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11 PLAN MAESTRO DE SUBTRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN "
SISTEMA REGIONAL DE MANABI
Tesis previa a la obtención del Titulo de Ingeniero en la
especialización de Fuerza de la Facultad de Ingeniería
Electrice.,
Norman Gustavo Ceval los'Ramírez
Quito, Julio 1975
CERTIFICO que la presente Tesis: .
PLAN MAESTRO DE SUBTRANSMISION
Y DISTRIBUCIÓN.- SISTEMA .REGIONAL
DE MANABI, ha sido realizada en su to-
talidad, por el Señor Norman G» Cevallos
* bajo mi dirección y guía.
Ing-DIRECTOR DE TESIS
AGRADECIMIENTO :
Al Ing. Patricio Enriques por haberse
dignado en dirigir el presente trabajo.
S U M A R I O ;
L.a"presente tesis: PLAN MAESTRO DE
SUBTRANSMISION Y DISTRIBUCIÓN - SISTEMA
e/e ^MANABI ; tiene por objeto determinar la metologia
que- bebería seguirse para establecer un plan de o -
obras a largo plazo dencro del sector eléctrico para
servir a una área determinada; se ha tomado como
ejemplo el Sistema Regional de Manabf.
B I B L I O G R A F Í A
Titulo
U REDES ELÉCTRICAS I Parte México
U 969
2. DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELECTRI- '
•CA EN LOS PAÍSES MIEMBROS DE LA
CIER - Tomo IV - U97Q . Medellín
3* DISTRIBÚTION SYSTEMS - Volumen III
- Diciembre U959 - Pennsylvania - U.S. A*
4. ELECTRICAL TRANSMISSION AND DIS
.TRIBUTION- 1. 964 - Pennsylvania
5* TRANSFORMADORES DE POTENCIA1, DE
MEDIDA Y DE PROTECCIÓN 2da Edición
Marcombo ~ Barcelona - España - I* 972
6. LINEAS E INSTALACIONES ELÉCTRICAS
IV Edición - México - U 972
7. ESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN. Y
DISTRIBUCIÓN - PROTECCIÓN DE SISTE-
MAS ELÉCTRICOS - Enciclopedia CEAC -
Barcelona - U 972 - I Edición
8. CRITERIOS APLICABLES A LOS ESTU
DIOS DE MERCADO DE ENERGÍA ELEC
TRICA ( Informe Preliminar N^ 9 ) '
INECEL
9*- STANDARD HANDBOOK FOR ELEC -
TRICAL ENGINEERS - 10 ma Edición
Autor
Jacinto Viqueira Landa
CIER
WESTINGHOUSE
WEST1NGHQUSE
Enrique Ras
Carlos Lúea M*
CEAC
Grupo de Trabajo
del Sistema Nació
nal Interconectado
Donald G. Fink
ÍNDICE GENERAL
Página N-
CAPITULO I :
CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO ELÉCTRICO:
1.1 Generalidades _ 1
1*2 Características principales del área de
influencia, " . 4
.,3 Los principales centros de consumo 8
1.4 Importancia del área rural 11
CAPITULO II ; "
ESTUDIO DE LA DEMANDA Y ENERGÍA;
2.1 Estado actual de la electrificación 15
2.2 Pronostico de la demanda 18
2,2-1 Proyección de la demanda: Método
aplicable en el estudio 19
2.2.2 Pérdidas de energía 26
2.2.3 Factor de carga y demanda máxima 28
2.3 .Estudio de energía _ 31
2.3-1 Capacidad de generación de energía
y potencia de las centrales existentes 32
2.3.2 Centrales proyectadas para el perío-
do 1973 - 1990 34
índice ~ 2 ~
Página NA
2-3-3 Capacidad de producción de. energía
y potencia hasta 1990 . 35
2,4 Programa de operación 36
CAPITULO III :
DISEÑO DEL SISTEMA PE SUBTRANSMISIQN Y
DISTRIBUCIÓN ;
3.1 Aspectos básicos ' 38
3.2 Estudio de cargas 40
3.3 Circuito de subtransmisión 44
3.3.1 Criterios que inciden para la mejor
solución técnica 44
3.3.2 Nivel de voltaje 45
3.3.3 Capacidad del circuito de subtransmisión 49
3.3.4 Pérdidas en las líneas 50
3.3.5 .Consideraciones para el diseño de Ifneas
'de subtransmisión .en un sistema'de dis!•' ^
Atribución 52
3.4 Subestaciones de distribución 91t
3.4.1 ..Barraje de alta tensión 93
3.4.2 Capacidad de las subestaciones 100
3.4.3 Clases de voltaje 111
3.4.4 Diagrama unifilar 113
3.5 Circuitos primario y secundario 114
índice - 3- -
Página N-
3*6 Regulación-de voltaje ^ 125
3.6.1 Rangos de voltaje convenientes 126
3.6.2 Caícia de voltaje permisible . 128
3,6*3 Métodos y equipos de regulación 131
3.6.4 Coordinación del equipo de regulación 138
3.7 Protección del Sistema ' 140
3.7.1 Probabilidad de fallas 141
3.7.2 Tipos y causas de fallas 142
3.7.3 Estudio de fallas: método de cálculo 143
3*7.4 Selección adecuada del equipo de
protección 186
3.7.5 Protección contra descargas atmos-
féricas . 170
3.7.6 Coordinación del'equipo de protec-
ción 172
CAPITULO IV :
EVALUACIÓN ECONÓMICA :
4.1 Costo de realización 179
4.2 Costo de las pérdidas 182
4.2.1 Pérdidas en subtransmisión 183
4.2.2 Pérdidas en subestaciones de distri-
bución . 185
índice -. 4 ~
Página N-^
4.2.3 Pérdidas en circuitos primario y
secundario 187
4.2.4 Pérdidas en transformadores de
distribución - 188
4¿3 Costos de operación y mantenimiento 189
CAPITULQ-V :
*
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES:
5»! Solución económica 192
5.2 Solución técnico - económica 194
5.3 Financiación de las obras • 195
LISTA DE ANEXOS
Anexo 2.1 Croquis del Sistema Manabí
Anexo 2,2 Estudio de Mercado Eléctrico
Anexo 2.2,1 Previsión Global
Anexo 2.2,2 Área de Manta
Anexo 2,2.3 Área de Portoviejo
Anexo 2,2.4 Área de Santa Ana..,, , v;
Anexo 2.2,5 Área de Chone
Anexo 2,2,6 Área de Montecristi
Anexo 2,2.7 Área de Rocafuerte
Anexo 2,2.8 t Área de Calceta
Anexo 2.2.9 Área de Jipijapa
Anexo 2.2.10 Área de Sucre
Anexo 2,2.11 Área de Junfn
Anexo 2,2,12 Área de Paján
Anexo 2.2.13 Área de Bahfa
Anexo 2.2.14 Área rural
Anexo 2.3 Equipamiento previsto para el Sistema Manabf
Anexo 2.4 Curva de demanda máxima y equipamiento
Anexo 2.5 Disponibilidad de energfa anual en el período
1974 - 1990,
Anexos - £ -
Anexo 2,6
Anexo S.1
Anexo 3.2
Anexo 3*3
Anexo 3.4
Anexo 3.5
Anexo 3.5.
Anexo 3,8
Anexo 3,7
Anexo 3.8
Anexo 3.9
Anexo 3.10
Ariexo 3.11
Anexo 3.12
Anexo 3*13
Vsnexo 3.14
Programa de operación de las centrales
Diagrama ünifilar actual de Manabí*
Representación gráfica del incremento de consu-
mos .
Configuración del Sistema Manabí* en el año 199O
Demanda integrada en kVA para diseño de líneas
a 69 kV* •
Curva promedio de carga de un día de trabajo
Curva día promedio representativo anual de carga
Tablade regulación 1% para líneas a 69 kV.
Configuración de las estructuras para líneas a
69 kV,
Cálculos de conductores económicos en líneas a
69 kV.
Tabla de regulación 1% para líneas a 34,5 kV.
Configuración de las estructuras para líneas a
34,5 kV.
Cálculo del conductor para líneas a 34.5 kV.
Gráfico de las cartas de Thomas
Cuadro representativo de las cartas de Thomas
Pérdidas de potencia en los arrollamientos de
los transformadores de las subestaciones, al-
ternativa 69 kV/13.8 kV.
estudiadas,
Anexo - 3 -
Anexo 3,15
Anexo 3.16
Anexo 3.17
Anexo 3,18
Anexo 3.19
Anexo 3.20
Anexo 3.21 .
Anexo 4.1.1
Anexo 4.1.2
Anexo 4.2.1
Anexo 4.2.2
Anexo 5.1 .:;
Anexo '5.2
Anexo 5.3
Pérdidas totales de potencia en las subestaciones
Alternativa 69 kV/13.8 kV.
Resumen de las pérdidas de energía en subestacio_
nes, alternativa 69 kV/13.8 kV.
Diagrama unifilar tipo de una subestación
Demanda de potencia para diseño de líneas a
13.8 kV.
Tabla de regulación 1% para líneas a 13.8 kV.
Configuración de las estructuras para líneas a
13.8 kV.
Cálculo de conductores económicos en líneas a
13.8 kV.
Costo de programa de obras alternativa 69 kV.
Costo, del programa de obras alternativa 34„5 kV,
Calendario de inversiones alternativa 69 kV.
Calendario de inversiones alternativa 34.5 kV.
Análisis económico del sistema de subtransrni-
sión y distribución alternativa 69 kV.
Análisis económico del sistema de subtransmi-
sión y distribución alternativa 34.5 ky..
Representación gráfica de las dos alternativas
estudiadas.
C A P .1 T U L- O I
CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1 GENERALIDADES;
El desarrollo del sector de energía eléctrica en el Ecua-
dor no se ha mantenido a la par de las necesidades de electrici
dad de la nación, esta es una de' las razones por las cuales al-
rededor del 80% de la población sigue marginada de los benefi- '
cios que presta la energía eléctrica. Otra de las razones por
las cuales se ha estancado el proceso de electrificación en el
país, se debe a que el suministro de energía eléctrica, excepto
en los Cantones de Quito y Guayaquil, estaba a cargo de Munici
píos, los cuales se encargaban de la planificación, construcción
mantenimiento y explotación de la energía, siempre a criterio
propio, sin pensar en un criterio integi^acionista con el Munici-
pio vecino, y en muchas ocasiones, influenciados por aspectos
políticos: estos factores sumados con los escasos recursos eco
nórmeos con que contaban las Municipalidades, ocasionaban el
retraso en 'la electrificación del país.
iSolamente Quito y Guayaquil disponían de servicio satisfa£
torio en el suministro de energía eléctrica, y sus empresas con
taban con planes específicos de ampliación de sus instalaciones
para satisfacer la demanda requerida.
Como consecuencia de esto hubo la necesidad de crear un
Organismo que regule, planifique y lleve a cabo todo el desarrp_
lio de la electrificación del país. Así* aparece INECEU en el
ámbito nacional, al cual a más de las funciones enumeradas,
se le encarga la organización de las Empresas Eléctricas del
Rafa.
-Uno de los primeros pasos dados* por este, organismo, -
fue la conformación de Empresas Eléctricas Seccionales, que
administrativamente funcionen en forma autónoma y técnicarnen
te reciban el asesoramiento de INECEL, además otra meta pri
mordial fue la elaboración de. "El Plan Nacional de Electrifica-
ción", dividido en los llamados; "Sistema Nacional Interconecta
do de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica" y "Siste
mas Eléctricos Regionales", cada cual con determinados objeti-
vos; el primero de ellos, debidamente planificado, ejecutado y
Operado por INECEL, y los segundos serán los encargados de
la distribución y comercialización de la energía en áreas geográ
ficamente definidas.
Se han creado 10 (DIEZ) Sistemas Regionales; Norte, Pi-
chincha, Centro-Norte, Centro-Sur, Sur, Esmeraldas, Manabí,
Guayas-Los -Ríos, El Oro y Menores,
Para la elaboración de la presente Tesis, he tomado como
ejemplo el Sistema Manabí, por constituir el Sistema Provincial
más ajustado al tema que trato de desarrollar.
La provincia de Manabí es eminentemente agrícola y gana-
dera, destacándose también la pesca como un sector económico
muy importante, debido a que Manabí es una Provincia de natura-
leza costera.
La agricultura que ocupa el 5O% de la población .activa —
de la. Provincia, está obstaculizada en gran parte por condicio
nes ecológicas y orográficas relativamente desventajosas. De
la superficie total de Manabí, el 16.4% son relativamente favo
rabies para la agricultura, el 33.4% como explotables pero con
ciertas dificultades. Además, la pequeña propiedad es carac-
terística predominante de tenencia de tierras, lo que se mani-
fiesta en el uso de métodos arcaicos de trabajo y producción
que solamente dejan obtener rendimientos relativamente bajos.
Se cultivan principalmente: café, cacao, algodón, maíz,
frutas cítricas, papayas, melones, sandías,, pinas y varios ti
pos de hortalizas como tomates, coles, ají, pimientos, etc.
Otras actividades económicas importantes son: la ganade-
ría y el comercio, destacándose también la pesca que produce
magníficos rubros.
La actividad agrícola predominante se refleja en el hecho*
de que un alto porcentaje de las exportaciones correspondieron
a los productos agrícolas, destacándose el café, cacao, algo-
dón y otros.
La relativa importancia de Manabí puede demostrarse bre
vemente a base de unas pocas cifras; representa el 7% de la -
superficie territorial del Ecuador y más o menos el 13% de la
población nacional. Manabí aporta aproximadamente a la fuerza
de trabajo en el país en un 12%, a los ocupados en la Indus-
tria en aproximadamente el -16%. Finalmente, cerca del 20%
de las tierras cultivadas en todo el país se encuentran dentro
de ¿VtenábiT. Estas pocas cifras demuestran que Manabf es una
provincia con una mayor densidad de población que el prome-
dio nacional y una pronunciada orientación hacia el sector agro
pecuario.* . %
Para el año 1967 el producto interno bruto percápita o
costo de factores se estima en aproximadamente £J£ 3,746, OO,
correspondiendo asf a un 75% del promedio nacional. La es-
tructura económica se caracteriza por su- alta participación del
sector primario. Esto implica una relativa debilidad del creci
miento de la economía manabita, rezagándose en relación al
promedio nacional en el desarrollo económico.
1.2 Características principales del área de influencia» -
El sistema provincial de Manabí* comprende toda la provin
cía de Manabí, ubicada en la parte Occidental del Ecuador, en
el centro de la Costa Ecuatoriana y tiene como límites: al nor-
te, la Provincia de Esmeraldas; al sur, la Provincia del Gua-
yas; al este, las Provincias de Guayas y Pichincha, y al oeste,
el Océano Pacífico.
2La superficie total de la provincia es de 18.831 Km (1).
La población estimada al '25 de Noviembre de 1972, es de -
876.518 habitantes (2), correspondiendo 180,007 habitantes a la
población urbana y 696,511 habitantes a la población rural.
L_a división territorial de la Provincia de Manabf* nos in
dica que consta de 13 cantones con 18 parroquias urbanas y 46
parroquias rurales^ divididas de la siguiente forma;
CANTÓN
BOLÍVAR
CHONE
JIPIJAPA
JUNIN
MANTA
MONTECRISTI
PAJAN
PORTOVIEJO
ROCAFUERTE
SANTA ANA
SUCRE
24 DE MAYO
EL CARMEN
TOTAL PROVINCIAL:
CABECERA #. DCANTONAL E£
Calceta
Chone
Jipijapa
Juníh
Manta
Montecristi
Paján
Portoviejo
Rocafuerte
Santa Ana
BahTa de Caráquez
Sucre
El Carmen
L:
E HABITANTES5TIMADOS EN
1972
56.721
172,403
86,983
18!583
58.936
23.475 " '
40.935
136.910
50.080
63.661
107,439
57.392
30.000
906.518
% DELTOTAL
6.25 .
19.02
9.93
2.05
6.5
2.6
4.5
15.1
5.5
7.0
11.9
6.3
3.3
NOTAS:
(1) Fuente IGM
(2) Censo Nacional de la Población 1972,
El Gráfico N~ 1, consta de un mapa donde se ubican las
principales ciudades y pobcapu^^f del Sistema Regional Mana-
bf.
*v
Los recursos territoriales en la Provincia de Manabí se
clasifican así* 977.000 Ha. de uso agropecuario, 257,000 Ha.
de bosques artificiales, 614.000 de bosques naturales y 35*QOO
Ha- de tierras improductivas.
En cuanto a carreteras tiene una densidad relativamente
exigua de carreteras asfaltadas. Un porcentaje bastante eleva-
do en más o menos 7O% dé las carreteras, de la provincia se
encuentran en un estado deplorable, sin lastre, ni cascajo, que
durante las épocas de inviernos son intransitables y aún en la e-
poca de verano, disminuyen considerablemente las cornunicacio
nes, A más de esto, en el Norte y Noreste de la Provincia,
importante por su agricultura y ganadería, la accesibilidad es
aún inferior con respecto a otras partes de la provincia..
Las telecomunicaciones son insuficientes y np permiten -
un rápido y eficiente intercambio con ios centros más importan
tes como son Quito y Guayaquil.
En cuanto a energía eléctrica se ha logrado cubrir las n¿
cesidades de mercado, mediante la instalación de la Central -
Térmica Manta, Para 1968 se tenían los siguientes índices per
cápita: 14 vatios/habitante y Q6kW-h/habitante, para 1972 estos
índices disminuyeron a 13 vatios/habitante y 32 kWh/habitante*
debido a -que el sistema ha permanecido estancado /totalmente, -
sin que nuevas áreas se incorporen al servicio eléctrico, si a
esto se suma el crecimiento acelerado que experimenta la po~
Ibación manabita.
>
El servicio de agua potable puede considerarse deficiente
y tan-solo el 15% de la población provincial (1972), puede con
siderarse servida de una .manera adecuada* El abastecimiento
de agua potable puede clasificarse así:
Sistemas centrales públicos 2O% de la población
Pozos públicos 27% " " I!
Pozos, pilas, ríos, etc. Resto ( 53% )
Actualmente se aprovecha los recursos de agua del rfo
Portoviejo mediante la utilización del embalse de Poza Honda,
dicha obra es una realidad tangible, que no solo servirá para
riego agrícola de la zona de. influencia, sino también en el fu
turo se piensa utilizar para el servicio de agua potable para
varias poblaciones.
Clasificación Topográfica: La Provincia de Manabí está ubica_
;' da en la Zona de la Costa, separa
da de Los Andes por la formación de la Cuenca del Río Daule,
Mediante un sistema de fallas y muchos valles profundamente
pronunciados en el relieve, Manabí se encuentra dividido en iri
numerables zonas que están separadas por cerros de 300 a 600
metros de altura,
De los ríos que desembocan en el Océano Pacífico, teñe
mos: Jama, Chone, Calceta y Portoviejo, los mismos que -
descargan sus aguas durante todo el año. En forma general -
sus cursos se dirigen hasta el noreste. Una parte de los ríos
de Manabí corre en dirección hacia el este del río Daule (Gua_
yas) y en dirección al Norte Quinindé (Esmeraldas).»*
La ubicación en la Linea Equinoccial, la orilla del 'Océa-
no^ Pacífico y las capas de nubes frecuentemente presentes, lo-
gran un clima bastante "equilibrado en el curso del año. La tem
peratura promedio anual en la provincia es de 25°C.
(máx. = .35°&, , mín. = 15°CO- -
Con respecto a las precipitaciones anuales, estas se redu
cen del Norte hacia el Sur, debiendo anotarse que-varían desde
un valor mínimo de 3OO mm, en el litoral seco hasta 2.000 mm.
más o menos en la zona comprendida por las cuencas del Daule
y Esmeraldas, pertenecientes a Manabf, Las precipitaciones en
el litoral ecuatoriano, se caracterizan por una descendente ten-
dencia desde hace por lo menos 3O años y según cada zona, es
tas se limitan a los meses de Diciembre-Enero, hasta Abril-
Mayo de cada año.
La humedad relativa atmosférica registra una media anual
de más o menos 7O - 80 %, La presión atmosférica en la Pro
vincia de Manabí', registra aproximadamente valores comprendí
dos entre 1010 milivares hasta 985 milivares.
1,3 Los principales centros de consumo.-
La provincia de Manabf como ya se indico anteriormente,
es una provincia enrninentemente agrícola y ganadera, en conse
cuencia las principales actividades 'económicas de los centros
de consumo se concentran en la comercialización de dichos -
productos.
v»
MANTA; Es la cabecera cantonal del cantón del mismo -
nombre. Es el primer puerto marítimo del pafs
donde converge gran parte de la actividad comercial, "de la rica
provincia. Se exportan por él tagua, sombreros de paja toqui
lia, café, cacao, algodón, higuerillas, pescado congelado, en-
tre los más importantes. A-sus buenas condiciones portuarias
se suma su importancia'como balneario marítimo. Manta ha
alcanzado un ritmo de progreso inusitado, gracias a las carre-
teras que lo vinculan directamente con regiones y lugares irn~
portantes del país. En el aspecto industrial, marcha a la cabe
za con pasos gigantescos; constituye el principal centro produc-
tor de jabones y aceites, asf mismo, tiene notable importancia
la industria pesquera para la exportación.
PORTOVIEJO; Es la capital de Manabí, situada en medio de u-
na región rica y feraz, progresa notablemente.
Las obras de irrigación que se efectúan en el valle de Portovie
jo y de manera particular, con la construcción de la represa
de Poza Honda, con el objetivo primordial de captar las aguas
del rió Portoviejo, están aumentando considerablemente las pers
pectivas en los cultivos de algodón, café, cacao y otros produc-
tos que constituyen la mayor riqueza de la provincia.
En el ramo educativo es importante la Universidad Técnica
de Portoviejo.
10,
BAHÍA PE CARAQUEZ: Tiene singular importancia, por cons
tityir uno de los sitios más adecua-
dos para la construcción de un nuevo puerto, que podría con-
vertirse- en uno de los mejores del país; especialmente podría
servir para el embarque de bananos; pero es muy dudosa su
construcción debido a situaciones mas bien de índole económi-
co. Muy cerca de Bahía de Caráquez, se encuentra el balnea
rio de San Vicente, sitio muy concurrido„. Bahfa de Garáquez
es además el puerto obligado de la rica producción agrícola y •
forestal de pequeños agricultores del sector de Calceta, Tosa-
gua y Chone,
CHQNE: Uno de los centros de producción más importante de
la provincia, fundamentalmente en el aspecto agríco
la. A el convergen la gran mayoría de productos de mercadeo
agrícola, destacándose el café, el cacao, algodón, higuerilla,
maní", arroz, yuca, frutas cíbri cas, bananos, etc.
MONTECRISTI; Situado muy cerca del Puerto de Manta; tiene
relativa importancia en las actividades artesa
nales con la elaboración de artículos de paja toquilla, con lo -
cual ha logrado abrirse campo no sólo en el país, sino también
en el exterior*
Otros centros importantes dignos de mencionar
se son: Calceta, Jipijapa, Juníh, Rocafuerte, Santa Ana, Sucre,
Tosagua, etc. Todas estas ciudades son los principales centros
comerciales de los respectivos cantones. La mayor parte de
estas tierras son aprovechadas para uso agropecuario, el res-
to está cubierto de bosques -y tierras improductivas. De mane
ra general, en estas zonas se cultivan: algodón, higuerilla, ca
fe,,.cacao, arroz, maíz, yuca, plátano, frutas cítricas, manfs
etc. En los bosques productores, se permite en cierta forma,
cubrir gran parte de la demanda de leña y madera para cons-
trucciones, siendo los principales: caoba, mangle blanco, bál-
samo, caucho, ceibo, palma real, ^ pambil-, tagua y otras made
ras de la costa ecuatoriana. " .
En estas áreas de consumo el grado de industrialización
está muy limitado al procesamiento de materias primas agríco
las, otras de bajo procesamiento como piladoras de café, des-
motadoras de algodón y hornos de ceibo, La artesanía está re
presentada aún en menor escala, generalmente establecida en
forma de talleres de un solo dueño,,
En las ciudades y pequeños pueblos asentados a lo largo
de la costa rnanabita, la supervivencia de ellos constituye la -
pesca. Se pesca toda clase de peces y mariscos. Debe distin
guirse entre pesca industrial y artesanal, pues los primeros uti
lizan barcos pesqueros dedicados a la pesca de cierta variedad,
que se procesan industrialmente (atún) en su mayoría para expor
tación; y la segunda, que se dedica a la pesca para abastecimier^
to de los mercados locales»
1*4 Importancia del Are'a Rural»-
La electricidad se considera una necesidad y una buena in-
versión en el área rural. En realidad la gran mayoría de usua—
12,
ríos han comprobado que al evitar muchas horas de trabajo no
solo significa ahorro en el tiempo sino que representa un ma-
yor ingreso per cápita si es que esta inversión está destinada
a aíigún beneficio personal,
La mayor parte de energía eléctrica que compra un agri
cultor la emplea en las faenas de campo, mediante bombas de
agua para mejorar sus cultivos, muy poca electricidad la utili-
zará en su hogar. La cifra variará según las áreas y el tipo
de agricultura. En el aspecto ganadero, tiene gran influencia
debido a que gran parte de -los procesos pueden automatizarse
por el uso de energía eléctrica, lo que significa disminución -
de capital humano*
El ramo artesanal ha recibido un notable empuje de tal
forma que los pequeños artesanos pueden tener sus talleres e-
léctricos „
De todas las mejoras que han llegado a la zona rural, pro
Dablemente todos los beneficios dirán, que es la electrificación.
Los pobladores más antiguos siempre recordarán de los sacrifi^
cios que hacían para efectuar sus labores. Hoy en día ellos -
pueden hacer su trabajo, leer, estudiar, bombear, ordeñar, per
forar, coser, etc. por medio de la electricidad.
De la evaluación del estado actual de la electrificación ru
ral en el Ecuador se concluye que ésta, de forma general, ha
^estado desatendida por las autoridades sean estas nacionales o
municipales. La labor desarrollada en este campo, más bien
13,
ha obedecido al esfuerzo de determinadas entidades, que han -
comprendido la importancia .de la electrificacián rural.
La formación de cooperativas pareció una solución ideal,
pero no fue así,, debido a una serie de inconveniencias, tales
como: inestabilidad administrativa, incomprensiones internas, -
despreocupación de los" socios „
iResultados positivos en cambio se han obtenido con los •
programas ejecutados por las Empresas Eléctricas, Han sido
factores esenciales para el éxito, los siguientes:
~ Estabilidad económico-administrativa de las Empresas,
— • Criterio de servicio a la colectividad, .contando entre ellos
a los habitantes del agro.
- - Cooperación del campesino, aportando su capital humano
y económico,
- Aportes económicos oportunos de los accionistas de la Em
presa, para llevar adelante los programas de electrifica-
ción.
Los programas de electrificación rural que se han realiza
do en el Ecuador, indudablemente representan un gran beneficio
para las zonas donde se han ejecutado dichos programas, entre
ellos merecen citarse:
- Incremento de la actividad artesanal
- Detención de la migración del campesino a las ciudades
~ Elevación de la productividad del campo.
14,
.- Mejoramiento de las condiciones de trabajo y elevación -
del nivel de vida.
. ¥ En el Sistema Manabf todavía no se ha dado la importan
cía debida al área rural, sin embargo de constituir la princi-
pal fuente de economía de toda la provincia, tanto en el 'sector
agrícola como en el ganadero.
C A P I T U L O I I
ESTUDIO DE LA DEMANDA V ENERGÍA
vv
2.1 ESTADO ACTUAL DE LA ELECTRIFICACIÓN:
El suministro de energfa eléctrica al sector de-Manabf ,
está a cargo de 2 sistemas principales: el Sistema INECEL-
Manta y la Empresa Eléctrica de -Portoviejo; destacándose por
su importancia el Sistema IN^CEL de Manta que genera y dis_
tribuje energfa eléctrica prácticamente a toda la Provincia.i
El Sistema Eléctrico INECEL-Manta: atiende las necesi
dades de energfa eléctrica de la ciudad de Manta y las ciuda-
des comprendidas dentro de su área de influencia como son:
Portoviejo, Santa Ana, Sucre , Jipijapa, Rocafuerte, Calceta,
Ghone, Tosagua, entre las principales; las cuales están ínter-
conectadas a través de lineas de 69, 34,5 y 13.8 KV* En el
Anexo N- 2-1 se puede ver, el estado de las obras.
La capacidad instalada en grupos térmicos hasta el mo—
mentó arroja los siguientes términos:i
4 Grupos Diesel Polacos de 3.400 KW, c/u (1)
2 Grupos Diesel G.M. de 2,500 KW* c/u
2 Grupos Diesel de 1,000 MW. c/u
16
Para el año de 1972 se tuvieron los siguientes índices;
Energía Generada; . ' 23*534.517 KWh
Numero de abonados: 9.483
Energía vendida; 17'311.645 KWh-
Consumo/abonado/ano promedio: 1.605 KWh
Número de habitantes servidos: . 121.532 .
Consumo anual/habitante - " 132 KWh
Demanda Máxima- ' . 7..420 KW
Demanda Máxima/habitante;1 ': 61 vatios
Con el incremento de la capacidad dé generación en 1973
se espera que el sector esté suficientemente atendido y en con
secuencia los índices indicados anteriormente sufran incremen
tos notables.
La demanda de esta ciudad creció desde 4.020 KW- en
1968 hasta 7.420 KW. en 1972, lo que representa una tasa de
crecimiento del 16.6% para este perfodo. La energía genera-
da en 1968 fue de 15,098 MWh y en 1972: 23.534.5 MWh que
nos da un índice de crecimiento acumulativo anual de 11.7%;
mientras que la energía facturada que en 1968 fue de 12,409
MWh, para el año 1972 alcanzó a 17.311,6 MWh lo que
senta un crecimiento de 8.6% promedio anual.
(1) En funcionamiento desde Agosto de 1973.
17,
Las tarifas del servicio eléctrico para el año de 1972 al
canzan las siguientes cifras-
Precio medio de venta de energía 0.792
Costo promedio 1,373
Déficit o pérdida 0,581
Empresa Eléctrica PortoviejQ: Suministra energía eléc-
trica a la ciudad del mismo nombre a base de generación pro-
•pía y de la energía comprada al Sistema Eléctrico de INECEL
Manta.
Para 1972 se obtuvo los siguientes índices:
Potencia Instalada:
Darnanda Máxima:
Energía "Generada:
Energía Facturada:
Número de abonados;
Consumo por abonado:
Consumo por habitante:
Demanda máxima por habitante:
Potencia instalada por habitante:
Precio promedio de venta:
Costo promedio de venta:
Pérdida:
1,597 KW. Diesel
1.380 KW.
31233.344 KWh
41047.836 KWh •
4.442
808- KWh/año
78 KWh/habit.
26 Vatios/habit,
31 Vatios/habit.
0.88
1.358
0.358
En 1968 la demanda fue de 700 KW. mientras que en -
1972 se tuvo. 1,38O KW. lo que representa un índice de creci-
18,
miento acumulativo anual de 18,5%, la energía generada creció
desde 841 MWh en 1968 hasta 3,233 MWh en 1972 lo que da -
una tasa de crecimiento de 40% anual, y finalmente la energía
facturada crecía desde 3.150 MWh en 1988 hasta 4,047 MWh -
en 1972, cuyo índice de crecimiento para este período es de\. " .
Capítulo aparte se encuentran algunas entidades sociales
y públicas e industrias que poseen sus grupos electrógenos die
sel propios, que en unos cases abastecen su propio consumo o
en otros que los utilizan'como grupos de emergencia. Entre
ellas podemos enumerar a algunas: Del Monte del Ecuador, -
INALCA, ALES C.A., INEPACA, INTERCAMBIO S.A., Pro-
ductos del Mar. C.R.M. (Centro de Rehabilitación de Manabf),
Hospital de la Asistencia Social, INDB Y COM* RAFRANCO,
EPACA, FABRICA, etc.
2*2 Pronóstico de la demanda.-
El único objetivo de analizar la previsión de demandas, es
para satisfacer las necesidades de energía eléctrica hoy y en el
futuro. : .i
Este análisis de la demanda es de vital importancia, en
razón de que permite diagnosticar el estado de la electriñca—
cían como también imponer metas de desarrollo eléctrico, cuya
metodología se indicará más adelante»
19,
Existen muchos factores que pueden influir en la deman-
da de mercado eléctrico tales como: tendencias demográficas,
económicas, sociales y tecnológicas, que están muy relaciona-
das ^entrs sf; es decir en el estudio emprendido, la formulación
de más previsiones razonables de demanda de energía eléctrica^
se debe procurar tener en cuenta el efecto de todos los factores
importantes que actúan sobre esta demanda.
Los métodos usados para establecer estas previsiones son
muy numerosos, pero conceptualmente pueden incluirse en 2 -
grupos;
— Admitiendo que los factores económicos han actuado sobre
• * la demanda eléctrica en el pasado condicionándola, y se -
postula que en el futuro estos factores seguirán ejerciendo
su influencia de forma análoga. Se le conoce como extra
potación directa de los valores de demanda registrados.
- Estableciendo la dependencia entre el crecimiento anual de
la demanda eléctrica y de algdn índice tal como la renta
nacional, producto interno bruto o producto industrial.
2*2,1 Proyección de la Demanda: Método aplicable en el Es-
tudio:
Para la proyección de la demanda siempre debemos ba_
sarnos en la energía que pueden consumir cualquier tipo de abo
nados. La demanda se relaciona directamente con el factor de
carga; este factor de carga tiene su limitación, países muy de-
20,
sarrollados tienen un factor de carga que sufre muy ligeras va
riaciones en el transcurso de los años, por lo tanto hay que
proyectar en el futuro con ligeras variaciones.
Existen 2 métodos para la previsión de la demanda;
El Método Global y el Método Sectorial,
El Método Global toma el concepto en forma global y se
proyecta al futuro con un cierto índice de crecimiento. Este
crecimiento que es función del tiempo, usa el criterio de ten-
dencia histórica. Este método es muy aplicado por los países
desarrollados, en donde el grado de industrialización y la for-
ma de vida de sus habitantes han alcanzado un alto nivel*
El Método Sectorial es muy aplicable en nuestros países
en vfas de desarrollo. Este método se. fundamenta en un estu
dio investigativo de todos los sectores de la economía; agríco-
la, ganadero, alimenticio., maderero, manufacturero, calzado,
textil, etc.,'; . •) ' *
Para la elaboración de la presente tesis se ha escogido
este método considerando que el nivel de vida en nuestro me-
dio aumenta; día a día, y de una manera tan acelerada, que si
aplicaríamos una tasa de crecimiento basada en las tendencias
históricas, correríamos un grave riesgo, pues, significaría que
estamos satisfechos del subdesarrollo económico y social en -
que vivimos.
Desgraciadamente, en nuestro país, nos encontramos con
21.
una carencia total de organismos dedicados a la investigación
de la gran mayoría de los sectores de la economía, es por es
to que en las proyecciones de la demanda y energía muchas ve
ees se efectúa mediante comparaciones entre poblaciones de ca
racterísticas más o menos similares, ya sea por su forma de
vida,, número de habitantes, características climatológicas, etc,
Al tratarse de un Plan Maestro, la proyección de la de-
manda será a largo plazo para lo- cual se ha tomado como base
de estudio el período comprendido entre 1974-1990. Este estu-
dio comprende dos partes: la una que hace un enfoque global
del Sistema Manabí; la otra que está dedicada a un estudio de
la demanda de los diferentes cantones y parroquias considera-
das independientemente, del Sistema Regional. En los anexos -
Nos» 2-2 y 2-3 se indica el detalle de las previsiones hasta el
año 1990.
La proyección de la demanda se hace considerando como
ya se indicó anteriormente que la verdadera manifestación del
mercado lo constituyen el consumo de energía- y el factor de -
carga, por ío tanto la metodología a seguirse consiste en pro-
yectar los consumos de energía y determinar los factores de
carga a esperarse en el futuro.
Consumos de Energía: Se analiza las características de cada
tipo de servicio* Se clasificará en 2
tipos de servicio;
- Homogéneos; y,
- Heterogéneos *
22,
Los primeros se los llamará así" porque constan de un
gran número de abonados, con consumos unitarios pequeños;
y los segundos caracterizados por un número pequeño de abo
nados, con consumos, unitarios muy significativos.
i
Homogéneos; Residencial, Comercial-, Entidades Oficiales,
Heterogéneos: Industrials Bombeo de agua potable.
L_a previsión del consumo industrial está hecha en base -
a los planes de expansión de las industrias existentes y de las
que posiblemente se puedan instalar.
Para el consumo de alumbrado público^ se toma en cuen
ta los programas de ampliación de redes de distribución y a-
lumbrado público en cada una de las poblaciones.
Consumo Residencial: Tiene relación directa con la población.
Se han fijado metas tanto para el 1980
como para 1990; es así como para 1980 se debe llegar aproxi-
madamente á 9 habit/abon.res.; y, para 1990 a 6 habit/abona-
do resid. El número de KWh/abonado prácticamente se debe
mantener constante en el período 1972-1980. Ver anexo 2-2
Un resumen.de esta proyección se indica a continuación:
Año Abonados (miles) Consumo MWh KWh/abon.
1972 11,5 5920 515
198O 6O.3 ' 35057 - 520
% cree» 23«O 24.9
Consumo Comercial: Para determinar el crecimiento del nurrie
ro dé consumidores comerciales, se pue
de analizar la relación que éstos'tienen, en porcentaje, de los
consumidores residenciales*
Se observa que el numero de consumidores comerciales
representa el 15 y 20% de los consumidores residenciales, lo
que significaría que de cada 100 familias:" 15 ó 20 se dedican
a la actividad comercial. Si asumirnos que este porcentaje -
prevalecerá en el futuro, o se determina su variación con res
pecto a la previsión del número de consumidores residenciales,
se puede obtener la previsión de los consumidores comerciales.
Un resumen de estos resultados se presentan a continua-
ción:
Año Abonado (miles) Consumo MWh KWh/abon,
1972 3.35
1980 12.08
índice cree.
1972-1980 17.4%
421O 1.256
17093 ' 1,415
19,1% 1.5%
Los resultados se pueden observar en el Anexo N- 2-2,
Consumo. Industrial; Es el más importante y el que causa
yores problemas en la previsión- El -
error que se puede cometer, inside en la previsión total, debi
do a que éste por su magnitud, representa un gran porcentaje
24,
de la demanda. Es conveniente, para tener un criterio más a
justado a la realidad, seguir el siguiente procedimiento;
N. ' .
a) Analizar las tasas históticas del crecimiento industrial.
b) Realizar encuestas industriales; tomar contacto tanto con
los industriales como con las instituciones de desarrollo,
lo cual permitirá conocer las posibles ampliaciones indus
tríales y las posibles nuevas industrias del país.
c) Estudio detenido de los compromisos internacionales que
redunden en el proceso de industrialización (Pacto Subre
gíonal Andino , Acuerdos de .Integración, etc),
En consecuencia la previsión total corresponderá a la in_
tegración de las previsiones de los consumos existentes, más
los consumos que por su magnitud estén considerados fuera de
lo normal, éstos representan saltos significativos en la curva
de demanda. Para el sistema Manabf se ha considerado como.
incrementos de consumo importantes, aquellos que implican un
incremento de potencia de 200 KW. o más»
Los resultados obtenidos representan una tasa de creci-
miento de 18.1% acumulativa anual. Ver anexo 2-2.
Consumo de Alumbrado Público: Tiene' como base los progra-
mas efectivos de ampliaciones
de redes- de distribución y el mejoramiento de los niveles lumí-
nicos de las calles públicas* El índice de crecimiento en alum
brado público es muy parecido al crecimiento de la población,
pero para Manabf este índice es muy elevado debido a que la
25,
provincia ha estado prácticamente estancada en el proceso de
electrificación.
Un resumen se presenta a continuación:
Año Consumo MWh KWh/hab,serv.
1972 2760 - . ' 20
1980 ' 8400 15 .
% cree. 15 ~-
Qtros Consumos; Otro consumo importante se refiere al Bom
beo de Agua Potable, que especialmente ocu
rre con las poblaciones de la costa. En consecuencia para la
proyección de este consumo debe tomarse en cuenta los siguien
tes factores; .
a) Caudales medios anuales necesarios para el abastécimien
to de la población;
b) Altura de Bombeo; y3
c) Características de las bombas.
Conocidos estos factores, se calculan las horas de opera
cíón necesarias para bombear los volúmenes necesarios de a-
gua que requiere la población, luego de ello se calculará con-
secuentemente la energía eléctrica anual necesaria para el tra
bajo de las bombas „
001637
26,
El índice de crecimiento resultante acumulativo anual es
6.9%.
Consumo Total: O venta de energía se determina de la suma
de las previsiones de todos los consumos (re
sidencial + Comercial + Industrial + Alumbrado Público + otros
consumos)- La tasa de crecimiento de la venta de energía ha
sido minuciosamente analizada puesto que ésta es realmente la .
que representa el crecimiento de mercado eléctrico. Los re-* /\n los siguientes;
1972 22050 MWh
1980 88O10 MWh
% 1972-1980 18.9
Lo que nos indica que estamos dentro de los límites de
crecimiento admitidos para los países en vías de desarrollo»
Para el período 1980-1990, la tasa de crecimiento de e-
nergía facturada resulta de un 14%, si se estima que el índice
de electrificación por habitante será de aproximadamente 1300
KWh/habitante.
En los anexos NOs8 2-2 del 1 al 14 se indica el detalle
de la previsión*
2,2.2 Pérdidas de Energía.-
- Las pérdidas totales de energía varían mucho, de -
27,
acuerdo con el estado de las líneas de subtransmisión y de las
redes de distribución, depende también de la cantidad de enei—
gía que se distribuye gratuitamente^ a mas de las pérdidas por
hurtos y robos; también influye notablemente en las pérdidas el
establecimiento de una tarifa de luz fija, ya que el usuario al
no disponer de un contador de energía, 'utiliza la,energía eléc-
trica de acuerdo a sus conveniencias.
Los porcentajes de pérdidas de energía que se observa-
ron para el año 1972 en el Sistema Manabí fueron:
INECEL-Manta 26 „ 5%
Empresa Portoviejo 39.2%
Sistema Manabí Integrado 2O.5%
Para disminuir dichas pérdidas, será conveniente analizar
los estados actuales de las redes de distribución, elaborar pro-
gramas de renovación y de construcción siguiendo una política
de disminución de los consumos gratuitos, que trae como cons£
cuencia lógica el abuso desenfrenado en el uso de energía de di
chos usuarios,
Del estubüo de previsión de la demanda se llega a los si-
guientes porcentajes de pérdidas;
Para 1980 14%
Para 1990 13.5%
28-
Energía Generada: Una vez determinadas las proyecciones de
la energía vendida y de las pérdidas, se
calcula la energfa generada medíante la fórmula siguiente:
Ev
1. - Pérdidas
Eg . = Energfa generada
Ev = Energfa vendida
Pérdidas en tanto por uno
Si las pérdidas son constantes la tasa de crecimiento de
la Energfa Generada será similar a la tasa de crecimiento de
la.Energfa Vendida; si las pérdidas disminuyens entonces la ta
sa de crecimiento de Eg variará con respecto a Ev en la mis-
ma magnitud que las pérdidas. Un resumen de los resultados
es; .
Año Eg MWh
1972 S8451
1980 102337
1990 4O9742
% 72 - 80 17-4
% 8O - 90 14; Tasa promedia estimativa.
2*2,3 Factor de Carga y Demanda Máxima. -
El factor de carga es representativo de las caracterfs
29,
ticas del mercado. Si el grado de industrialización es bastan-
te alto, entonces el factor de carga será también alto; mientras
que un factor de carga bajo corresponde a un mercado de carác
ter residencial. Los factores de carga históricos, de los cen-
tros de consumo, varían en forma proporcional al consumo in-
dustrial expresado como porcentaje del' consumo .total. -Estable
ciendo una relación entre estos 2 consumos (industrial y total),
se determinaron las variaciones del factor de carga en cada uno
de los años del pronóstico.
Un resumen para los años 1973, 1980, 1985 y 1990 se da
a continuación:
Año • Factor de carga%
1972 47
1980 50
1985 52
1990 54
Ver anexo N~ 2-2
En funbión de los requerimientos de energía en subesta-
ciones y previa la determinación de los factores de carga, se
calcularon las demandas máximas anuales que corresponden al
rnes de Diciembre, de acuerdo a las estadísticas mensuales de
demanda.
30.
D máx =
T x f.c
Eg == Energía generada
_T = Número de horas al año ' ,
fe = factor de carga
Un resumen es el siguiente:'
Año D. Máx, KW.
1972 6910
1980 " " 234 16
% cree. 16.5
En el período 1980 - 1990, los. resultados indican una ta-
sa de crecimiento de un 14% si consideramos que se alcanzará
un índice de electrificación de 55 vatios/habitante, lo que repre
senta una tasa promedio aceptable, los resultados a los que se
llegaron son los siguientes:
i
1985: • 44987 KW.
1990: 88619 KW,
Tasa de cree. 1980-1990.: " 14 % : .
31
En los anexos Nos, 2-2 del 1 al -Í4 se da el detalle de ~
la previsión de la demanda máxima,,
Para una mayor visualización del problema se ha grafiza
do la curva de demanda máxima y el equipamiento previsto .pa-
ra Manabf en el Anexo N- 2-4,
2,3 Estudio de Energía ,-
Uno de los aspectos más importantes en un estudio de -
mercado es analizar la energía que pueden suministrar las cen
trales existentes tanto hidroeléctricas como térmicas; En base
a esto se podrá conocer la potencia y energía disponibles en los
sistemas de interconexión futurass con las plantas existentes,
En' este estudio se ha considerado solo las centrales que demues
trari buen estado de funcionamiento.
Para el Sistema Regional-de Manabí se tienen centrales -
diesel, la operación y mantenimiento de este tipo de centrales
tienen un costo elevado, por ello es imprescindible' elegir una
tarifa adecuada para el usuario, de lo contrario sucedería lo
que hasta ahora ha ocurrido que la mayoría de las empresas -
eléctricas no tienen una rentabilidad adecuada.
El criterio para eliminar generación de tipo térmico son
ios altos costos de combustible, Se estiman del orden de -
§t O,25/KWh generado para' BUNKER C y $£ 0.50 por KWh ge
nerado para diesel oíl.
32".
Otro criterio es la vida útil de los motores diesel; de a
cuerdo a los datos que proporcionan los fabricantes, se llega
a los siguientes valores;
Vel ocidadr.p.rru
1400
1200
1000 *
800
600
400
200
Vida -útil(miles de horas)
24.0
31-6
41.4
53.6
69-8
92.3
125,0
Vida útil estimativa(Años)
t
8-12
12-15
18-20
Otros aspectos importantes, es el tipo de explotación..
Por un lado la producción no se ve afectada por las variacio-
nes climatéricas estacionales, pero sí depende de los impues-
tos que se sancionan al combustible y de la seguridad del su-
ministro.
2.3.1 Capacidad de generación de energfa y potencia de las
centrales existentes-- '
En función de las características físicas y técnicas de
cada central, tales corno: rendimiento, potencia nominal (de
placa), vida media, horas de operación anual, etc.; se deter-
minaron las capacidades de generación de energía y potencia de
cada una de ellas. Para las centrales diesel se ha tomado la
33.
potencia nominal (potencia de placa), la primera mitad de su
vida útil y el 90% de la potencia nominal, el resto de su vida.
útil- Las pérdidas por consumos propios para las centrales
diesel son aproximadamente un 3% de la potencia nominal „
En el anexo 2-3 se indica la potencia disponible del Siste_
ma Manabf considerando las centrales existentes hasta 1973,
Destaquemos que para el presente estudio solo se 'ha considera
do los grupos termoeléctricos cuya capacidad instalada supera
los 500 '
La capacidad de producción de energfa se realizará en ba
se a la producción de las centrales, de acuerdo a las horas de
funcionamiento y al número de años de vida útil. En el siguieri
te cuadro se tiene las características de los grupos existentes:
Potencia de los Grupos
Diesel 2 x 1OOO KW,
Diesel 2 x 2500 KW,
Diesel 4 x 3400 KW.
Horas- de fun-cionamiento .
49,000
35.0OO
108.000
Vita útil(años)
14
10
'18
RPM
720
900
150
La generación promedio a lo largo de su vida útil se ha
estimado de la siguiente forma:
GRUPOS
2 x 1OOO KW2 X 2500 KW4 x 34OO KW,
Horas de funcionamiento máximo promedio,al año.
1ra. mitad de su vidaútil,
4OOO-40007000
2da. mitad de suvida útil
300030005OOO
34,
2,3.2 Centrales proyectadas para el período 1973 - 1990.-
Después de analizar el balance de potencia del Siste-
ma Manabí, notemos que la potencia instalada en la actualidad
satisface las necesidades del mercado en cuanto a potencia- se
refiere hasta fines del año 1977. De ahí en adelante se hace
necesario el aumentar la capacidad de. potencia. Ver anexo - -
2-3* -
En cuanto a energía, el balance nos indica que no exis
tira problemas, pues se dispone de suficiente energía hasta el
año 1980. En el anexo 2-5, se indica el'balance de energía -
considerando sólo las centrales existentes,
En el siguiente cuadro se puede ver un resumen de la
fecha de saUda de los grupos diesel disponibles;
Potencia de los Grupos Año' de instalación Fecha dé salida
MANTA:
Diesel 2 x 1000 KW. 1972 (1) Enero 1979
Diesel 2 x 2500 KW, 1973 Enero 1983
Diesel 4 x 3400 KW. 1973 Enero 1991
En consecuencia para cubrir estos décicits tanto de
potencia como de energía resulta imprescindible que el siste-
NOTA (1) Estos grupos fueron adquiridos a EMEL.EC y a la EEQ.
35,
tema Manabís entre a formar parte del Sistema Nacional ínter
conectado previsto para Enero de 1979, pero por otro lado po
demos ver en la curva de demanda (anexo 2-4) que, para el
año 1978 existe dfficít que debe ser cubierto con una central -
diesel de 4.000 KW. que debería ser de las siguientes caracte
rusticas:
Diesel tipo medio con una vida útil de aproximadamente
50,000 horas con 4.000 horas al año la primera mitad de
su vida útil y 3,000 horas al "año la segunda mitad,
Con la entrada en operación de la línea de transmisión -
Quevedo-Portoviejo a 138 KV« y mediante la instalación de la
subestación de 40-50 MVA - 138 KV/69KV, situada en las in-
mediaciones de Portoviejo,, el Sistema Manabí" entrará a formar
parte del Sistema Nacional Interconectado*
En el anexo N- 2-7 se indica la configuración del Siste-
ma Nacional Interconectado.
2,3.3 Capacidad de Producción de Energía y Potencia hasta
1990 ,-
Después de analizar la capacidad de generación de ener
gfa y potencia de las centrales existentes, y de las caracterfsti
cas físicas de las centrales o líneas que se interconectarán al
sistema existente en Manabí, se procedió a determinar la capa—
36,
cidad total de producción de potencia y energía de cada una de
las centrales hasta el año 199O cuyo detalle se encuentra en los
anexos Nos, 2-3 y 2-5.
En estos anexos se puede observar los déficits que se pro
ducen tanto en potencia como en energía, los cuales indudable-
mente deberán ser cubiertos por energía y potencia que aporta-
rá el Sistema Nacional Interconectado, Es posible que la ínter
conexión no suceda en la fecha prevista, razón por la cual debe
ría pensarse en una generación adicional, que podrían en este
caso ser grupos prestados por alguna empresa regional
2,4 Programa de Operación.-
El objetivo del presente capítulo es determinar la opera -
cían más adecuada de las centrales del Sistema. Con esto se
persigue, encontrar la mejor forma de utilización tanto desde
el punto de vista técnico como del económico.
Las premisas básicas consideradas en la preparación del
programa de operación son las siguientes:
- Los 2 grupos de 1000 KW. operarán hasta el año de 1979,
año en que se efectuará la interconexión con--el Sistema Nacio-
nal Interconectado.
- Los 2 grupos de 1500 KW Diesel G./vU funcionarán hasta
fines de 1982 año que se ha supuesto terminan su vida útil,
37,
- Los 4 grupos diesel polacos de 3400 KW c/u, funcionarán
hasta el año 1991; hasta 1981 con el 1OG% de su capacidad
y de ahí" en adelante aproximadamente en un 90%.
- El grupo diesel de 4000 KW, operará hasta el año de 1991;
hasta el año 1984 con el 100% de su potencia y de ahf pa-
ra adelante con el 90% de su potencia nominal»
- El número de horas de operación al año se tomó de acuer
do á lo indicado en los puntos anteriores (2,3.1 y 2.3,2).*
- Para los diferentes grupos se ha considerado un mes de
mantenimiento tiempo en el cual el grupo diesel saldrá fue
ra de operación,
- Al anexarse al Sistema Nacional ínter conectado parece más
conveniente el comprar energía al S.N*I.; indudablemente
hasta que entre en operación el Proyecto Hidroeléctrico -
Paute la anexión o la compra de energía al S.NLI. no re
sulta conveniente desde el punto de vista económico por -
cuanto hasta el funcionamiento de Paute el equipamiento es
de carácter térmico, que no se justificaría comprar esta
energfa y sería preferible generar las propias plantas con
su generación máxima. Al entrar en operación Paute, na-
turalmente los costos marginales de potencia y energía se
reducen.
En el anexo N™ 2-6 se indica el detalle de la operación de
las' centrales del Sistema Manabí* y el aporte de energía estima-
tivo del Sistema Nacional Interconectado.
A N E X O 2.1
í1976) /— 0R1CAURTE
g)RGCAHJERTE 6F\ JUNIN
F, ALFARO
i OLMEDO
FAJANjQ II9T4)
3CAMPOSAK>
>CASC£H-
LEYENDA
LINEA DE 59 KV
LINEA DE 34.5 KV
LINEA DE 13.8 KV
CENTRAL 0IESSEL EXISTENTE
CENTRAL DIESSEt, PROGRAMADA
SUBESTACIÓN EXISTENTE
SUBESTACIÓN PROGRAMADA
) Aflo DE ENTRADA EN OPERACIÓN
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONALQuito-Ecuador
SISTEMA MÁNABI
CROQUIS DEL SISTEMA
Escala 1:1*000000
SIS
TE
MA
MA
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BIs
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2.2.
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PROYECCIÓN DE LA POBLACIÓN Y DEMANDA
ELÉCTRICA EN kW. : PARROQUIAS RURALES
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Anexo 2.2, '14
PARROQUIA
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ROCAFUERTE
BachilleroLa EstanciUaTosagua
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Anexo
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409,7
66.0
* - - 7.0
336.7
38.
C A P I T U L O I I I
DISEÑO DEL SISTEMA PE SUBTRANSMISION Y
DISTRIBUCIÓN
3.1 ASPECTOS BÁSICOS;
Desde el punto de vista de ingeniería un sistema de sub-
transmisión incluye todos los componentes de utilización eléctri
ca, comprendidos desde -la subestación principal de potencia hase.
ta la acometida al consumidor. Estos componentes o elementos
son los siguientes:
- Subestación principal de potencia
- - Circuito de subtransmisión
— Subestación de distribución
- Alimentadores primarios
- Transformadores de .distribución
- Red secundaria $ y,
- Servicio a consumidores
Estos componentes que se explicarán a continuación, son
aplicables a todos los sistemas de distribución clasificados ya
sea por el tipo de área de carga; resic-encial, comercial o in-*
dustrialj o de acuerdo al tipo de construcción: aéreo o subterrá
neo.
Subestación principal de potencia: Recibe la potencia desde un
circuito de transmisión y luego lo transforma a un voltaje de -
39,
subtransmisión.
Circuito de subtransmisión; Es o son los circuitos que arran-
cando de la subestación principal, alimentan a las subestaciones
de distribución.
Subestación de distribución: Recibe la potencia de los circuitos
de subtransmisión para transformarlos a un voltaje primario.
Al inventadores Primarios; Circuitos que salen de las subesta-
ciones de distribución y -que proveen la ruta para que el flujo de
la potencia llegue a los transformadores de distribución*
Transformadores de distribución: Son los dispositivos que per-
miten disminuir el voltaje desde un nivel primario, hasta un voíta
je adecuado para el uso de los consumidores,
Red secundaria: Distribuye la potencia a un nivel de voltaje de
utilización: dicho tramo se inicia desde los transformadores de
distribución hasta ciertos puntos relativamente cortos con respec
to a los usuarios.
Acometidas a los consumidores: Entregan la energía desde los -
circuitos principales hasta el contador de energía de los consumí
dores.
Diagrama Unifilar del Sistema ManabíV En el anexo N- 3.1 se
indica el diagrama unifilar de lo que constituye actualmente el
Sistema Eléctrico de Manabf. Con la integración del Sistema -
Regional de Manabf al Sistema Nacional prevista para el año 1979,
debería instalarse una subestación de 40-50 MVA en Portoviejo,
4<X
la cual sería alimentada por el Sistema Nacional mediante una
línea de transmisión de 138 kV. que vendría desde la ciudad
de Que vedo*
3,2 Estudio de Cargas ,-
Para realizar un estudio de cargas existen varias clasifi
caciones, pero dos tipos, son las que se utilizará en este estu
dio:\) De acuerdo al establecimiento del consumidor
b) De acuerdo a la distribución física de las cargas.
La primera clasificación nos indica que pueden haber va-
rios tipos de abonados o cargas, siendo las principales las si-
guientes;
- Residencial: que puede ser urbano o rural
- Comercial: que se clasifica de acuerdo a la impor-
tancia del consumo, pudiendo ser comercial del seci "™t
tcr céntrico y comercial de ventas pequeñas.
- Industrial; aquellas cargas que pertenecen a estable-
cimientos industriales y manufactureros.
- Alumbrado Público y Otros; se refieren a aquellas
cargas que tienen su aplicación en alumbrado de ca,
lies y parques y otras tales como bombeo de agua,
Entidades Públicas y servicios ocacionales «
En el anexo N— 3.2 se indica como se han incrementado
los diferentes consumos a través de los últimos años, y cuyo
detalle es el siguiente;
Consumo de Energía Sistema Manabf
Consumos (MWh)
Año Resid. Corn. Indus. Alurru Púb. Otros
1964 2297 336 5815
1965 4218 535 6773
5733 50 7744
1968 6706' 58 9236
1969 6840 1981 8912
1970 7433 2396 10199
1971 7137 3902 10565
1972 6921 3978 12097
1973 10823 5290 12448
682
990
225
223
Total
9355
12739
1176
1308
1557
1547
1638
1495
"Vesra*? fP/
845
5001
5095 <•
¿*O
3869
3604
9228
15548
22309
o 24385
21991
27111
28095
38486
En consecuencia se tiene las siguientes tasas de creci-
miento:
CONSUMO Tasa de crecimiento 1964-1973
Residencial
Comercial
IndustrialAlumbrado Público
Otros
Total
18,8
35.8
8.8
10.3
51 .'I.
17.0
NOTA: (-F) No se dispone de estadísticas,
42.
Analizando los diferentes consumos se puede concluir:
- Notable incremento del consumo comercial, debido
a las facilidades que presta el suministro de ener-
gía eléctrica,
— El consumo industrial no tiene un incremento pro-
nunciado debido a que la mayoría de industrias toda
vía son autóproductores que se abastecen con su pro
pía generación,
- El alumbrado público ha crecido con un 10%; notán-
dose una disminución pronunciada debido a raciona-
miento por falta de energía,
- Otros consumos han experimentado incrementos consi
durables debido al aumento-de servicios y organismos
clasificados en este" tipo de consumo.
La secunda clasificación indica que ffsicameñte las cargas
pueden ser de dos tipos:
- Cargas concentradas en puntos del sistema; estas car-
gas son más fácilmente manipulables en estudios de circuitos de
transmisión y subtransmisión. Aunque un grupo de cargas pue-
den estar distribuidas sobre una parte del sistema, se los pue_.
de considerar como carga concentrada en un punto particular de
dicho sistema*
43.
— Cargas no concentradas que pueden estar ya sea u-
niformemente distribuidas o no uniformemente distribuidas a lo
largo de un alimentador o sobre un área determinada. Ya que
la carga no está perfectamente distribuida de manera uniforme,
a menudo se supone que estará, sobre todo para llegar a una
solución práctica, ya que podemos expresarla como una función
de la distancia a lo largo del alimentador en estudio.»
En el presente estudio se ha hecho las siguientes conside
raciones;4.
- Concentrar las cargas en las diferentes ciudades y
poblaciones. Por lo tanto las cargas que se encuentran disper
sas a lo largo de- las lineas que unirán estas poblaciones se -
los considera concentradas en diferentes puntos con el objeto de
llegar a una solución más práctica*
- Para obtener un centro de carga adecuado para la
ubicación de una subestación de distribución se ha procedido a
la integración de las cargas concentradas de las diferentes pobla
ciones considerando un factor de diversificación que varia entre
0.92 hasta 1,Q dependiendo de la magnitud de las cargas y de la
hora a la cual ocurrirá la demanda máxima de los diferentes -
centros de carga,
- Se ha considerado una distribución de cargas para el
periodo 1973 — 1990, esto servirá para el estudio de diseño de
líneas y subestaciones.
3,3 Circuito de Subtransrnisión*-
La subtransmisión es aquella parte del sistema de distri
bución comprendida entre las grandes subestaciones de potencia
hasta las subestaciones de distribución. En áreas urbanas de
grandes ciudades los circuitos de subtransmisión son usualmen
te cables con cubierta de plomo localizados en ductos subterrá-
neos. En ciudades más pequeñas o en ciudades ubicadas a dis •
.tancias más o menos cortas los circuitos de subtransmisión -
son aéreos sobre postes cié hormigón o madera tratada,
3*3.1 Criterios que inciden para la mejor solución técnica.-
La subtransmisión es función más bien del voltaje,
El voltaje más conveniente para subtransmisión-depende de los
niveles de voltaje tanto superiores como inferiores al nivel que
se desea transmitir. La mayor o menor relación de voltaje en
tre los diferentes niveles del sistema (transmisión, subtransmi-
sión, primario y secundario) generalmente no es práctica o eco
nómica,
Los voltajes de los circuitos de subtransmisión varfan.
desde 13 a 138 kV, pero los que más normalmente se usan son
los niveles de 34.5 kV y 69 kV«
Otros factores y quizá los 'más importantes constitu-
yen el costo y seguridad de suministro de potencia eléctrica, es
tos en definitiva determinan el tipo o arreglo del sistema a usar
se* por último la distribución de la carga, la topografía, el
45,
número y localización de las fuentes de potencia son también fac
toras determinantes „
La forma radial es la más simple y la que tiene más
baja inversión inicial. Sin 'embargó, desde el punto de vista
técnico no es muy confiable, debido a que un bloque muy grande
de carga resulta interrumpido y los consumidores como conse-
cuencia de ello, resultan sin servicio en la eventualidad de una .
falla del circuito*
Subtransmisión de.doble circuito en paralelo nos ase-
gurará un servicio más confiable para todas las subestaciones
de .distribución, pero la inversión inicial bastante alta no justifi
ca adoptar este tipo para el sistema en estudio.
En el Anexo N- 3,3 se encuentra representado el dia-
grama unifilar de lo que serfa la- configuración del sistema Re-
gional de Manabí en el año de 1990.
3.3.2 Nivel de Voltaje „-
El explosivo crecimiento del consumo de energía eléc
trica experimentado durante los últimos años, hace imprescindj^
ble normalizar los voltajes en los sistemas de distribución de
las poblaciones servidas por la Empresa Regional.
En muchos casos, la selección de un voltaje de más
alto nivel suele dar la solución más económica al problema que
presentan las líneas rurales, en todo caso para solucionar el -
46.
problema de conversión o unificación de voltajes, es preciso -
un análisis de costos para asi estimar la economía probable que
se puede alcanzar.
Para obtener economías aprecíables con el uso de -
voltajes mayores, es indispensable que el tamaño promedio del
transformador de distribución aumente.progresivamente con la
densidad de carga de la zona. Los voltajes de subtransmisión
como 34,5 kV3 69 kV en la distribución primaria, parece a -
simple vista muy atractivos, ya que se elimina un paso de trans
formación en el sistema:; sin embargo, para esos niveles de vol
taje los transformadores de-distribución tienen un costo más ele
vado, haciéndose en algunos casos .que su aplicación sea antieco
nómica. Pero debemos anotar que las zonas de características
rurales, en general tienen densidades de carga bastante bajas,
debido a la distancia considerable entre los diferentes abonados,
por lo cual la aplicación de voltajes mayores pueden resultar eco
nómicamente ventajosos.
En el caso del Sistema Regional de Mariabí, sin emba_r
go de que se ha notado un incremento notable de la demanda en
los principales centros poblados ocasionado por la facilidad que
prestan dichos centros, para dotar de servicio eléctrico eficiente
y oportuno, no así ha sucedido en el área auténticamente rural,
donde ya sea por la falta de atención de los organismos públicos
y privados- al sector rural, o por la rivalidad existente entre los
diferentes cantones, lo que causa una renuencia a la integración,
han hecho que este sector no tenga un desarrollo adecuado.
47.
Para el estudio de la tensión de subtransmisión, se ha
considerado 2 alternativas:
a)' Líneas de subtransmisión a 69 kV
b) Líneas de subtransmisión a 34,5 kV,
En los anexos Nos. 3,4 hasta 3/11 se realiza un análisis
técnico-económico de las alternativas estudiadas, llegándose a
los siguientes resultados en lo que se refiere a regulación:
Tramo
Portovie jo-SanIsidro
•
Portoviejo-Manta
Po rto v ie j o- Paj án
Tosagua-Banía
Año .
1980
1985
1990
1980
1985
1990
1980
1985
1990
1980
1985
1990 -
Calibre .Conductor
266 «8 Mcm.
336.4Mcm(B9ÍV
500 Mcm (34.5 kV
4/Q
2/0
Regulación (%)69 kV.
3.55 ,
5,86 '
9,69
4. -64
8-42
15.11
2.20
3.58
5.8O
0,54
0.86
1.47
34.5 kV.
6.93 V\4
12.62
• 6.8 <2>
12.3
14.7
8.8 0>
7.2
11.6
1-32
2.1 1
3.42
NOTAS: (1) En 1979 y 1985 entran en operación una 2da. y 3ra,Ifneas respectivamente.
(2) En 1979 y 1986 entran en operación una 2da. y 3ra.líneas respectivamente.
(3) En 1983 entra en operación una 2da. línea.
48*.
Analizando estas dos alternaticas desde el punto de vista
técnico se puede ver muy claramente que el nivel más adecua-
do para subtransmisión es el de 69 kV, por cuanto se obtienen
regulaciones muy bajas en % si las comparamos con el nivel
de 34,5 kV.
En lo referente a las pérdidas de potencia en resumen
se tienen los siguientes resultados;
*Tramo
Portoviejo-San Isidro
Po rtov ie j o-Manta
Portoviejo-Paján
Tosagua-Bahfa
Año •
1980
1985
1990
1980
19^5
1990
1980
1985
1990
1980
1985
1990
CalibreConductor
266.8 Mcm
336.4 Mcm
500 Mcm
•
4/0
2/0
Pérdidas (%)69 kV.
2.75 "
4.86
8.73
2.82
5.62
11.51
• 1.77
3.03
5.19
0.27
0.44
0.74
34.5 kV
5.74
6.41
11.59
3.87
7.76
9.69
8.30
6.80
12.30
1-15
1.86
3.10
De los resultados observados en el cuadro resumen de -
pérdidas se desprende que el nivel de 69 kV es el más adecua_
do, por cuanto se obtienen pérdidas inferiores a los del nivel
de 34.5 kV.
49,
3,3,3 Capacidad del Circuito de Subtransmisión.-
En un sistema de distribución, cada circuito de sub-
transmisión está generalmente asociado con la alimentación a
varias subestaciones de distribución'. La etapa de. subtransmi-
sión del sistema de distribución es usualrnente diseñada con ma
yor flexibilidad del que se requiere en líneas de transmisión.
Las líneas de transmisión son diseñadas para obtener un ajuste •
a las condiciones de flujo de potencia entre estaciones de gene-
ración, ó entre subestaciones de transmisión- La planificación
y ^diseño de líneas de subtransmísión debe realizarse para entre
gar potencia a mucho puntos (subestaciones de distribución) con
la posibilidad que en el futuro se pueda realizar nuevas amplia-
ciones tanto en las subestaciones de distribución como en exten
siones de circuitos a lo largo de las rutas que no siempre pue
den ser predichas o estudiadas de antemano.
El tamaño de los conductores de subtransmísión está de-
terminado por los siguientes factores:
a) Magnitud y factor de potencia de la carga
b") Distancia de transporte de la cargaV
c) Voltaje de operación
d) Regulación de voltaje permisible
e) Pérdidas de energía del conductor ¿ y,
f) Inversiones de las líneas para diferentes voltajes y ca
libres de conductores.
50,
Los tamaños de conductor más usados para subtransmi-
sión aérea varia desde N- 2' hasta 556 Mcm ACSR o aleación
de aluminio de grado EC estriado.
3-3.4 Perdidas en las líneas .-
Las pérdidas de un circuito de subtransmision son -. 2
el surnatorio de todas las perdidas. IxR 3 e'n todos los ramales
del circuito. Sin embargo, como una ayuda para el diseño del
sistema, ciertas relaciones que afectan las pérdidas de las lí-
neas pueden ser desarrolladas. Se consideran para el efecto
2 tipos de cargabilidad:
- Líneas cargadas térmicamente
- Líneas limitadas en su cargabilidad por la caída de
voltaje.
El primer tipo de cargabilidad es el que se utilizará pa-
ra el cálculo de las pérdidas. La cargabilidad térmica tiene
su limitación de acuerdo a la corriente máxima permisible que
puede transportar el conductor.
Las pérdidas de potencia • ,
p = 3 I2, r. se
p = pérdidas totales en kW.
r = resistencia ohmica en ohmios/cond /Km
s ' = longitud de la línea en Km.
51
I = corriente de Ifnea = (Amperios)3 x kV ff
kVÁ = potencia en kVA 3 0 (potencia demandada)
kVff = voltaje fase-fase en kV-
En consecuencia:
o kVA N2p = 3 x( - ) x r x s3 kVff
)2 x r x s (KW)kVff
Las pérdidas de energía anuales en las líneas de subtrans
misión son lías que en definitiva nos interesan, ya que represen
tan un costo de energía perdida, que debería ser reducido a un
mínimo adecuado,
Para el cálculo de las pérdidas de energía se toma como
base una curva de carga representativa de un día promedio re-
presentativo anual, tal como se grafiza en el anexo N- 3.5.1.
En consecuencia las pérdidas de energía anuales serán:
pe = [p (10) + P¡.u+ p (3) ] x 365
X««N ^ ^ - N S * ^ -, _,p (1O) = 10 x( - ) x r x s (energía demandada
durante 1O horas) ,
52,
O«5 kV A 2p (11) - 11 x ( — ) x r x s (energía demandada
kVff • durante 11 horas)
kVA 2p (3) = 3 x ( ) x r x s (energía demandada duran_
kVff te 3 horas que corres-pondería a las horas demáxima demanda)
pe ~ [( 0,09 + 0,25 + 1) ( RVA )2 x r x ,s j x 365kVff
2pe - 1-34 r x S ( - )
kVff
3.3.5 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LINEAS DE
SUBTRÁNSMISIGN EN UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Este breve análisis tiene por objeto considerar aquellos -
elementos necesarios sin pretender entrar en muchos detalles
teóricos, en lo posible se tratará de utilizar tablas o abacos
existentes o que serán elaborados para el efecto de cálculos.
Trazado de la línea: El estudio comienza con el anteproyecto
topográfico, para el efecto se cuenta con las cartas topográfi-
cas elaboradas por el IGM (escala 1:50,000). Las condiciones
más importantes para el trazado de las líneas son las siguien-
tes: Proximidad de caminos, cruce de líneas en sitios concu-
rridos, tipos de suelos, etc.
53,
El estudio topográfico sería el siguiente paso¿ en general
las líneas de distribución no 'necesitan de un perfil completo
de trazado, sino solamente en zonas muy • accidentadas, Por
ello es que muchas veces con el anteproyecto topográfico se
podría verificar y hacer las correspondientes correcciones en
el terreno.
Una vez que se ha fijado el rumbo definitivo podría de-
cir que se inicia el proyecto de la línea»
CRUCES, PARALELISMOS CONCESIONES Y SERVIDUMBRES
a) Distancias verticales entre líneas de A*T,
La distancia vertical entre los conductores más cercanos
en líneas de alta tensión que se cruzan en tramo libre no
debe ser -inferior a los valores siguientes:
D V = 1 . 5 + k V s + k V Í
17O
DV - distancia vertical
KVs = voltaje de líneas superiores (kV)
kVi = voltaje de líneas inferiores(kV)
Para el sistema de Manabí se considerará 2 voltajes;
kVs = 69 kV.
'i - 13.8 kV.
54,
DV = 1.6+ ' m « 1.6 + - - « 1.5+0.487170 170
DV = 1,987 m.
b) Distancia horizontal en líneas de A.T.
Las distancias horizontales que debeh mantenerse entre -
conductores de la línea inferior y las partes más cercanas de
los soportes de la linea superior debe ser por lo menos igual
Dh =1 .5 + — + -kVl • m170
f = . flecha aparente, medida en el punto de cruce de —
los conductores de la Ifnea inferior*
kVi = voltaje de la Ifnea inferior»'
c) Paralelismo entre líneas de alta tensión y líneas de co-
rrientes débiles.
Distancia Horizontal: Se puede adoptar una distancia ha- .
rizontal de por lo menos 20 metros entre los conductores
de líneas más cercanas. En zonas urbanas se podría a-
doptar distancias mucho menores siempre que no queden
expuestas a peligros, ni perturbaciones de explotación.
d) paralelismo entre líneas de distribución y líneas de teleco
municaciones: El problema que se presenta en este caso
55.
es de inducción electromagpé^ná.-ví/;. de inducción electrostática.
En ambos casos se origina voltajes apreciables con respecto a
los que normalmente se presentan en las comunicaciones*
Los principales parámetros que intervienen en la deter-
minación de estos voltajes son las distancias entre líneas y la
longitud del paralelismo, En la práctica el trazado de las If
neas no es paralelo y la distancia entre ellas es variable,
\n general la longitud del paralelismo ( $ ) es la proyec-
ción de la Ifnea de comunicación sobre la. Ifnea de transporte -
eléctrico. Con respecto a la distancia entre líneas ( d) se pre_
sentan los siguientes casos:
d
d
LDC
— distancia media entre líneas
a + 3 a= 2 a
LDG = línea de comunicación
LTE — Ifnea de transporte eléctrico
56.
2) Si las 2 líneas se cruzan, se consideran separadamente -
ambos lados del cruce.
LDC
a
LTE
JL
d = a( a 30 m)
LDC
a
] LTE
d = a
2
3) Cuando la L.T.E» forma un ángulo se pueden presentar
2 casos:
a) Cuando la LTE forma un «£ cóncavo con respecto a
la UDC. b,
r - iLTE
LDCa
57.
b) Ua LTE forma un <3C convexo hacia la LDC
LTÉ
El tramo a-b no tiene longitud de paralelismo con la -
L.T.E.
Voltajes ' peligrosos de .origen electromagnético ,~*
El caso más común y el más desfavorable es el voltaje -
inducido en un parelelismo durante falla a tierra en la L.TE".
En estos casos se. inducen voltajes y corrientes rnás elevados
y los que pueden causar daño al equipo de comunicación. Cuan
do se pasa 430 volt, se estima muy peligroso,
Consideramos un caso en el cual la LDC es de hilo ^
nudo, colocados en postes de 6 a 8 metros de altura. El vo_l_
taje inducido será igual a;
Vi = K x Ice x JZ (voltios)
Ice ~ corriente de cortocircuito a tierra
X- = longitud del paralelismo
K = constante que para /* = 100ohm~m tiene -
ciertos valores „
58,
El voltaje inducido es proporcional a la corriente de coi—
tocircuito que circula por la' LTE y por tierra y a la longitud
del paValelismo* Su valor aumenta con la resistividad del terre
no ( f ) y disminuye al aumentar la distancia entre la LDC y
la LTE,
Para el estudio se puede tomar un valor medio de f -
100 ohm-m .
Distancia entre Klíneas (m) •
O 250
10 • 250.
SO 240
4O 21O
50 " 195
100 . 150
20O 11O
300 90
500 60
600 50
700 42
80O " 36
1000 27
Voltajes peligrosos de origen electrostático,-
Estos voltajes se presentan en LDC vecinas a sistemas eléctri
59,
eos con neutro aislado de la tierra cuando una de las fases de
la L.T,Ea queda accidentalmente puesta a tierra.
Como las líneas de distribución derivan siempre de siste
mas con neutro a tierra no se presenta este tipo de voltajes»
Ruidos en líneas telefónicas,--
Los ruidos son perturbaciones que desmejoran la calidad
de la transmisión de señales "por las líneas de comunicaciones,
Los ruidos interesan solo cuando se presentan por un tiem
po prolongado. Las recomendaciones aconsejables en el caso de
tener una póstación común es trasponer el par telefónico cada
'uno o 2 postes con lo cual se elimina el problema del ruido,
En el caso de líneas de distribución se consideran solo -
los ruidos producidos por éstas durante; su funcionamiento nor-
mal, ya que en caso de una falla a tierra la perturbación es
solo transitoria porque operan "los elementos de protección.
CALCULO MECÁNICO DE CONDUCTORES,-
i
Si se suspende de 2 puntos diferentes a un conductor per
fectamente flexible no elástico y homogéneo, se fbrma una cur-
va llamada catenaria. El cálculo de esta curva es muy laborío
so, razón por la cual en la mayoría de los casos se recurre a
utilizar la parábola como una curva de equilibrio para el con-
ductor, por su simplicidad en su manejo. En todo caso, el
60,
error que se comete al emplear la parábola en lugar de la ca-
tenaria es muy pequeño hasta vanos de 250 rn aproximadamente.
Existen varios métodos para calcular la flecha de un con-
ductor utilizando cualquiera de las curvas ya mencionadas. Para
su empleo es necesario que, previamente, se conozcan los datos
del conductor que se utilizará y las condiciones a qué estará so
metido «
Solicitaciones sobre un conductor «~
Los datos del conductor como son: peso por metro, sec-
ción, etCj se puede encontrar en tablas o catálogos.
En cuanto a las solicitaciones a que estará sometido un -
conductor, estas pueden ser:
a) Su propio peso
b) Peso o fuerza ejercida por el viento
c) Las variaciones de temperatura ambiental, lo que se
traduce en cambios de la flecha en el vano del conduc
to'r ( la temperatura máxima de diseño se ha, determi-
nado en 50 °C),
Fatiga de trabajo de los conductores.- Es otro aspecto -
importante, el conocer algo sobre la fatiga con que deben
trabajar los conductores. Los conductores que se utiliza-
rán serán ACSR, para este tipo de conductor señalemos -
61
algunas características importantes^ el aluminio como conduc-
tor eléctrico tiene grandes ventajas: buena conductividad, pe-
queña densidad y buena resistencia a la corrosión^ pero tiene
el inconveniente de que su carga de rotura es pequeña. Por
otro lados el costo actual de los aisladores y apoyos de las -
líneas" aéreas, obliga en lo posible a reducir, el- numeró de
estos elementos, para lo cual se precisan vanos de gran lon-
gitud y, por lo tanto conductores con grandes cargas de rotura
en estos casos el aluminio por si solo no es conveniente por
su pequeña resistencia mecánica.
• La flecha es proporcional al peso del conductor, por lo
tanto si utilizamos cobre, este material nos es muy apropiado
para grandes'vanos ya que su densidad es elevada, por lo tan
to se requieren estructuras de apoyo bastante elevadas, para
que el punto más bajo de las flechas quede a una distancia a-
decuada de acuerdo a las normas.
Por lo' tanto era necesario obtener un conductor que, p£
seyendo la densidad pequeña dei. aluminio, tuviera una resis-
tencia mecánica comparable por lo menos a la del cobre. Co
mo consecuencia se estudiaron y fabricaron los cables de alu-
minio-acero, constituidos por una alma de acero de uno o más
alambres, y varias capas de alambres de aluminio. De esta
forma se'aprovechan tanto las cualidades eléctricas del alumi-
nio como las cualidades mecánicas del acero.
Las fatigas de rotura del acero .en estos cables oscilan
entre los 13O y 145 Kgr/mm2 y el límite elástico es de apro
62.
oximadamente 95 Kg/mm ; de ahí se desprende que debemos ha-
cer trabajar a los conductores con esta última fatiga como caso»rlímite sfno queremos tener deformaciones permanentes en ellas.
Vibraciones sobre los conductores.-
Debe considerarse que el viento origina vibraciones que
tienden a dañar los conductores, Estas vibraciones son muy -
frecuentes mientras más alta sea la fatiga de trabajo del con-
ductor y cuando la luz del tramo es bastante grande. De esto
se desprende la conveniencia de que los conductores queden tra
bajando con la menor fatiga posible-
Por otro lado mientras menor es la fatiga mayor es la
flecha, y la luz permitida entre dos estructuras adyacentes va
a ser más reducida si se quiere mantener una distancia al sue
lo que esté de acuerdo a las normas. •
Resumiendo el problema que se presenta con la fatiga di_
remos:
a) La fatiga debe ser baja para evitar vibraciones
b) La fatiga debe ser alta para obtener luces mayores,
Para conciliar ambos fundamentos se ha tratado de buscar
fatigas de equilibrio^ para esto se ha visto que la forma más -
práctica es adoptar, una fatiga que es la más frecuente a lo lar
go de todo el año, o bien fijar la fatiga máxima*
63.
Características de los conductores.-
Los conductores tipos que se utilizarán tienen las siguieri
tes características:
Tipo ,
Turkey
3wam
Sparrow
Rowen
Quail
Pigeon
Penguin
Partridge
Condiciones
Calibre#
6
4
2
1/0
2/0
3/0
4/0
266800
Secc,Alum.
(mm2)
13fl30
* 12.15
23; 62
53,49
67.43
85.01
107.20
135-20
PesoAlumin.
36.39
57.89
'92.02
146.50
184.60
232.70
293.50
373. 50
[Kgr /Km]Acero
17.22
27.42
43,63
69,40
87.50
" 110.20
139.00
171.90
Total
53.61
85.31
135.60
215.90
272.10
342.90
432.50
545.40
Costo57m,
t, 28
2.34.
3.40
5.5O
8.50
11.00 '
15.50
19,50
ambientales . -
Temperatura:. Máxima 35 °C
i- Mínima 15°C
. Promedio 25 °C
\d del viento; 20 - 80 Km/hora
Variación de altura de O a 600 metros sobre el nivel del mar,
64,
Cálculo de la presión ejercida por el viento ,-
El viento ejerce un esfuerzo horizontal transversal; si la
velocidad del viento es conocida y vale V m/seg, la presión -
sobre conductores y estructuras se calcula por la. formula:
v2Pv = Cd x Ca x16
Cd = 0.75'—*- 1,0 -Coeficiente de desuniformidad del vien<.
to en el vano-
Ca = O.7—»» 1.2 Coeficiente aereodinámicov
Para velocidades del viento' menores a 30 m/seg se esta-
blecerá para cables un Cd = 0.85, mientras que para los sopor
tes un Cd = 1.0
Los valores de Ca para diferentes diámetros de conductor
son los siguientes:
Conductores <C a 12.5 mm de diámetro 1,2
Conductores 12,5 <. Diámetro < 15«8mm 1.1
Conducto res J> 15,8 mrn 1 „ O
Elementos planos de las estructuras 1.4
Postes criculares (madera, hormigón
o acero) O*7
65.
Cálculo de la presión del viento cuando V = 20 Krn/hora,-
Gonductor 2/0 - Quail - ACSR
2 2Pv = Cd x Ca x ——— = 0.85 x 1.2 x • -5*55— = 1 ,93 Kgr/m2
16 16
Conductor 4/0 - Penguin - ACSR
5 55 2Pv = 0,85 x 1,1 x —: = 1.80 Kgr/m
16 .
Conductor 336.4 Mcm - ACSR
5 55 ' oPv = 0.85 x 1.0 x ' = 1.64 Kgr/m -
16
Cálculo de la presión del viento cuando V = 80 Km/hora. -
22 2 22/0 ; Pv == 1 x 1.2 x - = - = 36.96 Kgr/m
16
164/0 : Pv == 1 x 1.1 x * = 33.88 Kgr/m2
22.2 2336.4 Mcm: Pv = 1 x 1 x - = 3O.80 Kgr/m
16
Fuerza del viento por unidad de longitud«-
Fv = Pv x 0 0 = diámetro del conductor
66,
Con velocidad del viento de 20 Km/hora*-
2/0 : Fv = 1,93-^^- x 11,35 x 10~3 m » 0,0219 Kgr/mm
4/0 :-Fv = 1.80- x 14.30 x 10 3 m = 0.0257 Kgr/mm
Knr —3336,4 Mcrn = Fv = 1164 —^~ x 18,31 x 10 m « 0.0300 Kgr/m
m
Con velocidad del viento de 80 Km/hora,-
2/O : Fv = 36.96 - x 11.35 x 10~3 m ™ 0. 419 Kgr/mm
4/O : Fv = 33.88 — ^ x 14.30 x 10 8 rn « o, 484 Kgr/mm
336.4 Mcm: Fv = 30.80-^^ x 18.31 x 1o"3 m = 0.564 Kgr/m
Cálculo de Tensiones y Flechas ,~
El diseño del vano consiste en determinar la flecha a la -
cual el conductor debe ser erigido tal que los vientos fuertes,
acumulaciones de hielo si las hay, y bajas temperaturas existen
tes durante varios días no presionen al conductor sobre el lími-
te elástico.
67 ,
La forma matemática de la inclinación de la tangente a -c .una catenaria es Cos e ~y
c rx ordenadas del punto más bajo de la curva
y — ordenada del punto da tangencia,
Luego es evidente que el vano debe formar una catenaria
y?que la ordenada y debería ser considerada corno la dimensión
de un vano correspondiente a la tensión en el punto de soporte;
o más definidamente esta dimensión imaginaria y es una longi-
tud de conductor cuyo peso" es igual a la tensión T. De mane-
ra similar, la ordenada c corresponde" a la tensión horizontal
existente en el punto más bajo de la cercha y debería también
ser considerada una dimensión del vano',,
En la figura (b) el peso del conductor en la mitad del va
no es aproximadamente igual a wx, ya que 2x aproximadamen-
te es igual a j£ , si el vano no.-es muy grande. La tangente
de la pendiente 0 es;
tan © ~ wx/t, que es la forma matemática de la tangente
a la parábola.
xtan G = en que p es la distancia de la directriz al
P
foco de la parábola. Bsto demuestra que el conductor en un-
vano asume aproximadamente la forma de la parábola, y en mu
chos casos las fórmulas de la parábola son más simples y su-
ficientemente exactas para casi cualquier problema práctico.
Las fórmulas de la catenaria son sin embargo, utilizadas en
las dimensiones del vano unidad»
68,
Esfuerzos en un vano «- Los esfuerzos de gran tensión en el
conductor son debidos a la forma misma que adopta este al ser
tendido en una posición cercanamente a la horizontal, o cérea-
mente en cíngulos rectos a la dirección de la carga,
La tensión horizontal en el conductor: t es igual al peso
soportado V (longitud del conductor ^/g veces el peso por pie
w) dividido por la tangente del ángulo , 0 .
—— J-, oje x • "
Figura (a) Figura '(b)
La parábola y catenaria,- La inclinación del conductor en un
soporte que es el factor determinante de la tensión del conduc
tor, indica la forma de la curva asumida por el conductor.
En la figura (a) se puede ver que:
eos e =T
69.
Ecuaciones de la catenaria;
t_y = c cosh —c
Ji . x \/a '"= c senh —•= y y - c2 c
d = y - c = c fcosh — - 1J
Ecuaciones de la parábola,-
2x = 2 py
d =8 t
8 d2--= s ( 1 + •—x ) aproximadamente
3 s2 "
T = t 4- wd
Los valores y y c de la catenaria dan dimensiones verda
-deras de la curva correspondiente a la tensión en el conductor,
esto es y = T/w, c = t/w. La relación T = t+ wd es muy -
usada.
El vano unidad.-
Un ahorro considerable en el cálculo y una ganancia en -
70,
exactitud se consiguen usando las dimensiones del vano unita-
rio.
Cada dimensión de la curva unitaria está en la relación
1/s para las dimensiones del vano verdadero, incluyendo las
dimensiones y y c correspondientes a la tensión. En la dis-
.cusión siguiente, la dimensión unidad y "I, estará referida co
mo el factor de tensión TI.
- Figura (c)
En la figura c) las dimensiones unitarias son como siguen:
Flecha unidad:
di = —• « yl - cl-[cosh (1/2 el) - l] c1
s
Longitud unitaria:
oSenh (1/2 el)
Factor de tensión:
T1 « yl a y/s a T/ws = c1 cosh (1/2 el)
t1 = c! = c/s = t/ws
71.
Todos los vanos que tienen la misma relación de flecha a
vano, o la misma relación de longitud a vano, o el mismo fac-
tor de tensión están representados por la misma curva unitaria;
y luego una breve tabulación comparativa listando las dimensio-
nes unitarias puede ser preparada asumiendo valores de el y -
calculando di, J£l y yl mediante las ecuaciones anteriores.
Diseño del vano .-
Los problemas de diseño del vano pueden ser divididos en
3 .clases;
a) La flecha en un vano, resultante de un conductor de
peso dado a una tensión dada. ( o-a la inversa),
b) Las flechas o tensiones resultantes de vanos desigua-
les o diferencias en elevación de los soportes.
c) Las flechas resultantes por cambios en cargabilidad -
o temperaturas,
Cálculo de la flecha .-
Para el cálculo de la flecha tenemos que partir que el va
no medio para líneas a 69 kV será de 18O metros, el vano má-
ximo de 225 metros, altura de postes 16,50 metros, carga de ro
tura 900 Kgr. Los conductores que se utilizarán son N- 2/0, 4/0,
266,8 Mcm, 336.4 Mcm y 500 Mcm entre los principales. La
temperatura máxima de diseño será de 50°C y la velocidad má-
72.
xima del viento de 80 Km/hora, A manera de ejemplo se a-
nalizaron 3 tipos de conductores: 2/03 4/0 y 336-4 Mcrn,
Flecha en conductor 2/0 .-
Esfuerzo final »~ De las tablas de características eléctricas
para cables ACSR (T and D Westhinghouse) el esfuerzo final -
en -Ib- para conductor 2/0 es 5345 Ib.
Tensión máxima ,- La tensión máxima no debe exceder a la mi
tad del esfuerzo final en el conductor.
T máx. = 2670 Ib,
Peso del conductor.- w *= 970 Ib/milla « 0.1838 Ib/pie
Fuerza del viento.- Se ha considerado -dos. velocidades tipo:
2O Km/hora y 80 Km/hora
Para 20 Km/hora: Fv2Q ~'o,0147 Ib/pie
Para 80 Knn/hora: Fv80 ~ °"281Q Ib./piei
Peso resultante .- Pr = w + Fv
V1 = 20 Km/hora Pr2O = (0.1838 + 0.0147) Ib/pie '
Pr2Q " °-1985 Ib/pie
V2 = 80 Km/hora Pr8Q = (0,1838 + 0.2810) Ib/pie.
Pr80 = ° -4648
73,
Factor de tensión ,- *T* H — — -tfi —1 l -~~ ~ — y i —
wxs
V1 = 20 Km/hora T1 -2670 Ib.
~ 22.78O-1985 Ib, x 180
piespie 0.3048
V2 = 8O Km/hora T1 =2670 Ib.
= 9.73Q.4648 Ib. x 180
pie 0.3048pies
De acuerdo a las cartas de Thomas (anexo N™ 3.12 y anexo
N-^ 3.13)
y1 = 22.78 d1 « O.O0549
= 1,0000807
y1 - 9.73
Flecha ,-
d1 = 0.01289
« 1.000444
d = s x d1
V1 = 20 Km/hora d
d
V2 = 80 Km/hora [ d
d
180 mts. x 0.0049
p.988 mts.
180 mts. x 0.01289
2.32 mts.
Longitud del conductor en el vano .- .£= s x
74.
V1 = 2O Km/hora j2 = 180 mts, x 1.0000807 = 180. 015 mts,
V2 = 80 Km/hora J2= 180 mts, x 1.000444 = 180,08 mts,
Flecha de conductor 4/O Pehguin.-
Esfuerzo final; 8420 Ib.
Tensión máxima; 4210 Ib,
Peso del conductor: w - 432,50 Kgr/km = 0*2901 Ib*
*Fuerza del viento, -
20 Km/hora: Fvgo - 0. 01 72 Ib/pie
80 Km/hora: FvsÓ = 0.3246 Ib/pie
Peso resultante, -
2O Km/hora: Pr20 = ( . 2901 -h O,0172)lb/pie = 0. 3073 Ib/pie
80 Km/hora: Pr80 = (0.2901 4- 0,3246) Ib/pie = 0.6147 Ib/pie
Factor de tensión .-
20 Km/hora —^ TI = ,4g1Q ^b' — : - _ = 23,20
0.3073 J^-x
pie O, 3048
4P1O Ih18O Km/hora —*- T1 « •• • . —- - 11.597
. *b* 180. x • • piespie O.3O48
75.
Según las cartas de Thomas
yl = T1 = 23-20 —e- fd1 = 0,00545
di = 1.000079
y1 = T1 = 11.597 —4* Jd1 = 0.01070
|_d1 = 1.000310
Flecha .-. . —. \0 Km/hora di = 0.98 mts.
80 Km/hora d1 « 1.926 mts.
Uongttud del conductor en el vano .-
2O Km/hora • M^ 180,014 mts.
80 Km/hora £~ 180.06 mts.
Flecha en conductor 336.4 Mcm.-
Esfuerzo final: 14050 Ib.
Tensión máxima: 7025 Ib.
Peso del conductor: w = 2442 Ib/milla = 0.4627 Ib/pie
Fuerza del viento .~
Fv2O « O.O2Q1 Ib/pie
Fv80 = 0.3783 Ib/pie
76.
Peso resultante .-
Pr2O = 0,4828 Ib/pie
PrSO = 0.8410 Ib/pie
Factor de tensión .-
20 Krn/hora —*• TT = 24,6390
8O Km/ñora —*- TI = 14-1447*.
Según las cartas de Thomas:
fy1 = TI = 24.6390 I di = 0.00510
J¿\ 1.000070
yl = T1 = 14,1447 I di = 0.00860
]^JL\ 1.000195 '
Flechas .-
20 Km/hora d - 0,918 mts.
80 Km/hora d « 1.548 mts.
Longitud del conductor en el vano .-
20 Km/hora » 18O.O13 mts,
80 KmA^ora ™ 18O.035 rnts,
77-
Flecha y vano verdadero .-
La longitud de la catenaria unitaria, corresponde al vano
verdadero en consideración, es la base por la cual las flechas
y tensiones son determinadas para cualquier condición de tem-
peratura o cargabilidad. Esta longitud de catenaria no es usa
da directamente; en lugar de esto se utiliza la longitud .no es
forzada .que se encuentra por la subtracción del estiramiento
elástico del conductor, de la longitud de la catenaria.
Estiramiento/pie = P/e
2P = esfuerzo en Ib/pulg
E" = módulo de elasticidad
Esfuerzo final de los conductores .- -
Calibre Esfuerzo final Área (A)w Ib/pulg2 pulg2
2/0 17017 0.1569
4/0 16914 0,2489
336*4 Mcm 17205 0.4083
Módulo de elasticidad final .-
Se considera un valor recomendable de :
(?= 11f500DOO
78.
Cálculo de .la flecha para conductor 2/O para v = 2O Km/hora.-
e - 17017 = Oí00148 pies/pie
11500000 t
Para la longitud unitaria de 1.0000807 tendremos:
j£lf = 1.0000807 x 0.00148 = 0.0014801 pies
La longitud no es forzada a'0°C : jio (0°F) = J?1 -/I1
(0°F) = 1.0000807 - 0.0014801 = 0.9986O06 pies
Cambio de temperatura a 120°F ( 50°C)
'°Rl = t C°F^ x CE r -í— V
t = incremento de temperatura
CE = coeficiente de expansión
120°F) = 120 x 0.0000105 = O.OO126
no esforzada a 120°F = j^o (120?F) = 0,9986006 +
+ O.OQ126 - O. 99986.
79.
Si suponemos que el módulo es constante, la curva de es
tiramiento es una línea recta determinada por 2 puntos cuales-
quiera, por ejemplo, la longitud no forzada y la longitud corres
pondiente a cualquier factor de tensión tal como 9.0
Esfuerzo = é = 9 x 591 pies x 0.1838 Ib/pie - 977,6 Ib.
Lo que da un estiramiento de;
ei a ¿¿ (120°F) x [tl/A x E]
*.
et = 0,99986 x [ 977.G/ (0.1569 x'10250000)] = O.O00608
Longitud unitaria para fT = 9.0:
Jo (120°F) = 0.99986 + 0,000608 = 1.0004677
Según las cartas de Tñomas, corresponde a una flecha unitaria
de:
d1 - 0.01368
Flecha verdadera:
180- mts. x O.01368 = 2.46 mts, •
Para V = 80 Km/ hora:
e = O.O0148
JL\ 1.000444 x O.OO148 = 0.00148
80.
¿o (0°F) = 1.000444 - 0.00148 = 0.998964
/(120°F) = 0.00126
J?o (120°F) = 0.998964 + 0.00126.= 1.000224
el = 1-000224 x [977,6/0,1569 x 10250.000] '
- 0.000608
£o = (120°F) = 1.000224 + 0.000608 I
= 1.000832
Según las cartas de Thomas, corresponde a una flecha u-
nitaria;
d1 = 0.01759
Flecha verdadera = 3.1-7 mts-
En resumen se llega a los siguientes valores:
Conductor Flecha (mts.20Km/hora 80 Km/hora
N- 2/0 ACSR 2-46 3.17
N* 4/0 ACSR 2.39 2.92
N- 336 Mcm 1.83 • 2.21
N- 5OO Mcm 1.72 2.12
81,
Características de las estructuras ,~
Las estructuras tipo para líneas de subtransmisión a -
69 kV, serán de postes de hormigón de sección rectangular y
con agujereamiento apropiado para fijación de los. elementos
mediante pernos pasantes a través del poste*
Altura de postes 16.50 metros
Carga de rotura 90O Kgr
Vano máximo - 225 metros*
Vano medio • 180 metros
Soportes por Km* 5.5
En el anexo adjunto N~ 3.6 se indica la configuración de
las estructuras que se han adoptado pra líneas a 69 kV.
CALCULO DEL CONDUCTOR ECONÓMICO EN LINEAS A 69 kV;
Para el cálculo de la sección económica se deben tomar
en cuenta las siguientes consideraciones:
1. Demanda.- La carga o potencia de diseño para las lí-
neas a 69 kV se realizó en base a la demanda actual y
la proyección hasta el año 1990, para el efecto se hizo
la consideración de cargas concentradas a nivel de subes
tqción suponiendo un factor de .diversificación de la de—
manda de 0-95. En el anexo N~ 3.4 se indica la dernari
da integrada en kVA prevista hasta el año de 1990. .
82,
2. Factor de potencia ,- El factor de potencia se consi-
dera que tendrá una variación de 0*90 hasta 0.85 inducti_
V0j valores aceptables si se toma en cuenta que actual-
mente el mercado en los diferentes centros de consumo
es auténticamente residencial y que en el futuro el grado
dé industrialización aumentará notablemente.-
3. Curva de carga diaria.- Se ha tomado una curva de car
ga diaria de un día medio de trabajo, lo cual nos indica -
que la demanda tendrá un"-valor de 100% durante 3 horas,
5O% durante 11 horas y 30% durante 10 horas. En el a-
. nexo 3.5 se indica una curva típica de carga diaria re-
presentativa del Sistema Manabf, correspondiente a un
día medio de trabajo. Considerando que en un año sufre
variaciones, se puede llegar a un dia promedio típico es
timativo representado en la figura 3,5.1, en donde la de
manda tendrá un 30% durante 10 horas, un 50% durante
11 horas y un pico de demanda de 1OO% durante 3 horas.
4. Regulación ,- Se ha fijauo una regulación límite máxi-
ma que "va del orden de 10 hasta 13%, en todo caso si el
resultado no es satisfactorio debe mejorarse mediante rei ~~guiadores, condensadores, en ningún caso se debe regular
con aumento de calibre de conductor.
5. Costo de conductores .-
6. Costo de la energía 5£ 0.35 / kWh.
83-,
7. El sistema se considera^ trifásico.
8, Distancia entre los diferentes centros de consumo donde
se ubicarán las subestaciones;
Línea a 69 kV* Distancia en Km,
Chone-San Isidro 44
Chone - Tosagua • 20
Tosagua - Bahía 40
Tosagua - Rocafuerte 34
Rocafuerte - Portoviejo ' 17
Portoviejo - Manta 36
Portoviejo - Sta, Ana 25
Santa Ana - Sucre - - 8
Sucre - Jipijapa 25
Jipijapa - Paján 40
METODOLOGÍA EMPLEADA PARA EL CALCULO DE CQNDUC-
TOR ECONÓMICO
Regulación .- Para el cálculo de regulación se usará el mé-
todo de kVA x mts, para el efecto es necesario obtener una ta
bla de valores de regulación para un valor de 1%. (anexo 3.6).
El procedimiento de cálculo se indica a -continuación:
Método kVA - metros; Caso trifásico
Voltaje 69000/39836 voltios
kVA 3 0 x mts. = kVff x ~~-
84,
kVA 3 0 x mts, = 69,0. x69O
kVA 3 0 x mts, = 47610
kVff = voltaje fase-fase
£3 0 = pérdidas de voltaje en voltios adoptados,
G" = rL » Cos 0 -f xL-Sen 0
Espaciamiento Delta equivalente'.- '
Tomado de Standard Handbook Fink and Carroll,
f"" *— + 2.4 0.81 + 5.76
= 2,56 rnts.
85.
Diámetro medio equivalente .-
GMD = 1.8 x 6.57
GMD = 2.275 rnts.
GMD = 7.464 pies '. '
GMD = 7' 5.57"
xd = 0.2445 ohm/cond x milla
xd = 0.1520 ohm/cond x Km
En el anexo N- 3.7 se índica la configuración de las estruc
turas adoptadas para las lineas a 69 kV.
Ejemplo : Línea Portoviejo - San Isidro
Longitud = 115 Km
Conductor calibre ACSR 266.8 Mcm
De acuerdo al gráfico de la página siguiente los kVA x Km en
el ramal Portoviejo - San Isidro serán:
86.
¡San Isidro (332)
44
20 Km,
Chone (1047)
Tosagua + Bahía (1091)
34 Km,
12" Km,
Rocafuerte (625)
*) Portoviejo
Valores en paréntesis están en kVA.
kVA x Km = 625 x 17 + 1091 x 51 + 1047 x 71 -f 332
x 115 = 177783,
R%(fp « 0.9)
177783 kVA x Km
88330 kVA x Km
= 100
R = 2.02 %
87,
Perdidas totales en kW .-
, kVA 2P = ( " ) x r x S
kV
kVA = Demanda en kVA de la I mea
kV •= Voltaje fase-fase en el punto de regulación 2,O2%
r = Resistencia del conductor en. ohm/Krru
kVA x Km= Distancia virtual =kVA
Para el ejemplo de referencia, 'las pérdidas de potencia a
la hora de máxima demanda será;
2P100%~[ 3Q95—] x 0.343 ° m x 57.44 Krn = 41.5 kW.
67,63 Km
Para el 30% y 50% de la demanda máxima tendremos;
p30% = 41,5 x 0.09 = 3,7
p50% = 41 ,5x0 .25 = 10.4
Pérdidas de energía en MWh/año,-
La demanda máxima tiene una duración promedio de 3 ho-
ras, por lo tanto las pérdidas de energía serán:
88
41.5 kW x 3 h = 124.5 kWh
Durante 10 horas la demanda es de 30% de la demanda
máxima., por lo tanto:
"pe.__0/. = 3.7 kW x 10 h = 37,0'kWh(SO/i»)
pe = 10,4 kW x 11 h = 114.4 kWh,
Pérdidas por año =275.9 kWh x 365 días • .
= 100.7 MWh/año ' '
Los resultados de los cálculos de conductor económico en
líneas a 69 kV se indican en los anexos 3.8 del 1 al 11,
Para las líneas a 34.5, se han determinado los cálculos
de conductor a partir únicamente de la regulación, pérdidas
de potencia y energía. Los resultados se indican en los anexos
3.11. ;.-
fLineas a 34.-5 kV ~ Método kVA - metros .-
Caso Trifásico:
Voltaje 34500 volt/19920 volt.
Vff = 34500 volt. '
Vf-n = 19920 volt,
89,
kVA -3 0 x mts = kVff x£3 0
= 34,5 x345
para Regul, = 1%
kVA 3 0 x mts =11902
Espaciamiento delta equivalente
L/
= V110 + 75
L. = /17725
L = 133-137 cm,
22.0CTn
GMD = N/220 x ( 133,137)
GMD = y/3.899.500
GMD = 157,4 cm,
GMD = 5.16 pies
GMD - 5 pies 1.92 pulg.
xd = Ó-1993 ohrn/cond-/millas
xd = O.1239 ohm/cond,/Krn.
90-
En el anexo N- 3.9 se indica una tabla de regulación re-
ferida .a 1% y en el anexo N~ 3,1O se grafiza las estructuras
adoptadas para esta clase de lineas.
CONCLUSIONES SOBRE LOS CÁLCULOS DE L^ SECCIÓN ECO-
NÓMICA .-
Se han analizado los diferentes tramos de líneas a 69 kV
desde 2 puntos de vista; Regulación de tensión y la sección e-
conómica tomando en cuenta el costo de las pérdidas de energía
reducidas al valor presente en el momento que entrarán en op£
ración los diferentes tramos de linea,
TRAMO PQRTOVIEJQ- SAN ISIDRO,-
Se analizaron los cálculos para conductores 30O Mcm, -
266.8 Mcm y 4/O ACSR, resultando el más económico el núme_
ro 4/O-ACSR; en cuanto a la regulación podemos ver según los
anexos Nos. 3-8 que existen mayores pérdidas en el conductor
calibre N- 4/0, en cambio el conductor 30O Mcm tiene una re-
gulación aceptable pero su costo reducido al valor presente es
superior a los otros. Un conductor 266,8 Mcrn nos asegurará
una regulación bastante adecuada y un costo que sin ser el más
económico se justifica plenamente,
TRAMO PORTOVIEJO - MANTA.- .
\e los cálculos se desprende que el más económico es el
conductor calibre 336.4 Mcm con respecto al conductor 500Mcm
91
AGSR, Sinembargo, la regulación para el primero es más al
ta con respecto al segundo, notemos que aún para conductor
5OO Mcm la regulación no es muy adecuada. Si se iligiera -
calibre 500 Mcm la línea se encarecería, pues se necesita es
tructuras de acero. En consecuencia es justificable un conduc
tor 336,4 Mcm, que se adapta muy bien a las estructuras de
hormigón.
TRAMO PQRTQVIEJQ - FAJAN.-
Se han analizado 3- calibres; 266.8 Mcm, 4/0 y 2/O ACSR,
resultando más económico el número 2/0. Desde el punto de
vista de regulación es más conveniente el dé.calibre 266.8 Mcm,
pero su costo es relativamente alto; partiendo del hecho de efi-
ciencia y seguridad de suministro de energía se deberík adoptar
un conductor N- 4/0 ACSR.
TRAMO TOS AGUA - BAHÍA .-
Se estudiaron 3 calibres: '2 ' , 1/0 y 2/0, resultando más
económico él conductor calibre N™ 2, siguiéndole el número -
1/0, pero ninguno de estos 2 calibres reúnen las condiciones
de seguridad mecánica, razón por la cual se ha adoptado un
calibre N- 2/0 ACSR. La regulación está de acuerdo con los^límites exigidos por las normas de INECEL.
3,4 Subestaciones de Distribución.-
Como se indicó anteriormente las subestaciones de distri
bución son las partes del sistema deseñadas para recibir la ener
92.
gfa desde un voltaje considerablemente alto, y convertirlo a un
voltaje más adecuado para distribución local, para luego distri
huirlos hacia los alirnentadores primarios a través de un equi-
po de desconección diseñado para proteger de fallas eventuales
en el servicio*
La energfa puede ser recibida indistintamente, presentán-
dose los. siguientes casos:
a) A un voltaje elevado y transformarlo a un voltaje más ba-
jo.
b) Como corriente alterna para .convertirlo en corriente direc
c) Como corriente alterna a una frecuencia determinada y dis
tribuirla a otra frecuencia,
Algunos aspectos importantes intervienen en el diseño de -
una subestación y entre los más importantes se debe dar impor_
tancia a la localización general, al tamaño y demás característi
cas de nuevas subestaciones y a la ampliación o re local ización
de subestaciones existentes. El diseño además deberá tener un
criterio técnico económico en lo que se refiere al tamaño, nú-
mero de circuitos futuros, etc.
l_as subestaciones pueden ser de tipo normal en las cuales
las operaciones de interrupción son controladas por relays los
cuales sacan de servicio a los transporformadores cuando existen
93,
variaciones importantes de la carga, en consecuencia los brea-
kers conectados a los alímentadores primarios son cerrados y
recerrados después de que fueron abiertos por los relays de so
brecarga.
De control remoto o control automático son a menudo usa
das cuando aquellas están situados a una distancia considerable
de los .centros de consumo» En tales casos cables de hilo pi
loto proporcionan al operador las indicaciones de operación de
los breakers de los circuitos en la subestación desatendida y fa
cuitan para que el operador abra o cierre los breakers como
lo desee. Microondas de radio y corriente portadora también
son usadas para enlaces de control - remoto en distancias den-
tro de un alcance económico del hilo piloto ¿
3.4,1 Barraje de Alta Tensión.-
Sobre la elección de un tipo adecuado de barraje en -
alta y baja tensión de las subestaciones de distribución, se debe
analizar desde 2 puntos de vista;
1) Técnico, es indudable que el sistema en general debe
reunir 3 condiciones; seguridad, continuidad de servi-
cio y sencillez del equipo de operación.
2) Económico, es un aspecto que se debe analizar con -
cuidado, un equipo caro, puede ser muy seguro, pero
no olvidemos que a costa de esa seguridad, traiga co
mo consecuencia la eliminación de personal.
94,
No es posible fijar normas definidas para las conecciones
en las - estaciones transformadoras, ya que cada caso particular
requiere de un estudio adecuado para proveer las barras, es—
tructuras, etc; de forma que se obtenga la flexibilidad del fun-
cionamiento y la continuidad de servicio rnás adecuado para la
explotación, con unos gastos máximos de instalación, operación
y mantenimiento.
Dividiremos a los circuitos de una subestación en 2 gru-
pos:*
a) Circuitos principales
b) Circuitos auxiliares
Los primeros son los que se disponen para la distribución
y transformación de la corriente* eléctrica que se debe suminis-
trar a los consumidores; y los segundos son necesarios para la
vigilancia y control de las instalaciones.
Estudiaremos algunos tipos de conexión con cierto detalle;
Juego de barras sencillo." Es el representado en la figura a)
que a la vez es el más simple desde el punto de vista operati-
vo, y a la vez es el más económico. • Es muy utilizado en ins
tal aciones de pequeña potencia y en aquellos casos en que se
admiten cortes de servicio con algunas frecuencias.
95,
f3.8kV.
vwv 13.8/69 kV
6-3
rI
r rwW
Figura (a)/
Las ventajas de este sistema son: Instalaciones simples,
una maniobra sencilla y un costo bastante reducido. Por otra
parte tiene los inconvenientes de que una avería en las ba-
rras interrumpe totalmente el servicio. La revisión de un dis
yuntor elimina de servicio el correspondiente álimentador; no es
posible alimentar separadamente de upa o varias salidas. Cuan
do se trata de ampliar la subestación resulta imposible ya quei
necesariamente hay que ponerla fuera de servicio.
Para asegurar continuidad de servicio, se puede seccionar
la barra (figura b) con lo cual se consigue que, en el caso de
una falla en las barras solo queda limitada al sector afectado,
abriendo el disyuntor de seccionamiento. Con esta disposición
es posible una mayor flexibilidad en el funcionamiento de la su
96,
bestacion, como también para los trabajos de mantenimiento e
inspección de la misma.
\
AAAA
\
I Figura (b)
Las rectricciones indicadas anteriormente son válidas pa-
ra cada una de las secciones en que se divide el conjunto, A
notemos que, este tipo se complica debido a que el sistema de
protecciones se vuelve más complejo.
Para e*vitar los inconvenientes -que resultan de poner fuera
de servicio los alimentado res por trabajos de mantenimiento y
de inspección de los disyuntores, es conveniente instalar seccio
nadores en derivación con los disyuntores (by-pass). Esta dis
posición de la figura C tiene el inconveniente de que si se pro-
duce una falla durante el período de tiempo en que el disyuntor
está abierto, se produce la desconexión simultánea de los dis-
yuntores de las líneas restantes.
97,
/-rrvra Figura (c)
Figura (d)
Sctrrct 2
\
Otro sistema mucho rnás costoso es el utilizar en- el jue-
go de barras; dobles, disyuntores dobles. El campo de aplica-
ción de la disposición de las figuras d) y e) se limitan general
mente -a estaciones de centrales eléctricas de gran potencia, o
en instalaciones importantes donde la continuidad de servicio -
es fundamental.
Figura (e)
98,
Si se produce una avería en uno de los disyuntores de li
neas o en uno de los juegos'de barras generales, el-sistema de
protección provoca automáticamente la conmutación sobre el -
otro juego de barras, sin que se interrumpa el servicio. Los
seccionadores de barra dobles permanecen siempre cerrados,
No es necesario disyuntor de acoplamiento de barras, pero los
elementos de la subestación tales como disyuntores, transforma
dores de medida, etc, deben duplicarse.
Muchas veces se adopta el sistema de juego de barras -
principales y barras de transferencia, que permite diferentes
variantes, de acuerdo con el número de seccionadores utiliza-
dos.
La variante representada en la figura f) utiliza un juego -
de barras de transferencia y uno de barras principales. Con es
ta disposición se consigue un mejor trabajo sobre los disyunto-
res .sin dejar fuera de servició las líneas o los transformado-
res*
Figura (f)Borra Prt
\ra
99
La inspección y trabajos en los seccionadores obliga a de
jar fuera de servicio la barra correspondiente. Si se produce
una avería en la barra principal, que por cierto es rnuy remo
ta, el sistema queda fuera de servicio^ a pesar de estos pro-
blemas, esta solución es muy empleada en sistemas de tensio-
nes de servicio medianamente altas. Una medida de seguridad,
es disponer de un sistema de bloques de la operación de los —
seccionadores en el disyuntor de acoplamiento de barras,
Del análisis de los diferentes tipos indicados anteriormen
te podemos sacar las siguientes conclusiones:
El tipo más indicado para el conexionado de-subestaciones
del sistema de Manabí es el indicado en la figura c) que corres
ponde al juego de barras sencillo, con seccionadores en by-pass.
Este tipo reúne las siguientes condiciones;
1« Instalación simple y maniobras sencillas
2. Complicación mínima en las conexiones,
3* Continuidad de servicio a los usuarios, excepto si la
falla ocurriera en las barras, que por cierto es muy
remota.
48 Los trabajos de revisión o reparación de equipo se fa
cuita por cuanto se puede operar los seccionadores en
by-pass./
5. El costo de las instalaciones es relativamente bajo.
100,
3«4,2 Capacidad de las subestaciones „-
La selección de la capacidad en kVA de una subesta-
ción de distribución y las capacidades tanto en alto como en ba
jo voltaje, está asociada con el conjunto total del planeamiento
y diseño del sistema de distribución. Los factores que influen
cían'en la selección de los transformadores de bajada, disyun-
tores de circuito o interruptores , y los reguladores de voltaje
están intimamente ligados con las relaciones existentes entre -
carga y capacidad de la subestación de distribución. Puede o-
currir que una área extensa puede ser servida por muchas su
bestaciones de distribución cada una de las cuales con una ca-
pacidad en kVA relativamente baja o también que esta área sea
servida por un numero muy pequeño de subestaciones de mucha
mayor capacidad en kVA,
Como el sistema está en pontfnuo crecimiento, la capaci-
dad de los transformadores, el equipo de desconexión, las lí~
-neas de subtransmisión y los circuitos alirnentadores primarios
deben ser aumentados en incrementos de tal manera que la in-
versión resulte ante todo práctica y económica.
iRevisando el anexo N- 3*4 en el cual se indica la previ-
sión de la demanda integrada en kVA en el período comprendi-
do 1973 - 1990, se ha llegado a establecer las capacidades de
las subestaciones, basadas en las normas NEMA 7-27-1955- Se
ha procurado en lo posible una normalización y reducción de -
voltajes, de esta manera se consigue .que, cuando una unidad -
transformadora sale fuera de servicio por incremento de la de
manda del sector, inmediatamente puede ser trasladada a otro
101.
sitio que reúne las características de dicha unidad.
Primario: 67,000 voltios (delta)
Taps : kVA nominales 70,600; 68,800j 65,200$
63.40O voltios.
Impedancia con cambiador de taps bajo carga; 7*5%
Secundario: 13.8QO voltios (estrella)*
Capacidad de las Subestaciones; Año 1990
• . (1)
Sitio de laSubestación
San Isidro
Chone
Tosagua
Bahía
Rocafuerte
Portoviejo
Manta
Santa Ana>•
Sucre
Jipijapa
Paján
DemandaAño 199O
(kVA)
1206
6578
279Q
1397
2150
15139
54078
1279
1599
4664
1573
Númerode-
Unid.
1
2
2
1
2
3
5
1
1
2
1
Capacidad en kVA
• Auto en™ Enfriado confriado . aire forzado
1500
3750
1500
1500
1500
5000
1OOOO
' 1500
150O
2500
1500
continuo ,
1725
4687
1725
1725
1725
625O
12500
1725
1725
3125
1725
(1) Valores tomados de "Distribution Systernd' de la Westinghouse,
102,
PERDIDAS EN SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
Las pérdidas que se producen en las subestaciones de dis
tribución son prácticamente despreciables, aún más si partimos
del hecho 'de que la tecnología moderna ha experime ntado gran-
des progresos en cuanto se refiere a los sitemas de refrigera-
ción, aislamiento^ etc, que hacen que dichas pérdidas se reduz
can notablemente. o
Las pérdidas en los transformadores de las subestaciones
son de dos tipos: las de vacío y las pérdidas en los arrolla-
mientos debido a la corriente de carga,
Las pérdidas en vacfo se mantienen invariables con induc
ción constante en el hierro. A tensión constante, resultan por
lo tanto3 prácticamente constantes y casi independientes de la
carga. "
Las pérdidas en los arrollamientos varían con el cuadra-
do de la intensidad.
En consecuencia las pérdidas totales en kW vienen expre-
sadas por la formula:
= Po + n P1
Po = pérdidas en vacío en kW (pérdidas en el hierro)
P1 = pérdidas en los arrollamientos debidas a la co-
rriente de carga en l<W (pérdidas de cobre).
IOS.
n - relación .entre la carga momentánea y la potencia
nominal*
FV = pérdidas totales en
-Estas pérdidas las podemos expresar comoi un porcentaje
de la carga- Si suponemos que las pérdidas totales -son del -
orden del 1.5%, el 0.5% corresponden aproximadamente a per
didas en vacío que son prácticamente constantes, y el 1% res-
tantes corresponderán a las pérdidas en los arrollamientos (co
bre).
PERDIDAS DE POTENCIA ALTERNATIVA 69 kV/13.8 kV
En consecuencia las pérdidas en vacío para los diferen-
tes transformadores de las subestaciones, voltaje 69/13.8 kV
serán:
Subestación
San Isidro ;
Chone .
Tos agua
Bahía
Rocafuerte
Portoviejo
Manta
Santa Ana
Sucre
Jipijapa
Paján
Capacidad(kVA)
1 x 1500
2 x 3750
2 x 1500
1 X 1500
2 x 1500
3 x 5000
5 x 10000
1 x 1500
1 x 1500
2 x 2500
1 X 1500
Factor depotencia
0.85
0.85
0.85
0. 85
0.85
0.85
0.85
0.85
0.85 '
0.85
0.85
Capacid .(WV)
1 x 1275
2 X 3187
2 x 1275
1 x 1275
2 x 1275
3 x 4250 '
5 X 8500
.1 X 1275
1 x 1275
2 x 2125
1 x 1275
Pérd.(kW)
6.37
31.87
12.75
6.37
12.75
63.75
212.50
6.37
6.37
21.25
6.37
104,
Las pérdidas de potencia en los arrollamientos y las per
didas totales se indican en los anexos Nos, 3.14 y 3.15* Ano-
temos que en el momento que el transformador de una subesta
ción en funcionamiento, auto-enfriado, pase los límites de so-
brecarga, debería utilizarse aire forzado continuo, trayendo co
mo consecuencia una disminución de las pérdidas.
PERDIDAS DE ENERGÍA ALTERNATIVA 69/13.8 kV.
Las pérdidas de energía para la alternativa de 69 kV, -
han sido desarrolladas tomando en cuenta la curva típica de
carga del mes más significativo en lo que se refiere a la de-
manda. Dicha curva tfpica diaria -indica que la demanda será
aproximadamente el 30% durante más o menos 10 horas, el 50%
durante 11 horas y el 100% durante 3 horas.
El procedimiento seguido para el cálculo de las pérdidas
se indica a continuación:
En el cinexo N- 3.15 se encuentran determinadas las pér-
didas totales de potencia en las subestaciones, partiendo 'del he
cho de que, corresponde a la hora de máxima demanda. Las
pérdidas cuando la demanda es el 50% de la demanda máxima
(p 100%) corrresponden a un 25% de las pérdidas a la hora de
máxima demanda, p (50%) = 0*25 p (100%), ya que las pérdidas
de potencia son directamente proporcionales con el cuadrado
de la carga expresada en kVA* Cuando la demanda es el 30%»
las pérdidas representan un 9% de las pérdidas de máxima de-
105.
manda, p (30%) = 0.09x p (100%). Todos los valores están ex-
presados en kW.
Las pérdidas de energía totales en un año son las que se
indican a continuación:
horas ' n^ días365 — —pe (10056)- p (100%)
e v ' s J día ano
= 1095 p (100%) MWh/año
pe (50%) = 0.25 x p"(100%) x 11 x 365 = 1003.75 p (100%)
MWh/año ,
pe (30%) = 0,09 x p (100%) x 10 x 365 = 328.5 p (100%)
MWh/año
PeT ~ Pe (100%) * pe (50%) + pe (30%)
V
peT = (1095.0 + 1003^7 + 328.5) p(100%) MWh/año
i-'
pej = 2427.2 p (100%) MWh/añoi
En donde:
p (100%) « pérc3idas de potencia a la hora de máxima
demanda.
p (5O%) = pérdidas de potencia a 50% de la demanda.
p <3O%) = pérdidas de potencia a 30% de la demanda
pe (100%) = pérdidas de energfa a demanda máxima
pe (50%) = pérdidas de energía a 50% de la demanda •
pe (30%) = pérdidas de energía a 30% de la demanda
peT = pérdidas totales,
En el siguiente cuadro se realiza el cálculo detallado, que
nos sirve como ejemplo para encontrar las pérdidas de energía
en los transformadores de las subestaciones de distribución.
pérdidas de Energía Subestación S. Isidro Alternativa
Voltaje 69/13,8 kV.
Año
1975
1976197719781979
19801981198219831984
Pérdidas TotalesD emanda
30%10 h.(kW)
-~-
0,69
0-710.74
0.770.810, 85
50%
11 h.(kW)
---
1.91
1.972.04
2.132.25
2,36
100%3h.
(kW)
'---
7.63
7.888.188.54
. 9.009.46
PérdidasEnergfaMWh/año
18.54
19.13/ 19.85
20. 7121.8422.94
1'07.
Pérdidas de Energía Subestación S. Isidro Alternativa
Voltaje 69/13.8 kV.
Año
. 19S5
19861987
19881989
1990
Pérdidas Totales
DEMANDA
30%10 h.
(kW)
0,90
0.961.03
1.111.20
1.31
50%
11 h.(kW)
2,50
2,66
2.85
3.073.34
3.65
1OO% •3 h.
(kW)
10.0210.65
11.4212,30
13.38
14.61
Pérdidas •Energfa
MWh/año
24,2925.84
27.7129.8532,4435.43
Un resumen de los cálculos de pérdidas d.e energía en ~
las subestaciones para la alternativa 69/13.8 kV se indican en
el anexo N~ 3.16.
PERDIDAS DE POTENCIA ALTERNATIVA 34.5/13.8 kW.
Para esta alternativa los cambios efectuados corresponden
en la capacidad de las subestaciones y a los años de puesta en
servicio de las mismas.
Para las pérdidas en vacío los cambios corresponden a -
las subestaciones de San Isidro, Rocafuerte, Santa Ana, por
cuando se cambió la capacidad de los transformadores.
108.
Subestación Capac. Factor Capac, Pérdid,(kVA) potenc. (kW) (kW)
San Isidro
Rocafuerte
Santa Ana
1x1OOO
2x1000
1x1000
0.85
0,85
0085
1x850
2x850
1x85O
4.25
8.50
4-25
Las pérdidas en los arrollamientos de los transformado-
res están limitadas por la carga, siencb las siguientes expre-
sadas en kW:'
Año S, Isidro Rocafuerte Santa Ana
— —
—1-89
2.26
2.71
3.26
3.94
4-64
5.48
6.42
7,57
6.73
7.95
9,35
4-83
5.91
7.12
6,53
.. 7.61
8.72
6.75
7.85
9.11
10.62
12.35
14.40
16.81
17.00
—1.02
1,29
1.60
2.01
2.47
3.10
3.85
4.76
5.90
7.29
6.83
8.48
10. 51
109,
Luego las pérdidas totales detestas subestaciones son co
mo siguen:(kW)
Año San Isidro Rocafuerte Santa Ana
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
- 1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
199O
PERDIDAS
—_
— f
6.14
6,51
6.96
7,51
8.19
8.89
9.73
10-67
11,82
10,98
12*20
13.60
DE ENERGÍA
; 9 .08
10.16
11.37
10, 78
11.86
12,97
15/25
16.35
17.61
19.12
20.85
22.90
25.31
25. 5O
ALTERNATIVA
-
—
—
5.27
5.54
5.85
6.26 -
6.72
7.35
8.10
9.01
10.15
11.54.
11.08
.12.73
14.76
34,5/13.8 kV.
Las pérdidas anuales de energía en las subestaciones para
esta alternativa, se realizaron aplicando los mismos criterios -
de la alternativa 69/13.8 kV. Las pérdidas de energfa tan sola_
mente cambian en las subestaciones de San Isidro, Rocafuerte y
110.
Santa Ana, por cuanto en estas subestaciones se cambió la capa
cidad en kVA de los transformadores.
En resumen se tienen las siguientes pérdidas en MWh,
Alternativa 34.5/13,8 kV,
SUBESTACIONES .
Año San Isidro Rocafuerte Santa Ana
1975 *t
1976
197*
1978
1979
198O
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
—
—— .
—14.87
15.83
16,91
18.25
19.9.0
21,52
23.62
25.91
28.66
26,64
29.62
33,00
~_
~
' 11,72
14,35
17,28
• 15,85
18.44
21.15
16,40
19.06
22.12
25.77
29.98
34,97
40.78
41.26
— —
—
—2.45
3,13
3,87
4.87
6.OO
7.51
9.35
11.56
14.30
17, 7O
16.57
2O.59
25,56
1*11.
3,4,3 Clases de Voltaje .-
El voltaje o tensión de servicio de una red no perma-
nece constante sino que varía de acuerdo con las condiciones de
funcionamiento del sistema eléctrico. Estas variaciones de ten-
sión deben mantenerse dentro de los límites establecidos por las
características de aislamiento de los equipos, para evitar la a-
parición de defectos debido a un inadecuado aislamiento. Por
estas razones, los equipos que conforman una subestación trans
formadora están diseñados para una tensión nominal determinada
yapara una tensión máxima de servicio. Entendiéndose por ten
sión nominal, aquella tensión que debe existir en los terminales
de toma del usuario y es la que consta en los contratos de su-
ministro de energía eléctrica. La tensión de servicio en un -
punto cualquiera de un sistema eléctrico es el valor realmente
existente en dicho punto, en un instante dado. El valor de la
tensión de servicio puede variar -en los diferentes puntos de la
red, de tal manera que la tensión en los terminales de toma -
del usuario se mantenga dentro de los. límites admisibles; pero
es evidente que estas variaciones no deben exceder de un 1O%
aproximadamente de la tensión nominal del sistema (tensión má
xima de servicio) para los efectos de ciertos aparatos de uso
doméstico o de las instalaciones mismas,
De acuerdo a lo indicado anteriormente se ha determinado
las tensiones nominales y máximas de servicio aplicables en -
nuestro medio tanto para la barra de alta como de baja tensión.
112.
TensiónNominal(kV)
13.8
33.0
66.0
138.0
230,0
Tensiónmáx» deservicio
(kV)
15
34-5
69,0
145,0
245-0
Standard BasicImpulse LeveíBIL (kV)
110
20O
350
650
1050
Niveles de aisl«reducidos en uso
(kV)
-
-
-
550
900
El nivel básico de aislamiento BIL- es muy importante so-
bre todo para el espaciamiento de barras pues contituye una -
práctica de diseño basada en la experiencia. Una normalización
definitiva al respecto no ha sido alcanzada, pero la práctica indi
ca que los espaciamientos promedios varfan de acuerdo al volta_
je y su aplicación. Los espacios de contorneo mínimo eléctri-
cos que se indican a continuación han sido establecidos para un
nivel particular BIL., basándose en fuentes de descargas induci-
das. Los espacios mínimos eléctricos para los niveles básicos
de aislamiento normalizados (exteriores a-c) preparados por -f
AIEE Comrnittee on Substations, no han sido normalizados, pe-
ro de las observaciones realizadas se llega a los siguientes va_
lores;
113,
Clase deVoltaje
(kV)
Espac. míru Es pac. míh -a tierra para entre fasespartes rígi- (o partes vi—das.(Cm) vas) metal
- a metal(Cm)
Espac. míh. Espac. mfn .entre conduc entre alam-tores aéreos, bres y cal-y gradas para zadas denseguridad de tro de lapersonal den- subestacióntro de la subestación (rnts.) (mts -)
15
34.5
69,0
138.0
23,0
17,78
33*02
63.50
127. OO
21O.82
30.50 -
45.72
78,74
157.48
266,70
'2.74
3.05
3.35
3.96
5.49
6.10
6.71
7.01
7.62
8,53
En cuanto se refiere al problenna que presenta el equipo por
alturas grandes, prácticamente no existe, pues el promedio de
altura es sumamente bajo con-variaciones desde O a 500 metros
sobre el nivel del mar.
3.4.4 Diagrama Unifilar.-
En el numeral 3.4,1 se hizo la selección del tipo de
barras adecuado para una subestación tipo a instalarse en este
sistema. Eín el anexo N- 3.17 puede observarse un diagrama
unifilar tipo para una subestación de distribución ubicada en el
centro de carga correspondiente a Rocafuerte.
114,
3,5 Circuitos Primarlo y Secundario .-
El circuito primario y secundario es aquella porción del
sistema -comprendido entre las subestaciones de distribución -
hasta la entrada de servicio al consumidor. Prácticamente la
más grande porción de la carga de un sistema eléctrico es -
servida por los circuitos primario y secundario. Las únicas
excepciones constituyen las grandes^ industrias que generalmen
te son servidas desde el circuito de transmisión o subtransmi
sión.
El circuito primario y.secundario puede ser aéreo o sub
terráneo. La construcción aérea puede realizarse en áreas -
residenciales, área rural, comercial ligero y áreas industria-
les. En áreas comerciales importantes la construcción subte-
rránea es la predominante.
El circuito primario es una parte del sistema de poten-
cia comprendido entre una subestación de distribución y los
transformadores de ditribución. Consiste de alimentadores -.
principales y de subalimentadores laterales, los primeros ge-
neralmente son trifásicos de 3 ó 4 conductores, mientras que
los segundos pueden ser 30 6 1 0, En áreas rurales general
mente los circuitos son monofásicos« La mayoría de estos
circuitos son radiales»
El voltaje seleccionado para distribución primaria es —
13800/7967 voltios 4 conductores con el neutro puesto a tierra-
Circuitos laterales 1 0 - 7967 volt, son empleados para exten-
115.
derse sobre una área muy amplia para alimentar a los trans-
formadores de distribución* Este nivel de voltaje normaliza-
do por INECEL tiene mayores ventajas sobre el sistema de
distribución primaria 2400/4160 volt, 4 conductores que sigue
siendo usado; debido a que satisface más fácilmente a los re-
querimientos de voltaje y capacidad de los consumidores actúa
les.
Los tamaños de conductores más comunmente utilizados
tienen un rango desde N- 4 ACSR hasta 336.4 Mcm de alumi-
nio estirado. Los laterales pueden ser ya sea N- 4 ó N- 2
ACSR. Los conductores de aluminio, ACSR y aleaciones de
aluminio han desplazado prácticamente al cobre en la construc
ción del sistema primario, aunque las especificaciones se pue
den hacer en base al "cobre equivalente",
Capacidad de los alimentadores .primarios .- La capacidad
de los alimentadores primarios varían desde 50O hasta 5-000
kVA cuando el voltaje es de 13-8 kV. Si consideramos el -
•costo se puede dictaminar un alimentador más grande, pero
un servicio 'de buena calidad hace que la carga se pueda divi-
dir en bloques más pequeños,i
Caída de voltaje en un alimentador primario.- Es un factor
importante en el diseño. En general, la caída entre-la sube£
tación alimentadora y el primer transformador del alimenta-
dor más grandes a carga máxima no debería exceder el 10%.
Las caídas de voltaje ordinariamente .no deberían exceder el
5%, y la práctica presente de regulación de barras se ajusta
116,
a un límite, aún más bajo.
Neutro común .- Se encuentra aplicación en circuitos prima
rios en y~4 conductores donde el punto de la y de los transfor-
madores de la estación están a tierra y los neutros del secun
dario son más o menos continuos a lo largo de la mayoría de
las rutas primarias. Una tierra adecuada para el neutro se-
cundario es poner a las tuberías de agua de los consumidores.
Este neutro secundario común a tierra es usado como neutro
primario y se lo llama neutro común porque este transporta«.
ya sea las corrientes residuales o desbalanceadas de ambos
sistemas.
El tamaño mínimo del neutro común debería tener una
mfnima sección transversal igual a la mitad del conductor de
fase del primario más grande.
Cálculo de la sección económica en líneas a 13,8 kV para ali-
mentadores primarios , -
Las consideraciones que se han tomado en cuenta para
el cálculo de la sección económica son las siguientes:
1* Demanda: Se ha tomado corno carga de diseño para las
líneas a 13.8 kV las demandas concentradas en los dife-
rentes centros de consumo (nivel de parroquia). En el
anexo N- 3.18 se indica la demanda expresada en kVA -
para el diseño de estas líneas.
117,
2* Factor de potencia se considera que variará entre el 95
hasta el 9O% inductivo.
3. Curva de carga diaria: Se ha supuesto una curva de car
ga diaria de un día medio de trabajo general para todo" el
sistema Manabí.
4, El procedimiento seguido para el cálculo de regulación y
pérdidas de voltaje es el método de kVA-metros, Se ha
fijado una regulación máxima de 10%. Para efectos del
cálculo se ha procedido a elaborar una tabla de kVA x rne
tros para una regulación de 1%, la cual será usada para
determinar la caída de voltaje de un circuito primario; lúe
go de lo cual se determina el tamaño del conductor para - |
un límite de caída de voltaje determinado; además esto per - jt
mite seleccionar el voltaje de .una nueva línea o el voltaje f
para una futura ampliación del sistema. En el anexo 3,19 iI
se indica la tabla utilizada para el cálculo de regulación ji
de voltaje. f»fi
El método para el cálculo se indica a continuación: íE
Método - kVA - mts. - 3-0 . I
Voltaje : 13800/7967 voltios ;
Vff = 13800 volt. I|
.Vf-n = 7967 volt. Í
118,
kVA 3 0 x metros = kVff x£3 0
kVA' x m 3 0 = 13.8 x138
R = 1%
kVA x m 31904
Espaciamiento delta equivalente:
Estructura Tipo "P" " 13.2 kV (Normas de INECEL)
(publicación de 1974)
70 cm.
L- = V 902 + 702 =
= 114,0175 cm,
GMD = V180 x 114
GMD = 132.76 cm
GMD - 4.35 pies
119,
GMD = 4 pies 4.3 pulg,
xd = 0.1779ohm/cond x milla
En el anexo N~ 3,20 se indica el tipo de la estructura-a-
doptada*
5, Costo de conductores
6, Costo de la energía £% 0.35 por kWh
7* Sistema trifásico • . .
8, Distancia entre los centros de consumo expresados en Km
Los resultados de los cálculos de conductor económico se
• indican en los anexos 3.21 del 1 al 23
CONCLUSIONES SOBRE LOS CÁLCULOS DE LA SECCIÓN
ECONÓMICA EN LINEAS A 13,8 kV«
Se consideró para el análisis los mismos criterios que -
fueron empleados en líneas a 69 kV, es decir tomando en cuenta
la regulación de voltaje y el costo de las pérdidas reducidas al
valor presente de acuerdo al año de entrada en operación de las
líneas, anotándose que, para los ramales que servirán, a una
sola población no ha sido necesario realizar un cálculo de con-
ductor económico.i
Los • resultados de estos cálculos se indican a continuación:
120.
RESULTADOS DE CALIBRES ECONÓMICOS EN
LINEAS A 13.8 kV.
Líneas a 13,8 kV.
San Isidro - Convento
San Isidro - Jama
San Isidro T Canoa
*.Chone - E. Alfaro
Chone - San Vicente
Chone - San Antonio
Tosagua - Bachillero
Tosagua - Calceta
Calceta - Canuto
Calceta - Quiroga
Calceta - Juníh
Rocafuerte- San Jacinto
Rocafuerte - San Plácido
Portoviejo - Picoazá
Portoviejo - Colón
Km. calibre seleccio-nado N-.
40
28
40
48
47
8
5
11
11
8
12
25
35
5'
10
4
2
4
3/0
2
4
4
3/0
4
4
3/0
2
2
4
4
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
- ACSR
121
RESULTADOS DE CALIBRES ECONÓMICOS EN
LINEAS A 13.8 kV«
Líneas a 13,8 kV.
Manta -.Jaramijó
Manta - San Lorenzo
Manta - Montecristi
KM, Calibre seleccionado N-3.
4 - ACSR
4 - ACSR
4/0 - ACSR
Santa Ana - La Unión 36 4 - ACSR
Jipijapa - Puerto López 54
América -Julcuy -América-Anegado 2O
Jipijapa- Amér.ica-Olmedo 6O
Paján - Las cano
Paján - P.P. Gómez
44
21
4/O - ACSR
4 « ACSR
4/O - ACSR
2 - ACSR
2 - ACSR
Transformadores de Distribución .—
Convierten la energía eléctrica desde el voltaje primario
(13,8 kV) hasta un voltaje de utilización (120 a 600 voltios).
Las caídas momentáneas de voltaje en la iluminación (parpadeo
de las lámparas) causadas por la corriente de arranque de los
motores a menudo, necesitan de transformadores separados pa-
ra servir a estas cargas importantes (motores 3 0 de 5 HP);
1S2.
en muchos casos cuando se tienen motores de mayor capacidad
es preferible servirlos desde circuitos primarios radiales.
Respecto a la capacidad de transformadores monofásicos
de distribución, como un mutuo acuerdo entre los usuarios y -
fabricantes, ciertos principios de diseño de. transformadores de
-línea han sido normalizados para tamaños superiores a 500 kVA
y para tensiones superiores a 15 kV. Las capacidades más u-,
sadas son: 5, 10, 15, 25, 371/2, 50, 75, 100, 167, 250, 333
y 500 k'V'A.*
La capacidad de voltaje en los bobinados primarios se ha
dispuesto en 13.800 voltios fase-fase y 7967 voltios fase neutro;
en los bobinados del lado secundario se puede adoptar para -
transformadores 1 0 para operación de 3 conductores voltajes
de 120/240 o para 240/480, y en transformadores 3 0, 208 y/
120,
Distribución secundaria .— El sistema secundario es la por-
ción comprendida entre los alimentadores primarios y los loca
les de los consumidores,
El sistema secundario comprende los transformadores de
distribución , el circuito secundario, acometidas al consumidor
y los contadores para medir el consumo de energía eléctrica
del usuario.
Para el sistema secundario se pueden adoptar diferentes
tipos de distribución secundaria, pero para un sistema como
123,
el de Manabf donde todavfa no se ha logrado un incremento no-
table de cargas muy importantes,.; se deben adoptar 2 tipos;
Radial y Banqueado»
El tipo radial es el más utilizado, en este tipo tenemos
que distinguir a los secundarios principales, los cuales operan
a un voltaje de utilización y sirve como el principal distribui-
dor de la carga; cuando los secundarios alimentan iluminación
en general y pequeñas potencias son normalmente separados de
los principales que alimentan potencia 3-0, debido a la varia-
ción en voltaje causada por el arranque de motores. Es con-
veniente separar los sistemas 1 0 y 3 0 alimentándolos por -
transformadores separados,para evitarse estos problemas, ex
cepto en áreas comerciales e industriales,-
Para el .sistema de alumbrado en general y para poten-
cias pequeñas adoptaremos circuitos de distribución secundaria
mono-fásico a 3 conductores que operan a un voltaje fase-fasei
de 240 volt, y 120 volt línea-neutro. Cuando alimentan poten-
cia 3-05 son operados normalmente a 240 voltios '3 conducto-
res» Pueden estar en el mismo poste o ducto junto a los cir
cuitos mono-fásicos, lo cual facilita cuando los consumidores
requieren de ambos servicios*
Varios estudios independientes han sido realizados para
determinar la combinación más apropiada de transformador y
secundario principal, lo cual provee una regulación de voltaje
satisfactoria y un costo mfnirno por kVA de carga servida. De
estos estudios se ha llegado a la conclusión que, para distribu
124,
cien 1 0-— 120/240 Volt,, los secundarios principales aéreos -
deberían ser:
Q x I \ f ~ 4 Ó 3 x N - 2 cobre o el equivalente en aluminio
(N-2- 2 6 NI-2- O). '.
En cuanto a la longitud permisible ésta depende de la de_n
sidad de la carga. Si consideramos efectualmente cargas dis-
tribuidas y con una caída de 2.5 a 3.0% en los secundarios -
principales, la longitud' varía entre 100 hasta 200 metros, de
pendiendo de la carga.
Se debe tomar en cuenta que no debemos cambiar los -
conductores existentes por conductores mucho más grandes que
los estipulados, para mejorar la regulación; lo que se hace es
aumentar transformadores o reemplazarlos por otros de .mayor
capacidad.
Se adoptará la estructura de secundario tipo "DS" toma-
do de Normas para Distribución" de diciembre 1973 para es-
tructura tangente, ángulo o retención simple. En la -figura si
guíente se indica el tipo de estructura adoptada.
•\ «<J - -"
DS2
v .l Itós--LJ*
*—o1
DS3
ALTERNATIVA (a) ALTERNATIVA ib)
El otro tipo muy usado es el banqueo de los transforma
dores de distribución, consiste en juntar les secundarios princi
pales de los transformadores adyacentes, alimentados eso si -
por el mismo alimentador primario . Esta práctica de banqueo
se aplica más comunmente a los secundarios de los transforma
dores 1-0, de tal manera que todos los transformadores en un
banco deben ser alimentados desde la misma fase del circuito
primario.
Entre las ventajas -de realizar un banqueo con respecto
al tipo radial podemos citar- las siguientes:
1 „ . Reducción del parpadeo de las lámparas causado por el
arranque de. motores .
2* Menos capacidad de transformadores debido a que se tiene
una mayor dixersificación de la carga entre un mayor grupo
de consumidores...
3, Mejor voltaje promedio a lo largo del secundario.
4* Mayor flexibilidad para el crecimiento de la carga.
3*6 Regulación de Voltaje,-
La regulación de voltaje del sistema de distribución tiene
por objeto primordial proveer económicamente a cada usuario,
de un voltaje que esté de acuerdo a las limitaciones de diseño
126.
del equipo de utilización. Anotemos que casi siempre el equipo
de utilización es diseñado para un uso de voltaje definido que ñor
malmente lo denominaremos voltaje de placa, aunque .es imposi-
ble desde el punto de vista económico proveer de un voltaje de
utilización constante, se adopta un cierto rango de voltaje para
el usuario de servicio eléctrico,
La caída de voltaje que existe- en cada parte del sistema
de distribución, es proporcional a la magnitud y ángulo de fase
de la corriente de carga que fluye.a través del sistema de po-
tencia íntegro; esto esencialmente significa que el consumidor
eléctrico más cercano a la fuente recibirá" un voltaje mucho ma
yor que el consumidor más lejano. .
La regulación de voltaje de un sistema no es sino el man
tener el voltaje de entrada de un consumidor dentro de los lí-
mites permisibles mediante el uso de equipo de control de vol
taje, en sitios estratégicos del sistema,
Los métodos de control de voltaje en el sistema de distri
bución serán analizados brevemente, así como también las ca-
racterísticas de cada una de las aplicaciones. El equipo a u-
sarse será analizado junto con el método de operación y como
éste afecta en su aplicación .
3*6.1 Rangos de Voltaje convenientes .-
Los voltajes de utilización, tiene un rango de voltaje
que es inherente a la operación del sistema de distribución.
127,
Una banda de voltaje ocurre en cada punto de utilización* El
ancho de banda y la localización de la banda con respecto al
voltaje base depende de la situación del consumidor con respec
to a la disposición física del sistema de distribución.
Se entiende por rango de voltaje la diferencia entre el
voltaje máximo y mínimo en un punto particular del sistema de
distribución, variará en magnitud dependiendo del sitio donde
es medido, .así' como también en la relación de rango con re-
ferencia al valor base que variará de acuerdo al punto de me
dida.
En un sistema particular, el rango de voltaje para una
acometida determinada variará en magnitud de alimentador a
alimentador. En sistemas individuales el rango de voltaje a
la entrada de servicio varfa desde 4 hasta 15 voltios, aunque
otros han adoptado de 7 a 10 voltios; aproximadamente la 3ra.
parte de las compañías de distribución han adoptado entre 4 a
6 voltios.
Para alirnentadores residenciales, el rango es mucho -
mayor en el período comprendido entre las 7 a 9 de la noche
(Sistema Manabí) o sea cuando hay un aumento considerable -
de la iluminación y otros artefactos eléctricos como cocinas,
aire acondicionado, etc. Anotemos que, cuando existe una con
siderable cantidad de acondicionadores de aire, un rango de
voltaje apreciable puede existir a medio día y por la tarde.
128,
Para alimentadores rurales, el rango de voltaje es ma yor
durante las horas del día debido a una considerable cantidad de
cargas motoras, aunque puede ocurrir igual que en los casos -
de áreas residenciales,
3,6,2- Cafda de Voltaje permisible ; -
Las caídas de voltaje permisible varían de acuerdo a
los tipos de alimentadores, desde' el sitio donde está ubicado el
1er0 consumidor hasta el último consumidor. Una cafda de vol
taje existe también delante de la 1ra. carga, pero suponemos -
que el control de voltaje ha sido incluido en el sistema, supe-
rior a la localización del 1er. consumidor, tal que la magnitud
de voltaje en- el 1er. consumidor está en el tope de la zona de
voltaje permisible. El equipo de regulación generalmente se lo
caliza en las subestaciones que sirven a los alimentadores, de
esta forma se consigue un máximo voltaje en el 1er, consumi-
dor.
Como se indicó anteriormente las; caídas de voltaje varían
de acuerdo al tipo de alimentador. Dividamos en 3 grupos de
alimentadores: Residencial, Rural e Industrial,
En los' alimentadores residenciales debernos establecer las
siguientes consideraciones, primero determinemos una rama fa-
vorable que está comprendida entre 110 a 125 voltios, para el
último y el primer consumidor respectivamente. El consumi-
dor físicamente más cercano a la fuente puede no ser el más
cercano eléctricamente, debido a que muchas veces es más eco
129,
nómico realimentarlo para permitir un voltaje mayor a 125 vol
tíos a nivel de barra de subestación durante condiciones de má
xima carga.
En condiciones de máxima carga la caída promedio de -
voltaje para alumbrado interior residencial es más o menos 3
voltios, en consecuencia para que el voltaje de utilización no -
sea menor a 110 voltios, el voltaje de entrada a nivel de consu
midor debe ser igual -o superior a 113 voltios. En consecuencia
el rango de voltaje para un alimentador residencial es 113-125
voltios (amplitud de 12 voltios). Por lo tanto la caída de 12 -
voltios permitida es repartida entre las entradas de servicio -
del 1ro. y último consumidor. Las diferentes caídas de volta-
je para los varios componentes del sistema "primario residen-
cial, cuando se encuentran dentro de la zona favorable incluyen
do el ancho de banda o rango se puede resumir así:
Componente
Alirnentador primario
Transf, de Distribuc»
Secundario
Caída de servicio
Total
Carga Máxima
3-^5
3 —f 5
1
8.5 15
Carga Ligera
0.5
3.5 —»~ 5,5
130,
Los alimentado res rurales difieren de los alimentadores re
sidenciales, en que los primeros generalmente no tienen secun-
darios como regla . general, debido fundamentalmente a las dis
tancias entre los consumidores, por lo tanto cada usuario tiene
su propio transformador de'distribución- Las cafdas de servi-
cio son mucho más grandes que las residenciales, el alimenta-
dor es mucho más largo, muchas veces 5 y hasta 10 veces -
más largo; muchos de estos alimentadores son dé tipo monofá- .
sico. A continuación se indica los valores de cafda de voltaje
aplicables a los diferentes componentes de un alimentador ru-
ral „
Componente delalimentador
Primario
Transf, de Distrib.
Servicio del Consum.
Total
Carga Máxima(Volt)
6 -*-1O
3 •
2
11 -*-15
Carga Ligera(Volt)
2
1
1
4
Con respecto a los alimentadores en zonas industriales in
dicamos que se utilizan para distancias, cortas y pueden servir
tanto a uno como a varios consumidores. Sus características
son muy similares a los alimentadores rurales debido a que no
tienen el circuito secundario, como consecuencia poseen su pro
pió transformador de distribución. Todavía no se han estable-
131
cido normas, para la caída de voltaje en estos alirnentadores.
Diríamos que depende generalmente del tipo de industria en —
funcionamiento, pero se podrfa recomendar los siguientes va-
lores ,:
Voltaje Nominaldel Sistema
4160
13800
Voltaje en primariode los transforma-dores .
Ve Mín.
368O
12200
V. Max.
'4360 -
14500
Rango deVoltaje Primario
% de
4%
4%
Volt.
17O
55O
3*6.3 Métodos y equipos de regulación «-
'Hay varios métodos para mejorar la regulación de —
voltaje en un sistema de distribución. Algunos métodos incre-
mentan el voltaje en el comienso del alimentador cuando se a.u
menta la carga, luego reducen la diferencia de voltaje prome-
dio entre condiciones de carga ligera y plena carga (rango de
voltaje) para todos los consumidores en los aiimentadores.
Otros métodos disminuyen la impedancia entre la fuente y la
carga del alimentador, reduciendo por lo tanto la caída de vol
taje y el rango de voltaje. También-se puede reducir la co-
rriente de carga lo que trae como consecuencia la reducción
de la caída de voltaje y el rango.
132.
El equipo de regulación de voltaje puede ser situado fue-
ra del alimentador donde el 'voltaje empieza a ser alto o bajo,
para reducir el rango de voltaje. De los métodos que se indi
can a .continuación cada uno tiene sus propias características
en lo que concierne a mejoramiento en el voltaje, en el coato
por voltio y flexibilidad.
- Uso de reguladores de voltaje en la fuente de genera
ción. "
- Equipo de regulación en las subestaciones de distribu
cien- • -
~ Aplicación de capacitores en la subestación de distrñ
bución.
- Balancearniento de las cargas en los alimentadores
primarios.
- Incremento en el tamaño del conductor del alimenta-
dor.
- Cambio de sistema 1 0 a 3 0.
- Transferencia de cargas a nuevos alimentadores.
- Instalación de nuevas subestaciones y nuevos alimen-
tadores primarios.
— Incremento del nivel de voltaje primario.
— Aplicación de reguladores de voltaje en los alimenta-
dores primarios.
- . Capacitores en serie en los alimentadores primarios.
133,
— • Capacitores Shunt en los alimentadores primarios»
La selección del método adecuando depende parttcularmen
te del sistema o del problema presentado. No hay una regla
clara para seleccionar cual es el mejor método. Factores'ta-
les como, tamaño del sistema,, tipo de carga servida, situación
del equipo actual, cantidad necesaria de corrección de voltaje,
área servida, expansión del sistema en el futuro, crecimiento
de la carga, etc.; deberían ser tomados en cuenta..
De todos estos métodos los que .más. nos interesan son los
reguladores de voltaje en las subestaciones de distribución, el
balanceamiento de las cargas en los alimentadores primarios
y la aplicación de reguladores en los alimentadores primarios.
La regulación de voltaje en las subestaciones se realiza
ya sea utilizando reguladores de voltaje o capacitores desconec
tables que están situados en cada alimentador o en una sección
de la barra que sirve a varios alimentadores* Los primeros
toman la forma de cambiador de Taps bajo carga y van incor-
porados al transformador que alimenta el voltaje a la barra.
Un control automático es necesario para un mejor servicio; es
to se asegura mediante el uso de compensadores de caída de
línea, que accionan mediante relays al regulador o motores
cambiadores de taps, o a los interruptores de los capacitores,
Los reguladores de circuito se usan muy comunmente -
cuando se requiere regular el voltaje de cada alimentador sepa
radarnente. Estos reguladores son construíalos de' tal forma -
134.
que incrementan o disminuyen el voltaje entregado al feeder en
cantidades superiores a 5% ó 10% del voltaje entregado.
Sobre el tipo de regulador existen 2 clases: Tipo paso
y tipo inducción. El tipo paso, el voltaje es variado en canti-
dades definidas, por ejemplo: un regulador.de voltaje puede te_
ner un rango de regulación de _+ 10% dividido en pasos de 5/8
ó 1/4%, que corresponden a 32 ó 16 pasos respectivamente.
El tipo de inducción no tiene contactos móviles pero cambian
el voltaj'e por rotación del núcleo que tiene el bobinado secun-
dario, luego cambia la cantidad de flujo magnético que enlaza ,
las bobinas secundarias. Este último tipo fue usado durante
muchos años, pero el tipo paso ha tenido mayor aceptación de
bido a su ligero peso y baja corriente de magnetización, lo
cual tiene -una ventaja sobre todo en los tamaños más pequeños
haciendo más factible el montaje sobre postes para mejorar el
voltaje en circuitos más largos. •
Para determinar la capacidad del regulador en kVA en -
circuitos trifásicos primero tenemos que analizar que tipo de
conección se va a usar. Para reguladores trifásicos se utiliza
normalmente las conecciones estrella o delta y para regulado-
res monofásicos que forman un banco trifásico se puede utilizar
las conecciones estrella, delta abierta y delta cerrada*
Para el cálculo partiremos de .las siguientes premisas:
El circuito utilizado es el representado en la figura siguiente,
para el cual obtendremos las ecuaciones generales de cálculo.
135,
E a
„ JE su ~~ I E£L I ., -~. f ' . , y- - ' .>•R = —j :—K—! L— (100) (cuando está en la posición
boast o bruck)*
E a y E"a son los voltajes de entrada y salida en el regu-
lador respectivamente.
kVA de regulación = ¡f E1 a- E a
EaJ-(kVA del circuito)
^ ._, ^ , * , A -i i i - i % R x (kVA circuito)Capacidctd en kVA del regulador = ¿-100
% R lEaí lia!
100
% R: es el rango de regulación en % máximo del regula-
dor en la dirección máxima o mínima.
En circuitos monofásicos, para el cálculo de reguladores
monofásicos se usa la última ecuación en donde Ea es el volta-
je monofásico e Ja es la corriente de línea similar a la de la
figura anterior.
136.
Para circuitos 3 0 cuatro conductores conexión estrella, la
capacidad en kVA se determina utilizando la
% R x (kVA circuito 3 0 % R (V§". E I )
100 10O
E - voltaje líhea-lfnea en kV del circuito
I = corriente de línea. ^ •
Describiremos a continuación un ejemplo de cálculo de ca
pacidad de los reguladores,
1« Chone - E, Alfaro „-
Tomemos como ejemplo la línea a 13,8 kV Chone-Flavio
Alfaro de 48 Krn, N~ 2/0, para el año 1988 tendrá una carga
aproximada de 714 kVA, queremos saber cual es la capacidad
en kVA del regulador de voltaje;
kVA 714I carga = = = 29,87 amperios
V§* x Vf.f. V^* x 13800
Rango del regulador = -f- 1O%
Capacidad nominal de placa del regulador sería:
kVA = 10 x V^x 13.8 x S9.87 _ 71,4 kVA
30 100 10
Reg. kVA_ rt = 23.8 kVA.
Para banco de 3 unidades 1 0 : kVA, 0 Regulador = 23*80 kVA,
137,
Uno de los primeros pasos para chequear si un alimenta-
dor primario tiene una regulación diferente, es revisar la car-
gabilidad de cada fase, sino está balanceada significa que debe
mos chequear el balanceo. Estas condiciones de balanceo impli
can una corriente igual en cada fase con una correspondiente reX ~
gulación mínima. En suma, si a la regulación pobre se su-
ma que la carga esta muy desbalanceada, los componentes de
la subestación como transformadores, reguladores, efcc, sufri-
rán sobrecargas en la fase más desbalanceada,
iPor último un método que es también muy usado en los sis
temas de distribución es el uso dé capacitores en paralelo, los
cuales causan un aumento de voltaje en el sitio dal banco de los
capacitores detrás de la fuente. Los capacitores producen una
corriente a factor de potencia adelantado, esta corriente en ao!e
lanto que fluye a través de la reactancia en serie del circuito,
causa un aumento de voltaje igual a la reactancia del- circuito
por la corriente del capacitor. El incremento de voltaje es in
dependiente de las condiciones de carga y es mucho mayor en -
el sitio del capacitor, decreciendo a un valor de voltaje constan
te de la fuente.
, v , A 10 x kV2 x % AVkVAc =
d. x
kVAc = kVA o kVAR del capacitor trifásico
d = distancia en Km,
138.
X. = reactancia de la línea por conductor en ohmios por
Km*
kV = voltaje líhea-líhea en kV,
% V = aumento de porcentaje de voltaje
Ejemplo:
Para la línea Chone - F. Alfaro supongamos que desea-
mos instalar un banco.de capacitores para que en el año de 1990
el aumento de porcentaje de voltaje sea de 5%á
Datos;
- alimentador 3 0 de 48 Km,
- suponemos que el banco es situado en la mitad de la
línea ( 24 Km.)
conductor N- 2/0.
10 x kV2 x %AVkVAc «
d. x
kVAc = 10 x 13-8 x 5 =
24 x O.5O9
kVAc = 780 kVAR - 3 0.
3.6.4 Cordinación del Equipo de Regulación *-
Con un control de voltaje económico, el equipo de re
gulación será aplicado en serie a través del sistema de distri-
139,
bución* En los alimentadores con excesiva cafda de voltaje, va
ríos reguladores tipo paso pueden ser aplicados en serie, o tam
bien se puede hacer combinad ones de reguladores de paso y ca
pacitores fijos o desconectables. Ocurre que los reguladores y
los bancos de capacitores son a menudo situados en la misma
subestación* Por lo tanto es necesario que se efectúe una coor
denación adecuada del equipo de regulación de tal forma que la
operación de una unidad no cauce operaciones excesivas de las
otras unidades,
Como regla general los ajustes del equipo de regulación -
en un mismo alimentador deberfa hacerse'de tal forma que una
operación de una unidad no cauce un cambio de voltaje en la se
gunda unidad, mayor que el ajuste de ancho de banda de este a~
parato, Además no es siempre posible aplicar reguladores de
voltaje y capacitores en el mismo alimentador debido a que hay
un cambio relativamente grande de voltaje cuando se conectan -
los capacitores. Sin embargo, ya que el ancho de .banda de un
capacitor es mucho mayor que el ajuste de ancho de banda de
el regulador de voltaje, y debido a que la conexión del capaci-
tor ocurre solamente unas pocas veces al día, una operación
del regulador siguiente a la conexión de un capacitor no es con
siderada muy seria,
Si se instalan capacitores fijos en el lado de la fuente del
regulador no hay problemas de coordinación. Cuando se añaden
capacitores, el voltaje de entrada del regulador cambia, y, si
es necesario el regulador operará para mantener el voltaje re-*
querido en el punto a regularse»
140.
3.7 PROTECCIÓN DEL SISTEMA . -
La protección de los sistemas de distribución tiene por ob
jeto evitar o reducir los daños a los circuitos y aparatos, y me
jorar la continuidad de servicio a los consumidores. Existe mu
chos factores para realizar un esquema de protección del siste-
ma, pero el que mayor influencia tiene en el diseño del'sistema
los aparatos de protección, es la crarga que se va a servir.
Entre los factores cjue influencian en el diseño del siste-
ma de distribución y en consecuencia para el diseño del esque-
ma de protección son:
1. Requerimiento del sistema a encontrarse;
- Capacidad de carga inicial
- Flexibilidad para futuras cargas
- Normas establecidas de calidad de servicio
— Pérdidas razonables
- Regulación de voltaje adecuada
- Ordenanzas y códigos vigentes
2, Consideraciones de costos .-
- Costo inicial
- Costos de operación y mantenimiento ^
— Costos actuales
141
3* Condiciones existentes ,—
- Parte aérea o subterránea
- Disponiblidad de sitios para subestaciones .
- Disponibilidad de derechos de vía
Pero, para tener una idea-clara de la protección de un sis
tema es necesario conocer-cuales son y como se producen las
sobrecor,rierítes y en general como se originan las fallas del sis
tama.
3*7,1 Probabilidad de fallas ,-
La mayoría de fallas ocurren más bien en la parte co-
rrespondiente al sistema de distribución antes que en el sistema
de generación o transmisión. Los factores que contribuyen a es
te hecho se deben a que esta parte del .sistema, está expuesta -
en la mayoría de casos a una serie de problemas; vientos, ramas,
rayos, error humano, etc.; o también el tipo de construcción, se
ñalemos que la construcción aérea presenta mayor probabilidad -
de fallas, por estar más expuesta a los problemas indicados an-
teriormente y por último el sistema de protección empleado pues,
no es. muy. justificable emplear "una protección demasiada cara.
Las dos herramientas básicas en las cuales hay que poner
mayor énfasis son: Primeramente el esquema de protección que
se va a emplear y segundo el tipo de construcción usado en el
sistema.
142,
3*7.2 Tipos y causas de fallas ,-
Las fallas en los sistemas de distribución pueden ser
de dos tipos: permanentes y transitorias. Una falla transito-
ria puede despejarse por sr mismo," o puede despejarse median
te interrupciones momentáneas del circuito;, como ejemplo de
este tipo de falla podemos señalar las originadas por descar-
gas atmosféricas, vaibén de los conductores que 'se unen mo-
mentáneamente, ramas de árboles, etc. Si una falla que al
comienzo es transitoria,- después puede convertirse en perma-
nente ya sea porque no se autodespeja o porque no funciona el
equipo de protección.
Una falla permanente se define como aquella que per
sistirá indiferente a la velocidad de operación de los aparatos
de protección de sobrecorriente o al número de veces que el
dispositivo abre y recierra el circuito. Como ejemplo de fa
lias permanentes podemos indicar las siguientes: líneas caídas
debido a rompimiento de los postes, objetos • extraños .entre
conductores, daños en los aparatos de protección, etc.
Entre las causas que pueden perturbar el servicio -
normal del sistema de distribución mencionaremos algunas de
las perturbaciones:
- Perforación de los aislantes,
- Descargas atmosféricas y sobretensiones internas.
- Presencia de animales.
143.
- Destrucciones mecánicas por caídas de árboles en li-
neas aéreas.
- Error humano.
— Puestas a tierra intempestivas»
- Salinidad de los mares, los cuales afectan a los con-
ductores y estructuras de hierro de las mismas.
/
De todas las perturbaciones señaladas anteriormente pode-
mos agruparlas en 5, y que serían;, cortocircuitoss sobrecargasy
corrientes de retorno, sobretensiones y bajas tensiones.
3,7.3 Estudio de Fallas: Métodos de cálculo
Existen muchos .métodos de cálculo de corriente de fa-
llas ya sea experimental o teóricamente hablando, pero en defini
tiva, todos llegan a una misma conclusión; quizá el error de me
dida y aproximación. en los cálculos que se puedan cometer no
implican muy significativamente en los resultados/
De los métodos experimentales el que más se usó hasta
hace algún tiempo fue el de simulación mediante un analizados de
redes de corriente alterna, que tenía los inconvenientes en lo -
que se refiere a la demora causada en obtener los resultados
requeridos fl Pero posteriormente se dio un salto notable en la
investigación, pues pasamos a la era del computador e indudable
mente se han realizado muchos programas de estudio de sistemas
de potencia en general; esto ha acarriado una serie de hechos ta_
les como ahorro de tiempo y resultados más exactos.
144.
Método a seguirse0«- Para el cálculo de fallas o específica-
mente.de las corrientes de cortocircuito, primeramente tenemos
que tomar en cuenta la impedancia propia de los elementos que
constituyen un circuito eléctrico, que en definitiva es la caracte
rustica que limita el valor de la corriente que puede circular
por dicho circuito, lo que también es válido para las corrientes
de cortocircuito. La impedancia tiene dos componentes: la re-
sistencia y la reactancia, esta ultima puede despreciarse» En
los circuitos de corriente alterna con tensiones nominales supe-
riores a los 600 voltios y puede despreciarse la resistencia y u
ti libarse solo la reactancia como valor total de la impedancia.
Normalmente en los cálculos de corriente de" cortocircuito
se emplean valores de la reactancia expresados en %, tal como
se especifican en las placas de las características de las máqui
ñas y transformadores, En la figura N-.3.7.1 se indica el
diagrama unifilar de lo que serfa el sistema Regional" de Mana-
bf en el año de 1990, anotándose que los 2 grupos de 2500 y -
2 x 1000 kW diesel, pasarían a la reserva, quedando únicamen
te los 4 grupos de 3400 kW, un grupo de 4000 kW y el aporte
del Sistema Nacional.
Determinaremos las corrientes de cortocircuito en dife-
rentes puntos del sistema eléctrico. L.os valores correspondien
tes a los datos para el cálculo si adoptamos como base 10 MVA,
son los siguientes;
145,
1) Generador 1 ,-
Potencia unitaria = 4.25 MVA
Reactancia subtransitoria x"d = 15% ( G1, G2, G3, G4, G5)
X01 = — x - - « 0,35 xG5 = - - x'—^-= 0,3100 4.25 100 5"
xG1 = xG2 = xG3 - xG4
2) Transformadores; 3"f 4, 6, 75 8, 9 y 11
Potencia unitaria -1.5 MVA
Reactancia del cortocircuito 7,5%
v"T" fQ A. *1 *1 *N — ¡ i -SX — O K.f~\ I ^O j j * - r . * # B . l l ^ — \ - — \J 0 CJW
100 1.5
3) Transformadores; 5
Potencia unitaria = 2.5 MVA
Reactancia de cortocircuito = 7.5%
xT5 = —" x = 0.30100 2.5
4) Transfornnadores: 10
Potencia unitaria = 3.75 MVA
Reactancia de cortocircuito = 7.5%
146,
xT2 = - - x — - = 0.15
100 5
6) T rans f o rm ad o res: 1
.Potencia unitaria = 1 0 MVA
Reactancia de cortocircuito = 7-5%
X I I 1 — • ~4 X ~~ U * w / O
100 10
7) Línea de subtransmisión Portoviejo-San Isidro: 115 Km,
x 4/0 = 0.513 ohm/cond/Km
\1 = 0.513 x 115 = 60 ohm.
x L1 fk) « xL1 x2
10 x kVf f
En donde;
xL1 =" reactancia de una fase en ohms.
PB - *( potencia base en kVA
i,kVff = ' voltaje fase-fase
XL1(%) = 0.126
8) Línea de subtransmisión Portoviejo - Manta 36 Km,-
x336.4 Mcm = 0.432 ohm/cond/Km.
147,
XL2 = 0*432 x 36 = 15,5" ohms,
xL2 (%) = 0.031
9) Linea de subtransrnision Portoviejo - Fajan 93 Km,-
x4/0 = 0,5.13 ohm/cond/Km
xL3 = 0.513 x 98 = 53*O ohms
xLS (%) = 0.113
10) Linea de subtransmision Tosagua - Bahía 4O Km,-
x 2/O = 0.550 ohm/cond/Km
xL4 = 0.513 x 40 = 20-5 ohms
xL4 (%) = 0,047
11) Subestación del Sistema Nacional Interconectado.-
Potencia unitaria = 45 MVA
Reactancia = 15%
xTs¡ = -1 - x -^— = 0.033100 45
í_os valores de las reactancias se expresan en la figura
N- 3.7*2 y están dadas en tanto por uno, reducidas a la poteri
cía base 10 MVA,
6 9
kV
San
Is
idro
13.8
kV
uiw
1-5
MV
A (7
.57.)
69
/13
.8k
V
69
kV
Ll
_69
wU
*iI.
13.8
kV
L2
5 x 10 MVA
69/13.8 kV(7.5 *)
13.8 kV M
ANTA
GA
'
G5
GA
Gl
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2 -:•
G3
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17
MV
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2 %
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V
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:x3.
75 M
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kV
13.8
kV
Ll
2 x
1.5
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9/1
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kV
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agua
Cho
rte
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SIST
EMA
N
ACI
ON
AL
INTE
RCO
NEC
TAD
O
U.LU 2
xi
5 M
VA
13.8
kV
Ro
cafu
ercc
Ll
PORTOVIEJO 2 x 45 MVA
orm
138 kV/69 kV (15 %)
I 69 k V
a3
x 5
MV
A (7
.5%
)69/1
3.8
kV
13.8
kV
Port
ovíc
jo
»9 k
V
L3
69
kV
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1 5
MV
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L-:
t -V
flU
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69
kV
69
kV
2 x
2.5
t*iv
69/1
3.8
kV
13.8
kV
San
ta
Ana
'13.8
kV
Suc
re
•
3.8
kV
Y
13.
Jip
ija
pa
8 kV
Paj
án
FI
GU
RA
3
.7.1
SI
S T
E
H A
M
A H
AB
Í
D I
A 5
R
AM
A
UN
IF
IL
AR
ARO 1.990
149;
A continuación estudiaremos tas corrientes de cortocircuito
en cada uno de los puntos indicados en el esquema de la figura
3.7. . , .
Cálculo de cortocircuito en el punto A.—
Al producirse un cortocircuito en el punto A, implica que
al disyuntor D1 fluirán todas las corrientes de cortocircuito de v
las cargas conectadas al sistema^ lo mismo que de los otros
generadores. Representando el sistema simplificado quedaría-
como el que se indica en la figura 3.7,2"
15G«
tu
(a)
Figura 3.7*3
Para cambiar de base debernos utilizar la siguiente rela-
ción:
Xn _ Pn
Xa Pa
, Bn donde los subíndices n y a representan la nueva y la
antigua base respectivamente.
Pn '(o) = 10 x °*35 - = 11.7 ; Pn(1) - 10 x -2i§- = 91.40.3 O.547
Pn (2) = 20 x °'5 • =5 50 ;0.2
Xn(4) = 0.075 x —— = 0.01550
Pn(3) = 20 x °'5 •= 33.3
151.
/o
•41.7'{0.3*)
So
3o
A
2O
30 ¿ 33.3
10
JO
1 *i.» Ji A
:#,>
o¿
20: (0.0 33)
(c)
Simplificando (d) tendremos los siguientes pasos a seguirse:
Xrí(5) = 0,510
•191.4
= 0,26 (e)
Xn(6) 0,5 --10
0.7963.3
e f°| (0.0 46)
1A
iO(O.X6)
10: (0.11
30Co-'S)
O-IUM.I.
Los ramales (7) y (8) pase_
mos a una base de x = 0.15
¿» (8)l.o(0.0^6) «°-ts^ T^J.903) i
| 1
¿ 41.7
f(0.»S)
ItA..
zo„ (O,{J33J
Pn f7> — 1O x —
0,
Dv-v'Q\ -in v
.15
386
.15
3 89
1 RR
0,903
152,
(9)
so tJ.esO.I* To.IT
69 ktf
20O.IS Po.033
Í38 W
10 • 35.S5 , 20p¿0.033) 136 W
Para calcular la potencia de cortocircuito adicional pro-
porcionada por la red de 138 kV asurninos qué esta es una ba-
rra infinita, lo que equivale a tener un generador de igual p£
tencia que el transformador correspondiente, es decir 20 MVA,
Pee ~X
2O
O 033= 606 MVA
El diagrama equivalente por lo tanto seria:
fe «3 W 6*5 í\J
fío.15)
:M , 'ÍA.<0-i5^
Cj)
153.
Reduciendo (9) a una reactancia por unidad base de 0.15
tendremos:
Pn(9) = 20 x ——— = 45.45 MVA0.066
(1)
.35-55• ÍO.I51
A i. 3
ID(11)
SI
óLas reactancias (10) y (11) están en serie, pero tenemos
que reducirles a una misma base de MVA (10 MVA)* "
10Xn( l1 ) = 0.15 x - = 0-0185
•81
(m) (n)
1010. i
10(0-OIS5>
41.7(0.35)
10
(4Z\. A
1B'4.
En (n) reduciremos a una reactancia base de 0.44 por en
contrarse los 2 ramales en paralelo/
O 35Pn(12) = 10 x —- = 54,26 MVA
0,0645
(O) - (P)4U 5*. 2 fe qs-.q
Í0.35) £0.3*1 • - (O-*?
A
Finalmente reduciremos la reactancia obtenida en ( p) a
la potencia base de 10 MVA,
1OReactancia reducida = 0.35 x = Oa0365
95.96
10 MVA
(0.0365)
(q)
Potencia de cortocircuito:
Pee = -£— = ——— = 274 MVA-Xcc 0,0365
Corriente eficaz de cortocircuito;
- - Pcc - 274 _
N/ÉTx V N^x 13.8
, AkA,
155,
Corriente .máxima de jrorstocírcuito' de choque:
Imáx = 2.55 Ice = 29,23 ¡k;
Corriente transitoria de desconección:.
Ice
In
Pee
Pñ
274
10
- 27,4
Se admite un retardo mínimo de desconexión de 0.25 seg,
que según las curvas de la fig* N~ 3-7,4 nos da un valor de
= 0.64
•Id - x Ice - 0.64 x 11.46 - 7.33 kA,
- • Capacidad de ruptura del disyuntor;
= 175.4 MVA
156,
Cortocircuito en el punto B:
La determinación de las corrientes de cortocircuito en el
punto B de la figura N- 3.7,1. nos servirá para hallar las .ca-
racterísticas de corte y funcionamiento de los disyuntores de
la línea Manta - Portoviejo.
SI-? 51-30.01 B) ÍO-3S)
B
Figura 3,7.5
7Xn (1) = 0/075 x — — = 0.078
50
Xn(2) = 0.15 x10
810.0185
O)
Pn (3) = 51.7 x0.0495
0,4285.98 MVA
(e)
10
-X-•B
157.
La Reactancia reducida a la base 10 MVA será:
0.0495 x -1° = 0.03115.98
10(O (0.031)
Xr
B
En consecuencia con los valores ^encontrados al final pode
mos calcular la corriente y-capacidad de cortocircuito»
La tensión nominal es 69 kV,
La potencia de cortocircuito:
P 10Pee = - = = 322,6 MVA
X 0.031
Corriente eficaz de cortocircuito de choque:
Icc= - - = - = g . 7 0 k Ax kV V?T x 69
Corriente máxima de cortocircuito de choque:
. V
Imáxcc = 2,55 x 2,70 ~ 6.88 kA
Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura:
Ice _ Pee _ 322.6 _ .— ' x*-* ~ ~- * ' " ™ O£l * ciO
In Pn 10
158,
Con un retardo mínimo en la desconexión de 0.1 seg, a-
plicada las curvas de la figura 3.7.4 tendremos; ft = 0-6
Corriente de desconexión Id
Id = / x Ice = 0.6 x 2.60 = 1.62 kA .
Capacidad de ruptura del disyuntor
pr' = t x Pee = 0.6 x 322.6 =193.56 MVA,
CORTOCIRCUITO EN C:
Figura 3,7.6
• 51 7Xn (1) = 0.046 x = 0.238
10
(a)
1010
31- &É 31.66
159,
Pn (2) = 517 x °'386 =• 33.940.588
Pn(3) = 31.66 x = 81.470.15
pn (4) « 20 x - ' - — . = 116.97' 0.066
La tensión nominal es 69 kV,
Potencia de cortocircuito
C10
(0-0159)
Pee = -^X 0.386
= 627.9 MVA
Corriente eficaz de cortocircuito de choque:
Ice =Pee 604
V§xkV V§x69= 5.25 k/\e máxima de cortocircuito de choque;
I máxcc ~ 2.55 x 5,05 = 13.40 kA.
Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura;
Ice
In
Pee 627.90= 2.69
Pn 233.18
160.
Si consideramos que será un disyuntor normal con un tiem
po de retardo de 0.25 seg, De donde;
= 0,88
"Capacidad de ruptura Pr ==/¿*pCc = 0,88 x 627,9= 553 MVA.
Corriente transitoria = Id =/fx!cc = 0.88 x 5.25 = 4.62 kA.
CIRCUITO EN D:
Figura 3,7,7
SI.70.5BB
,30(oses) (0.15)
PrV(l)
ÍCC)
51.7 x • -°*-1b = 13.19 MVA ,0-588
Xn(2) « 0.15 x20
48.74= 0.062
2.0 20u {o.o S-i)
Pn (3) = 20 x0.033
0.095= 6,95
161,
'O X = 0.033 x - = 0.0122X D 26.95
Tensión nominal en 138 kV:
Potencia de cortocircuito Pee = : = 816.7 MVA0,033
Co.rriénte eficaz de cortocircuito
Pee 8O8' „ ^ , AIcc ~ - - - - 3.42 kA
"x kV V§~x 138 .
Corriente máxima de cortocircuito de choque;
Imáxcc = 2.55 x Ice = 2-55 x 3.42 = 8.71 kA .
Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura
In Pn 26.95
Para disyuntor normal (O."25 seg = tr) •=> H- =0 .6
Capacidad de ruptura Pr =y*x Pcc= 0.6 x 816.7 = 490.0 MVA
Corriente transitoria Id =A* Ice = 0.6 x 3,42 = 2.05 kA
CORTOCIRCUITO EN E:
Figura 3*7.8
SO ¡oid 54 7)
(a)
20
31.66 ¿ 20-
162,
(1) y (2) reducimos a una reactan-
cia base 0.15»
O 15Pn(1) = 51.7 x— = 13.19 MVA
. 0.588
Pn (2) = 20 x • °'15— = 45.45 MVA0.066
(3) Redutíiremos a una reactanciabase de 0.2.
Pn (3) = 50 x 0.220 MVA
0,5
Luego el circuito equivalente será el indicado en (b)
(4) reducimos a una potencia base de 1O MVA
10 Xn(4) = 0.15 x 10
90.30» 0.0166
¿0U0.2)
CÍO
(5) y (6) transformamos a una reactancia base de 0.2
0.2Pn (6) = 10 x
Pn(5) = 10 x -
0.547
0.2
0.1426
= 3,66 MVA
= 14.03 MVA
'163.
Finalmente tendremos el siguiente diagrama reducido:
(d) en base 10 MVA10
(0.0347)— r* no/t-7= U*Uo47
57.69
La tensión nominal es 69 kV:
Potencia de cortocircuito Pee = —.—-— = 288,4 MVA0,2
^ - *. ¿r. ,j x. . •-,. rCorriente eficaz de cortocircuito Ice- 288,4-V§x69
^ , A=2.41 kA
Corriente máx, de cortocircuito: Imáx -2,55x2.41 =6.15 kAce
Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura
In Pn 57.69
=— vJ « /
Capacidad de ruptura Pr ~//*Pcc.~ 0.7 x 288 = 202 MVA
Corriente transitoria Id ==/í x Ice = 0.7 x 241 =?' 1 -69 kA
CORTOCIRCUITO EN F:
Figura 3,7.9 .
j.s&sl
(a)
_Reactancia en 1 transformamos ala base de 0, 15
= 51-7 x ~- MVA
164 i
En consecuencia la nueva CT^kguración tendrá el e squema
de la figura (b) .
^ ^ ' Transformando a la base de 35.55MVA tendremos;
S 3$, 55
3,- -_
Xn(.2) - 0.15 x = 0.0909'.. -. . 58.65
. , IOCe) ' (d)** y ^ '
- A base de. 10 .MVA
X = 0.2409 x —Í2 = 0.068. 35.55
Tensión nominal 13,8 kV.
35.55Potencia de cortocircuito Pee = < = 147,6 MVA
. ' 0.2468
Corriente eficaz de cortocircuito Ice = ~ —= 6.17 kAV§xkV
Corriente máxima de cortocircuito de choque;
Imáxcc ~ 2.55 x Ice = 15.74 kA '
Corriente transitoria de desconexión y capacidad de ruptura
Ice _ Pee 147.60 . ._*?¿ - - 4,15
Pn 35.55
165.
Disyuntor normal (0.25 seg= tr) = 0.75
Capacidad de ruptura Pr = A x Pee = 0.75 x 147.6 = 110.7
Corriente transitoria Id -/* x Ice = 0,75 x 6.17 = 4,63 kA
MVA
En el cuadro siguiente se indica un resumen de los cálculos
de las características de cortocircuito del Sistema Eléctrico Re-
gional de Manabí*, para la selección del tipo de disyuntor,
/i
RESUMEN DE LOS CÁLCULOS DE CORRRIENTES DE
CORTOCIRCUITO
Puntode
CortoCircuito
A
B
C
D
E
F
Disyuntor
D1
D4
D5
D6
D7
D8
Corrientes de Cortocircuito
(KA)
DeChoque-
29,23
6,88
13,40
- 8.71'
6.15
15.74
EficazCortoCircuito
11.46
2.70
5.25
3.42
2-. 41
6.17
Desconec.
7.33
1.62
4.62
2.05
1,69
4.63
.166.
3,7,4 Selección adecuada del equipo de protección .—
l_ps. . -circuitos de distribución son protegidos de'
corrientes a tierra y de corrientes de cortocircuito mediante
una serie de dispositivos de protección, entre los cuales los
que más normalmente se usan son los siguientes:
- Reconectadores automáticos
- Seccignalizadores; y,
/—«. Desconectadores fusibles.
&
Los reconectadores automáticos basan su operación en un prin
cipio hidráulico, que por efecto de la corriente de cortocircui
to sobre un electroimán produce-un determinado número de -
aperturas y reconexiones de sus contactos antas de abrir el
circuito en forma definitiva. El ajuste normal de los reco-
nectadores es de 4 operaciones (figura .3.7,10), siendo las 2
primeras rápidas (curva A) y las otras 2 lentas (curva B).
Este ajuste se logra mediante pequeñas válvulas y orificios -
calibrados9 'por donde puede escurrir el aceite impulsado por-
uña pequeña bomba „ La corriente mínima de operación en -
todos los reconectadores es de 2 veces su corriente nominal,
y el tiempo que demora en abrir sus contactos en la opera-
ción rápida o lenta se conoce a través-de las curvas,-caracte
rísticas de operación que se dan en los catálogos.
El reconectador dispone como accesorio, de 'una palan-
ca de no reconexión ubicada junto a la palanca de operación
1*67..
la que al ser operada hacia abajo lo deja con una sola opera-
ción 5 es decir sin reconexión»
Corriente
1 cortocircutib • T
, 1
,
t
•io ;
1 L*~
* — 1s&srr~~}
UI 0. \J * í «
'
1 W
»
. •
•fcUTWfO
Las condiciones que debe cumplir un reconectador automá
tico para prestar servicio adecuado, son las siguientes:
a) La corriente nominal del reconectador debe ser mayor que
la corriente de carga en el punto donde se va a instalar.
b) La capacidad de ruptura del reconectador debe ser mayor
que la falla máxima en ese punto.
c) " Efl ajuste del reconectador debe ser tal que coordine con
las protecciones instaladas a ambos lados del reconecta-
dor. '
d) La corriente de falla mínima en la zona que protege el -
reconectador debe ser mayor que su corriente mínima de
operación; o sea, mayor que 2 veces .su corriente nomi-
nal.
• 168,
Los seccionalizadores trabaja.en conjunto con un reconectador y
abre, para fallas permanentes en la línea, en alguno de los tíem
pos muertos del reconectador. Después que el reconectador ha
efectuado un número determinado de cierres y aperturas el sec-
cionalizador abre definitivamente sus contactos mientras el reco
nectador está abierto. Este dispositivo puede se.r ajustado para
abrir después de la 1ra., 2da 6 3ra operación del reconectador.
Si la falla es transitoria ésta puede despejarse en las primeras
operaciones del reconectador pero' si es permanente el secciona-
lizado operará aislando la zona fallada.
Las condiciones que debe cumplir para la adecuada opera-
ción de un seccionalizador son las siguientes;
1, El reconectador ubicado a espaldas del seccionalizador de-
be operar para la falla míhirna de la zona que protege el
seccionalizador. ' .
2» Esta falla mínima debe ser mayor que la corriente mínima
de operación del seccione.! izador.
3, No debe excederse el tiempo máximo de conexión para la
máxima falla que se produzca.
Normalmente un seccionalizador se usa para proteger arran
ques.
Los des conectad o res fusibles son los dispositivos más sencillos -
que existen para interrumpir- la corriente de cortocircuito. Es
169,
un conductor de un metal especial (plomo, aluminio, plata, etc)
calibrado de modo que el calentamiento producido por la corrien
te normal del circuito en el cual se encuentra intercalado no -
sea tan alto como para producir una variación substancial de las
propiedades conductoras del metal- Sin embargo, el elemento
fusible debe fundirse e interrumpirse el circuito cuando la co-
rriente exceda de cierto valor predeterminado.
Para los fusibles se acostumbra dar 2 curvas característi
cas.de operación: el tiempo mínimo de-fusión y el tiempo total
de apertura en función de la corriente, del cortocircuito.
La característica del tiempo míhimo de fusión se logra e-
nergizando el fusible en baja tensión y midiendo el tiempo que
el fusible demora en fundirse para diferentes valores de corrien
te de cortocircuito,, La característica de tiempo total de apertu
ra incluye e't tiempo de fusión del elemento fusible más el tiem
po de extinción del arco»
- Por último señalamos a los seccionadores que tienen por
objeto permitir la apertura de los desconectadores fusibles cuan
do está circulando la corriente de carga. Su operación consis-
te en puentear el desconectador haciendo que la corriente de ca_r
ga pase por el seccionador en el momento cuando se abren los
contactos del desconectador fusible, _ El circuito; finalmente se
interrumpe bruscamente por la acción de un resorte en la cama
ra de extinción del interruptor bajo carga sin imponer ningún es_
fuerzo al desconectador.
170.
3.7.5 Protección contra descargas atmosféricas» —
La protección contra , rayos o descargas atornosféricas
por medio de pararrayos y conductores aéreos puestos a tierra
significa una reducción de salidas de servicio y- evita desde lúe
go de cualquier daño al equipo. La cantidad y clase de protec
ción varía en diferentes aplicaciones, dependiendo del grado a
que están expuestas las líneas, la frecuencia y severidad de
tormentas de rayos, el costo de la protección como un aspecto
de seguridad contra daños del equipo debido a fuentes de conec
cíón del sistema, y el valor d.e reducción de salidas de opera-
ción de las líneas.
Los dispositivos que se utilizan para protección contra-
descargas .atmosféricas son los pararrayos, destinados a des—n-
cargas,, las sobretensiones producidas por rayos o maniobrase#
que no de ser así" se descargarían sobre los aisladores o per
forando el aislamiento, ocacionando interrupciones en el siste
ma eléctrico, y en muchos casos, desperfectos en los genera
dores, transformadores, etc. Los pararrayos deben estar co
nectados permanentemente a las líneas y operarán solamente
cuando la tensión alcance un valor conveniente o superior a la
tensión de ruptura, Es decir, que un pararrayo actúa como
una válvula de seguridad,
. V •
El tipo que se usará es el denominado pararrayo autoval
vular.
En la figura 3.7.11 se indica el principio de un pararra
171
yos autovalvular. Según se.afiK^esa en esta figura un panarra
yos de este tipo está constituido, por un explosor o espinteré-
metro 1 y una resistencia en serie 2.
n ! - El explosor está ajustado para .que
1 t salte la descarga entre sus electro^
dos a cierta tensión denominada -
í tensión, de ruptura, lo que estable-f ,
' ce la conección con tierra a travésl — J --- 1de la resistencia 2. . Después de -
~-~~ Fíg3.7.11 la disminución del valor de la so_
bretensión, el explosor suprime, a su próximo paso por cero,
la corriente de la red, que se restablece a la tensión de ser-
vicio pero cuya intensidad está limitada po.r la resistencia; por
lo tanto, la línea queda nuevamente separada de tierra. La -
resistencia 2 de la figura 3.7.11 está constituida por un mate_
rial aglomerado (denominaciones comerciales:thyrite, resorbite
etc) que tiene la propiedad de variar su resistencia .con' rapi-
dez, disminuyendo cuando mayor es la tensión aplicada y adqui
riendo un valor elevado cuando esta tensión es reducida, en de
finitiva la resistencia eléctrica tiene características adecuadas
para el funcionamiento del pararrayos, pues, sucede que a la
tensión normal de servicio opone mucha resistencia al paso -
de la corriente; mientras que con una sobretensión, la resis-
tencia eléctrica disminuye, permitiendo así la fácil descarga a
tierra y eliminando por lo tanto la sobretensión.
El explosor de un pararrayos tiene una doble misión :
debe accionarse en caso de que aparezca una sobretensión, y
172,
después, debe suprimir la corriente de fuga a su paso por ce-
ro, después del amortiguamiento de la onda de sobre-tensión .
En los pararrayos más modernos, esta doble misión está éneo
mendada a 2 explosores en serie y denominados explosor de -
aislamiento y explosor de extinción.
Las conecciones a tierra de los pararrayos deben tener
baja resistencia y baja impedancia con respecto a la fuente.
Para mejorar el efecto de la conexión a tierra, la tierra del
pararrayos debe estar unida al sistema de puesta a tierra de
la subestación
Las conecciones de pararrayos a las. líneas, deberían es
tar en el lado de entrada y prácticamente cerca de los apara-
tos que se desea proteger. Muchas veces son instalados direc
tamente en los tanques de los transformadores, que ellos pro-
tegen-
3.7,6 Coordinación del equipo de protección * —
Para la coordinación de las protecciones tenemos que
aclarar algunos principios útiles y que se deberían tomar en
cuenta; un primer concepto que debemos señalar es el de que,
2 elementos de protección están coordinados cuando para una
determinada condición de falla, el elemento de. protección que
está más cerca de la zona fallada opera antes que el otro.
Para proceder a estudiar la coordinación de los ele-
mentos de protección es necesario hacer uso de curvas. carac-
173,
terísticas de operación tiempo-corriente, superponiéndolas ade-
cuadamente. De acuerdo al uso normal que se da a los elemen
tos de protección, en las lineas de distribución, se pueden rea-
lizar diferentes combinaciones, pero las que se presentan con
mayor frecuencia son las siguientes:
Reconectador - Reconectador
Reconectador - Seccionalizador
Reconectador - Desconectador fusible
Desconectador fusible - Desconectador fusible4.
Coordinación entre 2 reconectadores: El método más común es
el de coordinar 2 reconectadores por "corrientes nominales",
ya que otros métodos por ejemplo el de "número de operacio-
nes" o el de "ajustes diferentes" implican intervención en el -
sistema de control del reconectador que no siempre es sencillo.
Este método de "corrientes nominales" indica que los' reconecta
dores tienen el mismo ajuste, normalmente 2 rápidas y 2 len-
tas y se colocan de modo que sus corrientes nominales vayan
decreciendo al alejarse de la fuente. Anotemos que la fábrica
no garantiza efectiva coordinación entre 2 reconectadores de di
ferentes corrientes nominales en la curva rápida^ esto tiene -
particular importancia cuando se tienen reconectadores en serie
ajustados a una sola operación.
. "•» •'
Coordinación entre un reconectador y un seccionalizador;
Como se indicó anteriormente un seccionalizador siempre
trabaja en conjunto con un reconectador, expliquemos con un -
ejemplo;
174',
69 kV
E2
Si ocurre una falla en el punto P,
- figura 3,7.12, el reconectador em-
pieza a operar con sus aperturas y
reconexianes hasta que el sistema
1 -integrado del seccionalizador com-
3.7*12 pleta el número de operaciones de
ajuste y hace que éste abra después de la 1ra, 2da. ó 3ra -
apertura del reconectador, Al abrir el seccionalizador se mari
tiene el servicio de la línea troncal.
Lo importante en este .caso es que la corriente de corto-
circuito mfnima de la zona que protege E2, debe ser mayor -
que la corriente mfnima de operación del reconectador y del
seccionalizador, Normalmente se'trata de que las corrientes
nominales .de E1 y E2 sean iguales.
Coordinación reconectador - desconectador fusible:
La condición ideal de coordinación
es aquella que se logra cuando al
haber una falla en el punto P de
la figura 3,7,13, el reconectador
E1 opera con su característica rá
pida antes que se queme el fijsible, con el objeto de que si la/
falla es transitoria E1 reponga el servicio sin que sé haya -
quemado E2. Si la falla es permanente, al operar E1, de a_
cuerdo a su característica lenta, da tiempo suficiente para -
que el fusible E2 se queme aislando la zona fallada»
3*7-13
175,
• La coordinación se bssa -&m que las curvas del tiempo to-
tal de apertura (maximun cléar¿&ig time) y del tiempo mínimo
de fusión (minimun melting time) queden entre la curva lenta -
del reconectador y la curva rápida, amplificada ésta ultima por
el factor 1.5. -
, El fusible coordina con el reconec-
tador hasta un" valor de corriente de
•cortocircuito- máximo. Imáx (figu-
ra 3.7,14), ya que para una corrien
te mayor el fusible opera antes que
•la operación rápida del reconecta-
Curva B
' Imáx: Corriente
3.7*14dor,
Coordinación entre dos fusibles:
Este es el caso más simple por-cuanto sólo se necesita -
que el fusible E2 opere antes que E1. Para asegurar üan pos_i_
tiva coordinación entre E1 y E2
(figura 2.7.15) se exige que el 75%
del tiempo mínimo de fusión de E1
sea mayor que el tiempo total de a
El
pertura de E2. 3.7*15
Protección de líneas de baja tensión;
Las líneas de baja tensión se protegen con interruptores
automáticos en aire, rnonopolares o tripolares dotados de un e_
lamento térmico para proteger una sobrecarga y un elemento
176,
magnético como protección de cortocircuito.
Las condiciones que debe cumplir un interruptor automáti
co para usarlo en un punto determinado son las siguientes;
- Voltaje adecuado .
— Corriente nominal por lo menos igual a la corriente
de carga,
— Capacidad de ruptura del interruptor^ mayor que el*
cortocircuito má'ximo que se puede producir en ese
punto» ' ' . "..
• Respecto a la corriente máxima de cortocircuito que se
puede producir en barras de baja tensión de los transformado-
res de distribución, señalamos que será:
Ice máx = (amperios) . I = corriente nominal del -
transformador de distri
bución.
inpedancia de transfor-
mador en tanto por uno,
JL
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1966 :r1967-1968 ;:1969:: 1970 : 1971;-1972 ; .1973,--: Años
.1 CURVAS:
i|i:I¡-- Residencial ---i.¡:'2' ..Comercial . _-^:.
:! ..-4; Alumbrado público ;;! 5 Otros consumos ;;";: ¡;
Spiros
SISTEMA MANAB1Año 1.990
Líneas a 69 kV o34.5 kV
Líneas a 13.8 kV
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Anexo
3-4
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3763
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1757
1927
2112
2316
2542
2790
Bahía
466
486
495
505
521
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540
592
648
712
780
864
947
1048
-
1149
1274
1397
Roca
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625
685
754
834
915
1008
1088
1165
1260
• 1359
-
1464
1581
1705
1841
1989
2150
Portovte
.
3478
3814
• 4226
4636
5137
5637
6249
6858
7606
8351
9269
10179
11301
12412
13782
15139
Manta
12122
12785
13731
14467
15532
16592
18777
•21
01
023783
26611
• 30112
33696
38138
42680
48318
54078
S*
Ana
247
275
309
346
389
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. 486
539
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748
833
926
1031
1149
1279
Sucre
197
243
297
355
. 421
504
570
638
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1016
1138
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1599
Jip
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1103
1212
1336
1473
1630
1772
1957
2148
2371
2609
2873
3163
3483
3838
4231
4664
Paja
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410
450
490
540
589
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702
768
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1203
1315
1439
1573
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131774
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1.1
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0.5
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04
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m*
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74507
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132618
143837
156612
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xd
xd =
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m.
ANEXO No 3.7 '
Lg
ESTRUCTURA DE HORMIGÓNA 69KV
NOTA:VALOfES EXPRESADOS EN METKOS.
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69
kV
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•
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1
9530
m
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11585
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347.0
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6.
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698.8
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•' 27.4
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97.4
119.9
148.1
183.0
227*4
28
2*5
1.00 3
h.
(KW
)
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.6
55.4
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109.7
•
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170.6
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•59
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MW
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.
1163.7
1437.8
1776.7
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•
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134466
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1 7
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199.1
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2*
5248.0
279.3
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3347,0
382.6
424.7
468*8
518*1
572*0
632*5
698*8
773.8
855*8
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ANEXO 3.13
Cuadro Cartas de Thomas; Esfuerzos y Longitud en términos Flecha a Vano
el
FactorEsf «Hori
27.7777
26.3158
25,0000
22.7273
20.8333
20,0000
19.2308
17,8571
16.6667
15.6250
14.7059
13.8889
'13.1579
12.5000
11.6279
10.6383
10.0000
9.0909
8.3333
7,6923
6 «2500
5.8824
5.5555
5.2632
5*0000
4.7619
4.5455
4.3478
4,1667
4.0000
yiFactor
Esfuerzo
27.7823
26.3205
25.0050
22.7328
20.8393
20.0063
19.2373
17.8641
16.6742
15e 6330
14.7144
13.8979
13.1674
12^5100
11.6387
10.6501
10.0125
"9.1047
8,3483
7.7084
6B 2700
5.9036
5.5781
5.2869
5.0250
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4.5730
4.3766
4.1967
4.0313
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FlechaUnidad
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.00500
.00550
.00600
.00625
.00650-
.00700 -
.00750
.00800
.00850
.00900
.00950
,01000
,01075
.01175
.01250
.01375
.01500
.01626
.02001
.02126
.02252
.02377
.02502
.02627
.02753
.02878
.03004
.03120
*1LongitudUnidad
1.0000541.000060
1.000067
1.000081
1.000096
1.000 04
1.000113
1.000131
1.000150
1.000171
1.000193
1.000216
1.000241
1.000267
1.000308
1.000368
1.000417
1.000504
1.000600
1.000704
1.001066
1.001205
1.001351
1.001503
1.001668
1.001839
1.002017
1.002205
1.002402
1.002606
el
FactorEsf .Hori.
3.8462
3.7037
.3.5714
3.4483
3.3333
2.9412
2.5000
. 2.2727
1.8519
1.6667
1.56.25
1.4286
1.3514
1.2500
1.1905
1.1111
1.0638
1.0000
0.9091
0.8333
0.7143
0.6250
0.5555
0.5000
0.4545
0.4167
0.3846
0.3571
0.3333
_°.3122
yiFactorEsfuerzo
3.8787
3.7342
3.6065
'3.4846
3.3709
2.9838
2.5502
2.3280
1.9198
1.7422
1.6432
1.5170
1.4479
1.3513
1.2970
1.2255
1.1835
1.Í276
1,0501
0.9879
0.8965
0.8358
0.7962
0.7715
0.75842
0.75444
0.75804
0.76818
0.78414
0.80000
di
FlechaUnidad
.03255
.03380
' .03506
.03631
.03757"
.04260
.05017
.05522
.06791
.07556
.08068
.08840
.09356
.10134
.10655
.11441
.11968
«12763
.14100
.15455
,18226
.21083
.24061
.27154
.30387
.33777
.37343
.41104
.45080
.49070
iiLongitudUnidad
1.00282
1.00304
1.00327
1.00351
1.00375
1.00482
1.00668
1.00808
1.01219
1.01506
1.01715
1.02054
1.02297
1.02688
1.02966
1.03409
1.03722
1.04219
1.05119
1.06109
1.08369
1.11013
1.14057
1.17520
1.21423
1,25788
1.30645
1.360211.41952
1-45983
PE
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Anexo
3-1
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Año
1.9
75
1*9
76
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1,9
78
1.9
79
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1.9
83
1.9
84
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85
1*9
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1.9
87
1.9
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7*8
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6*3
42
0*5
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20.5
425,6
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5
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122.0
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*75
6*8
6
8*2
0
9*8
011*7
3
12
*75
PERDIDAS TOTALES DE POTENCIA EN LAS SUBESTACIONES ( KW)
ALTERNATIVA
6.9 fcv/ 13.8 kV
Anexo 3 * 15
ARO
1.97
5
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76
1.97
7
1.97
8
1.97
9
1.98
0
1.98
1
1*98
2
1.98
3
1.98
4
1.98
5
1.98
6
1,98
7
1.98
8
1,98
9
1.99
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4
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2
10.6
5
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2
12.3
0
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1
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1
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0
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3
41.6
5.
36
.47
41.5
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5
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2
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2
21.5
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91
.67
101.7
8
115.5
3
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.96
111.
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126.3
1
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8
12.1
2
13.2
3
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14.5
7
16.1
7
18.1
0
•
19,1
2
RESUMEN DE LAS PERDIDAS DE ENERGÍA EN SUBESTACIONES
ALTERNATIVA
69
KV /'13.8
KV
Anexo
3;16
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1,97
5
1.97
6
1*97
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1.97
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1.98
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1.98
6
1-98
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1.98
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5
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19.9
2
. 21.0
1.
22
.64
24
.49
26
.77
29
.68
33.2
7
37
.78
43.4
8
46
.41
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Jipi
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-_ — — 47.6
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7
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4
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101.
64
112.
36
125.
44
141.
35
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32.1
2
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43
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46.4
1
TOTA
L
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.32
700.8
1
831.
16900.1
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.48
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.49
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1
" 141
3.57
1506
.16
1555
e 2
1
1935
,95
2019.9
9
2221
.95
2704
.96
N E X O N- 3.17
69 kV
->.5 MVA69/13.8kV
1 .5 MVA69/13.8 kV
13.8 kVT
/ii
-, !Pass i
I I
Álimentadores
Primarios
D I A G R A M A U Í T I F I L Á R
S U B E S T A C I Ó N T I P O
Á R E A R O C Á F U E R T E
Demanda de Potencia para diseño de Lineas a 13,8 kV Anexo 3a 18V
A K 0
1-9731.9741,9751.9761.9771.9781-9791.9801,9811.9821.9831«9841,9851.9861.9871*9881.9891.990
D E M A N D A ( K V Á )
Convento
29- 31
343740434750555964
' 70788594
103114125
E, Al faro
2628303234363942454851 •55596368727883
F* Al faro
8090
101114128143161181203
" 2 2 9257294335
"383438500572653
Rieaurte
374146-5258657582-92
103115 .13ü148167189214243
.275
S.Antonic
56606570 •75. .
' 818793
- lUO108116126136148160173188204
Jama
.135145155166176191204219234251269290313338364393424
. 457
•
1.9731.9741.9751.9761.9771.9781*9791.9801,9811.9821.9831.984la 985
1.9861.987 .1.9881.9891.990
Canos,
4447"50545862667075808693
100107116124134144
iS» Isidro
6069 "8U92
106122140162186214247270295322352385421460
S.Vicentí
103108.114119126132139146153160169.179190201213225238253
Boyacá
32'3437394245485155596369758189
•97105115
Qui r oga
323538424651556167738089
100111124138154172
Calceta
161186232278328378457522580638710781859945
1039114312581383
Anexo 3.18
A S O
1.9731,9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801,9811,9821.9831.9841.9851.9861.9871.9881.9891.990
D E M A K P A ( K V A )
Junín
83- 94118138162185209235267299338
' 379424475532596667 .747
Canuto
67727682879399
106113121129 '139149161173186200215
La Estáncilla
343638394244464851
' 53565963
• • 67. 71
-758085
Bachille,
2223
. 252628303133-3538,4043464952 '5559
. 63
¿SPlácido
32343537 •
. 39. •414346
• 48'505356596366707479
Ohajuela
.6366 •697276"7983879195
100' 106
111118124131138.146
A 8*0
1.9731.9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801.9811.9821,9831.9841-9851.9861.987 .1.9881.9891.990 •
Calderón
9296101106111116121127133139146154163172181191202213
R. Chico
"6669 "72767983878196100105111117123130137145153
S*Jacinto
6569.737882879298104110117.124131139148157166176
Charapo té
101106•112118124131138145153161169179190202215•228242257
La Unión
1314151617182021232426
. 28303335384144
A-yacucho
212223242527282931323436384042444749
Anexo 3* 18 3/
Á fi 0
1.9731.9741.9751.9761.977-1.9781,9791*9801.9811.9821.9831.9841*9851.9861*9871.9881*989-1.990
0 E M A N D A ( K V Á )
H.Vásquez
1920
• 212223232426272829
- 313335373941 .44
Pto.Lápez
149164181200211243"268296326360397427459493531370613659
Machalilla
376941434547495154565962.
- 666973778185
Pto.Cayo
4345'47-.5052545760636669t37781869196
101
Olmedo
849095
102Io8116 '123131140 .149159171184198213229246265
Bel la-vista
283032353740
." 4346495357 -62667277839097
A N O
1.9731,9741,9751.9761,9771.9781.9791.9801.9811,9821.9831.9841«9851.9861.987 .1.9881.9891.990
Kobo a
7380 '8897
107-117,129142-156172'189210''233259287319354392
América
8391 -99
108118128140153156182198218239263289318349384
Anegado
106 ' '115120128136145 '154164175186198212 -228244 '-262280501322
Julcuy
2728 .3031333436373941434548 -51 '535660.63
P.Gómez
99108119130143157172188 '206226248268270313339366396428
Cascol
4851545760646872768085 '9197
103110118126134
Anexo 3*18
A Ñ O
1.9731.9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801,9811.9821.9831,9841-9851*9861.9871.9881.9891.990
D E M A N D Á ( K V A )
Lascano
2325
• 262830333537
. 404346
' 5Ü545964697581
Guale
616569758187 -93
100107115-123131140150160171183196
Camposano
18192021222324252627283031
. 33' 34
" • 363739
S.LorenssD
323334363738404153
. 44. 4648 -5153
'56 '- 58
61 "64
Jarana jó
127136146157
. 168180
. 193207222
' 238255 -269284 .300317 •
' 334353372
ííont^- „Cristi
339"363413456 -515572652746840935
1053• 1173
13071456162218072013.2243
A Ñ O
1.9731,9741.9751.9761.9771.9781.9791.9801.9811.9821.9831.9841*9851*9861,987 .1.9881.9891.990
Picoazá
217230245260276293311330350372395422452483517553591633
Colon
4851535659636670747882879398
105111118
.126
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.
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3
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221
240
26
0'
282
30
6-
333
359
387
416
449
484
522
562
KV
A.
x K
m.
3201
3471
3783
4129
4496
4884
5314
5786
6313
6811
7351
'. 7912
8549
9220
9954
10730
Reg
ula
cio
a
(%)
U 9
72
.14
2.3
3
2*54
2,r
73.0
1'
3.2
73.5
63.8
94.2
04.5
34*87
5.2
75,6
86.1
3'6
. 61
Pér
dida
s T
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les
,
Dem
anda
(%
)
30 10 h
.
íKfrt 0.2
90.3
40.4
00.4
80.5
70.6
70.7
90.9
31
.11
1,3
0.1
.52
1.7
72
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82.4
32.8
63,3
4
50*
11 h
.
(rart
0.8
00.9
41
.12
1.3
31.5
7•1
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2.1
92.6
03
,10
3.6
24
.23
4.9
25.7
86.7
77.9
49.2
8
100 3
h.
CKW
)
3.2
23,7
74
.46
5,3
16.2
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*8,7
710.3
912.3
814.4
71
6¿9
319.6
923.1
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631.7
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cia
(%)
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2.3
22.5
42.7
83,0
43.3
23,6
33.9
94.3
34.7
65.1
45.6
56.1
56.7
6.-
7.3
4
Pér
dida
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E
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ía
MW
h/af
ío
7.8
09.1
4•1
0.8
412.9
115.2
718.0
021.2
825.2
130.0
535.1
2.4
1.0
7"4
7.7
7.
56.1
065,6
8.
77.0
89
0.1
2
Cos
toP
érdid
as
(su
cre
s)
2729
3200
3794.
4517
5345
6299
7448.
'8824 '
10518
12293
14374
16721
1963
622989
26980
3154
1
Val
or
Pre
sente
(su
cre
s)
2729
2963
3253
3586
3929
4287
4694
*5149
5683
6149
6658
7172
7797
8453
9187
9942
91
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1
Cos
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onduct
or
=3
.4 S/.
/rr
u x
3.3
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u x
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u = S/.
235.6
20
Cos
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l = S
/. 3
27.2
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Regulación
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Pérdidas
Potencia (%)cu(ü
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oHfDW
W
O
íT>Oí
^ Ocu oH» "»cu rtpa O01
01ro
(0
oH
177
CAPITULO IV
EVALUACIÓN ECONÓMICA
El presente capítulo tiene por objeto realizar un análisis
económico para definir cual es el sistema de subtransmision
y distribución más económico sin dejar un lado un análisis de
tipo técnico,
Para el estudio del .sistema de subtransmisión y distribu
-ción más económico se ha- considerado 2 .alternativas de ten-
sión que son:
- Líneas de subtransmisión a 69 kV, y circuitos prima
rios a 13,8 kV.
»- Líneas de subtransmisión a doble circuito 34.5 kV,
y circuitos primarios a 13". 8 kV*
El análisis económico de las alternativas se lo realizó pa
ra el período 1975 - 19903 para ello se empleó el método del
valor presente. Para la alternativa de 34.5 kV se considera
que se aumentará otro circuito en el momento que las condicio
nes límites máximas permisibles, de caída de voltaje fueren ex
cedidas,
Costos unitarios de líneas y subestaciones:
Para las líneas de subtransmisión se han tomado los si-
guiantes costos unitarios:
178.
Voltaje Número Estructuracircuitos tipo
Costo UnitarioSu/Km.
69-kV
34,5 kV
hormigón16.5 mts.
1 hormigón13 mts.
' 400,000
250.000
En cuanto se refiere a las capacidades de las subestacio
nes, son las que fueron seleccionadas en el capítulo anterior
las cuales están de acuerdo con las normas de catálogos en loL
que se refiere a la tensión y los costos, Para las subestacio
nes con una relación de tensión 69/13,8 kV se ha tomado un
costo unitario de §í 1900/kVA, mientras que para la relación
de voltaje 34,5/13,8 kV los costos unitarios disminuyen a -
$< 1700/kVA.
Los costos unitarios en divisas y moneda local son los -
siguientes; ;(Sucres)
Divisas M. Local Total
Líneas a 69 kV (Sí/Km)(estructura de hormigón)
Li'neas a 34.5 kV (Sí/Km)
(estructuras de hormigón)
Lineas a 34.5 kV (Sí/Km)
(estructuras de acero)
240000(60%)
150000
(60%)
160000(40%)
1 00000
(40%)
400000.(100%)
250000
(100%)
180OOO 120000 300000
179,
(Sucres)
Divisas M. Local Total
Subestaciones
69/13.8 kV ($í/kVA)
Subestaciones
34.5/13,8 kV (5í/kVA)
1500(79%)
1343
(79%)
400
(21%)
375
(21%)
190O
(100%)
17OO
(100%)
4,1 Costo de realización *~
Para el análisis del costo de realización de las obras se
analizarán las dos alternativas: subtransmisión a 69 kV y sub-
transmisión a 34.5 kV, En ambos casos los alirnentadores pri
marios se consideran de 13.8 kV. T'ratándose de un Plan .'-
Maestro, se tomará como punto de partida, considerando el he
cho de que el Sistema Regional de Manabf en la -actualidad no
dispone en abasoluto de servicio eléctrico. Una vez estableci-
do el programa de obras maestro, se superpone con el total
de obras existentes y decididas, y se establece el plan de obras
a ejecutarse»
ALTERNATIVA I : 69 kV .-
El costo estimado del programa de obras de esta alterna-
tiva consta en detalle en el anexo N- 4.1.1, siendo en resumen
el siguiente;-
180,
,(Miles de Sucres)
Divisas M. Local Total
Transmisión a 69 kV,
Transformación
TOTAL
6936O
136586
205946
46240
36314
82554
172900
288500
Se ha establecido un calendario de inversiones, el cual
puede verse en el anexo NI- 4,2.1, siendo en resumen el si-
guiente:
ANO INVERSIONES(Miles de Sucres )
1975
1976
1977
1978
1979
198O
1981
1982
1983
1984
3229O
60900
63365
38370
7500
2000
15010
3990
2850
181.
AÑO INVERSIONES
(Miles de Sucres)
1985
1986
1987
1988
1989
1990 .
TOTAL
19760
11115
10350
17010
399O
288.500
ALTERNATIVA II : 34,5 kV.-
Para esta alternativa se considera que se aumentará un
nuevo circuito para cumplir con-los límites de cafda'de voltaje
permisible ya analizados en el capítulo precedente. En el ane_^
xo N- 4,1,2 está detallado el costo del programa de obrasf pu
diendo resumirse asi:
(Miles de Sucres)
Transmisión . 177650
Transformación 151300
TOTAL 328950
El calendario de inversiones se presenta en el anexo N-
4.2*2 siendo en resumen el siguiente:
182,
AÑO INVERSIÓN(miles de sucres)
1375 29835
1976 42940
1977 44475
1978 , 34595
1979 14080
1980 ' 23740
1981 „ 19185
1982 21305
1983 • 6220
1984 12550
1985 36300
1986 18225
1987 6715
1988 15215
1989 3570
1990
TOTAL 328.950
4,2 Costo de las pérdidas,-
La limitación de las pérdidas en el diseño de un sistema
de subtransmision y distribución constituye un factor esencial
en elfuncíonamiento adecuado del sistema. Si se valorizan es-
tas pérdidas, veremos más adelante que, la selección de un ~
183,
sistema que no reúne las condiciones técnicas tanto de regula-
ción como de pérdidas de potencia y energía, ocacionarfa que
dicha selección sea inadecuada tanto desde el punto de vista -
técnico "como económico.
La práctica nos señala que en un sistema de subtransmi-
sión y distribución, normalmente las pérdidas no deben exeder
se en un 15% de la demanda a servirse. • Lógicamente este -
15% está dividido en los diferentes tramos del sistema (sub-
transnnisión, transformación, circuito primario,, secundario y
acometidas); desde luego en áreas rurales las pérdidas inclusi
ve pueden sobrepasar los límites indicados.
En cuanto se refiere a las pérdidas.de energía la valori-
zación de ellas están de acuerdo al costo promedio de venta
que significaría el vender un kWh a nivel de subestación princi
pal, o a nivel de transformador de distribución.
4.2*1 Peixlidas en subtransmisión; Las pérdidas en subtrans
misión para el voltaje adoptado de 69 kV, fueron valo-
rizadas en el capítulo anterior, para el efecto se consideró que
el costo del kWh perdido tiene un valor $% 0.35- Es posible -
que el costo unitario perdido se incremente, pues está de acuer
do a la política tarifaria de las empresas o del Sistema Nacional
Interconectado. En el anexo N- 3.8 se indica el detalle de los
cálculos seguidos, siendo en resumen el siguiente;
184.
PERDIDAS EN SUBTRANSMISION A 69 kV (miles de -sucres)
Año PortoviejoS. Isidro
266,8 Mcm
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989*199O
54,7
68.2
68,7
109.4
132.0
164.4
203.6
249.8
307.1
378.3
467.2
577.0
717.0
890.0
Portoviejo PortoviejoManta Paján
(336.5Mcm) 4/0
.
223.9
249.5
289.2
332,0
430.2
545.0
708.6
900.4
1174,1
1497.3
1961.9
2513.7
3313.3
4268.2
23.5
29.3
36.4
42.2
54.7
66.3
82.0
1OO.O
.122.0
149,9
187.7
' ' : 225.4
277.4
341.3
TosaguaBahía
2/0
'
1.0
1.0
1.1 •
- 1.2
1.4
1.7
2.0
2.4
3,0
3.6
4.4
5.3
6.5 .
8.0
TotalPérdidas
•
303,1
348.0
395.4
486.8
618.3
777.4
999,6
1252,6
1606.2
2029.1
2621.2
3321.4
4314.2
5507 . 5
Las perdidas en subtransmision para la alternativa de -
subtransmision a 34.5 kV, analizadas en el capítulo anterior.
(anexo N- 3,11 ) en resumen son las siguientes:
185.
PERDIDAS EN SUBTRAN5MISION A 84.5 kV (miles de sucres)
Año Porte-viejo Portoviejo Portoviejo Tosagua TotalSa Isidro Manta Paján Bahía Pérdidas
1975
1976
1977
1978
1979
198O
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
-
37.2
149.3
183,8
233.4
289.5
355.3
443,7 •
548.7
423.8
523.0
648,4
804,0
1003.1
1250.8
-
692.3
777.0
4O4.6
465/5
605,1
772.4
1009.7
1291.1
1696.8
1337.0
1754.2 *
2245.6
2954.0
3805,9
.-
-
44.7
167.6
207,5
261.8
322.3
180.2
229.2
275.4
340.2
422.1
523.2
649.9
810.2
-
-
-
8.5
9.2
11.0
13.6
16.0
. 19.2
21.9
28.7
35.5
42.8
53.2
64,5
•
-
729,5 -
971 .O
764.5
915.6
1167.4
1463.6
1649.6
2088.2
2417.9
2228-9
2860.2
3615.6-~i *
4660.2
5931.4
4.2.2 Pérdidas en subestaciones de 'distribución • —
Las pérdidas de energía en las subestaciones para 2
alternativas 69/13.8 kV y 34.5/13.8 kV fueron calculados en
186,
el capítulo anterior; si asuminos que las pérdidas tienen un eos
to de £fr O.35/KWH, los costos para estas 2 alternativas serán
las siguientes:
Año Alternativa
69/13.8 kV,
Alternativa
34,5/13.8 kV.
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
PérdidasEnergía
(kWh)
•
-
549,32
700.81
831.16
900.11
1O21.48
1088.49
1158.01
1413.57
1506,16
1555.21
1935.95
2019.99
2221.95
2704.96
Costo •Pérdidas( miles
sucres)
- .
192.26
245.28
290.91
315.04
357 . 52 :
380.97
405.30
494.75
527.16
544 . 32
677.58 •
707 . 00
777.68
946.74
PérdidasETnergfa
(kWh)
-
537.76
675.48
803.36
868 . 04
991.48
1059.62
1122.21
1378.11
1470.43
1528.89
1911.62
1983.97
2188.71
2668.60
CostoPérdidas(miles de
sucres)
-
188.22
236.42
281,18
304,16
346.98
' 370.87
392.77
482.34
514.65
535.11
669.07
694.39
766.05
934.01
187,
4*2.3 Perdidas en circuitos primarlos y secundarios .-
Pérdidas en circuitos primarios;
El costo de las pérdidas en el circuito primario han -
sido analizadas en el capítulo anterior en el acápite correspon
diente al estudio económico del calibre de conductor (anexo
un resumen de tales costos.se exponen a continuación;
ANO PERDIDAS
•( miles de sucres)
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1937
1988
1989
1990
59,0
69-8
82.2
96,8
114.9 :
'136.6
162,0
190.4
226.9
270.5
323.5
387.9
466-2
561,4
679.9
825.1
188.
PERDIDAS EN CIRCUITOS SECUNDARIOS „-
Las pérdidas en los circuitos secundarios son las más im
portantes justamente porque esta parte del sistema de distribu-
ción es la que está más próxima al alcance de los usuarios. Se
estima que las pérdidas de potencia son del orden del 3 hasta
el 5%, dependiendo de la configuración adoptada^ corno también
del envejecimiento de los conductores, si nos referimos al ais
lamiento si la construcción es subterránea. Para el Sistema
Manabf no existe este problema por cuanto todo el sistema de
distribución es de tipo aéreo.
La valorización de las pérdidas de energfa, "siguen el mis
mo procedimiento de cálculo como el que se realizó para perdí
das en los circuitos primarios,
4.2.4 Pérdidas en transformadores de distribución.- '
Las pérdidas producidas en los transformadores de dis
tribución son debidas al hierro y cobre; para la capacidad de
estos transformadores se estima que las pérdidas son práctica-
mente despreciables y por lo tanto la valorización del costo de
la energía es despreciable. Anotemos que las pérdidas dismi-
nuyen a medida que aumenta la capacidad del transformador.
Como un ejemplo indiquemos que un transformador de 15 kVA
tiene pérdidas en el cobre de 2.24%. mientras que las pérdidas
sin carga (pérdidas del hierro) son del orden del 0.82%. Para
un transformador de capacidad de 150 kVA las pérdidas en el
cobre son de un 1.18%, mientras que para el hierro son de un
189,
Oa41%» Todas referidas a transformadores trifásicos de rela-
ción de transformación 12.470 a 208 Y/12O volt.
4. Q Costos de operación y mantenimiento . -
Los costos de operación anuales representan el monto de
los salarios, mientras que los costos anuales de mantenimien-
to representan los costos de repuestos y otros gastos de mante
nimiento. Con la finalidad de tomar en cuenta el hecho de que
varios componentes de los equipos, requieren un reemplazo en
un tiempo sustanctalmente menor que el tiempo estimado como
vida media, debe incluirse separadamente un costo anual adicio
nal.
Para valorizar los costos de operación y mantenimiento
se estima que, para lineas el costo varía entre 2 y 3% de las
inversiones, mientras que para subestaciones los costos de ope
ración serán aproximadamente entre 1.5 a 2% de la inversión.
Si consideramos que los costos de operación para líneas
son de un 2.5% y para subestaciones de 2%, los costos unita-
rios serán:
Líneas a §0 kV : Sí 10.000/Km.
Líneas a 34.5 kV: Sí 6.250/Km.
Subestaciones 69/13.8 gí 38/kVA.
Subestaciones 34.5/13.8 S£ . 34/kVA
190.
Los costos de operación y mantenimiento deben tomarse
en cuenta a partir del año en que entra a operar la línea o
la subestación.
Los costos de operación y mantenimiento de líneas para
las 2 alternativas son los siguientes;
ANO COSTO( miles de sucres)
69 kV 34.5 kV
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983t
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
530
1400
2890
2890
331
874
1805
2136
2473
2954
3360
3360
3466
3803
4303
4303
4303
4303
flecha significa valores iguales hasta 1990,
1-91.
PARA SUBESTACIONESy
ANO
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
Costos(miles de sucres)
69/13.8 kV
\
' 1007
1320
1586
1586
1586
1776
2156
2156
2213
2308
283O
2887
3077
3457 .
34.5/13.8
.-
884
1147
1368
1Q68
1368
1538 .
1912
1912
1963
2048
2515
2515
2685
3O25
COSTO ESTIMATIVO PE LAS OBRAS PERIODO 1975 - .1990ALTERNATIVA 69 KV (Miles de sucres) Anexo 4, '1.1
. O B R A S
SUBESTACIONESManta: 5 x 10000 kVA -69/1 3* 8k\: 3 x 5000 kVA-69/
13*8 kVRocafuerfce: 2 x 1 500 kVA-69 /
13*8 kVTosagua : 2 x 1500 kVA~69/13«8
• kVChone: 2 x 3750 kVA-69/13a8kVBahía: 1-x 1500 kVA -69/1 3. 8 kVSan Isidro: 1 x 1500 kVA *--69/
13»8-kVSanta Ana: 1 x 1 500 kVA - 69/
1308 kVSucre; 1 x 1500 kVA - 69/1 3, 8kVJipijapa: 2 x 2500 kVA - 69/1 3e 8
kVRajan: 1 x 1500 kVA - 69/13*8kV
S u b t o t a l
Lineas a 69 kV
^ortoviejo - Rocafuerte 17 km*Rocafuerfce - Tosagua 34 krruTbsagua ~ Chone 30 krru3hone — San Isidro 44 km»Fosagua ~ Bahía 40. km.^ortoviejo - Menta 36 km*^ortoviejo - Santa Ana 25 km*Santa Ana- Sucre 8 km»Sucre - Jipijapa 25 krruJipijapa - Paján 40 km*
B u b t o t a l
SISTEMA MANABI
Divisas
/ _ 75050
22515
4503
4503" 1 1 26O
2250p
2250
22502250
75052250
1 36586
1
408C81604800
1 0560960086406000192060009600
69360
MonedaLocal
19950
5985'
1197- -
1197
2990600
600
600600
1995
600
3631 4
2720544032OO704064005760400012804000
' 6400.
46240
Costo Estimativodel Programa de Obras
T o t a l
9500O
28500
5700
57001425O2850
2850
28502850
95002850
172900
6800136008000
17600Í600O
.14400100003200
1OOOO -16OOO
1 1 5600
AnexoHoja
Anexo 4* 1(Miles de sucres) £
O B R A S
Líneas a 13*8 kV.
Lineas para servir a Jaramijó,Montacristi, San Lorenzo 50 km,Lineas para servir a Picuisá5
Colon 15 km,Rocafuerte - San Plácido 35 km*Rocafuerte - Charapotó, San Ja-cinto - San Clemente 25 krn<Tosagua - Calceta ~ Junín 23 krn,
Ramales para servir a:Bachillero ~ La Estancilla - Ca-nuto - Quiroga 27 km,Chone - Ricaurte- F* Alfaro
48 km.Chone - Boyaca - San Vicente
"47 km,Se Isidro ~ E* Alfaro - Converi
t o - . 4 0 krn,Ramales para servir a;Jama - Canoa 68 km,Santa Ana - La Misión " 36 krn,Ayacucho - H» Vasquez 8 km,Jipijapa - PtOo López 54 km.Jipijapa ~ Qímedo 60 km",Ramales para servir a JulcuyAnegado ,' 20 km,'Paján ~ P.FJ. Gornéz 21 km.Paján ™ Lascano 44 km,Ramales a Gascol 10 km.
S ub t o t a 1
DISTRIBUCIÓN
Redes de distribución para las -áreas de:Mantas . 23000 abonad*
SISTEMA MANA'BI
Divisas
"3750
11252625
.18751725
2025
3600
3525
3000
" 51002700600
40504500
150015753300750
47325
- 27600
MonedaLocal
B
375Q
1-1252625
18751725
•
2025
3600
3525
3000
51002700
6OO4050450O
150015753300750
47325
'
41400
• Costo Estimativodel Programa de Obras
T o t a l
7500
22505250
-'3750•3450
4050
7200
7O50
6000
1O2005400120081009000
30003150•66001500
94660
69000
AnexoHoja
Anexo 4*
(Miles de sucres) 3, =
O B R A S
Porfcoviejo 18500 abonadosRocafuerte 10500 "Tosagua 1 1 800 "Chone 19200 »Bahía 2700 ' »San Isidro Í800 "Santa Ana 7500 "Sucre . 9200 "Jipijapa 12000 " \n . 4500 "
S u b t o t a l
T O TA L
'•
i
li
SISTEMA MANABI
Divisas
2220O126001.416023040324021609000
1104O144OO5400
144840
388646
•
MonedaLocal
33300189002124034560.48603240
135001656021600
81 OO
217260
337674
-
~
-
Costo Es ti m ati vodel Programa de Obras
T o t a l
5550O31 50O3540O57600
810O5400
225002/6003600O13500
362100
726320
• •
AnexoHoja
COSTO ESTIMADO DE LAS OBRAS PERIODO 1.975 - 1 ,990 Anexo 4.1.2
ALTERNATIVA 34*5 KV ' (Miles de sucres) 2/
O B R A S
SUBESTACIONESManta 5x10 MVA - 34*5/13*8
kVPortoviejo 3 x 5 MVA - 34* 5/ •
13*8 kVRocafuerte 2 x 1 MVA - 34» 5/
13«8 kVTosagua 2 x 1 * 5 MVA - 34* 5/
' . 13*8.kVChone 2 x 3*75 MVA - 34* 5/
. 13*8 kVBahía 1 x 1 .5 MVA 34*5/13*8 kVSe Isidro 1 x 1 * 0 MVA 34* 5/ -
13*8 kVS* Anal x 1.0 MVA 34*5/13*8
kVSucre 1 x 1.5 MVA 34* 5/1 3. 8 kVJipijapa 2 X 2*5 MVA 34*5/13*8
kVPajan 1x1 .5 .MVA 34* 5/1 3* 8 kV
S u b t o t a l
L-íneas a 34* 5 kV
Portoviejo - Rocafuerte 17 km(3c) *
Rocafuerte - Tosagua 34 km,(3c)
Tosagua - Cho n e 20 km(3c)
Chone - S* Isidro 44 km(3c)
Tosagua - Bahía 40 krnCíe)
Portoviejo - Manta 36 km(Se)
Portoviejo - Santa Ana 25 km(2o)
Santa Ana - Sucre 8 km
SISTEMA MANABI
Divisas
67150
20145
2686-
4029
100722014.
' 1343
1343
2014. '
6715
2014
' 119525
,
765O
15300
9000
198QÓ
6000
19440'
7500
MonedaLocal
-
17850
5355
714'-
1071-
. 2678536
.357
.
357
536 . . .-.
1785
536
31775
'
5100.;
10200
60OO
13200
40OO
12960
50OO*
Costo Estimativodel Programa de Obras
T o t a l
8500O
25500
3400
• "51 OO
12750255O
1700
17002550
85002550
1 51 30O
- 1 2750
25500
15000
33000
1OOOO
32400
12500
AnexoHoja
4. 1 ,2(Miles de sucres) 2/
O B R A S
C2c)Sucre - Jipijapa 25 km
(2c)Jipijapa - Pajan 40 km
S u b t o t a l
T O T A L
NOTASs
* Valores en paréntesis significans
(3c) = 3 circuitos(2c) = 2 circuitos(le) =1 circuito
SISTEMA MANABI
Divisas
2400'
7500í
1 200O
1O6590 .
2261.15
-:
MonedaLocal
1600
5000
, 8000
'. 71060
102835
. -
Costo Estimativodel Programa de Obras
T o t a l
4OOO
12500
20000
177650
328950
AnexoHoja
' A
N E
X.O
4.
2.1
CA
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6
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1975
1577
075
00 - - - ~ - - - - -23
270
4420
4600
9020
3229
0
1976
2223
020
0028
50 - - - - - - - -27
080
2380
8840
4800
9800
6000
2000
3382
0
6090
0
1977 i - - 2850
7125 - -
2850
2850 - -
1567
5
4760
3200
1091
072
00
4000
1200
6500
9920
4769
0
6336
5
1978 „ '- - - - 2850
2850
4750
2850
1330
0
6690
8800
3500
6080
2507
0
3837
0
1979 „ - - - — - -••
. 19
80
M 7500 - - - -
7500
7500
1981 _.
2000 - _ —
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2000
2000
1982
1501
0- - _ -
' —
1501
0
1501
0
1983 39
90 - __ — - 3990
3990
1984 _ —- 28
50 - '
2850
2850
1985
1501
0- - —
4750
1976
0
1976
0
1986
3990 - — „ 7125
1111
5 •
1111
5
1987 — 7500
2850 _ —
1035
0
1035
0
1988
1501
020
00 —__ —
1701
0
1701
0
1989 3990 ~ — _ 3990
3990
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1975
1375
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5
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6720
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5
1976
2025
017
8517
00
2373
5
1600
. 53
0031
00
4080
3875
1250
1920
5
4294
0
1977
•
2550
6375
1700
2550
1317
5
3200
1900
6800
6200
2375 75
038
7562
00
3130
0
4447
5
1978
2550
1700
4250
2550
1105
0
2650
4200
3800
6720
2375
3800
2354
5
3459
5
1979 - 1600
5300
3100
4080
1408
0
1408
0
1980 67
15
. 6715
3200
1900
6800
1250
1702
5
2374
0
1981
1785
1785
4200
3875 75
0.
3G75
6200
1740
0
1918
5
1982
1343
0
1700
1513
0
2375
2375
3800
6175
2130
5
1983
3570
3570
2650
2650
6220
1984 25
50
2550
1600
5300
3100
1GOO
O
1255
0
1985
1343
0
4250
1768
0
3200
1900
6800
6720
1862
0
3630
0
1986
3570
6375
9945
4200
4080
8280
1822
5
1987
6715
6715
6715
1988
1343
017
85
1521
5
'' 1521
5
1989
3570
3570
3570
1980 -
-
192,
CAPITU LO V
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Solución económica .-
Para el estudio de la selección de alternativa más econó-
mica, se ha considerado dos posibilidades en cuanto se refiere
a la tensión de subtransmisión. La primera posibilidad corno
se analizó en el capítulo anterior, es desarrollar el sistema de
subtransmisión a 69 kV, con sus respectivas subestaciones, re_
lación de tensión 69/13.8 kV. Para la segunda posibilidad se
ha considerado una tensión de voltaje para el sistema de sub-
transmisión de 34.5 kV, con sus respectivas subestaciones de
relación de tensión 34.5/13.8 kV; hay que anotar en esta alter
nativa la entrada de otras líneas en el momento en que las cori
diciones máximas de regulación fueren superadas. No se han
tomado en cuenta para la comparación de alternativas, las lí
neas a 13.8 kV y las redes de distribución, por ser comunes
a ambos sistemas.
El análisis económico de las alternativas se realizó para
un período comprendido entre 1975 - 1990 y se empleó el mé-
todo del valor presente. El tiempo medio de la vida útil para
las líneas y subestaciones se estima en 25 años., en consecueri
cia el valor residual que consta en este estudio es el calcula-
do sobre este período.
193,
Las consideraciones para el cálculo económico de las
alternativas anteriormente indicadas son;
- Inversión en construcción
- Operación y mantenimiento de Ifneas y subestacio
nes
- El valor residual: se analizará para tasas de inte
res de 6,8 , 10 y -12%.
Los resultados del análisis económico de acuerdo al mé-
todo del valor presente se traducen en los siguientes valores:
Alternativa 69 kV. Alternativa 34.5 kV*
Tasa de interés Tasa de interés
6% 8% 10% 12% 6% 8% 10% 12%
204230 195291 187104 178256 206409 195460 185018 174312
1.00 1,00 i .00 1.00 1.01 1.00 1-99 0.97
El detalle de los cálculos para estas 2 alternativas se indii
ca en los anexos Nos. 5.1 y 5.2.
Desde el punto de vista económico la alternativa de 69 kV
para tasas de interés bajas (8%) es la más económica, notándose
que, a medida que crece la tasa de interés, la alternativa a -
34.5 kV resulta ser la más económica. Cuando la tasa de inte-
rés es un 8% más o menos, tenemos el punto de equilibrio don-
194,
de las 2 alternativas tienen el mismo costo reducido al valor -
presente , En el anexo NI- 5.3 se representa en forma gráfica
las 2 alternativas estudiadas,
5*2 Solución técnico - económica «-
Del estudio realizado para el cálculo de regulación, los
resultados alcanzados para cada una de las alternativas para la
solución técnica con una regulación permisible en el año 1990,
son los que se indican .a continuación:
TRAMO Regulación. %
69 kV. 34.5 kV.
Po rtoviej o-S . Is id ro
Portoviejo-Manta
Po rtovi e j o- Paj án
Tosagua-Bahía
9.69
15.10
5.80
1.47
12.62
14.70
11.60
3.42
Desde el punto de vista técnico la alternativa a 69 kV.
es la más conveniente, pues se tienen regulaciones menores
si las .compararnos con la alternativa a 34.5 kV, como se ve
en el cuadro anterior. Del análisis económico como ya se ~
indicó en el punto precedente, para tasas de interés menores
al 8%f la alternativa de 69 kV es la más económica.
Corno conclusión, la solución técnico - económica más
195,
atractiva es la alternativa de subtransmisión a 69 kV, que tarn
bien se ve justificada desde 'el punto de vista de financiamien-
to, pues los organismos de crédito internacionales normalmen
te ofrecen sus créditos a tasas de interés relativamente bajas.
5*3 Financiación de las obras .-
El programa de obras debería ser "financiado por INECEL
la parte correspondiente a la moneda local y con préstamo pro
veniente de proveedores la parte correspondiente, a divisas. No
se ha definido financiarniento en líneas primarias a 13.8 kV y
redes de distribución por cuanto tales programas los están rea
lizando la Empresa Regional con la participación de INECEL.
SUBESTACIONES ELEVADORAS
Ubicación Capacidad Volt, Entrada Voltj. Salida
(kVA) ' (kV) (kV) •
MANTA 5000
3750
3250
1500
10000
13.8
2.4
2.4
4.16
13.8
69
13,8
13.8
13.2
69. 0
196,
SUBESTACIONES REDUCTORAS
Ubicación
Portoviejo
Portoviejo
Portoviejo
Rocafuerte
Calceta
Chone
Santa Ana
Sucre
Jipijapa
Manta
Portoviejo
Capacidad
(kVA)
2500
2500
1500
1000
1000
1000
500
500 -
1000
3 x 500
10000
LINEAS DE
Voltaje Entrada
(KV)
69
69
13.8
.34.5
34.5/
34.5
34.5
34,5
34.5
13.8
69.0
TRANSMISIÓN
TRAMO
Voltaje Salida
(kV)
34.5-
13.8
6.0
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
13.8
2.4
34.5
TENSIÓN (kV)
Manta - Portoviejo
Portoviejo - Rocafuerte
Rocafuerte - Tosagua
Tosagua - Chone
Portoviejo - Lodana
Lodana - Sucre
Sucre - Jipijapa
Tosagua - Bahía
69
34.5
34.5
34.5
34.5
34.5
34.5
34.5
197.
Analizando el Programa Maestro definido corno la mejor
alternativa técnico - económica (anexo 4,1.1), se llega a la -
conclusión de que serian aprovechables los siguientes equipos -
existentes y por instalarse.
TRANSFORMADORES ;
MANTA 500O kVA - 13.8 kV/69 KV
MANTA 10000' kVA - 13.8/69 kV
PGRTOVIEJO 2500 kVA - 69/13.9 kV
LINEAS ;
Portoviejo - Manta .- La Ifnea actualmente tiene un calibre -
266.8 Mcm.
De acuerdo al programa maestro se determinó un cali-
bre económico de 336.4 Mcm (1 circuito), en consecuencia pa_
ra reforzar el sistema existente sería necesario construir una
Ifnea adicional de 69 kV (336*4 Mcm), pues para el aro 1990
de acuerdo a los cálculos no se tiene una regulación razona-
ble,
OTRAS LINEAS :
Las otras lineas existentes tienen un voltaje de 34.5 kV;
lamentablemente estas líneas en principio fueron diseñadas pa
ra operar a 13,8 kV, con la posibilidad de incrementar el vol
taje a 34.5 kV, consecuentemente resulta imposible la utiliza™
198.
ción de tales estructuras para una tensión de 69 kV.
De lo expuesto anteriormente se puede establecer el pro
grama de obras que debería ser llevada a cabo por la Empre-
sa Regional mediante aporte local y préstamo externo.
• LINEAS DE SUBTRANSMISION A 69 kV.
Divisas M.Local Total
portoviejo - San Isidro- 115 Km 27.600 18,400 46.000
Portoviejo - Manta 36 Km 8-640 5.760 14,400
Portoviejo - Paján 98 Km 23.52O 15.680 39.200
Tosagua - Bahía 40 Krn 9.600 6.400 16,000
Subtotal 69,360 46.24O 115.600
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN 69/13.8 kV
Divisas M. Local Total
Manta 3 x 10 MVA (1)
Portoviejo 1 x 5 MVA (2)
Rocafuerte 2 x 1.5 MVA
•Josagua 2 x 1.5 MVA
45030 11970
7505
45O3
4503
1995
1197
1197
57000
9500
5700
5700
199,
SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN 69/13,8 kV.
Bahfa 1 x 1,5 MVA
Chone 2 x 3,75 MVA
San Isidro 1 x 1 - 5 MVA
Santa Ana 1 x 1.5 MVA
•Sucre 1 x 1.5 MVA
Jipijapa 1 x 2.5 MVA (3) '
Paján 1 x 1.5 MVA
Subtotal
TOTAL
Divisas
2250
1126O
2250
2250
225O
3753
2250
87804
157164
M, Local
600
2990
600
600
600
997
600
23346
69586
Total
2850
1425O
2850
285O
2850
4750
2850
111150
226750
NOTAS;
(1) 2 x 10 MVA existentes
(2) 1 x 5 MVA existentes
i x 2,5 MVA existentes
El monto de las obras llega a un total de £^226' 750, 000
los cuales serian financiados así;
Aporte Local (INECEL) $í 69' 586. 000Aporte Externo (Proveedores) 157T 164,000
TOTAL 226'750.000
200-
RECOMENDACIONES
Gomo conclusión final se recomienda:
Estudiar la posibilidad de que en el futuro la línea a
138 kV del Sistema Nacional, llegue hasta las inme-
diaciones de Manta, principal centro de carga, por
cuanto para una carga estimable en el año 1990 se -
tiene regulaciones bajas. •
Construir la linea Portoviejo - Manta con un aisla—,
miento de 138 kV, que en principio funcionaría a
69 kV, esta línea necesariamente deberá ser en es
tructuras de acero*
Poner especial interés en tratar de obtener financia-
miento para el programa de obras con alguna entidad
crediticia internacional.
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1984
1985
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1987
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7544
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5291
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10%
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3233
7231
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4452
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34318
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12%
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14319
14928
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18675
10388
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34924
35016
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10939
16068
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12890
5740
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