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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
"RECUPERACIÓNDE LA SUBESTACIÓN 10NUEVA
INTRODUCIENDO 23 kVCOMO VOLTAJE
PRIMARIO"
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
I! JORGE ANÍBAL MORALES I LES
ADOLFO CAMPOS BETANCOURT
QUITO, JUNIO DE 1999.
ÍNDICE
CERTIFICACIÓN
AGRADECIMIENTO
DEDICATORIAS
INTRODUCCIÓN
CAPITULO I1. GENERALIDADES
1.1. OBJETIVO 1
1.2. ALCANCE 1
1.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO DE LA SUBESTACIÓN 2
1.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA 2
1.3.2. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN 2
1.4. ÁREA DE COBERTURA DE LA SUBESTACIÓN 3
1.5. RECORRIDO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS PRIMARIOS 4
1.5.1. PRIMARIO "32 A" 4
1.5.2. PRIMARIO "32 B" 6
1.5.3. PRIMARIO "32 C" 8
1.5.4. PRIMARIO "32 E" 10
CAPITULO II
2. PROGRAMA COMPÜTACIONAL "DPA/G™" 13
2.1. METODOLOGÍA 14
CAPITULO III
3. OPERACIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO EXISTENTE
3.1. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS Y MODELACIÓN DIGITAL 22
3.2. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN POR PRIMARIO 24
3.2.1. PRIMARIO "32 A" 24
3.2.1.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA "32 A" 25
3.2.2. PRIMARIO "32 B" 27
3.2.2.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA "32 B" 28
3.2.3 PRIMARIO "32 C" 29
>':.(. r tLA PO'.ITVCMrA NACIONAL "" " " "" (•ACIJI.TAD DríÑ>,>EÑÍERIA ll.F(."rRK:X'
3.2.3.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA "32 C" 29
3.2.4. PRIMARIO "32 E" 30
3.2.4.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍAS E" 30
3.3. RESUMEN DE LA OPERACIÓN DE LOS PRIMARIOS 31
CAPITULO IV
CAMBIO DE VOLTAJE DEL SISTEMA PRIMARIO
4.1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES 33
4.1.1. PLANIFICACIÓN 33
4.1.2. PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 33
4.1.3. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 3 3
4.1.4. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN 34
4.1.5. RED DE DISTRIBUCIÓN 34
4.1.6. RED PRIMARIA 34
4.1.7. ALIMENTADOR 34
4.1.8. PUNTO DE INTERCONEXIÓN 34
4.1.9. DEMANDA 34
4.1.10. DEMANDA MÁXIMA 34
4.1.11. CARGA INSTALADA 34
4.1.12. FACTOR DE DEMANDA 34
4.1.13. FACTOR DE CARGA 35
4.1.14. FACTOR DE PERDIDAS 35
4.1.15. ENERGÍA ELÉCTRICA 35
4.1.16. USUARIO O CONSUMIDOR 35
4.1.16.1. CLASIFICACIÓN DEL USUARIO , 35
4.1.17.MICROAREA 36
4.1.18. CENTRO DE GRAVEDAD DE LA CARGA 36
4.1.19. ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA 36
4.2.LIMITES MÉTODO DE MICROAREAS 37
4.2.1. METODOLOGÍA DE DIVISIÓN 37
4.2.2.DEMANDAS Y CARGAS INSTALADAS POR MICRO ÁREA 38
4.2.3. ANÁLISIS DE MICROAREAS 40
4.2.4. DELIMITACIÓN PRELIMINAR DE LA NUEVA ÁREA 42
4.2.4.1. DETERMINACIÓN DEL CENTRO DE GRAVEDAD 42
4.3 SISTEMA PROPUESTO 44
4.3.1. CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE 44
4.3.2 CAMBIO DE VOLTAJE DE 6.3 A 23 W 47
4 3 3 INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS 48
4.3.3.1. UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS 49
FACULTAD DF INGKMIER1A 11ECTR1CA
4.3.4. CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOS 50
4.3.4.1. RECORRIDO DEL PRIMARIO 32 AN. 52
4.3.4.2. PRIMARIO 32 EN 52
4.4. ANÁLISIS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO 53
4.4.1. PRIMARIO 32AN 54
4.4.2. PRIMARIO 32 EN 54
4.4.3. PERDIDAS RESISTIVAS EN LOS PRIMARIOS 55
4.4.3.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE PERDIDAS 57
4.4.4. PERFILES DE VOLTAJES OBTENIDOS 60
4.5. DELIMITACIÓN DE LA NUEVA ÁREA DE COBERTURA 62
4.6. REEMPLAZO DEL TRANSFORMADOR DE LA SUBESTACIÓN 63
CAPITULO VESTUDIO ECONÓMICO
5.1. COSTOS DE LA EJECUCIÓN DE OBRA 65
5.1.1. CONSIDERACIONES PRELIMINARES 65
5.1.2. UNIDADES DE OBRA 66
5.1.3. ETAPAS FIJAS 66
5.1.4. ETAPAS VARIABLES 66
5.1.5. GRUPO DE TRABAJO 67
5.1.6. VOLUMEN DE OBRA 67
5.2. CRONOGRAMA DE TRABAJO 68
5.2.1. ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN 68
5.3. CALCULO DE TIEMPO 68
5.4. CÁLCULOS ECONÓMICOS 69
5.4.1. MATERIALES. 69
5.4.1.1 COSTO DE EQUIPOS Y MATERIALES 70
5.4.2 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA 71
5.4.3 SUSPENSIONES DE SERVICIO 72
5.5 BENEFICIOS 72
5.5.1 AHORRO ENERGÉTICO 72
5.5.2 AHORRO POR INVERSIÓN 73
5.5 COSTOS-BENEFICIOS 74
CONCLUSIONES
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
"" ' YÁcUl.fÁD DtlSoENIERJA "ELÉCTRICA"
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo ha sido
desarrollado íntegramente por los Srs.
Jorge Aníbal Morales lies y Adolfo
Campos Betancourt.
Ing. Mentor Poveda
Director de Tesis.
A GRADECIMIENTO
A todas las personas que nos han
ayudado desinteresadamente en la
elaboración del presente trabajo, al
personal de la Empresa Eléctrica Quito
por la información proporcionada.
Al Ing. Mentor Poveda por su acertada
dirección durante la elaboración de la
presente, por sus consejos y sabios
conocimientos.
Los autores
DEDICATORIA.
A MI MADRE ZOILA ROSA, POR SU
GRAN EJEMPLO DE TRABAJO,
COMPRENSIÓN Y TERNURA,
PILAR FUNDAMENTAL EN MI
FORMACIÓN COMO PERSONA Y
COMO PROFESIONAL
DEDICATORIA.
A MIS PADRES POR SU CONSTANTE
APOYO QUE SIEMPRE ME BRINDARON
CON SU VOZ DE ALIENTO.
A MIS HERMANOS Y ESPOSA
A LISETH Y DANIEL
RECUPERACIÓN DELA SUBESTACIÓN 10
NUEVAINTRODUCIENDO
23 kV COMOVOL TAJE PRIMARIO.
INTRODUCCIÓN
Los sistemas de distribución en la actualidad son enfocados de tal manera de poder
optimizar recursos técnicos, económicos y humanos en las empresas de suministro de
energía. Debido a los costos crecientes de la energía se ha incrementado el interés sobre
la evaluación y reducción de pérdidas técnicas y no técnicas en las empresas de
suministro, por lo que, es indispensable el personal especializado en ingeniería de
distribución a fin de cumplir con una planificación cuidadosa, sistemática y adecuada
para poder optimizar los recursos y a la vez disminuir las pérdidas de potencia y energía
en función de realizar las inversiones más rentables en líneas y equipos de distribución.
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Nuestro sistema de distribución en el país sufre de grandes deficiencias tanto técnicas
como administrativas, tal es así que, el porcentaje de pérdidas en casi todas las empresas
de suministro fluctúa alrededor del 18 %, es por esto que hemos realizado un estudio
enfocado hacia un sector del área de servicio de la Empresa Eléctrica Quito S.A, en el
cual se obtienen en primer lugar las condiciones de operación actuales, se evalúan sus
pérdidas a livel de líneas de aumentación primarias y se plantean soluciones a fin de
poder optimizar el sistema de suministro.
La planeación apropiada, la operación y el control de sistemas a gran escala, requieren
de técnicas computacionales avanzadas, el desarrollo de éstas técnicas en la última
década, ha permitido la realización de estudios en lo referente al comportamiento de
sus redes de distribución, obteniéndose resultados que permiten proponer soluciones y
mejoras en el sistema de suministro, es así que, en el presente estudio se ha utilizado la
ayuda computacional Distribution Primary Analysis (DPA\G™).
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CAPITULO
GENERALIDADES
1.1. OBJETIVO:
Mejorar la operación presente y futura del sistema de distribución del sector Oriental del
Distrito Centro Norte de Quito, reduciendo las pérdidas y al mismo tiempo aprovechando al
la capacidad y el espacio físico disponible en el patio de la subestación.
1.2. ALCANCE.
El presente estudio empieza con un análisis de la operación actual de los cuatro primarios de
la subestación, basándose en éste resultado, se procede a realizar una reconfiguración del
área de cobertura de la subestación, para lo cual, primeramente se realizará el estudio de
demanda de todo el sector con todos los primarios que intervienen de las distintas
subestaciones y se tratará de definir la nueva área de cobertura teniendo presente la
ubicación real de la misma y su futura expansión.
Una vez asignada la nueva área de cobertura, se realizará la remodelación de la red a 23 kV
incorporando transformadores primarios para mantener sectores de primarios a 6.3 kV sin
cambiar los transformadores de distribución. Utilizando el programa computacional
DPA/G™ se obtendrán pérdidas tanto de potencia como de energía, perfiles de voltajes del
sistema antes y después de la remodelación.
1
ESCUELA POLITÉCNICA NAC10HAL ' FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
El presente estudio culminará con un análisis económico para la implantación del cambio de
voltaje en la nueva área de cobertura de la subestación utilizando costos de remodelación
por km de línea y transformadores primarios. Finalmente se realizará el estudio de Costo -
Beneficio del sistema propuesto.
1.3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PRIMARIO DE LA SUBESTACIÓN.
1.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA:
La subestación 32 más conocida como 10 Nueva se encuentra situada en el extremo Centro
Este de la Ciudad de Quito, en el barrio de San Pablo, sector 32 - Vicentina Baja junto a la
subestación Vicentina del Sistema Nacional Interconectado.
1.3.2. CARACTERÍSTICAS DE LA SUBESTACIÓN.
La subestación de distribución 10 Nueva es de tipo abierto con estructuras metálicas,
dispone de un transformador trifásico de capacidad de 15/20 MVA (OA/FA) con cambiador
de taps automático. La alimentación primaria se realiza a un nivel de voltaje de 46 kV desde
la subestación Vicentina del Sistema Nacional Interconectado. Su secundario alimenta a un
juego de barras ubicado en las cabinas de operación a un nivel de voltaje de 6.3 kV a voltaje
nominal de este lado del transformador. Sus características técnicas se muestran en la Tabla
1.1. Del juego de barras principales, mediante pórticos, se derivan cuatro circuitos que se
denominan los primarios 32 A, 32 B, 32C y 32 E (nomenclatura de la Empresa Eléctrica
Quito), los mismos que transportan energía a diversas áreas de servicio asignadas a cada
uno.
Transformador trifásico marca YORKSHIREConexión: Delta - Estrella
CapacidadEnfriamientoVoltajeAmperiosImpedancia
15MVAOA
46/6.3 kV188/1375 A
10.33%
20MVAFA
46/6.3 kV251/1833 A
13.78%
Tabla 1.1. Características del transformador de la subestación.
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Cabe mencionar que dicha subestación entró en operación en Julio de 1981, con una
expectativa de vida de 23 anos. El área total de la subestación es de 955 m2 con una
superficie de casa de control de 100 m2 y un patio de maniobras de 400 m2, existiendo
espacio suficiente para poder instalar otro transformador de potencia trifásico de la misma
capacidad física.
1.4. ÁREA DE COBERTURA DE LA SUBESTACIÓN
El área de cobertura de la subestación se puede apreciar en la figura 1.1, la misma que se
puede dividir en dos sectores claramente definidos. El primer sector que es alimentado por
tres primarios 32 B, 32 C y 32 E que es una zona de aka densidad de carga y con índice de
crecimiento casi saturado por ser una zona residencial - comercial y está comprendida entre
los siguientes límites:
Norte: Av. Patria
Sur: Av. Cristóbal Colón
Este: Av. Doce de Octubre
Oeste: Av. Amazonas.
Figura 1.1. Área de cobertura actual de la subestación.
ESCUELA POUTECNJC A NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELECnUCA~
La segunda área que sirve dicha subestación es típicamente residencial de ingresos medios,
con un crecimiento moderado en la zona de San Pablo y la Vícentiha. Cabe indicar que ésta
zona está cerca de la subestación y es alimentada por el primario 32 A. De lo anterior se
puede apreciar que la subestación 10 Nueva se encuentra a un extremo de los centros de
carga; es decir, que ésta subestación es un ejemplo de una planificación incorrecta ya que se
deben seleccionar ubicaciones cercanas a los centros de carga. La ubicación incorrecta hace
que sus primarios recorran grandes distancias antes de tomar carga, lo que produce una
deficiente calidad de energía y bajos niveles de voltaje principalmente en los puntos más
extremos de la red. Por otro lado, dicha ubicación ha impedido que la subestación pueda
asumir la carga para la que inicialmente estaba dimensionada (40 MVA).
1,5. RECORRIDO Y CARACTERÍSTICAS DE LOS PRIMARIOS.
Los recorridos de los primarios son de característica mixta (aéreo - subterráneo), tal es asi
que su recorrido se inicia en el pórtico de entrada de línea y sujeción de barras mediante una
trayectoria subterránea, llegando sus cuatro primarios a las estructuras ubicadas en el
exterior de la cabina de operación mediante un montaje MNC2f10' y a través de éste a una
estructura de retención RNA4[10] comenzando el recorrido aéreo en estructuras normalizadas
en postes de hormigón armado de 11.5 m, con crucetas metálicas y empleando estructuras
tipo RNA1, RNA2, RNA3, RNA4, RNA5. El calibre y material del conductor varía
dependiendo de las expansiones que en el transcurso del tiempo se han realizado, es así que,
encontramos conductores de Cobre (Cu) y aleación de Aluminio con calibres que van desde
el 336 MCM hasta el # 6 AWG.
1.5.1. PRIMARIO «32 A".
El primario 32 A es de característica aérea en su totalidad, sirve al sector de la Vicentina,
San Pablo y Urbanización Monjas Orquídeas en forma radial, el tipo de usuario es
completamente residencial tipo B[10l Con las excepciones de las instituciones Coliseo
Rumiñahui, Concentración Deportiva de Pichincha y Velódromo, usuarios que poseen
centros de transformación particulares y por ende alimentación exclusiva subterránea.
'1<>1: Normas Empresa Eléctrica Quilo. Ver Referencia Bibliográfica
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Este primario físicamente tiene dos troncales principales, tal como puede apreciarse en la
figura 1.2.
Figura 1.2. Recorrido del primario 32 A.
La primera trayectoria recorre la calle Sierra con un calibre de conductor de Cu 2/0 AWG y
la segunda las calles Ortiz, Queseras del Medio y Libertador con una variedad en calibre y
materiales de conductores como son aleación de aluminio 336, 3/0, 1/0 MCM y Cobre 2/0,
# 6 y # 4 AWG. Además se encuentran instalados en paralelo al primario dos bancos de
capacitores de 300 kVAR al final de la calle Verde y en la intersección de las calles Ortiz y
Perrier respectivamente.
Este primario está construido de tal manera que físicamente pueda tener interconexiones con
otros primarios de otras subestaciones a fin de poder dar o recibir carga en caso de
contingencias. La ubicación de las interconexiones del primario 32 A son las siguientes:
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1) La primera interconexión se encuentra a la altura de la Concentración Deportiva de
Pichincha en la Av. Libertador Simón Bolívar, se interconecta con el primario 10 A de la
subestación 10 Vieja, siendo ésta una interconexión expresa.
2) La segunda Interconexión se encuentra en la calle Lérida y Lugo, interconectándose con
el primario 12 A de la subestación La Floresta.
3) La tercera interconexión se ubica en el sector de San Pablo en la calle Antonio Sierra, se
interconecta con el primario 02 de la subestación Luluncoto, tomando carga de la
Urbanización Las Orquídeas.
Los centros de transformación son en su mayoría de característica trifásicos, existiendo en
algunas derivaciones transformadores monofásicos. Las potencias instaladas de los
transformadores fluctúan entre 15 y 150 kVA, existiendo una carga instalada de 3 273 kVA.
1.5.2. PRIMARIO "32 B".
El primario 32 B es de característica radial mixto (aéreo - subterráneo) y provee de energía
al sector Noreste de La Mariscal comprendido entre las avenidas Nueve de Octubre,
Orellana, González Suárez y Colón.
El recorrido de éste primario es el siguiente: sale de la subestación mediante un pórtico
terminal RNA4 - D1101 hacia la calle Hernando Dávila con conductor de Aluminio calibre
266 MCM hasta llegar a la Av. Ladrón de Guevara, siguiendo por ésta hasta el redondel de
la Floresta para proseguir luego por la Av. La Coruña hasta la calle Francisco Salazar y por
ésta última hasta la Av. Doce de Octubre. A partir de ésta se derivan dos grandes ramales, el
primer ramal recorre la Av. Colón hasta la altura de la Av. Nueve de Octubre sector La
Mariscal y el segundo es un ramal subterráneo que cubre las calles San Ignacio, San Javier,
Av. Orellana y calle Wimper.
En la figura 1.3 se puede apreciar el recorrido físico de éste primario, en el cual, se puede
notar los 2 850 metros que recorre el primario desde la subestación hasta la intersección de
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la Av. Doce de Octubre y Francisco Salazar sitio desde el cual se inicia el abastecimiento
considerable de energía.
Figura 1.3. Recorrido del primario 32 B.
La operación eléctrica de éste primario es de tal manera que el suministro de energía tenga
una confiabilidad aceptable para lo cual se tienen diversas interconexiones con otros
primarios de la misma o de otras subestaciones, con el fin de transferir la carga de un
primario a otro de acuerdo a las necesidades del momento.
El primario 32 B tiene seis interconexiones que se detallan a continuación:
1) La primera interconexión se encuentra en la Av. Doce de Octubre y Baquerizo Moreno,
se interconecta con el primario 12 A de la subestación La Floresta.
2) La segunda interconexión se encuentra en la Av. Doce de Octubre y Av. Colón, se
interconecta con el primario 12 B de la subestación La Floresta.
ESCUELA POUTECN1C A NACIONAL F ACULTAD DE INGENIERÍA ELECTO1CA
3) La tercera interconexión se realiza con el primario 32 C de la misma subestación, ésta
interconexión sirve para balancear carga de los primarios y se encuentra en la
intersección de las calles Francisco Salazar y Tamayo.
4) La cuarta interconexión se lo realiza con el primario 32 C en la calle Juan León Mera
entre Cordero y Colón.
5) La quinta interconexión se realiza con el primario 53 E de la subestación Pérez Guerrero
y se encuentra en la calle Juan León Mera entre las calles Colón y Santa María.
6) La sexta interconexión se realiza con el primario 53 C de la subestación Pérez Guerrero
y se encuentra en la Av. Colon a la altura de la Av. Nueve de Octubre.
Cabe recalcar que dichas interconexiones, de acuerdo a información obtenida en el
Departamento de Operación de la Empresa Eléctrica Quito se realizan solo una o máximo
dos interconexiones al mismo tiempo, ya que cada interconexión representa cargas
adicionales representativas para el primario.
Los transformadores de distribución instalados a lo largo de su recorrido, ya sean ubicados
en postes o cámaras de transformación son trifásicos a un nivel de voltaje de 6300 / 208 -
121 V con capacidades que oscilan entre los 5 y 250 kVA. La potencia total instalada en el
primario es de 12 003 kVA, además en éste primario se encuentra instalado un condensador
trifásico de 300 kVAR conectado en paralelo ubicado en la Av. Colón y Av. Nueve de
Octubre, el mismo que es usado para mejorar el nivel de voltaje del primario.
1.5.3. PRIMARIO "32 C".
El primario 32 C es de característica aérea en su totalidad, suministra energía a los sectores
de La Floresta y Mariscal en forma radial.
Su trayectoria se inicia mediante una estructura RNA4 - D[101 y calibre de conductor 477
MCM saliendo de la subestación por la calle Hernando Dávila hasta la Av. Ladrón de
Guevara, pasando el redondel de la Floresta para proseguir por las calles Vizcaya, Valladolid
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y Cordero, siendo ésta última su gran troncal principal en la que su concentración de carga
es representativa. Su recorrido se aprecia en la figura 1.4. El usuario típico conectado a éste
primario es residencial comercial tipo Afl01.
Rgura 1.4. Recorrido del primario 32 C.
El primario 32 C está construido de tal manera que físicamente pueda tener interconexiones
con cargas de similares condiciones y sus características son las siguientes:
1) La primera interconexión se encuentra a la altura de la calle Juan León Mera (Norte) y
Cordero con el primario 32 B de la subestación Vicentina.
2) La segunda interconexión se encuentra en la calle Juan León Mera (Sur) y Cordero con
el primario 32 E de la subestación Vicentina.
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3) Una tercera interconexión se encuentra en la calle Wilson (Oeste) y Almagro,
interconectándose con el primario 12 A de la subestación La Floresta.
4) Una cuarta interconexión se encuentra ubicada en al calle Salazar (Este) y Tamayo,
interconectándose con el primario 32 B de la subestación Vicentina.
Cabe indicar que las interconexiones son realizadas por medio de seccionamientos tipo
barras ubicadas en postes mediante un montaje MNF2110], nomenclatura usada por la
Empresa Eléctrica Quito.
Los centros de transformación son en su mayoría trifásicos, existiendo tres derivaciones con
transformadores monofásicos cuyas potencias instaladas fluctúan entre 15 y 150 kVA,
teniendo una carga instalada de 5 288 kVA.
1.5.4. PRIMARIO "32 E"
El primario 32 E es de característica radial en su totalidad y provee de energía al sector
centro de La Mariscal comprendido entre las calles Jorge Washington, Amazonas, Lizardo
García y Reina Victoria. El recorrido de éste primario es el siguiente: Sale de la subestación
10 Nueva mediante un pórtico RNA4 - D{101 hacia la calle Hernando Dávila y por ésta hasta
llegar a la Av. Ladrón de Guevara, continuando su recorrido por ésta última hasta el
redondel de las Focas en la intersección con la Av. Doce de Octubre, Luego sigue por la
calle Jorge Washington y por ésta hasta la calle Juan León Mera, lugar donde se inicia su
gran troncal que recorre hacia el Norte hasta la calle Lizardo García que es el final de dicho
primario, sirviendo a toda ésta área mediante ramales hacia sus costados a un usuario
residencial - comercial tipo A[10]. En la figura 1.5 se puede apreciar el recorrido de éste
primario.
La operación eléctrica de éste primario es de tal manera que el servicio al cliente tenga una
confiabilidad aceptable, para lo cual se han dispuesto diversas interconexiones con otros
primarios de la misma o de otras subestaciones a fin de que cuando ocurran contingencias
debido a daños se pueda transferir la carga del uno al otro primario de acuerdo a las
necesidades del momento, tal así que, éste primario tiene cuatro posibles interconexiones; es
10
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decir, el primario 32 E puede tomar o ceder carga en cuatro puntos a lo largo de su
recorrido.
Figura 1.5. Recorrido del primario 32 E
1) La primera interconexión se encuentra en k Av. Ladrón de Guevara y Andalucía a la
altura de la Facultad de Ingeniería Civil de la Escuela Politécnica Nacional y se lo
realiza con el primario 10 B de la subestación 10 Vieja, dicha interconexión tiene como
propósito transferir toda la carga del primario 32 E en caso de contingencia en la
subestación 10 Nueva.
2) La segunda interconexión se encuentra en las calles Reina Victoria y Jorge Washington
y se interconecta con el primario 53 D de la subestación Pérez Guerrero.
3) La tercera interconexión se encuentra a la altura de las calles Robles y Amazonas y se
interconecta con el primario 53 D de la subestación Pérez Guerrero.
11ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENffiRIA ELÉCTRICA
4) La cuarta interconexión se realiza en las calles Roca y Reina Victoria con el primario
10 B de la subestación 10 Vieja.
Los transformadores de distribución instalados a lo largo de su recorrido, ya sean ubicados
en postes o cámaras de transformación son trifásicos de voltaje nominal de 6300 / 208 -
121 V con capacidades que oscilan entre los 5 y 500 kVA. La potencia total instalada en el
primario es de 11 067 k VA, además se encuentra en éste primario un condensador trifásico
de 300 kVAR conectado en paralelo al primario en la calle Robles, el mismo que es usado
para mejorar el nivel de voltaje del primario.
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CAPITULOII
PROGRAMACOMPUTA CIONAL
DISTRIBUTIONPRIMARYANAL YSIS
DPA/G™
2. PROGRAMA COMPÜTACIONAL "DPA/G™".
El programa computacional DPA/G™ es un programa profesional creado por la firma
SCOTT & SCOTT para el uso en el planeamiento y diseño de sistemas eléctricos de
distribución. Utiliza el "system structure questions lenguage" (SSQL) para comunicación
computador - usuario.
Este programa dispone de tres bases de datos diferentes: la base de datos principal
(DPADB) que contiene la información acerca de subestaciones, primarios, secciones y
equipos conectados a las mismas. La base de datos de los equipos (EQUDPADB) contiene
información de tipo de conductores, separación entre fases, equipos de protección, swiches,
motores, reguladores, transformadores y generadores. La base de datos temporal
(TMPDPADB) es usada temporalmente para gravar los resultados de todos los cálculos y
análisis que realiza internamente el programa.
13
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ~ FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA ' ~~~
2.1. METODOLOGÍA RECOMENDADA PARA MODELAR REDES DE
DISTRIBUCIÓN:
La metodología usada para modelar una red de distribución se describe a continuación tal
como recomienda el manual del programa'85, primeramente se deberá copiar la base de datos
del programa principal a otro directorio a fin de tener la seguridad de que por cualquier
razón durante su uso, pueda distorsionar la base de datos original.
Como un segundo paso se inicia el programa. En la figura 2.1 se puede apreciar la pantalla
principal de diálogo.
DPA/C 3 1 2
Tafetes £onf?g ¿raifsís £rapWí$ gíndow
J ittt señan PrtScr
Príntersetup...
5.12 : Ucenserf te Eaa g Ifrfltetntca Madorart -
Figura 2.1. Pantalla principal del DPA/G™
En File del menú principal al escoger la opción OPEN DB aparece una ventana de diálogo
como se muestra en la figura 2.2, en la cual se deberá dar la ubicación de la base de datos
principal "Main DB", de los equipos "Equipment DB" y la base temporal "Temporary DB",
para lo cual, se deberá dar un click en la ventana de diálogo "MAINDB PATH" con el fin
de seleccionar el directorio donde se encuentra la base de datos principal en la que se va ha
trabajar, luego en la ventana de la base de datos de los equipos y temporal se deberá dar un
click en las ventanas de diálogo "USE MAINDB PATH" si se usa el mismo directorio en
que se encuentra la base de datos principal.
14ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DATAR ASES
Main Datábase-
p Enable InHialization
c3dpa¡ns~1 \sub32\32b\dpadb.dbd
H Initiaüze/Destroy Datábase
Equipment Datábase
£\dpafns~1 \sub32\32b\equdpadb.dbd
I" initialize/Destroy Datábase
Temporaiy Datábase-
c:\dpains~1 \sub32\32bVtmpdpadb.dbd
f" initialize/Destroy Datábase
Figura 2.2. Pantalla para seleccionar d directorio de las bases de datos a usar.
Una vez seleccionado el directorio de las tres bases de datos se procede a crear la
subestación a la que se conectarán los primarios a modelar. En "EDIT" del menú principal
escoger k opción "SUBSTATION RECORD" y en la ventana de diálogo que se muestra en
la figura 2.3, se deberá ingresar el nombre de dicha subestación y las características
eléctricas como son: nivel de voltaje y voltaje de barras en porcentaje respecto del nominal.
15ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Feeder ID:
Substation ID:
Sub Bus ID:
First Section ID:
KV LJne-to-Line:
Bus Voltagc Level:
L¡ne-to-gnd Fault R:
Feeder Multiplier:
Demands for Aílocation,,.Positive Seq. Source:
Zero Seq. Source:
Figura 2.3. Pantalla para ingresar datos técnicos de una nueva subestación.
Para crear un primario de una subestación, en la ventana "EDIT" del menú principal se
deberá escoger la opción "SKECHT" y el programa presentará la ventana de diálogo como
se muestra en la figura 2.4, debido a que se está creando un primario, se selecciona la
opción "CRÉATE NEW" para ingresar a la pantalla principal del "Skecht" a fin de dibujar
la primera sección del primario, que será la que conecte éste con la subestación,
seguidamente el programa presenta una ventana de diálogo en la cual se debe ingresar el
nombre del primario creado.
16RSCL'Fl.A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SDPA/-G s.rz
SKETCH;
getom -
Initialize Sketch.
r Sketch type —
i <" Substation QK,Shetch|
Cancel
r Sketch source
i <* Créate newi (" £opy new from existíngi r Edit existing
i Select Exlstirrg feeder..
Figura 2.4 Ventana de diálogo para crear un nuevo primario.
Una vez creada la subestación y la primera sección del primario, se pueden dibujar las otras
secciones del primario con la misma metodología que se creó la primera sección. Después
de dibujar cada sección, el programa presenta una ventana de dialogo tal como se muestra
en la figura 2.5, en la cual se deberá ingresar las características técnicas tales como: datos
del conductor, configuración de la red, distancia de cada sección. Las características
técnicas del conductor utilizado en la sección se obtienen de la base de datos
"EQUDPADB" que internamente tiene el programa principal.
17
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
3DPA/C 3.12 - {SKETCH: 32Er«QíJ]
£He fidít Tatoles
SECTION RECORD EDIT.
£r«uhics
\\
Section: Njpd
Load»»- JSection Hardware
Prin». New
Protedfve DeYtee- Ocíete
Tap&ise...
Substation ID:Feeder ID:
subes32recon32Erecon
Figura 2. 5. Ventana de diálogo para ingresar datos técnicos en una sección.
A continuación se ingresan las características de la carga instalada en la sección, la misma
que es asumida por el programa como ubicada en su punto central. De la misma manera se
ingresan datos técnicos de capacitores, interruptores, transformadores, Swiches. El
programa mediante su base de datos nos permite escoger las características técnicas de todos
estos elementos. En caso de ser equipos que no se encuentren en la base de datos, se debe
crear un nuevo equipo con las especificaciones técnicas que se requiera, para lo cual en la
opción "TABLES" del menú principal se escogerá el equipo, elemento de protección o tipo
de conductor que se desee agregar a la base de datos existente como se muestra en la figura
2.6.
18
KSCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
I DPft/G3.12:UcensedtDEscOT>aPotitecntcaN<dfflal
figura. 2.6. Ventana de diálogo para crear nuevo equipo.
Para el presente estudio fue necesario crear transformadores de distribución primarios con
características técnicas particulares, tales como: Disposición de los bobinados, capacidad,
nivel de voltaje línea - línea tanto primario como secundario, impedancia en porcentaje.
Estos datos técnicos son obtenidos del manual del fabricante y se ingresan en la ventana de
diálogo de transformadores tal como se muestra en la figura 2.7.
19
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
1250.0000
5.0000
1.0000
0.0000
1.0000
Transformer:
Rated KVA;
Impedance:
Resistance:
Ground:
No Load Losses:
Connectfon Code:
. Phasing ;
I f 1 Phase j
| ^ 3 Phase j
High Side Voltage:
Low Side Voltage:
Continuous Rating: |1250.0000 |KVA
% Z (at 1250.00 KVA)
%R(at 1250.00 KVA)
ohms
KW
(304) 3 PH Delta-delta or wye^wye ungrounded
Transformer usage
l~ Sujbstation transformer[7 P/imary transformerF Distribution transformer
Emergency Rating:|1375.0000 |KVA
Figura 2.7. Ventana de diálogo para ingresar características técnicas de transformadores primarios.
Una vez terminado de dibujar e ingresar los datos técnicos, el programa nos permite realizar
una corrección mediante la opción "BUILD", la misma que detalla los errores que existen
en la red mencionando la sección y el tipo de error. Luego en caso de no existir errores, se
procede a la modelación del primario. El programa presenta la posibilidad de analizar la red
primaria por varios métodos como son: Rea, por sección, balanceado, por fase.
Para proceder a la modelación en la opción "ANALYSIS" del menú principal, escoger el
método mediante el cual se requiera analizar la red. Uno de éstos métodos es el análisis
balanceado de la red ("ANALYSIS BALANCE"), una vez seleccionado éste método el
programa nos presenta una ventana de diálogo para ingresar los parámetros de referencia
para la modelación como son: nivel de voltaje, cargabilidad de conductores y
20
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
transformadores. Esta ventana de diálogo se muestra en la figura 2.8. Finalmente se deberá
escoger la opción "OK RUN ANALYSIS" a fin de obtener los datos de flujos de energía en
la red analizada.
|DPA/C 3J2 - [DPA/C: 32Erecon]£¡Je £árt I«ble$ ¿onflfl ¿natystj ¿raphics £oom
Balanced Voltage Analysis.
iegend
Flag secHons(s) with
Voltages greatcr than
Voltages less than
Cond. loading > than
Irán, loading > than
firowth(OFF]
Locked rotor (OFF)
Cancel
Figura 2.8 Ventana de diálogo para el ingreso de parámetros para el Análisis
21
ESCb'ELÁ POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CAPITULOIII
OPERACIÓN DELSISTEMA PRIMARIO
EXISTENTE.
3.1. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS Y MODELACIÓN DIGITAL
Con el fin de tener un diagnóstico técnico lo más real posible de las características eléctricas
en que actualmente están operando los primarios de la subestación 10 Nueva, se procedió
como primer paso a la obtención de planos con base geográfica y recorridos de cada uno de
los primarios, información que se obtuvo en el Departamento de Inventarios y Avalúos de la
Empresa Eléctrica Quito S.A. Con dicha información se procedió ha realizar una
verificación en campo de los mismos para constatar su veracidad, la misma que fue
actualizada para el presente estudio, constatando que no ha sufrido cambios importantes
sino más bien incorporaciones de transformadores, extensiones pequeñas de red,
desconexión de transformadores e interconexiones entre primarios tal es el caso del primario
32 A que ha tomado la carga de la Urbanización Orquídeas que inicialmente estaba asignada
al primario 2 de la subestación Luluncoto. También la interconexión realizada en la
intersección de las calles Tamayo y Salazar con el fin de transferir parte de la carga del
primario "32 B" al primario "32 C" de la misma subestación.
22
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Con la información de campo actualizada se procedió a ingresar los datos al programa
computacional DPA/G™ con la metodología que a continuación se explica.
Con los planos de los primarios actualizados de la subestación, se procedió ha dividir en
secciones, necesidad indispensable del programa DPA/G™, estas secciones se las obtuvo
dividiendo el primario de acuerdo a criterios de cambio de calibre de conductores, carga
instalada, equipos de seccionamiento, derivaciones de red. El cuadro de las secciones,
equipos que lo conforman y la carga de las mismas se muestra en el Anexo 1.
La modekción digital se realiza para la condición crítica y ésta se da cuando el primario
está a demanda máxima, valor que se obtiene con datos de voltaje y corriente de los
primarios. Las lecturas de corrientes de los primarios en barras de la subestación fueron
tomadas en intervalos de demanda de 15 minutos durante una semana típica del 17 al 23 de
Noviembre de 1997, datos proporcionados por el Departamento de Despacho de la Empresa
Eléctrica Quito al Proyecto Reducción de Pérdidas para el Sistema Eléctrico Quito
Convenio EEQSA - OLADE - EPN. Estos datos se muestran en el Anexo 2.
El cálculo de la demanda se sustentó utilizando las lecturas de corriente y voltaje por medio
de la siguiente expresión:
S= V3 * V * I
Los valores de demanda máxima, factor de potencia y voltaje a nivel de subestación
utilizados para la modelación digital de los primarios se muestran en la tabla 3.1
Primario32 A32 B32 C32 E
Demanda Max.(MVA)2.513.101.904.15
fp(%)0.%0.960.960.96
V S/E (%)97.697.697.697.6
Tabla 3.1 Características técnicas de los primarios para modelar en UPA..
23
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
El dato del factor de potencia y nivel de voltaje es coincidente para cada primario por ser de
la subestación al nivel de barras.
3.2. ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN POR PRIMARIO.
3.2.Í. PRIMARIO "32 A"
El presente primario se modeló don ü'na demanda máxima de 2.51 MVA, con un factor des»
potencia del 96% y un voltaje de subestación de 6 150 V que corresponde al 97.6% del
voltaje nominal del sistema.
Analizando los resultados de la modelación digital (DPA\G™), se puede apreciar que la
máxima caída de voltaje acumulado en las secciones es 2.5 %. En la tabla 3.2. se muestran
las secciones con mayores caídas de voltajes.
Secciones con caídas de voltajes críticasPasajeLibertador 1Libertador 2
2.3%2.5%2.5%
Tabla 3.2. Secciones del primario 32 A coa mayores caídas de voltaje.
Estas secciones son terminales de red que se encuentran en la Av. Libertador sector donde el
primario 32 A abastece a grandes clientes como es la Concentración Deportiva de
Pichincha. Cabe aclarar que a pesar de tener la máxima caída de voltaje del primario, éste
valor está dentro de los valores permitidos por Normas de la Empresa Eléctrica Quito que
recomienda un valor de caída de voltaje no mayor al 3.5 % para un usuario tipo BÍ10].
La cargabilidad de los conductores que conforman el primario es crítica en ciertas secciones
de red ya que sobrepasan el límite térmico recomendado por el fabricante, las secciones más
críticas se muestran en la tabla 3.3.
Secciones conSección
QM1HidalgoHidalgo 1
porcentajes de carga críticas.%75103%
Calibre2AAA6 Cu6Cu
Tabia 3.3. secciones del primario 32 A con cargabilidad critica
24
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Estas secciones que están sobrecargadas inicialmente fueron ramales terminales construidos
con conductores de calibres pequeños y con las expansiones de red realizadas sin
planificación se han convertido en troncales principales, razón por la cual se produce
pérdidas excesivas en éstas secciones.
Las pérdidas resistivas son notorias en las secciones de inicio del recorrido de cada
primario, debido a que por éstas se transmite toda la energía que distribuye a los distintos
ramales, tal es así que, en este primario las secciones que mayores pérdidas resistivas
aportan son:
Secciones con mayores pérdidas resistivasinicioinicio2Hidalgo
3.5kW8.1 kW6.1 kW
Tabla 3.4. secciones del primario 32 A con mayores pérdidas resistivas.
Los resultados de la modelación del primario 32 A en detalle se muestran en el Anexo 3.
3.2.1.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO «32 A"
Para realizar el estudio de pérdidas del primario, primeramente se procede a calcular las
pérdidas de potencia resistivas en los intervalos de demanda previamente establecidos
utilizando la siguiente expresión.
/Demanda dt] A2Pérdidas At = Pérdidas a demanda máxima *
[Demanda máxima]*!
Siendo:
Pérdidas At : Pérdidas de potencia en el intervalo de demanda At
Demanda At : Demanda de potencia en el intervalo At
Demanda máxima : Demanda máxima en el per iodo de análisis.
25
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Cabe indicar que el valor de la potencia de pérdidas a demanda máxima de la expresión, es
el resultado que se obtiene de la modelación digital en el programa computacional
DPA\G™, cuyo valor es 36.9 kW.
Con los datos de pérdidas de potencia resistivas en ios intervalos de demanda se procede a
la graficación de la curva de pérdidas de potencia resistivas Vs intervalos de demanda, tal
como se muestra en la figura 3.1.
PERDIDAS DE ENERGÍA DEL PRIMARIO 32 A
40
I3530
25 H
** 20
i15
10
5
O8 8 8 8 8 8 8
O •"** O O '"M O
8 8 8 S 8. §o o v o o o o v o p o o s o o o o s oO — O O — O O ' - ' O O — »
SEMANA TÍPICA
Figura 3-1 - Curva de pérdidas de potencia Vs. tiempo del primario 32 A.
En la curva de pérdidas resistivas Vs intervalos de demanda se aclara que no es necesario la
integración por áreas para obtener la energía de pérdidas ya que cada valor de pérdidas de
potencia es representativo para todo el intervalo de demanda.
26ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
La energía de pérdidas se calcula mediante la siguiente expresión.
Siendo:
PPer(i) : Potencia de pérdidas en el intervalo de demanda i
: Intervalo de demanda i
Las pérdidas de energía del primario 32 A es de 1.85 MWh/Semana y éste valor
extrapolado a un año es 96. 5 MWh/año.
3.2.2. PRIMARIO "32 B"
Se modeló con una demanda máxima de 3.1MVA con un factor de potencia del 96% y un
voltaje al nivel de subestación de 6150 V que corresponde al 97.6% del voltaje nominal del
sistema.
Analizando los resultados de la modelación digital (DPA\G™) tenemos que las secciones
con mayores caídas de voltajes constituyen toda la red subterránea comprendida entre las
calles Orellana, Colón, San Javier y Líncon, secciones que tienen una caída de voltaje del
4.2 %. Un segundo sector que tiene una gran caída de voltaje es "La Mariscal", en las que
todas las sección del primario que recorren por la Juan León Mera a partir de la calle Roca
hacia el Norte tienen una caída de voltaje máxima de 4. 1 %.
Estos valores altos de caídas de voltaje en las secciones del primario se deben a que éstas se
encuentran muy alejadas desde la subestación de distribución. En la tabla 3.5 se muestran
las secciones con caídas de voltaje criticas.
Secciones con caídas de voltajes críticasLinconLinconlOrellana
4.2%4.2%4.2%
Tabla 3.5. Secciones del primario 32 B con caídas de voltaje criticas
27
ESTl-TilA POUTKCNK'A NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Las Normas de la Empresa Eléctrica Quitollo] recomienda un valor de caída de voltaje
máximo del 2 % para circuitos primarios que suministran energía a usuarios tipo A^101, El
usuario conectado al primario en el sector de La Mariscal y el sector comprendido entre las
calles Orellana, San Javier y Líncon es tipo A'10^, razón por la cual disponen de una caída de
voltaje excesiva comparada con los límites permitidos por Normas, siendo suministrados
energía con deficiente nivel de voltaje que llega al 4.2%.
El Troncal del primario "32 B" está construido casi en su totalidad con conductor de
aleación de aluminio calibre 266 MCM. Del análisis de la modelación digital se puede
notar que la sección más cargada es "Inicio" con un 68 % de su límite térmico.
Las pérdidas resistivas son notorias en el inicio del recorrido del primario, debido a que por
éstas se transmite toda la energía que distribuye a los distintos ramales del primario. En la
tabla 3.6. se muestran las secciones con mayores pérdidas de potencia resistivas.
Secciones con mayores pérdidas resistivasInicioDavilaDavila 2CoruñaSalazar
5.7kW5.3 kW11.3kWIS.lkW16.9kW
Tabla 3.6. Secciones del primario 32 B con mayores perdidas resistivas.
Los resultados de la modelación digital en el programa computacional DPA/G™ del
primario 32 B en detalle se muestra en el Anexo 3.
3.2.2.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO "32 B".
El resultado de la modelación nos proporciona las pérdidas técnicas resistivas siendo el
valor de 82.4 kW a demanda máxima.
Las pérdidas de energía del presente primario se obtuvieron siguiendo la metodología
descrita para el primario 32 A. Sus valores se muestran en la tabla 3.7.
28ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PERDIDAS DE ENERGÍAMWh/Semana
5.02MWh/año
261.02
Tabla 3.7. Pérdidas de energía del primario 32 B
3.2.3. PRIMARIO "32 C"
La modelación digital del primario 32 C se realizó con una demanda máxima de 1.9 MVA,
un factor de potencia del 96% y un voltaje de 6150 V que corresponde al 97.6% del nominal
del sistema. El resultado de la modelación proporciona las pérdidas resistivas de potencia a
demanda máxima cuyo valor es de 28.1 kW.
Del análisis de la modelación se puede ver que las secciones con mayores caídas de voltaje
se encuentran en el sector de La Mariscal entre las calles Presidente Wilson, Almagro y
Cordero. Cabe mencionar que el tipo de usuario que habita en el sector está clasificado
como usuario tipo A110', debiendo tener como máximo una caída de voltaje del 2 % para
circuitos primarios, sin embargo en la modelación digital se obtienen caídas que llegan hasta
el 2.57 % como es el caso de la sección "Victoria". Debido a que la modelación se lo realizó
a demanda máxima, el valor del 2.57 % de caída de voltaje no es preocupante, ya que la
demanda máxima tiene un intervalo de duración de 15 minutos.
La cargabilidad de los conductores a demanda máxima es aceptable ya que no existen
conductores en todo el primario que estén siendo forzados; es decir, que sobrepasen el 75%
de su capacidad de conducción. La sección con conductor con mayor cargabilidad es la
"Vasub" con un 63.3 % de su capacidad. Los resultados de la modelación se muestran en
detalle en el Anexo 3.
3.2.3.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO 32 C.
Con la metodología descrita para el cálculo de pérdidas de energía para el primario 32 A y
utilizando las pérdidas de potencia a demanda máxima cuyo valor es de 28.1 kW se
calcularon las pérdidas de energía para el primario 32 C y sus resultados se muestran en la
tabla 3.8.
29ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PERDIDAS DE ENERGÍAMWh/Semana
2.37MWh/año
123.4
Tabla 3.8. Pérdidas de energía del primario 32 C.
3.2.4. PRIMARIO "32 E"
El primario 32 E se modeló con una demanda máxima de 4.15 MVA, un factor de potencia
de 96% y un nivel de voltaje en las barras de 6 150 V que corresponde al 97.6% del voltaje
nominal del sistema.
La caída de voltaje del primario es muy deficiente, tratándose de un primario que sirve
exclusivamente a usuarios tipo A|10' del sector de La Mariscal. Las Normas exigen una caída
de voltaje máximo del 2 %. Este primario opera técnicamente con una caída de voltaje muy
alta respecto a las normas de la Empresa Eléctrica Quito. El troncal principal del primario
desde la intersección de las calles Juan León Mera y Veitimilla hacia el Norte tiene caídas
de voltaje acumuladas de 8.2 % debido a la gran distancia que recorre éste primario para
suministrar energía a la carga.
En lo referente a la cargabilidad de los conductores, se puede apreciar que están
sobrecargados sobre el 84.5 % de su capacidad térmica, principalmente el gran troncal de
salida desde la subestación hasta la calle Jorge Washington, lo que produce pérdidas por
efecto Joule.
3.2.4.1. PERDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DEL PRIMARIO "32 E"
El cálculo de pérdidas de energía para el presente primario, se realizó con la metodología
descrita anteriormente. El valor de pérdidas de potencia a demanda máxima es de 227.5 kW,
cuyos resultados se muestran en la tabla 3.9.
PERDIDAS DE ENERGÍAMWh/Semana
14.4MWh/año
748.89
Tabla 3.9. Pérdidas de energía del primario 32 E
30
CSCLTÍI.A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
3.3. RESUMEN DE LA OPERACIÓN DE LOS PRIMARIOS.
Del análisis de los cuatro primarios de la subestación se puede notar que las secciones
críticas en lo referente a caídas de voltaje se encuentran en los puntos más alejados de sus
recorridos, tal es el caso de los primarios 32 B, C y E cuyas secciones críticas se hallan en el
Sector de La Mariscal con valores que son superiores a los límites establecido por
normas'10', esto se debe a que la subestación se encuentra muy alejada de los centros de
carga. Por otro lado podemos destacar que el primario 32 A transporta energía al sector de
La Vicentina, sector aledaño a la subestación, razón por la cual los valores de caídas de
voltaje son inferiores a los valores máximos establecidos por las normas de la Empresa
Eléctrica Quito.
La energía entregada por la subestación 32 es la suma de las energías individuales de los
cuatro primarios siendo su valor de 58.52 GWh/año, sus valores desglosados se muestran en
la tabla 3.10.
ENERGÍAS
Primario
32 A32 B32 C32 ETotal
Energía entregadaGWh/año
11.8714.7910.7221.1458.52
%20.325.318.336.1100
Pérdidas de energíaMWh/año
96.5261.02123.4
748.891230
%7.8
21.210.060.9100
Tabla 3.10. Valores de energías y porcentajes de pérdidas.
Las pérdidas de energía resistivas evaluadas en los cuatro primarios es 1.23 GWh/año, que
representa el 2.1 % del total de la energía suministrada por la subestación, valor que es
comparable con los resultados del estudio realizado por la Organización Latinoamericana de
Energía para el sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito. Su gráfico se muestra
en la figura 3.2.
31ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Energía total de la Subestación
12.1%
Energía entregada
! Pérdidas de energía resistivas
Figura 3.2. Energía total de la subestación 32 y sus pérdidas.
De los cálculos obtenidos concluimos que el primario 32E es el que contribuye con un
mayor porcentaje en las pérdidas resistivas totales (60.9 %), resultado que tiene explicación
por ser el de mayor carga instalada, abasteciendo áreas con grandes concentraciones de
carga consolidadas y por ser el de mayor longitud que recorre desde la subestación hasta los
centros de carga. Por lo antes indicado, se hace necesario considerar aspectos técnicos para
la asignación de una nueva área de cobertura de la subestación en estudio a fin de optimizar
recursos disminuyendo sus pérdidas.
.32
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DF. INGENIERÍA ELÉCTRICA
CAPITULOIV
CAMBIO DEVOLTAJE DEL
SISTEMA PRIMARIO.
Una de las tareas básicas en el proceso de planeamiento y previsión de la carga requiere de
un conocimiento de la ubicación del centro de gravedad de la carga, así como de su alcance.
Este planeamiento generalmente se lo realiza para períodos de cinco a diez años.
Para atender las necesidades de planeamiento de un sistema de distribución se torna
necesario el conocimiento de la distribución de carga por áreas elementales (microáreas),
centros de gravedad de la carga, mapas de carga y áreas de servicio o influencia a fin de
facilitar el dimensionamiento de los elementos que conforman la red.
4.1. CONCEPTOS FUNDAMENTALES EMPLEADOS EN PLANIFICACIÓN DE
SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.
4.1.1. PLANIFICACIÓN.
" Es tomar decisiones con antelación a los acontecimientos con el propósito de mejorar las
condiciones presentes "'5J.
33
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.1.2. PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN.
"£'/ propósito fundamenta] de la planificación de un sistema eléctrico, es asegurar que un
suministro adecuado esté siempre disponible para satisfacer la demanda estimada en la
cantidad y la ubicación previstas en un futuro próximo y más lejano"w
4.1.3. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN.
"Es ¡aparte del sistema eléctrico cuya función es suministrar energía a un gran número de
consumidores, sin limitación de voltaje de alimentación u otra restricción técnica de
cualquier naturaleza" '4|.
4.1.4. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN.
"Lugar donde se transforma el voltaje de subíransmisión al de distribución primaria " '4'.
4.1.5. RED DE DISTRIBUCIÓN.
"El conjunto de los elementos componentes del Sistema de Distribución " .
4.1.6. RED PRIMARIA.
"La parte de la red de distribución que opera a la tensión primaria del sistema" ^101.
4.1.7. ALIMENTADOR.
"Sección de red primaria que se inicia en las barras de alto voltaje de la subestación de
distribución y que constituye por su capacidad de transporte de energía la parte principal
de la red"t'°], conocida para efectos de operación y mantenimiento como Primario.
4.1.8. PUNTO DE INTERCONEXIÓN.
"Un punto de la red primaria o secundaria en el cual se instala un elemento de corte que
permite aislar o conectar física y eléctricamente dos secciones de la misma, mediante su
accionamiento automático o manual "flü}
4.1.9. DEMANDA.
"Es la potencia requerida por un sistema o parte de él, promediada en un inten>alo
previamente establecido " '4l
34
ESCI ,1;i,A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.1.10. DEMANDA MÁXIMA.
"£5 la mayor demanda ocurrida en un sistema o en la parte que interesa de él" *4l
4.1.11. CARGA INSTALADA.
"Es la sumatoria de todos las potencias de placa de los equipos instalados en un sistema
de distribución "m.
4.1.12. FACTOR DE DEMANDA.
"£5 la relación entre la demanda máxima de un sistema a la carga total instalada " [4l
4.1.13. FACTOR DE CARGA.
" Es la relación entre la demanda promedio de un período establecido con respecto a la
demanda máxima del mismo período "[4J.
4.1.14. FACTOR DE PERDIDAS
"Es la relación de la pérdida de potencia promedio a la pérdida de potencia a demanda
máxima, durante un período específico de tiempo " '4l
4.1.15. ENERGÍA ELÉCTRICA.
" Es la potencia activa requerida por una determinada carga en un período de tiempo
dado"{5].
4.1.16. USUARIO O CONSUMIDOR.
" Persona natural o jurídica que ha suscrito un convenio con la Empresa, para el
suministro de energía eléctrica dentro de un establecimiento, edificio o local"110!.
4.1.16.1. CLASIFICACIÓN DEL USUARIO
Dado que los parámetros para el diseño son función de la utilización de la energía asociada
a la demanda por usuario y a su distribución en el área considerada, es necesario establecer
una clasificación de los consumidores, de acuerdo a factores que determinan en forma
general, la incidencia de la demanda sobre la red de suministro.
35ESCbTLA POLITÉCNICA NACIONAL - - - - — - - F^ajLTAD DE |NGEN]ERIA ELÉCTRICA
A los usuarios dependiendo de la demanda de diseño y caídas admisibles de voltaje en el
punto mas alejado de la fuente de alimentación son clasificados según normas de la
Empresa Eléctrica Quito 'I0^ en usuario tipo A, B, C, D y E como se muestra en la tabla 2.1
USUARIO TIPO
A
B
C
D
E
DMU (kVA)
8 - 1 4
4 - 8
2 - 4
1 . 2 - 2
0.8- 1.6
CAÍDA
ADMISIBLE (%)
2
3.5
3.5
3.5
6
Tabla 2.1. Clasificación de usuarios
4.1.17. MICROAREA.
"Subdivisión del área urbana de un sistema de distribución, con una demanda proyectada
que representa una fracción de la demanda máxima prevista por primario"^.
4.1.18. CENTRO DE GRAVEDAD DE LA CARGA
"Se entiende por centro de gravedad de la carga, un punto con momentos eléctricos iguales
para todas las cargas en el área considerada''' '4^
4.1.19. ÁREAS DE SERVICIO O INFLUENCIA:
"Son los sectores geográficos hasta donde extiende su atención la subestación o el primario
considerado "'4l
4.1.20. MAPAS DE CARGA
"Los mapas de carga son representaciones gráficas de la distribución de carga en una
localidad o región convenientemente subdividida en áreas elementales"^.
Para obtener los mapas de carga año tras año es necesario determinar también los índices de
crecimiento por zonas típicas que son áreas que representan características semejantes de
carga y análogas de crecimiento.
36ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
La elaboración de mapas de carga año tras año es esencial para un proceso de planeamiento,
para posibilitar una simulación de las condiciones futuras tales como, distribución de carga
entre los alialentadores, subestaciones, etc. Asimismo, posibilitar una definición de
cronogramas de obras en el tiempo.
Un proceso que debe ser analizado para la elaboración de mapas de carga es la
determinación de la demanda de cada microárea a partir de una suma de las demandas de los
transformadores pertenecientes.
4.2. ANÁLISIS DE LIMITES Y ÁREAS DE SERVICIO POR EL MÉTODO DE
MICROAREAS.
4.2.1. METODOLOGÍA DE DIVISIÓN
La elaboración del presente estudio se basó en los planos que contienen las referencias
geográficas del Ilustre Municipio de Quito y las redes eléctricas proporcionadas por la
Empresa Eléctrica Quito.
Para la división de microáreas se requirió previamente información de las Coordenadas
universales con las que se maneja la base geográfica, división que fue proporcionada por el
Departamento de Cartografía del Instituto Geográfico Militar.
Con la información de cobertura de la subestación 32 se escogió un sector que cubra la
totalidad del área y sus alrededores a fin de proceder a la división de ésta en microáreas,
para lo cual se procedió de la siguiente manera:
A partir del punto de intersección de los ejes de coordenadas geográficas universales
coincidentes con la esquina inferior izquierda de la micro área Fl se procedió a dividir en el
eje horizontal cada 300 m y trazar las respectivas paralelas con respecto al eje vertical, de
igual forma con el eje vertical horizontal. De ésta manera se obtuvieron las microáreas del
sector asignando en el eje horizontal la numeración (1..9) y en el eje vertical en forma
alfabética (A..N) tal como se muestra en la figura 4.1.
37
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
1
oESCUELA POLITÉCNICA NACIONALDIVISIÓN DE CUADRICULAS DEL
ÁREA DE ESTUDIO
El sector que se dividió en microáreas y se sugiere para el estudio tiene los siguientes
límites:
Norte: Av. Orellana
Sur: Luis Felipe Borja - Briceño - Valparaíso (sector La Alameda)
Este: Calle Libertador (Guápulo).
Oeste: Av. Amazonas
El propósito de la asignación alfanumérica es para identificar fácilmente en la microárea la
demanda, su carga instalada, su densidad de carga y que primarios abastecen a ésta a fin de
poder realizar un diagnóstico realista de la operación eléctrica de la red que se encuentra en
la misma. El estudio por microáreas facilita enormemente la planificación de distribución y
basándose en cada una de ellas poder generalizar el comportamiento eléctrico de un gran
sector.
4.2.2. ASIGNACIÓN DE LAS DEMANDAS Y CARGAS INSTALADAS POR
MICRO ÁREA
Siguiendo la metodología usada para la modelación de los primarios de la subestación 32
(capitulo III sección 3.1) se procedió ha modelar todos los primarios de las subestaciones
12, 10 Vieja y 53, primarios que intervienen en el sector propuesto para el estudio. Sus
condiciones de operación a demanda máxima para modelar en el programa computacional
DPA/G™ se muestran en las tablas 4.1, 4.2 y 4.3. Sus resultados se muestran en detalle en
el Anexo 3.
Primario12 A.12B12D
Subestación 12Demanda Max.(MVA)
3.582.70
1 0.91
*
fp(%)0.960.960.96
V S/E (%)1 97.6
97.697.6
Tabla 4.1 Condiciones a demanda máxima para modelar en el DPA\G™.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
38
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Subestación 10 ViejaPrimario
10A10B10C10 D
Demanda Max.(MVA)0.402.583.43
' 2.07
fp(%)0.960.960.960.96
V S/E (%)97.697.697.697.6
Tabla 4.2 Condiciones a demanda máxima para modelar en el DPA\GT
Subestación 53 Pérez GuerreroPrimario
53 C53 D53 E53 F
Demanda Max.(MVA)2.073.953.673.85
fp (%)0.960.960.960.96
V S/E (%)97.697.697.697.6
Tabla 4.3 Condiciones a demanda máxima para modelar en el DPA\O™.
Luego de la modelación se procedió a clasificar y asignar a cada sección de primario a su
respectiva microárea, obteniéndose así la demanda de cada microárea como la suma de las
demandas de cada sección del primario que interviene en ésta. Sus resultados se muestran en
la figura 4.2.
39
F.sn ¡El A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
DEMANDA EN LAS CUADRICULAS1 2 3 4 5 6 8
no
24
6S4
127
v"14"
61
23'*
43
3 1 6
232
391
1 n."!2
374
'<i>
11
v;n
62
77
48
45"
291
4^1
331
24i'
136
>::>:tó):i:::i
;:.::;:St.::;:.:>
!()
3
30
10^n
10
'207
1432
i 'lid
712
2^»5
876
5(>d
380
;:x2f*v;:;:::::>748::>:
8" 5
612
i(Ó
242
(>4¡
337
T>>
47
25
8
15
5
10
3
M47
514
26" 2
1380
">45
157
H24
1042
2 "85
1062
1615
567
7S r*
289
.• 1 •
266
I2S"
387
¡o
3
* Potencia Instalada en kYA* Demanda en kW
255d
1146
Í7IO
593
412 >
1506
2205
1040
i 002
747
7! 5
266
1 2<í
443
:x:390x::-'
i:;:;*»;:;.-;50
20
10
3
10
3
3X
13
;S®32.:.:S IQ:
695
•:''Stí-1745
879
M7r>
1877
2675
927
S20
321
1^50
482
(ili(Ü)
1807
761
258
160
53
208
69
10
3
.:;S&¿í;;SÉSJíi
1407
563
1907
872
3908
1683
1678
598
"52l>
845
2152
512
') >
223
2<,>v)
801
2478
838
2"^
79
320
108
PO
48
16>4
653
1690
503
288
2335
573
I3S
32
2^25
603
5>)0
141
735
248
250
83
240
%
^45
246
45
11
150
51
670
231
195
65
15
5
71
25
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
N
Figura 4.2. Microáreas con potencia instalada y demanda del sector en estudio
4.2.3. ANÁLISIS DE MICROÁREAS.
La heterogeneidad de las microáreas, la utilización no uniforme del suelo y la
diversifícación en la utilización de la energía son factores que indican el crecimiento
urbanístico y eléctrico desordenado que actualmente existe en el sector.
40
l'.SCUll.A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Del análisis de las microáreas se observa que en el área en estudio se puede diferenciar dos
sectores claramente definidos. El sector de alta densidad de carga que se muestra en la
figura 4.3 con color azul, que es la representación de sectores tipo residencial - comercial
tipo A1101 tales como La Mariscal, Sector Multicentro, Av. González Suárez, cabe indicar
que éstos sectores se encuentran alejados de la subestación 10 Nueva. Los sectores de baja
densidad se muestran en color amarillo y son de usuarios de características residencial tipo
B |IOJ y comprende los sectores del Dorado, La Vicentina, San Pablo y Guápulo.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
N
Figura 4.3. Sectores de alta y baja densidad de carga.
En lo referente a la localización de las subestaciones 12 y 32 se observa que éstas se
encuentran ubicadas en microáreas que tienen baja densidad de carga, sin embargo
abastecen a microáreas con altas densidades de carga ubicadas lejos de la subestación.
De los resultados se concluye que a demanda máxima los transformadores no son
aprovechados en la totalidad de su capacidad, lo que nos da una idea de que se podría
realizar un estudio de los centros de transformación a fin de optimizar recursos tanto
técnicos como económicos, mejorando así las condiciones de operación del sistema de
distribución.
41ESCl-Til-A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA "
4.2.4. DELIMITACIÓN PRELIMINAR DE LA NUEVA ÁREA DE COBERTURADE LA SUBESTACIÓN 10 NUEVA.
Para un estudio de remodelación del suministro de energía a un sector, el primer paso es
encontrar en éste toda la información referente a los alimentadores existente con todos los
transformadores instalados y sus demandas aprovechadas, a partir de ésta y con un
conocimiento real físico del sector se procede a delimitar el área. Uno de los métodos
empleados es el principio de la determinación del centro de gravedad de la carga.
4.2.4.1. DETERMINACIÓN DEL CENTRO DE GRAVEDAD DE LAS CARGAS.
La localización óptima de la subestación es de fundamental importancia en la proyección de
los sistemas de suministro energético, la aplicación de criterios cualitativos en el análisis de
éste problema regularmente conduce hacia soluciones que no cuentan con el amparo de una
adecuada fundamentación técnica - económica. Por otra parte, la suposición de que la
subestación será correctamente ubicada cuando se haga coincidir con el centro de carga,
considerado éste como un punto estático en el que pudiera considerarse concentrada toda la
carga, es también erróneo ya que físicamente éste puede coincidir con lugares que no
prestan garantía para la instalación de los equipos que conforman la subestación.
Asimilando los fundamentos de la Mecánica Teórica a la disposición de la carga eléctrica en
un área , es posible afirmar que las coordenadas de los centros eventuales de cargas vendrán
dadas por la expresión:
CQ=SQ(i)*P(iXx,y)
QT
Siendo:
Q(i) = Demanda en la cuadrícula i
P(i)(x,y) - Vector posición de la demanda
QT = Demanda total del área propuesta
42
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Una vez asignada a cada micro área las demandas y conociendo físicamente la cobertura de
los primarios de las subestaciones 10 Vieja, 12 La Floresta, 53 Pérez Guerrero, podemos
delimitar un sector que físicamente sea factible en el abastecimiento de energía y coincida
con el centro de carga en las proximidades de la subestación 32, teniendo presente la
condición de que la subestación ya está construida.
En el presente estudio de asignación del nuevo sector de cobertura de la subestación 32 se
ha considerado la salida de operación de la subestación 10 Vieja, debido a su espacio físico
reducido que no permite su expansión, lo que dificulta enormemente las operaciones de
mantenimiento. Se puede añadir que el año de ingreso de la subestación al sistema de
distribución de La Empresa Eléctrica Quito fíie en 1961 con una expectativa de vida de 9
años, lo que implica que ésta subestación fue inicialmente creada para una cobertura
pequeña y temporal. Actualmente la subestación 10 Vieja se encuentra en un sector
totalmente céntrico en la acera de la Av. Queseras del Medio, que es de gran circulación
vehicular que sirve para el descongestionamiento de la ciudad.
Con los antecedentes antes indicados, calculado el centro de carga y habiendo recorrido
físicamente el sector, se propone la nueva área de cobertura de la subestación 32, la cual se
muestra en la Figura 4.4. El centro de carga no es coincidente con el lugar que actualmente
está instalada la subestación, obedeciendo esto a que las cargas importantes se encuentran
ubicadas hacia el Oeste de la misma, adicionalmente se prevé que exista un crecimiento
moderado hacia el sector Este de la ubicación actual de la subestación, principalmente en el
sector de Guápulo y Urbanización Orquídeas, lo que haría que el centro de gravedad de la
carga se aproxime cada vez más a coincidir con la ubicación de la subestación en la nueva
área de cobertura.
43
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
8
A
B
C
D
E
F
G
H
I
J
K
L
M
N
24
127
61
61
224
508
29
182
11
62f
77
335
213
132
16
3
10
10
699
876
439
74*
593
234
278
47
8
5
3
576
157
1042
1062
322
272
104
368
3
663
1106
729
8
3
3
13
44
3
Figura 4.4 Área de estudio para la remodelación.
4.3. SISTEMA PROPUESTO
Del estudio físico se ve claramente que en una misma microárea se tienen dos y hasta tres
primarios localizados en ésta, por lo que actualmente las áreas de cobertura de los primarios
están sobrepuestas, no existiendo de ésta manera áreas físicas definidas. El estudio sugiere
primarios que tengan una área de cobertura radial a la subestación y bien definida, para lo
cual se hace necesario la conexión y desconexión física de sus secciones.
4.3.1. CONSIDERACIONES PARA EL CAMBIO DE VOLTAJE
El cambio de voltaje de un sistema de distribución existente se realiza principalmente con el
fin de transportar mayor cantidad de energía hacia usuarios localizados alrededor de la
subestación sin que exista restricción en la calidad de energía en lo referente a la caída de
voltaje y con ello eliminando la posibilidad de ubicar una nueva subestación en eJ sector.
44KSCUKl.A POI.m-CNirA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
En la planificación del cambio de voltaje se deberá tomar en cuenta la topología de la red
(radiales, mallados), su forma de instalación (aérea, subterránea) y principalmente el costo
de la inversión tanto de los equipos a instalar como también el costo de la energía no
vendida durante las suspensiones de servicio necesarias para poder realizar los trabajos de
remodelación de la red.
Para realizar el cambio de voltaje de un sistema de distribución existente delinearemos dos
formas: La primera mediante la construcción total de una nueva red de distribución y la
segunda mediante un estudio técnico - económico de ingeniería de distribución el cual
permite optimizar los recursos existentes.
La primera alternativa de construir un nuevo sistema primario tiene la ventaja de no
interrumpir el abastecimiento de energía hacia los usuarios durante la construcción de la red
y una vez concluido ésta el lapso de tiempo de interrupción de servicio será mínima
solamente el indispensable para realizar el traspaso de flujo de energía de la red anterior a la
nueva red construida, reduciendo al mínimo los costos por energía no vendida. El
inconveniente de ésta alternativa es que los elementos que conforman la red existente no se
optimizan a pesar de tener un valor residual aceptable y al implementar con nuevos
elementos, el proyecto se vuelve muy costoso.
La segunda alternativa de realizar un estudio técnico - económico de ingeniería de
distribución a fin de optimizar recursos existentes de la red nos lleva a plantearnos la
posibilidad de realizar una remodelación dependiendo de su forma de instalación (aérea,
subterránea). En el caso de tener una red totalmente aérea los trabajos de remodelación para
el cambio del voltaje se facilitan enormemente ya que se puede utilizar los mismos
conductores y algunos elementos que conforman la red (Postes, Crucetas) y se tendría que
aumentar las distancias de separación entre líneas a fin de tener la distancia de aislamiento
adecuada para el nuevo voltaje del sistema.
En el caso de un sistema subterráneo el cambio de voltaje se ve afectado por diversos
parámetros como son: la construcción de ductos para la instalación de los nuevos
conductores que tengan el aislamiento adecuado para el nuevo nivel de voltaje, lo cual
implica generalmente una avería al ornato del sector. El costo de la inversión es superior a
45
ESCUKLA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
un sistema aéreo ya que prácticamente se tienen que reemplazar todos los elementos que
conforman la red subterránea.
Actualmente el Departamento de Remodelación de Redes y Cambio de Voltaje de la
Empresa Eléctrica Quito es la encargada de realizar de esta actividad, la misma que se ha
venido realizando de una manera mecánica como es la renovación total de todos sus
elementos de transformación, seccionamiento, sujeción y fijación. Actividad que se la ha
venido realizado en redes y líneas totalmente aéreas y alejadas de la ciudad como son
(Cumbaya- Nayón- Conocoto).
Un punto importante a considerar en la remodelación de redes y cambio de voltaje en
primarios es la tenencia de los transformadores de distribución, novedad que se observa en
el libro de obra del proyecto de remodelación de redes realizadas (Cumbaya - Nayón) en la
cual existe la negativa por parte del usuario de realizar una nueva inversión en adquirir un
nuevo centro de transformación que se ajuste al nuevo nivel de voltaje. En el caso de
cámaras de transformación el conflicto se agrava aun más por cuanto el usuario canceló en
su totalidad el valor de su centro de transformación más un valor anual por su
mantenimiento.
El control e identificación de los transformadores de distribución con lo que la Empresa
Eléctrica Quito realiza el avalúo es mediante la asignación de una numeración más una
inicial. (E de empresa, C cliente y P de particular). Para el caso de las cámaras la
denominación es la de Cámara Empresa, Cámara Cliente - Empresa y Cámara Cliente. Si
bien existe ésta diferenciación, la empresa al avaluar sus activos contabiliza todos estos
equipos asumiendo autoridad de decisión para cambiar en el caso de mejoras en el servicio
eléctrico.
En el presente estudio los autores plantean el cambio de voltaje en base a un análisis técnico
de ingeniería de distribución, innovando el sistema actual mediante la ubicación e
instalación de transformadores primarios en lugares de mayor concentración de carga y red
subterránea.
46KSTüKLA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INÜEÑIERJA ELÉCTRICA
4.3.2. CAMBIO DE VOLTAJE DE 6.3 A 23 kV.
Para el cambio de voltaje en la nueva área de cobertura de la subestación hemos considerado
aspectos técnicos tales como: Confíabilidad, expansión y operación del sistema basados
fundamentalmente en los resultados del estudio técnico de la modelación del DPA\G™.
Un aspecto técnico a consideras es.la topología de les primarios existentes, considerando
que en una red aérea radial se facilitad los cambios que se deban realizar en la red teniendo
siempre como objetivo principal optimizar la infraestructura y el material existente.
Analizando la red primaria existente en la nueva área de cobertura de la subestación se
tiene dos áreas bien definidas. La primera que es un área servida mediante red primaria
aérea con transformadores de distribución perteneciente a la Empresa Eléctrica Quito por lo
que se plantea la posibilidad de realizar el cambio de voltaje a 23 kV basados en los criterios
antes descritos.
Las microáreas que se sugiere en el presente estudio el cambio total de voltaje a 23 kV se
muestra en la figura 4.5
1 3 4 5 8A
BC
DEF
GHI
JKLMN
Microáreas a 23 kV.
| jMicroáreas a 6.3 kV servidas por TP
Figura 4.5. Microáreas a 23 y 6.3 kV
47
EKCUEI.A POUTKÍ'NICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Al cambiar totalmente dicha área a 23 kV estamos permitiendo a los primarios de la
subestación transmitir una mayor cantidad de energía y por ende abarcar una mayor área de
cobertura de la subestación que actualmente tiene un crecimiento urbanístico considerable
hacia el sector de Orquídeas y Guápulo, al mismo tiempo descongestionar las subestaciones
aledañas (Floresta y Luluncoto).
La segunda área tiene una red primaria aérea en su totalidad y su red secundaria es
subterránea, por lo que todos los centros de transformación se encuentran en cámaras
ubicadas en los edificios aledaños. En la figura 4.5 se muestra dicha área en la cual los
transformadores de distribución en su mayoría son particulares, lo que dificulta el cambio de
voltaje de la red primaria, ya que el propietario del transformador es reticente a realizar una
nueva inversión para reemplazar el transformador al nuevo voltaje del sistema. Debido a
que no existe una planificación para cambiar el voltaje del primario los transformadores de
distribución particulares fueron adquiridos para un voltaje fijo (no conmutable), lo que no
permite reutilizarlos en el nuevo sistema.
El presente estudio sugiere la incorporación de transformadores primarios 23 / 6.3 kV en
sectores estratégicos manteniendo por sectores la red de 6.3 kV a fin de evitar el
inconveniente del cambio de transformadores particulares.
4.3.3. INCORPORACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS.
Los transformadores primarios serán alimentados en alto voltaje a 23 kV, de su secundario a
6.3 kV se alimentará a la red existente.
Las características técnicas y dimensiones de los transformadores primarios a incorporarse
en el estudio fueron proporcionadas por el fabricante nacional ECUATRAN, las mismas
que fueron utilizadas para modelar en el programa DPAG\™. Las características técnicas de
los transformadores primarios se muestran en el Anexo 4. Cabe mencionar que los
transformadores primarios existen en el mercado nacional bajo pedido.
48
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.3.3.1. UBICACIÓN DE TRANSFORMADORES PRIMARIOS
Los recorridos de los primarios existente y la ubicación geográfica del sector nos ha
permitido escoger espacios verdes en los que se pueden instalar los nuevos equipos,
existiendo la posibilidad de instalar transformadores primarios, transformadores primarios
con terciarios con sus respectivas protecciones. A continuación se detallan los lugares
sugeridos para la instalación de los nuevos centros de transformación primarios.
En la Embajada de los Estados Unidos actualmente existe una amplia cámara sumergible
desde la cual se derivan circuitos subterráneos a 6.3 kV para alimentar cargas de los
edificios de la Universidad Católica y edificios Aledaños. Razón por la cual se sugiere la
instalación de un transformador primario en este lugar, designándolo como TP1, cuya
capacidad por el estudio de la densidad de carga por microáreas es de 1.5 MVA.
Un segundo transformador primario TP 2 de 1 MVA de capacidad se instalará junto a la
Cámara Empresa - Cliente existente en el Edificio Marianitas, ubicado en la intersección de
la Av. Doce de Octubre y Roca, el mismo que alimentará desde su secundario a 6.3 kV parte
de la carga de la Universidad Católica y un sector comprendido entre las calles Roca,
Tamayo y Carrión. Para la instalación del transformador primario se ha proyectado la
ampliación de la cámara existente hacia el exterior del edificio.
El tercer transformador primario TP 3 de 1 MVA de capacidad se instalará en la cámara
existente del edificio Gutiérrez ubicado en la calle Plaza Gutiérrez entre Roca y Carrión.
Desde su secundario a 6.3 kV alimenta a la carga existente de las calles Roca, Carrión,
Veitimilla, Gutiérrez y Tamayo. La cámara existente dispone de un espacio físico para la
instalación del nuevo transformador, ya que inicialmente ésta cámara alojaba dos
transformadores de distribución.
El transformador TP 4 de 1 MVA que alimentará parte de la carga del Hospital Militar más
la carga concentrada de la Escuela Politécnica Nacional (sector Sur) como también la carga
dispersa que se encuentra en calle Queseras del Medio. Se instalará en la Cámara N° 1 del
Hospital Militar ubicado en la calle Queseras del Medio y Andalucía, la misma que tiene
espacio suficiente para dar cavidad al transformador primario.
49
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGE.NIERJA ELÉCTRICA
El Quinto transformador primario TP 5 de 1MVA se instalará en la Cámara N° 2 del
Hospital Militar ubicado en la calle Gran Colombia y Pasaje Andrade, ésta cámara dispone
de espacio suficiente por estar localizada junto a un espacio verde. Mediante su secundario a
6.3 kV alimentará a los transformadores de las cámaras del Hospital, antigua ESPE y cargas
particulares de Edificios aledaños.
El transformador primario TP 6 de capacidad 1.5 MVA se instalará junto a la cámara N° 1
de la Maternidad Isidro Ayora, ya que existe el espacio físico disponible para la
construcción de una nueva cámara. Este transformador alimentará a través de su secundario
a 6.3 kV las cargas de la Maternidad, Hospital Eugenio Espejo y Congreso Nacional.
Finalmente en el parque El Arbolito se sugiere la construcción de una cámara sumergible
para mantener el ornato y la estética del parque, ésta cámara dará cabida a dos
transformadores primarios TP 7 y TP 8.
El transformador TP 7 de 1.25 MVA de capacidad, alimentará a los centros de
transformación de la Casa de la Cultura Ecuatoriana y la carga dispersa en la calle Tarqui
que actualmente es alimentada por el primario 10 D de la subestación 10 Vieja.
El transformador TP 8 de 1.25 MVA de capacidad, alimentará a la red existente a 6.3 kV
que suministra energía al sector Sur del parque el Arbolito que actualmente es cubierto por
el primario 10 C de la subestación 10 Vieja.
Las capacidades de los transformadores primarios descritos anteriormente fueron
previamente calculadas de acuerdo a las cargas existentes en las microáreas asignadas a
cada uno de éstos. Sus capacidades se muestran en el Anexo 5 y se verifican con la
modelación.
4.3.4. CONFIGURACIÓN DE LOS NUEVOS PRIMARIOS PLANTEADOS.
Las subestaciones de distribución generalmente tienen primarios radiales con posibilidad de
realizar interconexiones con otros primarios de la misma o de otras subestaciones y con
áreas de servicio definidas y específicas, es así como se ha propuesto que la subestación 10
50
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACUXTAD D£ INGENIERÍA ELÉCTRICA
Nueva tenga dos nuevos primarios denominados 32 AN y 32 EN. Las microáreas que serán
abastecidas por cada uno de ellos se muestran en la figura 4.4.
3 4 5 6 8ABCDEFGHIJKLMN
t.4: \rea(
ftWI
Cobertura del primario 32 EN
Cobertura del primario 32 AN
ie cobertura de los nuevos primarios de la S/E 32.
Con ésta nueva configuración los primarios abastecen una demanda obtenida de la
configuración óptima mediante la modelación digital, sus valores se muestran en la tabla
4.3. Es importante mencionar que el primario 32 AN proyectado, tiene una demanda de
2.96 MVA cubriendo un gran porcentaje de la nueva área de cobertura de la subestación,
este hecho tiene explicación ya que el sector de cobertura de éste primario tiene en su gran
mayoría cargas dispersas de característica rural en casi todo el sector de Guápulo y
Orquídeas, sectores que en un futuro cercano experimentarán un crecimiento considerable,
el mismo que estaría asegurado con la nueva configuración.
El sector de cobertura asignado al primario proyectado 32 EN es de alta densidad de carga,
por lo que a pesar de tener una pequeña área de cobertura tiene una demanda de 10.9 MVA.
51ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SUBESTACIÓN 32 RECONFIGURADA.PRIMARIO
32 AN32 EN
DEMANDA ( MVA)2.9610.9
Tabla 4.3. Demanda de los primarios proyectados de la subestación
4.3.4.1. RECORRIDO DEL PRIMARIO 32 AN
El recorrido del primario 32 AN se inicia en la subestación 10 Nueva formando una Y, su
primer troncal cubre todo lo que actualmente es el primario 32 A, excepto el ramal de la Av.
Libertador, desconexión que se lo realiza en las calles Cajías y Godín.
El segundo troncal se inicia desde la subestación 10 Nueva siguiendo el recorrido actual del
primario 32 C hasta el parque de la Iberia y Ladrón de Guevara para luego seguir por ésta
hasta el redondel de la Floresta.
La incorporación de las secciones del primario 12 A pertenecientes a las microáreas G4 y
H4 al primario se realiza por medio de la construcción de un pequeño ramal de 10 metros
con conductor # 2 AWG en la calle Barcelona y Ladrón de Guevara previamente de realizar
dos desconexiones. La primera en la intersección de las calles Lugo y Madrid y la segunda
en el cruce de las calles Mollorca y Madrid.
El sector de Guápulo que actualmente es abastecido por el primario 12 B y cuyas microáreas
pertenecen al área de estudio, es incorporado al nuevo primario mediante la construcción de
un tramo de red de 300 metros desde el redondel de la Floresta por la calle Madrid hasta la
Av. Conquistador con un conductor de aleación de aluminio calibre 2 AWG conectándose
en la sección Conquistador 12 (nominación en la modelación).
La desconexión de las secciones que forman parte del nuevo primario se realiza mediante la
apertura de un seccionador existente en la Av. Conquistador, la sección Conquistador 4.
4.3.4.2. PRIMARIO 32 EN.
El primario 32 EN se estructuró tomando secciones existentes de primarios que actualmente
están en operación Su recorrido se inicia en la subestación siguiendo la trayectoria que
52
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA"
actualmente tiene el primario 32 E. En el redondel del Coliseo General Rumiñahui se
construirá un tramo de derivación subterráneo de 200 metros a 23 kV con conductor 2/0 de
Cobre, tramo que unirá la red de la Av. Libertador y mediante ésta incorporar toda la carga
del primario 10 A de la subestación 10 Vieja.
Desde el redondel del coliseo Rumiñahui sigue la trayectoria a 23 kV por la Av. Ladrón de
Guevara hasta conectarse con el transformador primario TP 1. A partir de éste continúa el
circuito a 23 kV por la Av. Doce de Octubre hasta la calle Roca conectándose con el
transformador primario TP 2.
Desde la intersección de la Av. Doce de Octubre y Roca se deriva un ramal a 23 kV hasta la
calle Plaza Gutiérrez, lugar en que se conectará al transformador primario TP3.
El otro gran ramal a 23 kV se deriva en la calle Queseras del medio, a la altura de la
Facultad de Ingeniería Civil de la Escuela Politécnica Nacional hasta llegar a la cámara del
Hospital Militar conectándose al transformador TP 4 continuando el circuito por la calle
Queseras del Medio - Av. Gran Colombia hasta conectarse con el transformador TP 5, a
partir de éste y por la calle Gran Colombia el circuito termina conectándose con el
transformador primario TP 6
Finalmente en la Intersección de la Av. Gran Colombia y calle Jiménez se deriva un tramo a
23 kV por la calle Jiménez hasta la Av. Doce de Octubre (Parque el Arbolito) sitio en el cuál
se conectarán los transformadores primarios TP 7 y TP 8.
En el Anexo 9, se puede ver en detalle los recorridos de los dos nuevos primarios
proyectados y sus sectores de abastecimiento de energía claramente definidos.
4.4. ANÁLISIS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA PROPUESTO.
La confiabilidad de un primario es la disponibilidad de suministro de energía en el tiempo,
tal es así que, en la reconfiguración de los nuevos primarios se ha tomado en cuenta las
posibles contingencias que puedan tener éstos durante su operación.
53
KSCUEI.A POLtTECNIfA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.4.1. PRIMARIO 32AN
El área asignada al abastecimiento de energía por éste primario se encuentra rodeada de dos
subestaciones aledañas La Floresta y Luluncoto. Subestaciones que suministrarían energía a
parte del primario en caso de existir contingencias.
La interconexión éste primario se la puede realizar con el primario 2 D de la subestación
Luluncoto (S/E Sur), al transformador existente de 7.5 MVA a un nivel de 23 kV, previo al
cambio del nivel de voltaje de este primario (2 D), es de indicar que dentro del programa de
operaciones para mantenimiento de subestaciones estos dos primarios se interconectan sin
afectar la operación del sistema. Dicha interconexión se la realizará en la calle Antonio
Sierra mediante el seccionador existente modelado en la sección Sierra 4.
La segunda alternativa de interconexión es a través del primario 12 A de la subestación la
Floresta, una vez que se haya realizado el cambio del transformador de potencia al nuevo
nivel de voltaje. Las interconexión se realizará en la intersección de las calles Madrid y
Mallorca.
4.4.2. PRIMARIO 32 EN
La configuración del nuevo primario 32EN se proyectó de tal manera que su topología sea
radial con una confiabilidad para poder alimentar las cargas a través de otros primarios de
las subestaciones aledañas como La Floresta, Pérez Guerrero y La Marín.
En el área de cobertura de éste primario existen cargas importantes que necesitan una alta
confiabilidad en suministro de energía, tal es el caso de la Maternidad Isidro Ayora, El
Congreso Nacional, El Hospital Eugenio Espejo y El Hospital Militar. Para éstas cargas se
tienen previstas las interconexiones con el primario 8D de la subestación La Marín a un
nivel de voltaje de 6.3 kV, debido a que éstas cargas están inicialmente alimentadas a través
de transformadores primarios se deberá coordinar para su interconexión abriendo
primeramente el lado de bajo voltaje del transformador primario y luego realizar el cierre
del circuito a interconectar. Cabe indicar que el primario 8D actualmente llega hasta estos
centros de carga en forma subterránea y su interconexión se la realizaría en el seccionador
existente de cada cámara de transformación.
54
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL "FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
La Primera interconexión de éste primario se realizaría con el primario 53 F de la
subestación Pérez Guerrero en la Av. 10 de Agosto entre Río de Janeiro y Buenos Aires,
previamente la apertura del seccionador en el lado de bajo voltaje del transformador
primario TP7. Esta interconexión suministraría energía a parte de la carga que alimenta el
transformador primario TP7.
La segunda interconexión se realizaría en La Av. 10 de Agosto y Estrada con el primario
53 F de la subestación Pérez Guerrero, previa la apertura del seccionador en el secundario
del transformador primario TP8.
La tercera interconexión se lo realizaría en Av. Juan León Mera entre Jorge Washington y
18 de Septiembre con el primario 53 D de la subestación Pérez Guerrero, previa la apertura
del seccionador en el lado del secundario del transformador primario TP 1 de la Embajada
Americana.
La cuarta interconexión se lo realizaría con el primario 12 A de la subestación La Floresta
en la intersección de las calles Wilson y Gutiérrez Plaza, previa la apertura del seccionador
en el lado del secundario del transformador primario TP 3 Ubicado en la cámara del Edificio
Plaza Gutiérrez.
Finalmente la quinta interconexión se realizará con el primario 12 A de la Subestación La
Floresta en la intersección de la Av. Doce de Octubre y Veitimilla, previa la apertura del
seccionador en el lado del secundario del transformador primario TP 2.
4.4.3. METODOLOGÍA PLANTEADA PARA EL ESTUDIO DE PERDIDAS
RESISTIVAS EN LOS PRIMARIOS.
Existen diferentes metodologías para las estimaciones de pérdidas dependiendo de la
información disponible y de la exactitud de los resultados que se requieran. La metodología
empleada por los autores en el presente estudio se basa en la ayuda computacional adquirida
por la Escuela Politécnica Nacional. (Programa DPAG™ descrito ampliamente en él
capitulo 2).
55
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Con la asignación de cuadrículas a los dos nuevos primarios 32 AN y 32 EN se procedió a
modelar en el programa computacional DPA/G™ a fin de obtener las pérdidas del nuevo
sistema reconfigurado. Dentro de las bondades que nos presenta la ayuda computacional nos
permite la reconfiguración de secciones de distintos primarios mediante la apertura de una
de ellas y el cierre de otras, conservando la demanda original distribuida inicialmente por el
programa en todas las secciones involucradas.
Los resultados de la modelación de los nuevos primarios se muestran resumidamente en la
Tabla 4.4 y en detalle se puede apreciar en el Anexo 6.
PERDIDASPRIMARIO
32 AN32 EN
kW3.3
191.6
Tabla 4.4. Pérdidas de potencia de los nuevos primarios.
En el nuevo sistema reconfigurado, debido a la incorporación de los transformadores
primarios, se toma en cuenta las pérdidas que éstos tienen, tanto por efecto Joule como
también por la corriente de magnetización. Las pérdidas resistivas por efecto Joule están
tomadas en cuenta en la modelación digital, siendo éstas función de la corriente de carga.
Las pérdidas de magnetización son función principal del voltaje del sistema, siendo éste un
valor prácticamente constante a cualquier valor de demanda. Las pérdidas de magnetización
de los transformadores primarios que se instalarán son los siguientes: (datos proporcionados
por la fábrica ECUAIRAN).
PERDIDAS DE MAGNETIZACIÓNPotencia Nominal (MVA)
11.251.5
Pérdidas (kW)2.12.643.2
Tabla 4.5. Pérdidas de magnetización de los transformadores primarios
Las pérdidas totales del sistema propuesto tanto resistivas como las que aportan los
transformadores primarios se muestran en la tabla 4.6.
56
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PERDIDAS DE POTENCIA (kW)sistema a 6.3 kV
465Sistema a 23 kV
215Ahorro
250% Ahorro
53.8
Tabla 4.6. Pérdidas de potencia del área de cobertura.
En el sistema a 6.3 kV se ha considerado las pérdidas totales de los dos transformadores de
potencia de la Subestación 10 Vieja, dependiendo del factor de utilización del transformador
cuyo valor es de 48 kW, cuando el sistema está a demanda máxima, valor calculado en base
a los datos técnicos.
El 53.8 % de ahorro de pérdidas de potencia a demanda máxima se sustenta en que un gran
sector del área asignada se cambia a un voltaje de 3.6 veces mayor con respecto al voltaje
actual, razón por la cual la corriente disminuye en la misma proporción en las cuadrículas
que se alimentan en su totalidad a 23 kV. Por otro lado debemos considerar que un gran
sector sigue cubierto a 6.3 kV mediante los transformadores primarios manteniéndose aquí
las pérdidas originales.
4.4.3.1. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE PERDIDAS.
Las pérdidas de energía del sistema propuesto se calcularán en base a la siguiente expresión:
Siendo.
— f * P * Tlper *per *
: Pérdidas de energía
Factor de pérdidas
Potencia de pérdidas
Período de tiempo
El factor de pérdidas de un primario se calcula utilizando las curvas de carga siguiendo los
siguientes pasos:
1. Encontrar las pérdidas en demanda del primario utilizando la siguiente
expresión:
57
RSCUtl-A POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE tNOENIERIA ELÉCTRICA
P = P . *per(t) rper max
[D(t)f
[Dmáx]2
2. En la curva de carga, las pérdidas en demanda es representativa para todo el
intervalo de demanda ya que éste intervalo de tiempo es pequeño. El factor de
pérdidas se obtiene mediante la siguiente expresión:
íperT*P,per max
Aplicando estos procedimientos se ha calculado el factor de pérdidas de cada primario los
mismos que se muestran en la tabla 4.7.
FACTOR DE PERDIDAS32 A32 B32 C32 E10. A10B10C10D12. A12B
0.330.47
' 0.460.49
' 0.450.460.490.450.580.62
Tabla 4.7. Factor de pérdidas de los primarios en la nueva área de cobertura.
Debido a que en una misma cuadrícula se encuentran varios primarios se ha escogido para
nuestro estudio un factor de pérdidas ponderado, el cual será representativo para ésta área,
ya que éste factor solamente depende de las características técnicas de la red y del uso de la
energía eléctrica en una determinada área.
58ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Para la determinación del factor de pérdidas ponderado de una cuadrícula en particular se
utilizó la siguiente expresión matemática:
fper(l)*Pper(l) + fper(2) * Pper(2) + fper(3) * Pper (3) +
fper (k) - —
Pper(l) + Pper(2) + Pper(3) +
fper(k) =
Siendo:
X [(fpcr)i * (Pper), ]
(Pperh-
fper(k). Factor de pérdidas ponderado de la cuadrícula k
(fper)i: Factor de pérdidas del primario i
(Pper); : Potencia de pérdidas del primario i
(Pper)j : Potencia de pérdidas totales en la cuadrícula
1 8ABC
DEF
GH
I
J
K
L
MN
KSTUELAPOLITECNICANATIONAL
0.450.45
0.450.45
0.320.320.32
0.490.45
0.450.450.32
0.320.32
iüÜ
0.62
0.620.62
0.490.49
0.470.480.40
0.400.400.54
0.620.62
0.62
0.470.47
0.450.480.58
0.580.470.53
0.62
0.490.480.47
0.62
0.620.620.62
0.62
0.62
Figura 4.5. Factores de pérdidas por cuadrículas59
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
En la figura 4.5 se muestra los valores del factor de pérdidas ponderado por cuadrícula, el
mismo que se puede notar claramente que en las cuadrículas con más densidad de carga se
encuentra más alto su factor de pérdidas.
Finalmente utilizando estos factores de pérdidas ponderados por mícroárea se procede a
obtener el valor de la energía de pérdidas en cada microárea. Sus valores en detalle se
muestran en el Anexo 7.
Comparando las pérdidas de energía de los dos sistemas, se obtiene una considerable
reducción en su valor, que se muestra en la tabla 4.7.
PERDIDAS DE ENERGÍA (MWh/año)Sistema a 6.3 kV
1.804Sistema a 23 kV.
853.85% reducción
47.3
Tabla 4.7. Pérdidas anuales de energía.
Este valor del 47.3 % de reducción en las pérdidas de energía se debe a que el voltaje
primario de casi el 80 % de la nueva área de cobertura será alimentada con el nuevo voltaje
a 23 kV, lo que implica una disminución en el efecto Joule de calentamiento en conductores.
Por otro lado, en el nuevo sistema no existe el aporte de pérdidas de los transformadores de
la subestación 10 Vieja.
4.4.4. PERFILES DE VOLTAJES OBTENIDOS.
En la actualidad es muy importante la calidad de energía que se entrega al consumidor, ésta
calidad comprende parámetros importantes tales como:
• Continuidad de servicio
• Niveles de voltajes
La continuidad de servicio se refiere a la confiabilidad del sistema eléctrico; es decir, el
número de interrupciones de energía eléctrica al usuario. En la reconfiguración de los
primarios 32 AN y 32 EN se tomó muy en cuenta este parámetro, debido a esto los nuevos
60
ESC'UELA POLITÉCNICA NACIONAL - - - - — - - FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
primarios fueron proyectados de tal manera que su topología sea tipo radial con recurso para
que puedan abastecer al sector de cobertura de cada uno de éstos mediante interconexiones
con otros primarios de subestaciones aledañas.
Los perfiles de voltajes se refieren al nivel de voltaje que la empresa de suministro le
entrega al usuario, generalmente los usuarios que se encuentran en los terminales del
primario tienen niveles de voltaje bajo respecto al nivel nominal, debido a las caídas de
voltajes producidas en el recorrido. El programa computacional DPA/G™ nos brinda una
ventaja para analizar los perfiles de voltaje en forma gráfica en todas las secciones que
conforman el primario modelado.
Cabe mencionar que con el fin de mejorar el perfil de voltaje del primario modelado, de tal
manera que se encuentren dentro de los valores exigidos por la Empresa Eléctrica Quito
(que recomienda máximo un 3% de caída de voltaje en el punto más alejado de la red), se ha
previsto la instalación en el primario 32EN en la calle Sodiro y Valparaíso (modelado como
sección sodirol) de un capacitor de 300 kVAR de capacidad y ajustado por el programa en
270 kVAR con lo cual se logra mejorar el nivel de voltaje a los usuarios más extremos de la
red.
Cabe destacar que con el incremento de capacitores se lograría incluso llegar al voltaje
nominal, pero los costos de los equipos son grandes que no justifican su instalación. Por otra
parte a demanda mínima se elevaría demasiado el voltaje volviéndose peligroso para el
transformador de distribución reduciendo su vida útil y por ende al usuario final poniendo
en riesgo sus equipos eléctricos.
En la figura 4.6 se muestra el perfil de voltaje antes y después de la modelación del tramo de
la Jorge Washington del primario 32 EN, en la misma se puede apreciar que, en la nueva
reconflguración no solo que disminuye las pérdidas de energía sino también se proporciona
al usuario una energía de buena calidad, cabe recalcar que en lo que se refiere a lo
económico no se logra ninguna recuperación por calidad de energía, ya que el precio del
kWh al usuario es el mismo, aún cuando el nivel de voltaje esté fuera del limite permitido.
Sin embargo, la imagen de la Empresa Eléctrica Quito se vería enormemente mejorada.
61ESC'! ÍELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PERFILES DE VOLTAJES
—u?0
w
H
0
5
96
95
94
93 -
92 -
91
90
WashinS Washin4 WahinS washinó
— — _p r iniano rcconfigurado
i
Washin3 Washin4 „, , • - . • fWahm5 washinó
•
Figura 4.6. Perfiles de voltajes.
4.5. DELIMITACIÓN DE LA NUEVA ÁREA DE COBERTURA DE LA
SUBESTACIÓN 10 NUEVA.
La delimitación preliminar del área de cobertura se realizó tomando en consideración
microáreas con limites fijos, sin tomar en cuenta si la delimitación era factible físicamente.
Después de haber realizado la configuración óptima de los primarios de la subestación 10
Nueva mediante la modelación digital, la delimitación definitiva del área de cobertura
comprende el sector de La Vicentina, El Dorado, Parte Sur de la Floresta, Urbanización
Orquídeas y Guápulo teniendo como límites las siguientes calles:
Norte : Vizcaya - Mallorca - Madrid - Doce de Octubre - Presidente Wilson
Sur : Vicente Solano - Escudero (Orquídeas).
Este : Av. Conquistador (Guápulo)
Oeste : Julio Castro - Gran Colombia - Sodiro.
62ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
4.6. REEMPLAZO DEL TRANSFORMADOR DE LA SUBESTACIÓN.
Una vez definida el área que abastecerá de energía la subestación 10 Nueva, la estimación
de la capacidad del transformador de la subestación se obtiene sumando las demandas de
todas las microáreas del área de cobertura, siendo esta de 12.47 MW, si asumimos un factor
de potencia promedio del sistema de 0.96 (consideración por el tipo de usuario) obtenemos
una potencia aparente de 13.86 MVA, más la consideración de un factor de crecimiento de
la carga de un 15 %, la capacidad del transformador de la subestación es de 15.94 MVA.
El Departamento técnico de subestaciones de la Empresa Eléctrica Quito, tiene políticas
definidas para la instalación de transformadores de potencia en subestaciones, tal es así que
las capacidades más comunes de los transformadores son de 15/20 MVA, 20/25 MVA para
voltajes 46 / 23 kV y transformadores de 33.5 MVA para voltajes 138/23 kV.
Para el reemplazo del transformador de potencia de la subestación en el presente estudio se
consideran dos alternativas. La primera es instalar un transformador existente de 20/25
MVA de capacidad y un nivel de voltaje de 46/23 kV, el mismo que actualmente se
encuentra instalado en la subestación Eplicachima y encontrándose proyectado para que
salga de funcionamiento'21, se sugiere sea reutilizado previo un mantenimiento preventivo.
Esta alternativa satisface la demanda del sector de cobertura de la subestación y nos
produce un ahorro en la puesta en ejecución del proyecto debido al costo del transformador
que no se compraría. Las características del transformador existente en la subestación
Eplicachima se muestra en la tabla 4.8.
Transformador trifásicoConexión: Delta - Estrella
CapacidadEnfriamientoVoltajeAmperiosImpedancia
20 MVAOA
46/22.8 kV251/505 A10.33%
25 MVAFA
46/22.8 kV313/631 A13.78%
Tabla 4.8. Características técnicas del transformador existente en la S/E Eplicachima
La segunda alternativa es instalar un transformador de 138/23 kV y 33.5 MVA de
capacidad, con lo cuál se lograría alivianar la carga del transformador del sistema Nacional63
ESC'IÍELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA '
Interconectado 138/46 kV existente, ya que actualmente el mismo está al límite de su
capacidad. Esta alternativa incrementaría los costos ya que se tendría que adquirir un nuevo
transformador para la subestación. La ventaja de ésta es que, al tener una potencia instalada
considerable permitiría en un futuro cercano y previos estudios de ingeniería de distribución
abarcar mayores áreas de cobertura a 23 kV, incluso sacando de operación a la Subestación
La Floresta y cubrir los sectores que actualmente están con un crecimiento considerado
como es la Urbanización Monjas - Orquídeas y el sector Sur de Guápulo.
Finalmente, después de haber mencionado las dos alternativas con un sustento técnico,
recomendamos se instale el transformador existente en la subestación Eplicachima, a fin de
reducir la inversión inicial del proyecto.
64
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
CAPITULOV
ESTUDIOECONÓMICO
Las inversiones a proponer deben ser rentables para la puesta en marcha de la ejecución
de un proyecto. Una obra que se determina como necesaria por las condiciones técnicas
es obligación verificarlas en cuanto a sus beneficios económicos.
Para los fines de la estimación de los costos directos y generales de la obra se ha definido
en función de los datos obtenidos de proyectos anteriores resumidos en precios unitarios.
Los rendimientos se han definido basándose en valores de proyectos realizados por parte
de la Empresa Eléctrica Quito y el INECEL
5.1. COSTOS DE LA EJECUCIÓN DE OBRA.
5.1.1. CONSIDERACIONES PRELIMINARES
Para la ejecución del proyecto de cambio de voltaje e instalación de nuevos
transformadores primarios es necesario organizar la información de costos, personal,
alcances y desarrollos del proyecto para lo cual consideraremos:
65
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA F.LECrRJCA
• Unidades de obra.
• Grupo de trabajo
• Volumen de obra
5.1.2. UNIDADES DE OBRA.
No son mas que módulos de construcción para los desarrollos, que se presentan en el
sistema de distribución, por ejemplo, kilómetro de línea, elementos y equipos de
operación, con una estructura tal que permitan valorar rápidamente las diversas obras
que se propongan[4]
5.1.3. ETAPAS FIJAS
Definidas como la etapa inicial mediante la cual podemos magnificar el proyecto
relacionando esta etapa con todo lo que implica la implantación de la postería e
instalación de accesorios de fijación para los elementos básicos comunes a todas las
redes de distribución. Se consideran las siguientes etapas fijasínj:
1. Replanteo
2. Transporte de postes
3. Excavación de huecos
4. Erección de postes
5. Ensamblaje de accesorios de sujeción (tensores)
6. Instalación de Equipos y accesorios.
5.1.4. ETAPAS VARIABLES.
Variables porque se clasifican por las condiciones técnicas y de la topología de la red a
construirse, por ser éstas consideradas para la ejecución del proyecto. Se detallarán el
grupo de trabajo, equipo y rendimiento:
1. Ensamblaje de estructuras.- Se refiere a la instalación de herrajes y elementos de
sujeción de la red primaria y secundaria de distribución.
66
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACIJLTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
2. Retiro de estructuras- Se refiere al desmontaje de herrajes y elementos de sujeción
de la red primaria y secundaria de la red de distribución
3. Transporte, tendido y regulado de conductores.- Esta actividad contempla la
instalación y fijación de los conductores de la red proyectada o remodelada.
En el proceso del cambio de voltaje comprende el retiro de redes y equipo en caso de
ser necesario existiendo en esta operación etapas fijas y variables.
5.1.5. GRUPO DE TRABAJO.
El grupo de trabajo es un conjunto de personas los mismos que serán responsables de la
culminación del proyecto. Formando en éste un grupo personal técnico y
administrativo, delegando funciones y responsabilidades de acuerdo a su jerarquía
laboral. La conformación del grupo de trabajo está establecida de acuerdo a la necesidad
de planificación (dirección técnica y administración) y ejecución del proyecto (mano de
obra), por lo que consta del siguiente personal10:
1. Ingeniero Eléctrico.
2. Capataz.
3. Limeros 1 y 2
4. Ayudante de limero.
5. Peón.
6. Chofer.
7. Oficinista.
5.1.6. VOLUMEN DE OBRA.
Nos indica una cuantificación en forma general sin definir procedimientos, de la cantidad
de obra ha realizarse, la misma que para su estudio requiere de un cronograma
programado y fases de elaboración.
67
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
5.2. CRONOGRAMA DE TRABAJO
El cronograma de trabajo facilita e indica la continuidad de las obras, así como optimiza
los recursos humanos y materiales, siendo éste un mecanismo para la elaboración del
presupuesto económico y tiempo de duración de la obra. Todo cronograma estará
acompañado de los tiempos establecidos para la ejecución de las actividades pudiendo
alternar dos o más actividades en el mismo tiempo.
5.2.1. ACTIVIDADES PARA LA EJECUCIÓN
1. Suspensión del servicio eléctrico (Coordinación con la Empresa Eléctrica Quito).
2. Apertura de seccionamientos en tramos promedio de 800 a lOOOm
3. Revisión visual del conductor y reemplazo del mismo.
4. Retiro temporal de cables de estructura vieja
5. Desmontaje de estructuras (6.3 kV) RNA
6. Instalación de la nueva disposición de herrajes para un aislamiento de 23 kV con
estructuras tipo RVA
7. Montaje de nuevos centros de transformación
8. Instalación y sujeción de cables a estructura nueva
9. Empalme del neutro corrido
10. Fijación de postería
11. Regulación de redes
12. Cierre de seccionamientos al nivel de 6.3 kV
13. Cambio de voltaje al nivel de subestación
14. Desmontaje de centros de transformación antiguos
15. Normalización de red.
Las fases de ejecución corresponden a una planificación ordenada, la misma que
aproveche al máximo las suspensiones del servicio dejando para la última etapa el cambio
de voltaje al nivel de subestación.
68
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5.3. CALCULO DE TIEMPO
Todo cálculo en la parte técnica se lo hará por red de kilómetro lineal y poste plantado.
Así, tomando en cuenta el grupo de trabajo definido anteriormente y por los estudios
estadísticos de trabajos similares realizados por el Departamento de Fiscalización y
Construcción de Redes de la Empresa Eléctrica Quito S.A con una jornada de trabajo de
8 horas/día se puede resumir la duración de la ejecución de la obra. En el Anexo 8 se
puede apreciar la estimación de los tiempos para cada fase de ejecución.
El tiempo estimado para la ejecución del proyecto calculado en base al cuadro de
rendimientos es de 30 días calendario con la participación de tres grupos de trabajo.
5.4. CÁLCULOS ECONÓMICOS
Para la evaluación económica en lo referente a la mano de obra y materiales se
empleará los precios unitarios que dispone actualmente el Departamento de División,
Ejecución y Recepción de Obras de la Empresa Eléctrica Quito, los mismos que tienen
una vigencia de Enero a Julio de 1998 y pertenecen al grupo de trabajo antes indicado.
Para la valorización del costo del proyecto debemos identificar claramente tres ítem:
• Materiales
• Mano de obra y dirección técnica
• Suspensiones de servicio
5.4.1. MATERIALES
En lo referente a este ítem y con el objeto de resumir su cálculo se ha procedido a
cuantificar el global de materiales representativos en un presupuesto como son el listado
de estructuras y montajes de la red existente. Con esta cantidad se procedió a estimar el
total del nuevo material que se empleará en el proyecto.
Para la cuantificación del material ha ser reemplazado se verificó en campo el total de
estructuras y montajes, verificando la existencia de vanos no mayores de 40 metros ni
69
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menores de 35 metros cumpliendo las Normas de Distribución de la Empresa Eléctrica
Quito. El desglose del material se encuentra en el Anexo 7
5.4.1.1 COSTO DE EQUIPOS Y MATERIALES
El costo para la ejecución del proyecto tanto en equipos y materiales se obtiene de la
suma de los parciales de cada ítem mostrado en la tabla 5.1
COSTOS DE EQUIPOS Y MATERIALES
ÍTEMABCDE
EQUIPOTransformadores PrimariosTransformadores de DistribuciónEquipo de Protección y SeccionamientoEstructuras de RedElementos de conexión
P.TOTAL1 125'000.0002 726'500.000
91330.000394'1 70.00021*000.000
SUMAN UN TOTAL (SUCRES) 4 358'000.000EN DOLARES 435 800
Tabla 5.1 Costos de equipos y materiales
Es de indicar que los conductores serán reutilizados los existentes, existiendo pequeños
tramos que tienen que construirse para la configuración actual, sin que esto incida en el
presupuesto total.
El valor del ítem A correspondiente a los transformadores primarios es presupuestado
en el mercado nacional y bajo pedido por la fabrica de transformadores ECUATRAN
sobre la base de los datos técnicos requeridos y proporcionados por los autores del
proyecto.
En lo referente al ítem B, es de señalar que, dentro de la operación de la Empresa
Eléctrica, en remodelación de redes, los transformadores trifásicos de su propiedad son
reemplazados por equipos de transformación para el nuevo nivel de voltaje, siendo los
transformadores retirados y reutilizados en otros sectores, previamente de ser sometidos
a un mantenimiento preventivo. Los transformadores monofásicos se los retira de
70
hSCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA tUÍCTRJCA
funcionamiento y no se consideran su reutilización Con ésta consideración el valor de!
ítem B se reduce considerablemente como se muestra en la tabla 5.2. La lista de los
transformadores de distribución así como su potencia se puede ver detalladamente en el
Anexo 8.
ITEMB
Transformadores
TrifásicosMonofásicosDolares
%1007822
TOTAL2 726'500.0002 126'670.000
598'500.00059850
Tabla 5.2 Calculo del ítem B sin costo de transformadores trifásicos
El equipo de protección y seccionamiento (ítem C) será aquel que nos permitirá operar
desde los transformadores primarios a los dos niveles de voltaje para las diferentes
interconexiones, como también sera el reemplazante de los seccionamientos de
interconexiones actuales.
El ítem D corresponde al material de herraje y representa un reemplazo total, ya que el
material retirado se lo valora como chatarra, por lo que no es utilizable en otro lugar. El
ítem E se deteriora en el momento del retiro y regulación de las redes por lo que hace
necesario su reemplazo total.
Con toda es ta descripción y considerando una tasa de cambio de 10.000 sucres por cada
Dólar. El rubro de la cantidad de materiales descontando la proporción correspondiente
al ítem B transformadores trifásicos es de ($ 223 000) DOSCIENTOS VEINTE Y
TRES MIL DOLARES.
5.4.2 MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA.
Para la evaluación económica en lo referente a la mano de obra al igual que como se
realizó con los materiales, se empleará los precios unitarios proporcionados por la
71
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Empresa Eléctrica Quito y que pertenecen al grupo de trabajo antes indicado, su
desglose se muestra en el Anexo 8 y su resumen en la tabla 5.3.
MANO DE OBRA Y DIRECCIÓN TÉCNICA
ÍTEMABC
OBRAEtapas fijasEtapas variablesDirección TécnicaTotal S\En dólares
P.TOTAL130'000.00035'000.0007000.000
172*000.00017200
Tabla 5.3 Costos de Mano de Obra y Direccióa Técnica
5.4.3 SUSPENSIONES DE SERVICIO.
Se ha estimado que la venta de energía no realizada por la ejecución del proyecto sería la
correspondiente a la asignada a los nuevos primarios, siendo su valor de 98.8 MWh, con
una jornada de suspensión de 8 horas y una tarifa promedio dada por la diferencia en la
utilización de energía de S/ 500 el kWh. El valor de las suspensiones de servicio será de
($4 900) CUATRO MIL NOVECIENTOS DOLARES
Por otra parte se ha planificado que cada suspensión afecte al tramo de red considerada,
operando el resto del sistema mediante las interconexiones (Capitulo I) existente hasta
lograr estructurar el sistema propuesto.
5.5 BENEFICIOS
Los beneficios se relacionarían con todos los ahorros económico que se logren siendo
estos:
• Ahorro en potencia y energía
• A horro por inversión.
72
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5.5.1. AHORRO ENERGÉTICO.
Para ía evaluación del ahorro de potencia y energía se ha considerado como referencia la
planilla de Enero de 1999 facturada a la Empresa Eléctrica Quito por la compra de
energía.
En la metodología planteada para el cálculo del ahorro energético se ha considerado
todo el sistema actual a 46 kV, restando el ahorro de potencia y energía desarrollada en
éste proyecto. Su cálculo detallado se muestra en el Anexo 8 y su resumen en la tabla 5.4
CALCULO DE AHORRO DE ENERGÍASISTEMA A 46kV
ÍTEMEnergía totalFacturación S/Ahorro S/ por mesAhorro por año
ACTUAL72'923 278
19572'346.928
PROPUESTO72'772866
19 539*124.41633'222.512
398'670144En Dólares 39 867
Tabla 5.4 Ahorro en costos Energéticos sistema 46kV
Este ahorro se traslada a valor presente con la expresión:
yp,A.^s^m
VP: Valor presente
A : Ahorro
i: tasa de interés
n: Período de años
73
ESCUELA ;">l,nr,CNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
Se ha calculado a valor presente en dólares con una tasa de interés del 12% y un período
de 20 años dando un valor de ($ 297 766) DOSCIENTOS NOVENTA Y SIETE MIL
SETECIENTOS SESENTA Y SEIS DOLARES.
5.5.2 AHORRO POR INVERSIÓN
El ahorro por inversión corresponde a las pérdidas de potencia, las mismas que se
liberaría del sistema en caso de no existirías, cuyo valor por kW es de 300 USD, según
estudios realizados por OLADE en sistemas de distribución161. El ahorro total por
inversión se muestra en la tabla 5.5
AHORRO POR INVERSIÓN
kW de Pérdidas Precio por kW i250 | 300
TOTAL75000
Tabla 5.5 Ahorro por inversión
Este valor se contabilizará una sola vez por todo el tiempo de inversión del proyecto.
5.6 COSTOS Y BENEFICIOS.
El resultado de un proyecto de inversión y su consiguiente toma de decisiones involucra
el conocimiento suficiente de los parámetros de costos de inversión y beneficio, a
continuación se detallan estos costos y beneficios ahorrativos en la tabla 5.6
BALANCE ECONÓMICO EN DOLARES
COSTOSEquipos y materiaesMano de obraSuspensiones de sevicioTOTAL
223 000172004 900
245 100
BENEFICIOSEnergéticoPor Inversión
297 76675000
372 766
RELACIÓN BENEFICIO-COSTO 1.52
Tabla 5.6 Balance Económico
Para que el proyecto resulte atractivo se deberá obtener relaciones Beneficio - Costo
mayores a la unidad. En el presente estudio la relación antes descrita es de 1.52, que
74
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indica que por cada unidad de inversión su beneficio sería del 152 %. Todo cálculo se ha
valorado con un equivalente a S/10 000 sucres por dólar, cotización real al momento de
realizar este estudio.
75
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CONCLUSIONES
1. Con la reconfíguración de la subestación 10 Nueva, la relación Beneficio - Costo es
1.53, lo que implica que al invertir una cantidad inicia! se recupera la inversión
inicial más un 53 %. Este ahorro permitiría que la empresa de suministro reinvierta
estos recursos en nuevos sectores de cobertura, sin incrementar la potencia instalada
e incrementando sus beneficios técnicos - económicos.
2. El presente estudio del cambio de voltaje del sistema de distribución nos ha
permitido demostrar las ventajas que se obtienen como son: abarcar una mayor área
de cobertura por subestación, disminuyendo sus pérdidas técnicas y mejorando la
calidad de energía, con lo cual la empresa suministradora mejoraría su imagen en
una zona comercial de empresas líderes de la sociedad.
BIBLIOGRAFÍA.
[1] Westinghouse, "Distribution Systems". Westinghouse, 1959.
[2] Poveda, Mentor. " Como Mejorar la Proyección de la Demanda para Estudios de
Distribución sin Costo para las Empresas Eléctricas" V SEDEE, 1986.
[3] Scott & Scott, Manual del Usuario del DPA\G™
[4] Poveda, Mentor. "Planificación de Sistemas de Distribución" EPN.
[5] Electrobrás. "Planejamento de Sistemas de Distribuicáo". Volumen I, Comité de
Distribuicáo CODI, 1982.
[6] OLADE, "Latín American and the Caribbean Energy - Economy Efficiency and
Prívate Sector". A Key Element in Power Sector Recovery. Quito 1993.
[7] Páez, Gonzalo. " Planificación Integrada de Sistemas Eléctricos de Potencia".
Revista Técnica AIDI, 1987.
[8] SEDEE. " Pérdidas de Energía en los Circuitos Primarios Urbanos de la Ciudad de
Ambato". ffl seminario SEDEE, 1984.
[9] Poveda, Mentor, "El Manejo de la Demanda y la Conservación de la Energía"
Revista Técnica Recuento y Proyección por los Cincuenta Años de la Facultad de
Ingeniería Eléctrica EPN, Diciembre 1995.
[10] Empresa Eléctrica Quito," Normas de Distribución" Parte A y B 1979.
ANEXOLSECCIONES Y EQUIPOS DE LOS PRIMARIOS DE LA SUBESTACIÓN
10 NUEVA
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SECCIONES DEL PRIMARIO 32 A
NOMBREINICIOINICIO2INICIOSSIERRASffiRRAlSIERRA2SIERRASSIERRA4SIERRASGRADAS1RIOCON JUNTO 1TOBAR1TOBARDANILOTOBAR2GRADAS2GRADAS3INICIO4ORTIZORTIZ1ORTIZ2QM1HIDALGOALVAREZHIDALGO1CAJIASCAJIAS1QM3QM4QM5LIBERTADO!LIBERTADOFLIBERTADOIPASAJEHIDALGO2HIDALGO3OLEASOLEAS 1GODINOLEAS2
LONGITUD ( m )101.2161.630.22601007040501001455012040207018020016893.368.264.4117055903050
T7 -»
8060606064649030501001007060
210
CALIBRE336AA2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU4AA2AA6CU6CU6CU6CU4AC2AA
2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2AA6CU4CU6CU4CU
1/OCU6CU
1/OCU1/OCU2CU2CU2CU
1/OCU6CU6CU6CU6CU6CU6CU
kVA instalados009000000750501500451131001525000
25000
1130751133000
13075
6307575750
10015113
Observaciones
Secionamiento particular
Seccionamiento cerrado
Scccionamiento cerrado
Seccionamiento abierto
Seccionamiento cerrado
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 A
NOMBRESAENZVERDESAENZ1HIDALGO4QM2ANGOSTTNAPERRffiRlPERRIER2ffiERIA3PERRIERfflERIAlIBERIAANAGOYTIAINICIO 1
LONGITUD ( m )1206013680
96.780
79.462.62223510316
98.4297.4
CALIBRE6CU6CU6CU6CU2AA4CU
1/OAA1/OAA336AA1/OAA4CU4CU2AA2AA
k VA instalados
0454511345113750387575754515
Observaciones
Secc abierto, C 300kVAR
300kVAR
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 B
NOMBRE
InicioInicio 1DávilaDávila2Dávila3ValladoGuevaraGuevara 1CoruñaSalazarS alazar 1Salazar2Salazar3DestrugeDestruge2CaamañoCoruña2Ignacio 1LinconLinconlLincon2OrellanaSOrellanaSOrellana4Caamaño 1Caamaño2JavierIgnacioJavier 1OrellanaOrellanalOrellana2CoruñalWinperColónColón 1Colón2SeisSeislSeis2Batallas
LONGITUD ( m )9128851812412014046524490241066381001367268854210
12467961414
2229512
19326315596
3081361245030505066
CALIBRE266 AA2AA
266 AA'26£ AA266 XA266 AA477 AA477 AA477 AA477 AA
6 Cu6 Cu6 Cu
477 AA477 AA2/0 AA
6 Cu Sub6 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub4 Cu Sub2 Cu Sub4 Cu Sub
2 Cu2 Cu
2 Cu Sub4 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub
1/0 Cu Sub477 AA477 AA477 AA477 AA477 AA477 AA
6 Cu
kVA instalados
45
•
75
7501007530
112.550
26275
63056075
350100100909060150150454535045125
751505060
Observaciones
Seccionamiento a cada lado
Seccionador cerrado
INTERCONEXIÓN 32 C
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 B
NOMBRE |LONGITUD(m)
Batallas 1Seis3Seis4SeisSColónSPinzónPinzón2PinzónSPinzón4Pinzón 1Colón4ColonoColón?ColónSMeraColón9Colón 10Colón 11Colón 12ColónlSColónHColónlSColónlóColónl?AmazonasAmazonas 1Amazonas2ColónSSeis6Seis?Seis8ColónlSDoceDoce2Doce3Docel
2260408646508443863612015073463250889048721648518615150695825342466904415443
CALIBRE
6 Cu477 AA477 AA477 AA4/0 AA6 Cu6 Cu6 Cu6 Cu2 Cu
2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu1/0 AA2 Cu2 Cu2 Cu
2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2/0 Cu2 Cu2 Cu2 Cu
2 Cu Sub477 AA
4 Cu4 Cu2 Cu
266 AA266 AA266 AA1/0 Cu
kVA instalados
301075
2000
156075
751256030
15063011215050
200603050
300 Kvar3001004515030060112100100045200730
TOTAL POTENCIA INSTALADA 12003.5
Observaciones
INTERCONEXIÓN 24 D
INTERCONEXIÓN 53 E
INTERCONEXIÓN 32C
INTERCONEXIÓN 53 E
INTERCONEXIÓN 12 A
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 C
NOMBRECL1CL2CL3DAVILAVALLADOLIDVASUBVALLADOLID 1GUEVARAMALLORCAMALLORCA1PERRIER1PERRIER2ASTÜRIAS1PERRiERGUEVÁRÁiVIZCAYAVALLADOLID2VALLADOLID3CORDEROCORDERO 1TOLEDOTOLEDO 1CORDERO2CORDEROSCORDERO4CORDERO5TAMAYOTAMAYO1TAMAYO2TAMAYO3CORD'ÉRO'6CORDERO?CORDEROSALMAGRO""""ALMAGRO 1ALMAGRO2ALMAGRO3ALMAGRO4ALMAGRO5WILSON1WILSON2
LONGrrüD(m)193.3
9519052
129.123
95.160
16.43656241240336131i io303032
r so1042100605030503050
T6~4202116
~ 46"7260684046
41.540
CALIBRE266AA
2AA2AA
336AA336AA4/Otri
266AA477AA
6CU6CU6CU6CÜ6CU6CÜ
477AA266AA266AA266AA266AA266AA6CU6CU
266AA266AA266AA266AA1/OCU1/OCU1/OCU1/OCU266AA266AA266AA2/dcu2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU2/OCU
kVA instalados030300
100000
1000050100380600
75600501002352502002501252500
165___
150300" o" ~113590750
7575
Observaciones
Seccionamiento cerrado
Seccionamiento cerrado
Seccionamiento abierto
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 C
NOMBREWILSONBAQUERIZO2VICTORIABAQUERIZOBAQUERIZ01CORDERO9DAVILA1CL4
iiUJNULTUl} (.mj30
92.872.817
72,3206520
CALIBRE2/OCU6CU2CU6CU6CU
266ÁAi/ocij2AA
kVA instalados6015060345100
10003045
ObservacionesSeccionamiento abierto
Seccionamiento cerrado
Seccionamiento abierto
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 E
NOMBRÉSalíSalilLadrónLadrón 1Ladrón2LadrónSPoliPoülPoli2PoliSLadrón4LadrónóLadrón?LadrónSDoceoctDoceoctlDoceoct2Doceoct3WashinTamayoWashin 1Washin2PlazaWashin3WashinSlWashin4WashinSMeraOlWashinóWashinSWashin?MeralMera2Mera3Mera4Robles 1Robles2RoblesSRobles4
LONGITUD ( m )124.338
594.658121
463.4421128641406817745841019458020722633164303433767
60207
29341010403662
CALIBRE336AA336AA336AA336AA336AA336AA
4Cu4Cu Sub4Cu Sub4Cu Sub336AA266AA266AA266AA
2/OCu Sub266AA266AA266AA266AA266AA266AA266AA6 Cu
266AA266AA266AA266AA3/0 Cu266AA266AA266AA3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu
kVA instalados
51545
50300500100
Secci. Abierto60
Secci. cerrado250
50250
50Secci. cerrado
11345
6003045125
Secci. cerrado13575
10060
Secci. Abierto300kVAR
Observaciones
Secci. cerrado
Interconexión primario 10 B
Interconexión primario 53DCondensadores
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 E
NÓRÍBRE
RoblesSRobles6Mera5Mera6RocaRoca2RocalRoca3Roca4RocaSRocaóReina3ReinaReina2ReinalMera?MeraSMera9MeralOCamónCarriónlCarrión2MerallMeral2MeralSVeitirniVeitimilVeitimi2AmazoAmazolAmazo2VeitimiSVeitimi4VeitimiSVeitimióReina4Reina5R.eina6Meral4
LONGITUD ( m
504473181760371735364531433137184138154443382439455428106819173184361320411362
CALIBRE
4 Cu4 Cu
3/0 Cu3/0 Cu266AA2 Cu
266AA266AA266AA266AA266AA6 Cu6 Cu6 Cu
4 Cu Sub3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu4 Cu4 Cu6 Cu
3/0 Cu3/0 Cu3/0 Cu2/0 AA2/0 AA2/0 AA
2 Cu Sub2 Cu Sub2 Cu Sub2/0 AA2/0 AA2/0 AA2/0 AA6 Cu6 Cu6 Cu
3/0 Cu
kVA instalados
1503060
150630
10010075
Secci. Abierto
150
250100
Secci. cerrado175
752001102575
803004515090175165
1130
630100300
u 30Secci. cerrado
Observaciones
Secci. cerrado
Interconexión primario 10B
SECCIONES DEL PRIMARIO 32 E
NOMBRE
Meral5WilsonWilsonlWUson2Mera 16Mera 17PintoPintolPinto2Pinto3MeralSMariscalMariscal 1Maríscal2MariscáisMariscal4MariscáisMeral9MeralOMera21CarriónSRoblesReina?
LONGITUD ( m )
8148362822341580346845583643394190562520609630
CALIBRE
1/0 Cu4 Cu4 Cu4 Cu
1/0 Cu1/0 Cu2 Cu2 Cu2 Cu2AA1/0 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu4 Cu
1/0 Cu1/0 Cu1/0 Cu6 Cu2 Cu
266 AA
kVA instalados
113125
30
11316075
601257511275113163150
Secci. Abierto100325500
TOTAL POTENCIA INSTALADA 1 1067
Observaciones
Interconexión primario 32 C
Interconexión primario 53 D
ANEXO 2.LECTURAS DE CORRIENTES DEL SISTEMA SCADA DE LAS
SUBESTACIONES 10 NUEVA, 12 LA FLORESTA, 53 PÉREZ GUERRERO Y10 VIEJA.
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FECHA: MERCÓLES 2S11/98LECTURAS DE CARCA DE LA SUBESTACIÓN 10 NUEVA
POTENCIA: 1MOMVA
HOM
0.15
OJO
045
1.00
1.16
1.»
146
2.00
2.15
2JO
2.46
1.00
3.15
3.30
345
4.00
4.15
4.30
445
6.00
(.16
6305.45
6.00
8.15
«JO
«46
7.00
7.15
7.30
7.4S
800
«.15
t.30
146
«00
915
9.30
845
10.00
10.16
10.3010.<5
11.00
11.15
1130
1145
12.00
12.1612»
1246
13.00
13.1615.»
1345
14.00
(4.15
14 30
1446
16JX)
15.16
15.30
1546
11.00
1«.15
1630
«48
17.00
17.16
17.30
17.45
1B«J
18.1518.50
11.46
19.00
19.16
19.30
18-45
20.0020.15
20 JO
20.4521.00
2115
21 JO
2146
220022.15
22JO22.46
23.»
23.16
23.30
234624.00
U
9797919(8484&8*81777777777777777784948>97
10412416517920517917-16616114714813412712711411:11411411410Í}15109115ne116120114114114114114114
12C12C1211211271211271271301301301301231301381381381441441792062272332412412482502S6256249236230223210203183164158138131118112106
PMB»V
706363K57575751575757575757875757575751637690
11813115(14314413713111811811310610710095959t96969696979797
10396
104989898989898
1059t98
10510710110210210210210210810811510911512214215516817518818218818819518818218216816816815414112111410895898275
•MOA
W
10410497979191919'9191848<8<8<84848484849197
11713817019120819418917417516215814514414213C13C12812Í128121128121128128128128128128128128121122128136134127134127134135135136135135135143142142149165162189224238253260260260273279278265251244237229225198178172152138131118111
mo90
88
13
83
77
77
77
77
n75
73
73
73
73
73
73
73
7S
75
77
K
8>
117
151
187
1H8
172
108
190
158
142
141
131
128
125
116
113
112
113113
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300
300
300
300
300
300
300
PRO 30
0
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
A
1042
1400
1483
1523
153»
1517
1322
1532
1517
1455
1542
1562
1470
1398
1393
1327
1213
1182
1085
«82
902
TO
TA
LtW
6.3
6.2
6.4
6.4
6.4
«.3
8.3
6.3
6.4
6.3
6.3
6.3
64
6.4
6.3
6.3
6.4
6.4
6.4
6.4
6.4
MVA 11
.4
16.0
16.4
16.9
17.0
16.5
16.6
16.7
16.6
16.9
16.8
17.0
16.3
15.5
15.2
14.5
13
4
12.9
11.8
10.9
10.0
CA
RfiA
*57 76 02 84 85 83 83 83 84 78 84 85 81 77 78 77 67 64 59 64 50
VQA
CA
R.M
AX
14.9
0
14.9
014
.60
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
014
.90
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
0
14.9
014
.90
14.9
0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20 JO
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
20.0
ENERGÍA SEMANAL 32A
3000 -,
2500 -
2000 -
1500 -
1000 -
500 - Energla=227.\J
/h\Semana
o o o o o o o o oQ p p p O p p p p ¡ 8 § | ¡
HORAS
PERDIDAS 32A
Pérdidas=1.85 MWhVSemana
HORAS
ENERGÍA SEMANAL 32B
EnergTa=284.4 MWhVSemana
HORAS
PERDIDAS 32B
Pérdidas=5.02 MWh\Semana
ENERGÍA SEMANAL 32C
2000 -,
1800 -j
1600 -
1400 -
1200 -
1000 -
800 -
600 -
400 -|
200 -
O
Energ¡a=206.13 MWh\Semana
HORAS
PERDIDAS 32C
Pérdidas=2.37 MWhVSemana
ENERGÍA SEMANAL 32E
Energía=406.64MWh\Semana
HORAS
PERDIDAS 32E
250 -, Pérdidas=14.40 MWh\Semana
o o o a o o o o o o o o o o o o o § P aHORAS
ANEXO 3.RESULTADOS DE LA MODELACIÓN DIGITAL DE LOS PRIMARIOS QUE
CONFORMAN DEL SISTEMA EXISTENTE
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER PRIM32A
Nominal Voltage =
6.30 KV Line to Line
PRIM32A
LOAD IN SECTION
LGTH PHS
CONN
SECTION ÑAME
KM
CFG
CONO
KVA
KW KVAR AMPS '
FEEDER TOTALS:
INICIO
INICI02
INICIOS
SIERRA
SIERRA1
SIERRA2
SIERRAS
SIERRA4
SIERRAS
GRADAS 1
RIO
CORTEZ
CONJÜNT01
VERDE 1
TOBAR2
GRADAS 2
GRADAS 3
TOBAR1
TOBAR
DANILO
INICI04
ORTIZ
ORTIZ1
ORTIZ2
QM1
HIDALGO
ALVAREZ
HIDALG01
HIDALG02
CUST
(feeder
pf =
0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.3 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 A C
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.2 ABC
0.2 A C
0.2 A C
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
336AA
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
4AA
6CU
2AA
6CÜ
6CU
4 AC
2AA
6CU
6CU
6CU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2AA
6CU
4CU
6CÜ
6CU
0 0 90 0 0 0 0 0
75
0 0
45 150 75 100 15 25 113 45 113 0 0 0
250 0 0
113 0 0
0 0 64 0 0 0 0 0 53 0 0 32 107 53 71 11 18 80 32 80
0 0 0
178 0 0 80 0 0
0 0 29 0 0 0 0 0
24
0 0 14 48 24 32 5 8 36 14 36 0 0 0 80 0 0
36
0 0
0 0 7 0 0 0 0 0 6 0 0 3 11 6 7 2 3 8 3 8 0 0 0 18 0 0 8 0 0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
LOAD
PCT
0.97)
49.2
65.3
17.3
15.5 7.1
7.1
5.5
2.5
1.5
0.0
0.0
2.8
6.2
4.6
8.6
3.2
1.5
16.6
2.8
6.9
48.5
47.6
44.7
42.3
74.5
102.2
4.7
95.3
30.2
LOAD THRU SECTION
KW KVAR AMPS
CUST
2453
2453
2439
571
539
246
246
192 85 27
0 0 16 53 27 64 23
9
152 16 40
1828
1794
1685
1461
1369
1254 40
1168 361
564
564
553
256
242
110
110 86 38 12 0 0 7 24 12 29 10 4 68 7 18
272
254
204
383
339
288 18
250
-111
236
236
235 59 56 25 25 20
9 3 0 0 2 6 3 7 4 1
16 2 4
175
171
161
143
134
123 4
114 36
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
VOLTAGE PERCENT -
SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
0.2
0.4
0.0
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.2
0.1
0.1
0.3
0.2
0.5
0.0
0.2
0.1
0.2
0.6
0.6
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.7
0.9
0.9
1.2
1.4
1.9
1.9
2.1
2.2
97.6
97.4
97.0
97.0
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.9
96.7
96.7
96.4
96.2
95.7
95.7
95.5
95.4
- LOSSES -
KW KVAR
SECTION ÑAME
36.9 3.5
8.0
0.1
0.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
2.5
1.8
1.5
3.1
3.0
6.0
0.0
2.9
0.3
36.1 6.1 INICIO
10.7 INICI02
0.1 INICIOS
1.0 SIERRA
0.0 SIERRA1
0.1 SIERRA2
0.0 SIERRAS
0.0 SIERRA4
0.0 SIERRAS
0.0 GRADAS 1
0.0 RIO
0.0 CORTEZ
0.0 CONJUNT01
0.0 VERDE1
0.0 TOBAR2
0.0 GRADAS2
0.0 GRADAS3
0.0 TOBAR1
0.0 TOBAR
0.0 DANILO
3.4 INICI04
2.4 ORTIZ
2.0 ORTIZ1
4.2 ORTIZ2
1.2 QM1
1.9 HIDALGO
0.0 ALVAREZ
0.9 HIDALG01
0.1 HIDALG02
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
HIDALGOS
OLEAS
OLEAS 1
GODIN
OLEAS2
SAEN2
VERDE
VERDE
SAENZ1
HIDALG04
CAJIAS
CAJIAS1
QMS
QM4
QMS
LIBERTADOR
LIBERTADORl
LIBERTADOR2
PASAJE
QM2
ANGOSTINA
PERRIER1
PERRIER1
PERRIER2
IBERIAS
PERRIER
IBERIA1
IBERIA
ANAGOYTIA
INICI01
vryr.TariF ñor
LGTH PHS
KM
CFG
CONN
COND
KVA
KWKVAR AMPS CUST
LOAD
PCT
(feeder pf - 0.97)
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 A C
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.3 A C
ID MAYTMm
6CU
6CU
6CÜ
6CO
6CU
6CU
6CU
75
0
100 15
113 0
45
53
0
71 11 80
0
32
CAPACITOR 300
6CU
6CU
4CU
1/OCU
6CU
1/OCU
1/OCU
2CU
2/OCU
2CU
1/OCU
2AA
4 CU
1/OAA
45
113 75 113 30
0 0
130 75
630 75 45
113 75
32 80 53 80 21
0 0 92 53
448 53 32 80 53
CAPACITOR 300
1/OAA
336AA
1/OAA
4CU
4CU
2AA
2AA
j
0
38 75 75 75 45 15
w
0
27 53 53 53 32 11
TBF
24
0
32
5
36
0
14
KVAR ( 14 36 24 36 10
0 0
41 24
201 24 14 36 24
KVAR ( 0 12 24 24 24 14
5
man M
6 0.0
0 0.0
8 0.0
2 0.0
8 0.0
0 0.0
3 0.0
30.2 7.2
6.3
1.4
20.3
20.2
20.9
KW
2453
334 82 36
5
105 64 16
KVAR AMPS
CUST
564
-123 37 16
2
-226
-244
-129
236 34
9 4 1
24 24 13
0 0 0 0 0 0 0 0
SECT ACCUM
DROP DROP LEVEL
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0
-0.0
2.3
2.4
2.4
2.4
2.4
2.3
2.3
97.6
95.3
95.2
95.2
95.2
95.2
95.3
95.3
KW
KVJ
36.9
36
0.5
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.5
0
0.3
0
0.0
0
272 ADJUSTED )
3 0.0
8 0.0
6 0.0
8 0.0
2 0.0
0 0.0
0 0.0
10 0.0
6 0.0
47 0.0
6 0.0
3 0.0
8 0.0
6 0.0
2.8
7.0
3.1
25.5 1.9
22.0
20.2
27.3
14.7
20.6 1.8
1.9
4.6
10.6
16 40 27
711 11
649
595
548
475
224 27 16 40 53
7 18 12
319 5
291
267
246
213
100 12
7
18
-116
2 4 3
75
1
68 63 58 50 24
3 2 4
12
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.1
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0
2.4
2.3
2.2
2.2
2.2
2.3
2.3
2.4
2.4
2.5
2.3
1.4
1.4
0.9
95.2
95.3
95.4
95.4
95.4
95.3
95.3
95.2
95.2
95.1
95.3
96.2
96.2
96.7
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.5
0
0.0
0
0.3
0
0.3
0
0.4
0
0.1
0
0.1
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
280 ADJUSTED }
0 0.0
3 0.0
6 0.0
6 0.0
6 0.0
3 0.0
2 0.0
'AYTMHM
1.2
0.6
2.4
3.1
3.1
1.8
0.9
27 13 27 27 27 16 5
12
6
12 12 12
7 2
- T.n<3<3!
3 1 3 3 3 2 1
?q
0 0 0 0 0 0 0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.9
1.0
1.0
0.9
0.9
0.7
0.2
96.7
96.6
96.6
96,7
96.7
96.9
97.4
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
SECTION ÑAME
0.2 HIDALGOS
0.0 OLEAS
0.0 OLEAS1
0.0 GODIN
0.2 OLEAS2
0.1 SAENZ
0.0 VERDE
0.0 SAENZ1
0.0 HIDALG04
0.0 CAJIAS
0.5 CAJIAS1
0.0 QM3
3 QM4
3 QMS
3 LIBERTADOR
2 LIBERTADORl
1 LIBERTADOR2
O PASAJE
0.0 QM2
0.0 ANGOSTINA
0.0 PERRIER1
0.0 PERRIER2
0.0 IBERIAS
0.0 PERRIER
0.0 IBERIA1
0.0 IBERIA
0.0 ANAGOVTIA
0.0 INICI01
PERCENT
PERCENT
SECTION MAME
DROP
LEVEL
PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITY
KVA
KW
KVAR
fHUJEíWl : fKlPUiKiU 3' rt. lrt<~lUfilj/
uj/ü/jj J.U.VU.Í.J
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 32B
Nominal Voltage =
6.30 KV Line to Line
32B
LOAD IN SECTION
LGTH PHS
CONN
SECTION ÑAME
KM
CFG
CONO
KVA
KW KVAR AMPS
FEEDER TOTALS:
inicio
iniciol
Davila
Davila2
DavilaS
Vallado
Guevara
Guevaral
Coruña
Salazar
Salazarl
Salazar2
SalazarS
destruge
destruge2
Caamaño
Javier
Ignacio
javierl
Orellana
Orellanal
Orellana2
Coruñal
Winper
Coruña2
Ignaciol
Lincon
Linconl
Lincon2
CUST
(feeder pf =
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.5 ABC
0.5 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.2 ABC
0.3 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.3 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
266AA
2AA
266AA
266AA
266AA
266AA
477AA
477AA
477AA
477AA
6CU
6CU
6CU
477AA
477AA
2/OAA
2 Cüsu
4 Cüsu
2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
1/0 CU
6 CUsu
6 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
0 45
0 0 0 0 0 75
0 0
750
100 75 30
0
113 90 90 60 150
150 45 45
350 50 262 75 630
560
0 5 0 0 0 0 0 9 0 0 88 12 9 4 0 13 11 11 7 18 18 5 5 41 6
31 9
74 66
0 3 0 0 0 0 0 4 0 0 44
6 4 2 0 7 5 5 4 9 9 3 3
20 3 15 4 37 33
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33.5
33.5
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23.1
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22.9
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469 1
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7 2
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255
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4 1 10
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141 0
141
141
141
141
141
140
140
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104 41 12
1 10 8 6 1 0 2
25 23 15 11
4
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SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
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1.8
1.8
1.8
1.8
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2.0
2.0
2.0
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2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
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2.2
2.2
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97.5
97.5
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97.1
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95.8
95.8
95.8
95.8
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95.6
95.6
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95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.4
95.4
95.4
— LOSSES -
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20.4 1.4
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1.3
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1.2
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0.0
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0.2
0.0
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0.0
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0.9 Guevaral
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OrellanaS
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Caamaño2
Colon
Colonl
Colon2
Seis
Seísl
Seis2
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Batallasl
seis3
seis4
seisS
Colon3
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Pinzon2
Pinzon3
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Colon4
Colon6
Colon?
ColonS
Mera
Colon9
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Colonl2
Colonl3
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KM
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0.1 ABC
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0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
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0.0 ABC
0.1 ABC
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0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
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2 CUsu
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477AA
477AA
477AA
477AA
477AA
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6CU
477AA
477AA
477AA
4/OAA
6CU
6CU
6CU
6CU
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2/OCU
2/OCU
2/OCU
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2 CUsu
2 CUsu
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2/OCU
2/OCU
2/OCU
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KW
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9
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15
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6
23
7 4
KVAR t
(feec
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20
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12
4 2
iMPS
ler
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25
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0.0
0.0
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LOAD
PCT
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4.3
4.1
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1.4
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0.0
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7.4
7.3
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6.6
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7.2
KW
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6
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631
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238
117
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255
227
222
220
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7 9
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8
KVAR t
469 23
0
10
9 3
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141
135
129 4 1
122
119 59
-130 13
6 2 0 2
-147
-161
-164
-165 57 25
3 4
-227
-235
-268
-271
MPS (
141 5 0 2 ¿ 1
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1 0
26 26 13 30
3 1 0 0 0
28 27 26 26 12
5 1 1
24 24 26 26
:UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SECT /
DROP
0.0
-0.0 0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
-0.0
-0.0
-0.0
-0.0
VCCUM
DROP
2.1
2.1
2.2
2.0
2.0
1.9
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
LEVEL
97.6
95.5
95.5
95.4
95.6
95.6
95.7
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95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
KW
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0.0
0.0
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0.0
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SECTION ÑAME
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Colonl6
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Amazonasl
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seis6
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seisS
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Doce
Doce2
Doce3
Docel
LGTH PHS
KM
CFG
COND
CONN
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KW
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ABC
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0.1 ABC
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0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
2/OCU
506
CAPACITOR 300
2/OCU
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2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
477AA
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4 CUsu
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266AA
266AA
266AA
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7
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117 5
24 85
— —
\/oT
"yR^ir
r^Rf^iP MA
YTMT
TM —
— —
— —
wTi?!*
1
PERCENT
PERCENT
SECTION ÑAME
Lincon2
DROP
2.17
LEVEL
95.43
3
KVAR ( 0
18
6 3 9
18
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59
3
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1 0.0
LOAD
PCT
.95) 7.2
KW
1428 3
KVAR
469
-136
AMPS
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CUST 0 0
SECT ACCUM
DROP
DROP
-0.0
2.0
LEVEL
97.6
95.6
KW
20.4
0.0
KVAR
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0.0
SECTION ÑAME
Colonl6
274 ADJUSTED )
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1 0.0
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4 0.0
1 0.0
1 0.0
1 0.0
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0.0
1 0.0
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0.0
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0.2
0.8
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0.8
0.5
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0.6
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0
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3 9
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0 17
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19
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6
21
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18
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
1.9
1.8
1.8
1.8
1.8
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95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
95.6
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95.8
95.8
95.8
0.0
0.0
0.0
0.0
O.C
0.0
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0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Colonl7
Amazonas
Amazonasl
Amazonas2
ColonS
seis6
seis7
seisS
ColonlS
Doce
Doce2
Doce3
Docel
T f*lA n MA YTMfTM — —
-_
_-_
TACCC'C — — — —
ijUriIy I*lr\ J.JY1UM
JjvJoo&o — — — —
PERCENT
SECTION ÑAME
inicio
CAPACITY
33.61
KVA
44.12
20.
KW 37
KVAR
39.14
2 iteration(s)
wit
h convergence
criteria of 0.50
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD
:
KVA
KW
KVAR
PF :
1503.3
1428.2
469.2 0.95 :
- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -
KVA
KW
KVAR
44.1
20.4
39.1
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER PRI32C
Nominal Voltage =
6.30 KV Line to Line
fK-L J¿0
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS: CL1
CL2
CL3
CL4
DAVILA
VALLADOLID
VASUB
VALLADOLIDl
GUEVARA
MALLORCA
MALLORCA1
PERRIER1
PERRIER2
ASTURIAS1
PERRIER
GUEVARA1
VIZCAYA
VALLADOLID2
VALLADOLID3
CORDERO
CORDER01
TOLEDO
TOLED01
CORDER02
CORDER03
CORDER04
CORDEROS
CORDER06
CORDER07
LGTH PHS
KM
CFG
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0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 A C
0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.3 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.2 ABC
COND
266AA
2AA
2AA
2AA
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336AA
4/Otri
266AA
477AA
6CU
6CU
6CU
6CU
6CU
6CU
477AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
6CU
6CU
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
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0
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150
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(VAR
1
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29
, i X UW
WPS
ler p 0 2 5 2 0 6 0 0 0 6 0 0 3 6 2 0 4 0 4 4 0 3 6 14 15 12 0 0 9
CUST
f = 0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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0.0
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0.0
0.0
LOAD PCT
0.95}
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1.0
35.4
35.2
60.4
38.8
26.7
14.0 9.1
7.3
2.4
4.9
1.8
24.0
34.8
34.0 1.0
33.0
32.1 7.3
4.9
30.0
26.7
23.2
20.4
12.9
12.9
ijvnu i r
KW
1793
1793 61 26
6
1707
1665
1633
1633
1631 139
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1462
1442
1422 22
1359
1341 73 29
1185
1043 910
852
536
492
1I\ OCj
KVAR .
618
618 20
9 2
585
570
555
555
552 46 36 29 5 10 4
495
482
473 7
451
444 24 10
392
345
301
281
177
162
L- 1 X U1V -
AMPS
C
178
178 6 3 1
170
166
163
163
163 14 11
9 1 3 1
146
145
143 2
137
135 7 3
119
105 92 86 54 50
;UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
V L/Jj i ÍV.
SECT ;
DROP 0.3
0.0
0.0
0.0
0.1
0.2
0.0
0.2
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.3
0.2
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.0
0.1
at rtK
iCCUM
DROP 0.3
0.4
0.4
0.3
0.4
0.7
0.7
0.8
0.9
0.9
0.9
1.0
1.0
1.0
0.9
1.2
1.4
1.6
1.6
1.6
1.7
1.7
1.7
1.7
1.8
1.9
1.9
1.9
2.0
k^C-lN i
LEVEL
97.6
97.3
97.2
97.2
97.3
97.2
96.9
96.9
96.8
96.7
96.7
96.7
96.6
96.6
96.6
96.7
96.4
96.2
96.0
96.0
96.0
95.9
95.9
95.9
95.9
95.8
95.7
95.7
95.7
95.6
KW
22.2 4.7
0.0
0.0
0.0
0.9
2.9
0.4
2.0
0.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
3.1
2.1
1.7
0.0
0.4
0.4
0.0
0.0
0.5
0.9
0.4
0.3
0.1
0.4
KVAR
SECTION ÑAME
36.1 6.7 CL1
0.0 CL2
0.0 CL3
0.0 CL4
1.6 DAVILA
5.1 VALLADOLID
0.2 VASUB
2.8 VALLADOLIDl
1.7 GUEVARA
0.0 MALLORCA
0.0 MALLORCA1
0.0 PERRIER1
0.0 PERRIER2
0.0 ASTURIAS1
0.0 PERRIER
7.4 GUEVARA1
3.0 VIZCAYA
2.5 VALLADOLID2
0.0 VALLADOLID3
0.6 CORDERO
0.6 CORDER01
0.0 TOLEDO
0.0 TOLED01
0.7 CORDER02
1.2 CORDEROS
0.6 CORDER04
0.4 CORDEROS
0.1 CORDER06
0.5 CORDER07
LGTH PHS
SECTION ÑAME
KM
CFG
FEEDER TOTALS:
CORDEROS
CORDER09
ALMAGRO
ALMAGR01
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ALMAGR03
ALMAGR04
ALMAGR05
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WILSON2
WILSON
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VICTORIA
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TAMAY01
TAMAY02
TAMAY03
DAVILA1
COND
CONN
KVA
KW KVAR AMPS CUST
LOAD
PCT
(feeder pf = 0.95)
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0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
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0.0 ABC
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0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 A C
M7VVTMTT
PERCENT
SECTION ÑAME
DROP
BAQUERIZ02
2.11
266AA
266AA
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCÜ
2/OCU
2/OCU
2/OCU
2/OCU
6CU
2 CU
6CU
6CU
1/OCU
1/OCU
1/OCU
1/OCU
1/OCU
PERCENT
LEVEL
95.49
300 0 0
113 0 0 0 0 0 0
60
150 0
45
100
125
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66
0 0 0 0 0 0
35 88
0
26 58 73
146 0
96 12
WTPP T f
IrVljKCí IA
SECTION
58
0 0
22
0 0 0 0 0 0
12 29
0 9
19 24 48
0
32
18
0.0
0 0.0
0 0.0
7 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
4 0.0
9 0.0
0 0.0
3 0.0
6 0.0
7 0.0
15
0.0
0 0.0
10
0.0
4
2 0.0
"^B n M A YTMriM — —
10.8 0.0
7.7
2.8
1.0
1.0
1.0
1.0
0.0
0.0
1.0
7.4
0.0
7.1
4.9
10.3 7.9
3.1
3.1
0.6
)t\u rlAAlMUM
PERCENT
ÑAME CAPACITY
VASUB
60.39
KW
1793 361 0
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0 0
18 44 0
72 29
279
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6
KVA
42.32
KVAR AMPS
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178
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0 0 6
14
0
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2
T nC CTTC
¿jUDOÜjO
KW
22.17
36
0
28
7 4 4 4 4 0 0 2 4 0 7 3
28 17 10
5 1
CUST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
KVAR
36.05
SECT ACCUM
DROP
DROP
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0
-0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
1.9
1.9
1.9
1.9
0.4
LEVEL
97.6
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.5
95.7
95.7
95.7
95.7
97.2
KW
22.2 0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
KVAR
SECTION ÑAME
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0.0 ALMAGR03
0.0 ALMAGR04
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0.0 WILSON1
0.0 WILSON2
0.0 WILSON
0.0 BAQUERIZ02
0.0 VICTORIA
0.0 BAQUERIZO
0.0 BAQUERIZ01
0.0 TAMAYO
0.0 TAMAY01
0.0 TAMAY02
0.0 TAMAY03
0.0 DAVILA1
2 iteration(s) with
convergence
criteria of 0.50
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD
KVA
KW
KVAR
PF
1897.1
1793.5
618.3 0.95
- RUN
CUMULATIVE FEEDER LOSSES -
KVA
KW
KVAR
42.3
22.2
36.1
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 32E
Nominal Voltage =
6.30 KV Line to Line
J¿&
SECTION ÑAME
FEEHSR TOTALS:
Sali
Salil
Ladrón
Ladronl
Ladron2
LadronS
Poli
Polil
Poli2
Poli3
Ladron4
Ladron6
Ladrón?
LadronS
Doceoct
Doceoctl
Doceoct2
Doceoct3
Washin
Tamayo
Washinl
Washin2
Plaza
washinS
washin31
Washin4
WashinS
MeraOl
Washin6
LGTH PHS
KM
CFG
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0.0 ABC
0.6 ABC
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0.1 ABC
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0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
CONO
336AA
336AA
336AA
336AA
336AA
336AA
4CU
4 CUsu
4 CUsu
4 CUsu
336AA
266AA
266AA
266AA
2/0 CU
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
6CU
266AA
266AA
266AA
266AA
3/OCU
266AA
CONN
KVA 0 0 5
15 45
0
50 300
500
100 0
60 0 0 0 0
250 0 0
50
250 0
50
0
113 45
0
602 30
iiUAU J
KW f
0 0 2 5 15 0 17
102
169 34
0
20
0 0 0 0
85
0 0 17 85
0 17 0
38 15 0
204 10
LIN OCA
CVAR /
(feec
0 0 0 1 4 0 5
29 48 10
0 6 0 0 0 0
24
0 0 5
24
0 5 0 11
4 0
58
3
,ÍLUN
iMPS
ier p 0 0 0 1 2 0 2
10 17
3 0 2 0 0 0 0 9 0 0 2 9 0 2 0 4 2 0
22
1
CUST
f =
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
LOAD
PCT
0.96)
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81.2
81.2
81.2
81.1
80.8
18.3
17.3
11.6 1.9
0.0
84.5
84.0
84.0
98.0
84.0
84.0
81.9
81.9 0.4
81.5
79.4 1.5
79.0
74.8
73.8
73.4 5.1
1.7
IjVJAlJ I
KW
3980
3980
3968
3964
3905
3889
3871 314
254
119 17
0
3495
3479
3462
3457
3448
3403
3359
3355
8
3289
3240 8
3221
3018
2989
2979
102 63
nr\
eje.
KVAR
1186
1186
1166
1159
1061
1049
1027 89 72 34
5 0
858
846
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816
805
790
775
769 2
742
721 2
713
640
629
623 29 18
L. 1 J. UDi -
AMPS (
390
390
390
390
390
389
388 32 26 12
2 0
354
353
353
353
353
348
344
344 1
338
334 1
332
312
309
308 11
7
:UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
WiilfA
SECT ;
DROP
0.4
0.1
1.9
0.2
0.4
1.4
0.0
0.1
0.0
0.0
-0.0 0.2
0.6
0.1
0.3
0.1
0.1
0.1
0.3
0.0
0.2
0.1
0.0
0.5
0.1
0.1
0.1
0.0
0.0
7& re,K
VCCUM
DROP
0.4
0.5
2.4
2.6
3.0
4.4
4.4
4.5
4.5
4.5
4.4
4.6
5.2
5.3
5.6
5.7
5.8
5.9
6.2
6.2
6.4
6.5
6.5
7.0
7.1
7.1
7.2
7.2
7.2
l^tNl
LEVEL
97.6
97.2
97.1
95.2
95.0
94.6
93.2
93.2
93.1
93.1
93.1
93.2
93.0
92.4
92.3
92.0
91.9
91.8
91.7
91.4
91.4
91.2
91.1
91.1
90.6
90.5
90.5
90.4
90.4
90.4
--
J-iUi
KW
227.5
11.6 3.5
55.3 5.4
11.2
42.6 0.1
0.2
0.0
0.0
0.0
6.5
17.0 4.3
9.3
2.4
1.8
4.1
7.3
0.0
6.3
2.2
0.0
13.9 2.2
2.5
2.4
0.0
0.0
£>r. o -
KVAR SECTION ÑAME
365.3
20.3 Sali
6.2 Salil
97.0 Ladrón
9.4 Ladronl
19.6 Ladron2
74.7 Ladron3
0.1
Poli
0.1 Polil
0.0 Poli2
0.0 Poli3
0.0 Ladron4
9.3 Ladron6
24.1 Ladrón?
6.1
Ladron8
10 3
Doceoct
3.4 Doceoctl
2.5
Doceoct2
5.8 Doceoct3
10.4 Washin
0.0 Tamayo
9.0 Washinl
3.2
Washin2
0.0 Plaza
19.8 washin3
3.2 washín31
3.6 Washin4
3.4 WashinS
0.0 Me
raOl
0.0 Washin6
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
Washin8
Washin7
Meral
Mera2
Mera3
Mera4
Robles
1Robles2
RoblesS
Robles
4Robles
4RoblesS
Róblese
MeraS
Mera6
Roca
Roca2
Rocal
RocaS
Roca4
RocaS
Roca 6
ReinaS
Reina
Reina2
Reinal
Mera 7
MeraS
Mera9
Mera
lOCarrion
Carrionl
Carrion2
Merall
LGTH PHS
KM
CFG
CONN
CONO
KVA
\Ji\U
KW
KVAR AMPS CUST
(feeder
pf =
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
266AA
266AA
3/OCU
3/OCU
3/OCU
3/OCU
4CU
4CU
4CU
4 CU
45
125 0
135 75
0
100 60
0 0
15 42
0 46 25
0
34 20
0 0
CAPACITOR 300
4CU
4CU
3/OCU
3/OCU
266AA
2 CUsu
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
6CU
6CU
6CU
4 CUsu
3/OCU
3/OCU
3/OCU
3/OCU
4 CU
4CU
6CU
3/OCU
150 30 60
0
150
630 0
100
100 75
0 0
150 0
250
100 0
175 0
75
200
110 25
51 10 20
0
51
214 0
34 34 25
0 0
51
0
85 34
0
59
0
25 68 37
8
4
12
0
13
7 0
10
6 0 0
KVAR (
14
3 6 0
14 61 0 10 10
7 0 0
14
0
24 10
0 17 0 7
19 11
2
2 4 0 5 3 0 4 2 0 0
244 5 1 2 0 5
23
0 4 4 3 0 0 5 0 9 4 0 6 0 3 7 4 1
0.0
0.0
0.0
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J
LOAD
PCT
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66.6
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jUAU i
KW
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21
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0
61
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CUST
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535
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-105
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280
277
274
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12
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
v wjj i HijCj
rc,rv
SECT ACCUM
DROP
DROP
i^n»ix
L
LEVEL
KW
KVAR
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0.0
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7.2
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7.4
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90.4
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90.3
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90.2
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ra4
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1
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0
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5
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0
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0
12
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196
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7.7
7.7
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7.7
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7.8
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89.8
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89.7
89.7
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0.0
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1.8 MeraS
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ralO
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0.0 Carrion2
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rall
SECTION ÑAME
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12
Mera
13
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Veitimil
Veitimi2
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Amazol
Amazo2
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Veitimi4
VeitimiS
Veitimi6
Reina4
ReinaS
Reina6
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Mera
15
Wilson
Wilsonl
Wilson2
Mera
16
Meral?
Pinto
Pintol
Pinto2
Pinto3
MeralS
Mariscal
Mariscall
Mariscal2
Mariscáis
Mariscal4
Mariscáis
Meral9
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3/OCU
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2/OAA
2/OAA
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2 CUsu
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2/OAA
2/OAA
2/OAA
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6CU
6CU
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4CU
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2 CU
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4CU
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60
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113
163
KW :
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0
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4
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9
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11 12
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11 15
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12
7
11
7
11 16
LMPS
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41
0
23
4
11
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LOAD
PCT
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1.5
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3.8
2.3
3.6
KW
3980
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505 62 21
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KVAR .
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144 17
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4
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22
AMPS
C
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0
11
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32
6 2
12
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:UST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SECT ;
DROP
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0.1
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0.0
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0.0
iCCUM
DROP
7.9
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8.0
8.0
8.0
8.1
8.1
8.1
8.1
8.1
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.0
8.1
8.1
8.1
8.1
8.1
8.1
8.1
8.1
8.1
8.2
8.1
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
LEVEL
97.6 2
89.7
89.6
89.6
89.6
89.6
89.5
89.5
89.5
89.5
89.5
89.4
89.4
89.4
89.4
89.4
89.6
89.5
89.5
89.5
89.5
89.5
89.5
89.5
89.5
89.5
89.4
89.5
89.4
89.4
89.4
89.4
89.4
89.4
89.4
KW
!27.5 :
0.8
0.9
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.3
0.4
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0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
KVAR SECTION ÑAME
565.3
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1.5 Meral3
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0.0 Veitimi2
0.0 Amazo
0.0 Amazol
0.0 Amazo2
0.2 VeitimiS
0.3 Veitimi4
0.1 VeitimiS
0.0 Veitimi6
0.0 Reina4
0.0 ReinaS
0.0 Reina 6
0.2 Meral4
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0.0 Wilson
0.0 Wilsonl
0.0 Wilson2
0.1 Meral6
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0.0 Pintol
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0.0 PintoS
0.1 MeralS
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0.0 Mariscall
0.0 Mariscal2
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0.0 Mariscal4
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KM
CFG
CONN
CONO
KVA
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PCT
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0.96)
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1/OCO
6CU
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325
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51
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169
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5 0 4 12 18
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0.0
0.0
0.0
0.0
1.7
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3.0
5.1
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KW
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DROP
DROP
LEVEL
KWKVAR
SECT ION
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-0.0 0.0
0.0
0.0
8.2
8.2
7.8
7.4
7.0
89.4
89.4
89.8
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90.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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0.0 Robles
0.0 Reina7
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PERCENT
PERCENT
SECTION ÑAME
DROP
LEVEL
Mariscáis
8.18
89.42
—
WIRE LOAD MÁXIMUM —
PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITY
Doceoct
98.02
2 iteration(s) with convergence criteria of
0.50
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KW
KVAR
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227.49
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KVA
KW
KVAR
PF
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1185.9
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- RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -
KVA
KW
KVAR
430.3
227.5
365.3
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER prilOB
Nominal Voltage =
6.30
KV Line to Line
prilOB
LOAD
LGTH PHS
CONN
SECTION ÑAME
KM CFG
CONO
KVA
KW
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queserasl
queseras2
doce
doce 4
doceS
doce 9
docelO
docell
doceS
doce?
doceS
roca
rocal
roca2
roca2
roca3
plaza2
plaza3
carrion
carrionl
tamayol
tamayo2
tamayo
carrion2
plaza4
plazaS
veitimilla
plaza6
IN SECTION
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0.2 ABC
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0.0 ABC
0.0 ABC
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0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
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0.1 ABC
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0.0 ABC
0.1 ABC
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336AA
336AA
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266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
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2 CUsu
266AA
266AA
266AA
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100
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CAPACITOR 300
266AA
4 CU
4 CU
6CU
6CU
6CU
6CU
6CU
6CU
4 CU
4 CU
6CU
4 CU
0
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9 0
KVAR ( 0 32 0 44 0 5
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0.0
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LOAD
PCT
0.98)
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21.2
20.5
,OAD THRU SECTION
KW
KVAR AMPS
CUST
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2526
2517
2510
2319
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907
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553
541
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229
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243
242
242
224
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0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
VOLTAGE PERCENT
-
SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
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0.3
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
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1.1
1.1
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.1
1.1
1.2
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97.5
97.1
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96.8
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96.5
96.5
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.5
96.5
96.4
- LOSSES -
KW
KVAR
SECTION ÑAME
23.8 2.1
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4.4
0.2
0.0
0.0
0.0
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0.0
0.1
0.2
0.2
33.4
3.6 queseras
11.8 queserasl
6.7 queseras2
2.2 doce
6.2 doce4
0.2 doceS
0.0 doce9
0.0 docelO
0.0 docell
0.0 doce6
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0.0 doceS
0.1 roca
0.3 rocal
0.3 roca2
ADJUSTED }
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
21.6
35.7
30.2
27.6
16.3
6.5
5.2
7.8
2.1
11.8 9.0
4.1
6.2
907
593
544
263
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187
161 25 92
292
191
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8
30
91 59 54 26 20 7 3 5 1
19 16 2 9
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0.1
0.0
0.1
0.1
0.1
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1.3
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1.6
1.6
1.6
1.4
1.5
1.5
1.5
96.3
96.3
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96.1
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96.0
96.0
96.0
96.2
96.1
96.1
96.1
0.8
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0.7
0.2
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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1.1 roca3
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LGTH PHS
SECTION ÑAME
KM
CFG
CONO
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4CU
plaza8
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4CU
plaza
0.1 ABC
4CU
plazal
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6CU
roca4
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266AA
rocaS
0.0 ABC
266AA
roca6
0.1 ABC
266AA
docel
0.1 ABC
2 CUsu
doce3
0.1 ABC
2 CUsu
doco2
0.1 ABC 2 CUsu
WOT T&rrr HDOD MavTMriM
— — —
VUJji Aun* UKUr MAAIMUM — — —
PERCENT
PERCENT
SECTION ÑAME
DROP
LEVEL
tamayo2
1.58
96.02
CONN
KVA
KW KVAR AMPS CUST
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PCT
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100
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197
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5
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4 0.0
4 0.0
4 0.0
4 0.0
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15
0.0
5 0.0
4.1
2.1
4.5
3.7
4.3
3.3
0.4
17.0 6.4
2.1
WIRE LOAD MÁXIMUM ~
SECTION
ÑAME
queseras2
2 iteration (s) with convergence
criteria of
KVA
KW
KVAR
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2533.5 561.0
PF
0.98
0.50
PERCENT
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7
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41.00
561 18
6
20
7
51 25
2 95 24
8
LOS 23
AMPS
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16
8 1
29
7 2
Ciro
oto
KW
.83
CÜST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
KVAR
33.37
SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
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0.0
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1.3
1.3
1.3
1.3
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0.8
0.8
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96.1
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96.3
96.3
96.3
96.3
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96.8
96.8
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0.0
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0.0
0.0
0.0
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33
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.4 .0 plaza7
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.0 plaza
.0 plazal
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.0 doce3
.0 doce2
OTTM rrTxjrriT TkHiTwc» ETi?nn'n T /
c'otrc'
:
KVA
KW
:
41.0
23.8
KVAR 33.4
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER prilOC
Nominal Voltage =
6.30 KV Line to Line
píxiu^
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
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delmediol
equinoccio
delmedio2
delmedioS
delmedio4
graneólo
grancolol
grancolo2
graneólos
grancolo4
graneólos
grancolo6
graneólos
graneólo?
tarqui
tarquil
tarquiS
montalvo
seisdici
seisdici2
borja
borjal
diez
diezl
borja4
pazmiño
seisdici4
seisdiciS
LGTH PHS
KM
CFG
COND
CONN
KVA
Li^J
fíU
XW OEjl^iXUiN
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0.0 ABC
0.0 ABC
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0.2 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
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0.0 ABC
0.2 ABC
0.2 ABC
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0.0 ABC
266AA
266AA
2CU
266AA
266AA
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1/OCU
1/OCU
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2 CUsu
1/OCU
4CU
2/OCU
2/OCÜ
2/OCU
4AA
2 CUsu
1/OCU
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1/0 CU
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1/0 CU
1/0 CU
1/0 CU
4 CUsu
2 CUsu
4 CUsu
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125
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100 75 50
335
300 0
150
250
112 45 300
250
150 75
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311 0
22
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122
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4 0 21
3 0 0 11 78
0 5 0 9 7 5
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4
27 23 14 7
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
LOAD
PCT
0.96}
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77.2
70.4
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91.0
88.4
88.1
19.5
15.3
13.3
76.7 1.2
65.5
48.6
47.6
126.5
65.2
44.4
40.3
37.9 5.2
33.1
0.5
31.2
42.8
29.4
34.5
XJUALI irmu OCI'-ÍXULN
KW KVAR AMPS CUST
3377
3359
3336 5
3176
3015
3006
2826
2778
2770
357
334
155
2405 11
2371
1738
1705
1509
1429
1304
1229
1128 46
986 8
893
709
633
591
920
916
904 1
861
813
810
748
735
731 89 84 39 633 3
613
453
443
389
369
335
313
287 11
250 2
226
179
159
149
329
327
325 1
310
295
294
278
274
273 35 33 15
238 1
236
173
170
151
144
132
125
115 5
100 1 91 72 65 61
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
VUJjJ.ft.ljC. rCjK
SECT ACCUM
DROP
DROP
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0.1
0.0
0.3
0.0
0.7
0.1
0.1
0.4
0.0
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0.0
0.6
0.0
0.1
0.1
0.3
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0.0
0.1
0.0
0.2
0.4
0.1
0.1
0.2
0.3
0.3
0.5
0.6
1.3
1.3
1.4
1.8
1.8
1.9
1.9
2.4
2.4
2.5
2.6
2.9
3.5
4.2
4.4
4.5
4.8
4.8
4.9
4.9
5.1
5.5
5.5
5.6
L,C,Hi
LEVEL
97.6
97.4
97.3
97.3
97.1
97.0
96.3
96.3
96.2
95.8
95.8
95.7
95.7
95.2
95.2
95.1
95.0
94.7
94.1
93.4
93.2
93.1
92.8
92.8
92.7
92.7
92.5
92.1
92.1
92.0
KW
99.3 5.0
2.4
0.0
6.4
0.7
18.2 1.4
2.5
8.4
0.2
0.1
0.0
12.8 0.0
1.8
1.0
4.4
10.5 8.5
3.4
1.2
2.3
0.0
1.3
0.0
1.7
2.8
0.4
0.5
KVAR SECTION ÑAME
98.6 7 . 1 delmedio
3.5 delmediol
0.0 equinoccio
9.1 delmedio2
1.0 delmedioS
21.3 delmedio4
1.5 graneólo
2.7 grancolol
9.1 grancolo2
0.1 graneólos
0.0 grancolo4
0.0 graneólos
13.8 grancolo6
0.0 grancolo8
2.4 graneólo?
1.4 tarqui
5.9 tarquil
2.8 tarquiS
5 . 1 montalvo
3.7 seisdici
1.0 seisdici2
2.0 borja
0.0 borjal
1.1 diez
0.0 diezl
1.5 borja4
1.1 pazmiño
0.2 seisdici4
0.2 seisdiciS
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
sodiro
sodirol
pazmiñol saa
sodiro2
sodiroS
sodiro4
sodiro5
rios
riosl
Colombia
colornbia2
Colombia
1bor ja2
borjaS
seisdici3
seisdicil
tarqui2
tarquiS
tarqui4
tarqui5
tarqui6
tarqui7
grancolo9
grancolom
delmedio5
LGTH PHS
KM
CFG
COND
CONN
KVA
KW
KVAR AMPS CUST
LOAD
PCT
(feeder
pf = 0.96)
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0.1 ABC 2 CUsu
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0.0 ABC 1/0 CU
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0.1 ABC 2 CUsu
0.0 ABC 4 CUsu
0.4 ABC 1/0 CU
0.2 ABC 1/0 CU
0.1 ABC 2 CUsu
0.1 ABC 2 CUsu
ü.O ABC 2 CUsu
0.1 ABC 2 CUsu
0.2 ABC 2 CUsu
0.0 ABC
2/OCU
0.1 ABC
2/OCU
0.1 ABC
2/OCU
0.0 ABC
2/OCU
0.2 ABC 4 CUsu
0.1 ABC 4 CUsu
0.0 ABC
2CU
0.2 ABC 2 CUsu
0.1 ABC 1/OCÜ
delmedio6
0.1 ABC
1/OCÜ
trfNT ir* A r* c* T"M3/"\
Tut A V TMTTluí
150
150
150 75 195 30 112 30 €0 100
300
150 75 75 150
200 45
150 30 15
0
45
220 45
1630 30
300
VUJjlAbCi URÜr MÁXIMUM
PERCENT
PERCENT
SECTION ÑAME
DROP
LEVEL
colombia2
5.86
91.74
55 55 55 27 71 11 41 11 22 37
110 55 27 27 55 73 16 55 11
5 0 16 80 16
596 11
110
14 14 14
7
18
3
10
3 5 9
27 14 7 7 14 18
4
14
3 1 0 4
20
4
149 3
27
T r\n r\
SECTION ÑAME
tarquiS
6 0.0
6 0.0
6 0.0
3 0.0
7 0.0
1 0.0
4 0.0
1 0.0
2 0.0
4 0.0
11
0.0
6 0.0
3 0.0
3 0.0
6 0.0
7 0.0
2 0.0
5 0.0
1 0.0
1 0.0
0 0.0
2 0.0
8 0.0
2 0.0
59 0.0
1 0.0
11
0.0
PERCENT
CAPACITY
126.45
4.9
2.4
20.9
13.7
6.4
5.4
3.0
0.6
2.6
2.1
6.4
1.8
1.2
3.7
2.4
3.2
0.7
4.7
3.1
2.8
2.7
5.4
4.5
26.5
25.8 3.8
3.5
KW
KVAR
3377 82 27 440
399
157
116 31
5
48 18
137 27 14 69 27 37
8
141
108
100 97 89 40
604
298
115 55 KVA
139.97
920 21
7
111
100 39 29
8 1
12 5
34
7 3
17
7 9 2
35 27 25 24 22 10
152 75 29 14
T i*~\ C
LUob
99.AMPS
329 8 3
45 41 16 12
3 1 5 2 14
3 1 7 3 4 1
14 11 10 10
9 4
60 30 11
5
TI*C
'ÜJÍ> — '
KW 31
CUST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
KVAR
98.64
SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
5.6
5.6
5.7
5.8
5.8
5.8
5.8
5.8
5.8
5.8
5.9
5.9
5.9
5.1
5.1
4.6
4.4
2.9
2.9
2.9
2.9
2.9
3.0
2.5
2.6
1.3
1.3
97.6
92.0
92.0
91.9
91.8
91.8
91.8
91.8
91.8
91.8
91.8
91.7
91.7
91.7
92.5
92.5
93.0
93.2
94.7
94.7
94.7
94.7
94.7
94.6
95.1
95.0
96.3
96.3
KW
99.3 0.0
0.0
0.5
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.4
0.0
0.0
KVAR SECTION ÑAME
98.6
0.0 sodiro
0.0 sodirol
0.3
pazmiñol
0.2
saa
0.0 sodiro2
0.0 sodiroS
0.0 sodiro4
0.0 sodiroS
0.0 rios
0.0 riosl
0.1 Colombia
0.0 colombia2
0.0 colombial
0.0 borja2
0.0 borja3
0.0 seisdici3
0.0 seisdicil
0.0 tarqui2
0.0 tarqui3
0.0 tarqui4
0.0 tarquiS
0.0 tarqui6
0.0 tarqui7
0.1 grancolo9
0.2 grancolom
0.0 delmedioS
0.0 delmedio6
2 iteration(s) with
convergence
criteria of 0.50
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER prilOD
Nominal Voltage =
6.30 KV Line to Line
prij-uu
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
salidad
salidadl
salidad2
doce
doce4
doceS
doce6
cce6
cce7
cce4
cce5
cce
cce2
cce3
ccel
docel
doce2
tarqui
tarqui2
tarquiS
tarqui4
tarquiS
tarquiS
tarqui7
tarqui6
doce3
salidad3
andrade
LGTH PHS
KM
CFG
LiVfíU llt OD^i J.U1N
CONN
COND
KVA
KW KVAR AMPSCUST
(feeder
pf =
0.7 ABC
0.0 ABC
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0.2 ABC
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0.0 ABC
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266AA
266AA
266AA
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4/OCU
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4 CUsu
4 CUsu
4 CUsu
4 CUsu
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6CU
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6CU
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4/OCU
4/OCU
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1/OCU
1/OCU
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4/OCU
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2 CUsu
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112
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i r
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^CjlNl
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docel
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tarqui
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tarquiS
tarqui8
tarqui7
tarqui6
doce3
salidad3
andrade
LICENSED TO: Escuela
Politécnica
Nacional
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= 6.30
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pLLL¿D
SECTION ÑAME
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salazar4
salazarS
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Ieon3
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pasajeS
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256 87 86 83 83 83 76 76 75 73 70 69 69 41 37 23 23 20 20 13 10 9 8 6 8 7 6 6 2
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2.0
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2.3
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2.5
CtlNi
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97.3
97.3
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96.7
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95.7
95.7
95.7
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— IjUS
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-
KVAR
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12
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conquistador
13
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pasaje9
pasajes
pasajel
plaza
plazal
plaza2
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6CU
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1.9
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0.0 rama4
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0.0 rama2
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0.0 conquistador!2
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0.0 conquistador2
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0.0 pasajeie
0.0 pasaje4
0.0 pasajeS
0.0 pasaje?
0.0 pasajes
0.0 pasajelO
0.0 pasajell
0.0 pasaje!3
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0.0 pasaje6
0.0 pasajel
0.0 plaza
0.0 plazal
0.0 plaza2
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
pasaje2
compte
compte2
compte 4
compte 5
compte 6
cruce
crucel
entrada
entradal
entrada2
compte 3
compte 1
camino4
Ieon4
leonS
stubel
leonS
león
salazar
salazarl
salazarl
Isabela
salazar2
salazarS
doceoctu
gangotena
gangotenal
doceoctul
doceoctu2
doceoctu3
doceoctu4
doceoctu6
muros
LGTH PHS
KM
CFG
CONN
CONO
KVA
KWKVAR AMPS CUST
(feeder pf =
0.0 A C
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0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.3 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 A C
0.1 A C
0.1 ABC
0.3 ABC
0.0 ABC
ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
4CÜ
2/OAA
2AA
2AA
6CU
6CU
6CU
6CÜ
6CU
6CU
6CU
6CU
2AA
1/OCU
266AA
266AA
6CU
6CU
4/OAA
477AA
477AA
15
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75
5 0 0 25 5 15 0
29
2 8 3
170 17 15 38 0 20 3 20
0
25
CAPACITOR 300
4 CUsu
477AA
477AA
4/OAA
1/0 CU
1/0 CU
4/OAA
4/OAA
4/OAA
4/OAA
4/OAA
1/0 CU
100 25
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0
75
0
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25
0 42 25
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KVAR (
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
0.0
0.0
LOAD
PCT
0.98}
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3.5
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1.0
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0.6
26.3
26.3
KW
2662 3
275
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1685
1669
KVAR AMPS
CUST
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269
397
256 0 28 26
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161
162
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SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
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1.7
1.7
1.7
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1.8
1.8
1.8
1.8
1.7
1.6
1.3
0.8
0.8
0.8
0.8
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0.6
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95.9
95.9
95.9
95.9
95.8
95.8
95.8
95.8
95.8
95.9
96.0
96.3
96.8
96.8
96.8
96.8
97.3
97.0
97.0
KW
31.6
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0.2
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0.0
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0.0
0.0
3.8
0.1
KVAR
SECTION ÑAME
47.0
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0 . 1 compte2
0.0 compte 4
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0.0 compte 6
0.0 cruce
0.0 crucel
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0.0 entradal
0.0 entrada2
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0.0 Ieon4
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0.0 stubel
0.0 Ieon6
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9.0 salazar
0.3
salazarl
ADJUSTED )
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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26.3
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1.4
0.5
43.3
42.6
36.3
35.6
31.8
33.1
17
1618
1613
1612 30 8
1554
1541
1298
1285
1127
1014
5
522
520
517 9 3
497
492
414
409
359
322
2
161
160
160 3 1
155
153
129
128
112
101
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0.0
0.0
0.1
0.2
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.1
0.1
0.1
0.6
0.6
0.7
0.9
0.9
0.9
1.0
1.1
1.1
1.2
1.3
1.4
97.0
97.0
96.9
96.7
96.7
96.7
96.6
96.5
96.5
96.4
96.3
96.2
0.0
0.5
1.1
2.2
0.0
0.0
1.1
1.5
0.2
0.9
0.7
0.6
0.0 Isabela
1.1 salazar2
2.7
salazar3
2 . 6 doceoctu
0.0 gangotena
0.0 gangotenal
1.3
doceoctul
1.8
doceoctu2
0.2 doceoctuS
1.0 doceoctu4
0.9 doceoctu6
0.6 muros
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
murosl
guerrerol
guerrero
ignaciol
ignacio4
ignacioS
ignacíoS
ignacio2
leonlarrea
quito
quitol
orellanal
orellanaS
orellana2
doceoctuS
orellana
gangotena2
coruña
toledol
toledo2
toledo
isabelal
miravalle
miravalle2
miravallel
WIT.T&CF
ñor
LGTH PHS
KM
CFG
CONN
COND
KVA
KW KVAR AMPS CUST
LOAD
PCT
(feeder pf =
0.98)
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.3 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.2 ABC
ID MaYTMTB
1/0 CU
2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
4 CUsu
4 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
2/0 CU
1/0 CU
1/0 CU
2 CUsu
2 CUsu
4 CUsu
4 CUsu
4CU
2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
2 CUsu
2 Cüsu
2 CUsu
2 CUsu
4 CUsu
4 CUsu
j¡
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150
100
100
600
800
800
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300
100
150
172 90
112 50 100
112 75 75
25 20 31 25 31 51 34 34
203
271
271 38 15 25 102 34 51 58 31 38 17 34 38 25 25
WTOI? 1
8 6
10
8 10 16 11 11 64 86 86 12
5 8
32 11 16 18 10 12
5
11 12
8 8
•osn
A
3 0.0
2 0.0
3 0.0
3 0.0
3 0.0
5 0.0
3 0.0
3 0.0
20
0.0
27
0.0
27
0.0
4
0.0
2 0.0
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10
0.0
3 0.0
5 0.0
6 0.0
3 0.0
4
0.0
2 0.0
3 0.0
4
0.0
3 0.0
3 0.0
/raYTMHM _-
32.2 9.8
8.9
7.6
4.5
2.8
1.5
1.5
20.8
17.6 8.8
3.4
0.7
1.4
7.5
1.9
9.9
7.7
3.0
1.6
0.7
1.5
3.8
1.4
1.4
KW
2662
988
216
190
162 66 25 17 17
645
407
136 60
8
13 85 17
203
149 53 19
8
17 70 13 13
KVAR AMPS CUST
595
314 68 60 51 21
8 5 5
204
129 43 19
2 4
27
5
64 47 17
6 3 5
22
4 4
... TPiCOI
256 99 22 19 16
7 3 2 2
65 41 14
6 1 1 8 2
20 15
5 2 1 2 7 1 1
re
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.6
1.6
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.8
1.8
1.3
1.3
1.3
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
0.3
0.3
0.3
97.6
96.0
96.0
95.9
95.9
95.9
95.9
95.9
95.9
95.9
95.8
95.8
96.3
96.3
96.3
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
97.3
97.3
97.3
KW
31.6 2.2
0.1
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.7
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
KVAR SECTION ÑAME
47.0 1 . 9 murosl
0.0 guerrerol
0.0 guerrero
0.0 ignaciol
0.0 ignacio4
0.0 ignacioS
0.0 ignacioS
0.0 ignacio2
0.7 leonlarrea
0.1 quito
0.0 quitol
0.0 orellanal
0.0 orellanaS
0.0 orellana2
0.0 doceoctuS
0.0 orellana
0.1
gangotena2
0.0 coruña
0.0 toledol
0.0 toledo2
0.0 toledo
0.0 isabelal
0.0 miravalle
0.0 miravalle2
0.0 miravallel
PERCENT
PERCENT
SECTION ÑAME
DROP
LEVEL
ramal6
2.49
95.11
PERCENT
SECTION ÑAME CAPACITY
doceoctu
44.48
KVA
KW
KVAR
56.63
31.55
47.03
2 iteration(s) with convergence criteria of 0.50
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD
RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD
•
KVA
KW
KVAR
PF :
2728.0
2662.3
595.2
0.98 :
KW
KVAR
RUN CUMULATIVE FEEDER LOSSES -
KVA
KW
KVAR
56.6
31.6
47.0
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER pri!2D
Nominal Voltage =
6.30
KV Line to
Line
prn/u
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
Viscaya
cordero
corderol
cordero2
corderos
cordero4
corderos
cordero6
cordero?
corderos
cordero9
corderolO
corderoll
cordero!2
corderolS
cordero!4
toledo
toledol
SECTION ÑAME
cordero!4
LGTH
PHS
KM
CFG
CONN
COND
KVA
L,\Ji\U
KW
11N St^iHJlN
KVAR AMPS CUST
i
LOAD PCT
(feeder pf = 0.97)
0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.0 A C
0.0 A C
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
266AA
2/0 CU
1/OAA
1/OAA
50 60 0
300
250
200
250 60 75 150
100 90 75 980
113
300 33 67
ROP MÁXIMUM
PERCENT
DROP
0.81
PERCENT
LEVEL
96.79
14 17 0 83 69 56 69 17 21 42 28 25 21
272 31 83
9
19
WIRE
3 4 0 21 17 14 17 4 5 10 7 6 5 68 8
21
2 5
1 0.0
2 0.0
0 0.0
8 0.0
7 0.0
5 0.0
7 0.0
2 0.0
2 0.0
4 0.0
3 0.0
2 0.0
2 0.0
27 0.0
3 0.0
8 0.0
1 0.0
3 0.0
20.3
20.0
19.6
19.0
17.0
15.4
14.1
12.5
12.2
11.7
10.7
10.1 9.5
9.0
2.7
2.3
1.8
1.2
LOAD MÁXIMUM --
SECTION ÑAME
Viscaya
PERCENT
CAPACITY
20.31
jUrtu
int\
ocj
KW
KVAR
880
873
857
848
778
701
638
575
532
513
482
447
421
398
251 99 42 23
9
KVA
7.75
226
224
219
215
198
178
161
145
134
129
121
112
106
100 63 25 10 6 2
LOSS 4.
V, 1 J. UIN
AMPS 85 85 83 82 76 68 62 56 52 50 47 44 41 39 24 10 4 3 1
C1 C
KW 45
CUST
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
KVAR
6.34
VUlil/UjH fCiP.
SECT ACCUM
DROP
DROP
0.1
0.2
0.0
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.3
0.3
0.4
0.5
0.6
0.6
0.6
0.6
0.7
0.7
0.7
0.8
0.8
0.8
0.8
0.3
0.3
k/tw i
LEVEL
97.6
97.5
97.3
97.3
97.2
97.1
97.0
97.0
97.0
97.0
96.9
96.9
96.9
96.8
96.8
96.8
96.8
97.3
97.3
KW 4.5
0.7
1.2
0.2
0.4
0.8
0.2
0.2
0.1
0.1
0.2
0.1
0.1
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
KVAR
SECTION ÑAME
6.3
1.0 Viscaya
1.7 cordero
0.3 corderol
0.5 cordero2
1.2 corderos
0.3 cordero4
0.3 corderos
0.1 cordero6
0.1 cordero?
0.3 corderos
0.1 cordero9
0.1 corderolO
0.2 corderoll
0.0 cordero!2
0.0 corderolS
0.0 cordero!4
0.0 toledo
0.0 toledol
2 iteration(s)
with
convergence criteria of
0.50
RUN CUMULATIVE
FEEDER LOAD
KVA
KW
KVAR
PF
908.6
880.1
225.8
0.97
- RUN
CUMULATIVE
FEEDER LOSSES
-
KVA
KW
KVAR
7.7
4.5
6.3
ANEXO 4DATOS Y CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS PROPORCIONADOS POR
ECUATRAN DE LOS TRANSFORMADORES PRIMARIOS.
ESCt IFLA POLITÉCNICA NACIONAL "~~ FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
C Y M E L E C T R O
DATOS TÉCNICOS
1
r ! ' • . > " • i '
ITFM'
¡
f |
¿ :.\
4 !
5 ;8 i7 !
í >1
i
í
9 í10
11 !12 '
13 '
u í15 !
u17 '
18 :
!9 '
¿o ;21
:>2 ;-'3 •
24
75
26 1
27 ,i
REF. :
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ¡ CAPACIDAD ( hVA )
1000
Normas de Fabricación ANSIC57-12Marca ; ECUATRAN SA
Tipo de Transformador • EXTERIOR
Frecuencia en Hertz i 60Capacidad Nominal en KVA OA , 1000
Número de Fases 3
Grupo de Conexión j DD 0
I ensión Nominal de Aislamiento en KV ;
Primario • 25Secundario 15Tensión nominal Primaria Deriv Ppal ( V ) 22860
Número de Derivaciones 5
Derivaciones - 4 r 2.5 %
Operación del Cambiador de Derivacioner MANUAL EXTERIORMENTE
Tensión Nominal Secundaria ( V • 6300
Tipo de Aceite Refrigerante MINERAL
Tipo de Enfriamiento OA
Altitud de Operación msnm 3000
Nivel Básico de .Aislamiento (BIL) 150/95
Numero de Pasatapas Primario ' Secundario ! 3 •' 3
Sobretevacióri iviedia de Temperatura en tesi
Devanados Sobre la Temperatura Ambiente ( C) > 60
Tipo de Núcleo APILADO
Pérdidas en Vacio al 100% de Voltaje Nominal ( W ) 2100
P*rdid,is en Ins Bobinados í»l 100"- He Carga ( W ) 125001
Pérdidas Totales (W) 1 14600
Toleranciast
Pérdidas Totales Pt Declaradas * 1/10Pérdidas Con Carga Pe * 1,7
Pérdidas Sin Carga Po + 1 / 7
Impedancia de Cortocircuito. JrMax 5
Ice 25 In \\JTiempo Ice (Seg) ) 2 \%
' <• '< '"" • 1 ' ".: • • • • ' ! i •>• • " • ' . T. ..'.i, t.,-i i j • , ! . , - . • .1 MM! nr ,,v v -'•!' n -,.I"T' ••<•'. Atnhala . tritallar<••"••'<•: • Quilo - Ecuador
'.; ;T»j"r. . Guayaquil - Ecuador
_»
C
-a
i
D5
:
ANEXO 5CAPAtlDAbES bE LOS TRANSFORMADORES PRIMARIOS
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
TRANSFORMADOR PRIMARIO DE IA EMBAJADA
SECCIÓN
Doceoct2DoceDocelDoce2Reina?WashinSlWashin4MeraOIWashinóWashiñ7~Washin8Total
POTENCIAINSTALADA
250750400100500113456003012545
295*
DEMANDAkW85
369197491693815
204104215
1193
kVAR24119631648114583124
4151
kVA88.3
387.7206.851.5175.739.615.5
212.110.443.715.5
1,246.9
TRANSFORMADOR PRIMARIO DE LA GUTIÉRREZ
SECCIÓN
Plaza2CamónCarrion2TamayoTamayolTamayo2PlazaRoblesRoca4Roca5Roca6Plaza4Plaza5VeitimillaPlaza6Plaza7PlazaSTotal
POTENCIAINSTALADA
200275 1
5019030127759090
250301005
10075
[ 7575
1837
kW98 11352594 ~l
1563
3744441231549249373737
904
DEMAND,kVAR
32448305
20121414405161
16121212
293
\A
103.1142.026.298.715.866.138.946.246.2129.315.851.52.2
51.538.938.938.9
950.3
TRANSFORMADOR PRIMARIO EDIF. MARIANITAS
SECCIÓN
Doce9DoceóDoce7Doce8DocelODocellrocaTotal
POTENCIAINSTALADA
50018560
300300100125
1570
kW24691301481484962
774
DEMANDAkVAR
7929947471620
247
\A
258.495.531.3155.3
, 155.31 51.5
65.1812.5
TRANSFORMADOR PRIMARIO FRENTEAL HOSPITAL MILITAR
SECCIÓN
DelmedioEquinoccioDelmedio2Delmedio3DelmedioSDelmedioóGraneóloGraneólo 1PoliPolilPoli2PolBQueserasTotal
POTENCIAINSTALADA
1003080045
I 303002253050
30050010030
2540
kW3711
2921611110821117102
I Í693415
907
DEMAND/kVAR
937343272135
2948105
240
\.kVA38.111.4
301.016.511.4113.3
r 84.611.417.7
u 106.0175.735.415.8
938.4
TRANSFORMADOR PRIMARIO HOSPITAL MILITARENLAAv. GRAN COLOMBIA
SECCIÓN
Grancolo4Grancolo5Salidadsalidadlsalidad2Salidad3AndradeGrancoloSTotal
POTENCIAINSTALADA
125850753032514522560
1835
kW4631159
[ 2425611417722
1009
DEMANDAkVAR
11781777533525
278
{kVA47.3320.661.425.0266.8118.7184.522.6
1,046.8
TRANSFORMADOR PRIMARIO DE LA MA TERNIDAD
SECCIÓN
GrancolomCongresoSaaSodiro2Sodiro3RjosRioslSodiro4Sodiro5
Total
POTENCIAINSTALADA
1630100075195306010011230
3232
kW59637027711122374111
1186
DEMANDAkVAR
14990718359103
294
^ kVA614.3380.827.973.211.422.638.142.211.4
1,221.9
TRANSFORMADOR PRIMARIO DEL ARBOLITO
SECCIÓN
Tarqui2Tarqui3Tarqui4TarquióJarqui 7TarquiSMontalvoSeisdiciSeisdici 1Seisdici2SeisdiciSBorjaBorja 1DiezDiezlBorja4Borja2Borja3PazmiñoTotal
POTENCIAINSTALADA
15030154522050
3353004523020015025011245300
i 75I 150
2502952
kW55115 J
16 j8018
12211016827355914116110
1— 2?' 55
911074
DEMANDAkVAR
14314
205
31274
21181423104
2771423
270
kVA56.811.45.116.582.518.7
125.9113.316.584.675.256.893.942.216.5
113.327.956.893.9
1,107.4
TRANSFORMADOR PRIMARIO DE LA CCE
SECCIÓN
TarquilDoce4DoceDocelCC1CC2CC3CC4CC5CC6CC7TARquiTARqui2TARqui3TARqui4Total
POTENCIAINSTALADA
7530452533075120112
L 15°
150112601575100
1474
kW27243520260599488
,_ 1181188847125979
1128
DEMANDAkVAR
77106761728263434261431723
328
kVA27.925.036.420.9270.961.498.191.8122.8122.891.849.012.461.482.3
1,174.7
ANEXO 6RESULTADOS DE LA MODELACIÓN DIGITAL DE LOS DOS NUEVOS
PRIMARIOS PROPUESTOS 32 AN Y 32 EN.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
PROJECT: TESIS DE GRADO 11/10/98 10:23:55
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER PRIM32A
Nominal Voltage =
22.80 KV Line to Line
PRIM32A
LOAD IN SECTION
LOAD THRU SECTION
VOLTAGE PERCEHT
-- LOSSES -
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
INICIO
INICI01
INICI02
INICI04
ANAGOYTIA
CONSTRUIR
QM1
ANGOSTINA
QM2
ORTIZ2
ORTIZ1
PERRIER1
PERRIER1
PERRIER2
IBERIAS
PERRIER
ORTIZ
IBERIA1
IBERIA
HIDALGO
HI DALGO 1
HIDALG02
HIDALGOS
OLEAS2
SAENZ
VERDE
VERDE
SAENZ 1
OLEAS
LGTH PHS
KM
CFG
CONN
COND
KVA
KBKVAR AMPS CUST
(feeder
pf =
0.1 ABC
0.3 A C
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.3 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
336AA
2AA
2/OCU
2/OCU
2AA
2/OCU
2AA
4 CU
2AA
2/OCU
2/OCU
1/OCU
0 15 0 0 45 0 00 45
250 0 85
0 11 0 0 33 00 0 33 184 0 62
CAPACITOR 300
1/OAA
336AA
1/OAA
2/OCU
4 CU
4 CU
4 CU
6CU
6CU
6CU
6CU
6CU
6CU
0 38 75 0 75 75 0 0 75 0 113 0 45
0 28 55 0 55 55 0 0 55 0 830 33
CAPACITOR 300
6CU
6CU
45 033 0
0 5 0 0 16 0 0 0 16 91 0 31KVAR ( 0 14 27 027 27 0 0 27 0 41 0 16
KVAR ( 16 0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
1 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
1 0.0
5 0.0
0 0.0
2 0.0
LOAD
PCT
1.00)
15.6 0.3
20.7 7.9
15.9 7.7
15.4 0.0
0.5
3.2
2.2
2.2
KV2883
2883 6
2872
1100
1083
1066
10660 17 347
255 59
KVAR AMPS CUST
16 16310 -23
-31
-40
-40 0 3
-112
-158
-113
75 75 0 75 29 28 28 28 00 9 8 3
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0
97.6
0.0
97.6
0.0
97.6
0.0
97.6
0.0
97,6
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1 97.5
0.1
97.5
KW 3.3
0.3
0.0
0.8
0.1
0.2
0.2
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
KVAR
SECTION
4.4
0.7 INICIO
0.0 INICI01
1.1 INICI02
0.1 INICI04
0.1 ANAGOYTIA
0.3 CONSTRUIR
0.1 QM1
0.0 ANGOSTINA
0.0 QM2
0.0 ORTIZ2
0.0 ORTIZ1
0.0 PERRIER1
285 ADJUSTED )
0 0.0
1 0.0
2 0.0
0 0.0
2 0.0
2 0.0
0 0.0
0 0.0
2 0.0
0 0.0
2 0.0
0 0.0
1 0.0
0.3
0.2
0.7
0.9
0.9
0.9
8.6
11.1 8.3
7.4
5.6
5.6
5.9
28 14 28 110 28 28 594
510
345
317
108 66 17
14 7 14 55 14 14 10 -31
-114
-127
-231
-252
-134
1 0 1 3 1 115 13 9 9 7 7 4
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0
-0.0
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.1
97.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0 PERRIER2
0.0 IBERIA3
0.0 PERRIER
0.0 ORTIZ
0.0 IBERIA1
0.0 IBERIA
0.0 HIDALGO
0.0 HIDALG01
0.0 HIDALG02
0.0 HIDALGOS
0.0 OLEAS2
0.0 SAENZ
0.0 VERDE
285 ADJUSTED )
1 0.0
0 0.0
0.8
2.0
17 858 42
0 20 0
0.0
0.0
0.1
97.5
0.1
97.5
0.0
0.0
0.0 SAENZ 1
0.0 OLEAS
GODIN
OLEAS1
HI DALG04
CAJIASl
CAJIAS2
CAJIAS
ALVAREZ
INICI03
SIERRA
TOBAR1
DANILO
TOBAR
TOBAR2
GRADAS 2
GRADAS 3
SIERRA1
SIERRA2
VERDE1
SIERRAS
SIERRA4
CORTEZ
SIERRAS
GRADAS1
RIO
CONJUNTO
PRIM32A
SECTION ÑAME
KAME
?EEDER TOTALS: CL1
DAVILA
VALLADOLID
UNION32C
unionl
union2
coruña
guevaral
0.1 A C
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.3 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.2 ABC
0.2 A C
0.2 A C
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 A C
LGTH PHS
KM
CFG
6CU
6CU
6CU
1/OCU
1/OCU
4 CU
4CU
2/OCU
2/OCU
6CU
6CU
6CU
6CU
4AA
2AA
2/OCU
2/OCU
6CU
2/OCU
2/OCU
6CU
2/OCU
2/OCU
4AA
2AA
COND
15 100
113
113 0 75 113 90 0 0
113 45 100 15 25 0 0 75 0 0 45 75 0 50 165
CONN
KVA
11 74 83 83 0 55 83 66 00 83 33 74 11 18 00 55 0 0 33 55 0 37 121
LOAD K9
5 37 41 41 0 27 41 33 0 0 41 16 37 5 9 0 0 27 0 0 16 27 0 18 60IN
SI
KVAR
0 0.0
2 0.0
2 0.0
2 0.0
0 0.0
2 0.0
2 0.0
2 0.0
0 0.0
0 0.0
2 0.0
1 0.0
2 0.0
0 0.0
1 0.0
0 0.0
0 0.0
2 0.0
0 0.0
0 0.0
1 0.0
2 0.0
0 0.0
1 0.0
5 0.0
?r*T T r>
M
AMPS CUST
(feeder
pf =
0.2 ABC
0.1 ABC
0.2 ABC
0.1 ABC
0.5 ABC
0.1 ABC
0.5 ABC
0.0 ABC
266AA
336AA
336AA
336AA
477AA
477AA
477AA
477AA
0 0100 0 0 0 0 0
0 0 20 0 0 0 15 0
0 0 6 0 0 0 4 0
0 0.0
0 0.0
1 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
0 0.0
0.4
1.8
2.0
0.8
0.0
0.9
1.3
4.7
4.2
2.8
2.0
0.8
2.5
1.1
0.4
2.4
2.4
1.3
2.0
1.0
0.8
0.7
0.3
0.9
2.9
LOAD
PCT
1.00)
7.5
6.5
6.4
6.3
5.0
5.0
3.2
3.2
6 37 42 42 0 28 42 554
521
116 42 17 66 24 9
301
301 28 246
125 17 64 37 18 61
LOAD
KW
2883
1184
1163
1143
1138
1138
1137 622
615
3 18 21 21 0 14 21 275
259 58 21 8 33 12 5
150
150 14 122 62 8 32 18 9 30
0 1 1 1 0 1 1 16 15 3 1 0 2 1 0 9 9 1 7 4 0 2 1 1 3
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0THRU SECTION
KVAR 16
-260
-266
-271
-274
-274
-274
-412
-414
AMPS 75 31 31 31 30 30 30 19 19
CUST
0 0 0 0 0 0 0 0 0
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0 0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
c.l
0.1
0.0
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.6
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
VOLTAGE PERCENT
SECT
DROP
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0
-0.0
ACCUM
DROP 0.0
0.0
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
LEV EL
97.6
97.6
97.6
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
97.5
0.0
0.0
0.0
0.0
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barcelona
barcelona
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lugol
valladolid
valladolidl
valladolid2
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toledol
toledo2
toledoS
toledoOS
toledo6
toledo4
toledoS
Iugo2
Iugo3
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unionS
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madrid
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madridS
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6CU
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3/OAA
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6CU
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Ramall6
RamallS
RamallO
Ramall?
Ramalll
Ramall2
Rama 14
Rama 15
Rama 12
Conquistado rA
ConquistadorA
PRIM32A
SECTION ÑAME
ÑAME
FEEDER TOTALS:
Conquistador9
Conquistador?
ConquistadorS
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CL2
CL3
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0.2 A C
0.1 A C
0.9 A C
0.1 A C
0.2 A C
0.3 A C
0.0 A C
0.5 A C
0.4 A C
0.4 A C
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0.4 ABC
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KM
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0.1 ABC
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0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
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2AA
2AA
2AA
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1/OAA
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1/OAA
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CONO
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4/OAA
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03
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IN SECTION
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LOAD KB
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THRU SECTION
KVAR 169 7 3 1 129 22 19 9 1 1 1 3 1
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SECT
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0.0
— LOSSES -
K» 3.3
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0.0
0.0
KVAR
SECTION
4.4
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PERCENT
PERCBNT
SECTION ÑAME
DROP
LEVEL
Ramall6
0.16
91.44
-- WIRE LOAD MÁXIMUM --
LOSSES
PERCENT
SEC
TIO
N
ÑA
ME
CA
PAC
ITY
K
VA
KW
INIC
I02
20
.70
5.
50
3.34
i te
cat
ión
(s)
wit
h co
nvet
rgen
ce cri
teri
a
of
0.50
KVAR
4.37
RUN CUMULATIVE FEEDER LOAD
KVA
KS
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2883.0
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1.00
- RUN
CUMULATIVE FEEDER LOSSES -
KVA
K»
KVAR
5.5
3.3
4.4
LICENSED TO: Escuela Politécnica Nacional
BALANCEO ANALYSIS ON FEEDER 32Erecon
Nominal Voltage =
22.86 KV Line to Line
32Erecon
LOAD
LGTH PHS
CONN
SECTION ÑAME
KM CFG COND
KVA
KW
FEEDER TOTALS:
sali
salil
Ladrón
Ladrónl
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Ladrón3
Ladrón6
Ladrón7
LadrónS
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DOceoctl
DOceoctl
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D0ceoct3
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WAshinl
WAshin2
PLaza
WAshinS
REinaS
REina7
WAshinSl
WAshin4
WAshinS
MEra
Ol
MEra
lWAshin6
WAshinS
IN SECTION
KVAR AMPS C:UST
(feeder pf =
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336AA
336AA
336AA
336AA
336AA
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266AA
266AA
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TRANSFORMER
THE NOMINAL
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266AA
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VOLTAGE IS
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266AA
266AA
266AA
266AA
6CU
266AA
266AA
266AA
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3/OCU
3/OCU
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END
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KW
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19.6
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101.8
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14.5
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14.1
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9
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0.0
0
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85
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102
0.0
0
1.6
62
0.4
8
HRU SECTION
KVAR AMPS CUST
3018
3018
3007
3004
2955
2948
2485
824
820
819
818
531
445
373
175
175
158
146 3
140 0 24 86 79 77 29 0 17 2
275
275
275
275
275
274
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123 61 61 55 51
1
49 0 8 30 28 27 10 0 6 1
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
VOLTAGE PERCENT
SECT ACCUM
DROP
DROP LEVEL
0.1
0.0
0.3
0.0
0.1
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-0.0 0.0
0.0
0.1
0.1
0.4
0.5
0.6
0.8
0.8
0.9
0.9
0.9
0.9
17.4
1.3
1.4
1.4
1.4
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
97.6
97.5
97.5
97.2
97.1
97.0
96.8
96.8
96.7
96.7
96.7
96.7
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96.3
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96.2
96.2
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96.1
96.1
96.1
96.1
96.1
96.1
96.0
96.0
96.0
96.0
96.0
— LOSSES -
KW KVAR
SECTION ÑAME
207.5
5.8
1.8
25.2
2.7
5.6
16.8 0.4
0.9
0.2
0.5
0.0
17.6 0.2
0.1
0.2
0.2
0.1
0.0
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
673.7
10.9 sali
3.3 salil
47.7 Ladrón
5.1
Ladrónl
10.6 Ladrón2
31.8 Ladrón3
0.5 Ladrón6
1.4
Ladrón7
0.4 LadrónS
0.6 DOceoct
0.0 DOceoctl
86.4 0.3 D0ceoct2
0.2
DOceoct 3
0.3 WAshin
0.2 WAshinl
0.1 WAshin2
0.0 PLaza
0.4 WAshinS
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0.0 REina7
0.0 WAshinSl
0.0 WAshin4
0.0 WAshinS
0.0 MEraOl
0.0 MEral
0.0 WAshin6
0.0
WAshinS
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
Grancolo9
Grancolom
TPmaternidad
TPmaternidad
GrancolomA
GrancolomB
Sodiro2
Sodiro3
Ríos
Riosl
Sodiro4
SodiroS
Saa
Congreso
DOCe3
Tarqui
TParbolito2
TParbolito2
TARQUI2
TarquiS
Tarqui4
Tarqui5
Tarqui6
Tarqui7
TarquiS
MOntalvo
Seisdici
Seisdici2
Borja
Diez
Borja4
LGTH PHS
KM CFG CONO
0.0 ABC
2CU
0.0 ABC
2CU
0.0 ABC
2CU
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THE NOMINAL VOLTAGE IS
0.2 ABC
2CU
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0.0 ABC 1/0 CU
0.1 ABC 2/0 CU
0.1 ABC 2 CUsu
0.0 ABC 4 CUsu
0.1 ABC 4 CUsu
0.2 ABC 4 CUsu
0.1 ABC 1/0 CU
0.1 ABC 1/0 CU
0.1 ABC
4/OCU
THE NOMINAL VOLTAGE IS
0.0 ABC 2/OCU
0.0 ABC 2/OCU
TRANSFORMER 1.5MVA22.8
THE NOMINAL VOLTAGE IS
0.0 ABC 2/OCU
0.1 ABC
2/OCU
0.1 ABC 2/OCU
0.0 ABC
2/OCU
0.2 ABC 4 CUsu
0.1 ABC 4 CUsu
0.1 ABC
2AA
0.2 ABC 2 CUsu
0.2 ABC 1/0 CU
0.1 ABC 1/0 CU
0.2 ABC 1/0 CU
0.1 ABC 1/0 CU
0.2 ABC 1/0 CU
ONN
KVA
KWKVAR AMPS CÜST
(feeder
pf =
45 0 0.2
2.3
IE is
630 0
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750
IE IS
100 0
i22.8
ÍE IS
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300
230
150
112
300
16 0 0
NOW
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593
NOW 37
0
NOW 55 11 6 0 16 80 18
122
110 84 55 41
110
4 0 0
AT 6.300
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173
0 0 0
LOAD
KVLL
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0.0
0.0
0.0
END
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
LOAD
PCT
0.96)
17.3
17.1
17.1
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9.4
6.1
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2.0
2.8
0.6
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19.0
12.3
KW
10179
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1430
1430
1413
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158
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6 14
593
296
KVAR AMPS
CUST
3018
461
459
459
380
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173 86
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59 29
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SECT ACCUM
DROP
DROPLEVEL
KW
97.6 207.5
0.0
0.0
0.0
16.2
0.4
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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1.1
1.1
17.3
1.6
1.6
1.6
1.7
1.7
1.7
1.7
1.7
1.6
1.7
1.7
96.5
96.5
96.5
96.4
96.0
96.0
96.0
95.9
95.9
95.9
95.9
95.9
96.0
95.9
95.9
0.0
0.0
0.0
16.1 4.3
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.4
0.0
KVy
673 0 0 0
79
3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
22.860 KVLL
9 0
AT 6.300
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1 0
LOAD
KVLL 5 1 1 0 2 8 2 12 11 8 5 4
11
0.0
0.0
END
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
18.8 9.9
89.2
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2.6
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47.0
31.1
27.3
22.7
18.5
16.9
2515
1350
1337 140
107 99 96 88 40
1160
1086
966
851
708
569
477
525
126 62 35 27 25 '24 22 10 17 -2 -34
-64
-99
-135
-158
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9 9 4
109
102 91 81 68 55 48
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0.0
0.0
15.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.3
0.4
0.2
0.0
0.1
0.0
0.1
1.1
1.1
16.2
-0.0
-0.0
-0.0
-0.0 0.0
0.0
0.3
0.7
0.8
0.9
1.0
1.0
1.1
96.5
96.5
97.6
97.6
97.6
97.6
97.6
97.6
97.6
97.3
96.9
96.8
96.7
96.6
96.6
96.5
0.2
0.0
13.1 0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
3.4
4.3
1.6
0.4
0.8
0.4
0.5
0 0 64 0 0 0 0 0 0 1 2 1 0 0 0 0
SECTION ÑAME
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0.0 Grancolom
0.0 TPmaternidad
3.1 GrancolomA
0.1 GrancolomB
0.0 Sodiro2
0.0 Sodiro3
0.0 RÍOS
0.0 Riosl
0.0 Sodiro4
0.0 SodíroS
0.0 Saa
0.4 Congreso
0.1 DOCe3
0.2 Tarqui
0.0 TParbolito2
0.0 TARQUI2
0.0 Tarqui3
0.0 Tarqui4
0.0 TarquiS
0.0 Tarqui6
0.0 Tarqui7
1.4 TarquiS
2.6 MOntalvo
1.5 Seisdici
0.4 Seisdici2
0.7 Borja
0.3 Diez
0.4 Borja4
LGTH PHS
CONN
SECTION ÑAME
KM
CFG
CONO
KVA
KW
FEEDER TOTALS:
WAshin?
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266AA
125
42
TAmayo
0.0 ABC
266AA
50
17
DOcel
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D0ce3
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D0ce2
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49
THE NOMINAL VOLTAGE IS NOW
D0ce4
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266AA
50
25
TPmarianitas
0.0 ABC 266AA
0
0
TPmarianitas TRANSFORMER 1MVA-22 . 8/6.3
THE NOMINAL VOLTAGE IS NOW
D0ce5
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0
0
D0ce9
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266AA 500 246
DOcelO
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266AA
300 148
DOcell
0.1 ABC
266AA
100
49
D0ce6
0.0 ABC 6 CUsu 185
91
DOce7
0.0 ABC 6 CUsu
60
30
DOceS
0.0 ABC 2 CUsu 300 148
ROca
0.0 ABC
266AA
125
62
THE NOMINAL VOLTAGE IS NOW
ROcal
0.0 ABC
266AA
60
30
R0ca2
0.0 ABC 266AA
0
0
KVAR AMPS CUST
(feeder
pf =
12 5
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8 0
4 0.0
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20
0.0
15
0.0
5 0.0
KVLL
1 0.0
0 0.0
AT
LOAD
END
6.300 0
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9
47 20
22.860
9 0
R0ca2
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R0ca3
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0
0
TPgutierrez
0.0 ABC 266AA
0
0
TPgutierrez TRANSFORMER 1MVA-22 . 8/6.3
THE NOMINAL VOLTAGE IS NOW
PLAza2
0.0 ABC
4CU
200
98
PLAza3
0.1 ABC
4CU
0
0
Carrión
0.1 ABC
6CU
275
135
Carriónl
0.1 ABC
6CU
0
0
TAMayol
0.1 ABC
6CU
30
15TAMayo2
0.1 ABC
6CU
127
63
TAMayo
0.1 ABC
6CU
190
94
Carrión2
0.1 ABC
6CU
50
25
0 0
KVLL 0 0.0
24
0.0
15 0.0
5 0.0
9 0.0
3 0.0
15
0.0
6 0.0
KVLL
1 0.0
0 0.0
LOAD
PCT
KW
0.96) 10179
1.0
0.4
17.1
6.4
2.1
9.9
5.2
81.3
16.8
10.5
4.7
1.2
22.3
14.7
6.4
1.5
4.7
4.5
21
9
296 74 25
1555
782
774
712
320
123 25
224
163 74 31
745
730
KVAR AMPS
CUST
3018
6 3
95 24
8
283
284
247
227
103 40
8
71 52 24 10
-10
126
275 2 1
30
7 2
41 22 22 71 32 12
2
22 16
7 3
19 19
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SECT ACCUM
DROP DROP
LEVEL
KW
97.6 207.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
16.0 0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.6
1.4
1.4
1.4
1.4
0.9
0.9
16.9 0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.9
0.9
0.7
0.9
0.9
96.0
96.2
96.2
96.2
96.2
96.7
96.7
96.9
96.8
96.8
96.8
96.8
96.8
96.7
96.7
96.9
96.7
96.7
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.3
0.0
7.4
0.2
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
KVAR
SECTION ÑAME
673.7
0.0 WAshin7
0.0 TAmayo
0.0 DOcel
0.0 D0ce3
0.0 D0ce2
0.4 D0ce4
0.0 TPmarianitas
36.3 0.2 DOceS
0.0 D0ce9
0.0 DOcelO
0.0 DOcell
0.0 D0ce6
0.0 D0ce7
0.0 DOceS
0.0 ROca
0.0 ROcal
0.0 R0ca2
280 ADJUSTED )
0 0.0
0 0.0
AT
LOAD END
6.300
32 0
44
0 5
20 30
8
KVLL
10
0.0
0 0.0
13
0.0
0 0.0
1 0.0
6 0.0
9 0.0
2 0.0
4.8
4.8
76.1
35.5
30.1
27.5
16.3 6.5
5.2
7.8
2.1
730
730
724
594
545
265
197 71 32 47 13
266
266
234
192
176 85 63 23 10 15
4
20 20 20 59 54 26 20
7 3 5 1
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0.0
0.0
15.8 0.0
0.1
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.9
0.9
16.8 0.7
0.8
0.8
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
96.7
96.7
97.0
96.9
96.8
96.8
96.7
96.7
96.7
96.7
96.7
0.0
0.0
6.5
0.2
0.7
0.2
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1 R0ca3
0.0 TPgutierrez
31. i
0.1 PLAza2
0.3 PLAza3
0.1 Carrión
0.0 Carriónl
0.0 TAMayol
0.0 TAMayo2
0.0 TAMayo
0.0 Carrión2
SECTION ÑAME
FEEDER TOTALS:
PLAza4
PLAzaS
VEitimilla
PLAza6
PLAza7
PLAzaS
PLAza
PLAzal
Ladrón4
LadrónS
TPfrenteHM
TPfrenteHM
ConexiPoli
POLi
POLil
POLÍ2
POLÍ3
DelmedioS
Delmedio4
Graneólo
Grancolol
Delmedío5
Delmedio6
Delmedio2
EQuinoccio
Delmediol
Delmedio
SalidadA
Grancolo6
Graneólos
Graneólo?
LGTH PHS
CONN
KM
CFG CONO
KVA
KWKVAR AMPS CUST
(feeder
pf =
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
THE NOMINAL
0.0 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
TRANSFORMER
THE NOMINAL
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC 4
0.1 ABC 4
0.0 ABC 4
0.0 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.1 ABC
0.0 ABC
0.1 ABC
THE NOMINAL
0.3 ABC
0.2 ABC
0.0 ABC
0.0 ABC
4CÜ
4CU
6CU
4 CU
4CU
4 CU
4CÜ
6CU
100 5
100 75 75 75 75 90
VOLT AGE IS
336AA
336AA
336AA
0 0 0
1MVA-22.8/6
VOLT AGE IS
4CO
4 CU
CUsu
CUsu
CUsu
266AA
4/OCU
1/OCU
1/OCU
1/OCU
1/OCU
266AA
2 CU
266AA
266AA
0
50
300
500
100 75
0
225 30 30
300
800 30
0
100
VOLT AGE IS
266AA
1/OCU
4CU
2/OCU
0 0
60
0
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.3 NOW 0 17
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110
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37
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22
0
16
1
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22.860
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KVLL 0 0.0
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PCT
KW
0.96}
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17.7
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5008
4004 11
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KVAR AMPS CUST
3018 61 52
8
30 18
6
20
7
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1625
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2
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1336
1002 3
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2 9 6 2 6 2
160
160 25 25 32 31 25 12 2
22 21
5 1
11
5 19
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107
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DROP
DROPLEVEL
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0.8
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0.9
0.9
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0.9
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1.0
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96.8
96.8
96.8
96.8
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97.0
96.8
96.8
96.8
96.8
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96.7
96.6
96.6
96.6
96.8
96.7
96.7
96.7
96.7
96.7
96.7
96.7
96.7
96.7
96.6
96.6
96.6
96.6
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0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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2.6
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0.8
LadrónS
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0.0 DelmedioS
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0.0 Delmediol
0.0 Delmedio
7.1
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0.0 Graneólos
0.5 Graneólo?
SECTION ÑAME
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Seisdici4
SeisdiciS
Sodiro
Sodirol
Sodirol
Pazmiñol
BorjaS
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Borjal
SeisdiciS
Seisdicil
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TParbolitol
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CONN
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CFG
COND
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KW
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PCT
KW
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150
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0.1 ABC 4 CUsu
0.1 ABC 2 CUsu
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150
150 45
250
200 45
0
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THE NOMINAL VOLT AGE IS
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DOCe2
DOCel
DOCe
DOCe 4
DOCeS
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CCE2
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CCE1
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CCE4
CCE5
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2/OCU
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4/OCU
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6CU
0.1 ABC
6CU
0.1 ABC
6CU
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0.2 ABC 4 CUsu
0.1 ABC 4 CUsu
0.2 ABC 4 CUsu
0.1 ABC 4 CUsu
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4/OCU
0.0 ABC
4/OCU
0.1 ABC
1/OCU
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112
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7
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23 18
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AT
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DROP
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0.1
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-0.0
-0.0
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1.2
1.2
1.2
1.2
LEVEL
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96.5
96.4
96.4
96.4
96.4
96.4
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279 ADJUSTED )
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2.3
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246
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4
16
6
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1.0
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1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.8
1.9
1.9
1.9
1.6
1.7
1.7
1.7
1.7
1.4
1.4
1.5
96.4
96.5
96.6
96.6
96.7
96.8
96.5
96.4 '
96.2
96.1
96. r
96.1
96.1
96.1
95.8
95.7
95.7
95.7
96.0
95.9
95.9
95.9
95.9
96.2
96.2
96.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
ó'.o
f OÜO
13.6
1-.9
0.3
0.3
G.O
0.1
0.1
1.3
0.0
0.0
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0.0
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0.0
0.0
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0.2 DOCe4
0.3 DOCeS
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0.0 TARqui3
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TPhospital
TPhospital
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CONN
KM
CFG
CONO
KVA
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pf =
0.0 ABC
1/OCU
0.0 ABC
266AA
100 0
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TPconcentración
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266AA
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266AA
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0.0 ABC 2 CUsu
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325
225
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125
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THE NOMINAL VOLTAGE IS
LIbertador2
Llbertadorl
Libertador
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Marín
SeniorOl
Senior02
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Yepezl
SolanoOS
Solano06
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Barb
aOl
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Yagu
aOl
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0.1 ABC
2CU
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2CU
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266AA
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266AA
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266AA
0.1 ABC
266AA
0.0 ABC
266AA
0.0 ABC
266AA
0.1 ABC
266AA
0.1 ABC
4CU
0.0 ABC
4CU
0.1 ABC 266AA
0.2 ABC
266AA
0.0 ABC
266AA
0.0 ABC
266AA
0.1 ABC
266AA
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266AA
0.0 ABC
266AA
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50
0
79
0
.3 NOW 59 24
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114 0
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311 0
8/6
NOW
448 53 92 14
0
27
0
17
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11
8 0 9 0
23
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AT
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AT
6.300
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LOAD
END
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LOAD
END
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0 0.0
1 0.0
0 0.0
LOAD
PCT
0.96)
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13.5
12.9
7.6
4.9
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15.2
13.3
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25.3
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8.7
8.1
7.6
7.2
7.0
0.9
0.9
6.7
0.3
0.3
6.4
6.2
4.6
4.4
KW
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1000 988
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559
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357
334
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543
416
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308
304 17
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272
268
193
189
KVAR AMPS
CUST
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164
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177
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61
2 1
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275 4
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9 6
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28
1 1
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DROP
DROP
LEVEL
KW
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0.0
0.0
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0.0
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0.0
1.5
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1.3
1.3
1.4
1.3
1.3
1.3
1.3
0.6
17.0 1.0
1.1
1.2
1.2
1.3
1.3
1.3
1.3
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
96.1
96.6
96.4
96.3
96.3
96.3
96.2
96.3
96.3
96.3
96.3
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96.6
96.5
96.4
96.4
96.3
96.3
96.3
96.3
96.2
96.2
96.2
96.2
96.2
96.2
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96.2
96.2
0.0
0.0
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DEMANDA Y PERDIDAS POR MICROAREAS DE LA NUEVA ÁREA DECOBERTURA
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
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RESUMEN DE PERDIDAS EN DEMANDA PORMICROAREAS
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
RESUMEN DE PERDIDAS EN DEMANDA POR MICROAREA
MICROAREA
BlB2B3B4ClC2C3C4DID2D3D4D5ElE2E3E4E5F2F3F4F5GlG2G3G4HlH2H3H4ili2i3i4J3J5J6K2K3K4K5K6L3L5M2M3M4M5M6
Total
PERDIDASSistema anterior
kW00
9.54.800
20.54.60
0.3451.3
22.60.10.189
57.122.81.4430.30.20.89.9260.30
25.366.41.504
1.66.3000000
0.100000000
465
Sistema propuestokW00
3.41.600
32.233.88
00
22.31
1.600
13.722.820.30170.30.20
0.18.70
0.17.9270.40
0.10.10.3000000000000000
215
Variación de pérdidasAumento
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Disminuyo
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/
y
^•tJy
VyV
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CantidadkW00
6.13.200
-11.7-29.28
00.322.70.3210.10.175.334.32.51.42600
0.89.817.30.3-0.117.439.41.10
3.91.56000000
0.100000000
Disminución de pérdidas = 260
ANEXO 7DESGLOCE DE MATERIALES Y CÁLCULOS ECONÓMICOS
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SECCIONES DEL PRIMARIO 10A QUE SE INCORPORAN
AL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBREYAGUA01COUSINEEQ02FJRYEPEZYAGUA07SOLANO04MARÍNSOLANO05BARBA01COUSIN2SENIOR02EEQ04SOLAN006SIMÓNSOLANOMONCAYO01YAGUA02YAGUA06PASAJE1SIMÓNOSSIMON02BARBAPASAJE2SOLAN003SOLANOOlEEQ03SMON01YAGUA08YAGUAFJR03FJR02SOLANO07MONCAYOSÉNIORYAGUA05COUS1N1BOMPLANYEPEZ01SOLANO02
LONGITUD (m)25254050707580901001251251401401603012560507510015040025354040701001502540125106075801502501040
kVA000000000000001015253030383838454545454545455050506075757575759090
Observaciones
Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí Monofásico^Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TriíásicoTransf-TrifásicoTransf-TriíásicoTransf-TrifásicoTransf-Trifásico
SECCIONES DEL PRIMARIO 10A QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBREITCHIMEQUINOCCIOFJR01YAGUA04YAGUA03CASTROSENIOR01EEQ
LONGITUD (m)4018075905018040112
kVA90100113120125130143205
ObservacionesTransf-Tríf&sicoTransf-Trií&sicoTransf-Trif&sicoTransf-TriftsicoTransf-TriftsicoTransf-TriftsicoTransf-TrifiksicoTransf-Trifásico
TOTAL 4327
SECCIONES DE LOS PRIMARIO 10B, 10C, 10D QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBRE
roca2doce5qucseraslqueseras2roca3queserasdoce4rocalrocadoce9doce
LONGITUD (m)PRIMARIO 10A
32.2445711512130
20738
13.53810
kVA
00000
305060
125500750
PRIMARIO 10Bgraneólo?grancoloégrancoioStarqui
372004138
00
60100
PRIMARIO 10Csalida D 700 0
Observaciones
Transí MonofásicoTransf-TriíasicoTransf-TrifasicoTransf-Triíasico
Transf-TriíasicoTransf-Triíasico
TOTAL 1721.7
SECCIONES DE LOS PRIMARIO 12A,I2B QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBREPRIMABIO 12Aguipozoa2toledoívalladolidbarcelonalguipozoaltoledoósevillatoledo2madrid4valladolid 1Iugo3Iugo2madridltoledo4valladolid2valladolid3Iugo4barcelonalugoomadridlugoltotedomadridSguipozoa3toledolviscayatoledo5madrid2
LONGITUD (m)
21.84210310328.6403931365172133401251934
85.48010010011715242106731204085
kVA
000510102545454545455060757575100100100100100113125140150160200
Observaciones
Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-Trifásico
SECCIONES DE LOS PRIMARIO 12AJ2B QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBREPRIMARIO 12Bconquistador?ramal4ramal 0ramalconquistadorArama3ramaórama9ramal 1ramal 5ramal 3rama?rama4rama5rama!2ramaSconquistador9conquistador 13conquistadorSconquistador 1 1conquistadorl2conquistadorórama2ramalóramal?conquistadorS
LONGITUD (m)
3664
220250360398505685
1117165216372
[ 373500555918535
22255474
466892340104
kVA
00000000101010101010101515152525253030303860
Observaciones
Transf MonofásicoTransí MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf MonofásicoTransf-Trífásico
TOTAL 9266.8
SECCIONES DE LOS PRIMARIO 3 2A.QUE SE INCORPORAN
AL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBRE LONGITUD (m)>R1MARIO32ACAJIAS2ORTIZTOBAR1SIERRASSIERRA4HIDALGO1DAVILAQM1PERRIER1QM4QMSSffiRRAlSIERRA2ORTE1PERRIER2ANGOSTINAHIDALGOINICIO4VALLADOLIDHIDALGOSOLEASINICIOSAENZGUEVARAGRADAS1INICIO2CL1SIERRAGODINGRADAS2INICIO1GRADAS3QMSDAVILA1CL2CL3PERRIERIBERIASTOBAR
3538.2404050505255566060707070
79.4809093
95.1100100101120140145161193260602002971686065951904022220
kVA
00000000000000000000000000001515152530303030383845
Observaciones
Transí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransfMonofasico
SECCIONES DE LOS PRIMARIO 32A.QUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBREANAGOYTIACORTEZVERDEQM2SAENZ1PERRIER2RIOIBERIAPASAJEVERDE1HIDALGO2PERRIERLIBERTADORCAJIASSIERRASIBERIA1PERRIER1DSHCIO3OLEAS1TOBAR2CAJIAS1OLEAS2ALVAREZDANILOHIDALGO4LIBERTADORCONJUNTOORTIZ2LIBERTADOR:
LONGITUD (mj3850609713624381630385062648010010335
30.27018035384070806412017090
kVA454545454550507575757575757575758590100100113113113113113130165250630
ObservacionesTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransí MonofásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTransf-TrifásicoTransf-TrifasicoTranf-Trifásico en cámaraTranf-Trifasico en cámara
Total 5928.9
SECCIONES DE LOS PRIMARIO 3 2C, 3 2EQUE SE INCORPORANAL NUEVO SISTEMA MEDIANTE EL CAMBIO DE VOLTAJE
NOMBRE LONGITUD (m)»RIMARIO32CVASUBMALLORCA1GUEVARA1CL4ASTURIAS 1MALLORCAVALLADOLID
2336466512
16.4173
PRIMARIO 32EDoceoctlLadron4LadronSDoceoctSalíLadrón?Ladron3LadrónLadrón 1Ladron2LadronóDoceoct2
1034.644.4100
124.3176.9463.4594.6
5812167.819
kVA
00045100100100
00000005154560
250
Observaciones
TransfMonofasicoTransf-TriíasicoTransf-TriíasicoTransf-Triíasico
Transí MonofásicoTransfMonofasicoTransí MonofásicoTransf-TriíasicoTransf-Triíasico
Total 2186
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5391
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7728
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-----
-----
- -
COSTO DE MATERIALES
CONDUCTORESPRIMARIO
10A10B,10C,10D12A.12B32A32 C,32E
LONGITUD(m)
43271721926659292186
OBSERVACIÓN
CONDUCTOR REUTUJZADOH n
ti M
It ff
11 H
TOTAL 23429TOTAL 23 KM DE CONDUCTOR QUE SERÁN REUTILIZADOS
TRANSF PRIMARIOSÍTEM A
EquipoAcometidas,accesrio:
CANT88
P.U12500000015625000
TOTAL
P.TOTAL1000000000125000000
1125000000
TRANSF DE DISTRIBUCIÓN MONOFÁSICOSITEMB
Capacidades101525
37.550
TOTAL12816620
P.U730110179386819043481
1066194512601336
TOTAL
P.TOTAL8761321263509448
13969569663971670
243709974598500000
TRANSF DE DISTRIBUCIÓN TRIFÁSICOSITEMB
Capacidades455075100
112.5125250630
TOTAL31025229821
P.U2081728821467288243003122792980629865110320468784525625860258356
TOTAL
P.TOTAL62451864
2146728806075078006144557322687859902563750249051251660258356
2126670000
COSTO DE MATERIALES
EQUIPO PROTECCIÓN Y SECCIONAMIENTOITEMC
Tipo BarraCANT
30P.U
3044253TOTAL
P.TOTAL9133000091330000
ESTRUCTURASITEMDTIPOTangenteAngularesRetenidas
CANT5904481
P.U429999873966
1259532TOTAL
P.TOTAL25369941038454500
102022090394170000
ELEMENTOS DE SUJECIÓN
ITEMETOTAL
2100000021000000
LOS RUBROS REPRESENTAN EL VALOR DE LOS MONTAJESCOMPLETOS
ANEXO 8TIEMPO DE EJECUCIÓN Y CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALFACULTAD DE INGENIERÍA ELECTWCA
CALC
ULO
DE
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MPO
ÍTE
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ANEXO 8PLANOS DE LOS RECORRIDOS DE LOS PRIMARIOS DE LA
SUBESTACIÓN 10 NUEVA ANTES Y DESPUÉS DE LA RECONFIGURACION.
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA