Quijos, Sucumbíos y Lago Agrio.
En el Cuadro 2.1 se muestra la distancia en km. entre las
estaciones de bombeo y las de ellas con respecto a la ciu-
(1) DE" = Pulgadas de diámetro exterior.
(1) Referirse a la sección 2.5.1, h.
-10-
dad de Quito.
La capacidad de las unidades de bombeo está relacionada
con la altura a la cual debe ser impulsado de hidrocarburo
para su transporte, pues, el flujo en su primera etapa
se desplaza en forma ascendente hasta arribar al Alto de
la Virgen. Las 5 estaciones sucesivas operan de modo que
vaya superándose la presión de la columna, la última est£
ción de Papallacta debe imprimir una presión suficiente
para vencer la contra columna entre esta estación y el pun
to más alto encontrado en el trayecto el Oleoducto.
La localización de las estaciones de bombeo y su elevación
con respecto al nivel del mar puede obervarse en el Gráfj.
co 2.2.. En el Cuadro 2.2 se indica la altura en metros
sobre el nivel del mar para cada una de las estaciones de
bombeo.
2.2.3 EQUIPO E INSTALACIONES
Todas las estaciones están equipadas de 5 bombas de 1
nea principal tipo 6x16 WMSN, cada una con motor ALCO a
diesel serie 251, el acoplamiento es por medio de un au-
mentador de velocidad de engranaje Pliladelphia. El pr£
pósito de este aumentador de velocidad es de transmitir
la potencia desde el motor de impulsión ALCO a la bomba,
-11-
lo que se logra a través del sistema de engranajes que
transforma la velocidad de entrada al aumentador de velocidad
o del eje del motor -con un máximo de 1.050 RPM-, para obte-
ner a la salida o eje de la bomba la velocidad a la que traba
ja ésta trabaja.
Las principales características tanto para el motor como para
la bomba, en cada estación son:
ESTACIÓN
Lago Agrio
Lumbaqui
Salado
Baeza
Papal lacta
M O T O R E S A L C O
POTENCIANOMINAL
PORUNIDAD
HP
2.500
2.500
1.850
2.800
2.800
POTENCIA
TOTAL
H P
12.500
12.500
9.250
14.000
14.000
NUMERO
DE
CILINDROS
16
16
12
18
18
BOMBAS DE LI
NEA PRINCI -
PAL
ETAPAS
5
5
4
6
6
Las estaciones intermadias de Lumbaqui, Salado, Baeza y Pa.
pallacta, tleñen cada una 2 conjuntos - 1 de reserva- de ge
nerador General Electric de 175 Kw, con motor Caterpillar
a diesel D-353, con los cuales se autoabastecen de energía
eléctrica para el consumo interno de ! motores auxiliares ,
equipos accesorios, edificios, etc., la estación de Papa
-12-
llacta con este propósito, compra energía eléctrica a la
HCJB, que la suministra desde su central hidroeléctrica de
Papallacta, razón por la cual, utiliza los grupos de 175 Kw,
sólo en caso de emergencias. La estación de Lago Agrio en
cambio, toma la energía desde las turbinas a gas del Consor-
cio, a través de una subestación eléctrica de 4.160 / 440V,
con transformador de 500 KVA, para emergencias dispone de un
generador de 250 Kw con motor a diesel Caterpillar D-353.
Las intalaciones y equipos para las estaciones intermedias
son muy similares, a continuación se enumeran los elementos
de mayor importancia:
2 compresores de aire modelo 15 HUB Worthington,de 15 HP
cada uno.
2 centrífugos, purificadores de combustible, modelo MAB -
205 de LAVAL, de 10 HP cada uno.
bombas B&A de precalentamiento y lubricación para cada uni
dad de bombeo, de 3 HP el conjunto.
lote de válvulas y accesorios misceláneos, con aproximada
mente 10 HP para cada estación.
1 bomba para incendios, con motor de 7.5 HP .
edificios de acero pre-frabricado para: bombas, generado-
res, oficinas, vivienda albergue y de control.
1 tanque de circulación y alivio de pres iones de 10.000 ba
rriles de capacidad,
3 tanques de combustible de 500 barriles de capacidad.
-13-
La estación de Lago Agrio cuenta con todo lo mencionado ante
riormente, excepto la vivienda-albergue, porque el campamen-
to del Consorcio proporciona todos estos servicios; además,
por ser la estación de origen dispone del siguiente equipo ai
dicional:
- 3 bombas impulsoras A-16x22 DSVP UCP, de línea interior
vertical, cada una con motor a diesel Caterpillar de 350
HP, modelo D-353 y engranaje a ángulo derecho Johnson; c<)
nocidas como bombas BOOSTER.
1 unidad nóvil de generación similar a los generadores de
las demás estaciones. Esta unidad se traslada a cualquie^
ra de las estaciones de bombeo en donde una de las unida-
des de generación está dañada o en over-haul .
- 6 tanques de almacenaje con tapa flotante de 250.000 barr¿
les de capacidad cada uno.
4 medidores de 12" A.O. Smith con accesorios de comparador.
edificio para bombas BOOSTER de acero pre-fabricado.
Las estaciones de Lumbaqui, Salado, Baeza tienen un camino de
acceso de 600, 300 y 200 metros respectivamente, desde la ca-
rretera que une Quito con Lago Agrio.
2.2.4 OPERACIÓN DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO
Todas las estaciones tienen cada una cinco unidades de bombeo
impulsadas por motores que trabajan con crudo, y conectadas peí
ra efectuar una operación en paralelo. Sobre este aspecto in
-14-
teresa conocer principalmente los consumos de energía
ca y de combustible relacionados con el bombeo de petróleo.
a Combustible empleado
Todas las unidades ALGO para bombeo en la línea principal, ccm
sumen como combustible: crudo extraído directamente del oleo-
ducto. En cada estación, el crudo drena hacia tanques de al-
macenamiento en donde sedimenta y pasa por un proceso de pur^
ficación, una vez libre de impurezas, aprovechando la altura
de los tanques y por efecto de decantación, pasa a depósitos
de menor tamaño y luego a través de calentadores hasta alimen-
tar a los motores délas bombas.
Estas unidades requieren además contidades más o menos consi-
derables de aceite lubricante SAE 40.
Por otro lado, las tres unidades BOOSTER de impulsión en Lago
Agrio, y todas las unidades de generación, son a diesel, nece
sitándose también aceite lubricante SAE 30.
Los consumos de aceite MEROPA 150 en los incrementadores de ve
locidad y engranajes, constituyen un rubro relativamente bajo.
La energía eléctrica para las instalaciones de vivienda, con-
trol y accesorios de tipo eléctrico, se genera en cada esta
ción con los grupos generador-motor a diesel; únicamente en la
-15-
estación de Papallacta, como se mencionó antes, se tiene co-
mo alternativa la compra de energía proveniente de la planta -
hidroeléctrica de la HCJB.
b Condiciones de Operación
Inicialmente, la sección llamada de Producción, recibe el petró
leo directamente de los campos de explotación de crudo y lo pía
rifica, para así proceder a enviarlo a los tanques de almacena^
miento de la estación de bombeo de Lago Agrio, que por ser
el origen de la línea principal del Oleoducto, controla el pr£
ceso total de transporte del hidrocarburo hacia el terminal de
Esmeraldas.
La estación de Lago Agrio comunica por radio a las estaciones
intermedias y a Esmeraldas respecto de la "tasa de flujo" que
debe cumplirse. El operador fija entonces los "puntos deternú
nados" de acuerdo a un índice en los controles de presión yflu
jo en Lago Agrio.
cruDependiendo del flujo de petróleo BPH'1', o del volumen de
do que se requiera desalojar, se tiene algunas "condiciones de
operación".
1. Con una unidad en cada estación de bombeo, que ocia
rre en el caso de entrar a un proceso de parada o
(1) BPH = barriles de petróleo por hora.
-16-
arranque del SOTE.
2. Con dos unidades en cada estación de bombeo.
3. Con tres unidades en cada estación de bombeo.
4. Con cuatro unidades en cada estación de bombeo.
5. Con cinco unidades en cada estación de bombeo.
6. Oleoducto apagado, que sucede en caso de contingeri
cia en cualquier punto del SOTE, cuando se ha sobr<s
pasado el límite de almacenamiento en Balao, o por
falta de stock en Lago Agrio por déficit de produc
ción.
Con cada condición de operación se establece los "puntos dete_r
minados" que a su vez repercutirán en los siguientes paráme-
tros :
presiones de succión y descarga,
velocidad del motor,
porcentaje de carga del motor,
con los cuales se operará en cada estación de bombeo.
c Factores de Carga para las Unidades de Bombeo ALGO.
Como muestra de los parámetros mencionados en el punto inme-
diatamente anterior, en el Cuadro 2.3 se encuentran los datos
correspondientes, calculados para las operaciones de transpor-
te a mayo de 1985.
-17-
En este cuadro constan los porcentajes de carga - con respecto
a su capacidad nominal- con los que trabajan los motores de las
bombas en cada estación dependiendo del flujo que deba cumplir
se BPH a una condición de operación; se tiene también las vele)
cidades en RPM de los motores y las presiones de succión y de£
carga en Lb/pulg2.
Ahora bien, cabe recalcar el hecho de que la operación misma
del SOTE, está sujeta a variaciones que se originan en aspec^
tos sobre los que no cabe profundizar en este estudio , como
son:
Para transportar el crudo, se requiere de una energía que
impulse el crudo de un punto a otro, y logre vencer las fri£
ciones, lo que depende a su vez, de la densidad y calidad
de crudo determinadas por el yacimiento del cual proviene.
Criterio empleado en la operación, pues es posible que se
decida operar con las unidades a plena carga, o incluso so
bre-cargarlas, sin importar las repercusiones en la vida ú
til del equipo.
Motivos de índole político y económico, referentes a las ta
sas de producción.
Por este motivo, y en vista de que el porcentaje de carga difie
re de acuerdo a la "condición de operación" para cumplir un
-18-
flujo, se hace un promedio con el fin de obtener un solo fac-
tor de carga representativo de las unidades de bombeo de cada
estación. Este promedio se calcula a partir de los datos d£
dos a mayo de 1985, fecha de la última ampliación del SOTE.*1*
Expresando matemáticamente el porcentaje de carga para las uni-
dades de cada estación, se tiene:
I N x KW x 7.C'"^estación = —
N x KW
en donde:
N = número de unidades operando o "condición
de operación.
KW = potencia nominal de cada unidad de bombeo
en la estación dada¡ 0,746 x
~%C = porcentaje de carga para cada condición de
operación.
Para la estación de Lago Agrio se tiene:
N=5
'oCLago Agrio =
*- N x 0,746(2.500) KW x %CN=l
N=5XI w * 0,746(2.500) KW
(1) Referirse al Cuadro 2.3
-19-
1x84 + 2x91 + 3x89 + 4x86 + 5x78/oCLago Agrio =
1 + 2 + 3+4 + 5
7oCLago Agrio = 84,5%
En resumen, los porcentajes de carga son:
Estación Porcentaje de__Carga
Lago Agrio 84,50
Lumbaqui 84,20
Salado 81,80
Baeza 88,80
Papallacta 89,10
d Potencia eléctrica requerida por la Unidades de Bombeo
Si resulta factible el sistema de alimentación con energía eléctri_
ca a las estaciones de bombeo, los motores ALGO que actualmente im
pulsan las bombas, deberán ser reemplazados por motores eléctricos.
La potencia eléctrica en KW correspondiente a cada motor será la «;
quivalente a la nominal en HP de los motores actuales, puesto que
el diseño en sí del SOTE no varía.
La potencia instalada para los motores de las unidades de bombeo se
resume en el Cuadro 2.4, así como también la potencia nominal tari
to en H P con en Kw de las unidades de cada estación.
-20-
C U A D R O 2 . 4
ESTACIÓN
Lago Agr io /
Lumbaqui
Salado
Baeza
Papal lacta
Total
POTENCIA NOMINAL
POR UNIDAD
H P
2.500
2.500
1.850
2.800
2.800
Kw
1.865,00
1.865,00
1.380,10
2.088,80
2.088,80
POTENCIA INSTALADA
EN LA ESTACIÓN
H P
12.500,00
12.500,00
9.250,00
14.000,00
14.000,00
62.250,00
Kw
9.325,00
9.325,00
6.900,00
10.444,00
10,444,00
46.438,50
Ahora bien, se puede determinar la potencia requerida por esta-
ción y en forma global para todo el conjunto, ya sea cuando las
unidades operan a plena carga o considerando los porcentajes de
carga calculados en la sección 2.2.4,c según se tenga operando
simultáneamente 1, 2, 3, 4 o 5 unidades en cada estación para
cumplir un flujo BPH específico; todos estos datos se los en-
cuentra tabulados en el Cuadro 2.5.
El Gráfico 2.3 indica la relación existente entre la potencia re
querida por el sistema de unidades de bombeo y el flujo horario
BPH y diario BPD.
-21-
G R Á F I C O 2 . 3
103
BP1I
14
12
10
103BPH
336
288
240
192
144
96
48
Kw
10 20 30 40
Potencia requerida KW según la tasa de Crudo bombea
do por hora y por día: BPH y BPD.
e Estadísticas de Operación de las Estaciones de Bombeo
Un estudio de las estadísticas de operación porporciona una vi-
sión clara sobre la evolución de las características de consumo,
tanto de energía eléctrica como de combust ible en las estaciones
de bombeo.
-22-
El Consorcio CEPE-TEXACO, por intermedio de la estación de bom-
beo de Lago Agrio, facilitó los registros mensuales de operación
correspondientes a los años que van de 1979 y 1985'*'. Los da^
tos se resumieron para cada año en los cuadros titulados REGIS-
TRO, de modo que muestren los datos que interesen en el tema
tratado. Así se tiene j
Total de crudo bombeado por mes, en barriles brutos-bbls Bru
tos.
Tiempo de funcionamiento de las unidades de bombeo ALGO para
cada "condición de operación", en horas por mes de registro.
Energía MWH consuminda por las unidades ALGO en el mes. Debi
do a que no se conoce con exactitud el flujo cumplido y con
él la demanda de potencia en cada "condición de operación"
durante el período de estadísticas, y que no van a coindicír
necesariamente con los valores dados en el Cuadro 2.3, se to
ma por efectos de cálculo, las potencias dadas en el Cuadro
2.5 y las horas de operación de los Cuadros REGISTRO. Así
por ejemplo, para el mes de enero de 1979 se tiene:
Hornero deUnidadesOperando
1
2
3
4
SOTE apagado
Moras de<2)Operación
40,87
138,85
453,30
106,42
4,57
Potencial3)Eléctrica
KW
7.991,15
15.982,30
23.973,46
31.964,61
0,00
EnergfaConsumida
KHH
326.598.30
2.219.142,36
10.867.169,42
33.401.673,80
0,0016.814,58 MWH
(1) No disponían de datos anteriores al año 1979.(2) Referirse al Cuadro REGISTRO 1.(3) Referirse al Cuadro 2.5: potencia calculada con fe de carga promedio de cada
estación-seccfón 2.2.4.C-.
-23-
Factor de Carga para cada mes, que se obtiene así
Fe =Demanda Media
Demanda Máxima
para el mes de enero de 1979, el factor de carga sería enton
ees :
Fe yo =
16.814,58 MWH
744 H x 100 = 70, 707,
31.964,608 Kw
Total de combustible consumido en el mes:
Crudo en Bariles para unidades ALGO.
Diesel en Galones para las unidades con motor Caterpillar,
como son: las unidades BOOSTER de impulsión de LagoAgrio,
las unidades de generación, equipo para apagar incendios, u
nidad móvil de generación.
- total de aceite en Galones, tipos SAE 30 y SAE 40.
Energía en KWH que la estación de Papallacta toma de la central
de la HCJB.
f Curva: Energía Eléctrica Requerida en las Unidades de
Bombeo - Crudo Bombeado.
La curva que resulte de los consumos de energía mostrará el compor_
tamiento de las unidades ALCO según sea el volumen de crudo bombea
do durante los 7 años de estadísticas.
Partiendo de los datos estadísticos puntuales: crudo bombeado -mi-
llones de barriles- y energía eléctrica requerida por las unidades
-24-
de bombeo ALCO -GWH- se ha procedido a realizar un ajuste de
curvas y a comparar los coeficientes de correlación para dete£
minar la curva representativa más conveniente. Las curvas de
regresión consideradas en el análisis son de tipo lineal, expo
nencial, logarítmica y potencial, para los períodos mensual, se_
mestral y anual. Las fórmulas empleadas para cada ajuste pue_
de observarse en el ANEXO 2.1.
De acuerdo a los resultados obtenidos, se ha llegado a la coii
clusión de que la curva que representa de un modo más cercano
a la realidad, la dependencia entre estos dos parámetros es la
lineal, estableciéndose de este modo que la demanda de energía
es directamente proporcional al crudo bombeado.
La ecuación de la recta para el período mensual es:
y = 2,905 x - 2,253
en donde: -y = la energía requerida por las unidades ALCO durari
te el bombeo -GWH-,
-x = el crudo bombeado por mes -millones de barriles-,
g Análisis de las Características de Operación de las
Unidades de Bombeo.
De lo observado durante las visitas, así como de la información
proporcionada por el personal encargado de la operación de las
-25-
estaciones de bombeo, se puede asegurar que el tiempo en que las
unidades trabajan a una determinada "condición de operación" va-
ría mucho de un día a otro, razón por la cual no existe uniformi
dad en las cargas eléctricas diarias para las unidades de bombeo;
siendo por lo tanto preferible, realizar un análisis de operación
a nivel mensualj en que los datos presentan una mejor perspecti-
va a fin de establecer un tipo de comportamiento en cuanto a de-
mandas de energía y combustible se refiere.
De los datos estadísticos anotados en el punto inmediatamente an
terior -ver Cuadros titulados REGISTRO- se ha obtenido en el Cu a,
dro 2.6, un resumen de las principales características relativas
a la operación de las unidades de bombeo pertenecientes al SOTE,
y cuyas medias anuales o promedios correspondientes al período
1979-1985 son las siguientes:
Se requiere 2,565 KWH para bombear un barril bruto de crudo.
Se genera 629,374 KWH por cada barril de crudo combustible.
Se logra bombear 245,343 barriles brutos de crudo por barril
de crudo combustible.
Se emplean 3,685 galones de aceite SAE 40 por 1000 barriles
crudo bombeado.
La demanda de petróleo por parte del mercado de exportaciones in
cide en el volumen de crudo que resulta de la producción en los
campos de explotación al oriente del país, siempre y cuando así
lo permitan las tasas de producción propias del yacimiento) la
-26-
cantidad de crudo extraído es proporcional a la del bombeado h<a
cía el terminal de Esmeraldas, repercutiendo a su vez en el con
sumo de energía y combustible en las estaciones de bombeo.
En el Gráfico 2.4 se puede ver los barriles de petróleo por año
(BPAÑO) y los barriles de petróleo por día (BPD) que el SOTE ha
bombeado durante los 7 años de estadística.
G R Á F I C O 2.4
106BPAÑO
100
90
80
70
10BPD
274
247
219
192
79 80 81 82 83 84 85
Tasas de Crudo Bombeado Anual (BPARO) y
Diario (BPD) para el período 1979-1985.
-27-
h Curvas de Carga de las Unidades de Bombeo
Las curvas de carga son muy importantes en el análisis de deman
da eléctrica, puesto que dan una idea clara de los hábitos de
consumo de un abonado o grupo de abonados en un período de tiem
po dado, al permitir apreciar gráficamente, y por ende con mayor
facilidad las características eléctricas como : demanda media, de
manda máxima, factor de carga, etc.
Para el caso de las estaciones de bombeo del SOTE se elaboran las
Curvas de Carga Anual y las Curvas de Carga por Área.
1. Cury_as_ de Carga
Estas curvas se las gráfica a partir de los datos de consumo de
energía por parte de las unidades de bombeo en cada uno de los 7
años de estadísticas mensuales ( » de modo <lue pueda observarse
la variación de este consumo en los distintos meses del año, cora
parando con los correspondientes al año inmediato anterior. Las
curvas se presentan para el período 1979-1985 en el Gráfico 2.5.
De esta curvas se ve que el mes de máxima demanda no es fijo pa-
ra todos los años, sinembargo , a pesar de la corta estadística
disponible, se puede establecer que la demanda máxima no siempre
ocurre en diciembre, circunstancia que resulta ventajosa en cuan
to a facilidad y seguridad se refiere para el suministro de ene_r
gía eléctrica a las estaciones de bombeo desde el Sistema Nació -
(1) Referirse a los Cuadros REGISTRO.
-28-
nal ínter-conectado que tiene su mes pico precisamente en diciem
bre.
2. Curvas de Carga por Área
Se las obtiene para cada año del período de estadísticas 1979 -
1985, relacionando como puede verse del Gráfico 2.6, el número
de horas al año en que las unidades de bombeo trabajan a una de_
terminada "condición de operación"^l'y la potencia necesaria en
su impulsión.^*
A continuación se detalla según el año de operación:el mes de
máximo bombeo, la demanda máxima MW, la demanda media anual MW,
el factor de carga. La demanda máxima para los años 1979 a 1984
es de 31,96 MW y para el año 1985 es de 39,96 MW, que correspon-
den a una operación de 4 y 5 unidades respectivamente. En mayo
de 1985 se amplía la capacidad nominal de transporte del SOTE a
300.000 BPD incrementándose la quinta unidad de reserva en todas
las estaciones, para que teóricamente operen en forma normal las
4 unidades, pero del Cuadro REGISTRO 7: año 1985,se tiene que la
condición de 5 unidades ocurre eventualmente, lo que corresponde
a una potencia máxima de 39,96 MW, y a un flujo mayor al nominal,
ésto es, mayor a 12.500 BPH -300.000 BPD- con una operación no_r
mal de 4 unidades.
(1) Referirse a Cuadros REGISTRO.(2) Referirse a Cuadro 2.5(3) Referirse a Cuadro 2.3
-29-
ARO
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
:S DE MÁXIMOBOMBEO
marzo
agosto
agosto
diciembre
agosto
mayo
diciembre
¡ RESUMEN DE
DEMANDA DEMANDAMÁXIMA MEDIA ANUALMW HW
31,96
31,96
31,96
31,96
31,96
31,96
39,96
DEMANDA
22,07
20,91
22,76
22,46
25,47
26,60
31,54
ELÉCTRICA EN LAS
FACTOR DECARGA
69,06
65,43
71,21
70,28
79,69
83,23
78,93
ESTACIONES DE
BOMBEO
Con respecto a la demanda eléctrica de las estaciones de bombeo
del SOTE, cuyo detalle se observa en el Cuadro Resumen 1, se ha
cen las siguientes consideraciones:
Para las unidades de bombeo ALGO, se hace una estimación, a
sumiendo que se bombeará a la capacidad nominal de transporte
de la última expans íón( *5: 300.000 BPD o 12.500 BPH, desde el
año 1986 hasta iniciar operaciones con una nueva ampliación .
Este flujo se cumple con una "condición de operación" de 4 u-
nidades'^', correspondiente a una demanda máxima de 31.964,61
(1) Realizada en mayo de 1985.(2) Referirse Cuadro 2.3
-30-
KW, obtenida con los factores de carga calculados'3). Este
valor no dista mucho del calculado con los fe del Cuadro 2.3:
32.429,95 KW, por lo que se le toma como adecuado.
Los equipos accesorios que intervienen de un modo u otro di-
rectamente en la operación de bombeo: compresores de aire,
centrífugos, etc. se considera que funcionan a plena carga y
con un factor de simultaneidad de 0,8. En Lago Agrio, las u-
nidades BOOSTER se considera operando todas a un mismo tiempo
con un fe de 84 , 570' '.
Para la demanda eléctrica perteneciente a las instalaciones de
edificos, vivienda albergue, equipo eléctrico para reparación
y mantenimiento, se toma como que en todas las estaciones es
la misma e igual a la de Papallacta ya que prácticamente no
existe diferencia entre las de una y otra estación.
La energía eléctrica que el Consorcio CEPE-TEXACO por medio de
la estación Papallacta recibe desde la central de la HCJB cons_
ta en los Cuadros REGISTRO de estadísticas de operación. Los
valores de demanda máxima, el mes en que ocurre, la demanda
inedia y el fe para cada año son:
(3) Referirse a la sección 2.2.4,c(4) fe con el que operan las unidades de bombeo.
-31-
ARO
1979
1980
1981
1982
1983
MES PICO
agosto
noviembre
diciembre
enero
enero
1984 julio
1985 agosto
Promedio
DEMANDAMÁXIMARW
188,53
179,20
195,07
275,33
196,00
238,93
199,73
210,40
DEMANDAMEDIAKW
157,75
150,27
176,87
143,82
154,31
149,96
153,41
155,11
feZ
83,35
83,86
90,67
52,24
78,73
62,76
76,81
73,72
Observando estos valores, se tiene que el mes pico ocu -
rre en cualquier mes del año y no tiene nada que ver con el co-
rrespondiente a las unidades de bombeo, de ésto se deduce, que
del consumo propio de las instalaciones en cuestión no depende
de la cantidad de crudo bombeado, sino más bien de los hábitos
de consumo del personal, y los programas para reparación y mari
tenimiento que involucren equipo eléctrico.
En Lago Agrio, el consumo de energía en las instalaciones se re
ducirá a la tercera parte aproximadamente con respecto a las de^
más estaciones, puesto que aquí no se dispone de vivienda albeír
gue.
-32-
2.3 ESTACIONES DE BOMBEO DEL FOL1DUCTO SHUSHUFINDI-QU1TO
2.3.1 Foliducto Shushufindi-Quito. Breve Descripción
El Sistema del Políducto Shushufindi-Quito inició operaciones en
el año 1981, estando desde entonces, a cargo exclusivo de la Coj:
poracíón Estatal Petrolera Ecuatoriana CEPE.
El Poliducto transporta gas líquido de petróleo LPG y gasolina
natural GN desde la Planta de Gas de Shushuflndí hasta Quito. La
capacidad de bombeo es de 7.130 barriles diarios. Consiste de:
1. Cuatro estaciones de bombeo: Shushufindi, Quijos, Osayacu y
Chalpi.
2. Una porción de la Estación de Medición en El Beaterío al sur
de Quito.
3. La tubería que recorre prácticamente paralela al SOTE desde
Lago Agrio a Quito. Su longitud total es de aproximadamente
304,8 Km, y se extiende con 6" DE desde la estación de orjL
gen en Shushufindi hasta el río Chiche, para luego continuar
hasta el Terminal de El Beaterío con 4" DE, se encuentra en
terrada en toda su longitud, exceptuando en los cruces de r^
os y otros puntos.
2.3.2 UBICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO
En el Gráfico 2.2 se puede visualizar la ubicación de las es-
-33-
taciones de bombeo tanto del Poliducto como del Oleoducto,
así como también la elevación a la que se encuentran. Las
cuatro estaciones de bombeo: Shushufindi, Quijos, Osayacuy
Chalpi se localizan en la provincia del Ñapo, pues, Poliduc^
to y Oleoducto van casi paralelos y muy cercanos uno de o
tro desde lago Agrio hasta poco antes de llegar a Quito.
Las menores distancias se tiene entre las siguientes estíi
ciones:
EstaciónPoliducto
Quijos
Osayacu
Chalpi
EstaciónOleoducto
Lumbaqui
Baeza
Papallacta
DistanciaKm
4
22
8
La altura en metros sobre el nivel del mar y el desnivel en
tre cada una de las estaciones se anotan en el Cuadro 2.2.
2-3.3 EQUIPOS E INSTALACIONES
En la estación de Shushufindi, y en las estaciones interme-
dias se tiene las siguientes instalaciones y equipos .
3 bombas de la línea troncal, GUINARD de 14 etapas,
lo DVMX: 2 primarias y 1 de reserva, alineadas en serie
-3.4-
El impulsor de cada bomba es un motor a diesel de la Mo-
toren-Werke Mannhem (MUM), modelo 601-6 de 6 cilindros y
de: 237 HP en Shushufindi y Quijos, y de 217 HP en Osay£
cu y Chalpi.
1 bomba para circulación de aceite de 2 HP.
1 bomba para pre-lubricación de 1,5 HP.
2 compresores de aire de 15 HP, el 1 de reserva.
1 bomba de 20 HP para descargar desde el tanque de alivio
a la línea principal de productos.
1 bomba de incendios de 7,5 HP.
1 bomba dedrenaje de 1,5 HP en Shushufindi, 15 HP en Qui-
jos, 20 HP en Osayacu y Chalpi.
2 generadores con motor a diesel, el 1 de reserva, de 245
KVA en Shushufindi, y de 150 KVA en las demás estaciones.
1 bomba de agua de 5 HP.
Edificios : de bombas, de generador y control, de guardia
nía, de taller y bodegas, de comedor y casino.
Lote de válvulas, medidores, detector de interface, tan-
ques de alivio y accesorios misceláneos.
Además de lo mencionado anteriormente, en Shushufindi se d is
pone de:
2 bombas para gasolina natural de 9 pasos, modelo 8 XKL,
impulsadas por motores eléctricos de la TEFC de 40 HP.
2 bombas para LPG de 12 pasos, modelo 6 JKL, impulsadas por
motores eléctricos de la TEFC de 25 HP.
-35-
Para los dos casos, las bombas son elevadoras de presión
de la Pleabody Floway, y ambas están dispuestas en para-
lelo de modo que la una se mantenga de reserva.
La energía eléctrica que se consume en la estación de bom
beo de Shushufindi, la toman de la generada en la Planta de
Gas de Shushufindi de CEPE, por lo que los grupos generador-
motor de 245 KVA son de reserva.
En septiembre de 1985 se llamó a concurso de ofertas para la
construcción de la línea que ínterconectará eléctricamente a
la central de la HCJB en Papallacta con la estación de Chai-
pi, para evitar el consumo de combustible de 1 grupo de gene_
ración de 150 KVA.
2.3.4 OPERACIÓN DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO. Breve Análisis
La producción de LPG y GN como elementos secundarios extraí-
dos durante la explotación hidrocarburífica constituye un vo
lumen bastante bajo en comparación con la del mismo petróleo,
razón por la cual, tanto el número de horas de operación ce)
mo los consumos de energía eléctrica y combustible para el
bombeo en el Políducto serán, de igual forma, mucho menores
que los correspondientes para el bombeo en el Oleoducto.
El combustible utilizado para la impulsión de las undiades de
bombeo y de los grupos motor-generador es el diesel.
-36-
El Poliducto inició operaciones en el año 1981, en que la
cantidad de producto -LPG y/o GN- transportado fue mínima,
solo a partir del año 1982 se registraron datos -Cuadro 2. 7-
sobre i horas de operación de bombeo, volumen de producto bom
beado , en nH: para cada año se calcula también la energía
eléctrica requerida exclusivamente para el bombeo, así como
el consumo total de energía por parte del conjunto de esta-
ciones .
El cálculo de energías se realiza siguiendo el proceso
cado a continuación :
EB = ( PB + PEA ) * tB
ET = EB + Pr x 8.760 x 0,6
en donde : ~EB = energía requerida para la operación de bom-
beo exclusivamente.
-Ef = energía total consumida por el conjunto de es^
taciones, incluida: vivienda, y otras instala
ciones .
-P = DMAX de las unidades de bombeo.
~PEA = DMA^ de equipo accesorio, el cual trabaja tam
bien durante la operación de bombeo-
- Pj = DMAX de las instalaciones (!'•
(1) Referirse al cuadro Resumen 2.
-37-
- Debido a que en Pj los 10 KW corresponden a la DMAX
de instalaciones de edificios, campamento en general,
y que por lo tanto esta carga no es permanente a lo
largo de un día, se ha procedido a multiplicar las
8.760 horas del año por el factor 0,6.
Para el año 1982 los valores de Eg y ET serán:
EB = (1.151,52 KW + 215,04 KW) x 483,76 H/1.000= 661,09 MWH
ET = 661,09 KWH + 40 KW x 8,76 H x 0,6 = 801,25 MWH
Ahora bien, con respecto a las características de operación
de las unidades de bombeo, y pese a que se dispone de un muy
corto período de datos estadísticos, se toma para el análi-
sis de consumos de energía eléctrica y combustible los pro-
medios de estos datos,que se consideran adecuados para el
estudio:
- Se requiere de 45,72 KWH por cada m3 de LPG y/o GN bombt;
ado.
•iSe bombea un promedio de 30 mj de material por cada hora
de operación del Poliducto.
En cuanto al rendimiento de las unidades de bombeo, se a_
sume el valor de 13 KWH/galón de diesel.
-38-
2.3.5 RESUMEN DE DEMANDA ELÉCTRICA EN LAS ESTACIONES
DE BOMBEO
La potencia instalada y la demanda máxima de las estaciones de
bombeo del Poliducto se listan en el Cuadro Resumen 2. Las consi-
deraciones tomadas en la determinación de la demanda de poten-
cia son:
Durante la operación de bombeo, todas las estaciones del Po
liducto ponen en funcionamiento dos bombas de la línea troncal,
además en Shushufindi entra a operar alternativamente una de
las bombas elevadoras de presión, manteniendo las demás en
stand-by, sea que se transporte LPG o GN. Se estima que to-
das las unidades mencionadas trabajan a un 857Q de porcentaje
de carga respecto a la potencia nominal del motor de impul -
sión.
La demanda máxima de equipos accesorios, corresponde a la po
tencía instalada de bombas de circulación, de prelubricación,
compresores, etc., tomando un factor de 0,8 de simultaneidad
con operación de plena carga; en Shushufindi se incluye las
bombas elevadoras de presión.
Con respecto a las instalaciones de edificios y otros, cono-
ciendo que todas las estaciones son prá éticamente iguales, se
toma una demanda máxima de 10 KW, en base a lo observado en
medidores de los grupos de generación durante las visitas a
-39-
las estaciones de bombeo.
2.4 SISTEMA ELÉCTRICO DEL CONSORCIO CEPE-TEXACO
EN LAGO AGRIO
El Sistema Eléctrico del Consorcio posee el más importante cen-
tro de generación de la zona de Lago Agrio y abastece con ener-
gía a un gran número de cargas especiales, que entre otras co-
rresponden a :
1. Servicios auxiliares de la estación de bombeo del
SOTE.
2. Empresas subcontratistas y entidades oficiales.
3. Pozos de extracción artificial en Lago Agrio.
4. Línea Parahuaco-Shushufindi.
El Gráfico 2.7 muestra el Diagrama Unifilar del Sistema con sus
generadores, transformadores y líneas que llegan a los distin -
tos centros de consumo mencionados.
2.4.1 DESCRIPCIÓN
1. Centro de Generación
Dispone de tres generadores impulsados por turbinas a gas que g«¡
neran a un voltaje de 4.160 V. Estas turbinas emplean como com-
-40-
bustible el gas extraído como subproducto durante la explota-
ción del petróleo crudo, y preferentemente el mismo crudo pero
tratado.
La potencia nominal de cada generador es:
Generador Potencia Nominal
KN
Gl 1.000
G2 1.000
G3 3.000
2. Centro de T r ansformac i ón
*
Tiene dos transformadores que elevan el voltaje de 4.160 V a
dos niveles diferentes; la capacidad y voltaje secundario para
los transformadores son:
Capacidad Voltaje Secundario
Transformador KVA KV
•LV\I 2.000 34,5
T2 4.000 13,8
-41-
3. Principales Líneas de Alimentación
Origen Línea Destinos
1. Barra 13,8 KV NORTE
SUR
- Pozos L.A.: 13, 14, 17, 2,
31, 32, 20, 12,
30, 10.
- Pozos L.A.: 15, 21, 22, 25
- Bomba de agua en el pueblo
- Pozo L.A.: 04 de CEPCO
- 2 Torre para Radio-Comunic£
ció"n.
- Pozos L.A.i 27, 26, 9B, 6,
11B
- Aviación Civil: 2Torre faro
2. Barra 34,5 KV PARAHUACO-
SHUSHUFINDI
- Campos de Parahuaco, Ataca-
pi, Aguarico y Shushufindi,
para interconectarse con sus
respectivos centros de
ración.
3. Barra 4.160 V Al
A2
A3
Bl
B2
- Refinería Lago Agrio
- Servicios Auxiliares de la
estación de bombeo del SOTE.
- Aeropuerto Lago Agrio
- Transformador TA(4.160/480V)
- Transformador TB(4.160/480V )
-42-
Los transformadores TA y TB se encuentran en el Campamento del
Consorcio, distante alrededor de 200m de la casa de máquinas o
centro de generación, están conectados a la barra de 480 V de
la casa de control. De esta barra se llega por un lado al cen-
tro de control y por otro a los transformadores que servirán al
Campamento : 480/120 V y 480/240 V.
Para servicio del Campamento del Consorcio se tiene un genera^
dor a diesel de emergencia de 520 KW.
2.4.2 INSTALACIONES CON SERVICIO ELÉCTRICO DESDE EL
SISTEMA DEL CONSORCIO CEFE-TEXACO
a Servicios Auxiliares en_la Estación de Bom-
beo del SOTE
La demanda eléctrica correspondiente, se refiere a equipo acce-
sorio -61,66 KW- e instalaciones -91,76 KW- de la estación de
bombeo Lago Agrio del SOTE, y que ya está considerada'^'.
La S/E localizada en el área de la estación de bombeo, a unos
300m de las turbinas del Centro de generación del Consorcio, ba_
ja el nivel de voltaje a 440 V por medio de un transformador de
500 KVA.
(1) Referirse a la sección 2.2.5,Cuadro Resumen 1.
-43-
b Empresas Subcontratistas del_Consorcio__CEPE-
TEXACO, Entidades Oficiales y Otras
Las instalaciones correspondientes se enumeran a continuación
conjuntamente con las máximas demandas "' ;
INSTALACIÓN DEMANDA MÁXIMA
KW
1. Compjañías^ Subcontratistas
- CAME 3 7 ,33
- SUPERSER 36,55
- SCHLUMBERGER-taller- 58,33
- GO COMPANY 9,67
- HALLIBURTON 3,29
- SCHLUMBERGER -campamento- 8,33
- BAKER -campamento- 2,08
- SERAMIN -campamento- 2,50
2. Entidades Oficiales
- CIÉ -Cuerpo de Ingenieros del Ejército - 7,50
- MRNE -Ministerio de Recursos Naturales " 42,29
- CEPCO -Consorcio CEPE CITY- 2,75
(1) FUENTE: Departamento de Matenimiento del Consorcio CEPE-TEXACO enLago Agrio.
-44-
INSTALACION DEMANDA MÁXIMA
- AVIACIÓN CIVIL 5,92
- CEPCO -campamento- 12,50
- CEPE -campamento- 17,46
3. OTRAS
ESTACIÓN NORTE -para producción de
crudo- 180,00
CONSORCIO CEPE-TEXACO -campamento- 600,00
REFINERÍA LAGO AGRIO 100,00
AEROPUERTO 14,40
TORRES FARO Y PARA RADIO COMUNICA-
CIÓN . 4,00
BOMBA DE AGUA 22,38
T O T A L : 1.137,23
c Pozos de Extracción ArtjJEicial L.A.
Los pozos L.A. numerados y alimentados con energía eléctrica por
las líneas Norte, Sur y Este, tienen bombas REDA con motor eléctr¿
co para extracción artificial del crudo, presionándolo para que
fluya al exterior; con este fin, suele emplearse también bombas
impulsadas con motores a diesel. En Lago Agrio actualmente exis-
-45-
ten 23 pozos con motor eléctrico, y se estima que cada uno tie-
ne una potencia nominal de 700 HP., por lo que la demanda máxi-
ma correspondiente se la toma igual a 1.201,06 KW.
d Línea Parahuaco-Shushufindi
Esta línea parte de Lago Agrio y recorre muy cercana a la ca^
rretera entre Lago Agrio y Shushufindi. En su camino se inter-
conecta eléctricamente con los Campos de producción de Parahua-
co, Atacapi y finalmente Shushufindi, pertenecientes entre o-
tros, al sistema llamado Lateral de producción de crudo, y cuyo
diagrama esquemático puede obervarse en el Gráfico 2.8. El re
corrido de esta línea se ha trazado en forma aproximada en el
Gráfico 2.9i su longitud es de alrededor de 40 Km.
Gracias a esta línea, el centro de generación de Lago Agrio cori
juntamente con el de Shushufindi, prestan servicio eléctrico cotí
tinuo a los demás campos de producción ya anotados, los mismos
que poseen sus propios generadores a diesel de reserva. En Cji
so de contingencia en los generadores de Lago Agrio, el sistema
eléctrico aquí, recibirá energía desde Shushufindi desconectan
do si es necesario las cargas de Parahuaco y Atacapi.
La línea de s imple circuito, trifásica, conductor ACSR 4/o AWG,
operó inicialmente a 34,5 KV y el voltaje se elevó a 69 KV a me
diados de 1986.
-46-
2.4.3 CAMPOS DE PRODUCCIÓN HIDROCARBURIFICA EN LA ZONA
ORIENTAL DE LA PROVINCIA DEL HAPO
Los campos de producción hidrocarburífica en la parte oriental
de la Provincia del Ñapo, representan por sus características
industriales la carga eléctrica de mayor importancia del se£
tor, especialmente en la zona de Orellana, puesto que abarca
casi todos los centros de explotación petrolera del país.
La actividad de producción de crudo está a cargo de algunas com
pañías: ya sea en etapa de explotación o extracción como es el
caso del Consorcio CEPE-TEXACO, de exploración con OCCIDENTAL,
BRITISH PETROLEUM y otras; en etapa de extracción artificial co
mo con CEPCO -Consorcio CEPE-CITY- o extracción por flujo natu
ral con CEPE, ver Gráfico 2.10-
En todo caso, el Consorcio CEPE-TEXACO cuya "...producción pO£
centual es del orden del 88% de la producción total..." (1)
presenta la carga eléctrica más alta del área, con estaciones
de purificación para el crudo en cada campo y un mayor o menor
número de pozos en cada uno, la gran mayoría en explotación a_r
tificial con bombas impulsadas con motor eléctrico o a diesel.
Previa la definición de demanda eléctrica de este sector indus
trial, se debe hacer una observación importante: las distancias
(1) FUENTE: REVISTA ECONÓMICA DE EL COMERCIO. N° 46, Agosto de 1983.Ing. Carlos Alberto Qulroz.Se estima que esta tasa de producción se ha mantenidodesde entonces.
-47-
bastante grandes, sobre los 50 Km -ver Gráfico 2.8- no justifi
can el realizar una inversión para extender el sistema de trans
misión desde Lago Agrio, en este caso, a los lugares que van más
allá del campo Sacha, ya que ésto implicaría además, atravesar
el río Ñapo con la línea para alimentar campos como: Yuca - 768
KW-, Auca 670 KW-, Cononaco -357 KW-*-1' que como puede verse, pe)
seen cargas relativamente bajas.
Por lo tanto, los campos de producción y las demandas eléc-
tricas^2^ que van a ser considerados en el análisis son los s±
guientes:
CAMPO DEMANDA MÁXIMA
KW
1. Consorcio CEPE-TEXACO
- Parahuaco 252,94
- Atacapi 190,04
- Aguarico 190,04
- Shushufindi 2.000,00
Contratistas: SERAMIN 30,00
SAETRAME 61,00
- Sacha Central 800,00
- Sacha Norte 800,00
Contratistas! SERAMIN 15,00
MRNE 10,00
(1) FUENTE: Consorcio CEPE-TEXACO. Departamento de Mantenimiento en Lago Agrio
(2) FUENTE: Consorcio CEPE-TEXACO. Departamento de Mantenimiento en Lago Agrio
-48-
CAMPO DEMANDA MÁXIMA
KW
2. CEPCO: Consorcio CEPE-CITY
- Campo de Producción 400,00
3. C E P E
Campo de producción 400,00
- Estación Norte 320,00
- Estación Sur 320,00
- Estación Aguarico 320,00
- Estación Sur-Oeste 320,00
T O T A L 6 .429,02
2.5 POBLACIONES ALEDAÑAS A LAS ESTACIONES DE BOMBEO DEL OLEO-
DUCTO TRANS-ECUATORIANO
2.5.1 ANTECEDENTES
El principal objet ivo del presente estudio es abastecer con £
nergía eléctrica a las instalaciones del Oleoducto que bombe-
an el petróleo, a costa de considerables consumos de combusti-
ble. Pero, se ha visto la conveniencia de ampliar la investi-
gación hacia el Poliducto Shushuf indi -Qui to , a los campos de
producción petrolera*- ^ •*, así como también a las poblaciones a-
(1) La descripción correspondiente se encuentra en secciones anteriores.
-49-
ledañas, para aprovechar la solución al planteamiento inicial y
solventar también los requerimientos de servicio eléctrico de
los consumidores involucrados.
Antes de proceder a realizar una descripción del servicio eléc
trico existente en los poblados cercanos a las estaciones de bom
beo, se va a proporcionar una información general acerca de los
elementos sociales y económicos que caracterizan a la próvin
cía de Ñapo , provincia en donde se encuentran instaladas to-
das las estaciones de bombeo, tanto del Poliducto como del Ole<)
ducto. En cuanto a la demanda de potencia y energía de estas
poblaciones, se efectúa un análisis detallado en el capítulo
siguiente.
Es importante mencionar que las poblaciones de la provincia de
Pichincha localizadas en sectores cercanos al Oleoducto, pert£
necen al "área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito", y
actualmente están incorporadas a su sistema eléctrico. En el
Gráfico 2.11 se indican los límites del área de concesión y las
principales ciudades y pueblos que dentro de ella tienen elec-
trificación.
Además, la EEQ ha efectuado estudios de planificación a largo
plazo hasta el año 2003 para proyectos de subtransmisión y a
nivel de distribución hasta el año 1988, con el propósito de
impulsar y mejorar el desarrollo eléctrico^1'. Por los motivos
señalados, en este trabajo no se consideran las poblaciones ba
jo la concesión de la EEQ,
(1) Información proporcionada por el personal de la EEQ.
-50-
2.5.2 INFORMACIÓN SOCIO-ECONÓMICA DE LA PROVINCIA DEL
ÑAPO
a Ubicación» Límites, Extensión y Población
La provincia del Ñapo se sitúa en la región amazónica, hacia
el noreste del país, y al oriente de la Cordillera de los An-
des. Limita al norte con Colombia, al Sur con la provincia o-
riental de Pastaza, al este con el Perú y al oeste por las pro
vincias andinas de Carchi, Imbabura, Pichincha, CotopaxiyTun-
gurahua, ver Gráfico 2.12.
El área de la más extensa de las provincias del oriente ecuatc>
riano es de 51.020 Km2, y de acuerdo con el último censo de
1982, la población total es de 115.110 habitantes.
b División Política
Esta provincia creada con el nombre de Napo-Pastaza el 15 de
diciembre de 1920, pasó a ser simplemente la provincia del Ña-
po el 22 de octubre de 1959. La capital provincial es Tena, y
políticamente la provincia está dividida en 9 cantones, a saber¡
-51-
C A N T Ó N C A B E C E R A C A N T O N A L
NOMBRE POBLACIÓN (1) NOMBRE POBLACIÓN
Tena
Aguarico
Lago Agrio
Orellana
Putumayo
Quijos
Sucumbíos
ShushufIndi
Central
Archidona
T O T A L
26.061
3.241
23.863
29.189
3.106
9.175
5.465
15.010
115.110
- Tena 9.400
- Nuevo Rocafuerte 595
- Nueva Loja 17.036
- Puerto Francisco de
Orellana 8.355
- Puerto El Carmen de
Putumayo 1.467
- Baeza 942
- La Bonita 310
- Shushufindi
- Archidona 4.983
T O T A L 43.088
(1) Todos Tos datos de población son del último Censo de Población y Viviendadel año 1982.
(2) Según el Registro oficial de agosto de 1985: La cantonización de la pa -rroquia Shushufindi Central -cantón Orellana- fue decidida por el Congreso Nacional el 18 de julio de 1985.
-52-
c Sistema Orográfico
El sistema orográfico está representado por la Cordillera Orien
tal de los Andes y las ramificaciones hacia el Oriente; las es
tribaciones de la Cordillera Oriental de los Andes tienen altu-
ras que van desde 1.500 m.s.n.m. hasta la altura de los nevados
y volcanes que pertenecen a esta provincia, como el nevado Ant^
sana con una altura de 5.705 m., el volcán Sumaco que llega a
3.910 m. de altura, y el volcán activo Reventador. Los descen-
sos de cordillera son suaves y disminuyen a medida que se ex
tienden a la regían oriental, dejando mesetas y hoyas por donde
corren numerosos ríos. En la planicie oriental, región selvátjL
ca cubierta de vegetación muy tupida, las altitudes varían de^
de los 1.000 m. a los 2.800 m.
d Sistema Hidrográfico
La provincia del Ñapo de encuentra cruzada por un sinnúmero de
ríos, entre los cuales sobresalen por su caudal: el Aguarico,
el Coca, el Conocaco, el Ñapo, y el San Miguel.
Como características principales, se ha identificado una gran
extensión de cuencas y densidad de drenaje notable, además de
problemas diseminados de erosión de márgenes que afectan a la
infraestructura vial y habitacional, así como sitios puntuales
-53-
de inundación que destruyen zonas relativamente considerables
de explotación agrícola.
Los principales ríos navegables son el San Miguel y el Putuma
yo en la zona fronteriza con Colombia, el Aguarico que tras
largo recorrido desemboca en el Ñapo, este ultimo navegable
en toda su extensión, todo el sistema fluvial permite circula^
ción únicamente de lanchas con motor fuera de borda.
e Temperatura
La temperatura está prácticamente modelada por el relieve, va.
riándo entre 28°C de media anual en la llanura amazónica,
hasta valores inferiores de los 10°C en las partes altas de
la cordillera, notándose un ligero descenso del orden de 1°C,
sin que se conozca el origen, en toda la región, alrededor de
los meses de julio y agosto.
f Características de la Población
La población de la provincia del Ñapo, en su gran parte está
constituida por colonos blancos que formaron núcleos de pobla
clones desde los tiempos de descubrimientos, conquistas, fun
daciones. La población blanca habla el castellano y el otro
sector de la población constituida por los nativos habla el
quichua.
-54-
g Agricultura y Ganadería
La vegetación en el valle aluvial de la provincia del Ñapo es
exuberante, la selva virgen ocupa pisos y fajas con : variedad
de árboles gigantescos de más de 80 m., heléchos, palmeras, plan
tas y arbustos.
En las zonas donde se han levantado las colonias y poblaciones,
ha sido debrozada la montaña para convertir los terrenos en zo^
ñas agrícolas, aunque la agricultura es relativamente escasa
por la naturaleza de los suelos. Sectores de la montaña despro
vistos de la maleza se han convertido en pastizales para la cría
de ganado vacuno, constituyendo ésta la verdadera riqueza de
los colonos.
Los principales cultivos son: maíz, arroz, caña de azúcar. Tam
bien se cultivan legumbres y algunos cereales, con abundante prp_
ducción destinada únicamente al consumo de los pobladores de la
región. Apenas hay intercambio comercial por las vías fluvia-
les y algunos caminos pequeños. Es muy pequeña la producción £i
grícola y ganader a que se ofrece a la región interandina. Debe
mencionarse que se tiene una inmensa zona para ser aprovechada,
sobre todo con la explotación de la madera.
h Infraestructura Vial
La provincia del Ñapo cuenta con una red vial de aproximadameri
te 900 Km de carreteras, la red principal de casi
-55-
443,3 Km. , la secundaria de 332,7 Km. y la de penetración
por 129 Km.
El sistema principal está formado por dos vías que se despren-
den de la Sierra; una desde Quito hasta Baeza y la otra desde
Baños hasta Tena, pasando por Puyo. Desde Baeza se presen-
ta una bifurcación: la que va al sur se une en Tena formando
un circuito con la Sierra, y la que va hacia el norte forma un
arco en semicírculo que pasa por Lago Agrio y después descien-
de hasta Francisco de Orellana. En el trayecto se desprenden
algunos caminos secundarios que van a servir principalmente a
la zona de explotación petrolera. En el Gráfico 2.13 se apre-
cian las carreteras existentes y las que están en proyecto.
La red principal responde tanto a las necesidades de tráfico
como a la deficiente comunicación con las provincias de Imba-
bura y Carchi, lo que acentúa la dependencia con Quito princi
pálmente, aunque existe una vía que comunica la provincia del
Carchi con el noroccidente de la del Ñapo.
En cuanto a la red vial secundaria, que está compuesta por v^_
as de acceso a pozos de explotación petrolera, y por ciertos
caminos de comunicación con centros poblados y áreas en proc£
so de colonización, cumplen por el estado en que se encuen-
tran, de manera restringida con el objetivo para el que fue
ron trazados, existiendo aún muchos asentamientos humanos que
-56-
carecen de este servicio. La red alimentadora del sistema prin
cipal tiene limitaciones en su uso principalmente en épocas de
lluvia.
i Características y Recursos Potenciales de
Importancia
La provincia del Ñapo se caracteriza por poseer extensas zonas
de baja densidad poblacional, de difícil acceso y de un desa-
rrollo puntual muy dinámico debido a la explotación del petr(5
leo.
La importancia de la provincia en el contexto nacional está dada
por la riqueza de yacimientos de petróleo principalmente, pues
el Ñapo contribuye con el 82% al valor del producto del sector
de minas y canteras en todo el país.
Los principales recursos potenciales con que cuenta esta área
son:
1. Exploración y Explotación Hidrocarburífica, es el recurso
más importante, tanto por el aporte a la economía nacional,
como por constituir una fuente de empleos.
2. Recursos Hidro-energéíticojs. Gracias a las condiciones del
relieve del área baja de las vertientes de la cordillera y
-57-
por la disponibilidad de grandes caudales, la zona dispone
de una fuente energética muy importante: el recurso hídri-
co. Recurso renovable y limpio que porporciona un poten-
cial hidroeléctrico considerable.
En el documento "plan Maestro de Electrificación del Ecua-
dor11' elaborado por INECEL, se realiza un inventario y pojs
teriormente una selección de cuencas hidrográficas a nivel
nacional, con el propósito de proceder luego a profundizar
el estudio de las características de posibles fuentes de g£
neración hidroeléctrica.
La cuenca seleccionada parala zona de estudio es la del río
Ñapo, con las subcuencas de los ríos Coca y Ñapo, los "Es-
quemas Integrados Seleccionados" correspondientes, se los
puede apreciar en los Gráficos 2.14 y 2.15 respectivamente.
Los aprovechamientos identificados para cada una de las sub
cuencas con las especificaciones proporcionadas en el docu-
mento antes mencionado, se detallan en los Cuadros 2.8 y
2.9.
3. La actividad agropecuaria, especialmente por su aporteala
generae ion de una actividad de subsistencia y autoconsumo ,
y una fuente de empleos.
(1) REF. 24
-58-
4. El desarrollo forestal constituye una reserva potencial de
grandes beneficios, tanto para ésta como para las demás pro
vincias del país.
5. El desarrollo minero con la posibilidad de yacimientos de
asfalto, gas, sales de sodio, uranio, calizas fosfatadas, a_
demás de indicios favorables de oro y plata.
6. La explotación y desarrollo de la pesca, tanto por las con
diciones y calidad óptima de las aguas, como por la cant^i
dad de recursos hídricos.
7. Desarrollo Turístico, sobre todo en lo que se refiere a si
tíos naturales y autóctonos. La provincia presenta dos gran
des subzonas con estas características y se encuentran in
terconectadas con Quito por medio de las carreteras Quito -
Baeza - Tena y Baeza - Lago Agrio - Francisco de Orellana.
Ayudando a este fin, la existencia de comunicación aerea en
tre Quito, Lago Agrio, Tena y Nuevo Rocafuerte.
2.5.3. GENERALIDADES SOBRE EL SERVICIO ELÉCTRICO EN LA
PROVINCIA DEL ÑAPO
a ZonificacijSn de la Provincia del Ñapo
A principios del año 1982, la Dirección de Planificación de INJ^
CEL en coordinación con UNEPER, elaboró el documento "Planifica
-59-
iv- -i \n Eléctrica del Sistema Amazónico. Período 1982-1985*-1 ; , en
el cual, para efectos de estudio de demanda y de programación
de obras, se adoptó la división política de la Región Amazóni-
ca, A su vez, cada provincia se zonificó, agrupando las poblja
ciones geográficamente cercanas y que presentan característi-
cas similares. La zonificación se muestra en el Gráfico 2.16
y las principales poblaciones que comprende cada zona son:
N° de
ZONA
NOMBRE DE
ZONA POBLACIONES COMPRENDIDAS
Sucumbíos
Lago Agrio
Putumayo
Quijos
Orellana
LaBonita, La Sofía, Rosa Florida ,
Puerto Libre, Santa Bárbara, Pla-
yón de San Francisco.
Nueva Loja, General Farfán, San Pe^
dro de los Cofanes, Lumbaqui, Du-
reno.
Puerto El Carmen de Putumayo, Pal
ma Roja, Rivera, Laracocha, Santa-
Elena, Tipishca.
Baeza, Borja, El Chaco, Sardinas ,
Días de Pineda, Reventador, Cuyuja,
Consanga, Papa11acta.
Francisco de Orellana, San José del
Coca, San Sebastián del Coca, San
(1) REF. 25
-60-
N° de
ZONA
NOMBRE DE
ZONA POBLACIONES COMPRENDIDAS
Aguarico
Carlos, Limoncocha, Pañacocha.
Nuevo Rocafuerte, Tiputini, Yasuní.,
Puerto Quinche.
Tena Tena, Puerto Ñapo, Misahualli, Ata-
hualpa, Archidona.
Las poblaciones de mayor importancia que se ven influenciadas
por su posición con respecto a las estaciones de bombeo del SO
TE están ubicadas en las zonas 2 y 4, Lago Agrio y Quijos res-
pectivamente.
b Administración del Servicio Eléctrico
En la provincia del Ñapo, el servicio eléctrico está a cargo
exclusivo de un Consejo de Administración, conformado por un
delegado de INECEL, un delegado del Municipio correspondiente
y un delegado de la ciudadanía.
Este consejo nombra un Jefe de Departamento Eléctrico que se
encarga de la operación y mantenimiento de las unidades de ge-
neración y de las líneas de distribución, así como de la admi-r
-61-
nistración y comercialización de la energía.
Además, INECEL presta la asesoría técnica necesaria para mejo-
rar las condiciones del servicio eléctrico de la zona.
c Sistema Eléctrico de Distribución
Cada sistema eléctrico está formado por la central de genera-
ción, centro de transfromación y redes con líneas primarias de
13,8 KV y líneas secundarias de distribución a 240/120 V.
El calibre del conductor empleado en la mayor parte de siste
mas es N° 4 y N° 2 AWG, para el primario y secundario respecti
vamente, incrementándose a 1/0 AWG para sistemas mayores.
La interconexión entre poblaciones cercanas se realiza con lí-
neas trifásicas, a cuatro hilos y a un voltaje de 13,8 KV,
2.5.4. DEFINICIÓN DE LAS POBLACIONES A SERVIRSE
ELÉCTRICAMENTE
Las poblaciones que van a considerarse en este estudio serán ji
queHas que por su distancia al SOTE son factibles de ser ser-
vidas eléctricamente desde el sistema de transmisión que prove
ería de energía eléctrica a las estaciones de bombeo.
Estas estaciones están ubicadas en las zonas de Quijos y Lago
-62-
Agrio y abarcan un área de la cual se da una descripción gene-
ral a continuación:
La zona de Papallacta que se abre hacia la hoya de Quijos y
las hoyas de Coca y Aguarico, constituyen el mejor sector agrí
cola y ganadero. Una franja larga y estrecha que contiene a
Baeza, Borja y El Chaco, posee un relieve ondulado con suelos
que pueden ser utilizados con cultivos permanentes y algunos a
nuales, siempre que se tomen medidas de conservación. El Cha-
co y algunas poblaciones cercanas poseían grandes cultivos de
naranjilla, que desgraciadamente desaparecieron porque las pía.
gas los echaron a perder.
En todas las poblaciones que se encuentran alrededor de las
zonas de Papallacta, Baeza, El Chaco, los colonos se dedican
esencialmente a la cría de ganado vacuno, aunque en baja esca
la en muchos casos, llega a constituir su principal riqueza,la
leche en su mayor parte es vendida a 1NEDECA.
Lago Agrio y otros lugares cercanos tienen suelos aptos para
ser utilizados con cultivos agronómicos intensos. Cerca de Shu
shufindi, se ha emprendido el cultivo de palma africana, obse£
vándose hasta la fecha excelentes resultados.
Una de las características más importantes observadas en todas
las poblaciones, se refiere al hecho de que un grupo de habí
-63-
tantes se dedican al comercio en un mayor o menor grado depen-
diendo de la ubicación de la población, con restaurante, tien-
das, almacenes, hoteles, especialmente en sitios de paso como
en El Chaco, y sobre todo en Lago Agrio.
Las poblaciones seleccionadas se indican en el Gráfico 2.17 y
se las enumera a continuación señalando la zona y cantón a que
pertenecen:
ZONA CANTÓN CENTRO POBLADO
Lago Agrio Lago Agrio . Nueva Loja
. Dureno
4Quijos Qu i j o s
. Papallacta
. Cuyuja
. Oyacachi
• Baeza
. Cosanga
. Borja
. Sardinas
. Linares
. El Chaco
. Santa Rosa de
Qu i j o s
. Díaz de Pine-
da
ZONA
-64-
CANTON CENTRO POBLADO
Lago Agrio Sucumbíos
San Pedro de
los Cofanes
Lumbaqui
El Dorado de
Cáscales
Orellana
Shushufindi Shushufindi
Central
. La Joya de
los SachasOrellana
. San Sebastian
del Coca
El estudio de demanda eléctrica que se efectúa en el siguiente
capítulo incluirá el análisis de población, y parámetros eléc-
tricos de cada centro poblado, pero cabe hacer las siguientes -
obervaciones:
1. Los centros poblados con planta de generación hidroeléctri-
ca que esté operando actualmente o en construcción, segu_i
rán con el mismo sistema de abastecimiento de energía elee-
-65-
trica, por constituir ésta una alternativa viable.
2. Las poblaciones con centrales a diesel y aquellas sin ser-
vicio eléctrico serán estudiadas con el fin de reemplazar
la fuente de generación en el primer caso, y de solven-
tar las necesidades eléctricas en el segundo.
3. En el sector de producción hidrocarburífica al oriente de
la provincia del Ñapo se tomará únicamente:Shushufindi Ceri
tral, La Joya de los Sachas, San Sebastián del Coca,por e£
tar dentro de los límites establecidos'!* para llegar con
el sistema de transmisión.
a Potencia Eléctrica Instalada a 1985
En la zona de estudio, es decir, en las poblaciones que por su
ubicación se ven influenciadas por el recorrido del SOTE, la
generación existente es básicamente de tipo térmica, con peque
ñas centrales a diesel localizadas en los principales centros
poblados y operando aisladamente.
Las centrales de generación, en general no cumplen con un pro
grama de operación y mantenimiento, perjudicando así la vida
útil de los equipos y redundando en un no muy eficiente servi-
cio eléctrico a los usuarios.
(1) Referirse a la sección 2.4.3
-66-
En el Cuadro 2.10, se indica los datos de potencia instalada
en cada central según el sistema eléctrico y cantón al que
pertenecen, para las poblaciones que en el año 1985 disponen
de servicio eléctrico.
De los 8.970 KW de potencia total, 2.790 KW han sido instala-
dos por INECEL a través de UNEPER, de los cuales se generan
2.790 KW con centrales de tipo térmico, y 180 KW con centra
les hidráulicas. Los 6.000 KW pertenecen a la HCJB con su
central hidroeléctrica de Papallacta que provee de energía e-
léctrica a sus propias instalaciones en Pifo, a la población
de Papallacta, a las estaciones de bombeo de Papallacta y
próximamente a la de Chalpi,-del SOTE y Poliducto respecti-
vamente - para servicios de campamento, vivienda, ete.
-67-CUADRO 2.1
DISTANCIA -KM- ENTRE LAS ESTACIONES PE
BOMBEO DEL SOTE Y QUITO
BAEZA
LAGO AGRIO
LUMBAQUI
PAPALLACTA
SALADO
QUITO
BAEZA
182
114
37
60
91
LAGO AGRIO
182
68
211
122
273
LUMBAQUI
114
68
143
54
205
PAPALLACTA
37
211
143
88
62
SALADO
60
122
54
88
150
QUITO
91
278
205
62
150
NOTA:
FUENTE : Consorcio CEPE-Texaco . Departamento de Ductos y Almacenamiento
CUADRO 2.2
ALTURA DE UBICACIÓN DE LAS ESTACIONES
DE BOMBEO DEL SOTE
S O T E
ESTACIÓN
LAGO AGRIO
LUMBAQUI
SALADO
BAEZA
PAPALLACTA
ALTURA DE UBICACIÓNmsnm
296,00
842,60
1.268,50
2.001,18
3.007,98
DESNIVELm
546, 6C
425, 9C
732,6?
1.006.8C
P O L I D U C T O
ESTACIÓN
SHUSHUFINDI
QUIJOS
OSAYACU
CHALPI
ALTURA DEUBICACIÓN
msnm
251
987
1.840
2.860
DESNIVELm
736
853
1.020
NOTA :
1 FUENTE: Consorcio CEPE-Texaco. Departamento de Ductos y Almacenamiento
2 FUENTE: CEPE Departamento de Ductos y Almacenamiento
-68-
CÜADRO 2.3
CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO DEL SOTE
Hayo de 1985
ESTACIÓN
LAGO AGRIO
LUMBAQUI
SALADO
BAEZA
PAPALLACTA
NUMERO DE
UNIDADES
EN OPERAC.
5 4 3 2 1 5 4 3 2 1 5 4 3 2 1 5 4 3 2 1 5 4 3 2 1
FLUJO
BPH
14.000
12.500
10.416
6.000
3.200
14.000
12.500
10.416
6.000
3.200
14.000
12.500
10.416
6.000
3.200
14.000
12.500
10.416
6.000
3.200
14.000
12.500
10.416
6.000
3.200
PRESIÓN SUCCIÓN
Ib/pulg2
70 70 70 65 65 120
130
160
200
240
480
480
500
555
580
100
110
150
175
200 80 85 100
115
130
PRESIÓN DESCARGA
Ib/pulg2
1.270
1.240
1.160
984
953
1.322
1.265
1.255
1.155
1.130
1.390
1.330
1.290
1.170
1.140
1.500
1.475
1.450
1.400
1.390
1.445
1.430
1.405
1.370
1.360
VELOCIDAD MOTOR
RPM
1.000
985
980
910
905
1.000
990
985
920
905
1.005
990
985
945
920
995
995
990
950
940
985
985
990
955
945
PORCENTAJE DE CARGA
% 78 86 89 91 84 78 85 88 92 85 79 86 90 75 68 82 90 95 94 89 83 89 95 95 90
NOTA
S :
1 F
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Tex
aco
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epar
tam
ento
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Duc
tos
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o2
En
ning
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caso
la
ve
loci
dad
exce
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lo
s 1
.01
5
RPM
-69-
CU
AD
RO
2.5.
POTE
NCIA
EL
ÉCTR
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OMBE
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CIÓN
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DO
1 2 3 4 5
LAGO
AG
RIO
2.50
0
LUM
BAQU
I
2.50
0
SALA
DO
1.85
0
BAEZ
A
2.80
0
PAPA
LLAC
TA
2.80
0
POTE
NCI
A TO
TAL
EN
CADA
E
ST
AC
ION
A
HP
2.1
12
,50
.2J
500
4.2
25
,00
5.00
0
6.3
37
,50
7.5
00
8.4
50
,00
10.0
00
10
.56
2,5
0
12.5
00
101 1.57
5,93
1.86
5
3.15
1,85
3.73
0
4.72
7,78
5.59
5
6.30
3,70
7.46
0
7.87
9,63
9.32
5
HP
2.10
5,00
2.50
0
4.21
0,00
5.00
0
6.31
5,00
7.50
0
8.42
0,00
10.0
00
10.5
25,0
0
12.5
00
KW
1.57
0,33
1.86
5
3.14
0,66
3.73
0
4.17
0,99
5.59
5
6.28
1,32
:.7.w
o .
7.85
1,65
9.32
5
HP
1.51
3,30
1.85
0
3.02
6,60
3.10
0
4.53
9,90
5.55
0
fi. 0
53, 2
0
7.40
0
7.56
6,50
9.25
0
KW 1.12
8,92
1.38
0,10
2.25
7,84
2.76
0,20
3.38
6,77
4.14
0,30
4.51
5,69
5.52
0,40
5.64
4,61
6.90
0,50
HP
2.46
4,40
2.80
0
4.97
2,80
5.60
0
7.45
9,20
8.40
0
9.94
5,60
11.2
00
12.4
32,0
0
14.0
00
KW
1.85
4,85
2.08
8,8
3.70
9,71
4.17
7,6
5.56
4,56
6.26
6,40
7.41
9,42
8.35
5,20
9.27
4,27
10.4
44,0
0
HP
2.4
94
,80
2.8
00
4.9
89
,60
5.6
00
7.4
84
,40
8.4
00
9.9
79
,20
11.2
00
12
.47
4,0
0
14.0
00
KW
1.8
61,1
2
2.8
00
3.7
22
,24
4.1
77
,6
5.5
83
,36
6.2
66
,40
7.4
44
,48
8.3
55
,20
9.3
05
,60
10
.44
4,0
0
POTE
NCI
A
TOTA
L
PARA
EL
CONS
UNO
DE
ESTA
CIO
NES
HP 10.7
12
12.4
50
21.4
24
24.9
00
32.1
36
37.3
50
42.8
48
49.8
00
53.5
60
62.2
50
KW 7.99
1,52
9.28
7,50
15.9
82,3
04
18.5
75,4
23.9
73,4
56
27.8
63,1
31.9
64,6
08
37.1
50,8
39.9
55,7
60
46.4
38,5
BPH
3.20
0
6.00
0
10.4
16
12.5
00
14.0
00
NüT
A:
(1)
El
prim
er
va
lor
corr
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po
tenc
ia
cons
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ando
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orc
en
taje
de
ca
rga
, ca
lcu
lad
o en
la
se
cció
n 2
.2.4
,c,
el
segu
ndo
con
oper
ació
n a
plen
a ca
rga
,
-70-
CUADRO 2.6
CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS
UNIDADES DE BOMBEO ALCO
A Ñ O
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
MEDIA ANUAL
ENERGÍA/CRUDOBOMBEADOKWH/Bbls. BRU-TOS
2,51
2,48
2,61
2,57
2,61
2,51
2,65
2,565
ENERGÍA/CRUDOCOMBUSTIBLEKWH/Bbls.
592,61
613,35
639,81
621,31
636,84
617,73
672,92
629,374
CRUDO BOMBEADO/CRUDO COMBUST.Bbls. BRUTOS/Bbls.
236,10
247,53
245,50
241,98
243,96
246,39
253,78
245,343
SAE 40/ CRUDOBOMBEADOGAL/ MIL Bbls.BRUTOS
3,71
3,34
3,53
3,60
3,69
4,01
3,79
3,685
NOTA:
Bbls = Barriles
-71-
CUADRO 2.7
REGISTRO PE OPERACIÓN DEL POLIDUCTO SHUSHUFIHDI-QUITO
PERIODO 1982 - 1985
AÑO
1982
1983
1984
19851
HORAS DE BOMBEO
483,76
1.831,00
2.196,39
1.572,51
VOLUMEN DE LPGY/O EN BOMBEADO
m3
15.403,24
39.707,63
73.303,33
53.430,26
ENERGÍA PARABOMBEO EXCLUSIVAMENTE
MWH
661,09
2.502,17
3.001,50
2.148,93
ENERGÍA TOTAL PARA ESTACIONES
MWH
871,33
2.712,41
3.211,74
2.148,93
NOTA :
1 FUENTE: CEPE Departamento de Ductos y Almacenamiento
1 Información hasta agosto
-72-
CUADRO 2.8
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS APROVECHAMIENTOS
CUENCA DEL RIO ÑAPOSUBCUENCA: RIO COCA
APROVECHAMIENTO
* BLANCO
* VICTORIA
CHALPI
* QUIJOS
PAPALLACTA
SIZAPLAYA
BORJA
* CEDRO
* SAN JAN FRANDE
OYACACHI
* SAN JUAN CHICO
EL CHACO
BALSAS
HUALARINCO
* PIMAMPIRO
* AZUELA
* QUEBRACANILLAS
HUALARINCO 2
CASCABEL
GRANADILLO
SALADO
MALO-GODO SINCLAIR
COMPENSADOR-MALO
* NEGRO
* I SANCO
MACHACUYACU
COCA
CAÍDABRUTA
m
-
-
485.0
-
282.7
186.5
169.0
-
-
450.0
-
148.0
104.0
436.0
-
-
-
905.0
288.0
159.0
118.0
-
662.0
-
-
651.0
58.0
QDISEÑO
m3/s
1.2
1.3
28.0
10.1
31.4
41.0
226.6
1.7
3.5
24.5
49.1
383.8
137.6
18.0
6.7
9.8
10.4
37.8
33.4
61.1
688.1
508.8
508.8
10.6
6.7
74.2
564.1
POTENCIAINSTALADA
Mw
-
-
114.2
-
70.9
59.7
350.5
--
89.4
-505.8
406.9
64.0
-
-
-283.0
78.5
70.2
742.1
-
2833.3
-
-394.9
291.6
ALTURAPRESA
m
5.0
8.0
90.0
20.0
29.6
30.0
175.0
14.0
14.0
30.0
30.0
159.0
125.0
90.0
20.0
10.0
18.0
57.0
22.0
22.0
130.0
32.0
127.0
50.0
10.0
140.0
64.0
* TRASVASE
NOTA :
FUENTE : REF
-73-
CUADRO 2.9
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS APROVECHAMIENTOS
CUENCA DEL RIO ÑAPO
SUBCUENCA: RIO ÑAPO
NOMBRE
APROVECHAMIENTO
* ANATENORIO
LANAGOA
CALPAYACU
TIGREYACU
PARCAYACU
NEGROYACU
CATÁCHI
YURAGCOCHA
HUAHUY
CEDROYACU
* ANTISANA
VALLEVICIOSO
VERDEYACU 1
VERDEYACU CHICO
ILA
PUERTO ÑAPO
MISAHUALLI
* HOLLÍN
* CHONTARACUYACU
* COTUNDO
JONDACHI
SAN PABLO
PUERTO MISAHUALLIAHUANO
CHONTAPUNTA
CAÍDA
BRUTA
m
-
600.0
596.0
598.0
1480.0
236.0
455.0
669.0
978.0
779.0
-
754.0
158.0
401.0
44.0
46.8
446.0
-
-
-
219.0
128.0
37.0
59.0
45.0
Q
DISEÑO
m3/s
4.5
21.5
29.0
40.6
8.4
136.2
171.4
30.6
32.6
94.5
19.0
47.5
237.4
181.7
309.6
749.6
16.2
31.0
69.0
19.1
114.4
168.0
160.8
1410.0
1473.8
POTENCIA
INSTALADA
Mw
-
105.0
141.1
199.4
102.6
279.9
636.0
169.1
259.5
602.5
-
287.4
324.1
597.0
106.7
303.5
59.0
-
-
-
202.5
175.7
44.7
739.9
594.0
ALTURA
PRESA
m
15.0
35.0
35.0
25.0
25.0
150.0
150.0
110.0
30.0
16.0
12.0
60.0
150.0
100.0
35.0
54.0
60.0
15.0
16.0
15.0
70.0
66.0
27.0
65.0
52.0
* TRASVASE
NOTA :FUENTE: REF
-74-
CUADRQ 2.10
POTENCIA ELÉCTRICA INSTALADA EN LAS POBLACIONES
ANO 1985
NOMBRE DE LACENTRAL
LUMBAQUI
CÁSCALES
LAGO AGRIO
DUREM)
OJYUJA
BAE2A
BORJA
CHACO
CASANGA
REVENTADOR
SHUSHUFINDICENTRAL
JOYA DE LOSSACHES
PAPALLACTA
POTENCIA INS-TALADA
KW
1 x 501 x 100
1 x 501 x 50
1 x 2302 x 2301 x 1000
1 x 60
1 x 251 x 30
1 x 501 x 150
1 x 50
2 x 100
1 x 40
1 x 25
1 x 1001 x 200
1 x 100
1 x 5000
TIPO DE GENTRAL
DieselDiesel
DieselDiesel
DieselDieselDiesel
Diesel
DieselHidráulica
DieselHidráulica
Diesel
Diesel
Diesel
Diesel
DieselDiesel
Diesel
HidraGHca
SISTEMA ELECTRICO
L/A
L/AL/A
L/A
L/A
Quijos
Quijos
Quijos
Quijos
Quijos
Quijos
Orellano
Ocellano
Quijos
CANTÓN
Sucunibios
SucumbiosSucumbios
L/A
L/A
Quijos
Quijos
Quijos
Quijos
Quijos
Quijos
Orellano
Orellano
Quijos
Af)0 DEINSTAL.
19851983
19811984
1984
1985
19841984
19841983
1980
1981
1984
1984
1984
1984
OBSERVACIO-NES
Perteneció a EMELEC luego a SEPF
y por Gltimo aUNEPER
Se ha observadoun incremento dedemanda pero nose ha proyectadoun Incremento degeneración
TOTAL 7.570 KW : 2.790 KW <DIesel>180 KW <Hidroeléctrica>
6.000 KW <Hldrolect. de la HCJB>
NOTA :FUENTE: UNEPER
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22,6
3
KW
7.10
6,58
6.60
5,89
4.84
0,26
7.74
3,99
7.76
9,05
34.0
65,7
7
NOTAS :
1 Se
toma el valor del año 1982, correspondiente a la mayor DMAX de las estadísticas
para el consumo de la Estación Papallacta
de
sde
la HCJB
2 Unidades BOOSTER
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PROVINCIA DE IMBABURA
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PROVINCIA DE COTOPAXI
SIMBOLOGIA
LIMITE PROVINCIAL
LIMITE CANTONAL
^_ LIMITE DEL ÁREA
- - CABECERA PARROQUIAL
( CABECERA CANTONAL
GRAFKO2.11 JULIO/e 7
ÁREA DE CONCESIÓN DE LA E.EA
E.RN.
PROVINCIA DEL ÑAPO
Pto. S Carmen dtPutvmoyo
CANTONES
'•• Ttno2 - Aguarico
3.- Arehidono4.~ Lago Agrio
8.- Ore Manaft- Putomayo
7.- Quijo**, - Sucumbloi9.- Shuthoflndl Central
PARROQUIASUrbana* Rumie*
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1385
t-+ 4- + + Trotado Muflo! Vemaza Suarez 1918
•I—(-•"•*••+ Protocolo de Rio de Janeiro de 1942
ÍHAFIOO2.12 JUUIO/8T
PROV. DEL ÑAPO
LIMITES Y DIVISIÓN POLÍTICA
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-92-
ANEXO 2.1
FORMULAS DE REGRESIÓN :
LINEAL, EXPONENCIAL, LOGARÍTMICA Y POTENCIAL
REGRESIÓN
FORMULA
X
Y
A
LINEAL
y = a + bx
Xi
yi
a
EXPONENCIAL
bxy = a. e
(Iny = Ina + bx)
Xi
lnyi
Ina
LOGARÍTMICA
y = a + blax
Inx
yi
a
POTENCIAL
y = a k
(Iny =lna+blax)
Inx
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Ina
Los coeficientes se les expresa de la siguiente forma
_ _XY - n E X . IY
X2 - J_ (. X ) 2
= IXY - X.
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+ b
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siendo r el factor de correlación
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Abr.
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Jun.
Jul.
Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Dic.
TOTAL
CRUDO
BOMBEADO
Bbls.
BRUTOS
xlo<í
6.756,727
6.110,943
6.924,529
6.556,134
6.583,173
6.262,439
6.391,518
6.491,029
6.184,645
6.509,536
6.283,160
5.955,460
77.015,293
OPERACIÓN DE UNIDADES DE BOMBEO ALGO
HORAS
DE
OPERACIÓN CON:
1UNID.
40,87
41,18
10,53
15,50
37,75
50,70
38,83
38,23
25,33
37,22
26,58
35,63
2UNIDAD
138,85
101,98
104,02
97,35
157,52
176,10
151,97
143,50
180,08
170,03
196,67
116,83
3UNIDAD
453,30
326,93
126,38
602,32
518,82
469,90
535,20
522,25
456,17
521,38
437,58
361,33
4UNIDAD
106,42
188,38
278,23
2,25
21,25
22,33
12,42
37,50
47,25
15,17
54,42
146,08
OLEOD.
APAGADO
4,57
13,5
24,83
2,58
8,67
0,97
5,58
2,52
10,67
0,2
4,75
84,12
DEMANDA
DEENERGÍA
MWH
16.814,58
15.818,35
18.464,76
16.191,27
15.936,22
15,198,64
15.966,59
16.317,80
15.530,30
15.999,09
15.585,41
15.483,92
193.307,43
CONSUMO TOTAL
DE COMBUSTIBLE
CRUDO
UNIDAD
ALCO
Bbls
28.483
25.898
29.321
26.442
28.055
26.306
27.129
26.496
26.128
27.962
27.614
26.361
326.195
DIESEL
UNIDAD
CAPERP.
GAL.
48.143
51.556
64.118
48.072
51.550
56.441
48.273
49.315
40.324
47.733
38.442
40.989
584.956
CONSUMO TOTAL
DE ACEITE
SAE
30 GAL.
293
308
351
335
375
471
283
384
311
250
349
305
4.015
SAE 40 GAL.
23.948
20.575
26.311
23.608
22.960
21.771
23.854
24.565
25.034
25.383
22.507
25.407
285.923
ENERGÍA
DE HCJB A
PAPALLAC.
MWH
135.072
104.160
79.296
131.040
129.024
110.880
135.744
75.936
124.320
102.816
116.256
1.244.544
HORAS
OPER.
EN EL
MES
744
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58,5
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DE
ENER
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L.
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Abr.
May.
Jun.
Jal.
Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Dio.
TOTAL
CRUDO
BOMBEADO
Bbls.
BRUTOSxlO3
6.747,403
6.227,773
6.658,745
6.041,598
6.286,655
6.448,272
5.868,509
6.780,649
6.344,012
6.454,394
6.240,090
6.392,078
76.490,178
OPERACIÓN DE UNIDADES DE BOMBEO ALCO
HORAS
DE
OPERACIÓN
CON :
1UNID.
6,73
1,67
3,75
5,57
5,70
3,42
5,38
2,55
2,83
3,08
2,42
2,95
2UNIDAD
143,93
102,00
102,83
77,77
21,35
22,90
74,50
39,40
68,00
45,25
130,43
137,43
3UNIDAD
308,08
429,92
390,00
282,50
198,68
361,13
452,08
453,27
419,92
355,33
483,15
383,78
4UNIDAD
246,00
126,33
195,92
243,75
368,27
252,88
99,33
193,53
175,82
232,42
64,08
157,17
OLEOD.
APAGADO
39,25
12,08
51,50
110,42
149,50
79,67
112,70
55,25
53,43
107,92
39,92
62,67
DEMANDA
DEENERGÍA
MWH
17.603,31
15.988,30
17.285,53
15.851,25
16.929,39
17.134,23
15.246,85
17.702,66
16.796,20
16.625,51
15.735,11
16.444,46
199.342,80
CONSUMO TOTAL
DE COMBUSTIBLE
CRUDO
UNIDAD
ALCO
Bbls
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25.486
26.668
24.607
26.242
26.394
23.886
27.265
25.939
26.643
25.146
26.327
311.566
DIESEL
UNIDAD
CAPERP.
GAL.
43.060
42.382
52.319
48.607
52 . 278
52.997
44.918
44.616
42.576
44.351
45.210
43.324
556.638
CONSUMO TOTAL
DE ACEITE
SAE
30 GAL.
320
350
405
425
345
363
348
318
332
327
323
298
4.154
SAE 40 GAL.
24.698
24.778
25.276
21.452
22.840
20.758
19.723
22.353
21.159
23.125
22.487
21.595
270.244
ENERGÍA
DE HCJB A
PAPALLAC.
MWH
131.040
117.600
127.008
118.272
118.944
123.352
120.288
129.024
137.760
129.024
130.368
140.448
1.528.128
HORAS
OPER.
EN EL
MES
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OPERACIÓN DE UNIDADES DE BOMBEO ALCO
HORAS
DE
OPERACIÓN CON:
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DEENERGÍA
MWH
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17.872,21
17.148,34
19.004,16
21.715,29
19.343,12
19.670,39
20.055,26
18.980,45
19.007,62
20.687,63
21.401,37
233.639,58
CONSUMO TOTAL
DE COMBUSTIBLE
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UNIDAD
ALCO
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32.565
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UNIDAD
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CONSUMO TOTAL
DE ACEITE
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30 GAL.
296
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338
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DE HOJB A
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PERSPECTIVAS DE EXPANSIÓN
3.1 INTRODUCCIÓN
En el capítulo anterior se da una información detallada sobre
las características físicas y de operación, así como de deman-
da eléctrica hasta el año 1985 de las estaciones de bombeo del
Oleoducto y Poliducto. En cuanto se refiere a las zonas aleda^
ñas a las estaciones de bombeo, se estimó la demanda eléctrica
en los campos de producción hidrocarburífica, y se definió los
límites dentro de los cuales se señalan las poblaciones facti-
bles de abastecerse con el sistema eléctrico que se desea ins-
talar , completándose con una reseña de índole socio-económica
de la región.
Cuando se realiza un estudio de planificación, como en el pre-
-101-
sente caso, es indispensable definir la viabilidad de ejecutar
un programa de electrificación, partiendo de la predicción de
demanda de energía eléctrica de las zonas que abarca el proye£
to correspondiente, debido a que para éste se define un tiempo
de diseño, en el cual las demandas eléctricas variarán de a-
cuerdo a como evolucionen ciertos parámetros: crecimiento po-
blacional, aumento del número de abonados, posibilidad de ins-
talación de cargas especiales,.etc. Por tanto, la previsión
de demanda, en general se basa en el análisis de proceso evolii
tivo del consumo de energía eléctrica, y el método seguido en
su determinación puede diferir de un caso a otro según sean
las tendencias al cambio observadas.
Para el caso específico que se está estudiando, la previsión de
demanda eléctrica total de la zona, estará determinada cuanti-
tativamente más bien por las expansiones de la capacidad de
transporte del Oleoducto o por la creación de otras cargas es-
peciales, que por la demanda residencial y comercial.
En este trabajo, la previsión de demanda eléctrica se 1leva a
cabo analizando las perspectivas de expansión que presenten c<i
da una de las instalaciones y poblaciones ubicadas en el área
de estudio. Los aspectos estudiados son los siguientes:
1. Expansión de la capacidad de transporte del 0-
leoducto, y determinación de la correspondiente
-102-
demanda de potencia y energía eléctrica.
2. Previsión de la demanda de potencia y energía e
léctrica de las estaciones de bombeo del PoH
ducto.
3. Proyección de la demanda eléctrica de las poblcí
ciones.
4. Estimación de la demanda requerida por futuros
proyectos:
Refinería Amazonas.
Zonas de explotación hidrocarburífica.
Proyecto Papallacta para bombeo de agua pota_
ble a Quito.
3.2 PREVISIÓN DE DEMANDA DE LAS ESTACIONES DE BOMBEO DEL OLEO-
DUCTO TRANS-ECUATORIANO
3.2.1 EXPANSIÓN DE LA CAPACIDAD DE TRANSPORTE
Según la información proporcionada por CEPE, se tienen dos po-
sibles alternativas para incrementar la capacidad de transpor-
te del Oleoducto:
1. La primera sería para transportar 350.000 BPD,
-103-
necesitándose dos unidades de bombeo adiciona-
les en cada estación. Se entraría a operar en
condición normal de 5 unidades, manteniendo las
otras dos en stand-by.
2. Y la segunda, para transportar el flujo límite
de diseño de 400.000 BPD, para lo cual se reque
rirá 8 unidades en cada estación: 6 operando en
condición normalj y las demás en stand-by.
No hay una definición de si se ejecutará la primera y (en dos
etapas de expansión)/ o la segunda alternativa, pero de lleva^
se a cabo cualquiera de ellas, los nuevos motores tendrán la
misma capacidad nominal que los ya existentes en cada estación,
por razones de diseño del Oleoducto, según lo cual se estable-
ció que en caso de un incremento de flujo transportado, las u-
nidades adicionales requeridas tandrán las mismas característ^
cas que de las ya instaladas, además de las conveniencias que
derivan de la estandarización.
Debe señalarse que cualquier expansión del SOTE se efectuará
siempre y cuando así lo determinen ciertos aspectos de impo_r
tancia, como son:
Que la producción de petróleo ya sea en forma natural , o
por recuperación secundaria de los actuales yacimientos o
-104-
de los nuevos que están o entrarán en etapa de explotación,
justifique una ampliación.
Que las circunstancias nacionales, tanto políticas como ec£
nómicas se presenten favorables.
Que la política económica y energética internacional propoj:
cione un panorama óptimo para la explotación del petróleo ci
cuatoriano. En este aspecto tiene mucho que ver las deci-
siones que tome la OPEP en cuanto permita o no la tasa de
producción solicitada por el país, y el camino que decida
el Ecuador en el caso de no convenirle las medidas optadas
por la OPEP.
Sinembargo , con el propósito de considerar las dos condicio
nes de expansión, se asume que el primer incremento de flujo
transportado, ésto es, a 350.000 BPD, ocurriría en el año 1990,
manteniéndose este ritmo de operación hasta el año 2000 en que
se iniciaría el bombeo de 4000.000 BPD.
3.2.2 POTENCIA Y ENERGÍA REQUERIDAS EN LA CONDICIÓN DE
EXPANSIÓN
a Potencia Eléctrica
Para fines de este estudio, la potencia eléctrica requerida por
-105-
las unidades de bombeo en las condiciones de expansión menciona
das anteriormente, se calcula en base a los datos de operación
de transporte a mayo de 1985 s y de las potencias nominales
de los motores de impulsión.
Los datos utilizados y el proceso a seguirse se resumen en el
Cuadro 3.1. Se obtiene una relación entre 1.a potencia HP nece-
saria en el bombeo de un flujo dado y este flujo BPH, según sea
cada una de las "condiciones de operación" del Cuadro 2.3.
Del Gráfico 3.l(2)} se deduce que los índices HP/BPH para los
flujos considerados, varían dentro de un rango que permite de-
terminar una media aritmética, que resulta ser de 3,47 HP/BPH,
valor con el que se va a extrapolar la potencia que se utiliza-
rá en el caso de cumplirse los flujos de 350.000 y 400.000 BPD.
Además una revisión de los conceptos de hidráulica y mecánica
de fluidos sobre los cuales no se va a profundizar en este aná-
lisis, dio un criterio adicional que justifique el procedimien-
to de utilizar esta media'-'''.
(1) Estos datos constan en el Cuadro 2.3 del Capítulo 2, y corresponden a lacondición de transporte de 300.000 BPD.
(2) Graficado en base a los datos del Cuadro 3.1.
(3) REF. 9, REF.15
-106-
C U A D R O 3 . 1
3,47
^ 103 BPH
10 12 14 16
índices HP/BPH: Relación de potencia requerida en el
bombeo de un flujo y dicho flujo -para cada tasa de
transporte, conforme a los datos de operación a mayo
de 1985.
En base a la media de 3,47 HP/BPD se obtienen los siguientes
valores de potencia para las dos nuevas condiciones de trans_
porte de crudoi
-107-
14.
16.
BPU
583
667
FLUJO
350
400
BPD
.000
.000
HEDÍA
HP/BPH
3,47
3,47
POTENCIA
50.
57.
HP
604,
833,
TOTAL
17
33
Con estas potencias se puede comprobar si en realidad se neces¿
tan 5 y 6 unidades operando en cada estación para transportar
350 y 400 mil BPD respectivamente, así:
50.604,17 HPNúmero de Unidades 350. 000 =
DT
57.833,33 HP
Número de Unidades 4QO.OOO = ~ 5,40
DT
En donde : DT = la potencia total calculada tomando la capacidad
nominal de cada unidad de bombeo y los por cent a.
jes de carga representativos para cada estación
de bombeo calculados en c de 2.2.4.
DT = 2500x0,845 + 2500x0,842 + 1850x0,818 +
2800xü,888 + 2800x0,891
DT - 10.712 HP
-108-
Con este sencillo cálculo queda demostrado entonces, que los re_
querimientos de unidades adicionales en las nuevas condiciones
de transporte son las que se mencionan en 3.2.1 según la infor-
mación de CEPE.
La potencia eléctrica en cada estación para las unidades de bom
beo exclusivamente, se obtiene a partir del número de unidades
operando en cada condición de expansión, ésto es, 5 y 6 unida-
des respectivamente.
Así por ejemplo, en Lago Agrio:
Potencia350.000 - 5 x 0,845 x 2.500 = 10.562,50 HP
Potenciado.000 = 6 x 0,845 x 2.500 - 12.675,00 HP
En donde: - 0,845 = el porcentaje de carga representativo en
Lago Agrio.
- 2.500 = la potencia nominal HP de los motores de im-
pulsión de las unidades de bombeo de Lago
Agrio.
En los Cuadros RESUMEN 3 y 4 se observa en detalle la carga elec_
trica instalada y la demanda máxima de cada estación calculada
en las dos condiciones de transporte, y la total acumulada.
-109-
En cuanto a equipos accesorios, el número de unidades BOOSTER
en Lago Agrio se mantiene incluso cuando se efectúe la amplia-
ción definitiva, pero se incrementa un conjunto de bombas B&A
por unidad de bombeo adicional, que por motivos de simplifica-
ción, y sin que afecte el resultado final, se toma enlas dos ex-
pansiones de un incremeno 15!lp'l' por estación y de 10 HP extra
por válvulas y accesorios, considerando un 80% como factor de
simultaneidad a igual que en 2.2.5.
Para el resto de instalaciones que corresponden a consumos pro
píos de campamento, edificios, etc., se asume un incremento de
30% en cada estación para las dos nuevas condiciones de flujo,
tomando como referencia los datos del Cuadro RESUMEN 1 del ca-
pítulo 1.
La potencia total requerida por las estaciones de bombeo del
SOTE son de : 42,49 MW y de 50,48 MW, para la primera y segun-
da expansión.
b Energía Eléctrica
La determinación del consumo de energía eléctrica en las esta
ciones de bombeo del SOTE para las condiciones de expansión ,
es un paso indispensable en la evaluación económica de las al-
ternativas que se propongan como solución al problema que ocu-
pa a este estudio, aspectos éstos que se analizarán en capítu
(1) Los HP corresponden al caso de flujo limite: 400.000 BPH.
-110-
los posteriores.
La cantidad de energía requerida en la operación de bombeo, co-
mo se demostró en la sección 2.2.4,f, depende directamente del
volumen de crudo bombeado desde Lago Agrio al terminal deBalao,
el mismo que está condicionado por: la tasa de explotación hi-
drocarburífica que se cumpla en la zona oriental del país y que
es decidida por el gobierno conforme varíen las condiciones de
mercado internacional,y la política interna de exploración y eje
plotación petrolera.
Conocido el origen de un posible incremento o incluso decremen-
to del crudo a bombearse, es necesario describir el ambiente en
que actualmente se desenvuelve el mercado internacional, que
por sus características de inestabilidad económica se le ha de;
nominado de "crisis petrolera" y surgió precisamente en el m<í
mentó en que se estaba realizando este trabajo.
Esta crisis y preocupante para todos los países exportadores de
petróleo, se presentó a fines del año 1985 como resultado de un
excedente de la oferta de petróleo en el mercado internacional
que llegó a ser de aproximadamente 3 millones de barriles dia-
rios , provocando la caída de los precios a niveles extremadameri
te bajos.
En el Ecuador, a principios de diciembre de 1985, una vez con-
cluída la 76 Conferencia de Ministros de la OPEP, el pr«i
ció del petróleo nacional bajó bruscamente a 24,17 dólares
por barril, de 28 dólares que era el precio al que se ha-
bía negociado en semanas anteriores debido a las condicio-
nes favorables del mercado, desde entonces, el precio ha ido
acomodándose hacia la baja en un período que comprende tam
bien los tres primeros meses de 1986, hasta arribar a ca-
si los 8 dólares por barril.
Pero, parece que los precios del petróleo no descenderán
más allá de cierto límite, debido a que los costos de pro-
ducción deben recuperarse, y las utilidades de las inver-
siones necesitan preservarse, en beneficio, tanto de las
compañías petroleras como de los países productores, sea
que éstos pertenezcan o no a la OPEP, razón por la cual,
es teóricamente posible que esta crisis se detenga o ate-
núe , pero tomando en cuenta que los precios tampoco volve^
rán a ser tan altos, en términos económicos reales, como
los impuestos por la OPEP años atrás, situación que empieza
a observarse en 1987.
No está dentro del alcance de este trabajo hacer un pronos^
tico respecto de si se incrementará o reducirá el volumen
de crudo bombeado , puesto que la tasa de producción la i
jará el gobierno conforme evolucionen las circunstancias
de mercado internacional y su repercución en el costo eco-
nómico y social del país, condiciones completamente incie£
-112-
tas, al menos por el momento.
De todos modos, con el propósito de seguir con este estu-
dio, se considera las dos expansiones para el transporte
de crudo, de 350 y 400 mil BPD tomando los precios anota-
dos en la sección 6.4.1, a.
Determinación de la Energía Eléctrica
La energía eléctrica en las condiciones de expansión se la
estima a partir del valor 2i565 KWH/BP, calculado en g de
2.2.4 como promedio de las relaciones entre la energía e_
léctrica consumida por las unidades ALGO KWH y el crudo bom
beado PBARO.
El consumo anual de energiá en las nuevas condiciones de
flujo sería:
Energía35Q.oOO = 350.000 BPD x 365 D x 2,565 KWH/BP =
327.68 GWH
Energía400.ooO = 400.000 BPD x 365 D x 2,565 KWH/BP =
374,49 GWH
El valor de 327,68 GWH se lo utiliza como promedio del
-113-
consumo medio anual de energía por parte de las unidades de
bombeo en el período 1990-2000, y el de 374,49 GWH en el perí^
odo 2000-2010.
Se puede añadir también, que estos consumos no distan mucho de
los calculados por la fórmula de regresión lineal*-*': 338, 99
GWH para 350 mil BPD y 391,28 GWH para 400 mil BPD, lo que per
mi te asegurar que los valores encontrados están dentro de los
límites reales.
Al consumo de las unidades de bombeo , debe añadirse el perte-
neciente a instalaciones de campamento y equipos accesorios ,
que en las dos condiciones de expansión presentan potencias
(2)de 1.551,01 y 982,68 KWV ' •
Se asume para ellos, un factor de carga anual de 75%, es de
cir, aproximadamente igual al promedio obtenido de los 7 años
de estadísticas correspondientes al consumo de la estación Pa
pallacta desde la central de la
La energía total consumida en las condiciones de expansión se
ve en detalle en el Cuadro RESUMEN 5 y en resumen es: 344,33
GWH y 391,14 GWH.
(1) Referirse a la sección 2.2.4, f.
(2) Referirse a los Cuadros RESUMEN 3 y 4.
(3) Referirse a la sección 2.2.5 -cuadro- .
-114-
3.3 PREVISIÓN DE DEMANDA DE ESTACIONES PE BOMBEO DEL FOLIPUC-
TO SHUSHUFIMDI-QUITO
3.3.1 POTENCIA Y ENERGÍA REQUERIDAS EN LA CONDICIÓN DE
EXPANSIÓN
a Po t ene ia_El_éc trica
La capacidad de transporte actual del Poliducto está copada por
condiciones de diseño de la tubería, por lo tanto no habrá un
incremento en la potencia eléctrica instalada ni en la demanda
máxima correspondiente a la operación de transporte: lo que sí
puede ocurrir es un aumento de horas de operación del sistema,
si de antemano se presenta una mayor producción de LPG y/o ga-
solina natural en los campos de explotación petrolera de la zo
na.
De efectuarse una expansión, será exclusivamente por necesida-
des del campamento. En las estaciones de Chalpi, Quijos y Shu-
shufindi se asume que la carga eléctrica para instalaciones to
madas del Cuadro RESUMEN 2 aumentará en un 30% en cada una; en
la estación de Osayacu se va a centralizar las operaciones de
mantenimiento y abastecimiento de equipos, repuestos, instru-
mentos de laboratorio, etc., motivo por el cual a noviembre de
1985 se inició la construcción de las nuevas edificaciones, las
mismas que representarán una carga extra de 50%, al concluir
-115-
las obras en el año 1986, en que se inicia una etapa de re-
organización de las actividades de mantenimiento de las esta-
ciones de bombeo del Poliducto. Estos incrementos se conside
ran constantes en el período 1990-2010.
Según lo anotado, el incremento total es de 14 KW, por los que
la potencia requerida por las estaciones del Poliducto una
vez realizadas las expansiones sería de 1.420,56 KW. El deta-
lle puede apreciarse en el Cuadro RESUMEN 6.
b Energía EléctjrjLca
En la determinación del consumo de energía eléctrica por parte
de las estaciones de bombeo del Poliducto, se deben hacer las
mismas observaciones que las mencionadas en la sección 3.2.2,b
para el caso del SOTE, según lo cual sería imposible estable-
cer con exactitud la magnitud de este consumo. Por lo tanto,
se procede a realizar una estimación de la cantidad de mate-
rial a evacuarse, las horas de operación y la energía eléctri-
En vista de que no se dispone de la suficiente información es-
tadístíca sobre la operación del Poliducto, la que permitiría
efectuar un cálculo de extrapolación, se asume por efectos
prácticos de este trabajo, que el volumen de LPG y/o GN bombe^
ado corresponde a un porcentaje definido del crudo bombeado
-116-
por el SOTE, puesto que aquel los materiales son subproductos
extraídos como resultado de la explotación del petróleo, y
si aumenta el volumen de crudo bombeado . se puede esperar un
incremento de la cantidad de material evacuado por el Poli
ducto , pues de antemano se presentó una mayor producción en
los yacimientos de hidrocarburo.
La relación anual: Volumen de LPG (y/o)GN / Volumen de crudo,
para los años 1984 y 1985 ^ •*• ' es de aproximadamente 0,5 "L v£
lor que se toma como referencia para todo el período de es tía
dio. Los años 1982 y 1983 con porcentajes menores, se los
considera que pertenecen a una etapa de transición en la ope
ración del Poli ducto , porque su operación la inició en 1982.
Entonces , el volumen de LPG y/o GN bombeado por el Poliducto
en un año
- de 101.712 m3 en el período 1990-2000(2>
- de 116.242 m3 en el período 2000-2010(3)
Con estos valores y los promedios: 30 m3 de material bombea_
(1) Hasta agosto de 1985.
(Z) Período en que el SOTE transporta 350.000 BPD.
(3) Período en que el SOTE transporta 400.000 BPD.
(4) lm3 = 6,28 barriles.
-117-
do/hora de operación y 45,72 KWH/m-* de material bombeado^ *'
se obtiene los siguientes resultados para cada año de opera
ción :
PERIODO
VOLUMEN
BOMBEADO
«3
HORAS DE
OPERACIÓN
ENERGÍA
CONSUMIDA
GWH
1990-2000 101.712 3.390 4,65
2000-2010 116.242 3.875 5,31
Ahora bien, la energía consumida por equipos accesorios que o-
peran conforme lo hagan las unidades de bombeo, se calcula de
la siguiente forma:
Energía199o-2000 = 215,04 KW x 3.390 H = 0,73 GWH
Energía2ooO-2010 = 215,04 KW x 3.875 H - 0,83 GWH
En donde: - 215,04 = la potencia que corresponde a equipos ac
cesorios tomada del Cuadro RESUMEN 2, se
mantiene incluso en la condición de ex-
pansión.
Con respecto a los consumos de campamento y otras instalacio
nes, se procede así:
Energía . , , = 54 KW x 8.760 H x 0,6 x 0,75 =dos períodos
0,21 GWH
(1) Referirse a la sección 2.4.3
-118-
En donde ; - 54KW = potencia correspondiente a los consumos
propios de campamento y otras instala-
ciones, Cuadro Resumen 6.
8.760 H x 0,6 = total de horas en un año multi-
plicadas por el factor de simul-
taneidad estimado.
0,75 = factor de carga anual, que se lo asumes^
mi lar al empleado para el mismo t ipo de
consumo en el SOTE, como consta en 3.2,2,b
El detalle del consumo de energía eléctrica se detalla en el
Cuadro RESUMEN 7. Este consumo total es: 5.591 GWH y 6.355 -
GWH, en las condiciones de expansión.
3.4 PROYECCIÓN DE DEMANDA DE LAS POBLACIONES
3.4.1 ANTECEDENTES
En esta sección, el objetivo es definir los requerimientos de
potencia y energía eléctrica de los habitantes de las pobla-
ciones cercanas al SOTE, las mismas que fueron seleccionadas
en el capítulo anterior.
En estas poblaciones, con características propias de una zona
rural, los habitantes se desenvuelven en un ambiente que en la
mayoría de casos, carece de los más esenciales servicios y o-
bras de infraestructura. Por lo que, esta situación vendría
a mejorarse en gran parte, gracias a los beneficios sociales
-119-
y económicos que derivan del disponer de servicio eléctrico,
especialmente si se consigue la incorporación de la mayor
cantidad de habitantes, y por supuesto, al menor costo y me_
jor calidad posibles.
De cumplirse estas (51 timas condiciones, se estimularía el de_
sarrollo productivo del sector, puesto que por un lado, se es_
taría mejorando el nivel de vida y los medios de explotación
de recursos, y por otro, se frenaría el problema de migra-
ción que afecta a todo el país, manteniendo a la gente en su
tierra, en la que con mano de obra y trabajo eficientes, se
aprovecharían fuentes de producción como la forestal, agríc<)
la y ganadera, que distinguen a la zona.
Como se indicó en secciones anteriores, en este trabajo se
estudia la posibilidad de solventar eléctricamente la demanda
energética de las instalaciones relacionadas con el transpor^
te de crudo. El suministro de energía eléctrica se lo debe
hacer a través de un sistema de transmisión perfectamente -
dimensíonado en etapas previas a su construcción, lo que se-
rá posible, siempre y cuando las cargas eléctricas a servir-
se estén muy bien definidas tanto en las condiciones actua-
les, como en las previstas para el futuro.
Con este antecedente, y conocidas las ventajas de servir e-
léctricamente a las poblaciones, se va a incluir en el análi
-120-
sis, a más de las cargas de las estaciones de bombeo, las co-
rrespondientes a los consumos de los habitantes, lo que deter-
mina la necesidad de realizar la proyección de demanda de las
poblaciones.
El método tradicional aplicado en las proyecciones de demanda
eléctrica, se basa en la estimación de valores futuros partieri
do de series históricas que indican la forma en que han evolu-
cionado ciertos parámetros inherentes al servicio eléctrico :
crecimiento de población servida, del número de abonados, con-
sumos específicos, etc. Estos datos son factibles de tenerse
en poblaciones que han contado con servicio eléctrico por un
tiempo apreciable, y que por lo tanto, permitan tener una idea
clara de los antecedentes de dichos parámetros y la forma de
predecirlos.
La proyección que se realiza en este caso es de carácter parti
cular, puesto que son áreas que no tienen servicio eléctrico al
gunOj y que en el mejor de los casos ha sido instalado recien-
temente. Por lo tanto, al no existir suficientes datos esta-
dísticos , la proyección se lleva a cabo estableciendo metas en
cuanto se refiere a población servida, factor de carga, pérdi-
das, etc., y que se espera ocurran en años futuros, analizan
do en el proceso los datos de población y vivienda del INEC, la
limitada información proporcionada por UNEPER, y haciendo com-
paraciones con los sistemas eléctricos de características simi
-121-
lares que han contado con servicio eléctrico por algunos años.
La información utilizada, así como las consideraciones y meto-
dología a seguirse en la proyección de demanda eléctrica, se
ven a continuación. Pero, previamente se realiza una proyec -
ción de población, con el propósito de conocer aunque aproxima^
damente t el número de habitantes de los lugares a los que sede^
sea servir con energía eléctrica.
3.4.2 PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN
Las proyecciones de población son de suma importancia, puesto
que porporcionan una idea de la magnitud que alcanzará la po-
blación en el futuro, a la que están destinados todos los pro-
gramas de desarrollo social y enconómico, uno de los cuales es
el abastecimiento eléctrico.
a Información Utilizada
1. Como punto de partida se toma la población total-incluidas
áreas urbanas y rurales- de cada una de las parroquias a
las que pertenecen las localidades ya seleccionadas. Estos
datos han sido publicados por el INEC^', según los resul-
tados definitivos del censo de población y vivienda del a-
ño 1982, los cuales constan en el Cuadro 3.2.
(1) REF. 17
-122-
2. Proyección de población realizada por el I N E C , Cuadro
3.3, para el período 1982-1995 a nivel cantonal, de la
que se consideran aceptables únicamente las tasas de cre_
cimiento anuales correspondientes al período 1982-1985.
En los años posteriores las tasas de crecimiento parecen
ser demasiado altas, sobre todo en los cantones de Lago
Agrio, Orellana y Shushuf indi-Central , criterio que que-
da corroborado por la siguiente observación:
La proyección desarrollada por el INEC se basa en un mi£
mo método matemático de desagregación para todas las pro
vine i as , cantones y áreas urbanas y rurales, dando mayor
ponderación a la tendencia de crecimiento problacional en
el último período ínter censal 1974-1982, sin que inter-
venga un análisis de índices de nacimiento, mortalidad ,
migración, que obviamente inciden en el resultado defin^
tivo de una proyección .
Tal como fue explicado por el personal del Centro de Análi-
sis Demográfico del INEC, los datos correspondientes a estos
parámetros no han sido publicados todavía para la provincia
del Ñapo, coincidiendo también en el sentido de que las ta-
(1) REF 16
-123-
sas de crecimiento antes mencionadas son altas.
En efecto, un ritmo de crecimiento poblacional acelerado se eje
plica en los cantones de Lago Agrio y Orellana -incluido Shu-
shufindi-, principalmente por motivos de migración debido a las
actividades petroleras que lograron pleno apogeo en la década
del 70, tiempo en el que se produjo el asentamiento de grandes
contingentes humanos provenientes de otras provincias, princi-
palmente de Loja.
Pero, se debe pensar que la migración a estas áreas, debería Í£
se saturando paulatinamente para empezar a disminuir, lo que
daría una tasa de crecimiento poblacional también menor, hasta
llegar a un límite que resulte de un crecimiento natural vege-
tativo relacionado con dos factores: nacimientos y defunciones.
En este estudio, esa tasa límite de crecimiento poblacional se
asume que sería igual a 2,62%, que corresponde a la tasa media
de crecimiento poblacional de todo el país para el período in-
tercensal 1974-1982Í1).
Las tasas de crecimiento empleadas durante el período de estu-
dio en la proyección poblacional, se las est ima aplicando el
método explicado en la siguiente sección.
(1) REF • 5 Centro de Estudios de Paternidad Responsable CEPAR.
-124-
b Me t odo 1 og í a y Cons i de rae i one s
1. Dependiendo de cuan cercanos estén los centros poblados re£
pecto de cada una de las estaciones de bombeo del SOTE, se
los agrupará de modo que la población total pueda obtenerse
de forma global en un solo punto tomado como referencia. Es-
tos puntos con los centros poblados que los conforman y el
número total de habitantes a 1985 son los siguientes:
PUNTO DE
REFERENCIA
ESTACIÓN
SOTE
CENTROS
POBLADOS
POBLACIÓN
1985
Papallacta Cuyuja
Oyacachí
775
Baeza
Baeza
Cosanga
Borja
Sardinas
Linares
El Chaco
Santa Roda de
Quijos
Díaz de Pineda
7.231
-125-
PUNTO DE ESTACIÓN
REFERENCIA SOTE
CENTROS
POBLADOS
POBLACIÓN
1985
Lumbaquí
Lumbaqui
San Pedro de Cofa
nes
El Dorado de
cales
3.658
L.A.Lago Agrio . Nueva Loja
. Dureno28.438
. Shushufindi Central
. La Joya de los
L.A. Lago Agrio Sachas 14.856
. San Sebastián del
Coca.
POBLACIÓN TOTAL: 54.958
Cabe hacer dos aclaraciones:
En el punto L.A. de referencia que corresponde a la estación
originaria del SOTE Lago Agrio, la proyección de población se
la determina en forma separada, así: en el punto L.A.j ladel
-126-
cantón Lago Agrio, y en L.A-2 la de Orellana y Shushufindi
Central, en donde se encuentran los campos de producción
hidrocarburífica.
En el punto P no se toma en cuenta la población de Papa-
llacta del cantón Quijos, puesto que ésta se abastece e-
léctricamente desde la planta hidráulica de la HCJB que
cuenta con 6.000 KW de capacidad instalada, y tieneunode
los índices más altos de electrificación en toda zona, 7,11
HAB/AB al año en 1982 -'. Por estos motivos , además de que UNJ5
PER no tiene vinculación alguna con la adminsitración de su
sistema eléctrico, tampoco se la incluye en el análisis de
demanda eléctrica.
2. La proyección de la población se realiza anualmente para
el período 1982-2010 en cada punto de referencia. El d£
talle de los resultados obtenidos y las tasas de creci-
miento utilizadas en el cálculo, pueden observarse en el
Cuadro 3.5.
Las tasas de crecimiento, se las toma de la proyección
del INEC a nivel cantonal, sólo desde el año 1982 al año
1985 (2;_ A partir de este año, se las obtiene aplican-
do el siguiente proceso:
(1) Referirse al Cuadro 3.2
(2) La justificación se anota en a de 3.4,2
-127-
Se define primeramente unas tasas de crecimiento anuales,
consideradas adecuadas al final de cierto período, deperi
diendo del cantón y de las tasas dadas en 1985. A par-
tir de estas últimas, se va variando en forma lineal, C£
mo se muestra en el gráfico 3.2, hasta llegar sucesiva -
mente a las tasas definidas y que constan en el Cuadro -
3.4 tomando por último el valor de 2,627n ', tasa que se
mantendrá hasta el año 2010.
Se debe anotar que las tasas de crecimiento para el pe-
ríodo 1985-2000 así obtenidas, podrían seguir siendo al-
tas, especialmente en Shushufindi Central, Orellana y La.
go Agrio, pero se piensa que esta situación es más rea-
lista que si se tomara la proyección del I NEC, que evi-
dentemente mentendría un ritmo de crecimiento poblacio-
nal excesivamente acelerado inclusive hasta el año 2010.
Conocidas las tasas de crecimiento, la población Pn en
el año de proyección se calcula con la relación:
Pn = P0 (1 + r)*
en donde : - r - tasa media de crecimiento anual.
- Pn = población en el año de proyección.
- Po = población en el año de inicio de la pro
yección.
(1) La justificación se anota en a de 3.4.2
-128-
n - número de años transcurridos entre las ocurrencias
de Pn y P0.
Así por ejemplo, la población del punto P en año 1986 sería:
P86 = P85 < 1 + 0,0421 í1
P86 = 775 ( 1,0421 ) = 805
3. En el cantón Shushufindi Central, la proyección se realiza
exclusivamente en su cabecera cantonal Shushufindi, ya-
que las demás parroquias están muy alejadas del área de
estudio.
Ahora bien, Shushufindi Central se cantonizó en el año
1984, y el INEC efectuó su proyección de población desde
este año, y a nivel cantonal, por lo que no se tiene la pcj
blación de Shushufindi en forma individual. Para encon-
trarla se hace la siguiente consideración: La población
de Shushufindi varía con la misma tasa de crecimiento me_
dia anual con que lo hace el cantón Orellana desde 1982 a
1984, y con la de Shushufindi Central desde 1984 en ade-
lante, porque este cantón se separó de Orellana y Shushu-
findi Central parroquia pasó a ser Shushufindi.
-129-
3.4.3 PROYECCIÓN DE DEMANDA Y CONSUMO DE ENERGÍA
ELÉCTRICA
Para la zona de estudio no se tiene la suficiente información
estadística sobre cantidad y tipo de abonados, consumos de e-
nergía, factores de carga, ete. que permitirían realizar la
proyección recurriendo a un método de extrapolación. Por lo
que, con los datos que fue posible conseguir, y utilizando
criterios personales en el establecimiento de metas, la mayo-
ría de ellas por comparación con sistemas que cuentan con al-
gún tiempo de electrificación, se procede a definir la poten-
cia y energía requeridas actualmente y en el futuro.
a Información Utilizada
1. proyección de la población en períodos anuales, desarrc)
liada en 3.4.2 y detallada en el Cuadro 3.5.
2. Datos del 1NEC del cuarto censo de población y tercero de
vivienda del año 1982 a nivel parroquial, en base a los
cuales se establecieron ciertos parámetros característ^
eos de la zona, como son:
Habitantes por abonado, considerando que cada vivien-
da con servicio eléctrico de red pública es un abonado
Habitantes por vivienda, que da un promedio de 5 HAB/VIV
para toda el área.
-130-
Para el año 1982, esta relación es bastante alta, sobre
todo en los cantones de SSF y Orellana. Situación ale-
jada de lo óptimo , que sería el de contar con la mayor
parte de población electrificada, ésto es, con un índi-
ce que se acerque a 5 HAB/AB.
Población servida desde red pública, total y en
ción con la parroquial.
Todos estos valores se indican en el Cuadro 3.2.
3. Datos proporcionados por UNEPER exclusivamente para el año
1985 y que constan en el Cuadro 3.6 como promedio en cada
punto de referencia:
Número de abonados clasificados según el tipo de servi-
cio: Residencial R. , Comercial C. , Industrial I., Alum-
brado Público A.P., Entidades Oficiales E. O. ,
La respectiva energía facturada, y la total generada,
KWH,
Consumo de diesel en galones,
Valor por unidad de energía facturada, sucres/KWH, d '
(1) FUENTE: Documento RESUMEN DE LA ENERGÍA GENERADA Y FACTURADA POR LOS
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE LA AMAZONIA, GALÁPAGOS, Y AISLADOS EN
1985.
-131-
- Demanda Máxima DMAX en KW .
En base a estos datos y en el mismo Cuadro se calcula los
valores promedio de :
Población servida P^, tomando en cuenta el hecho de que
en estas zonas aproximadamente el 507, de los abonados
comerciales utilizan su vivienda para esta actividad ,
por lo que la población servida está directamente relji
cionada con el número de abonados tipo residencial y co
mercial. De ésto se deduce que la población servida
viene dada por la siguiente relación:
PS7Q « ( AB. R. + 0,5 AB. C. ) x 5 HAB/AB x 100
Población total
En donde : - Pgyo = población servida tomada en porcentaje
con respecto a la población total dada
en el Cuadro 3.4 para cada punto de re
ferencia en al año 1985.
- AB.R. = número de abonados residenciales.
- AB.C. = número de abonados comerciales.
- 5 HAB/AB = índice tomado para toda la zona.
(1) FUENTE: Respuesta al Cuestionario de JCI para UNEPER.
-132-
Relación entre el número de abonados comerciales y re
sidenciales , en porcentaje.
Consumo específico en KWH/AB/MES.
Relación: Consumo/Consumo total, para cada tipo de abo
nado.
Relación entre los Consumos Específicos y el correspoii
diente al residencial, en porcentaje, C. Esp./C.EspR.
Pérdidas, según la siguiente relación:
, , . , Energía Generada - Energía FacturadaPerdidasy,, = - E -- a
Energía Generada
El factor de carga, con la expresión:
_ Energía Generada -KWH-/ tiempo -HORAS- x 100/o
DMAX - KW -
4 . Como guía y base de comparaciones se tiene : Parámetros releí
cionados con el consumo eléctrico en las diferentes Empre_
sas Eléctricas del país en el año 1985 , lo que puede
observarse en el Cuadro 3.7.
-133-
b Metodologí^ y consideraciones
1. La proyección se realiza para el período 1985-2010, en for
ma anual y global en cada uno de los puntos de referencia
en que se definió la población de años futuros.
Solo en el cantón Quijos, la proyección se efectúa conjun-
tamente para los puntos P y B, porque tienen las mismas ca
racterísticas y los datos de partida al año 1985 son tota-
les para el cantón -Cuadro 3.5-, luego se procede a desglo
sarla en el Cuadro Resumen 8, según sea el porcentaje de po
blación correspondiente a cada punto: P, 9,687= y B,90, 3270 ,
el mismo que se asume constante en todo el período de pro-
yección.
El detalle de los resultados obtenidos puede observarse en
los Cuadros: 3.8, 3.9, 3.10, 3.11, para los puntos P y B,
L, L.A. i y L.A.2 respectivamente. El Cuadro Resumen 8,
muestra el resumen general de DMAX, Consumo y Generación
de energía en los puntos de referencia.
2. Puesto que se desea reemplazar los grupos a diesel ya ins-
talados, y de hecho, solventar las necesidades de energía
eléctrica tanto actuales como futuras, la proyección se rea
liza como que la población total a servirse con la nueva
-134-
alternativa de abastecimiento eléctrico, correspondería a
la de los potenciales consumidores que surgieren durante el
período de proyección tomando como punto de partida para el
cálculo el número de abonados de 1985, según consta en el
Cuadro 3.6.
El número de abonados estimados en Shushufindi Central, O
rellana y Lago Agrio, se incorporarían totalmente al sis-
tema eléctrico planificado una vez terminada su ejecución,
ya que en estos cantones se dispone únicamente de plantas
térmicas como fuete de energía eléctrica.
En cambio, con respecto a los cantones de Quijos y Sucumb_í
os, en donde los grupos de combustión para generación ya
instalados, se tiene o se están construyendo centrales hi-
dráulicas se hace la siguiente observación:
Una central hidráulica es una alternativa viable para el
suministro de electricidad, y evidentemente este tipo de
plantas seguirían operando, aunque por efectos prácticos
no se considere su capacidad instalada -180 KW^'- por ser
despreciable comparada con la demanda total de la zona.
Entonces la proyección se realiza del modo anotado ante-
riormente para los demás cantones.
(1) Referirse a la sección 2.5.4, a
-135-
3. Población Servida
A pesar de que lo ideal sería la incorporación de todos los
habitantes al nuevo sistema eléctrico se ve que una situa-
ción más cercana a la realidad sería el de conseguir una nú;
ta en la que se sirva eléctricamente a un 60% de la pobla
ción total en el año 2005, ésto es, casi como el 59,4 70 de
población servida a nivel nacional en el año 1983^^, lo-
grado en un período de 22 años desde que se fundó INECEL
en 1961. Solamente en Orellana y Shushufindi Central que al
año 1985 tienen una población servida considerablemente me-
nor que la correspondiente a los demás cantones, se reduce
este porcentaje al 50%.
No se toma una mayor cantidad de población servida, por dos
razones fundamentales:
Siempre quedarán caseríos tan alejados, que por el núme-
ro de habitantes y dificultades de acceso, resulta evi-
dente que la inversión en una línea de alimentación ha-
cia ellas es antieconómica, y,
Porque pasando un tiempo prudencial, que en este caso se
toma como los años transcurridos hasta el año 2005, las
(1) REF . 24
-136-
inversiones en el sector eléctrico estarán destindas a
mejorar los sistemas existentes, antes que a constru
ir nuevas líneas con el propósito de incorporar nuevos
abonados.
Tomando esta meta, y considerando una incoporación de a
bonados o habitantes de tipo lineal, se obtiene la releí
ción de población servida con respecto de la total, em-
pleando la expresión:
Pe -iRg/t = —— Pso/Pto + iCPsn/Ptn - Pso/Pto) / n
Pti
en donde:~Rs/t = población servida respecto de la total.
-Psi - población servida en cualquier año.
- Pti = población total en cualquier año.
- Pso = población servida en el año de inicio
de la proyección.
- Pto = población total en el año de inicio de
la proyección.
- Psn = población servida en el año n.
- Ptn = población total en el año n.
i = 1, 2, 3 ... para cado año entre 1985 y
2005.
- n = años transcurridos entre las ocurrenci-
-137-
cias de Pn y Po, en este caso 20, pues
to que el porcentaje de población ser-
vida se mantiene constante entre los £
ños 2005 y 2010.
Como un ejemplo de aplicación a la expresión anotada an-
teriormente se tiene para los puntos P y B en el año
1990:
s/t = = Ps85/Pt85 + 5(Ps2005/Pt 2005 - Ps 85/Pt85)/20Pt90
Rs/t • 0,3386 + 5 C 0,60 - 0,2614 ) / 20
Rg/t =0,3217
4. Abonados tip_g_ Residencial y Comercial
La población servida está estrechamente relacionada con el
número de abonados residenciales y comerciales. Se había
mencionado en la sección 3.4.3,a3-, que esta relación vie-
ne dada por la expresión:
Po = (AB.R. + 0,5 AB.C.) x 5 HAB/AB
-138-
Por lo que, si se puede a su vez establecer una relación
entre el número de abonados comerciales y residenciales,
PC/R , se tiene:
Ps = AB. R. x 5 + 0,5 x PC/R x AB. R. x 5
De donde el número de abonados residenciales sería:
AB. R. =
5 ( 1 + 0,5 PC/R )
Entonces , para determinar la cantidad de abonados resideri
ciales , conocida la población servida se debe definir
Una comparación de los Cuadros 3.6 y 3.7, permite conclu-
ir que en el año 1985, todas las localidades en estudio
tienen una relación PC/R bastante alta, sobre todo en La-
go Agrio -0,56-, Orellana y Shushufindi Central -0.91-,
que son mayores que cualquiera de las existentes en las Em
presas Eléctricas comparadas , las cuales han contado con
algún tiempo de electrificación™ Esto hace pensar, que
al incrementar la población servida en un tiempo dado, la
relación PC/R no se mantenga en valores tan elevados, si-
no que por el contrario tienda a disminuir, de modo que
el porcentaje de abonados residenciales sea mayor que el
de 1985.
(1) Referirse al Cuadro 3.7
-139-
En la proyección que se está efectuando, se asume que las
relaciones PC/R descienden linealmente desde los valores
dados en 1985, hasta adquirir aquellos que se espera ocu-
rran en el año 2000, así:
En Quijos y Sucumbíos : PC/R = 0,20
En Lago Agrio : PC/R = 0,23
En Orellana y Shushufindi
Central : PC/R = 0,32
Valores relativamente altos, si se los compara con los co-
rrespodientes a las de 1985 en las Empresas Eléctricas to-
madas como modelo en el establecimiento del Consumo Espec^
fico Res idencial, situación que sinembargo parece razona-
ble , si se considera que la zona seguirá constituyendo el
centro de la actividad petrolera, y por tanto el movimien-
to comercial se mantendrá también en niveles elevados.
5. Consumo Especifico Residencial y Comercial
El consumo específico residencial C. Esp. Res. dado en KWH/
AB/MES, da una idea de la capacidad de consumo de los aboné!
-140-
dos tipo residencial, y su valor depende directamente del
poder adquisitivo de los habitantes de una determinada pc>
blación, y de las condiciones propias de la zona.
En esta proyección se considera que el valor de 1985, au-
menta conforme se intensifique el desarrollo social y eccj
nómico de la zona, algo que se espera ocurra, debido a las
excelentes perspectivas que resultan del sinnúmero de re-
cursos factibles de explotarse.
Este índice se lo incrementa del siguiente modo:
Las poblaciones pertenecientes a los cantones de Quijos y
Sucumbíos, que parten de valores bajos comparados con el
de Lago Agrio, se asume que crecen linealmente hasta lle-
gar en el año 2010 a consumos específicos residenciales de:
54,79 en los puntos P y B, y 60,74 en L, obtenidos al uti-
lizar una tasa de crecimiento media anual de 3%.
Lo que significa que las poblaciones de Quijos y Sucumb^
os, adquirirán características más o menos similares a las
del año 1985 en las Empresas Eléctricas : Bolívar S.A.
-48,62-, Riobamba S.A. -62,72-, Regional del Sur S. A.
-59,27-, situación que sería correcta, dadas las condicio-
nes de vida actuales de las poblaciones pertenecientes a
-141-
estas empresas.
Con respecto a las poblaciones de Orellana y Shushufindi Gen
tral con un C. Esp. Res. a 1985 mayor que el de los anterio
res cantones, se toma el índice de 87,25 en el año 2010 obt£
nido con una tasa de 1% anual, lo que indica que para enton-
ces estas poblaciones estarían con características semejan-
tes a las de 1985 en la Empresa Eléctrica Regional Norte
-70,62-, El crecimiento se lo hace en forma lineal. En las
poblaciones de Lago Agrio, que en el año 1985 parten con un
valor de 83,84 KWH/AB/MES, se cree que pueden ir aumentan-
do linealmente hasta llega a un límite de 104,82 -aplicando
una tasa de 1,57, anual- en el año 2000, manteniéndose este
valor, inclusive hasta el año 2010, ya que no es probable que
llegue a ser mayor, porque la situación económica de los ha-
bitantes con toda seguridad no alcanzará las condiciones co-
mo para que este índice tienda a parecerse a los del año 1985
en EMELEC INC. o en la E.E. QUITO S.A. con 225,83 y 174,23
KWH/AB/MES. De todos modos un índice de 104,82 es bastante
bueno, y está dentro de los valores correspondientes a Esme-
raldas -113,41-, EMELMANABI -99,48-, El Oro -99,65-, EMEL-
GUR -105,97- en el año 1985, que son apropiados para la zo-
na en cuestión.
El consumo específico comercial, a igual que el número de a-
-142-
bonados comerciales, está relacionado con el correspondien
te al tipo residencial.
Se acostumbra a dar una idea de esta variable, por medio
de una relación entre estos dos consumos específicos R.y C.
con lo que se tendría lacapacidad de consumo de los abonados
comerciales tomando como referencia la de los residencia-
les.
Según el Cuadro 3.7, este índice varía entre los límites que
para el año 1985 son de 1,68 y 3,52 con un promedio de 2,47.
Por lo que partiendo de estos datos, para realizar la proyec-
ción de definen los siguientes índices:
En Quijos, se parte del año 1985 con un índice C.Esp.Res./
C.Esp.Com.de 3, que para la zona sin duda es demasiado al-
to, por lo que se le hace llegar al año 2000, a un valor
de 2,40 que parece ser más adeucado, y que se lo mantiene
hasta el año 2010.
En Sucumbíos,y Orellana y Shushufindi Central,que en elaño
1985 toman valores de 1,93 y 2,11, se estimó que están den
tro de los límites dados, por lo tanto un índice de 2 al
cual se les puede aproximar es correcto para ser utilizado
durante el período de proyección en estos cantones.
-143-
Igual consideración se hace en Lago Agrio, adoptando el ín
dice 2,14 para el período total de proyección.
El crecimiento o decrecimiento, según se requiera, de los indi
ees C.Esp.Res. y de la relación C.Esp.Com/C.Esp.Res., para los
períodos y localidades ya indicados, se lo hace en forma lineal.
6. Consumos _Ti_p_g Residencial y Comercial
Se dice que es consumo residencial cuando la energía eléc-
trica está exclusivamente relacionada con el uso doméstico;
y comercial, cuando la energía se utiliza para fines de ne-
gocio, actividades profesionales, tiendas, almacenes, hote-
les, etc.
Estos consumos se los puede determinar fácilmente con los
parámetros calculados anteriormente: número de abonados y cori
sumo específico, así por ejemplo, en el cantón Quijos estos
consumos al año 1986 serían:
Consumo Residencial = AB.R. x C.Esp.Res. x 12 meses.
Consumo Residencial = 346 x 26,17 KWH/AB/MES x 12 meses=
108,66 MWH
-144-
Consumo Comercial - PC/R x AB.R, x C.Esp.Com. x 12 meses
Consumo Comercial = 0,4191 x 346 x 3(26,17) x 12 meses =
136,62 MWH
7. Consumo Tipo Industrial, Alumbrado Público y Otros
El Con_sumo Industrial se refiere a aquella energía emplea_
da en fábricas, talleres, aserraderos, molinos, etc. Debe
anotarse que existen otras cargas como las pertenecientes
a las estaciones de bombeo, que siendo industriales, mere-
cen ser tratadas en capítulos aparte por considerárselas
"cargas especiales",
El Consumo de Alumbrado Público A. P. se denomina a la enei:
gía utilizada para el alumbrado de calles , parques, pla-
zas, etc.
Otros Consumos , incluye a la energía para oficinas y enti-
dades oficiales, bombeo de agua para el consumo de residert
cias, etc.
Por lo general, a cada uno de estos consumos se acostumbra a
calcularlos en forma individual, pero en vista de que no se
dispone de los datos estadísticos necesarios, lo que se hace
-145-
en esta proyección es encontrar el consumo global de los abona
dos de este tipo.
Primeramente, se establece un porcentaje con el cual se espera
participen hacia el año 2000 cada uno de estos consumos, así:
Para todas las poblaciones, se toman como adecuados unos con
sumos destinados a Alumbrado Público y Otros de 8?0 y 47Dres
pectivamente, que por supuesto están dentro de los valores
obtenidos en las Empresas Eléctricas a 1985' .
Con respecto al consumo industrial, se considera que esta
actividad logrará incrementarse en años futuros, precisamen
te por la riqueza de recursos naturales de la zona. Por lo
que, para el año 2000 se toman los siguientes porcentajes:
En Quijos y Sucumbíos que parten de una actividadidustrial
nula en 1985: de 8Z,esto es aproximadamente 2%mayor que el ccí
rrespondiente a la Empresa Eléctrica del Sur.
En Lago Agrio, de 20%,y enOrellana y Shushufindi Central de
107=. En ambos casos, se estaría duplicando práct i c amen te
el consumo industrial de 1985. Estos porcentajes parecen
ser correctos , puesto que no llegan a ser tan altos como
(1) Referirse al Cuadro 3.7.
-146-
el de la mayoría de las Empresas Eléctricas.
En todo caso, de Lago Agrio se puede decir que su consumo in
dustrial llegaría a ser similar al de 1985 en Ambato -21 Z-
y El Oro -2170-, y Orellana y Shushufindi Central) seguirían
consumiendo a igual que en 1985 aproximadamente la mitad de lo
de Lago Agrio.
El aumento de estos porcentajes se lo hace linealmente
de el año 1985 al 2000, manteniendo el de este último hasta
el 2010-
Una vez dados estos valores, se deduce con qué porcentaje e£
tarían participando cada uno de los consumos respecto del t<)
talj así para el año 2000, se tiene:
CONSUMO EN PORCENTAJECANTÓN A.P. + OTROS + INDUSTRIAL RES. + COM
Quijos 8 + 4 + 8 8 0
Sucumbíos 8 + 4 + 8 8 0
Lago Agrio 8 + 4 + 2 0 6 8
Shushuf indi Gentral y Orellana 8 + 4 + 1 0 7 8
-147-
Puesto que ya se conoce el consumo residencial y comerci-
al^l', con el porcentaje correspondiente a estos consumos se
determina el consumo total:
CONSUMO TOTAL = Consumo Res. + Consumo Cogu
P(R+C)
en donde: - Pfpj-rl = relación con la que participan los cotí
sumos residencial mas comercial, se-
gún el año de proyección.
A manera de ejemplo se tiene para el cantón Quijos:
(108,66 + 136,62) MWHCONSUMO TOTAL =
0,845
en donde: 0,845 = relación con que participan el consumo res i1
dencial y comercial en el año 1985.
El Consumo Industrial, mas Alumbrado Público y Otros sería:
CONSUMO IND.+A.P.+O. = 0,155 x 290 MWH * 44,95 MWH
en donde: 0,155 = relación con que participan estos consumos
( 1 - 0,845 )
(1) Referirse al punto 6 de esta sección, y a Cuadro de Proyección.
-148-
8. Factor de Carga
El factor de carga fe está determinado prácticamente por
los hábitos de consumo de los abonados. Los consumos ti-
po rensidencial y comercial establecen una curva de carga
diaria standar, por lo que se puede asegurar que el fe me_
jorará con los aumentos del consumo industrial. En el
sector rural, la demanda máxima alcanzada durante el tiem
po de funcionamiento de las cargas industriales normaImen
te está por debajo de la demanda máxima obtenida de la
curva diaria de carga de la zona, porque la ocurrencia de
la demanda máxima no coincide para los consumidores indu£
triales y demás usuarios. Por lo tanto, las cargas induj^
tríales del sector rural contribuyen a mejorar de modo a-
preciahle el factor de carga, sin influir necesariamente
en la demanda máxima del sector.
Se espera entonces que con los incrementos de consumo in-
dustrial definidos anteriormente, el fe llegue también a
valores mayores asumiendo una variación lineal.
Los fe de cada uno de los cantones, que se prevee ocurran
en el ano 20UO son:
En Quijos y Sucumbíos:
fe de 20% , tomando en cuenta que se parte de un consu
-149-
mo industrial nulo a factores de carga de 13% y 1270 en
cada zona, hasta llegar a un 87o de consumo industrial ,
parece que el incremento del fe es razonable, a pesar
de que se mantiene bastante por debajo del nivel dado
para las Empresas Eléctricas como base de comparación.
En Lago Agrio de 4070 y Orellana y Sucumbiós de 3870, va-
lores adecuados si se mira los fe al año 1985 y los res_
pectivos incrementos de consumo industrial.
Los fe dados se mantienen hasta el año 2010.
9. Pérdidas
Estas pérdidas corresponden a los sistemas de distribución
eléctrica de los centros poblados que se van a incorporar
al nuevo proyecto.
Estas pérdidas en los sistemas rurales se deben principal-
mente a que las líneas de distribución trabajan altamente
descargadas, a que recorren distancias muy largas para po-
der llegar a consumidores que en estas áreas usualmente se
hallan dispersos, y al contrabando de energía.
Para disminuirlas, se requieren de fuertes inversiones, las
mismas que dependen de las medidas a tomarse para el mejo
-150-
ramiento del sistema eléctrico: aumento de calibre del cori
ductor, medidas que eviten el contrabando de energía, cam-
biar la topología del sistema, e te. Dada la situación ec<)
nómica actual del país, no se puede contar con una reduc-
ción radical de estas pérdidas, al menos a corto plazo.
De todos modos, se puede esperar un efecto neto de disminii
ción de pérdidas, aunque en pequeña escala, al reemplazar
los métodos de abastecimeinto eléctrico.
Un nivel aceptable de pérdidas en estos sistemas para el a
ño 2000 serían:
En Quijos y Sucumbíos, de 14%. En el caso de Sucumbíos,
quiere decir que las pérdidas aumentarían, pero tampoco-
se puede tener valores muy bajos en sistemas que al pare
cer van aumentando notablemente el número de abonados.
En Lago Agrio de 1870, y
En Ore11ana y Shushufindi Central, se asume llegaría a
un nivel de pérdidas de 20%, que es el más alto de todos,
pero se debe a que parte a su vez de un 3070 de pérdidas
en 1985.
-151-
10. Energía Genera_da y Demanda Máxima
Todas las variables encontradas anteriormente permiten d<;
finir la energía generada EQ y la demanda máxima DMAX, en
cada punto para todo el período de proyección.
CONSUMO TOTAL
( 1 - factor de pérdidas)
DMAX •
fe
en donde: fe = factor de carga
3.4. PREVISIÓN DE DEMANDA DE LOS NUEVOS PROYECTOS A INSTALAR-
SE EN LA ZONA DE ESTUDIO
En esta sección se hace una estimación de demanda de potencia y
energía de los proyectos industriales que se prevé van a insta_
larse en la zona, y la debida a la expansión de los ya existen-
tes .
Estos proyectos son:
1. Refinería Amazonas, cuya construcción está decidida
-152-
2. Los campos de producción petrolera en donde se hará una ejj
timación de carga eléctrica en caso de una posible expan -
sión, a igual que para las instalaciones que se alimentan
desde el sistema eléctrico del Consorcio CEPE-TEXACO de La_
go Agrio.
3. El proyecto Papallacta para bombeo de agua potable a Qu^
to, cuya ejecución es todavía incierta.
En el Cuadro Resumen 9 se da un detalle de las demandas máx^
mas y consumos de energía para el período 1985-2010 de cada u-
na de estas instalaciones, incluidas las pertenecientes a las
estaciones de bombeo y poblaciones. Los Gráficos 3.3 y 3.4
muestran gráficamente la forma en que han evolucionado estas
demandas.
3.5.1 REFINERÍA AMAZONAS
Este es un proyecto que se construirá junto a la planta de gas
de Shushufindi para satisfacer la demanda interna de combusti-
ble, principalmente de la provincia del Ñapo debido sobre todo
a la actividad petrolera. Esta refinería tendrá una capacidad
de 10.000 barriles e iniciará operaciones después de transcu -
rridos 19 meses a partir del 25 de noviembre de 1985, fecha de
-153-
la firma del contrato de su ejecución.
La carga estimada correspondiente sería de 2 MV/' ', asumiéndo-
se para el estudio un fe anual de 90%, con lo que el consumo
medio anual de energía sería de 15,77 GWH. Estos valores se
los toma para todo el período de estudio.
3.5.2 CAMPOS DE PRODUCCIÓN HIDROCARBURIFICA Y OTROS
En la zona de producción hidrocarburífica delimitada en el ca-
pítulo anterior, no se puede determinar con exactitud una ex-
pansión en cuanto a carga eléctrica se refiere, ya que esta de
penderá de muchas circunstancias aleatorias a la explotación y
extracción de crudo.
La misma observación se puede hacer con respecto a las empr<;
sas subcontratistas, entidades oficiales, y demás instalacio -
nes que reciben energía desde el sistema eléctrico del Consor-
cio CEPE-TEXACO, y que en gran parte, un aumento en su consu-
mo eléctrico ocurrirá si se presentan las condiciones favora -
bles para el impulso económico de la zona de Lago Agrio.
De todos modos, se asume para todo el conjunto que la DMAX de
8,7/ MW correspondiente al año 1985 se eleva a : 10,96 MW en
el período 1990-2000,y a 13,70 en el período 2000-2010 ésto
(1) FUENTE: CEPE(2) Según las secciones 2.4.2 y 2.4.3 : DMAX campos de produccio'n^6,43 MW.
DMAX compañías subcontratistas, entidades oficiales, otros= 1,14 MW.DMAX pozos L.A.= 1,20 MW.
-154-
es, dos incrementos sucesivos de 257Q cada uno. El fe anual se
lo toma igual a 90% , con unos consumos medios anuales de 86,41
GWH y 108,01 GWH. Referirse al Cuadro Resumen 9.
3.5.3 PROYECTO PAPALLACTA PARA BOMBEO DE AGUA POTABLE A
Con respecto a este proyecto es necesario hacer previamente una
aclaración :
Una vez dada a conocer públicamente su posible construcción, sin-
gió una seria polémica entre dignatarios y representantes de va
rios sectores públicos, por las ventajas y desventajas que pre-
sentaban su ejecución, así como por las circunstancias legales
en que se desarrolló el respectivo estudio. Como resultado de
lo indicado anteriormente, y en vista de que xisten otras alte£
nativas con este mismo propósito, el Municipio de Quito decidió
hacer un estudio para analizar la viabilidad técnica y econóini
ca de ellas, y proponer la solución más adecuada al problema de
déficit de agua potable en la ciudad de Quito.
Considerando que existe la probabilidad de que se opte por este
proyecto, que está ubicado dentro de los límites geográficos pía
teados en este trabajo, se analizará dos situaciones: la prime
ra que incluye la carga eléctrica debida a la construcción de
-155-
este s istema -CP- , y la otra que descarta su realización -SP-.
Características Generales del proyecto
Consiste en una propuesta de estudios y construcción que de e-
jecutarse cumpliría con las siguientes condiciones de equipa-
miento y construcción:
Entregar a la ciudad de Quito 3. 000 litros/seg. de agua
tada, en un plazo de 15 meses.
Captación ubicada en el río Chalpi, después de la unión con
el Papallacta y Tumiguina.
Estación de bombeo en el lugar de captación equipado con :
5 bombas de eje vertical accionadas con motores eléctri-
cos de 3.600 HP.
desarenador y equipos de cloración para eliminar arena
fina y el crecimiento de algas.
Línea de conducción con tubería de acero de 48" DE hasta llt¡
gar al Alto de la Virgen.
En este tramo se instalará una estación de bombeo reforzado-
ra -3 . 500 msnm- .
-156-
Continuación de la tubería por medio de un sifón de 42" DE,
a lo largo de la cual se prevé la construcción de 2 reduc-
toras de presión.
El sifón terminará en una planta de tratamiento locali-
zada en la zona de Bellavista.
El período de diseño es de 30 años.
La demanda eléctrica aproximada para el proyecto en cuestión s
llega a 46,20 MW, y para el presente estudio se asume que ope-
raría desde el año 1990, con un consumo medio anual de 402d'
GWH lo que corresponde a un fe de 997D.
Cabe señalar que la descripción aquí detallada se basa en la
muy restringida información que fue lograda en el Departamento
Técnico de la EMAP-QUITO.
3 . 4 R E S U M E N
Un resumen global de la proyección de demanda máxima y energía
de las cargas especiales y poblaciones para las condiciones de
expansión asumidas en el transcurso de este capítulo, se pue^
den observar en los Cuadros Resumen 9 y 10, clasificada según
la instalación y el punto de referencia a que corresponde, con
(1) FUENTE: EMAP-QUITO. Departamento Técnico.
-157-
siderando además las alternativas: sin y con el proyecto de bom
beo de agua potable a la ciudad de Quito -SP y CP-.
En el año 2010 límite del período de proyección se tienen los si
guientes consumos totales:
SP: DMAX = 82,12 MW ENERGIA= 567,78 GWH
CP: DMAX = 128,32 MW ENERGIA= 969,78 GWH
Los Gráficos 3.3 y 3.4 muestran la forma en que han evolucionado
estas demandas.
CUADRO 3.1
-174-
POTENCIA ELÉCTRICA DE LAS UNIDADES DE BOMBEO ALCO EN CONDICIONES DE EXPANSIÓN
NU
MER
O
DE
UN
IDA
DE
SO
PER
AN
DO
1 2 3 4 5
BPH
3.2
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6.0
00
10
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6
12
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0
14
.00
0
BPD
76
.80
0
14
4.0
00
24
9.9
84
30
0.0
00
33
6.0
00
HP
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0
34
.23
0,0
0
43
.51
2,0
0
49
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7,5
0
ME
DIA
A
RIT
MÉ
TIC
A
HP/
BPH
3,2
8
3,75
3,2
9
3,4
8
3,5
6
3,47
HP/
BPD
0,1
4
0,1
6
0,1
4
0,1
5
0,1
5
0,1
5
Para 1 Unidad :
Para 350.000 BPD:
Para 400.000 BPD:
HP Total * 2.500 x 0.84 + 2.500 x 0.85 + 1.850 x 0.68 + 2.800 x 0.89 + 2.800 x 0.90
HP Total = 10.495,00
HP Total = 3.47 x 350.000/24 = 50.604,17 HP
HP Total = 3.47 x 400.000/24 = 57.833,33 HP
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1982
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305
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1.03
327
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71.
379
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1.24
2
7.5
28
1.25
831
81.5
97
3.17
5
17.0
36
5.11
4
22.1
50
4.5
64
9.1
86
2.00
111.1
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93 85 62 193 72 189 40 29 263
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240 55
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3.19
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1 3 31 g 21 8 3 3 15 34 5 5 13
167 23 101
127 23
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31
54 62 93 45 75 26 2G 88 128
215
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486,8
3
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,50
901,2
8
138.9
6
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6
11,5
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5
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4
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0
9.06
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35,7
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47,1
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65,3
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37,0
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-175
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CANTÓN
AÑO
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
Tasa Media
de C
recim.
knual %
QUIJOS
POBLACIÓN
9.558
9.960
10.374
10.786
11.256
11.724
12.214
12.726
13.259
13.769
14.300
14.352
15.428
16.022
TC%
4,21
4,16
3,97
4,36
4,16
4,18
4,19
4,19
3,85
3,86
3,86
3,88
3,85
4,04
SUCUMBIOS
POBLACIÓN
5.690
5.989
6.258
6.560
6.901
7.248
7.615
8.001
8.408
8.805
9.222
9.661
10.120
10.601
TC%
5,25
4,49
4,87
5,20
5,03
5,06
5,07
5,09
4,72
4,74
4,76
4,75
4,75
4,92
LAGO AGRIO
POBLACIÓN
24.894
26.904
29.381
31.961
34.793
37.757
40.895
44.239
47.787
51.470
55.377
59.514
63.889
68.510
TC%
8,07
9,21
8,78
8,86
8,52
8,31
8,18
8,02
7,71
7,59
7,47
7,35
7,23
7,92
SSF-CENTRAL
POBLACIÓN
-o-
-o-
8.914
9.638
10.411
11.247
12.247
13.124
14.178
15.200
16.297
17.473
18.734
20.086
TC%
— — 8,12
8,02
8,03
8,02
8,03
8,03
7,21
7,22
7,22
7,22
7,22
8,46
ORELLANA
POBLACIÓN
30.426
32.613
26.499
28.691
31.158
32.706
36.410
39.286
42.336
45.518
48.895
52.470
56.248
60.232
TC%
7,19
18,7
8,27
8,60
8,18
8,02
7,90
7,76
7,52
7,42
7,31
7,20
7,08
7,60
NO
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TC%
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an
ual
-177-
CUADRO 3.4
TASAS DE CRECIMIENTO POBLACIONAL ADOPTADAS
PUNTOSCANTÓNAÑO
1985
1995
2000
2005
2010
P.BQUIJOSTC%
3,97
2,62
2,62
2,62
2,62
LSUCUMBIOS
TC%
4,83
3,48
2,62
2,62
2,62
L.A.lLAGO AGRIO
TC%
8,78
5,00
3,81
2,62
2,62
L.A.2ORELLANA
TC%
8,12
4,35
3,23
2,62
2,62
L.A.2SSF-CENTRAL
TC%
8,27
4,50
3,31
2,62
2,62
NOTAS :
TC% = Tasa de Crecimiento Media Anual
CUADRO 3.5
PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN -PERIODO 1982-2010-
-178-
CANI
DN
PUNT
O/AN
D
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
QU
IJ
OS
TC%
4,21
4,16
3,97
3,84
3,70
3,57
3,43
3,30
3,16
3,03
2,89
2,76
2,62
3,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
P B
TOTA
L
687
716
746
775
805
834
864
893
923
952
981
1.00
91.
037
1.06
41.
092
1.12
01.
150
1.18
01.
211
1.243
1.275
1.30
91.
343
1.37
81.
414
1.45
11.
489
1.528
1.56
8
6.40
76.
677
6.95
57.2
317.
508
7.78
68.
064
8.34
08.
615
8.81
79.1
569.4
219.
681
9.93
410
.194
10.4
6110
.735
11.0
1611
.305
11.6
0111
.905
12.2
1712
.537
12.8
6613
.203
13.5
4913
.904
14.2
6814
.642
2.09
47.
393
7.70
18.
006
8.31
38.
650
8.92
89.
233
9.53
89.
839
10.1
3710
.430
10.7
1710
.998
11.2
8611
.581
11.8
8512
.196
12.5
1612
.844
13.1
8013
.526
13.8
8014
.244
14.6
1715
.000
15.3
9315
.796
16.2
10
SUCU
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TCZ
5,25
4,49
4,83
4,70
4,56
4,43
4,29
4,16
4,02
3,89
3,75
3,62
3,48
3,31
3,14
2,96
2,79
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62 2,62
L
3.17
83.
340
3.48
93.
658
3.83
04.
004
4.182
4.36
14.
542
4.72
54.
908
5.09
25.
276
5.46
05.
641
5.81
85.
990
6.15
76.
318
6.48
46.
654
6.82
87.
007
7.19
17.
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4,29
4,05
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3,57
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3,10
2,86
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
2,62
L.A
j
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PROYECCION DE CONSOMOS DE ENERGÍA Y DEMANDA MÁXIMA DE LAS POBLACIONES
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1
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
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65.0
13,9
DEM
ANDA
MÁX
IMA
HP
10.5
62,5
0
10,5
25,0
0
7.56
6,50
12.4
32,0
0
12.4
74,0
0
53.5
60,0
0
KW
7.87
9,63
7.85
2,65
5.64
4,61
9.27
4,27
9.30
5,60
39.9
56,7
6
EQ
UIP
O
AC
CE
SOR
IO
POTE
NCIA
TOT
ALIN
STAL
ADA
HP
107,
5 +
1.05
0
107,
5
107,
5
107,
5
107,
5
DEM
ANDA
MÁX
IMA
KW
| HP
80,2
+78
3,3
80,2
80,2
80,2
80,2
1.18
4,3
86 +
887,
25i
86 86 86 86
KW 726,
04
64,1
6
64,1
6
64,1
6
64,1
6
982,
68
INST
ALA
CIO
NES
DEM
ANDA
MÁX
IMA
TO
TA
LPO
TENC
IAIN
STAL
ADA
KW
! KW
119,
29
357,
93
357,
93
357,
93
357,
93
1.55
1,01
14.0
37,7
9
13.4
93,1
3
10.0
98,8
3
15.0
59,7
3
15.0
59,7
3
67.7
49,2
1
DEM
ANDA
MÁX
IMA
KW
8.72
4,96
8.27
4,74
6.06
6,70
9.69
6,36
9.72
7,69
42.4
90,4
5
NOTA :
1 Con fe
= 0.845
OJA
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-164-
PERIODO 2000-2010 : 400.000 BPD
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CIÓN
LAGO
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9 9 9 9 9
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0
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0
1.85
0
2.80
0
2.80
0
POTE
NCIA
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TAL
INST
ALAD
A
HP 22.5
00
22.5
00
16.6
50
25.2
00
25.2
00
KW
16.7
85,0
0
16.7
85,0
0
12.4
20,9
0
18.7
99,2
0
18.7
99,2
0
83.5
89,3
0
DEM
ANDA
MÁX
IMA
HP
12.6
75,0
0
12.6
30,0
0
9.67
9,80
14.9
18,4
0
14.9
68,8
0
64.2
72,0
0
KW
9.45
5,00
9.42
1,98
6.77
3,53
11.1
29,1
3
11.1
66,7
2
47.9
46,9
1
EQ
UIP
O
AC
CE
SOR
IO
POTE
NCIA
TOT
ALIN
STAL
ADA
HP
107,
5 +
1.05
0
107,
5
107,
5
107,
5
107,
5
KW
80,2
+78
3,3
80,2
80,2
80,2
80,2
1.18
4,3
DEM
ANDA
MAJ
OMA
HP
86 +
887,
25
86 86 86 86
KW
726,
04
64,1
6
64,1
6
64,1
6
64,1
6
982,
68
INST
ALAC
IONE
S
DEM
ANDA
MÁX
IMA
KW 119,
29
357,
93
357,
93
357,
93
357,
93
1.55
1,01
TO
TA
L
POTE
NCIA
INST
ALAD
A
KW
17.7
67,7
9
17.2
23,1
3
12.8
59,0
3
19.2
37,3
3
19.2
37,3
3
86.3
24,6
1
DEM
ANDA
MÁX
IMA
KW
10.3
00,8
8
9.84
4,07
7.19
5,62
11.5
51,2
2
11.5
88,8
1
50.4
80,6
0
-165-
CUADRO RESUMEN 5
CONSUMO PE ENERGÍA ELÉCTRICA -GHW- DE LAS
ESTACIONES DE BOMBEO DEL SOTE
1. PERIODO 1990-200: 350,000 BPD
ESTACIONES
LAGO AGRIO
LUMBAQUI
SALADO
BAEZA
PAPALLACIA
T O T A L
UNIDADES DE BOMBEO
64,62
64,64
46,29
76,06
76,31
327,68
EQUIPOS ACCESORIO
4,77
0,422
0,422
0,422
0,422
6,46
INSTALACIONES
0,784
2,352
2,352
2,352
2,352
10,19
T O T A L
70,174
67,174
49,064
78,834
79,084
344,33
2. PERIODO 200-2010: 400.000 BPD
ESTACIONES
LAGO AGRIO
LUMBAQUI
SALADO
BAEZA
PAPALLACTA
T O T A L
UNIDADES DE BOMBE01
73,85
73,60
52,90
86,92
87,22
374,49
EQUIPOS ACCESORIO
4,77
0,422
0,422
0,422
0,422
6,46
INSTALACIONES
0,784
2,352
2,352
2,352
2,352
10,19
T O T A L
79,404
76,374
55,674
89,694
89,994
391,14
CU
AD
RO
R
ES
UM
EN
6
-166
-
POTE
NCIA
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- 20
10
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SHU
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3 3 3 3 12
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HP 217
217
237
237
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ALAD
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HP 651
651
711
711
KU
485,
65
485,
65
53
0,4
1
530,4
1
2032
,12
FACT
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DE
MAN
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M
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A
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G.
1 85 85 85 85
KU
275,
20
275,
20
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6
300,5
6
1.1
51.5
2
EQU
IPO
POTE
NC
IA
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LIN
STAL
ADA
HP 86 86 81 67
,5+
150
KH 64,1
6
64,1
6
60
,43
50,3
6
+E
1.9
351J
D1
ACC
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RIO
DEM
ANDA
MÁX
IMA
HP 68
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68
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8
KV
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2
51,3
2
48
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6
215,
04
INS
TALA
CIO
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DEM
ANDA
MÁX
IMA
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L
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1
36
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1.7
34
,46
DEM
ANDA
MÁX
IMA
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2
341,
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2.
CUADRO
RESUMEN
7
CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA GWH DE LAS ESTACIONES PE BOMBEO DEL POLIDUCTO SHDSHUFINDI-QUITO
-167-
1. PERIODO: 1900-200: 101.712 m
3 ANUAL
2. PERIODO 200-2010: 116.242 m
3 ANUAL
ESTA
CIÓN
CHAL
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L
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1,111
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1,21
4
4,65
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EQU
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ACC
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IO
0,17
4
0,17
4
0,16
4
0,21
7
0,72
9
INST
ALA
CIO
NES
0,05
1
0,05
9
0,05
1
0,05
1
0,21
2
TOTA
L
1,33
6
1,34
4
1,42
9
1,48
2
5,59
1
ESTA
CIÓN
CHA
LPI
OSAY
AOJ
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SHÜ
SHÜ
FIN
DI
TO
TA
L
UNID
ADES
DE
BOM
BEO
1,26
9
1,26
9
1,38
6
1,38
6
5,31
0
EQUI
PO A
CCES
ORIO
0,19
9
0,19
9
0,18
7
0,24
8
0,83
3
INST
ALAC
IONE
S
0,05
1
0,05
9
0,05
1
0,05
1
0,21
2
TOTA
L
1,51
9
1,52
7
1,62
4
1,68
5
6,35
5
1 Esta energía se obtiene considerando el porcentaje conque participaría cada una de las Estaciones, respecto de la energía
total calculado en b de 3.3.1. Así, en : C Chalpi y Osayacu :
275,20KW 3.390H
x 100
*=
23,90%
1.151.57KW x 3.390H
Quijos y Shushufindi : 300.56KW x 3.390H
x 100 = 26,10%
1.151,52KW x 3.390H
-16
8-
C
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1985
- 2010
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1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
20
00
20
0L
20
02
20
03
2004
20
05
20
06
20
07
2008
20
09
2010
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94
6,9
54
9,8
05
2,6
455
,41
58
,23
61,0
163
,81
66
,68
69
,62
72,5
17
8,8
78
5,6
49
2.8
71
00
,61
10
8,4
21
14
,97
119,8
4
12
5,7
2131,8
4138,1
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54
,47
59
,66
65
,08
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17
6,4
68
2,4
58
8,7
29
5.2
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,22
10
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GE
N.
1 3
3,7
238
,17
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58
,75
64
,54
70
,54
76
,78
83,1
48
9,8
4
96
,67
10
3,8
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,27
119,1
11
27
,03
118,8
4
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91
29
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13
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4
: 1
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,72
151,5
8
17
6,2
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63
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,30
17
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0
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,12
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3,3
33
57
,77
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54
11
,40
43
8,1
14
64
,64
49
1,1
55
16
,96
54
3,3
7
56
9,2
15
95
,38
62
2,1
66
49
,60
67
6,5
67
35
,94
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28
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,47
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0L.
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13
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,26
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41
19
3,6
0548,1
5]
50
8,2
21
60
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7
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21
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,75
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1|
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,03
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,15
11
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53
,76
11
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19
,35
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51
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1.5
18
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21
0,0
7
22
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22
44
,78
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,70
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93
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,32
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53
54
,47
37
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93
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94
64
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5,2
41
.41
4, 3
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1. 6
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, 61|
54
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11
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21
1.7
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1
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5,
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11
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7,
156
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2008
2009
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AÑO1982 84 86 88 90 92 94 96 98 2OOO 1O
GRÁFICO 3.2 JULIO/«7
VARIACIONES DE LAS TASASANUALES DE CRECIMIENTO PO-BLACIÓN AL, PERIODO 1964 - 2OD
E.P.N.
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TOTAL INCLUIDAPOILAC IONES YPROYECTOPAPALLACTA
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GRÁFICO 3.3 JULIO/87
DEMANDA MÁXIMAPERIODO-. 1989-2010
ÉP.N.
ENERGÍAWH
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1998 2000 2005 2010ANO
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~ CIOH t OTROS
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POBLACIONES VPROYECTOPAPALLACTA
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_eo-o<w QRAFtCO _ . 1 ^1
CONSUMO TOTAt DE ENERGÍA:PERIODO. 1985 - 2OIO
E.P.N.
C A P I T U L O 4
PLANTEAMIENTO DE ALTERNATIVAS PARA EL
SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
4.1 INTRODUCCIÓN
Una vez concluida la investigación sobre la "situación actual"
y las "perspectivas de expansión" de la demanda eléctrica para
cada una de las instalaciones y centros poblados dentro del á-
rea que involucra este estudio, a más de las caracterís t icas f^
sicas y de operación del Oleoducto y del Poliducto, se procede^
rá en este capítulo a proponer las alternativas para el sumi-
nistro de energía eléctr ica en razón de que cumplen con el priii
cipal propósito de este t rabajo como es el de sus t i tu i r la fueri
te de energía de impulsión de las unidades de bombeo, que ac -
tualmente es térmica, por una de origen preferentemente hidro-
e léc t r ico .
-180-
Las ventajas de la utilización del recurso hídrico como fuen-
te de energía eléctrica, se debe a su característica de renova
ble, es decir, no disminuye por efecto de su uso, además de ser
un recurso limpio, porque no produce desechos al ser empleado,
como es el caso también de la energía eólica, solar, etc.¿ co-
sa contraria sucede con los recursos no renovables, que como el
combustible y el uranio contaminan el ambiente.
Cabe mencionar también que una de las metas del Plan Maestro-
dé Electrificación, Período 1984-2010, es precisamente, procu
rar la disminución del consumo de combustible sustituyendo la
generación térmica por hidroeléctrica, lo que representaría un
ahorro promedio de 22.650 barriles de petróleo diarios en el
período 1984-1988.
De todos modos, este trabajo inclírá los estudios técnicos y e
conómicos que permitirán decidir la conveniencia o no de cam-
biar el sistema de operación actual de las estaciones de bom-
beo, a uno que.considere el abastecimiento eléctrico con los
proyectos que aquí se plantean:
1. Como alternativa fundamental se tiene el abastecimiento e-
léctrico desde el SNI, por medio de una línea de transmi-
sión, para la que se definirán: niveles de voltaje, cali-
-181-
bre de conductor, número de circuitos, etc.
2. Otra alternativa constituye la central hidroeléctrica Qui
to-Papallacta localizada en la zona del Oleoducto, de la
cual se disponen únicamente los estudios de prefactibili-
dad, los mismos que se realizaron con el principal propósi
to de disponer de una fuente alternativa de energía para e
lectrificar las estaciones de bombeo del SOTE.
Pese a que en la zona de estudio, se tiene algunos aprove-
chamientos hidroeléctricos, no se incluyen como alternati-
va en el estudio, porque es evidente que una definición de
su viabilidad implicaría una investigación muy amplia ycom
pleja en las distintas áreas técnicas. El principal corre^
ponde al proyecto Coca-Codo Sinclair, considerado como el
más grande a ser construido en el país -3.960 MW de plena
generación- y del que se están realizando los estudios de
factibilidad técnica y económica, los que se prevé conclu^
rán en el año 1988.
3. Por último, se da a conocer las pequeñas centrales hidroe-
léctricas que van a instalarse en determinadas poblaciones,
y que por sí mismas constituyen una solución, aunque en pa_r
te, al problema de déficit de energía eléctrica.
-182-
4.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SANTA ROSA-LAGO AGRIO. SNI
4.2.1 SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO SNI.Breve Pescrip-
cián
El SNI está conformado por el Sistema nacional de Transmisión-
SNT que se encarga de conducir la energía eléctrica desde las
grandes centrales de generación repartidas en el SNI, hacia los
principales centros de consumo del país. Estas centrales de g(i
neración se han implementado tomando en consideración aspee -
tos como : estrategias del Sector Eléctrico, la disponibilidad
de recursos hídricos, y la capacidad de finaneiamiento del Es-
tado.
El SNT fue concebido como un gran anillo troncal de 230 KV, y
que hasta el momento la configuración es la indicada en el
Gráfico 4.1, este anillo consta de los siguientes tramos de l_í
nea de 230 KV:
Guayaquil - Quevedo - Santo Domingo.
Paute - Milagro - Guayaquil.
Quito - Ambato.
Faltando así, la construcción del tramo Paute-Riobamba-Ambato,
para completar el anillo de transmisión de 230 KV, conclusión
que se iniciará en Agosto del año 1987. Además se tiene lint;
as radiales a 138 KV que parten del anillo para incorporar a
este sistema a las demás provincias.
Cuenta con 19 subestaciones de transformación ubicadas en si-
tios convenientes, siendo su capacidad total instalada de -
944,70 MVA al año 1985.
-1R3-
4.2.2 DEFINICIÓN DEL SISTEMA PE TRANSMISIÓN
a Recorrido de la Línea de Transmisión
Los puntos que se toman como origen y destino final de la lí-
nea de transmisión proyectada son la S/E de Santa Rosa en Quj
to y la población de Lago Agrio respectivamente, esta última
corresponde a la ubicación de la estación originaria del SOTE.
La línea recorrería paralela a la carretera, abasteciendo eléc^
tricamente a las instalaciones y poblaciones que encuentre en
su camino. Ver Gráfico 4.2.
Se escoge la S/E de Santa Rosa como origen de la línea, porque
es la barra perteneciente al SNI que está más cercana a la zo-
na que se planea electrificar, y que dispone de suficiente ene ir
gía eléctrica por las condiciones mismas de generación del Si£
tema Nacional Interconectado.
Una de las ventajas de que su recorrido sea el ya indicado, se
debe a que las estaciones de bombeo, con la mayor carga eléc-
trica, están localizadas a lo largo de la vía que va desde Qu i
to a Lago Agrio pasando por Baeza, con lo que evidentemente,se
facilitaría el acceso para la construcción y mantenimiento de
esta línea de transmisión.
Para la ubicación de las S/E de reducción se toman los puntos:
P, B, L, y L.A. que son los correspondientes a la localización
de las estaciones de bombeo del SOTE, según se dejó estableci-
do en el capítulo anterior, y en los que se definió la demanda
eléctrica concentrada perteneciente a todas las instalaciones
-184-
y poblaciones relativamente cercanas a cada una de las esta-
ciones de borneo^ *•'.
Para la definición de la capacidad de las S/E, se toma como
partida el estudio de mercado realizado en el capítulo ante-
rior. Del Cuadro Resumen 10, se observa que la DMAX defini
da en cada punto de referencia prácticamente no varía dentro
de dos períodost 1900-2000 el primero, y 2000-2010 el segundo
-a excepción del punto L.A. en donde existen cargas más o me
nos apreciable- , pero, la DMAX sufre un salto de período a
período de aproximadamente 2 MW por punto de referencia -en
L.A. de aproximadamente 5 MW-. Puesto que este incremento
es relat ivamente pequeño comparado con las demandas totales.,
se ha decidido aceptar desde un inicio la construcción de las
S/E a una capacidad determinada por la DMAX al afio 2010, to-
mando un factor de potencia fp de 85% que es el más adecuado
dadas las características industriales de la carga eléctrica
de la zona.
La capacidad de estas S/E se indican a continuación, y la cotí
figuración aproximada del sistema se puede apreciar en e
fleo 4.3.
PUNTO
P
B
S
L
LA
ESTACIÓN DEBOMBEO
Papallacta
Baeza
Salado
Lumbaqui
Lago Agrio
DMAX AROMW
12,07
13,18
7,20
10.96
38,72
2010MVA
14,20
15.51
8,47
12,89
45*55
CAPACIDADDE S/E
MVA
15
15
10
15
45
(1) Referirse al Cuadro Resumen 10.
-135-
b Nivel de Voltaje
El sistema de transmisión planteado como alternativa, se analiza
a dos niveles de voltaje normalizados por INECEL para transmisión
de potencia del SN1 : 138 KV y 230 KV.
La razón fundamental que justifica el estudio a estos voltajes se
explica por los niveles de cargabilidad de líneas. En el Anexo-
4.1 se hace un cálculo que indica en forma real la consistencia
entre los voltajes mencionados -y no otros como 69 KV y 345 KV-,
y las potencias a transmitirse a las distantacias dadas por la
línea.
Para cada uno de estos voltajes se realiza posteriormente el es-
tudio técnico-económico , de modo que en base a los flujos de ca£
ga y comparación de costos, se determine el conductor más econó-
mico, y el nivel de voltaje que entre los dos planteado resulte
recomendable tanto técnica como económicamente.
Por otra parte, se considera que las S/E reducen el voltaje a 13, 8
KV, que es el utilizado en la zona a nivel de primario para dis-
tribución eléctrica, además de que, debido a la magnitud de las
cargas eléctricas puntuales, no se requiere de un voltaje mayor,
lo que se demuestra en el Cuadro 4.1, en donde se hace una estima^
ción del tipo de circuitos y calibres de conductor que podrían em
picarse para el abastecimiento eléctrico de las estaciones de bom
beo y poblaciones. Cabe sañalar que según catálogos de la WESTIN
HOUSE los motores con las capacidades requeridas en las estacio -
nes de bombeo, pueden operar con el nivel de voltaje 13,8 KV.^*-'
Únicamente en la S/E de LA se toma el secundario del transforma -
dor a 69 KV, puesto que desde este punto se alimentarían a las
instalaciones de la zona de producción petrolera y poblaciones-
cercanas , aprovechando la línea Parahuaco-Shushufindi del sistema
eléctrico del Consorcio CEPE-TEXACO que opera a 69 KV - original-
mente a 3A,5KV-. El servicio local en Lago Agrio se lo efectúa -
ría a 13,8 KV, constituyendo una buena alternativa, el tomar la
carga desde el terciario del transformador.
(1) REF. 43 y REF. 44.
-186-
c Numero de Circuitos
Las estadísticas sobre la operación del oleoducto, permiten ase
gurar que éste trabaja en forma prácticamente continua cualquie
ra que sea su "condición de operación", siendo el número de ho-
ras en "condición de cero unidades" mínimo. ' 1'
Por lo tanto, de llegarse a reemplazar las unidades de bombeo
térmicas por eléctricas, debe asegurarse una alta confiabilidad
del transporte eléctrico hacia estas instalaciones, de modo que
se disponga de un servicio permanente y continuo, que sea compa
tibie con los requerimientos de la operación del oleoducto, rni
nimizando al máximo los riesgos de corte en la transmisión de
potencia.
Pues, un corte de servicio eléctrico repercutirá en la opera-
ción normal del oleoducto, con una mayor o menor gravedad, se-
gún el tiempo de duración y las medidas preventivas adoptadas ,
ocasionando pérdidas económicas a la empresa que opera el oleo-
ducto, y sobre todo al país, puesto que estaría interrumpiendo-
el flujo de petróleo enviado a Balao en donde es requerido para
su exportación.
Con este antecedente, desde un inicio se plantea esta alterna-
tiva como una línea a doble circuito desde Santa Rosa a Lago A-
grio. Obviamente, los estudios técnico y económico definirán la
(1) Referirse a la sección 2.2.4, b y e.
-187-
configuración del sistema más adecuado, dadas las exigencias
de confiabilidad.
4.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS-PAPALLACTA
4.3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL
En el momento de realizar esta tesis, se han concluido los
estudios de prefactibilidad del proyecto Quijos-Papallacta ,
los mismos que estuvieron a cargo de la SWEDPOWER de Suec ia,
en colaboración con personeros de INECEL, presentándose el
imforme definitivo en marzo de 1983. Este proyecto se estu-
dió con el propósito principal de electrificar las estacio -
nes de bombeo del SOTE. El Gráfico 4.4 indica el área del
proyecto
El proyecto está localizado a 48 Km al Sur-oriente de la ciij
dad de Quito, y cercana a la estación de bombeo del SOTE, Ba_
eza.
La central utiliza las aguas de los ríos Quijos y Papallacta,
para producir una potencia de 80 MW y una energía media anual
de 550 GWH. El acceso se realiza por la carretera Quito-Lago Agrio
A continuación se hace una breve descripción de las caracte -
-188-
rísticas técnicas del proyecto, tomando como base el informe
de los estudios de prefactibilidad^1'.
a Geología de la Región
La región relacionada con el proyecto Quijos-Papallacta se
caracteriza por altos bancos que forman valles a lo largo de
los ríos, y depósitos en forma de terrazas. La intemperiza-
ción del lecho de rocayla rápida erosión de las laderas con-
tribuyen a los derrumbes.
El Reventador es uno de los volcanes más activos de la re-
gión, ha hecho muchas erupciones en los últimos 25 años y la
última ocurrió en 1976, está localizado a 55 Km. al noroeste
del lugar seleccionado para la represa de este proyecto. De^
de este volcán, se extiende el sistema de falla subandina a
lo largo del costado este de la Cordillera Oriental, pasando
cerca de Baeza hacia el sur.
El lincamiento Borja, que pertenece a la falla subandina, ha
sido identificado como una falla potencial activa, y está a
escasamente 6 Km. de distancia del proyecto Quijos-Papallac-
ta.
Se han idenficado cuatro orígenes de temblores como los más
(1) REF. U
-189-
signif icativos para el futuro diseño del proyecto, pero el
resultado del análisis para determinar los riesgos sísmicos
mostraron a la falla Borja y la Central Graben son como los
orígenes sísmicos que afectarían mayormente a la represa Qu^
jos- Papa llacta.
Según un análisis del riesgo sísmico probable, hay la probci
bilidad de que ocurran algunos temblores fuertes, más abajo
del sitio de la represa.
Estudios de campo, realizados por técnicos de 1NECEL, con pos
terioridad al estudio de prefactibilidad, han demostrado
que se puede optimizar la implantación de las diferentes es
truc turas del proyecto, en sitios suficientemente seguros ,
sin que ello signifique un incremento sustancial de costos
del proyecto, con respecto a los obtenidos en el estudio ci-
tado.
b Datos hidrológicos
Los resultados de mediciones hechas desde 1949, en la estfi
cidn hidrométrica de Baeza, situada río abajo y cerca del á_
rea del proyecto son:
Área de captación: 826 Km
Flujo Medio : 37,1 m3/s
Flujo Q90 : 21,1 m3/s
-190-
El resultado de los cálculos de avenidas pico dan los si
guiantes valores:
t = 20 t = 1.000 t = 10.000 años
1.150 2.100 2.660 m3/g
c Alterativas del Proyecto
Se estudiaron dos alternativas que sitúan de forma idént ica
a la represa, esto es río abajo de la unión de los ríos Qui
jos y Papal1acta, aproximadamente a 1,2 Km. río arriba de
la estación de bombeo de Baeza.
Se debe mencionar que el oleoducto se encuentra cerca al río
en el sitio de la represa, por lo tanto, se hará necesario
reubicar la tubería aun nivel más alto, por un largo de a-
proximadamente 2 Km.
Con respecto a las alternativas, la diferencia más impoi-
tante radica en la localización de la casa de máquinas.
Las características generales de las dos alternativas se dan
en el Cuadro 4.2.
Alternativa 1
La casa de máquinas está situada en el extremo río abajo del
-191-
cauce del agua. De la toma conectada a la represa, un túnel
de caída de unos 5,8 Km. de longitud va hacia el tanque i-
gualador, la tubería de presión y la casa de máquinas son sub_
terráneas.
Alternativa 2
La casa de máquinas también subterránea, se ubica río arriba
en un área cercana a la represa, y está conectada con la to-
ma mediante una tubería de presión vertical o posiblemente iri
clinada. El túnel de descarga será aproximadamente de 6 Km.
de largo, con una salida en el mismo punto que en la alterna
tiva 1.
d Recomendaciones del Estudio de jMrefactibilidad
Del estudio se establece que las condiciones generales son fa
vorables de modo que se recomienda continuar con el estudio
de factibilidad del proyecto, el cual en su primera fase de-
berá dar mayores informaciones geológicas que permitan deci-
dir la alternativa que conviene tomarse.
De todos modos, parece que la alternativa 2 presenta algunas
ventajas con respecto a la alternativa 1, de las que cabe men
clonarse:
-192-
Ubicación de la casa de máquinas conforme a lo indicado en
la alternativa 2 parece ser la más conveniente, debido a
las supuestas condiciones geológicas más favorables.
Túnel de descarga más barato que el túnel de caída de la
alternativa 1, presumiendo que el túnel de descarga en su
mayor parte requiere de refuerzo de shoterete en lugar de
revestimiento de concreto.
La alternativa 2 contempla la ubicación del túnel a mayor
profundidad, lo que equivale a tener mejor calidad de roca
con juntas más unidas, menor debilidad del terreno y roca
impermeable.
Los costos directos del proyecto, según el estudio de prefac-
tibilidad se estiman en 87 millones de dólares, referidos al
año 1983, valor que corresponde a la Alternativa 2. El des-
gloce de los costos se verá en el estudio económico del capí
tulo 6,
A continuación se indican algunas características energéti-
cas del proyecto Quijos-Papallacta:
Caída bruta, media = 214 m
Descarga de diseño = 2x 21,1 nrVs
Capacidad instalada = 2 x 40 MW
-193-
- Energía Media = 550 GWH/año
- Energía Firme = 350 GWH/año
4.4 PEQUERAS CENTRALES PARA LAS POBLACIONES
Como alternativas para el suministro de electricidad a las
poblaciones puede anotarse también la instalación de peque-
ñas centrales hidroeléctricas, que por sus características,
son una solución viable al problema de déficit de energía ti
léctrica en los centros poblados de la zona de estudio, y en
general de todas las áreas rurales.
En julio de 1987, la situación de las principales centrales
hidroeléctricas de la zona es la siguiente:
1. Central Borja
Está en operación desde 1986 con una capacidad instale!
da de 2 x 100 KW. Al momento se ha conseguido que el
IILA financie la ampliación de la central en 1 x 300 KW,
se tiene previsto que las construcciones civiles termi^
nen en agosto de 1987, y el montaje electromecánico se
realice en octubre del mismo año.
2 . Gen t r a1 Lumb aqu i
La capacidad es de 2 x 200 KW, y el avance de su cons_
trucción es del 80%. Actualmente se halla suspendida
-194-
la construcción por daño en el camino de acceso, cuya s<>
lúeion está a cargo del Ministerio de Obras Públicas.
3. Central Cosjmga
Con una capacidad de 1 x 30 KW, está pra'c ticamente con
cluída y entrará en operación en aproximadamente 2 meses.
El sistema de transmisión planeado en esta tesis, junto con
estas centrales hidroeléctricas, abastecerían con energía a
algunas poblaciones selecciondas en secciones anteriores, pja
ro obviamente quedarán muchas que no podrían ser incorpora-
das a este nuevo sistema por su lejanía en unos casos, y por
la dificultad de acceso en otros, por lo que sería recomenda.
ble proseguir con los estudios correspondientes a los recur-
sos hídricos pertenecientes a las cuencas de los ríos Ñapo y
Pastaza mencionados en 2.6.1, con el fin de analizar la fac-
tibilidad de tener por medio de ellos, disponible en estas zo^
ñas una infraestructura tan importante como la electricidad.
La instalación de centrales térmicas debería ser la últi-
ma alternativa a tomarse para el abastecimiento eléctrico
de esas poblaciones, por ser un recurso no renovable, de
alto costo de operación y mantenimiento, e incluso por
lo difícil que es el suministro de combustible a determi-
nadas poblaciones demasiado distantes y carentes de vías
de comunicación.
-195-
C U A D R O 4 . 1
ESTIMACIÓN DEI, TIPO DE CIRCUITO PARA EL SERVICIO
ELÉCTRICO A 13,8 KV DE INSTALACIONES Y POBLACIONES
S/E USUARIO
- Estación Papallacta
- Estación Chalpi
" - Poblaciones:
Oyacarhl
Cuyuja
Estación Baeza
- Estación Osayaru
- Poblaciones:
(1- Baeza, Borja, Sardj
ñas. Linares, El ChaceSta. Cusa de Quijos,Díaz ríe Pineda.
- Cosanga
S - Estación Salarlo
- Estación Lumhaqul
- Estación Quijos
- Poblaciones:
L • Lumbaqu1,San Podrode los Cofanps, Dfaf de Pineda
- Estación Lugo Iqrlo
- Entidades of ic ia les.Compartías Subcontrat i s t s s , otros.
- Pnzos Lft
- Poblaciones:
- Nueva Loja
- Dureno
DWX Z010
MW
11,59
0,34
0.56^
11,55
0.34
1,29
7 , Z Q
9.84
0.36
0,76
0.3
1,7B
1,B8
0,81
MVA
13,64
0,40
0,46
0,16
13,59
0,40
1,25
0,18
8,47
11,58
0,4?
0,84
12,1?
?,09
2,?1
9,25
2.76
CIRCUITO 39
I
A
571
—
—
...
568
...
—
354
484
...
507
..
--
387
15
CONDUCTOR
HCH
I /o
....
....
....
1/0
....
1/0
I/o
....
I/o
....
....
12
CIRCUITO 10
I
A
50
58
20
50
157
23
53
105
87
92
...
CONDUCTOR
HCK
*2
12
12
n
12
«2
12
12
12
12
...
LONGITUD
Km
9
8
21
22
„16
4
„
1
?
20
NOTAS: - I 30UVA
110HWV
13.8 V^" 13.8
fp - 0,85; en poblaciones fp - 0,90
Capacidad Conductor
I/o : 230 A
-196-C U A D R O 4.2
CARACTERÍSTICAS PARA LAS ALTERNATIVAS 1 Y ALTERNATIVA 2
DEL PROYECTO QUIJOS-PAPALLACTA
Nivel del agua río arriba:
. máximo
. medio
. bajo
Capacidad del reservorio
Nivel del agua de descarga
Caudal continuo
Caudal medio
Caída bruta, máxima
Pérdida de caída
Energía primaria
Energía secundaria
Descarga de diseño
Capacidad instalada
Tipo de turbinas
Vertedero :
. salidas
. máxima avenida de diseño
Túneles de desvío:
. largo
. corte transversal
. máxima avenida de diseño
. revestimiento
Reubicación del oleoducto
+ 2.029,5
+ 2.026
+ 2.022,5
0,36xl06 m3
+ 1.812
21,1 m3/s
37,1 m3/s
217,5 m
12 m
350 x 106 KWH
200 x 106 KWH
2 x 40 MW
Francis
8
2.065 m3/s
2 x 250 m
60 m2
1.150 m3/s
shotcrete
2 - 3 Km,
-197-
C U A D R O 4.2 (continuación)
CARACTERÍSTICAS PARA LA ALTERNATIVA 1 Y ALTERNATIVA 2
DEL PROYECTO QU1J05-FAPALLACTA
CARACTERÍSTICAS
- Túnel de Caída!
largo
corte transversal
revestimiento
Cámara de compesión
área del túnel
Tubería de preslóni
. largo
. corte transversal
. revestimiento
ALTERNATIVA I ALTERNATIVA 2
5,8 Km
4,0 m
concreto
Túnel inclinado Túnel inclinado
30 m2 30 m2
185 m
3,4 m
conreto y par;cialmente ace
200 m
3,4 m
concreto y parcialmente acero
Casa de máquinas;
. largo
. corte transversal
. revestimiento
Túnel de acceso:
largosección t rntiRver 53 Irevest imi ento
Túnel de descarga:
. largo
. sección transversal
. revestimiento
50 m
. 300 m2
. andamiento enroca, techo deshotcrete y/oconcreto
0 ,7 Km30 m2
de sliotc re teen el techo
0,7 Ktn
25 m2
shotcrete
50 m (excluyendoespacio para eltransformador)
. 300 m 2
. Igual
1,3 Km30m2
igual
1,3 Ktn
25 m2
shotcrete
-198-
A N E X O 4 . 1
ANÁLISIS EXPEDITIVO DE LOS NIVELES DE VOLTAJE
230 KV Y 138 KV
1 de 4
48 Km 37 Km
Sta 82,13 MW
Rosa *128,33 MW
70,06 MW
LA
60 Km
54,32 HW
49^68
68 Km
38,72
54 Km
Con el propósito de comprobar si los niveles de voltaje 138 KV
y 230 KV permiten t ransportar la potencia to ta l del año 2010 ,
resultado del análisis de mercado, se calcula la potencia natía
ral equivalente que podría transmitirse por un circuito de 267
Km de longitud, que es la suma total de todas las longitudes de
-199-
tramo del sistema radial estudiado.
El cálculo es el siguiente:
1. Con Proyecto Papallacta de agua potable ( -cp- ):
MW Km = 128,32 x 48 + 70,06 x 37 + 56,88 x 60 + 49,68 x 54 +
38,72 x 68 = 17.480,06 MW Km.
- 17.480,06 MW Km _ ,... _ _ - _MW = = 65,47 MW
267 Km
2. Sin Proyecto Papallacta : (-sp-)
MW Km = 15.262,94 MW Km,
MWeq = 57,16 MW
De la curva Revised Line Loadbil i ty C u r v e ^ 1 ^ , para la longitud
de 267 Km -166 millas- se tiene un f . m . - fac tor mult ipl icador
del SIL -igual a 1,5.
Entonces conocidos los S I L ' ^ J para : 138 KV de 47,61 MW y para
230 KV de 132,25 MW, la potencia que podría t ransmit i rse a es-
tos vol tajes sería:
(1) REF, ANALITYCAL DEVELOPMENT OF LOADABILITY CHARACTERISTICS FOR EHV
AND MHV LINES
DUNLOP, GUTMAN, MARCHENKO
SIL = -.M ; Zo = 400 para estos voltajesz° Zo = impedancia natural de la línea.
"20°- •» A ,3 de 4
A 138 KV : 1,5 x 48 = 72 MW
A 230 KV : 1,5 x 132 = 198 MW
De lo que se concluye que para los dos niveles de voltaje, y
tomando en cuenta la instalación del proyecto de agua pota
ble, se puede transmitir la SMAX al año 2010.
Ahora bien, si se considera el mismo conductor, para los vojL
tajes de 69 KV y 345 KV se hace el análisis:
KVl2 KV22- - SIL 2 = -
SIL2 KK22
tomando como referencia 138 KV:
SIL 138 KV = (_13_8)2 SIL 69 KV = 18 MW
SIL 69 KV (69)2
Para la misma distancia
1,5 x 18 KW = 27 MW
-201-4 de 4
2. SIL 138KV = /138 2 SIL345Kv = 450 MW
SIL \345
Para la misma distancia:
1,5 x 450 = 675 MW
Entonces, no es recomendable emplear ni 69 KV ni 345 KV,
porque el primer caso no permitiría transportar la poten-
cia requerida, y el segundo estaría sobre dimensionando a 1
sistema.
COLOMBIA
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48 Km 97 Km
S/E SANTA ROSA -SN1-
S/E P
tS8 KV
Cttaeion Ettaeioit PoblaciónCHALPI PAPALLACTA
54 Km
S/E L
Eitaeion Cttacion PoblaciónQUIJOS LUMBAQUt
T
S/t
13.8 K\ tt ocien E t toe Ion Pob
CHALPt PARU.L.
S/E S
EstaciónSALADO
S/E L A .
I Ofta
09 KV
SMUSEtMtíhpj Estación PoboeiM L A I - L . A 2
LAGO AORIO
ORAFKO 4.3 JULIO
ESQUEMA OE LA LINEA DETRANSMICION SANTA ROSA-LASO AORtO
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C A P Í T U L O S
ESTUDIO TÉCNICO
5.1 INTRODUCCIÓN
yEn el capítulo anterior se hizo una descripción de las alter;
nativas para el abastecimiento de energía eléctrica a las cs^
tacíones de bombeo SOTE, e instalaciones cercanas, cuya de-
manda se determinó anteriormente tanto en condiciones actua-
les como futuras . Las alternativas son : v
1. Construcción de la L/T Santa Rosa-Lago Agrio, desde el SNI
2. Central hidroeléctrica Qui jos-Papallacta.
Las dos alternativas se comparan con el sistema actual de ope^
ración en las estaciones de bombeo, descartando el abastecí-
-206-
miento de tipo eléctrico.
Para las dos últimas alternativas, todos los aspectos técni-
cos correspondientes a su construcción y operación han sido
debidamente analizados: en los estudios de prefact ibi 1 idad
del proyecto Quijog-Papallacta , sobre los que se hace refe-
rencia en la sección 4. 3, y el sistema de operación actuel,enla
etapa de diseño del oleoducto. Por lotanto.no se efectuará
paraestas, ningún análisis adicional dentro del campo técni-
co, precediéndose únicamente á incluirlas en el estudio eco-
nómico, el mismo que se llevará a cabo en el capítulo 9 i guie ti
te.
*Con respecto a la línea de transmisión, es necesario rea l_t
zar un estudio técnico, con el propósito de definir el nivel
de voltaje, calibre del conductor y el número de circuitos ;
el procedimiento a seguirse es el de comprobar por medio de
los flujos de carga, su adecuado comportamiento durante una
operación normal y de contingencia."
Cualquier estudio técnico del proyecto planteado debe ir re j
paldado por un estudio económico, de modo que la solución de
finitiva sea la más aceptable y consistente desde los dos pun
tos de vista, por lo que, primero se calcula el conductor más
económico a 138 KV y 230 KV para luego efectuar los flujos
de carga.
Se completa este estudio, proporcionando una Información ace£
-207-
ca de los efectos corrosivos que se introducirían sobre la
tubería por acción de la línea de transmisión a construir-
se paralela al SOTE.
5.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SANTA ROSA-LAGO AGRIO . SN1.
5.2.1 DETERMINACIÓN DEL CONDUCTOR MAS ECONÓMICO
Al comparar los costos de inversión, de pérdidas de poten-
cia y energía de una gama de conductores, y establecer cuál
es el calibre de conductor que minimiza los costos totales
de una línea en condiciones dadas de voltaje y carga para
un tiempo de vida útil, se está determinando el conductor
más económico, paso muy importante en el proceso de optimi-
zación de dicha línea de transmisión.
En este trabajo se define el conductor más económico utili-
zando el programa analítico ECSPN para computador, con el
que INECEL cuenta para la definición del vano y conductor
más económico de líneas de transmisión, y que fue aplica-
do por lo tanto en los estudios de transmisión de 138 KV y
230 KV del SNI. El programa combina los efectos de: las
características de los conductores, los diferentes tipos de
estructuras y las pérdidas de potencia y energía para , al
final de un proceso iterativo, proporcionar una selección
óptima, en la que se han conbinado en la forma más económi-
-208-
ca cada uno de estos elementos.
En el Anexo 5.1 se presenta, como ejemplo, los datos de en
trada del programa computacional citado, referentes al tra-
mo Lumbaqui-Lago Agrio, Zona 1, a 138 KV.
a Consideraciones Adoptadas, para el procesamien-
to del Programa ECSPN.
1. Nivel de Voltaje
Este análisis se realiza para los voltajes propuestos co^
mo alternativas: 138 KV y 230 KV.
2. Vida Útil de la Línea
Se considera adecuado un período de vida útil de 30 años,
igual al tomado por 1NECEL en el estudio del SNT.
3. Sistema de Transmisión
El esquema del sistema de transmisión para el cual se de
termina el conductor más económico se indica en el Gráf^
co 4.2. El conductor más económico se encuentra para tc>
dos y cada uno de los tramos de línea del sistema, tomari
do en cuenta la zona a la que pertenecen, así: el tra-
-209-
mo Lumbaqui-Lago Agrio en la zona 1 -alturas menores a
los 1000 msnm- , y los demás en zona 2 -sobre los 1000
msnm-.
4. Potencia Transferida
En el Anexo 5.2 consta la potencia a transferirse por
cada tramo de línea del sistema y el respectivo fe, pa-
ra el período 1990-2010; los valores aquí anotados y
requeridos por el programa, resultaron del estudio de
mercado realizado anteriormente para el período 1990
2010.
Puesto que la vida útil de la línea se estima en 30 a-
ños, la transmisión durante el período 2010-2020 se ca^
culo considerando que la DMAX se incrementará debido eje
elusivamente a las poblaciones, y al mismo ritmo que'en
los años anteriores» porque el oleoducto ya está en las
condiciones de carga límite -bombeando a una tasa de
transporte de 400.000 BPD-J además, en vista de que el
incremento de esta demanda no es apreciable, se toma el
mismo fe del año 2010 para los años posteriores.
5. Confiabilidad y Tipo de Estructuras
Siendo indispensable una alta confiabilidad del sistema
-2 lO-
se considera, tal como se anotó en el planteamiento de
alternativas, una transmisión a doble circuito y estru£
turas metálicas desde el inicio de operación de la lí -
nea.
6. Tipos de Conductores
Después de algunas corridas del programa, los conducto-
res a compararse se escogieron de forma que se logre
examinar un amplio rango de calibres, agrupándolos por
exigencias del programa en sets de 7 conductores, y to-
mando en cuenta también, que en lo posible estén norma-
lizados para su utilización en el SNT. Mientras menor
sea la diversidad de conductores empleados en el SNT, se
hace posible el disponer de uns stock más completo y u-
niforme que facilite su abastecimiento para la constru£
ción y mantenimiento de las líneas, además, de las con-
veniencias que derivan de la adquisición de materiales
de características similares.
Los conductores que se consideran en el análisis son de
tipo ACSR, y sus características se indican en el Cua -
dro 5.3. Todos soportan por capacidad térmica la carga
a transmitirse por el sistema, -referirse al Anexo 5.3,
en donde constan las fórmulas para el cálculo de este
-211-
límite térmico-.
El mínimo calibre de conductor que se adopta es el que
INECEL ha normalizado por consideraciones de efecto co
roña para el análisis del conductor económico del SNT:
yeaelde 300 MCM en zona 1 por capacidad térmica, y
en zona 2 por capacidad térmica y efecto corona.
Entonces, partiendo de que el conductor de 336,4 MCM
a más de estar entre los empleados por INECEL en el
SNT, es el más cercano al mínimo calibre ya mencionado,
es el menor conductor a analizarse para esta línea.
7. Metod_p_de Comparació n E c o n óm i ca
El método de comparación es el del costo total actuaH
zado al año de inicio de operación de la línea, eva-
luando en el proceso las inversiones y pérdidas anua-
les de transmisión durante los 30 años de vida útil.
La tasa de actualización escogida es de 12%.
8. Pérdícias de Transmisión
Se considera solo las pérdidas por efecto Joule, despre_
ciando las pérdidas por efecto corona.
Los costos unitarios para este cálculo son los síguien-
-212-
tes :
Costo de potencia
Costo de energía
88,17 $US/KW/año
32,23 $US/MWH
b Conductor Económico Resultante
De acuerdo a loa resultados del programa ECSPN, los conduc-
tores económicos para los dos niveles de voltaje se anotan
en forma resumida en los Cuadros 5.1 y 5.2, junto con los
tramos a que pertenecen, las respectivas características me
canicas, y los costos totales.
Los conductores económicos son:
TRAMO 138 KV
MCM(N°HILOS)
230 KV
MCM (N°H1LOS)
Lumbaqui-Lago Agrio
Salado- Lumbaqui
Baeza-Salado
Papallacta-Baeza
Santa Rosa-PapallactaCon proyecto de aguapotable. -CP-
Santa Rosa-Papllacta
Sin proyecto de aguapotable -SP-
336.4 (26/7)
397.5 (24/7)
397,5 (24/7)
397,5 (24/7)
1113 (45/7)
795 (45/7)
336,4 (26/7)
336,4 (26/7)
336,4 (26/7)
336.4 (26/7)
795 (45/7)
397.5 (24/7)
-213-
Estos conductores se estandarizan más adelante, en el análi-
sis correspondiente a flujos de carga.
5.2.2 CONDICIONES PARA LAS QUE SE OBTIENEN LOS FLU-
JOS DE CARGA
Los flujos de carga se obtienen utilizando el programa que I
NECEL tiene implementado en su computador, con la metodolo -
gía de Gauss Seideli OHIO EDISON LOAD FLOW PROGRAMA1^
Las condiciones para las que se realizan los flujos son:
1, El programa de flujos se corre para la DMAX de los años
1990 y 2010. Se toma el año 1990 porque es para los pr£
meros a Ros de esta década que se prevé el inicio de ope-
raciones de la línea, como, se apreciará con mayor deta-
lle en el siguiente capítulo sobre aspectos económicos ;
y el año 2010 por ser el año en que prácticamente se han
desarrollado las cargas eléctricas más importantes del
sistema. De algunas corridas para otros años, y del es-
tudio de mercado, se tiene que la DMAX y los resultados
de flujos del año 1990 no varían en forma apreciable re£
pecto de los demás años del período 1990-1999, pudiéndo-
se hacer la misma observación para el año 2010 con el peí
ríodo 2000-2010. Por lo tanto, no es necesario examinar
(1) REF. 37
-214-
los flujos de otros años.
2. Debido a las características de operación del oleoducto,
que como se describió en el Capítulo 2, requiere de una
potencia prácticamente constante, y que por su magnitud
define el comportamiento de la demanda eléctrica de to-
do el sistema, se ve la conveniencia de realizar los flu
jos para la DMAX solamente, y no para cargas inferiores.
3. Puesto que no se ha decidido todavía la construcción del
proyecto Papallacta para el bombeo de agua potable a la
ciudad de Quito, el análisis se realiza para las dos al-
ternativas: con y sin la carga del proyecto, las que se
identificarán con las siglas CP y SP, respectivamente.
4. Los flujos se corren en condiciones normales y de simple
contingencia, compensando con capacitores en las barras
de carga con el fin de mantener los voltajes dentro de
ciertos limites aceptables para las estaciones de bom-
beo; y tomando la barra Santa Rosa del SNI como oscilante
a un voltaje 1 pu. Los valores límites adoptados, de a-
cuerdo a la experiencia de INECEL, son:
BARRA OPERACIÓN NORMAL SIMPLE CONTINGENCIA
Voltaje -pu- Voltaje -pu-
De carga 0,96 0,95
De Alta Tensión 0,91 0,88
En ningún caso excederán el 1,02 pu.
-215-
Los f lu jos para simple contingencia se obtienen retiran
do uno de los circuitos de cada tramo de línea, puesto
que el sistema se ha planteado a doble circuito.
5. En resumen, los casos de f lujo de carga estudiados son
los que se identifican a continuación con el número del
Gráfico en el que constan los resultados.
1 9 9 0 2 0 1 0
138 KV 230 KV 138 KV 230 KV
1. Sin proyecto de 138 KV, SP 230 KV. SP 138 KV, SP 230 KV, SP
agua potable
1.1 condición Gráfico Gráfico Gráfico Gráfico
normal 5.1 5.5 5.1. 5.5
1.2 simple coii Gráfico Gráfico Gráfico Gráfico
tlngencla 5.2 5.6 5.2 5.6
2. Con proyecto de 138 KV, CP 230 KV. CP 138 KV, CP 230 KV, CP
agua potable
2.1 condición Gráfico Gráfico Gráfico Gráfico
normal 5.3 5.7 5.3 5.7
2.2 simple coii Gráfico Gráfico Gráfico Gráfico
tlngencla 5.4 5.8 5.4 5.8
-216-
5.2.3 DATOS UTILIZADOS EN LOS FLUJOS PE CARGA
a Parámetros de Línea
Los conductores utilizados, con los correspondientes paráme-
tros y cargabilidad de cada uno de los tramos a los voltajes
138 KV y 230 KV planteados para el sistema, se anotan en el
Cuadro 5.4. Estos conductores resultaron en su mayoría del
análisis del conductor económico, pues por lo observado en
las corridas de flujo, se adopta en determinados casos mayo-
res calibres, pudiéndose mencionar al respecto algunas de
las consideraciones señaladas en 5.2.4.
b Reactancias de los Transformadores
Las reactancias de los transformadores se determinaron como
promedio entre sus máximos y mínimos valores, dados por los
Catálogos para transformadores de la GENERAL ELECTRICCOMPANY$ l
conocidos previamente los valores del BIL según las Normas
ANSÍ C.57.
VOLTAJE KV BIL KV
230 750
138 550
69 350
13,8 110
(1) REF. 14
-217-
Las reactancias promedio aplicadas en los flujos de carga
con base 100 MVA son:
BARRAS NOMBRE CAPAC1DAD REACTANCIA % PARA RELACIÓN
2-3
4-5
6-7
8-9
i n_i t
S/E
P
B
S
L
1 A
MVA
15
15
10
15
/. R
138/13,8
55,33
53,33
80,00
53,33
138/69 230/13,8
67,53
67,53
101,30
67,53
11 /, n
230/69
5.2.4 FLUJOS DE CARGA. CONSIDERACIONES ADOPTADAS Y
CONCLUSIONES
Los resultados de cada uno de los casos analizados constan en
los Gráficos 5.1 a 5.8 del presente capítulo. Las diferen -
tes líneas de transmisión que por medio de los flujos de caí:
ga, se demostró responden a los requerimientos eléctricos del
sistema, y que por lo tanto deben compararse económicamente
con el fin de decidir cuál es la más recomendable, se indi-
can en el Cuadro 5.6 con las características generales logra_
das de este estudio técnico.
-218-
Ahora bien, las principales observaciones obtenidas del es-
tudio de flujos de carga son las siguientes:
a Sobre los Casos Estudiados
FLUJO A 138 KV -SIN PROYECTO DE AGUA POTABLE
1. En el tramo L-LA en lugar del conductor económico 336,4
MCM los flujos se corren con el conductor 397,5 MCM, i-
gual al de los demás tramos de línea -excepto SR-P-, lo
grándose con ello, uniformidad y mejor comportamiento e-
léctrico y mecánico, al disminuir la caída de tensión en
el tramo y soportar en forma más eficaz las tensiones me^
canicas, ventajas éstas que resultan convenientes, sinem
bargo de un excedente en el costo del tramo de línea.
2. Se probaron algunos flujos con conductor 477 MCM en re-
emplazo de 397,5 MCM, solicitando con ello, menor com-
pensación para conseguir voltajes aproximados a los obte_
nidos con conductor 397,5 MCM. Pero la reducción de es-
ta compensación: alrededor de 3 MVAR en operación normal,
no amerita el invertir en un mayor calibre de conductor,
del propuesto originalmente.
3. En el tramo SR-P, el conductor empleado es 1113, a cam-
-218-
bio del más económico 795 MCM, consiguiendo con ésto, u-
na mejor operación de la línea, especialmente en condicio
nes de contingencia, requiriendo menor cantidad de react^
vos tanto del SNI como por compensación, debido a la ma-
yor cargabilidad de esta línea.
FLUJO A 138 KV - CON PROYECTO DE AGUA
POTABLE
1. Los flujos se efectúan con los conductores indicados en
el Cuadro 5.4 para esta condición, tomando en cuenta la
observación del caso anterior respecto al conductor 397,5
MCM.
2. En el análisis de esta alternativa, se hace la siguien-
te consideración:
Puesto que la ejecución del proyecto de agua potable de-
pende única y exclusivamente de la EMAP-Q, corresponde a
su criterio el decidir .sobre el tipo de servicio eléctri-
co hacia las instalaciones del sistema de bombeo de agua
potable: número y calibre de conductores, clase de trans-
formador, eu capacidad, su relación de transformación, etc
Por este motivo, en vista de que no es posible definir la
reactancia del transformador en cuestión, se ha decidi-
-219-
do tomar la carga especificada para este proyecto: 46,2
MW, fc= 0,85, directamente en la barra de alta tensión
de la S/E Papallacta.
Con relación a ésto, debe mencionarse que una compara -
ción de estos flujos de carga, con aquellos en que la
carga total se ubica en la barra 3 de la misma S/E :
58,27 MW'l', fc= 0,85, a través de un transformador de
70 MVA con 13,8 KV en el secundario, demuestran que los
voltajes y flujos de potencia prácticamente no difieren
para uno y otro caso -máximo 270, y en las barras más a-
lejadas del SNI-, por lo que se concluye que esta cons^
deración es completamente válida, pudiendo en el futuro
incorporar la reactancia del transformador destinado al
proyecto de agua potable, sin alterar los efectos fina-
les sobre el comportamiento del sistema.
3. La operación de la línea a doble circuito bajo estas
condiciones es adecuada mientras no ocurra una falla, ya
que al salir un circuito de cualquier tramo, el sistema
presenta problemas de convergencia, y en el mejor de los
casos, los voltajes son excesivamente bajos -0,7 pu-,
(1) Incluida la demanda de las estaciones de bombeo del poUducto,oleoducto, poblaciones.
-220-
por lo que se ve la necesidad de incluir un tercer cij:
cuito en el tramo SR-P, logrando mejores resultados de
flujos de carga, los mismos que pueden verse en los
Gráficos 5.3 y 5.4.
FLUJO A 230 KV - SIN PROYECTO DE AGUA
POTABLE
1. Los flujos de carga se obtienen para los conductores más
económicos, indicados en el Cuadro 5.4, sinembargo de que
INECEL no ha empleado los calibres 336,4 ni 397,5 MCM a
niveles de 230 KV, pero, dadas las características de caj:
ga eléctrica del sistema en estudio: en magnitud mucho
menores que las transportadas por el SNT a este voltaje,
y distribuidas puntualmente a lo largo de una longitud
de 267 Km, no se puede esperar que a 230 KV esta L/T
exija mayores calibres de conductor.
2. La principal observación que puede hacerse con respecto
a la operación del sistema en estas condiciones, es la
siguiente: la línea entrega una gran cantidad de reac-
tivos al SNI -Ver Gráfico 5,3- durante una operación
normal, y también en contingencia, aunque en menor can-
tidad: alrededor de 3 MVAR. Lo que demuestra que esta
línea a doble circuito, debido a su cargabilídad, gene-
ra suficientes reactivos para satisfacer las demandas
-221-
por carga eléctrica, e incluso para darla al SNI. Los
resultados de los flujos se encuentran en los Gráficos
5.5 y 5.6.
3. Debido a lo mencionado anteriormente, pese a que en
5.2.1 ya se especificó el conductor 300 MCM como mínimo
en la determinación del conductor más económico, se rea
lizó algunas pruebas con un conductor de menor cargabi-
lidad, 266,8 MCM -también normalizado por INECEL - ,
en lugar de 336,4 MCM.
En esta circunstancias, y para simple contingencia en el
tramo 8-10, el sistema solicita aproximadamente 13 MVAR
en la barra 11,(y 2 MVAR del SNl),compensación que se t;
vita con 336,4 MCM. Además de que el calibre 266,8 MCM
no se recomienda, por ser muy pequeño para este volta -
je, puesto que se incrementaría el efecto corona, y la
línea sería más sensible a las tensiones mecánicas.
FLUJO A 230 KV - CON PROYECTO DE AGUA
POTABLE
1. Los flujos se analizan con conductor 336,4 MCM en los 4
últimos tramos, y 795 MCM en el tramo SR-P, tomando la
carga del proyecto de agua potable en la barra 2 de la
-222-
S/E P, como se lo hizo a 138 KV.
El sistema en estudio no es capaz de solventar, como o-
currió en el caso anterior, los requerimiento de react^
vos de las cargas, por lo que el SNI entrega hasta un
máximo de 27 MVAR en contingencia, requeriendo además u
na compensación de 3 MVAR en la barra 11. Los resulta-
dos de los flujos, se resumen en los Gráficos 5.7 y 5.8.
FLUJO A 230 KV y 138KV -CON PROYECTO DE
AGUA POTABLE
1. Se analiza también otras opciones, así:
El tramo SR-P a 230 KV con conductor 1113 MCM o 795 MCM,
y los demás tramos a 138 KV con conductor 397,5 MCM, u-
tilizando un transformador 230/138 KV a la altura de la
estación de bombeo Papallacta. La carga del proyecto de
agua potable se coloca en la barra de 138 KV.
Con conductor 795 MCM, el sistema presenta característi-
cas similares a las obtenidas con doble circuito a 138
KV, es decir, existen problemas de convergencia. Pero c*
pera más eficientemente, con conductor 1113 MCM, requi-
riendo casi la misma compensación que e.n.el caso de 3 cijr
-223-
cuitos a 138 KV: 1, 3, 6, 24 MVAR en las barras 5, 7, 9,
11, y 4, 23 MVAR en 9, 11, en condiciones de simple -
contingencia y normalrespectivamente.
b Flujos de Carga. Compensación
Requerida
Inicialmente, los estudios de flujo se realizaron, ubican
do capacitores, en las barras de baja tensión, hasta con-
seguir que los voltajes estén dentro de los límites fija-
dos, pero los requerimientos de reactivos resultaron ser
excesivamente altos, así por ejemplo: a 138 KV, sin pro-
yecto de agua potable, la compensación solicitada solo en
la barra 11, llegó a ser 1,17 y 1,25 pu, respecto de la
carga reactiva 24 MVAR de esta barra, en operación normal
y de simple contingencia, respectivamente.
Con el propósito de mantener los voltajes, y a su vez, e-
vitar que en determinados casos, no se exceda la compensa.
ción total de ciertas barras, se decidió emplear transfor-
madores con LTC en todas las S/E obteniéndose muy buenos
resultados al controlar los voltajes de las barras de car_
ga-
En el Cuadro 5,5 se resume la máxima compensación requer^
-224-
da, y las posiciones de los tapa con la salida del circuito
del tramo 8-10, que según los flujos de carga ocurrirían en
los dos períodos bien definidos del proyecto.
De acuerdo a estos datos, la compensación se instalaría de
la siguiente manera:
MVAR INSTALADOS
CONDICIÓN ANO 1990 ANO 2000 TOTAL ANO 2000
138 KV, SP 7 24 31
138 KV, CP 10 22 32
230 KV, CP -- 3 3
230-138 KV,CP 11 23 34
5.3 CORROSIÓN DE LA TUBERÍA DEL OLEODUCTO POR ACCIÓN DE LA
LINEA DE TRANSMISIÓN DE POTENCIA
La perspectiva de construir una línea transmisión eléctrica
pareleía al oleoducto, exige un análisis de los fenómenos
que van a presentarse por la coexistencia de estas dos es-
tructuras en la misma zona geográfica, puesto que se esta-
-225-
ría creando, como se indica más adelante, un sistema corro-
sivo en potencia, poniendo en peligro a la tubería. Pues,
el exponerla a cualquier efecto que incremente o acelere su
deterioro natural, reduciría la vida útil de esta instala -
ción tan importante en la economía nacional, además de que
su debilitamiento conduciría a fuertes desembolsos por re-
paración, mantenimiento o sustitución.
En esta sección se da una información sobre los fenóme -
nos mencionados, de modo que constituyan un punto de parti-
da, para que en el caso de efectivizarse el proyecto elee
trico, en la etapa correspondiente a su diseño, se determi-
ne la severidad de los problemas relacionados con su inter-
ación, y no se pase por alto el adoptar las precauciones ne_
cesarías, y si es el caso, instalar protecciones anticorro-
sivas adicionales a las ya existentes.
5.3.1 CORROSIÓN ELECTROQUÍMICA PE LA TUBERÍA DEL
OLEODUCTO Y SU PROTECCIÓN
La tubería del oleoducto, por el hecho de ser un metal en
contacto con el electrólito suelo, está sujeta a una acción
corrosiva debido a los fenómenos químicos o electroquímicos
que normalmente ocurren en su superficie, por lo que es sus
-226-
ceptible de ser destruida a mediano o largo plazo dependieri
do de las medidas preventivas tomadas.
El fenómeno electroquímico que produce la corrosión de la
tubería, se explica fácilmente planteando una analogía en-
tre la pila y el sistema conformado por el tubo y el suelo.
Esta analogía deriva de las características que presenta la
tubería, al tener su superficie distribuida en sectores que
actúan como ánodos unos y como cátodos otros; la formación
de estas regiones está determinada por la existencia de im-
purezas en la superficie del metal, el tipo del metal em-
pleado, composición y tipo del electrólito circundante, etc.
La corrosión ocurre en los ánodos, por lo que se presenta d^
solución del metal únicamente en estas regiones. Debido a
la diferencia de potencial entre las superficies anódicas y
catódicas, los iones de metal cargados positivamente abandc)
nan las regiones ánodo del mismo, para entrar a reaccionar
con el electrólito y formar productos de corrosión.
La corrosión como resultado del proceso aquí descrito está
satisfactoriamente controlado por las medidas tomadas du-
rante el diseño y construcción del oleoducto, las misma que
se explican enseguida.
-227-
a Métodos Utilizados en la _Pr_evención del Efec-
to Corrosivo de la Tubería
Los métodos que han sido utilizados con el propósito de con
trolar la corrosión de la tubería, tienen un elevado costo,
pero en cambio permiten una mayor vida de las instalaciones
y reducen los gastos de mantenimiento; estos métodos son -
los siguientes :
1 . Separación del Metal del Medio de Reposo
El contrato de construcción de la tubería del SOTE,
gió el recubrimiento anticorrosivo que consta de dos
pas :
La primera capa: pintura anticorrosiva PRIMER 105 ce-
lor negro.
La segunda: una banda protectora POLIKIEM -polietile
no de alta densidad-, de 18" de ancho, 20 milésimas
de espesor y 800 pies de largo, traslapada cada 2".
Este revestimiento por si solo no es suficiente, por im
perfecciones y deformaciones que se originan en fallas
de construcción e instalación: cualquier punto que no
(1) REF. 4
-228-
cuente con un correcto y adecuado recubrimiento puede
convertirse en un ánodo potencialmente activo. Para
ofrecer un control más efectivo y técnicamente a-
ceptable > de modo que las revisiones y mantenimientos
puedan realizarse lo recomendablemente espaciados, es
necesaria una protección suplementaria: la llamada pro
tección catódica, la cual se incluye en el diseño de
grandes instalaciones metálicas de empresas petrole-
ras , petroquímicas, eléctricas, etc.
2. Protección Catódica
Método de la Corriente Impresa
Consiste en la aplicación a través del electrólito de
una corriente continua proveniente de una fuente ex-
terna de energía, eliminando el efecto electroquímico
de la corrosión al convertir al metal en un elemento
catódico. La fuente debe instalarse de modo que el
polo positivo esté conectado al ánodo -pedazos de hie_
rro fundido, grafito, rieles, etc.- y el negativo a
la estructura a proteger , resultando un flujo de co-
rriente desde el ánodo hacia el cátodo.
En la tubería del SOTE también se aplica este tipo de
protección. En el tramo que comprende las 5 estacio-
-229-
nes de bombeo, los rectificadores de corriente alterna
empleados para el efecto están ubicados en Chalpi, Lum
baqui, El Chaco y Papallacta.
Existe otro método de protección catódica, cuyas carac_
terísticas se dan a continuación.
Método del Ánodo de Sacrificio
El mecanismo de protección se fundamenta en la acción de
la corriente galvánica generada por el proceso natural
de corrosión en el suelo. Si dos electrodos de materia
les diferentes se sumergen en un electrólito y se conec^
tan por medio de un conductor, fluye entre ellos una co
rriente eléctrica a través del electrólito. El metal
que va a protegerse debe actuar como cátodo al conectar_
se eléctricamente a un elemento externo o "ánodo de sa.
crificio". En el caso del material del oleoducto, el
acero, los materiales que podrán aplicarse con este fin
son : aleaciones de zinc, de magnesio, o de aluminio.
5.3.2 INFLUENCIA DE LA LINEA PE TRANSMISIÓN DE PO-
TENCIA SOBRE LA TUBERÍA DEL OLEODUCTO. MÉTO-
DOS PREVENTIVOS
Antes de pasar a describir algunos de los fenómenos que van
-230-
a presentarse como resultado de la interacción entre estas
dos estructuras, se debe aclarar que un tubería enterrada,
desnuda o cubierta por una capa aislante, posee una resis-
tencia finita a tierra distribuida en toda su longitud,
mientras que la línea a lo sumo, tiene puestas a tierra a
intervalos más o memos considerables, por lo que al esta_
blecer el comportamiento de la tubería en el suelo deben a
nalizarse factores como: resistencia a tierra, profundi-
dad de enterramiento, tipo de tubería, calidad del revesti
miento, etc.
A continuación se da una visión de la forma en que la L/T
va a actuar sobre la tubería de transporte de petróleo, e
incluso en la de transporte de LPG y GN.
a Influencia Durante la Operación Normal de_la
Línea de Transmisión
La utilización de una ruta en que la tubería enterrada o que
descansa sobre el suelo, y una L/T corran relativamente ce£
canas, resulta en un voltaje inducido sobre la tubería cau-
sado por la asimetría de posición de la una con respecto
de la otra, tal como sucede con las líneas de comunica -
ción paralelas a las L/T, pero obviamente el voltaje induci^
do y los métodos de cálculo son diferentes en cada caso,pre
-231-
cisamente porque sus características generales difieren.
Se ha comprobado que estos voltajes inducidos son mayores en
las localizaciones de tubería en que hay variaciones bruscas
del campo eléctrico de acoplamiento, como sucede en cambios
de dirección, ángulo o distancia entre las dos estructuras du
rante su recorrido, en los puntos de transposición de fase,
etc.
Los riesgos debidos a este tipo de acoplamiento son los si-
guientes :
El voltaje inducido puede acrecentar la corrosión por un
efecto electroquímico en la tubería no protegida.
El comportamiento de algunos equipos electrónicos asocia,
dos con la operación de la tubería puede alterarse por la
acción de altos niveles de voltaje inducido.
Dependiendo de los niveles de voltaje y corrientes induci.
dos, pueden ocurrir accidentes personales graves.
Existen algunas técnicas aplicables en la reducción del efe£
to de inducción sobre la tubería, de los que se mencionan dos
que deben ser considerados en la instalación de la nueva lí-
nea:
-232-
_ El diseño y construcción de la L/T debe efectuarse de modo
que el corredor existente entre estas esctructuras, presen
te el mínimo acoplamiento inductivo, lo que se logra evi-
tando en lo posible la asimetría de ubicación entre ellas.
Utilización de puestas a tierra de baja impedancia, del or
den de 1 a 2 ohmios, e incluso más bajas, especialmente en
sitios de la tubería en donde exista una resistividad de
la tierra. La ubicación más efectiva de una puesta a tie-
rra sería por supuesto, en aquel punto donde el voltaje i ti
ducido se prevea mayor. Al aplicarse este método, se de-
ben tomar medidas para que el acoplamiento de los metales
no favorezca la corrosión galvánica de la tubería.
En forma general se debe anotar también, que la protección da.
da por la capa que cubre el metal de la tubería puede limitar
de una forma natural el voltaje inducido por descargas en po-
ros y pequeñas fallas que siempre quedan en estas cubiertas.
Sinembargo se hace indispensable la protección catódica.
Como se anotó ya, la tubería del oleoducto cuenta con recubr^
miento y protección catódica por corriente impresa, pero no
debe descartarse el que eventualmente se requiera de puestas
a tierra.
-233-
a Influencia Durante un Cortocircuito a Tierra
Cuando ocurre una falla a tierra en los sistemas de trasmi-
sión de potencia cercanos a una tubería enterrada, se pre-
sentan ciertos fenómenos que se manifiestan por un voltaje
eléctrico entre el metal de la tubería y el suelo circundan
te.
La principal causante de este voltaje, es una corriente di-
rigida a tierra debido a una descarga entre el conductor y
tierra, más comúnmente por intermedio de una torre de trans^
misión. Esta corriente de falla incrementa el potencial lc>
cal de tierra con respecto a aquel en un punto lejano, mieri
tras que el potencial de la tubería se ha mantenido. Sí la
tubería, sea que corra paralela o que cruce en ángulo a la
línea, pasa a través de una zona influenciada por la co
rriente inyectada, el aislamiento se somete a la acción de
un voltaje, que si es lo suficientemente elevado y no se han
tomado las debidas precauciones, puede llegar a perforar
la capa protectora.
Este es un fenómeno de tipo local, por lo que demanda una
forma de protección local, siendo la más efectiva, el incre_
mentar la distancia entre la tubería y la base de la torre
de transmisión, lo que es posible siempre y cuando no exis-
-234-
tan limitantes, como en el caso de zonas urbanas en donde no
se dispone de grandes áreas.
El voltaje de la torre, y el de tierra a una distancia del e
je de la torre, como resultado de la falla a tierra, depende
de la magnitud de la corriente descargada durante la falla.
La presencia de puestas a tierra en la línea reduce la co-
rriente de descarga en la torre en que ocurre la falla, por
lo que las distancias mínimas requeridas entre la tubería y
la base de la torre eléctrica son menores en líneas con pue£
tas a tierra.
Con respecto al peligro que existe por una larga extensión en
que se encuentran paralelas la tubería y la línea, parece ser
que la cubierta protectora es el más efectivo método de pro-
tección, y en casos extremos se exige el uso de contactos
galvánicos entre la tubería y un metal enterrado en varias partes
de la extensión de la tubería en que se estime que la corrieri
te de falla va a presentarse a niveles bastante elevados.
En definitiva todos los efectos que la L/T podrían tener sc>
bre la tubería del oleoducto son de suma importancia, mere-
ciendo por lo tanto que en la etapa de diseño y construcción
de la línea, se los tome en cuenta, con el fin de precaute -
lar el incremento de corrosión de la tubería, y también evi-
tar accidentes personales.1^
(1) Para mayor Información del tema referirse REF. 2, REF.4, REF.10,REF. 12,
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40,1
6
40,5
2
40,8
0
41,2
4'
41,6
0.
41,9
6
fe <., 82 82 81 81 80 80 79 79 78 78 78 77 77 76 75 74 74 74 74 73 73 73 73 73 73 73 73 73 73 73
3-P
IAfí<
MW 106,
84
107,
29
107,
74
108,
19
108,
67
109,
15
109,
63
110,
13
110,
61
110,
10
122,
29
123,
03
123,
77
124,
54
125,
33
126,
15
126,
57
126,
98
127,
41
127,
86
128,
33
128,
81
129,
27
; 12
9,74
130,
20
| 13
0,67
131,
14
131,
60
132,
07
! 13
2,53
íc c 92 92 92 92 91 91 91 91 91 90 89 88 88 88 88 87 87 87 87 86 p „ ,i r. |i n 11 u "
-251-
A N E X O 5 . 3
FORMULA GENERAL PARA EL CALCULO DE LIMITE TÉRMICO
DE CONDUCTORES
Las fórmula de equilibrio térmico es la siguiente:
I = \c + qr - <ls
En donde:
pérdidas por convección (w)
0,52
le = 1,01 + 0,371D x 0,055 x 7.200
0,04840,00875 (tc-ta)
r = pérdidas por radiación (w)
r = 0,138 D x 0,5 "~i - ' Ta
.00 / V100
- qs = ganacias de calor (w)
qs = 0,5 x 96,4 x sen 90° x D/12
- D - diámetro del conductor (pulg)
- r = resistencia AC del conductor (ohm/pie)
- te = temperatura del conductor
- ta = temperatura ambiente
Nota : Para mayor información referirse a REF. 34
C A P I T U L O
ESTUDIO ECONÓMICO
6.1 INTRODUCCIÓN
El principal propósito de este capítulo es el de establecer si
económicamente se justifica el seguir operando en las estacio-
nes de bombeo del SOTE con motores de tipo térmico, y en conse_
cuencia continuar con los elevados consumos de combustible, o
por el contrario, reemplazar este sistema de operación por uno
en que la fuente de energía para la impulsión de las unidades de
bombeo sea de origen eléctrico.
El criterio empleado en la determinación de la alternativa más
recomendable, consiste en comparar el valor presente a mone-
da constante de los costos de : inversión, mentenimiento, opera^
-253-
ción, etc., que intervienen en las diferentes alternativas
propuestas, a saber:
1. Abastecimiento de energía eléctrica desde el SNI a tra-
vés de la línea de transmisión Santa Rosa - Lago Agrio.
Línea para la cual se establece el nivel de voltaje más
económico, de entre los dos analizados en el estudio té£
nico: 138 KV y 230 KV.
2. Abastecimiento desde la central hidroeléctrica Quijos -
Papallacta.
Casos para los que deberían reemplazarse los motores de
combustión interna de las estaciones de bombeo por eléc-
tricos.
3. Abastecimiento energético con el sistema actual de bom-
beo.
Las tres alternativas consideran la posibilidad de que se £
fectúe o no el proyecto de bombeo de agua potable a Quito -
CP o SP-,
A continuación se realiza para cada una y en el orden en que
se las menciona la respectiva evaluación económica, pasando
-254-
posteriormente a definir la mejor propuesta.
6.2 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SANTA ROSA - LAGO AGRIO. SNI.
EVALUACIÓN ECONÓMICA
En esta sección se determina la línea de transmisión que desde
el punto de vista económico sea la más aceptable para el servi
cío eléctrico de las estaciones de bombeo, analizando en el
proceso los costos de cada una de las alternativas que con es-
te objeto se obtuvieron del estudio de flujos de ,carga, ver Cua
dro 5.6.
6-2.1 COSTOS INVOLUCRADOS
Los costos que deben tomarse en cuenta en la evaluación econ<5
mica del sistema de transmisión están relacionados com
1. Construcción del sistema de transmisión:
1.1 Construcción de la línea.
1.2 Construcción de las subestaciones: a) posiciones, b)
transformadores, c) equipo auxiliar, d) compensación,
e) alimentadores a 13,8 KV, que como se indica luego,
no intervienen en la comparación económica.
-255-
El cuadro 6.8 muestra en forma resumida estos valores.
2. Costos de energía eléctrica.
3. Pérdidas de potencia y energía.
4. Operación y mantenimiento del sistema de transmisión.
5. Instalación de motores eléctricos para impulsión de las
bombas de las estaciones del SOTE.
Algunos de estos aspectos y consideraciones relativos a la de-
terminación de estos costos se comentan enseguida.
1. Construcción del sistema de transmisión
1.1 Construcción de la línea
Los precios totales con referencia a junio de 1986 de las
líneas a 138 KV y 230 KV, se dan en el Cuadro 6.1 y co-
rresponden a:
Costos directos, los mismos que se obtuvieron del estii
dio del conductor más económico' *•', y que incluyen los
(1) Referirse a la sección 5.2.1
-256-
equivalentes a materiales y construcción.
Costos de Ingeniería y Administración e Imprevistos, cal
culados a partir de los valores anteriores y aplicando
la división de costos que por experiencia INECEL utiliza
en los estudios de Planificación. La división de costos
para líneas a 138 KV y 230 KV , doble circuito con es-
tructuras metálicas, es la siguiente:
DIVISIÓN DE COSTOS -%-
1. COSTO DIRECTO -CD-
1.1 Suministro:
- Estructuras 20 %
- Conductor e hilo de guardia 20 %
- Aisladores 10 %
1.2 Construcción
- Obras civiles 35 %
- Montaje electromecánico 15 Jó
Total Costos Directos -CD- 100 7°
-257-
2. INGENIERÍA Y ADMINISTRACIÓN -I&A-
2.1 Estudio y diseño 6 % de CD
2.2 Administración y Fiscaliza
clon. 9 % de CD
Total Ingeniería y Administración 15 % de CD
3. IMPREVISTOS 107o de (qm&A)
1.2 Construcción de las subestaciones
a Posiciones
Todas las subestaciones, tanto de las líneas a 138 KV
como a 230 KV se analizan en iguales condiciones, és-
to es, con esquema "barra principal y transferencia".
Se considera que las características de este esquema
proporcionan el nivel de conflabilidad requerido por
el sistema eléctrico, incluso a nivel de 230 KV, pa-
ra el cual INECEL ha empleado exclusivamente el esque_
ma "doble barra".
En el Cuadro 6.2 se hace una estimación global de los
costos de posición con nivel de precios a junio de
1986, tomando como punto de partida los precios disp£
-258-
nibles al año 1983 y otros actualizados a junio de 1986,
aplicando además la división de costos empleados por Ittf
ECEL, siendo éstos:
DIVISIÓN DE COSTOS
1. COSTO DIRECTO -CD-
1.1 Suministro 76 7,
1.2 Construcción
- Obras civiles 10 %
- Montaje 14 %
Total Costo Directo -CD- 100 "L
2. INGENIERÍA ¥ ADMINISTRACIÓN -I&A-
2.1 Estudios y diseño 3 70 de CD
2.2 Administración y Fiscalización 7 % de CD
Total Ingeniería y Admini£
tración -l&A- 10 % de CD
3. IMPREVISTOS 10 % de (CD+I&A)
-259-
b Transformadores
Los costos totales por suministro y montaje de transfor-
madores se anotan en forma resuminda en el Cuadro 6.3.
Se considera que el montaje está en el orden de US$ -
10.000^1' para cada transformador.
Cabe destacarse, que no fue posible conseguir precios
exactos de los transformadores a emplearse en este pr<)
yecto, por lo que se realiza una estimación siguiendo el
procedimiento indicado en el Anexo 6.1.
c Equipo Auxiliar
Se refiere a: transformador de servicios auxiliares, si£
temas de iluminación, de aire acondicionado, grupo a
diesel de emergencia, etc. El costo por subestación se
estima en US$ 175.000. <*)
d Compensación
De las últimas ofertas presentadas a INECEL se puede con
cluir que los costos de capacitores con nivel de precios
a junio de 1986, son los siguientes:
(1) FUENTE: INECEL, División de Ingeniería y Construcciones.
-260-
- suministro : US$ 6 / KVAR
- Instalación : US$ 2 / KVAR
Estos precios incluyen todo el equipo auxiliar: equi-
po de control, estructuras, conductores, cableado,etc
El cuadro 6.4 muestra estos costos y el año en que se es-
tima su inversión.
e Alimentadorcs a 13,8 KV
En el Cuadro 4.1 se da en forma aproximada los alimenta-
dores que podrían emplearse a 13,8 KV para conducir enejr
gía desde las subestaciones a cada uno de los centros de
consumo de la zona.
La estimación de estos costos se efectúa a partir de los
precios de material y método de evaluación económica, u-
tilizados por la Empresa Eléctrica Quito para primarios
de 22 KV, considerando que loa costos a 13,8 KV son mentí
res en un 20%.
El proceso de cálculo se anota en el cuadro 6.5.
Debe mencionarse que estos costos no incluyen las líneas
-261-
de distribución a nivel de secundario, y se hace refereri
cia a los alimentadores de 13,8 KV con fines exclusiva -
mente indicativos al no ser utilizados en el proceso de
comparación económica, puesto que, además de tener valo-
res bastante pequeños, cualquiera que sea el sistema de
abastecimiento eléctrico se incurriría en esta inversión,
pasando a constituir un rubro común de todas las alterna,
tivas en estudio.
2. Costos de energía eléctrica
En la evaluación económica de las alternativas que cons
deran el servicio eléctrico desde el SNI, es necesario de
terminar el costo de energía eléctrica a consumirse en
las instalaciones y poblaciones que se espera sean incoj
poradas al sistema de transmisión.
Los costos de potencia y energía dados por el Parque Te ir
moeléctrico equivalente y válidos a junio de 1986, fue-
ron proporcionados en la División de Planificación de I J
ECEL, ellos son:
C O S T O S
TASA DE
ACTUALIZACIÓN
870
10Z
12%
POTENCIA
US$/KW/año
66,48
77 ,20
88,17
ENERGÍA
US$/MWH
28,41
33,31
38,23
-262-
Los costos anuales totales correspondientes al consumo e-
léctrico del sistema en el período 1992-2010, y de cada u
na de sus componentes en potencia y energía se dan en el
Cuadro 6.6.
3. Pérdidas de potencia y ene_rg_í_a
La estimación de estos costos se realiza en base a las
pérdidas de potencia obtenidas del estudio de flujos de
carga, considerando por simplificación, sin que ésto in-
fluya en forma apreciable en los resultados finales, que
las pérdidas en el período 1990-2000 son las mismas que
el año 1990, y en el período 2000-2010 aquellas del año-
2010, debido a la variación tan pequeña que presentan deii
tro de cada uno de los decenios en cuestión.
Los costos unitarios de potencia y energía empleados son
los dados en el punto anterior. Los costos totales de peí:
didas, y el respectivo método de evaluación se resumen en
el Cuadro 6.7.
4. Operación y mantenimiento del sistema de trasmisión
Se prevé que los gastos anuales de operación y mantenímieri
to de la línea alcancen el 1,0 % de la inversión inic_i
-263-
al correspondiente a la línea misma y a las subesta-
ciones .
Los costos anuales pertenecientes a este rubro, se in-
dican en el Cuadro 6.8, así como también la inversión
total.
5. Instalación de motores eléctricos^ eji las estaciones de
bombero
La magnitud total de energía empleada en el transporte
de crudo ha sido definida en la etapa de diseño del o-
eloducto, y con ella la capacidad de los motores de las
estaciones de bombeo. Al cambiar el sistema de abaste-
cimiento energético a eléctrico, los requerimientos de
energía no han variado, por lo tanto, los motores eléc-
tricos que entrarían a reemplazar los de diesel, tendr^
an la misma capacidad en KW, equivalente a la ya indicji
da para las unidades en cada estación en HP.
Los precios actualizados de los motores eléctricos, fue
bastante difícil conseguir, pese a que incluso se interi
tó por medio de télex enviados a algunos fabricantes ex-
tranjeros con representación en el país. De todos mo-
dos una aproximación extraoficial facilitada en la Di-
-264-
reccíón Nacional de Hidrocarburos permitió hacer una
estimación de estos costos, valores que fueron confi_r
mados con datos porporcionados por 1NECEL en yenes.
La inversión total por instalación de motores, y el año
en que se efectúa el correspondiente desembolso conforme
se presenten las expansiones del flujo bombeado, se resu-
men en el Cuadro 6.9 Los costos referenciales con nivel
de precios aenerode 1986 fueron escalados a junio de 1986
aplicando los índices anotados en el mismo Cuadro.
Cabe anotar que estos valores no incluyen ningún equipo a
dicional que dentro de las estaciones de bombeo, eventual
mente podría ser necesario debido a la implementación del
sistema eléctrico. Tampoco hace referencia a los costos
de instalaciones: sistemas de válvulas, bombas, incremen
tadores de velocidad, etc., que serían requeridos por el
incremento de la capacidad de transporte, puesto que al
ser inversiones comunes a todas las alternativas plantea-
das, no cabe incluirlas en la comparación económica.
La vida útil de los motores eléctricos se estima en 30 a-
ños, dando a fines del año 2010, los siguientes valores
de depreciación y rescate:
-265-
ARO DE
INSTALACIÓN
INVERSIÓN DEPRECIACIÓN
103 US$ 103 US$
VALOR DE
RESCATE
103 ÜS$
1991
1999
15.020,74 9.463,07
2.145,82 793,95
5.557,67
1.351,87
Los gastos de operación y mantenimiento en las estacio-
nes de bombeo, una vez efectuado el reemplazo de los mo-
tores, serán menores que los correspondientes al siste-
ma de operación actual, y se han estimado en 103US$1.513 y
103 US$ 1.524 anuales, para los flujos de 350.000 y
400.000 BPD.
a Flete, Seguros e Impuestos
Puesto que para los equipos de posiciones y transformadores,
su suministro ha sido dado con costos FOB, se considera para
ellos como costos relativos adicionales, los siguientes ru-
bros :
- Flete: 15 % de costo FOB en US$
Seguros : 0,5% de costo FOB en sucres
Nacionalización : 4070 de costo CIF en
Transporte Interno : 270 de costo CIF en sucres.
(1) Este porcentaje considera el hecho de que INECEL goza del 65% de exone^ración arancelarla.
-266-
6.2.2 FLUJO DE INVERSIONES
Los flujos de inversiones correspondientes a cada una de las
alternativas de línea, se anotan en el Cuadro 6.10. Respecto
de ellos se hacen las siguientes observaciones:
1 Líne_a de Transmisión y __S_ube_s tac iones
El flujo de inversiones adoptado es el que se da en REF 25
el cual se refiere a las "Ordenes de Trabajo" de la Direc^
ción de Planificación basadas en los contratos y compronú
sos reales adquiridos por INECEL.
Los porcentajes de inversión se los aplica sobre el costo
total de líneas y subestaciones, y son:
FLUJO DE INVERSIONES -%-
ARO
1
2
3
4
L/l
138 KV
6
66
28
L/T
230 KV
6
50
23
21
S/E
138/69 KV
6,3
70
23,7
—
S/E
230/138 KV
7
54
20
19
-267-
En este trabajo se asume que: los porcentajes de inve£
clones para S/E de 138/69 son válidos para las de ti-
po 138/13,8 , y las de 230/138 para las de 230/69 y
230/13,8.
6.2.3 DEFINICIÓN DE LA LINEA MAS ECONÓMICA
a Metodología y Consideraciones Adoptadas
La línea más económica se determina por comparación del
valor presente a moneda constante tomando como fecha
de referencia junio de 1986, de cada una de las alter-
nativas de línea. En esta evaluación deben tomarse en
cuenta los aspectos siguientes:
1. Costos que interyienen
Se analizan todos los costos definidos anteriortnen
te, e§ decir los referentes a inversiones del sis-
tema de transmisión, costos anuales de pérdidas,
consumo de energía, operación y mantenimiento.
2. Período de estudio
El período de estudio está comprendido entre los
años 1992, año en que se prevé el inicio de opera-
-268-
ción de la línea^1', y el 2010, año considerado co-
mo horizonte de estudio.
3. Cálcuj-O del valor de rescate
La vida útil de la línea se estima en 30 años, pero
dado que el período de estudio se extiende hasta el
año 2010, se debe dar una significación económica al
tiempo que la línea continuaría brindando servicio,
lo que se hace> encontrando su valor de rescate en
el año 2010.
En el cálculo de este valor se utiliza, por
lio y de amplia aplicación en esta clase de evalua-
ciones , el método de depreciación lineal, cuya ex-
presión matemática es:
n ( C - CL )
Dn
en donde: - Dn depreciación hasta la edad de n
años.
- C = costo original.
(1) Referirse a la sección 6.2.2, Cuadro 6.9.
-269-
Cn = valor al final de n años -valor
de rescate-.
- CL = valor al final de la vida del ac-
tivo.
- L = vida útil del activo.
En el estudio se asume que CL es igual a cero.
En el Cuadro 6.11 se resumen los valores de rescate de
todas las líneas.
4. Cálculo del valor presente
El valor presente se obtiene con la siguiente expresión
matemática:
P = F ( 1 + i ) ~n
en donde:, - P = valor presente
- N = número de períodos
- i = tasa de actualización por período
- F = valor de cada pago al final de un pe-
ríodo.
Las tasa de actualización empleadas son 8, 10, 12 % y
son las mismas que INECEL utiliza en las evaluaciones e
-270-
conómicas.
b Conclusiones
En el Cuadro 6.12 constan los valores presentes de cada una de
las alternativas de línea para las tasas de actualización: 8,
10 y 12%. Estos valores pueden observarse con mayor claridad
en las curvas comparativas del Gráfico 6.1.
Como puede verse, las líneas más económicas, y que por tanto
presentan ventajas sobre todas las demás son las siguientes:
1. Sin proyecto de agua potable, la línea denominada 138 KV-
SP, es decir, a 138 KV, doble circuito, conductor 397,5
MCM desde Papallacta a Lago Agrio, y conductor 1113 MCM
desde Santa Rosa a Papallacta.
2. Con proyecto de agua potable: la línea 230-138 KV,CP. Sin
embargo, para esta condición , se recomienda la construc-
ción de la línea identificada como 138 KV,CP, es decir con
las mismas características que la de 138 KV,SP antes citíi
da, pero con un tercer circuito en el tramo Santa Rosa P£
pallacta. Debido a que no se conoce con certeza la ejecii
ción del proyecto de agua potable, se recomienda constru-
ir la línea inicialmente a doble circuito y posteriormen
te se aumente el tercer circuito requerido en esta condición,al
-271-
mismo nivel de voltaje, si se hace realidad el proyecto
en cuestión.
El incremento del valor presente de la alternativa 138
KV,CP respecto de la de 230-138 KV,CP es tan pequeña, a
rededor de 1%, que no justifica el tener dos niveles de
voltaje en una misma línea, especialmente, al no tener
seguridad sobre la construcción de este proyecto de bom
beo de agua potable.
6.3 PROYECTO HIDROELÉCTRICO QUIJOS-PAFALLACTA
EVALUACIÓN ECONÓMICA
En esta sección se hace una descripción de las característi-
cas económicas relacionadas con la construcción de la cen-
tral Quijos-Papallacta.
-272-
6.3.1 COSTOS INVOLUCRADOS
Los principales costos que deben considerarse son los refereii
tes a:
1. Construcción de la central hidroeléctrica.
2. Construcción de la línea de transmisión.
3. Operación y Mantenimiento de la central.
4. Costos de energía eléctrica.
5. Instalación de motores eléctricos en las estaciones de bom
beo.
Con respecto a éstos se hacen las siguientes observaciones:
1. Construcción de la central hidroeléctrica
Los datos de inversión disponibles son los correspondien-
tes a la alternativa 2 descrita anteriormente, es decir a
quelia que resultó más recomendable del estudio de prefac
tibilidad.
Estos costos con nivel de precios a febrero de 1983 y los
escalados a junio de 1986 se indican en el Cuadro 6.13.
La construcción de esta central exige la remoción del Oleo
-273-
ducto por un largo aproximado de 2 Km en el área de la r<;
presa y del reservorio. La inversión correspondiente con
nivel de precios a junio de 1986 se avalúa a partir de los
costos de reparación de la tubería del Oleoducto de
26"DE< 1 ) , siendo ésta:
REPARACIÓN COSTO UNITARIO COSTO TOTAL-2 Km
TUBERÍA 26"DE US$/Km US$
Material 124.242 248.484
Construcción 481.658 963.316
Otros 121.212 242.424
Imprevistos 163.797 327.594
TOTAL 890.909 1.781.818
2. Construcción^ de la línea de transmisión
Con respecto a la L/T que debe construirse desde esta cen-
tral localizada en Baeza, hacia los centros de consumo, se
hacen las siguientes observaciones:
2.1 Tramo Papallacta-Lago Agrio
La línea que part iendo de Papallacta llega a Lago Agrio, se
(1) FUENTE: Dirección Nacional de Hidrocarburos. Departamento de Transportey Almacenamiento.Los datos originales proporcionados por TEXACO se referían a lareparación del Oleoducto después del sismo de marzo de 1987.
-274-
considera que tendrá las características recomendadas para
este tramo en el estudio económico correspondiente: 138 KV,
SP, es decir a doble circuito, conductor 397,5 MCM, y ni-
vel de voltaje 138 KV, ya que la demanda eléctrica no ha v£
riado y está comprendida totalmente dentro de su recorrido,
y también la solicitud de conflabilidad de las estaciones de
bombeo se ha mantenido
2.2 Tramo Santa Rosa-Papallacta
Las razones que justifican la construcción del tramo en
cuestión son:
Suponiendo que las únicas instalaciones a servirse eléctri-
camente sean las estaciones de bombeo del SOTE, esta cen-
tral, con 80 MW de potencia y 550 GWH/año de energía media,
supliría esta demanda inclusive hasta el año 2010^ ', con lo
que esta líneano sería necesaria por motivos de demanda.
Pero como este no es el caso, y dado que de tener disponi -
ble esta línea, debería ser aprovechada para incorporar tam
bien a los demás consumidores como poblaciones, estaciones
del poliducto y demás cargas especiales, cabe hacer estas
aclaraciones:
(1) Referirse al Cuadro Resumen 9, en el capítulo 3. Estudio de Mercado.
-275-
Si no se considera la carga del proyecto de agua pota-
ble, el déficit de energía eléctrica con relación a la
energía media de la central, llegará a 16,78 GWH en el
año 2010 (D. Por lo tanto, siendo deseable un sumi-
nistro energético, lo suficientemente confiable, elSNl
constituirá una fuente complementaria para suplir la e_
nergía no cubierta por la central, lo que se hará a tr<a
vés del tramo de línea Santa Rosa-Papa11acta. Por o-
tra parte, cuando la central disponga de un excedente
de generación respecto de la demanda de la zona, como
ocurre durante el período 1992-2010, este tramo será a_
provechado, para conducir la energía eléctrica hacia
el SNI.
Además, la interconexión entre esta central y el SNI,
redundará en una mayor conflabilidad del sistema anal_i
zado, en caso de que la central salga de servicio, y
como lo indica el estudio de prefactibilidad^2', en ui
na mayor^estabilidad del SNI.
Si se considera la carga del proyecto de agua potable,
este tramo debe construirse por todas las razones men-
tí) Referirse al cuadro Resumen 9, capitulo 3. Estudio de Mercado.
(2) REF. 39
-276-
cionadas para el caso anterior, llegando a ser los reque-
rimientos de energía desde el SNI mayores, de 313,44 GWH/
año y 148,78 GWH/año en los años 1990 y 2010 (D respect_i
vamente.
Según lo anotado, se concluye que para la alternativa de la
central hidroeléctrica Quijos-Papallacta, la L/T se constui-
rá desde la S/E Santa Rosa del SNI hasta Lago Agrio, y ob-
viamente , las características serán las señaladas por la L/T
más económica. Así:
Para la condición sin proyecto de agua potable, la línea
138 KV,SP, es decir, a 138 KV, doble circuito, conductor
397,5 MCM desde Papallacta a Lago Agrio, y 1113 MCM desde
Santa Rosa a Papallacta.
Y para la condición con proyecto de agua potable, la lí-
nea 138 KV,SP, igual que la anterior, pero con un tercer
circuito en el tramo Santa Rosa-Papallacta y al mismo ni-
vel de voltaje.
6.3.2 FLUJO DE INVERSIONES
1. Central hidroeléctrica
La construcción de esta central se estima durará un perío-
-277-
do de 4 años, con porcentajes de inversión similares a los
planteados para un proyecto de la Cuenca del río Ñapo -Sutí
cuenca río Coca-'1' :
FLUJO DE INVERSIONES
ANO - % - AÑO - 103 ÜS$
1 15 1988 18.431,85
2 30 1989 36.863,70
3 45 1990 55.295,55
4 10 1991 12.287,90 +
1.781,82(2)
2. Línejt de transmisión
El flujo de inversiones para las líneas recomendadas son
los anotados en el Cuadro 6.10.
(1) FUENTE: INECEL. División de Planificación.
(2) Inversión por remoción de la tubería.
-278-
3. Operación y Mantenimiento de la central
Los costos anuales de operación y mantenimiento se estima
serán de 0,57o respecto de la inversión de la central, lo
que equivale a un desembolso anual de 10-* US$ 614,40.
4 Costos de energía eléctrica
Como se mencionó anteriormente, dadas las características
de generación de la central Quijos-Papallacta, con 550GWH/
año de energía media, dependiendo de la demanda dada por
el estudio de mercado, puede ocurrir que el SNI entregue e
nergía a la L/T en estudio, o que la central la envíe hacia
el SNI. La magnitud de cada una de estas energías, y los
respectivos costos, se indican en los Cuadros 6.14 y 6.15
para las condiciones sin y con el proyecto de agua potable
respectivamente.
El costo de la energía entregada por la central, tiene los
siguientes valores:
TASA DE COSTO DE ENERGÍAACTUALIZACIÓN US$/MWH
8 % 22,47
10 % 29,05
12 % 36,33
El cálculo de estos costos, consta en el Anexo 6.2.
-279-
6.4 SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL EN LAS ESTACIONES DE BOMBEO
DEL SOTE
EVALUACIÓN ECONÓMICA
El sistema de operación actual se refiere al transporte de
crudo a través del oleoducto, utilizando bombas impulsadas
por motores térmicos, lo que resulta en fuertes desembolsos
por operación y mantenimiento.
6.4.1 COSTOS INVOLUCRADOS
a Estaciones de bombeo del SOTE
Los costos que deben analizarse en esta alternativa son:
1. Operación y mantenimiento:
1.1 Consumos de Combustible.
1.2 Mantenimiento.
1.3 Salario del personal encargado de las actividades de
operación y mantenimiento.
Todos estos valores se resumen en el Cuadro 6.17.
2. Instalación de motores de combustión interna en las est£
cíones de bombeo para condiciones de expansión.
-280-
Las condiciones adoptadas en la definición de estos cos-
tos son:
1. Operación y mantenimiento
1.1 Consumos de Combustible
Los costos de operación abarcan como rubro principal
a los consumos de combustible y acaite SAE 40 de las
unidades de bombeo ALGO, los cuales se pueden estimar
en base a los valores promedio calculados en la sec-
ción 2.2.4,g que los relacionan directamente con el
volumen de crudo bombeado, así:
245,34 Barriles de crudo / Barril de crudobombeado combustible.
3,69 Galones de aceite / Mil barriles deSAE 40 crudo bombeado
Debido a que no se conocen cifras exactas sobre l
nitudtde las reservas del crudo ecuatoriano - e inclu
so oficialmente no se han dado a conocer con presi
ción, en este trabajo, se Coma como correcto que, con
los pozos que están actualmente en explotación y los
que se consiga descubrir en el futuro dentro de la zc>
na, ellas durarán hasta el año 2010 inclusive, año he)
rizónte de estudio, y serán lo suficientemente gran-
-281-
des como para cumplir las tasas de transportes que según este
estudio se prevé ocurran: 350.000 BPD y 400.000 BPD en los
períodos 1990-2000y 2000-2010.
Con lo mencionado anteriormente, y contando con que la vida ú_
til del SOTE se extienda hasta entonces, los consumos de cru
do combustible y aceite SAE 40 serían los siguientes:
C O N S U M O f l H U A L
CRUDO BOMBEADO COMBUSTIBLE SAE 40 DIESEL SAE 30
PERIODO 103 BPD 106BPAÑO 103BP 103Gal 103Ga1 103Gal
1990-200
2000-2010
350
400
127,75
146,00
520,71
595,09
471,40
538,75
599
599
4
4
Los consumos de diesel y aceite SAE 30 por parte de las uni-
dades Caterpillar: BOOSTER y de generación, anotados también,
deben incluirse puesto que su operación está relacionada aun-
que no en forma directa con la actividad de bombeo de crudo.
Estos valores se obtienen como promedio anual de las estadís-
ticas de estos consumos, ver Cuadros Registro.
Con respecto a los precios de cada uno de estos rubros, cuyo
nivel de referencia es a junio de 1986, se deben mencionar las
siguientes observaciones:
-282-
El análisis es conveniente hacerlo, no con el precio de
producción de crudo, sino más bien con su "costo de opor^
tunidad", es decir, el correspondiente a aquellas divi-
sas que el país dejaría de percibir al utilizar como com
bustibie el crudo exportable.
Por los motivos anotados en la sección 3.2.2,b, estos pre
cios están sujetos a una gran variación, por lo que se
hace un análisis de sensibilidad, considerando un rango
que abarque precios a los cuales se ha colocado el petro
leo ecuatoriano en el mercado internacional, de modo que
pueda establecerse el valor al cual es recomendable cam-
biar el sistema de operación.
Para el diesel se toma el precio oficial en el país en
el período 1984-1987, e'ste es: S/40/Gal.
El precio del aceite SAE 30 y SAE 40 para motores a die-
sel fue proporcionado por CONAUTO: S/37.345/tanque de 55
Gal.
1.2 MantenimigiTtjj
Las unidades de bombeo reciben dos tipos de manteni-
miento, over haul y preventivo:
-283-
OVERHAUL 0/H
El programa de mantenimiento exige un 0/H por unidad
cada 12.000 horas de operación normal, o sea, cada
24 meses. En el siguiente cuadro se da el número de
0/H estimados para realizarse en un año, y los cos-
tos respectivos:
UNIDADES
18 cilindros
16 cilindros
12 cilindros
18 cilindros
16 cilindros
12 cilindros
COSTO DE0/H PORUNIDAD FLUJO103US$ BPD
160
140 350.000
100
160
140 400.000
100
UNIDADESEN
OPERACIÓNNORMAL
10
10
5
12
12
6
0/H PORAÑO
5
5
2.5
6
6
3
COSTOANUAL103 US$
800
700
250
960
840
300
Mantenimiento Preventivo
T I P O
Cambios de CabezotaReparación de TurbocargadoresOtros
COSTO ANUAL
103 US$
280600300
-284-
Las unidades Caterpillar a diesel reciben mantenimiento pre-
ventivo a un costo anual aproximado de 1(H US$/150, valor que
se asume constante en las dos condiciones de flujo de crudo.
1.3 Salarios del personal encargado de las actividades de o
peración y_mantañimiento
A continuación se da un cuadro que indica en forma gene-
ral los costos referentes a este rubro s los mismos que
se mantienen en las dos condiciones de expansión de la
capacidad de transporte:
ACTIVIDAD
- Administración
- Operación -en dos turnosde 12 horas cada uno-
Mantenimiento:1
. Eléctrico 11
. instrumentación 11
. mecánico 40
TOTAL
TOTAL -INCLUIDO BENEFICIOS SOCIALES
PERSONAL
7
63
SALARIOMENSUALPROMEDIO103 S/.
100
70
COSTOANUAL103 S/.
8.400
52.920
70 52.080
113.400
226.800
Todos estos costos se encuentran en forma resumida en el Cuadro 6. 17
-285-
2. Instacion de motores de combustión^ en las estaciones de
bombeo
Con respecto a la inversión correspondiente a este ru
bro, se hace el siguiente análisis:
La vida útil de los motores de combustión de las estacic>
nes de bombeo del SOTE, según curvas referenciales para
motores a diesel, puede estimarse en 20 años. Razón por
la cual, suponiendo por efectos prácticos que las 5 uni
dades que actualmente están operando en las estaciones
de bombeo fueron instalados en el año 1971^', en el a-
ño 1991 deberían instalarse 7 motores en cada estación,
de los cuales, 5 corresponden al reemplazo de los moto-
res puesto que finalizó su vida útil, y 2 corresponden a
la expansión de bombeo a 350.000 BPD. Y en el año 1999,
debería instalarse 1 unidad más en cada estación para
cumplir la expansión de transporte a 400.000 BPD.
De acuerdo a ésto, los valores de inversión, rescate y de
precíación de los motores de combustión son:
AÑO DEINSTALACIÓN
19911999
INVERSIÓN103 US$
21.669,133.095,59
DEPRESIACION103 US$
20.585,671.702,56
VALOR DERESCATE103US$
1.083,461.393,02
(1) El SOTE inició operaciones en el año 1972.
-286-
b En_otroa_centrgs de__con8mijg
1. Sin Proyecto de agua potable -SP-
Dentro de la alternativa que se está evaluando, debe to-
mar s'e en cuenta que, aparte de las estaciones de bombeo
del oleoducto, para las que se determinó ya todos los co£
tos, existen otros centros de consumo como son: las esta-
ciones de bombeo del poliducto, campos de producción pe-
trolera, poblaciones, etc., que actualmente en su gran ma
yoría consumen energía eléctrica generada por grupos a
diesel o turbinas de gas^-', y/o lo harán en el futuro si
no se llega a disponer de otra fuente alternativa de ene_r
gía.
En este trabajo, para la presente alternativa se asume que
toda la demanda eléctrica que resultó del estudio de mer-
cardo perteneciente a las instalaciones mencionadas, se-
ría solventada por grupos motor-generador a diesel con u-
na invers-ión que para las condiciones futuras se estiman
en 103 US$/9.030. Por otra parte, el estudio económico
debe incluir los gastos de operación y mantenimiento en
que se incurre para satisfacer los requerimientos eléctrí_
eos desde estas plantas térmicas.
(1) En algunas poblaciones existen centrales hidroeléctricas, pero como sucapacidad es tan pequeña comparada con la demanda total del sistema, nose las incluye en este análisis.
-287-
Es imposible establecer con precisión la magnitud de es-
tos costos, por lo que se realiza un estimación, siguien
do el proceso y consideraciones señaladas en el Anexo
6.3. Los resultados correspondientes se indican en el
Cuadro 6.19.
2. Con Proyecto de agua potable -CP—
En esta caso, a más de los consumos por parte de las ins-
talaciones antes señaladas, se deben incluir las vincula-
das con la operación de bombeo de agua potable a la ciu-
dad de Quito. Con respecto a ésto se hace la siguiente a
cotación:
Según la EMAP-Q, la fuente energética considerada para el
funcionamiento de estas instalaciones sería de tipo eléc-
trico, proponiendo para el efecto durante los estudios i-
niciales del proyecto, la construcción de una central hi-
droeléctrica impulsada por el mismo flujo de agua bombea-
da.
Pero no se hace referencia a esta alternativa porque fue
imposible conseguir suficiente información al respecto' •*.
Sinembargo, se toma como otro camino práctico y viable que
el abastecimiento de energía eléctrica sería desde el SNI
(1) Referirse a la sección 3.5.3.
-288-
-S/E Santa Rosa- a través de una línea de aproximadamen-
te 48 Km hasta una S/E que la EMAP-Q instalaría en el
sector.
Para la condición de carga eléctrica dada por el proyec-
to de agua potable -46,2 MW, 402 GWH/año-, se estima su-
ficiente una línea de 138 KV, conductor 397,5 MCM, y do-
ble circuito para dar suficiente conflabilidad al siste-
ma eléctrico. Esto conduce a una inversión, que parti e ti
do de datos anotados durante el transcurso del estudio e
conómico'1', alcanzarían a:
- 48 Km de línea, 397,5 MCM, doble circuito , 138 KV:
103 US$ 4.302.
- 4 posiciones de línea , 138 KV : 103 US$ 2.174.
La duración de esta construcción se asume de 1 año
-1991-. ,Con lo que los valores de depreciación y resca
te a fines del año 2010 serían de : 103 US$ 4.080 y
US$ 2.396 respectivamente.
Por otra parte, el consumo de energía eléctrica de este
centro tendría un costo anual de
(1) Referirse a la sección 6.2.1,1.
(2) Referirse a la sección 6.2.1,2, Cuadro 6.6.
-289-
TASA DE COSTO ANUALUTILIZACIÓN DE ENERGÍA
103US$
8 % 16.181
10 % 18.938
12 7» 21. 714
6,4.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA
A igual que en las dos alternativas ya analizadas, la evolu-
ción económica del sistema de operación actual, consiste en
determinar el valor presentea junio de 1986, de los costos
estudiados en el transcurso de esta sección, considerando las
mismas tasas de actualización: 8, 10, y 12 % y el mismo perí^
odo de estudio 1992-2010.
El valor presente de cada uno de los costos y los totales se
encuentran en forma resumida en el Cuadro 6.20.
6.5 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS
La definición de la alternativa más económica se realiza por
-290-
comparación del valor presente de cada una de las alternat^
vas planteadas en este trabajo, el cual como se mencionó ya,
fue evaluado a moneda constante, tomando como fecha de refe-
rencia junio de 1986, con las tasas de actualización 8, 10,
y 12 70 ; y optando como año horizonte de estudio el 2010.
Los valores presentes mencionados han sido calculados i
dualmente para cada alternativa en este capítulo y se los re_
sume en forma comparativa en el Cuadro 6.21.
En los Gráficos 6.2 y 6.3, se puede apreciar la variación de
estos valores presentes para las condiciones: sin y con el
proyecto de agua potable respectivamente . Para el sistema
de operación actual se hace un análisis de sensibilidad, con
siderando los precios de petróleo 15, 20, 25, 30 US$/barril.
El análisis de los resultados obtenidos de la comparación e-
conómica de las alternativas se realiza en en capítulo si-
guiente, indiciando además las conclusiones y recomendaciones
a las que conduce la realización de esta tesis.
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COSÍOS DE CONSTRUCCIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
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REFERENCIA
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NOTAS:
(1) FUENTE: REF
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- Misceláneos
- Turne I es ríe derivaciónrepresa con la toma,tubería de presión,planta de generación,túnel de descarga, canal
- Equipo eléctrico y mecánicoSubestación
106 US$
3
57
243
TOIAL COSÍOS DIRECTOS -CD- 87No Incluye costos de remoción del oleoducto dentro del área del proyecto.
{?.} Ingeniería y Administración -IRA- = IOX (CD){3} Imprevistos = 20% (CD + IM)(1) Estos costos se obtienen aplicando las tasas de escalamiento de precios entre las
dos fechas de referencia febrero-1983 y Junio 1986, y que fueron proporcionadas -por INECEL, División de Planificación: para moneda extranjera ME= 1,07.En Junio - 1986: 1US$ = 110 sucres.
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(2) Ca
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Calculados en base e los costos de energía del SN I dados en 6.2.1.2.
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25
24
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26
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65
27
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9.7
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COMPARACIÓN DE ALTERNATUtft
NIVEL DE PRECK»: JUMO 11
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SISTEMA OC TMANSMICIONSANTA ROSA-LAOO A6RWSNI-
S1STEMA DE OPERACIÓN ACTUAL90 US S Mlt CRUDO
SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL
CS US sVbbl* CRUDO
CENTRAL HIDROELÉCTRICAOUMOS PAPAU.ACTA
SISTEMA DE TRANSICIÓNSANTA ROSA-LAVO A«RD-SNI
ISTEMA DE OPERACIÓN ACTUALZO UsX /kk(* CRUDO
;-—-SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL17 US X/bfclc CRUDO
SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL16 US//MK CRUDO
12
TASA DEACTUALIZACIÓN
v- i
VALOR PRESENTE
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280
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T
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NIVEL CE PRECIOS: JUNIO-iaee
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SISTEMA CE TRANSUICIONSANTA ROSA-LAGO A6R1O-6NI-
SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL90 USS/bbls CRUDO
SISTEMA DE OPERACIÓN ACTÚA.20 US S/feblc CRUDO
SISTEMA DE TRANSMtCIONSANTA ROSA-LAGO A6RIO-SNI
SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL20 US S/bbls CRUDO
CENTRAL HIDROELÉCTRICAQUIJOS - PAPALLACTA
SISTEMA DE OPERACIÓN ACTUAL17.U US S/bhtt CRUDO
SISTEMA OE OPERACIÓN ACTÚA
(5 US S/ttl* CRUDO
10 12
TASA DEACTUALIZACIÓN
-315- 1 de 3
A N E X O 6 . 1
ESTIMACIÓN DE COSTOS DE TRANSFORMADORES
En el cuadro de la página siguiente se resume la forma en que se es
timan los precios -FOB- de los transformadores requeridos en el sis
tema de transmisión, a igual que los costos tomados como referencia
de ofertas presentadas a INECEL d ' .
Con respecto a los transformadores de 10 y 15 MVA, debido a que su
relación KV: 138/13,8 y 230/13,8 no ha sido utilizada en los s Í£
temas eléctricos del país, no fue posible conseguir precios actuali
zados -ni siquiera con representantes de firmas extranjeras-, por
lo que, los precios se calcularon aplicando "factores de multipli
cación", los que a su vez se determinaron en base a valores y re-
glas dados en catálogos de la Westinghouse -año 1971, REF 44-, para
transformadores de diseño no standarizado, inmersos en aceite, con
enfriamiento propio OA, 3 fases, 60 hertz, sobrecalentamiento -
55° C, y con el lado de baja tensión con 110 KVBIL de aislamien
to -13,8 KV-.
Para las demás potencias, con relaciones de tensión más conocidas
en el mercado, fueron también necesarios "factores de multiplica -
ción", obtenidos de catálogos de la Westinghouse -año 1981, REF 45
para autotransformadores, inmersos en aceite, 65°C , 3 fases , 60
hertz.
Los "factores" antes mencionados resultan de la relación de los eos
tos unitarios de transformadores o autotransformadores proporciona-
dos por catálogos, los cuales se grafican al final de este ANEXO de
acuerdo al nivel de aislamiento -KVBIL- y potencia MVA.
(1) INECEL, División de Bases y Análisis de Ofertas.
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-318-
A N E X O 6 . 2
CALCULO DEL COSTO DE ENERGÍA DE LA
CENTRAL QU1JOS-PAPALLACTA
El procedimiento seguido en la evaluación de los costos
de energía de la central Quijos-Papallacta es el s
guiente :
1. Se determina el valor actualizado Vp a junio de 1992
del flujo de inversiones de la central, no se conside-
ra la inversión del tramo de línea Santa Rosa-Papalla£
ta.
2. Se obtiene el costo anual A de esta central, aplican
do a Vp el factor de recuperación de capital -que con-
sidera la depreciación y la rentabilidad- , así:
A = /(i + í)n *i\ VF
1(1 + i)n -1
-319-
En donde :- A = pago anual de la central.
- n " vida útil de la central, igual a 50años.
- i = tasas de actualización: 8, 10 y 12 %
- Vp = valor actualizado de la inversión de lacentral a la fecha de inicio de opera -ción junio - 1992.
3. El costo de energía a las tres tasas de actualización es
tudiadas 8, 10 y 12 %, se evalúa con la relación:
ACosto Energía -
550 GWH
En donde; 500 GWH = energía media generada por la central
Todos estos valores se resumen a continuación:
TASA DEACTUALIZACIÓN
8 %
10 %
12 %
VpVALOR INVERSIÓNJUNIO - 1992
103US$
151.206
158.437
165.915
ACOSTO ANUAL
103US$
12.360
15.980
19.979
C O S T OE N E R G Í A
US$/*JH
22.47
29,05
36,31
-320-
A N E X O 6 . 3
ESTIMACIÓN PE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
EN OTROS CENTROS DE CONSUMO
1. Consumo d_e__diesel y aceite lubricante SAE 30
Conocida del estudio de mercado la demanda anual de ene_r
gía eléctrica de estos centros de consumo: poblaciones ,
estaciones del poliducto, campos petroleros, etc.jseca^L
cula el consumo total de diesel por año , relacionando
estos parámetros, por medio de un rendimiento que para
las unidades térmicas de generación correspondientes, se
le atribuye un valor de 13 KWH/gal diesel. Valor que p£
rece más adecuado que el dado por los datos del Cuadro
3.6^1' para poblaciones, con rendimientos de alrededor
de 10 KWH/gal diesel en el año 1985, además de que en los
demás centros de generación como de la TEXACO y campos p£
troleros, se tendrán valores mayores.
El costo por consumo de aceite SAE 30 se toma igual a un
11 7a del costo anual de diesel. Este porcentaje se ob-
(1) Referirse a la seción 3.4.3,a
-321-
tiene relacionando los siguientes desembolsos
Consumo Consumo . 5/2.716/8/23.960=SAE 30 diesel
0,11
dados en base a resúmenes estadísticos para los grupos
motor-generados a diesel Caterpillar de las estacio^
nes de bombeo del SOTE.
2. Mantenimiento
También se estima a partir de una relación observada pa_
ra los grupos Caterpillar de las estaciones de bom-
beo '', considerando que el proceso de mantenimiento es_
tá directamente relacionado con las características de
operación , generación de energía, y ésta a su vez con
el consumo de diesel:
Costos / Consumo = 3 i50/lo3s/.23.690xMantenimiento diesel /
•S/.110 = 0,69
3. Operación, jalarlo del personal
Estos costos se calculan aproximadamente, definiendo los
(1) Referirse 3 la sección 3.4.3,a
-322-
centros de generación que se espera existan en el pe-
ríodo de estudio 1992-2010, adoptando para cada uno de
ellos el personal encargado de las actividades de ope-
ración, y el salario mensual promedio, así:
CENTRO DE GENERACIÓNHOMBRE NUMERO
1. Poblaciones 18
2. Estaciones Poliducto 4
3. Consorcio CEPE-TEXACO 1
4. Campos petroleros^'
4.1 CEPE-TEXACO
- Shushuflndi
- Sacha Norte
- Sacha Centro
4.2 CEPCO
4.3 CEPE
TOTAL
SALARIOPERSONAL MENSUALOPERACIÓN PROMEDIO
36
8
4
20
40
60
COSTOTOTAL anual
103S/
8.640
3.840
2.880
1
1
1
1
5
:os
4
2
2
2
10
SOCIALES
60
60
60
40
40
2.880
1.440
1.440
960
4.800
26.880
53.760
(1) Referirse a la sección 2.4.3. Parahuaco, Atacapi, Aguarico esta'ninterconectadas eléctricamente con Lago Agrio.
C A P I T U L O
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
El principal propósito de este trabajo ha sido el de establecer
si desde los puntos de vista técnico y económico, existe una a^
ternativa de abastecimiento de electricidad que sustituya al si;s
tema de operación actual en las estaciones de bombeo del Siste-
ma del Oleoducto Transecuatoriano SOTE, de manera que se pue-
da evitar los altos costos anuales por consumo de combustible ,
y otros por operación y mantenimiento.
Bajo esta consideración, las conclusiones a las que conduce la
realización de esta tesis son las siguientes:
-324-
1. Estudio del Mercado
1.1 En la etapa inicial, se definió la demanda eléctrica de
todos los centros de consumo de la zona de estudio, sien
do éstos:
- Estaciones de bombeo del Sistema del Oleoducto Trans -
Ecuatoriano SOTE, que es el objetivo más importante del
presente trabajo.
- Estaciones de bombeo del Poliducto Shushufindi - Quito,
muy cercanas a las del SOTE.
- Centros poblados con un total estimado de 68.763 habitari
tes en el año 1987. Para estas poblaciones se efectúo
una proyección de población y un pronóstico de demanda.
- Proyecto de bombeo de agua potable para la ciudad de
Quito, denominado "Papallacta", y cuya ejecución aún
no se ha decidido, por lo que, todos los estudios se
llevaron a cabo para las condiciones: sin y con la caí:
ga de este proyecto; en este último caso se considera
que el proyecto estará en operación a partir del año
1990.
ANO MW
1987
1990
2000
2010
48,81
106,82
122,29
128,32
-325-
1.2 De acuerdo a este estudio de mercado, la evolución de
la demanda eléctrica, se indica a continuación en for
ma global:
GWH
373,67
863,44
950,26
969,78
De esta demanda, 46,2 MW y 402 GWH pertenecen al
proyecto de agua potable.
2. Alternativas
Con el fin de satisfacer la demanda eléctrica total proyec-
tada, se plantearon dos alternativas:
2.1 Abastecimiento desde el SNI a través de una línea de
transmisión que partiendo de la S/E Santa Rosa (Quito)
del SNI llegue a Lago Agrio, alimentando en su reco-
rrido a las estaciones de bombeo del SOTE, y que será
aprovechada además, para dotar de este servicio a los
consumidores antes citados.
2.2 Abastecimiento desde la central hidroeléctrica Quijos-
-326-
Papallacta, la misma que tiene una capacidad de 80 MW,
y energía generadas media y primaria, de 550 GHW/año y
350 GWH/año respectivamente. Esta alternativa de cons
trucción de la central, incluye también la instalación
de la línea de transmisión Santa Rosa-Lago Agrio.
Estas alternativas se compararon con el sistema de operación
actual de las estaciones de bombeo del SOTE, ésto es, el sis
tema que considera la impulsión de las unidades de bombeo con
motores de combustión interna.
3. Estudio técnico
3.1 Estudio técnico, que se basa en el análisis de flu-
jos de carga en condiciones normales y de simple cotí
tingencia, determina que el sistema de transmisión
planteado >opera en condiciones técnicas adecuadas pa_
ra los dos niveles de voltaje 138 KV y 230 KV, con-
siderando en ambos casos líneas de doble circuito,
4. Estudio económico
4.1 El estudio económico definió la alternativa más veri
tajosa, por comparación del valor presente -evalua-
do a junio de 1986 con las tasas de actualización 8,
10, y 12%- de los costos involucrados en cada una de
-327-
las alternativas de abastecimiento de energía pro-
puestos .
4.2 Debe mencionarse, que en vista de que el precio del
crudo en el mercado internacional es variable por
los motivos mencionados en el transcurso de este
trabajo, se hizo un análisis de sensibilidad, en
el caso del sistema de operación actual del SOTE ,
considerando algunos precios del petróleo: 15, 20,
25, 30 US$/barril.
4.3 Los resultados de la evaluación económica se indi-
can en forma esquemática por medio de las curvas de
los Gráficos 6.2 y 6.3, para las condiciones sin
y con el proyecto de agua potable , respectivamen-
te.
Estas curvas comparativas , permiten hacer las si-
guientes observaciones respecto de los resultados
de la evaluación económica.
í 4.3.1 Sin Proyecto de Agua Potable "Papallacta"
k
C>
Comparando las alternativas: abastecimiento desde
el SNI y abastecimiento desde la central hidroele£
-328-
trica Quijos-Papallacta, se aprecia que, para todas
las tasas de actualización estudiadas la alternati-
va de la central es la más económica.
Por otro lado, una comparación de la central con el
sistema de operación actual del SOTE -uso de combuj^
v-tible-, indica que la alternativa de la central es
más ventajosa para una tasa de 9,53% y precios de pe_
tróleo iguales o superiores a US$15/barril (o US$
20/barril y una tasa de 11,04%).
Para la alternativa abastecimiento desde el SNI, con
sus correspondientes costos de energía, que son loa
\ que influyen decisivamente en la magnitud del valor
presente de esta alternativa, se aprecia que la inis.
ma es recomendable si los precios del crudo sobrepa_
san los US$ 25/barril con una tasa de actualización
de 9%, (o si sobrepasan los US$30/barril con una ta.
sa de actualización de 10,2%).
4.3.2 Con Proyecto de Agua Potable "Papallacta"
*
Las curvas muestran que la central Quijos-Papallac-
' ta sigue siendo la mejor alternativa comparándola
con el sistema de operación actual, para una tasa de
-329-
10,627o, y con precios de crudo iguales o mayores a
US$15/barril. Igualmente, la alternativa de la
Central es más económica que la alternativa que con
sidera alSNI, para todas las tasas de actualiza^
ción.
La alternativa del SNI, es la más económica si los
precios del petróleo sobrepasan los US$25/barril -
con una tasa de 8,8%, (o los US$30/barril con una
tasa de 10,067o).
RECOMENDACIONES
En las actuales circunstancias, en que el precio del petróleo
oscila alrededor de un promedio de US$ 17,5/barril -curva in-
terpolada entre las correspondientes a 15 y 20 US$ / barril
de los Gráficos 6.2 y 6.3-, la decisión de optar por una u o-
tra alternativa surge de las siguientes observaciones:
En general, la alternativa de la central Quijos-Papallacta
resulta económicamente más ventajosa debido a que por sus
características de generación tiene el importante benefi-
cio de: 1) si no se considera el proyecto de agua potable
"Papallacta1,1 poder solventar prácticamente la demanda to-
tal de las instalaciones y poblaciones de la zona, e inclu
so en el período 1992-2000 vender energía al SNI, 2) con
el proyecto de agua potable, lograr copar una demanda de
hasta un mínimo de 57% en el año 2010.
La alternativa que considera el abastecimiento desde el SNI
-331-
a través de la L/T, es más costosa, debido a que la energía
en su totalidad es entregada por el SNI a costos relati^
vamente altos.
Sinembargo una solución idónea, pensando en que al país le in-
teresa percibir las divisas por la exportación del crudo, que
de otra manera sería quemado como combustible en las estacio -
nes de bombeo, consiste en emprender un proyecto que, al mismo
tiempo que sustituya la fuente de energía para la impulsión de
las undiades de bombeo, tenga un costo aceptable y justifique
su utilización.
Entonces, conforme a todo lo mencionado, las recomendaciones -
propuestas son:
1. Dado que los resultados del análisis económico, y estudios
geológicos efectuados en etapas posteriores a la de pre-
factibilidad, demuestran que la central Quijos-Papallacta
es una alternativa interesante con relación a los fines
que persigue esta tesis, es preciso continuar con los estij
dios de factibilidad del proyecto, de tal forma, que sus re_
sultados definan la conveniencia o no de su ejecución, en
el menor tiempo posible.
2. La realización de esta central, implica la construcción de
la línea Santa Rosa-Lago Agrio, por lo que es conveniente
-332
impulsar los trámites correspondientes a la construcción de
esta línea y efectivizarla en el plazo fijado por este estu-
dio: año 1991.
En este caso, durante la etapa en que la central todavía no
entre en servicio, o porque una eventualidad de tipo té en i
co o económico conduzca a que los resultados del estudio de
factibilidad aconsejen la no construcción de la central, se_
ría recomendable, que la energía del SNI enviada a las ins-
talaciones en estudio se venda a menor costo.
Así, con una tasa de actualización de 10%, para que el sis-
tema de operación actual con precios de crudo de US$17,5/bji
rril, sea equivalente a la alternativa de abastecimiento de£
de el SNI, el costo de energía debería reducirse en un 28%,
esto significaría bajar de S/.4,84/KWH a S/.3,81/KWH.
Las curvas que indican esta equivalencia están en los gráf^
eos ya anotados.
La negociación de este nuevo costo de energía entre CEPE e
INECEL es factible de hacerse realidad, si se toma en cuen-
ta los beneficios que de ella derivarían para todo el país.
Es más, un acuerdo de este tipo, convendría a INECEL, si Cji
PE por ejemplo, se compromete, por un lado a operar con ma-
yor carga durante las horas fuera de pico, y por otro lado,
-333-
reducir la demanda durante las horas pico del SNI; todo és-
to a cambio de que la energía se le venda a menor precio.
3. La línea de transmisión Santa Rosa-Lago Agrio, según se de
mostró debe construirse con las siguientes características:
138 KV, doble circuito, conductor 397,5 MCM desde Papallac-
ta a Lago Agrio, y 1113 MCM desde Santa Rosa a Papallacta ;
y en caso de corstruirse el proyecto de agua potable, se aii
mentaría un tercer circuito^también a 138 KV en el tramo Sari
ta Rosa-Papallacta.
El costo estimado a junio de 1986 del Sistema de Trasmisión
propuesto es de 1CHUS$ 49.614 , y de la Central Quijos-Pap£
llacta es de 10:iUS$ 122.879 , totalizando 103US$ 172.493.
4. Es necesario además, que durante las etapas de diseño y
construcción de la línea de transmisión Santa Rosa-Lago A-
grio, se tomen las medidas preventivas con el fin de prote-
ger a la tubería del Oleoducto e incluso del Poliducto, de
efectos perjudiciales que podrían acelerar la corrosión na-
tural de la tuburía.
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