ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/7239/4/CD-5389.pdf · iii AGRADECIMIENTOS ... Sin embargo un análisis objetivo, ... La Divina Comedia. Purgatorio,

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

“ ALTERNATIVAS DE ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA PARA EL METRO DE QUITO”

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

CARLOS ALBERTO PACHECO JARAMILLO

[email protected]

ESTEBAN DARÍO PAREDES VARGAS

[email protected]

DIRECTOR: ING. FAUSTO GUILLERMO AVILÉS MERINO MSc.

[email protected]

Quito, Febrero 2014

i

DECLARACIÓN Nosotros, Carlos Alberto Pacheco Jaramillo y Esteban Darío Paredes Vargas,

declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que

no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y,

que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este

documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad

intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,

según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por

la normatividad institucional vigente.

___________________________ __________________________ Carlos Alberto Pacheco Jaramillo Esteban Darío Paredes Vargas

ii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Carlos Alberto Pacheco

Jaramillo y Esteban Darío Paredes Vargas, bajo mi supervisión.

_________________________________ Ing. Fausto G. Avilés

DIRECTOR DE PROYECTO

iii

AGRADECIMIENTOS

Al finalizar un trabajo arduo y lleno de dificultades, como lo fue el desarrollo del

presente proyecto de titulación profesional, es inevitable el asalto de emociones

humanas como la satisfacción y la felicidad. Sin embargo un análisis objetivo,

muestra que el aporte realizado y plasmado en las páginas del presente

documento no hubiese sido posible sin la participación de personas e instituciones

que han facilitado las cosas para que este trabajo llegue a un feliz término. Por

ello, es para nosotros un verdadero placer utilizar este espacio para ser justo y

consecuente con ellas, expresándoles nuestros más sinceros agradecimientos.

Al Ingeniero Fausto G. Avilés por aceptarnos para realizar este proyecto de

titulación profesional bajo su dirección. Su apoyo y confianza en nuestro trabajo,

así como su capacidad para guiar nuestras ideas ha sido un aporte invaluable.

Al Departamento de Planificación Técnica de la Empresa Eléctrica Quito, por

habernos facilitado siempre los medios suficientes para llevar a cabo todas las

actividades propuestas durante el desarrollo de este proyecto de titulación

profesional, y en especial a su Director el Ingeniero Medardo Castillo, que con

ideas propias siempre enmarcadas en su orientación y rigurosidad, han sido la

clave del buen trabajo que hemos realizado.

Y a las personas que nos colaboraron incondicionalmente en la obtención de este

trabajo, como son nuestros padres, familiares y amigos, por el inmenso apoyo y

compresión que siempre nos han brindado durante toda nuestra formación

profesional.

iv

DEDICATORIA

El presente proyecto de titulación profesional está dedicado.

A mis padres por ser los pilares fundamentales de todo lo que soy y por su incondicional

apoyo durante mi formación profesional.

A mi querida abuelita María Sabina Collantes Albarracín por su cariño y amor

mantenido perfectamente intacto a través del tiempo, quien no solamente llena de

alegría mi corazón sino también me ha dado a mi querida familia, siendo este el regalo

más apreciado que tengo.

A mis queridos tíos por ser los hombres más trabajadores y unidos del mundo, a mis

queridas tías por ser las madres más tiernas y a mis queridos primos y primas que son

como mis hermanos y hermanas.

Y a mis inolvidables amigos por todos esos momentos felices, tristes y difíciles que

vivimos durante nuestra formación profesional en las aulas de nuestra querida carrera de

Ingeniería Eléctrica.

Carlos Alberto Pacheco JaramilloCarlos Alberto Pacheco JaramilloCarlos Alberto Pacheco JaramilloCarlos Alberto Pacheco Jaramillo....

Porque el camino que he labrado hasta este momento ha sido fruto de la paciencia y

amor infinito de mis padres, porque he tenido la fortuna de tener abuelitos maravillosos

que han sido un ejemplo de vida y realmente las mejores personas que he conocido,

aunque algunos de ellos se hayan adelantado en el irremediable viaje al encuentro con el

creador, porque he compartido ocurrencias y experiencias de vida con mi hermano quien

ha sido un buen hombre y junto a su esposa me han regalado a un ángel terrenal. A

todos ellos y a mis amigos del alma les dedico con humildad el esfuerzo, dedicación y

empeño que he puesto en el presente proyecto de titulación profesional.

Esteban Darío Paredes Vargas.Esteban Darío Paredes Vargas.Esteban Darío Paredes Vargas.Esteban Darío Paredes Vargas.

"Sé firme como una torre, cuya cúspide no se doblega jamás al embate de los tiempos"

Dante Alighieri (1265 – 1321), poeta italiano

La Divina Comedia. Purgatorio, Canto V, sentencia 14-1

v

ÍNDICE GENERAL

Declaración………………………………………………………………………………..i

Certificación………………………………………………………………………….......ii

Agradecimientos………………………………………………………………………..iii

Dedicatoria……………………………………………………………………………….iv

Índice general…………………………………………………………………………….v

Índice de figuras………………………………………………………………………...xi

Índice de tablas………………………………………………………………………..xvi

Índice de anexos………………………………………………………………………xix

Resumen…………………………………………………………………………........xxii

Presentación………………………………………………………………………….xxiv

CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN

1.1 Antecedentes ……….……………...………………………………………………..1

1.2 Propuesta del Proyecto ……….………..………………………………………….3

1.2.1 Objetivos…………………………...…………………………………………...3

1.2.1.1 Objetivo General…………….………………………………………..3

1.2.1.2 Objetivos Específicos……………………………..…………………3

1.2.2 Alcance………………………………………………………………………...4

1.2.3 Justificación…………………………………………………………………...4

1.3 Sistemas de transportes eléctricos masivos…………… …………………….5

1.4 El Metro……………………………………………………………………………….8

1.4.1 El Metro en Latinoamérica……………………………...……………………8

1.4.1.1 Situación Actual en América Latina………………………………10

1.4.2 Funcionamiento del Metro…………………………………………………..12

1.4.2.1 Alimentación AC………………………………………………........13

1.4.2.2 Subestaciones de Rectificación o Tracción……………………..14

1.4.2.2.1 Rectificación AC/DC……………………………………16

1.4.2.3 Riel de Alimentación o Barra Guía……………………………….18

1.4.2.4 Alimentación al Motor……………………………………………...18

1.5 El Metro de Quito…………………………………………………………………..21

1.5.1 Descripción del Proyecto……………………………………………….........21

1.5.2 Recorrido del Metro-Q………………………………………………………..23

vi

CAPÍTULO II: PRONÓSTICO DE LA DEMANDA

2.1 Métodos de Proyección …………………………………………………………..26

2.1.1 Métodos Perspectivos……………………………………………………….27

2.1.1.1 Métodos Estadísticos……………………………………………….27

2.1.1.2 Métodos Econométricos……………………………………….......27

2.1.2 Métodos de confrontación Oferta-Demanda………………………………27

2.1.3 Métodos Basados en un GIS……………………………………………….28

2.2 Métodos Estadísticos ....................................................................................28

2.2.1 Regresión…………………………………………………………………….28

2.2.1.1 Diagrama de Dispersión……………………………………………29

2.2.2 Regresión Lineal…………………………………………………………….30

2.2.2.1 Error Estándar…………………………………………………........32

2.2.2.2 Análisis de Correlación……………………………………………33

2.2.2.2.1 Coeficiente de Determinación…………………………33

2.2.2.2.2 Coeficiente de Correlación……………………….........34

2.2.3 Series de Tiempo……………………………………………………………35

2.2.3.1 Tendencia Secular…………………………………………………35

2.2.3.2 Fluctuaciones Cíclicas…………………………………………….36

2.2.3.3 Variación Estacional…………………………………………........36

2.2.3.4 Variación Irregular……………………………………………........37

2.2.4 Regresión Cuadrática……………………………………………………….37

2.2.5 Regresión Exponencial…………….……………………………………….39

2.2.6 Tasa de Crecimiento………………………………………………………..42

2.3 Pronóstico de la Demanda Eléctrica …………………………………………..43

2.4 Metodología del Pronóstico de la Demanda Eléctr ica de la E.E.Q ……….45

2.5 Proyección de la Demanda ………………………………………………..…….48

2.5.1 Análisis de la Proyección…………………………………………………...48

2.5.1.1 Proyección Subestación Chilibulo………………………………...50

2.5.1.2 Proyección Subestación Vicentina………………………………..51

2.5.1.3 Proyección Subestación Selva Alegre………………………........52

2.5.1.4 Proyección Subestación Mirador Alto…………………………….53

vii

2.5.1.5 Proyección Subestación Eplicachima……………………………54

2.5.1.6 Proyección Sistema Eléctrico Quito………………………………55

CAPÍTULO III: DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA

QUITO

3.1 Descripción del Sistema de la E.E.Q …………………………………………..57

3.1.1 Área de Concesión…………………………………………………………..57

3.1.2 Puntos de Conexión con el SNT………………..…………………….........58

3.1.3 Centrales de Generación……………………….…………………………...58

3.1.4 Subestaciones de Distribución………………….…………………...…….59

3.1.4.1 Subestaciones de 46/6.3kV.………………………………………60

3.1.4.2 Subestaciones de 46/23kV….…………………………………….61

3.1.4.3 Subestaciones de 138/23kV………………………………………61

3.1.4.4 Subestación de 46/13.8kV…...……………………………………64

3.1.5 Redes de Distribución……………………………………………………….64

3.2 Situación Actual y Futura de las Subestaciones de Distribución ……......65

3.2.1 Subestaciones de 46/6.3kV………………………………………………...65

3.2.1.1 Situación Actual…………………………………………………….65

3.2.1.2 Situación Futura……………………………………………………70

3.2.2 Subestaciones de 46/23kV…………………………………………….......76

3.2.2.1 Situación Actual…………………………………………………….76

3.2.2.2 Situación Futura……………………………………………………79

3.2.3 Subestaciones de 138/23kV………………………………………….…….82

3.2.3.1 Situación Actual…......………….................................................82

3.2.3.2 Situación Futura……..……….……………………………………83

3.3 Diagnóstico del Sistema …………………………………………………………91

CAPÍTULO IV: ESTUDIO ELÉCTRICO DE LAS ALTERNATIVAS DE

ALIMENTACIÓN PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE METRO-Q

4.1 Estudio Eléctrico…………………………………………………………………..97

4.1.1 Consideraciones……………………………………………………………...97

4.1.2 Datos utilizados………...…………………………………………………….99

viii

4.1.2.1 Base de datos………………………………………………………99

4.1.2.2 Demanda…………………………………………………………..100

4.1.2.3 Alimentadores primarios para el Metro-Q………………..……..101

4.1.2.4 Regulación CONELEC No. 004/01…..…………………..……..101

4.2 Alimentación desde el sistema de 46 kV……………………… …………….102

4.2.1 Voltajes………………………………….………………………………........106

4.2.1.1 Barras de 46 kV……………………………………………………106

4.2.1.1.1 Caídas de voltaje……………………………………….106

4.2.1.1.2 Perfil de voltaje…………………………………………108

4.2.1.2 Barras de 6.3 kV………………………………………………......110

4.2.1.2.1 Caídas de voltaje…………...………………………….110

4.2.1.2.2 Perfil de voltaje……………..………………………….111

4.2.1.3 Barras de 23 kV…………………..……………………………….113

4.2.1.4 Barras de 1.5 kVDC…………………..……………………………115

4.2.2 Cargabilidad de transformadores……………....……...………………….117

4.2.2.1 Transformadores de 138/46 kV…………...……………………..117

4.2.2.2 Transformadores de 46/6.3 kV…………………………………..119

4.2.2.3 Transformadores de 23/1.5 kV….……………………………….123

4.2.3 Cargabilidad de líneas y alimentadores…………...……………………..125

4.2.3.1 Líneas de 46 kV…………………………..………………….........125

4.2.3.2 Alimentadores de 23 kV…………………..……………………...127

4.2.4 Conclusiones del estudio eléctrico.…………….……….………………..129

4.3 Alimentación desde el sistema de 138 kV…………..…… …………………131

4.3.1 Voltajes………………………………….…………………………………...136

4.3.1.1 Barras de 138 kV………………………………………………..…136

4.3.1.1.1 Caídas de voltaje…………..……………………………136

4.3.1.1.2 Perfil de voltaje………………………………………….138

4.3.1.2 Barras de 23 kV…………………………………………………….141

4.3.1.2.1 Perfil de voltaje…………………………………………..141

4.3.1.3 Barras de 1.5 kVDC………………………………………………….146

4.3.2 Cargabilidad de transformadores………………………………………......149

4.3.2.1 Transformadores de 230/138 kV….……………………………....149

ix

4.3.2.2 Transformadores de 138/23 kV……………..……………………152

4.3.2.3 Transformadores de 23/1.5 kV….………...……..….……………156

4.3.3 Cargabilidad de líneas y alimentadores…………….…….….……..……158

4.3.3.1 Líneas de 138 kV……………..………………………...………….158

4.3.3.2 Alimentadores de 23 kV………………………………...…………162

4.3.4 Análisis de contingencias……………..………………………..………….165

4.3.4.1 Salida de un transformador de 138/23 kV

del sistema Metro-Q………………………………………….......166

4.3.4.1.1 Perfil de voltaje en barras de 23 kV…………………166

4.3.4.1.2 Cargabilidad de transformadores de 138/23 kV

y líneas de 138 kV……………………………………171

4.3.4.1.3 Cargabilidad de alimentadores

y circuitos de 23 kV………………………………….177

4.3.4.2 Salida de una línea de 138 kV………………………….………..182

4.3.4.2.1 Perfil de Voltaje en barras de 138 kV……..…………183

4.3.4.2.2 Cargabilidad de transformadores de 138/23 kV

y líneas de 138 kV……………………………………185

4.3.4.3 Salida de un circuito alimentador de 23 kV…………………189

4.3.5 Conclusiones del estudio eléctrico………..……….………………….194

4.4 Dimensionamiento de transformadores y conductor es de

alimentación…………………………………………………………………………...198

4.4.1 Dimensionamiento de transformadores de 138/23 kV………………….198

4.4.2 Dimensionamiento de conductores de 23 kV...………………………….200

4.4.2.1 Salida de un transformador de 138/23 kV………………………202

4.5 Recomendación de alternativa de alimentación……… …….…….……….207

CAPÍTULO V: EVALUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERO

5.1 Análisis económico-financiero……………………………………………… ..212

5.1.1 Indicadores de evaluación económica…………………………………..214

5.1.1.1 Valor Actual Neto (VAN)………….………………………………215

5.1.1.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)…….……………………………..216

5.1.1.2.1 Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR)……216

x

5.1.1.3 Relación Beneficio-Costo (B/C)………..………………...217

5.1.1.4 Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI)…..……218

5.1.2 Depreciación…………………………………………………………219

5.1.2.1 Valor Residual………………………………………………219

5.1.2.2 Activos fijos depreciables……………………..……………220

5.1.2.3 Activos fijos no depreciables………………………………220

5.1.2.3.1 Plusvalía…………………………………………..220

5.1.2.4 Métodos de depreciación…………………………...……...220

5.1.2.4.1 Método de línea recta…………………..………..220

5.1.2.4.2 Método de la suma de dígitos anuales..………221

5.1.2.4.3 Método de doble cuota sobre el valor que decrece222

5.2 Evaluación Económico-Financiero para la aliment ación del Metro-Q…224

5.2.1 Análisis de costos…………………………………………………………..224

5.2.2 Presupuesto……………………………………...………………………....229

5.2.3 Plan de inversión………………………………...…………………….......231

5.2.4 Proyección de ingresos………………………...…………………………237

5.2.5 Proyección de gastos…………………………..………………………….240

5.2.6 Evaluación Económica de las alternativas de alimentación………….243

5.2.6.1 Análisis de sensibilidad……………………………….…………251

5.3 Financiamiento para la alimentación del sistema de transporte Metro-Q …….252

5.4 Beneficio social…………………………………………………………………..253

CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 Conclusiones……………………………………………………………………..255

6.2 Recomendaciones……………………………………………………………….257

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………......25 9

ANEXOS………………………………………………………………………………..263

xi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1: Esquema simplificado del sistema de alimentación del Metro………..12

Figura 1.2: Anillo abierto alimentado desde los extremos………………………….13

Figura 1.3: Anillo cerrado alimentado desde tres puntos....………………………..14

Figura 1.4: Otra forma de alimentación AC....……………………………………….14

Figura 1.5: Esquema de Conexión típica entre subestaciones de tracción………16

Figura 1.6: Rectificador de 12 pulsos........…………………………………………...17

Figura 1.7: Rectificador tipo puente de Graëtz trifásico con diodos..........………..17

Figura 1.8: Circuito de alimentación DC......………………………………………….18

Figura 1.9: Diagrama unifilar del ondulador autónomo.........……………………….20

Figura 1.10: Ruta del Metro-Q.............………………………………………………..25

Figura 2.1: Tipos de regresiones.......................……………………………………..30

Figura 2.2: Interpretación del coeficiente de correlación........…………………......35

Figura 2.3: Tendencia secular......….………………………………………………….36

Figura 2.4: Fluctuación cíclica......….………………………………………………….36

Figura 2.5: Variación estacional.....……………………………………………….......37

Figura 2.6: Esquema generalizado de un pronóstico……………………………….43

Figura 2.7: Proyección 2013-2023 S/E Chilibulo……………………………............50

Figura 2.8: Proyección 2016-2023 S/E Vicentina……………………………….......51

Figura 2.9: Proyección 2016-2023 S/E Selva Alegre………………………………..52

Figura 2.10: Proyección 2016-2023 S/E Mirador Alto……………………………….53

Figura 2.11: Proyección 2016-2023 S/E Eplicachima……………………………….54

Figura 2.12: Proyección de demanda 2011-2023……………………………….......54

Figura 3.1: Área de concesión de la E.E.Q…………………………………………..57

Figura 3.2: Cargabilidades individuales de las subestaciones 46/6.3 kV año 2012 y

2016.…...................................................................................................................74

Figura 3.3: Cargabilidad individual con la inclusión del sistema Metro-Q en

Subestaciones de 46/6.3 kV…………………………………………………………………….76

Figura 3.4: Cargabilidad individual de las subestaciones 46/23 kV……………….81

Figura 3.5: Cargabilidad individual de las subestaciones 138/23 kV……………...90

Figura 3.6: Cargabilidad global 2012 y 2016…………………………………….......91

xii

Figura 3.7: Efecto en las cargabilidades con el ingreso del sistema Metro-Q.......93

Figura 4.1: Diagrama Unifilar del sistema Metro-Q………………………………...100

Figura 4.2: Primera alternativa de alimentación desde el sistema de 46 kV……104

Figura 4.3: Segunda alternativa de alimentación desde la red de 46 kV………..105

Figura 4.4: Voltajes en barras de 46 kV Primera alternativa……………………...106

Figura 4.5: Voltajes en barras de 46 kV Segunda alternativa…………………….107

Figura 4.6: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Primera alternativa…….108

Figura 4.7: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Segunda alternativa......109

Figura 4.8: Voltajes en barras de 6.3 kV Primera alternativa……………………..110

Figura 4.9: Caídas de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa…….......110

Figura 4.10: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV en p.u Primera alternativa…..112

Figura 4.11: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa………….112

Figura 4.12: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Primera alternativa.......113

Figura 4.13: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Segunda alternativa….114

Figura 4.14: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Primera alternativa…..115

Figura 4.15: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Segunda alternativa…116

Figura 4.16: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Primera alternativa……..118

Figura 4.17: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Segunda alternativa…...118

Figura 4.18: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Primera alternativa……..120

Figura 4.19: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Segunda Alternativa........120

Figura 4.20: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Primera alternativa……...124

Figura 4.21: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Segunda alternativa.......124

Figura 4.22: Cargabilidad de líneas de 46 kV Primera alternativa…………………….125

Figura 4.23: Cargabilidad de líneas de 46 kV Segunda alternativa………….......126

Figura 4.24: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV Primera alternativa……..128

Figura 4.25: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa…….128

Figura 4.26: Alimentación desde la red de 138 kV Primera alternativa………….133

Figura 4.27: Alimentación desde la red de 138 kV Segunda alternativa……......134

Figura 4.28: Tercera alternativa de alimentación desde el sistema de 138 kV………..135

Figura 4.29: Caída de voltaje en barras de 138 kV Primera alternativa…….......136

Figura 4.30: Caída de Voltaje en barras de 138 kV Segunda alternativa……….136

Figura 4.31: Caída de voltaje en barras de 138 kV Tercera alternativa…………137

Figura 4.32: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Primera alternativa………..138

xiii

Figura 4.33: Perfil de voltaje barras de 138 kV en p.u. Segunda alternativa.......139

Figura 4.34: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Tercera alternativa………..139

Figura 4.35: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Primera alternativa……………141

Figura 4.36: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Segunda alternativa…………..141

Figura 4.37: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Tercera alternativa……………142

Figura 4.38: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Primera

alternativa……………………………………………………………………………………….144

Figura 4.39: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda

alternativa……………………………………………………………………………………….144

Figura 4.40: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera

alternativa………………………………………………………………………………..145

Figura 4.41: Perfil de voltaje en barras de 1.5kV en p.u del Sistema Metro-Q Primera

alternativa………………………………………………………………………………..147

Figura 4.42: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda

alternativa………………………………………………………………………………..147

Figura 4.43: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera

alternativa………………………………………………………………………………..148

Figura 4.44: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Primera alternativa.......149

Figura 4.45: Cargabilidad de transformadores 230/138 kV Segunda alternativa…......150

Figura 4.46: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Tercera alternativa………….150

Figura 4.47: Cargabilidad Transformadores 138/23 kV Primera alternativa…………..152

Figura 4.48: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Segunda alternativa….......153

Figura 4.49: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Tercera alternativa………..153

Figura 4.50: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Primera alternativa……..156

Figura 4.51: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Segunda alternativa.......156

Figura 4.52: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Tercera alternativa……..157

Figura 4.53: Cargabilidad de líneas de 138 kV Primera alternativa…………......158

Figura 4.54: Cargabilidad de líneas de 138 kV Segunda alternativa…………….159

Figura 4.55: Cargabilidad de líneas de transmisión de 138 kV Tercera alternativa…..160

Figura 4.56: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Primera alternativa….......162

Figura 4.57: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa…….163

Figura 4.58: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Tercera alternativa……...163

xiv

Figura 4.59: Perfiles de voltajes en barras de 23kV ante la salida de un

transformador de 138/23 kV Primera alternativa…………………………………...167

Figura 4.60: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un

transformador de 138/23 kV Segunda alternativa………………………………….167

Figura 4.61: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un

transformador de 138/23 kV Tercera alternativa………………………………......168

Figura 4.62: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV

Primera alternativa……………………………………………..................................171


Segunda alternativa……………………………………………................................172


Tercera alternativa……………………………………………..................................172

Figura 4.65: Cargabilidad de Alimentadores y Circuitos de 23 kV Primera

alternativa.............................................................................................................177

Figura 4.66: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Segunda

alternativa……………………………………………………………………………….178

Figura 4.67: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Tercera

alternativa……………………………………………………………………………….178

Figura 4.68: Perfiles de voltajes barras de 138 kV Primera alternativa……........183

Figura 4.69: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Segunda alternativa…….184

Figura 4.70: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Tercera alternativa……...184

Figura 4.71: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Primera

alternativa……………………………………............................................................186


Segunda alternativa………………….………………………………………………….186

Figura 4.73: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Tercera

alternativa……………………………………………………………...........................187

Figura 4.74: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Primera alternativa…...190

Figura 4.75: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Segunda alternativa….191

Figura 4.76: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Tercera alternativa…...191

Figura 4.77: Flujo máximo en los transformadores de 138/23 kV………………..199

Figura 4.78: Cambio de conductor en los alimentadores sobrecargados de 23 kV…………203

Figura 4.79: Cambio de conductor para los circuitos de 23 kV………………………..205

xv

Figura 5.1: Ejemplo de cálculo del PRI..…………………………………………….218

Figura 5.2: Formato para los presupuestos de materiales y equipos……………228

Figura 5.3: Formato para los costos totales de las obras…………………………228

xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1: Características principales de Metros en Latinoamérica……………….10

Tabla 3.1: Subestaciones de 46/6.3 kV……………………………………………….60

Tabla 3.2: Subestaciones de 46/23kV………………………………………………...61

Tabla 3.3: Subestaciones de 138/23 kV. …………………………………………….61

Tabla 3.4: Situación actual de subestaciones de 46/6.3 kV………………………..67

Tabla 3.5: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV………………….71

Tabla 3.6: Subestaciones de 46/6.3 kV y 46/23 kV cercanas al recorrido del Metro-Q…….….75

Tabla 3.7: Situación actual de subestaciones de 46/23 kV……..…………………..…..77

Tabla 3.8: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV………………....79

Tabla 3.9: Situación actual a Diciembre de 2012 de subestaciones de 138/23 kV….….82

Tabla 3.10: Situación futura 2016 de subestaciones de 138/23 kV……………….83

Tabla 3.11: Variación porcentual de cargabilidad año 2016 incluido el Metro-Q…….....95

Tabla 3.12: Variación porcentual de cargabilidad 2016-2017 incluido el Metro-Q……..95

Tabla 4.1: Datos de demanda mínima, media y máxima coincidente……….......101

Tabla 4.2: Datos de alimentadores expresos para el Sistema Metro-Q……………….101

Tabla 4.3: Rango de variación permitido por el CONELEC……………………….102

Tabla 4.4: Distancias consideradas para las simulaciones primera alternativa……….103

Tabla 4.5: Distancias consideradas para las simulaciones segunda alternativa….......103

Tabla 4.6: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV en demanda máxima…….119

Tabla 4.7: Caída de voltaje producida por el ingreso del sistema Metro-Q……..........137

Tabla 4.8: Voltajes máximos y mínimos en p.u…………………………………….140

Tabla 4.9: Caída de voltaje y voltajes máximos y mínimos en p.u. en barras de 23 kV…........143

Tabla 4.10: Cargabilidad máxima y margen de reserva de transformadores 230/138 kV.......151

Tabla 4.11: Potencia requerida de los transformadores de alimentación Primera

alternativa……………………………………………………………………………….154

Tabla 4.12: Potencia requerida de transformadores de alimentación Segunda

alternativa……………………………………………………………………………….155

Tabla 4.13: Potencia requerida de transformadores de alimentación Tercera

alternativa……………………………………………………………………………….155

Tabla 4.14: Cargabilidad máxima de líneas de 138 kV y margen de reserva………….160

xvii

Tabla 4.15: Cargabilidad en demanda media y mínima de transformadores de

138/23 kV ante la pérdida de uno de ellos………………………………………….173

Tabla 4.16: Capacidad de sobrecarga de larga duración de un transformador……….176

Tabla 4.17: Alimentadores y circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de un

transformador de 138/23 kV……………………...…………………………………..180

Tabla 4.18: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV ante la salida de un

transformador de 138/23 kV para los periodos de demanda media y mínima…………181

Tabla 4.19: Cargabilidad de líneas de 138 kV y transformadores de 138/23 kV

ante salida de una línea de 138 kV………………………………………………….189

Tabla 4.20: Datos técnicos de los conductores de 750MCM y 1000MCM….......202

Tabla 4.21: Alimentadores de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de

un Transformador de 138/23 kV……………………………………………………..202

Tabla 4.22: Circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de un

Transformador de 138/23 kV…………………………………………………….......204

Tabla 4.23: Calibre de conductor recomendado para alimentadores de 23 kV……….206

Tabla 4.24: Resultados relevantes en condiciones normales de operación…….208

Tabla 4.25: Resultados relevantes en condiciones de contingencia…………….208

Tabla 4.26: Distancia desde las S/E de 138/23 kV a las estaciones de tracción..........208

Tabla 5.1: Precios referenciales de predios Urbanos……………………………...225

Tabla 5.2: Porcentajes asignados para diseño, estudios, montaje, Supervisión y

transporte. ……………………………………………………………………………...226

Tabla 5.3: Presupuesto referencial para la Primera alternativa. …………….......229

Tabla 5.4: Presupuesto referencial para la Segunda alternativa…………….......230

Tabla 5.5: Presupuesto referencial para la Tercera alternativa…………………..230

Tabla 5.6: Cuadro comparativo de inversiones…………………………………….231

Tabla 5.7: Cronograma de inversiones para la Primera alternativa……………...234

Tabla 5.8: Cronograma de inversiones para la Segunda alternativa…………….235

Tabla 5.9: Cronograma de inversiones para la Tercera alternativa……………...236

Tabla 5.10: Tarifa para Trolebús……………………………………………………..239

Tabla 5.11: Resumen de ventas anuales proyectadas……………………………239

Tabla 5.12: Gastos de mantenimiento anuales…………………………………….240

Tabla 5.13: Vidas útiles aprobadas por el CONELEC……………………………..241

Tabla 5.14: Valores de reposición anules…………………………………………..242

xviii

Tabla 5.15: Gastos anuales estimados……………………………………………...242

Tabla 5.16: Evaluación económica de la primera alternativa de alimentación………...244

Tabla 5.17: Evaluación económica de la segunda alternativa de alimentación……….246

Tabla 5.18: Evaluación económica de la tercera alternativa de alimentación………...248

Tabla 5.19: Resumen de índices económicos calculados………………………...249

Tabla 5.20: Resultados análisis de sensibilidad……………………………….......251

xix

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 2.1: Pronóstico de demanda eléctrica 2011-2023…………………………264

Anexo 2.2: Solicitud del servicio eléctrico del proyecto Metro de Quito…………266

Alimentación desde el sistema de 46 kV

Primera alternativa: Resultados de flujo de potenci a

Anexo 4.1: Voltajes en barras de 46 kV……………………………………………..267

Anexo 4.2: Voltajes en barras de 6.3 kV…………………………………………….267

Anexo 4.3: Voltajes en barras de 23 kV…………………………………….……….268

Anexo 4.4: Voltajes en barras de 1.5 kV…………………………………………….268

Anexo 4.5: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV…………………………269

Anexo 4.6: Cargabilidad de Transformadores 46/6.3 kV…………….……………269

Anexo 4.7: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV………….………………270

Anexo 4.8: Cargabilidad de Líneas de 46 kV……………………………………….271

Anexo 4.9: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV…...…………………………272

Segunda alternativa: Resultados de flujo de potenci a

Anexo 4.10: Voltajes en barras de 46 kV………..………………………………….272

Anexo 4.11: Voltajes en barras de 6.3 kV……………..……………………………273

Anexo 4.12: Voltajes en barras de 23 kV……………..…………………….………273

Anexo 4.13: Voltajes en barras de 1.5 kV…………………………………………..274

Anexo 4.14: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV………………………..274

Anexo 4.15: Cargabilidad de Transformadores 46/6.3 kV…………….…………..275

Anexo 4.16: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV.……….……………….276

Anexo 4.17: Cargabilidad de Líneas de 46 kV……………………………………..277

Anexo 4.18: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV....………………………….278

Alimentación desde el sistema de 138 kV

Primera alternativa: Resultados de flujo de potenci a

Anexo 4.19: Voltajes en barras de 138 kV………………………………………….278

Anexo 4.20: Voltajes en barras de 23 kV……………………………………….......279

xx


Anexo 4.22: Cargabilidad de Transformadores 230/138 kV………………….......281

Anexo 4.23: Cargabilidad de Transformadores 138/23 kV…………….………….281

Anexo 4.24: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV………….……………..282

Anexo 4.25: Cargabilidad de Líneas de 138 kV……………………………………283

Anexo 4.26: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV…...…………….………….283

Análisis de contingencias

Salida de un transformador de 138/23 kV


Anexo 4.28: Cargabilidad de elementos…………………………………………….286

Salida de una línea de 138 kV y de un circuito alimentador de 23 kV


Anexo 4.30: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV……………………...290

Segunda alternativa: Resultados de flujo de potenci a






Anexo 4.36: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV………….……………..294







xxi




Tercera alternativa: Resultados de flujo de potenci a






Anexo 4.48: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV……….….…………….307










Anexo 5.1: Análisis de costos de la Primera alternativa…………………………..316

Anexo 5.2: Análisis de costos de la Segunda alternativa………..………………..318

Anexo 5.3: Análisis de costos de la Tercera alternativa…………………………..326

Anexo 5.4: Programa de actividades Primera alternativa…………………….......331

Anexo 5.5: Programa de actividades Segunda alternativa……………..…….......332

Anexo 5.6: Programa de actividades Tercera alternativa…………………..……..333

xxii

RESUMEN

La propuesta del presente proyecto de titulación profesional fue establecer, la

mejor alternativa de alimentación técnica para el Metro de Quito, basado en flujos

de potencia calculados con la utilización de un programa computacional

adecuado.

Para el presente estudio se plantearon cinco posibles alternativas de

alimentación, dos alternativas a partir del sistema de 46 kV las cuales fueron

propuestas por los autores y tres alternativas a partir del sistema de 138 kV de las

cuales fueron dos propuestas por la dirección de subtransmisión y el

departamento de planificación de la Empresa Eléctrica Quito, mientras que una de

ellas fue propuesta por los autores del presente proyecto.

Además se realizó un estudio económico de las tres alternativas de alimentación

propuestas a partir del sistema de 138 kV, con el objetivo de determinar cuál de

las tres alternativas sería económicamente factible y rentable para la empresa.

Como resultados del estudio de cargabilidad se estableció que el Metro de Quito,

con los 75 MVA de demanda requeridos por la Empresa Metro Madrid, tal como lo

manifiesta el oficio UNMQ-2012-125 del 16 de Marzo del 2012. Incrementaría en

un 10% la demanda proyectada del Sistema Eléctrico Quito, en consecuencia el

sistema de 46 kV no podría sostener a largo plazo dicha demanda debido a que

en el corto plazo este llegaría a saturarse. Mientras que el sistema de 138 kV

mantendría el abastecimiento de esta demanda en un largo plazo.

Con el estudio eléctrico realizado con ayuda del programa computacional Power

Factory versión 14.1.3, se llegó a comprobar con dos alternativas diferentes que

la alimentación del Metro de Quito desde el sistema de 46 kV, mediante

transformadores de 46/23 kV; provocaría bajos voltajes en las barras de 46 kV de

subestaciones vecinas los cuales estarían fuera del rango de variación permitido

por el CONELEC, además de altas cargabilidades en algunas líneas de 46 kV.

xxiii

Por otra parte el mismo estudio eléctrico realizado con tres alternativas diferentes,

demostró que la alimentación del Metro de Quito es técnicamente factible desde

el sistema de 138 kV mediante transformadores de 138/23 kV, ya que mantendría

voltajes en barras dentro del rango de variación permitido por el CONELEC,

además de cargabilidades en transformadores, líneas y alimentadores, con

niveles adecuados de operación. De las tres alternativas planteadas se llegó a

determinar que la alimentación desde la subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto,

Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario es la alternativa técnica más adecuada;

debido a que esta alternativa presento el mejor perfil de voltaje y bajas

cargabilidades en líneas, transformadores y alimentadores, tanto en condiciones

normales como en condiciones de contingencia.

Finalmente como resultado del estudio económico se llegó a determinar que las

tres alternativas de alimentación planteadas para el Metro de Quito desde el

sistema de 138 kV son económicamente factibles, siempre y cuando el factor de

carga llegué a ser superior a 0.5; sin embargo la alimentación desde la

subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque

Bicentenario es la más rentable de las tres alternativas planteadas.

xxiv

PRESENTACIÓN

El presente proyecto de titulación profesional se ha divido en seis capítulos,

donde se desarrollan los siguientes temas:

En el capítulo I: Contiene la descripción del proyecto Metro de Quito, el

funcionamiento de este medio transporte eléctrico y la propuesta del presente

proyecto de titulación.

En el capítulo II: Se presenta la teoría correspondiente para elaborar pronósticos

de demanda, la metodología que emplea la Empresa Eléctrica Quito y un análisis

del pronóstico de demanda eléctrica que ha sido verificado en este proyecto para

las subestaciones consideradas en la alternativa de alimentación propuesta por el

Departamento de Planificación de la Empresa Eléctrica Quito, así como para la

proyección del Sistema Eléctrico Quito.

En el capítulo III: Se realiza un estudio de cargabilidad para los sistemas de 46 kV

y 138 kV, considerando el pronóstico de demanda realizado en el capítulo II.

En el capítulo IV: Se realiza el estudio eléctrico para los periodos de demanda

máxima, media y mínima de las alternativas de alimentación propuestas para el

Metro de Quito, desde el sistema de 46 kV así como para las propuestas desde el

sistema de 138 kV. Adicionalmente en estas alternativas se realiza el análisis de

contingencia de cada una de ellas.

En el capítulo V: Se presenta el estudio económico-financiero de las tres

alternativas de alimentación desde el sistema de 138 kV planteadas para el Metro

de Quito.

En el capítulo VI: Se presenta las conclusiones y recomendaciones obtenidas del

estudio realizado en el presente proyecto de titulación profesional.

1

CAPÍTULO I

1.1 ANTECEDENTES

El aumento de la población, la concentración de los centros educativos, de salud,

de administraciones de los servicios básicos, judiciales, así como, los

correspondientes a las actividades económicas, comerciales, industriales,

culturales, deportivas, etc. y el altísimo costo de los inmuebles en el centro urbano

de la ciudad de Quito ha incidido en el desplazamiento de gran parte de la

población del centro urbano a la periferia de la ciudad y a los valles de Los Chillos

y Tumbaco, provocando en los últimos años el aumento intensivo de los vehículos

motorizados en la ciudad de Quito, siendo muy demoroso trasladarse de norte a

sur y de este a oeste; y, a la presente fecha, ni la vigencia del pico y placa es una

solución eficiente de gestión del tránsito dispuesta por el Municipio del Distrito

Metropolitano de Quito.

De lo que se puede concluir que la movilidad en la ciudad de Quito se encuentra

en crisis y a futuro se agravará, por el aumento de la población y de la cantidad de

vehículos particulares y públicos.

Entre otros, se pronostica que en pocos años la movilidad llegue a niveles de

crisis para la configuración e infraestructura vial de la ciudad. A la par, el

transporte público de buses va perdiendo espacio frente al vehículo particular,

debido fundamentalmente a la baja calidad de servicio de los buses

convencionales.

Así, en la actualidad el sistema de transporte en Quito no es capaz de responder

a las necesidades de la ciudad lo que trae como consecuencia un deficiente

sistema de transporte público, que sumado al incremento de vehículos

particulares conlleva altos costos sociales y económicos para la población,

además de ocasionar un gran impacto negativo al ambiente.

2

Esta grave situación amerita de las autoridades el planteamiento de soluciones

con visión integral, para que se incorpore un sistema de transporte público

moderno, eficiente y sostenible, además que brinde un servicio de calidad.

En la alcaldía del Sr. Rodrigo Paz (1988) se planificó una red de transporte

público para dar solución al problema de movilización de la ciudad, el cual fue

puesto en marcha en 1995 durante la alcaldía de Jamil Mahuad.

Dicha red de transporte planificada, no llegó a completarse en su totalidad, si bien

se crearon corredores exclusivos de transporte, los buses que circulan por ellos

funcionan a diesel, cuando el plan proyectaba que todos los buses debían

funcionar con energía eléctrica. El Trolebús fue el primer y único medio de

transporte público de Quito, que funciona a base de energía eléctrica hasta la

actualidad.

Actualmente se considera que el Trolebús (principal corredor del Sistema

Metropolitano de Transporte de la ciudad de Quito) está colapsado puesto que fue

planificado para abastecer la demanda hasta el año 2010, y movilizar hasta 180

mil personas, en la actualidad transporta más de 200 mil personas, lo cual

conlleva un incremento de demanda de energía eléctrica por parte de este medio.

En las elecciones generales de 2009 el tema del transporte público fue un punto

trascendental para la campaña hacia la alcaldía de Quito de Augusto Barrera. En

su campaña él planteó la construcción de un Metro subterráneo, desechando la

propuesta del Tren Rápido de Quito (TRAQ), que fue propuesto durante la

Alcaldía de Paco Moncayo.

Con la llegada de Augusto Barrera a la Alcaldía se inició el plan de construir el

Metro de Quito, el cual es completamente subterráneo, con un funcionamiento

total a base de electricidad.

Un sistema de transporte con estas características se convierte en la mejor

alternativa para asegurar una eficaz solución a los graves problemas de movilidad

3

que enfrenta la ciudad y además en una oportunidad para lograr un salto cultural y

tecnológico hacia la modernidad de la ciudad, además de ser una línea de

transporte masivo eficiente y sostenible a largo plazo.

En el 2010 un acuerdo entre el Municipio capitalino y la empresa Metro Madrid

S.A. dio lugar al inicio de los estudios de factibilidad del Metro-Q. Estos estudios

resultaron favorables y concluyeron que el recorrido de la línea 1 del Metro-Q

debía ser entre Quitumbe y El Labrador; cuya construcción debería empezar a

partir de Noviembre de 2012.

1.2 PROPUESTA DEL PROYECTO

1.2.1 OBJETIVOS

1.2.1.1 Objetivo General

Determinar la mejor alternativa de alimentación eléctrica para el Metro-Q, con su

respectivo análisis económico.

1.2.1.2 Objetivos Específicos

• Determinar el pronóstico de la demanda eléctrica de las subestaciones de

distribución de Empresa Eléctrica Quito con la carga del Metro-Q.

• Realizar un diagnóstico de las condiciones actuales y futuras de operación

del Sistema Eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito.

• Determinar las características técnicas de los circuitos primarios de 23 kV

subterráneos que alimentarán a las estaciones de tracción del sistema de

transporte Metro-Q.

• Analizar varias alternativas de alimentación eléctrica en alto voltaje, cuyos

circuitos primarios subterráneos alimentarán a las estaciones de tracción

del Metro-Q, mediante la utilización de un software computacional

adecuado.

4

• Analizar económicamente la alternativa de alimentación seleccionada.

1.2.2 ALCANCE

En base al estado actual de las instalaciones eléctricas del sistema de

subtransmisión de 138 kV y 46 kV de la Empresa Eléctrica Quito se realizará un

diagnóstico, que permitirá determinar las fortalezas o limitaciones de cada sistema

para alimentar una carga aproximada de 75 MVA del sistema Metro-Q, luego se

realizará una descripción del método utilizado para calcular el pronóstico de la

demanda eléctrica de las subestaciones de distribución incluyendo la carga del

Metro-Q utilizado por la E.E.Q, introduciéndose modificaciones en la proyección

de la E.E.Q si se justifican, después se determinará la mejor alternativa para la

alimentación eléctrica del sistema Metro-Q en base a los estudios eléctricos de

flujos de carga realizados con un software computacional adecuado, en

condiciones normales y de contingencias.

La alternativa seleccionada adicionalmente considerará el funcionamiento

eficiente de los circuitos primarios de medio voltaje subterráneos, en una

configuración en anillo que conectarán a las estaciones del sistema Metro-Q.

Mediante estudios eléctricos de flujos de carga en condiciones normales y de

contingencias, se determinará el calibre del conductor de los alimentadores

primarios de 23 kV, así como la potencia de los transformadores de 138/23 kV

para alimentar a las estaciones de tracción del Metro-Q, que podrían

implementarse para su alimentación.

Finalmente se realizará un estudio económico de las alternativas de alimentación

planteadas desde la red de 138 kV.

1.2.3 JUSTIFICACIÓN

La demanda de energía eléctrica de la ciudad de Quito y de las otras zonas de

servicio de la Empresa Eléctrica Quito, ha tenido un incremento sostenido a tal

5

punto que en los próximos años las instalaciones eléctricas de alto voltaje de

46kV podrían llegar a saturarse, incluso sin considerar la posible alimentación al

Metro-Q desde el sistema de 46 kV, por lo que la implementación de un nuevo

medio de transporte masivo como es el Metro-Q, el cual tendría una

demanda aproximadamente del 10% de la demanda actual del sistema eléctrico

impone que su alimentación de energía sea desde un nivel de tensión de 138 kV,

con alta confiabilidad y seguridad del suministro las 24 horas del día.

Con los resultados que se obtengan, se puede determinar la mejor alternativa de

alimentación eléctrica, tanto técnica como económica, para que de esta forma, el

sistema del Metro-Q, opere en condiciones aceptables.

1.3 SISTEMAS DE TRANSPORTES ELÉCTRICOS MASIVOS [1]

Son sistemas de transporte público, de alta calidad orientados al usuario, que

ofrecen movilidad urbana, rápida, confortable y de bajo costo. Esta definición se

aplica a una serie de medios de transportes que actúan conjuntamente para

desplazar grandes cantidades de personas en lapsos cortos.

Si bien un sistema de transporte masivo se puede conformar de varios sistemas

de transporte públicos integrados, los cuales funcionan a base de combustibles

fósiles, la actual tendencia mundial es reemplazar estos sistemas por sistemas

que funcionan a base de energía eléctrica. Entre los principales sistemas de

transporte eléctricos se puede mencionar a los siguientes:

El Tranvía: Es un medio de transporte de pasajeros que circula sobre rieles y por

la superficie en áreas urbanas, en las propias calles, sin separación del resto de la

vía ni senda o sector reservado.

Entre las principales características que se pueden mencionar son las siguientes:

• Su alimentación eléctrica se realiza a través de un pantógrafo.

• Consume mucha menos energía eléctrica que otros transportes eléctricos.

6

• Ocupa un carril de calzada más angosto del que necesita un autobús,

debido a que carece de desplazamientos laterales, lo que racionaliza el uso

del escaso espacio público urbano.

• La construcción de su infraestructura es mucho más económica, lo que

hace que sea más viable.

• Menor capacidad y velocidad de transporte.

• Impacto estético en la zona monumental y urbana si se utiliza tendido

eléctrico aéreo.

El Tren Ligero: Es un sistema de transporte que utiliza el mismo material rodante

que el tranvía, pero que incluye segmentos parcial o totalmente segregados por el

tráfico, con carriles reservados, vías apartadas y en algunos casos túneles en el

centro de la ciudad de características similares a las de un ferrocarril

convencional.

Tiene una capacidad media de transporte a escala regional y Metropolitana, por lo

general es de menor tamaño que un tren o un Metro, pero de mayor tamaño que

el tranvía.

Este tipo de transporte masivo permite la conexión entre zonas peatonales en

núcleos urbanos y zonas rurales, creando además nuevos potenciales de

desarrollo urbano.

Entre las principales características que se pueden mencionar son las siguientes:

• Su alimentación eléctrica se realiza a través de una barra guía.

• Los sistemas de trenes ligeros son generalmente más económicos de

construir que el de trenes pesados, dado que la infraestructura es

relativamente menos robusta, las unidades son más baratas y por lo

general no se requieren de túneles que son usados en la mayoría de los

sistemas de transporte subterráneos.

• Permite recorrer curvas cerradas y pendientes escarpadas, lo que además

reduce el trabajo de construcción.

7

• Comparado con los autobuses, los sistemas de trenes ligeros tienen una

capacidad más alta, son menos contaminantes, silenciosos, cómodos y en

muchos casos más rápidos.

El Metro: Es un sistema de transporte más rápido y con mayor capacidad que el

tranvía o el tren ligero, pero no es tan rápido ni cubre distancias de largo alcance

como el tren suburbano o de cercanías. Es indiscutible su capacidad para

transportar grandes cantidades de personas en distancias cortas con rapidez, con

un uso mínimo del suelo.

El Trolebús: Es un ómnibus eléctrico, alimentado por una catenaria de dos

cables superiores desde donde toma la energía eléctrica mediante dos astas. El

trolebús no hace uso de vías especiales o rieles en la calzada, por lo que es un

sistema más flexible. Cuenta con neumáticos de caucho en vez de ruedas de

acero en rieles, como los tranvías.

Los trolebuses, al igual que todos los vehículos eléctricos, suelen verse como un

medio de transporte más compatible con el medio ambiente. Son de particular

importancia para ciudades escarpadas o montañosas, donde la electricidad es

más efectiva que el diesel a la hora de subir colinas; además, tienen mayor

adherencia que los tranvías.

Las características más importantes que se puede indicar son las siguientes:

• De acuerdo con la tecnología que el trolebús este utilizando, estos pueden

generar energía eléctrica a partir de la energía cinética cuando frenan o

van cuesta abajo en un proceso llamado frenado regenerativo.

• La transmisión directa de electricidad, como la usada en el trolebús, es

mucho más eficiente que la producción, el transporte, el almacenamiento y

el aprovechamiento energético del hidrógeno en celdas de combustible en

un factor de 2.2 a 1, y mucho menos peligroso.

8

• Los recorridos posibles se limitan a los tramos con catenarias instaladas.

Sin embargo, se puede incorporar una batería o un motor

térmico convencional para permitir una mayor versatilidad.

• Los neumáticos producen más resistencia que las ruedas metálicas sobre

los rieles y por tanto, un mayor gasto de electricidad. [1]

1.4 EL METRO [2]

Se denomina Metro o ferrocarril Metropolitano a los sistemas ferroviarios de

transporte masivo de pasajeros que operan en las grandes ciudades para unir

diversas zonas de su término municipal y sus alrededores más próximos, con alta

capacidad y frecuencia, separados de otros sistemas de transporte.

Las redes de Metro se construyen frecuentemente de manera subterránea,

aunque a veces se disponen elevadas e incluso en zonas normalmente alejadas

del centro o de expansión urbana, sus instalaciones son a nivel de superficie pero

con plataforma reservada.

El Metro intenta anticipar el proceso de urbanización y acompañar de manera

funcional y coherente al desarrollo de la infraestructura urbana y del mismo sector

transporte. En rigor, su línea es concebida como un medio de transporte

alternativo frente a la congestión vial causada por el desarrollado tránsito

vehicular y a los problemas de transporte público. [2]

1.4.1 EL METRO EN LATINOAMÉRICA [2]

Aun cuando la gama de Metros en América Latina es variada y amplia, en este

apartado solamente se ha considerado aquellos sistemas tipo Metro, que

responden más rigurosamente a su definición general y que se encuentran en la

actualidad en servicio.

[1]

Maynar M.M, Fernández F.J.G. “Ferrocarriles Metropolitanos”. Págs. 183-231.

9

Esto quiere decir que se considerarán seis Metros, los que se encuentran en las

ciudades de: Buenos Aires, México, Sao Paulo, Santiago, Río de Janeiro y

Caracas. El más reciente, el de Caracas, fue inaugurado a principios de 1983,

mientras que el más antiguo, el de Buenos Aires, data de 1913. Entre ellos dos, el

grupo restante fue construido en un período de tiempo relativamente común, a

fines de la década de los sesenta y principios de los setenta.

En el caso de los Metros de México, Sao Paulo, Santiago y Rio de Janeiro, el

objetivo es absorber una parte de la demanda de transporte que se concentra

sobre los corredores viales más cargados, liberando espacio para la expansión de

los otros modos; también se considera el problema del crecimiento del parque de

vehículos privados, que se agudiza en estas ciudades desde principios de los

años sesenta.

En esencia se trata de remediar los síntomas de sofocamiento de los sistemas de

transporte y de la capacidad de las infraestructuras viales.

En el caso del Metro de Caracas los objetivos primarios son los de resolver los

problemas de desplazamiento en un espacio ya saturado, sobre todo por la

abundante presencia del automóvil particular y por lo fragmentado de la oferta de

transporte colectivo.

Esta clasificación deja ver que los Metros han respondido en sus momentos a

distintas reacciones institucionales frente al comportamiento de la oferta de

transporte público; mientras el primer grupo se constituye en una prolongación de

la oferta existente, el segundo corresponde a una superposición a ella. [2]

10

En la tabla 1.1 se presenta una síntesis de las características de estos Metros en la actualidad:

Poblaci ón Longitud Ciudad (millones) [km] km/habit

México 18 113 6.28

Sao Paulo 15 28.5 1.90 Río de Janeiro 13 26.9 2.06 Buenos Aires 9 35.4 3.93

Santiago 4.5 25.6 5.68 Caracas 3.5 11.7 3.34

Tabla 1.1: Características principales de Metros en Latinoamérica. [2]

Evidentemente los Metros latinoamericanos se han concentrado en una extensión

media de alrededor de los treinta kilómetros, en la actualidad los ritmos de

crecimiento de ellos son muy lentos o están por un largo tiempo detenidos,

excepción hecha del caso de México. En todo caso, los Metros se han instalado

en los principales ejes transversales de sus ciudades.

Entre los seis Metros, solamente dos exhiben una red polineal (México y Buenos

Aires), mientras los sistemas bilineales son dominantes (Sao Paulo, Santiago y

Río de Janeiro), siendo Caracas el único caso de Metro monolineal, aunque esta

situación deba cambiar en el mediano plazo, cuando la segunda línea, en

construcción actualmente, sea inaugurada. [2]

1.4.1.1 Situación Actual en América Latina [2]

Analizar la situación actual de los Metros en Latinoamérica significa realizar un

análisis de las condiciones que han dado origen a su existencia: más allá de sus

rendimientos absolutos (que pueden ser comparables con cualquier sistema

similar en el mundo) se trata aquí de encontrar lo específico de ellos, lo que

resulta de su localización y problemática particulares.

Estas condiciones particulares tienen que ver sobre todo con los rasgos del

desarrollo urbano Latinoamericano, que se ha caracterizado por un explosivo

11

crecimiento de sus ciudades desde la década de los 50, acompañado de una gran

desorganización del espacio y de profundos desequilibrios socioeconómicos.

A nivel de la oferta de transporte se observa una situación insostenible, con un

servicio desigual, tanto en cobertura como en calidad, que no ha permitido una

situación favorable para los usuarios.

Los sistemas de transporte masivos tipo Metro, en Latinoamérica están en el

centro de un debate actual en la región. Tanto en las ciudades donde ellos

están implantados como en otras donde existen como proyecto o simplemente

como generalizada idea popular, se encuentran argumentaciones en pro y en

contra de dichos sistemas.

Una de las razones que explican esta mayor preocupación reside precisamente

en la mayor densidad de sistemas de Metro en América Latina con respecto a

otras regiones de los países subdesarrollados; pero al mismo tiempo, la

coexistencia de ellos con situaciones de crisis recurrentes en la oferta de

transporte colectivo, de las cuales no pueden escapar, sirven de argumento para

cuestionar su validez.

En América Latina existen seis Metros, la mayoría de los cuales ha cumplido más

de una década de existencia; ello avala la posibilidad y el interés de extraer

algunas conclusiones útiles respecto a su pertinencia y a su utilidad, ya que en la

mayoría de los casos exhiben un cierto grado de subutilización, variable que

según las ciudades, no siempre reporta una relación óptima entre el volumen de

recursos invertidos y su aprovechamiento.

Internamente, los Metros sufren una variedad de problemas específicos y

particulares a cada caso y que muchas veces son exaltados por los críticos, por

ejemplo: el Metro de México tiene importantes problemas de cobertura financiera

y de desequilibrio entre sus líneas; igualmente, el de Caracas así como el de

Santiago, están subutilizados respecto a su capacidad y abandonados en cuanto

a la concepción predominante de política de transporte; el Metro de Buenos Aires

12

muestra un agotamiento considerable, generado probablemente por su

antigüedad, el de Sao Paulo tiene una cobertura reducida con respecto al tamaño

de la aglomeración y el de Rio de Janeiro atraviesa una aguda crisis financiera e

institucional.

Las respuestas a las críticas se centran en el hecho que los Metros son sistemas

de transporte masivo, concebidos para el mediano y largo plazo, con una vida útil

que sobrepasa la de los autobuses. [2]

1.4.2 FUNCIONAMIENTO DEL METRO [3]

La selección, diseño y evaluación del tipo de alimentación en un proyecto de

transporte eléctrico masivo como el Metro es de fundamental importancia, porque

permite prever el impacto sobre la red de distribución eléctrica. [3]

El esquema simplificado del sistema de alimentación del Metro, se muestra en la

figura 1.1.

Figura 1.1: Esquema simplificado del sistema de alimentación del Metro. [3]

[2] Figueroa Oscar, Ettiene Henry. “Diagnóstico de los metros en América Latina”. Págs. 7-17 [3] Soublette Castro Gabriel Andrés. “Sistemas de Recuperación de Energía para la línea 1 del Metro de

Santiago”. Págs. 11-12, 14

13

A continuación se explicara de manera general el sistema de alimentación

eléctrica utilizado por sistemas de transporte masivo tipo Metro, para alimentar los

motores de tracción utilizados para mover los trenes.

1.4.2.1 Alimentación A.C. [4]

El sistema eléctrico del Metro, parte con la compra de energía a la empresa

eléctrica local en subestaciones generales de alta tensión las cuales

proporcionarán la potencia eléctrica necesaria, en este lugar se transforma a

niveles de tensión adecuados, para alimentar al material móvil que circule por la

línea.

Luego ésta se distribuye en media tensión, a cada una de las subestaciones de

rectificación a través del túnel, utilizando alimentadores por cada Subestación de

rectificación, en general, para sistemas tipo Metro, se realiza a un nivel de voltaje

entre 10 kV a 30 kV.

La configuración de las subestaciones generales de alta tensión puede ser de

diferentes topologías; dependiendo de las características de cada instalación y las

ubicaciones de las subestaciones disponibles por la empresa distribuidora. [4]

Entre las topologías más utilizadas se puede mencionar las siguientes:

1. Anillo abierto alimentado desde los extremos.

Figura 1.2: Anillo abierto alimentado desde los extremos. [4]

14

2. Anillo cerrado alimentado desde tres puntos.

Figura 1.3: Anillo cerrado alimentado desde tres puntos. [4]

En el caso del suministro de electricidad para el Metro de Quito la alimentación en

Alto Voltaje también estará configurada en un sistema en anillo a 138 kV.

3. Otra posibilidad.

Figura 1.4: Otra forma de alimentación A.C. [4]

1.4.2.2 Subestación de Rectificación o de Tracción [4]

En las subestaciones de rectificación, primero se baja el nivel de tensión a niveles

apropiados para los rectificadores, del orden de 600 VAC, y luego gracias a los

rectificadores se logra el voltaje de corriente continua nominal que posteriormente

alimentará al tercer riel y luego a los motores de tracción eléctrica, que son los

que darán la fuerza motriz necesaria para movilizar el tren.

De los diferentes sistemas de transporte eléctrico masivo alrededor del mundo se

observa que las redes de corriente continua empleadas para el suministro de

15

energía utilizan niveles de tensión que están entre los 750 VDC y 3 kVDC, aunque

en general un valor estándar ampliamente utilizado es de 1.5 kVDC.

La energía que consume todo el sistema de tracción se alimenta a través de un

conjunto de subestaciones rectificadores AC/DC. Cada subestación suministra en

un sector determinado una porción de la energía total requerida por el sistema.

La red de tracción que alimenta a los trenes del Metro, se conforma de dos líneas

de alimentación conectadas en paralelo y divididas en secciones eléctricas,

separadas por aislamientos de superposición.

Los factores más importantes en el diseño de estas redes es la confiabilidad y

disponibilidad del suministro, razón por la cual cada sección debe conectarse a

las secciones adyacentes para tener respaldo de alimentación eléctrica, en caso

de presentarse algún tipo de falla en el sistema de alimentación principal, y de

esta forma prevenir la ausencia de suministro eléctrico en las diferentes partes

que conforman la línea.

La potencia de las subestaciones de rectificación, generalmente, varía entre 1.5 y

10 MW; mientras que la distancia entre subestaciones varía según el voltaje de

alimentación, esto con la finalidad de reducir las pérdidas en las líneas.

Como ejemplo de la relación distancia-nivel de voltaje se puede encontrar los

siguientes:

• De 2 km a 4 km para 600 VDC.

• De 5 km a 6 km para 750 VDC.

• De 8 km a 13 km para 1.5 kVDC.

• De 20 km a 30 km para 3 kVDC.

Una subestación típica dentro de un perímetro urbano funciona a 4 MW, 750 VDC

y suministra entre 2 y 4 kA. Esto, teniendo en cuenta la variación de la carga y

que cada tren está compuesto entre 3 y 6 carros.

16

Una subestación con estas características de potencia y tensión posee

capacidades de sobrecarga de 150%, 300% y 450% del rango de la corriente para

una hora, un minuto y diez segundos, respectivamente.

En la figura 1.5 se muestra el esquema de una conexión típica desde un par de

subestaciones de alimentación adyacentes, donde se destacan los elementos

principales que caracterizan cada subestación.

Figura 1.5: Esquema de Conexión típica entre subestaciones de tracción. [4]

1.4.2.2.1 Rectificación AC/DC [5]

El procedimiento de rectificación se realiza por medio de puentes rectificadores de

6, 12, 24 o más pulsos.

[4]

Ricardo Moreno-Chuquén, Mario Alberto Ríos-Mesías, Gustavo Andrés Ramos-López, Eduardo Quintero-Restrepo. “Sistemas de Alimentación Eléctrica a Sistemas de Transporte

Masivo Tipo Metro”. Págs. 3-10.

17

El rectificador más utilizado para transportes tipo Metro es el de 12 pulsos, el cual

está conformado por un transformador tridevanado, cuyos bobinados secundarios

están conectados en estrella y el otro en delta, para producir un desfase de 30

grados, tal como lo muestra la figura 1.6.

Figura 1.6: Rectificador de 12 pulsos. [5]

En algunos casos, el número de pulsos empleados en la rectificación de la tensión

se determina a partir del tipo de transformadores disponibles. [5]

El puente rectificador que por lo general se utiliza es el puente de Graëtz trifásico

con diodos, como lo muestra la figura 1.7.

Figura 1.7: Rectificador tipo puente de Graëtz trifásico con diodos. [5]

18

1.4.2.3 Riel de Alimentación o Barra Guía [5]

Es el denominado tercer riel del Metro, es el encargado de llevar la energía

necesaria hacia el motor, en corriente continua. Este sistema de conductor es

ideal para Metros subterráneos y cuenta con la ventaja de estar poco expuesto a

daños por condiciones atmosféricas y medioambientales, además es apto para

trabajar hasta con un nivel de voltaje de 1kVDC.

Para servicios urbanos la barra guía utiliza por lo general, un nivel de voltaje entre

750 VDC, con una resistencia de 8 a 20mΩ/km, sustentado sobre aisladores

instalados cada 2.5 m a 5 m. [5]

1.4.2.4 Alimentación al Motor [6]

Una vez rectificado el voltaje alterno, se conecta a la barra guía a través de cables

de alimentación, la conexión del motor hacia la barra guía, se hace gracias a un

brazo fijado al tren, y una zapata atada al brazo la cual permite el deslizamiento

sobre esta barra.

La barra guía actúa como polo positivo y los rieles principales actúan como polo

negativo, tal como lo muestra la figura 1.8, cerrando así el circuito de

alimentación.

Figura 1.8: Circuito de alimentación DC. [6] [5] Rives F.O., Mendez M.R, Puente M.M. “Estudio de la Optimización del Diseño de

Subestaciones para la Alimentación de Sistemas de Tracción Eléctrica”. Págs. 19-20, 27.

19

El motor eléctrico utilizado por los sistemas de transporte masivos, es un motor

asincrónico de rotor jaula de ardilla, esto se debe a que con el avance de la

electrónica de potencia, el control de esta máquina se ha hecho cada vez más

sofisticado y preciso, por lo cual ha consolidado el uso de estas máquinas para

aplicaciones en tracción eléctrica.

La corriente continua que proviene del tercer riel entra a un ondulador autónomo,

el cual se encarga de realizar la conversión de corriente continua a alterna con la

finalidad de que ésta pueda ser utilizada por el motor asincrónico.

El diagrama unifilar del ondulador autónomo más utilizado en los sistemas de

transporte tipo Metro es como se muestra en la figura 1.9.

20

Figura 1.9: Diagrama unifilar del ondulador autónomo. [6]

__________________________

[6] Catalogo TRAILEC Metro-Bilbao. “Esquema del convertidor de tracción”.

21

Un ondulador autónomo es un convertidor estático con tiristores que permite la

transformación de corriente continua a corriente alterna, cuando en el lado de

alterna sólo hay receptores de energía, este ondulador, fija la frecuencia y la

forma de onda de la tensión alterna suministrada a la carga.

La ventaja de realizar este proceso es con el objetivo de proporcionar uno o varios

voltajes alternos, para de esta manera se pueda variar la frecuencia de salida, y

en algunos casos la relación de transformación continua-alterna, para así poder

controlar la velocidad del tren.

Los trenes se tienen que mantener separados entre uno y otro, no por una

distancia fija sino por el tiempo que tarda un tren en alcanzar la posición del otro,

lo cual, generalmente para todas las líneas es de 180 segundos (3 minutos).

Además, las paradas en cada estación son de 15 segundos a 20 segundos. [6]

1.5 EL METRO DE QUITO

1.5.1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO [7]

El Metro de Quito, está considerado como un proyecto de prioridad local, el cual

esperaría resolver los problemas de transporte en la ciudad, con grandes

beneficios ambientales para la ciudad de Quito y sus alrededores.

Las tendencias internacionales reconocen que este tipo de proyectos genera

impactos positivos, y es lo que justifica su construcción. Además, en los sistemas

de transporte tipo Metro, la emisión de contaminantes y de ruido son

prácticamente nulas. Así pues, el Metro de Quito procurará el funcionamiento

articulado y eficiente del Distrito Metropolitano de Quito, el cual asegure el

derecho de los ciudadanos a una transportación eficiente, confiable, segura y

sobretodo menos contaminante garantizando la sustentabilidad ambiental,

mejorando así la calidad de vida de sus habitantes.

[6]

Catalogo TRAILEC Metro-Bilbao. “Esquema del convertidor de tracción”.

22

El Proyecto de la primera línea del Metro de Quito abarcará una longitud de 22

kilómetros partiendo desde la estación sur ubicada en Quitumbe, hasta la estación

norte ubicada en el sector del Labrador. Todo el recorrido del Metro será

subterráneo, a una profundidad promedio de 22 m.

Este medio de transporte masivo será el eje vertebral, en torno al cual se

reordenará el resto de sistemas de transporte público, de cara a optimizar el

funcionamiento del mismo.

Esta línea se complementará con cocheras y talleres, para mantenimiento y

estacionamiento de los trenes, las cuales se ubicarán en la estación de Quitumbe.

La primera línea del Metro contará con 18 trenes de 6 vagones cada uno, dando

un total de 108 vagones. Cada tren tendrá una capacidad de 1 500 personas a

una velocidad promedio de 37.5 km/h, con una máxima de 90 km/h.

Tanto la línea del Metro como sus 15 estaciones previstas serán subterráneas,

con el objetivo de no interferir su operación con el tráfico existente en superficie, y

de esta manera permite liberar espacios públicos dentro de la ciudad. Estas

estaciones serán construidas por el sistema cut and cover, desde la superficie, y

además serán complementadas con pozos verticales conectados al túnel de

ventilación, para ubicar salidas de emergencia y para evacuar posibles filtraciones

de agua en el túnel mediante bombeo.

La separación entre estaciones, en el tramo Quitumbe-El Recreo, será de 2 km,

mientras que en el tramo, El Recreo-El Labrador, la separación será de 1 km. La

longitud de los andenes, es de 115 m, lo cual permitirá la parada de trenes con

composición de 6 vagones.

Para la construcción del túnel subterráneo del Metro, se utilizarán tuneladoras de

6MW cada una, este sistema es el más seguro y rápido, también se utilizarán

otros métodos de excavación auxiliar como el manual y entre pantallas.

23

Finalmente el suministro de energía eléctrica del sistema Metro-Q debe ser

altamente confiable, para cumplir con este objetivo la empresa Metro Madrid S.A.

ha solicitado a la Empresa Eléctrica Quito que el sistema de alimentación se lo

realice en una configuración en anillo, con un nivel de voltaje en alterna de 23 kV,

capaz de abastecer una demanda de 75 MVA, el cual se obtendrá desde cuatro

subestaciones de distribución. [7]

1.5.2 RECORRIDO DEL METRO-Q [7]

Como se mencionó en el numeral anterior el sistema Metro-Q dispone de 15

estaciones, las cuales están repartidas a lo largo de sus 22 km de recorrido.

El trazado seleccionado para la primera línea del Metro-Q parte de la terminal

terrestre Quitumbe. Toma la calle Pumapungo para luego cruzar la quebrada

Ortega y alcanzar la Av. Rumichaca, siguiendo por esta avenida se llega al cruce

con la Av. Morán Valverde, en donde se ubica la estación Morán Valverde

(Estación 2).

En el cruce de la Av. Rumichaca con la Av. Amaru Ñan se realiza una reserva de

trazado para una posible futura estación.

El trazado sigue por la Rumichaca hacia Solanda, cruzando bajo una zona de

edificaciones hasta llegar a una zona deportiva junto a la calle Venancio

Estandoque, en donde se ubicará la estación Solanda (Estación 3).

Desde aquí gira al Oeste para alcanzar la Av. Cardenal de la Torre. Un poco

antes del cruce con la Teniente Hugo Ortiz se ubica la estación El Calzado

(Estación 4). Corresponde a pequeñas áreas verdes de las canchas de la Av.

Cardenal de la Torre.

Al salir de esta estación gira al Este, atraviesa el barrio 1 de Mayo y cruza bajo el

río Machángara para llegar al terminal El Recreo (Estación 5), esta estación se

situará bajo las vías del ferrocarril y la zona de talleres del Trolebús.

24

Siguiendo por la vía, el trazado pasa por debajo de la estación del Trolebús de

Villaflora, toma la Av. Rodrigo de Chávez y continuando por esta, llega a la altura

de las áreas deportivas del Cuerpo de Ingenieros del Ejército, lugar en donde se

situará la estación La Magdalena (Estación 6).

Desde aquí se gira al Norte para pasar El Panecillo por el Oeste y llegar a la plaza

de San Francisco, donde al Sur de esta se ubicará la estación San Francisco

(Estación 7), esta estación servirá a todo el Centro Histórico de la capital.

El trazado continúa en dirección Norte hasta la calle Manabí, gira al Este y llega al

Sur del parque de La Alameda, lugar en donde se ubicará la estación Alameda

(Estación 8). Siguiendo por la Av. Gran Colombia el trazado gira al Oeste para

llegar bajo el parque de El Ejido, donde se ubicará la estación El Ejido (Estación

9), esta estación servirá para intercambio de líneas de autobuses que se dirigen a

los valles.

Continuando el recorrido, se sigue por la Av. Alfredo Pérez Guerrero, gira al Norte

para tomar la Av. América. Junto a la Universidad Central del Ecuador se situaría

la estación Universidad Central (Estación 10), la cual permitirá el intercambio con

el corredor Central Norte.

Tras pasar la Av. La Gasca el trazado gira al Este, pasa bajo la zona de Las

Casas Bajo, hasta alcanzar la Av. Eloy Alfaro, se desplaza por esta hasta llegar a

la estación La Pradera (Estación 11), la cual estará ubicada a la altura de la calle

Alemania.

Continuando por la Av. Eloy Alfaro gira al Norte para tomar la Av. Amazonas

hasta llegar a la Av. Gaspar de Villaroel. En este tramo se ubicaran dos

estaciones, la estación Carolina (Estación 12), la cual irá ubicada en el cruce con

la Av. República, y la otra la estación Iñaquito (Estación 13), la cual estará situada

en el cruce con la Av. Naciones Unidas. A la altura de la Av. Gaspar de Villaroel,

el trazado hace una <<S>> para poder situarse en dirección Sur-Norte paralelo a

la Av. Amazonas y a la Av. 10 de Agosto, entrando entre la plaza de toros y la

25

terminal norte del Trolebús. Esta zona permite la ubicación de la estación Jipijapa

(Estación 14).

Desde esta estación el trazado gira al Noroeste para entrar en la zona de la

cabecera Sur del Ex Aeropuerto Mariscal Sucre, lugar donde se ubicará la última

estación El Labrador. [7]

El trazado de la primera línea del sistema Metro-Q se lo puede apreciar en su

totalidad en la figura 1.10.

Figura 1.10: Ruta del Metro-Q. [8]

[7]

http://www.metrodequito.gob.ec. [8]

http://www.ciudadaniainformada.com/typo3temp/pics/88e48f274c.jpg

26

CAPÍTULO II

En muchas ocasiones la toma de decisiones se basan en las predicciones de

sucesos futuros, dichos pronósticos se los realiza fundamentados en una relación

entre lo que ya se sabe y lo que se espera que pasará.

Gran parte de estos pronósticos, aún los realizados por las empresas, no llegan a

cumplirse con cero de error, ya que son suposiciones fundamentadas

principalmente en la experiencia personal de quien lo realiza, en la intuición o en

estadísticas que nos dan una tendencia, ya sea esta de carácter optimista o

pesimista. En el caso de la E.E.Q la función matemática de tendencia es

seleccionada en base a los valores de regresión obtenidos del análisis estadístico

correspondiente.

Toda estimación exige un esfuerzo cuya proporción determina directamente la

precisión y fiabilidad de la misma, es decir con el menor error que se espera tenga

el valor real respecto al estimado.

2.1 MÉTODOS DE PROYECCIÓN [9]

Una proyección puede ser realizada utilizando diferentes métodos que pueden ser

agrupados en cuatro categorías:

27

2.1.1 MÉTODOS PERSPECTIVOS [9]

2.1.1.1 Métodos Estadísticos

Son aquellos que basan la previsión futura en lo que ocurrió en el pasado, a

través de reflejarlo en series estadísticas conservadas como referencia en las

empresas.

Dentro de este grupo se distinguen dos métodos muy utilizados para realizar

proyecciones:

Series de tiempo: Es un método cuantitativo que se utiliza para detectar

patrones de cambio en los datos recolectados a través del tiempo, con el

objetivo de proyectar estos patrones para obtener una estimación para el

futuro.

Regresión: Es un método estadístico que determina una ecuación de

estimación, la cual relaciona la variable conocida con otra desconocida.

La extrapolación: Es un método que consiste en suponer que la tendencia

determinada con la regresión continuará en el futuro. [9]

2.1.1.2 Métodos Econométricos [9]

Pretenden presentar cualitativamente las relaciones causales de variables

económicas con aquella del interés particular. [9]

2.1.2 MÉTODOS DE CONFRONTACIÓN OFERTA-DEMANDA [9]

Este tipo de análisis se centra en asegurar que la demanda proyectada se adapte

adecuadamente con las restricciones que imponen un gran número de variables

en un sistema económico global. Este tipo de estudios solo se los puede realizar

con modelos muy complejos. [9]

28

2.1.3 MÉTODOS BASADOS EN UN GIS (GEOGRAPHIC INFORMATION

SYSTEM) [9]

La implementación de los métodos de previsión de la demanda se ve simplificada

gracias a la potencialidad de los GIS. En primer lugar, la digitalización y limpieza

de los mapas digitalizados son operaciones que se simplifican enormemente con

la utilización de herramientas automatizadas o semiautomatizadas que permitan

la captura de entidades gráficas y su asociación a una clave identificativa. [9]

2.2 MÉTODOS ESTADÍSTICOS [10]

2.2.1 REGRESIÓN

Es el proceso general que se utiliza para predecir el comportamiento de una

variable, recurriendo a medios estadísticos a partir de datos históricos de la

variable que se desea predecir.

Por lo general cuando se utiliza la regresión como herramienta de estimación, se

lo hace conjuntamente con un análisis de correlación.

El objetivo del análisis de regresión es determinar una ecuación de estimación,

que explique la relación que existe entre una variable conocida con otra.

Por otra parte el análisis de correlación determina el grado en que se relacionan

estas dos variables, es decir indica que tan confiable es la ecuación de estimación

determinada por la regresión para describir la evolución de una variable

desconocida.

Los análisis de regresión y de correlación son los que determinan tanto la

naturaleza, como la fuerza de la relación existente entre dos variables en estudio.

[9]

Poveda Mentor, “Planificación de Sistemas de Distribución”, Julio 1987.

29

De esta forma se puede pronosticar con cierta precisión, el valor de una variable

desconocida basada en observaciones anteriores de la misma.

En el análisis de regresión existen dos tipos de variables involucradas, la variable

dependiente y la variable independiente.

La variable dependiente es la variable que se desea predecir, y la variable

independiente es la variable de la cual se dispone datos estadísticos.

Para emplear este análisis se debe identificar correctamente cual es la variable

dependiente y cual la variable independiente. En general existen dos tipos de

relaciones entre variables:

Relación directa: Es aquella en la que un aumento en la variable

independiente ocasiona un incremento en la variable dependiente.

Relación inversa: Es aquella en la que un aumento en la variable

independiente ocasiona que la variable dependiente disminuya.

Cuando se utiliza este tipo de análisis para realizar un pronóstico es importante

considerar que las relaciones encontradas por la regresión son relaciones de

asociación, pero no de causa y efecto. A menos que tenga razones específicas

para creer que los valores de la variable dependiente se originan por causa de la

variable independiente.

Otro aspecto que hay que tomar en cuenta en los análisis de regresión, es que las

variables involucradas deben tener una relación lógica una con la otra. [10]

2.2.1.1 Diagrama de Dispersión

Es un tipo de diagrama matemático que utiliza las coordenadas cartesianas para

mostrar los valores de dos variables para un conjunto de datos estadísticos.

30

Con un diagrama de dispersión se puede identificar visualmente la tendencia que

sigue la variable independiente, con lo que se puede identificar la ecuación de

estimación que describe de mejor manera la relación existente entre las dos

variables involucradas. [10]

Las regresiones posibles que se pueden presentar se las puede resumir en los

gráficos indicados en la figura 2.1 a continuación.

Figura 2.1: Tipos de regresiones. [10]

2.2.2 REGRESIÓN LINEAL [10]

La regresión lineal es aquella que se utiliza para ajustar los valores conocidos de

la variable independiente a un modelo lineal, siempre y cuando estos valores

presenten dicha tendencia.

31

La ecuación de estimación lineal viene dado por:

= + (2.1)

Donde:

: Es el valor de la variable dependiente que se desea estimar.

X: Es el valor de la variable independiente.

m: Es la pendiente de la recta de mejor ajuste.

b: Es la intercepción con el eje de las ordenadas.

El parámetro m y b, se determina utilizando las siguientes expresiones:

= ∑ ∑ (2.2)

= − (2.3)

= ∑ , = ∑ (2.4)

Donde:

: Valor de la variable independiente.

: Valor de la variable dependiente.

n: número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable independiente.

: Valor promedio de la variable dependiente.

Todos los valores se obtienen a partir de los datos estadísticos de las variables

involucradas en el análisis.

Para verificar la exactitud de la ecuación determinada se puede aplicar el

siguiente procedimiento:

1.- Se determina los errores individuales de los datos, empleando la siguiente

expresión:

32

= − !" (2.5)

2.- Se suman los errores individuales, si esta suma es igual a cero entonces se

puede considerar que la ecuación de regresión lineal se ajusta perfectamente al

modelo en análisis.

# = 0 → laecuaciónderegresiónseajustaperfectamente

Una vez que se ha determinado la recta de regresión el segundo paso es

determinar el error estándar, con la finalidad de medir la confiabilidad de la

ecuación de estimación encontrada. [10]

2.2.2.1 Error Estándar [10]

Mide la variabilidad o dispersión de los valores observados alrededor de la recta

de regresión determinada.

Para encontrar el error estándar se aplica la siguiente expresión:

7 = 8∑ 9∑ :∑ ; (2.6)

Donde:

S: Error estándar.



n: Número de pares ordenados estadísticos (,). m y b: Parámetros de la recta de regresión previamente determinada.

Mientras más grande sea el error estándar de la estimación, mayor será la

dispersión de los puntos alrededor de la línea de regresión. Si este error es igual a

33

cero se puede concluir que la ecuación de estimación es un estimador “perfecto”

de la variable dependiente. [10]

2.2.2.2 Análisis de Correlación [10]

El análisis de correlación es una herramienta estadística que se puede usar para

describir el grado en el que una variable está relacionada con otra.

Con frecuencia, este análisis se utiliza junto con la regresión para medir qué tan

bien la curva de regresión explica los cambios de la variable dependiente, a través

de dos coeficientes: El coeficiente de determinación y el coeficiente de

correlación. [10]

2.2.2.2.1 Coeficiente de Determinación: Proporciona una medida de la bondad del

ajuste y revela qué porcentaje del cambio en variable dependiente se explica por

un cambio en la variable independiente.

Este coeficiente se calcula a través de la siguiente ecuación:

<; = =∑ >9∑ ∑ (2.7)

Donde:

r2: Coeficiente de determinación



n: Número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable independiente.


34

Este coeficiente puede tomar valores entre 0 y 1, entre más cercano este de 1

indica que el ajuste realizado es más confiable, y lo contrario, es decir entre más

cercano este de 0 significa que el ajuste realizado es menos confiable. [10]

2.2.2.2.2 Coeficiente de Correlación: Es la principal forma de medir el grado o fuerza

de asociación que existe entre las dos variables involucradas, además de

proporcionar una medida relativa de la capacidad del modelo para explicar las

desviaciones en los valores de la variable dependiente, debido a los cambios que

sufre la variable independiente. Para calcular el coeficiente de correlación se

aplica la siguiente expresión:

< = 8=∑ >9∑ ∑ (2.8)

Donde:

r: Coeficiente de correlación.





El coeficiente de correlación puede tomar cualquier valor entre 0 y 1. Entre más

cercano sea a 1, quiere decir que las variables involucradas tienen una fuerte

correlación, mientras que si es igual a 0 significa que no existe correlación alguna

entre las variables involucradas. [10]

[10] Levin, Rubin Balderas, Del Valle y Gómez. “Estadística para Administración y

Economía”. Págs. 510-512; 518-522; 525-530; 535; 540-542; 551-552; 674-679; 681-684.

35

Esta interpretación se la puede observar en la figura 2.2.

Figura 2.2: Interpretación del coeficiente de correlación. [10]

2.2.3 SERIES DE TIEMPO [11]

El análisis de series de tiempo es un método cuantitativo que se utiliza para

detectar patrones de cambio en los datos recolectados a través del tiempo, con el

objetivo de proyectar estos patrones para obtener una estimación para el futuro.

Existen cuatro tipos de cambio o variación implicados en el análisis de serie de

tiempo, estos son: Tendencia secular, Fluctuaciones cíclicas, Variación estacional

y Variación irregular. [11]

2.2.3.1 Tendencia Secular [11]

Es el movimiento continuo en una variable durante un período de tiempo

extendido.

Este tipo de tendencia permite describir un patrón histórico, proyectar patrones o

tendencias pasadas al futuro. [11]

Un ejemplo de este tipo de tendencia se lo puede apreciar en la figura 2.3.

36

Figura 2.3: Tendencia secular. [11]

2.2.3.2 Fluctuaciones Cíclicas [11]

Son variaciones como de onda en el nivel general de la actividad comercial

durante un período relativamente prolongado. [11]

La típica gráfica que muestra fluctuaciones cíclicas se la puede apreciar en la

figura 2.4.

Figura 2.4: Fluctuación cíclica. [11]

2.2.3.3 Variación Estacional [11]

Este tipo de variación implica patrones de cambio que ocurren cada año por la

misma época. [11]

37

En la figura 2.5 se muestra una curva típica para una variación estacional.

Figura 2.5: Variación estacional. [11]

2.2.3.4 Variación Irregular [11]

Se manifiesta cuando el comportamiento de la variable no sigue ningún patrón de

cambio estable.

En la mayor parte de los casos las series de tiempo contienen una combinación

de los tipos de variaciones antes mencionadas.

Cuando se trabaja con datos estadísticos que incluyen series de tiempo, la curva

que describe de mejor manera el comportamiento de la variable en análisis es la

curva de regresión cuadrática o de segundo orden y la exponencial. [11]

2.2.4 REGRESIÓN CUADRÁTICA [11]

La regresión cuadrática es aquella que se utiliza para ajustar los valores

conocidos de la variable independiente a un modelo parabólico, siempre y cuando

estos valores presenten dicha tendencia.

La forma general de la ecuación de ajuste de segundo orden viene descrita por la

siguiente expresión:

!" = ?@; + @ + A (2.9)

38

Donde:


a,b,c: son constantes de la ecuación de estimación.

La constante b se determina utilizando la siguiente expresión:

= − ∑ (2.20)

= ∑B ∑B (2.31)

Mientras que las constantes a y c se determinan resolviendo el siguiente sistema

de ecuaciones:

C ∑ = ?D + A ∑; 1∑; ∗ = ?∑; + A ∑G 2 (2.42)

Donde:

:IñK Correspondiente a la serie de tiempo.

: El valor correspondiente al ?ñK n: número de pares ordenados estadísticos (,).

En una regresión cuadrática los coeficientes de correlación y determinación se

calculan con las siguientes expresiones:

Coeficiente de determinación:

<; = 1 − ∑L M>9B>=BN∑ (2.53)

Coeficiente de correlación:

39

< = O1 − ∑L M>9B>=BN∑ (2.64)

Donde:



: El valor correspondiente al ?ñK n: Número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable dependiente. [11]

2.2.5 REGRESIÓN EXPONENCIAL [11]

La regresión exponencial es aquella que se utiliza para ajustar los valores

conocidos de la variable independiente a un modelo de crecimiento exponencial,

siempre y cuando estos valores presenten dicha tendencia.

La forma general de la ecuación de ajuste exponencial viene descrita por la

siguiente expresión:

!" = ?P9Q (2.75)

Donde:


a, b: Son valores constantes.

Para determinar las constantes a y b se linealiza la expresión anterior aplicando

las propiedades de los logaritmos, con lo cual se obtiene la siguiente expresión:

lnL!"N = @ + ln? (2.86)

40

De la expresión anterior se puede observar que para realizar un regresión

exponencial, se lo hace a través de un modelo de regresión lineal relacionando

ln(y) con respecto a x.

Por lo tanto se puede aplicar las ecuaciones del apartado 2.2.2 con lo cual se

obtiene las siguientes expresiones:

RSSS = ∑ ,RSSS = ∑ TU (2.97)

= ∑∗V WSSSS WSSSS∑WSSSS (2.108)

? = P WSSSS9

(2.119)

Donde:





Para una regresión exponencial los coeficientes de correlación y determinación se

calculan con las siguientes expresiones:

Coeficiente de determinación:

<; = =∑ TU >9∑TU WSSSS∑ TU WSSSS (2.20)

Coeficiente de correlación:

41

< = 8=∑ TU >9∑TU WSSSS∑ TU WSSSS

(2.212)

Donde:







Para el caso particular en el que se trabaja con series de tiempo, en las

expresiones anteriores se reemplaza por

Donde:

= − ∑ (2.22)

Al realizar un pronóstico utilizando cualquier método de regresión ya sea lineal o

no lineal, se debe tomar en consideración la posibilidad de que las ecuaciones de

ajuste determinadas pueden cambiar debido a factores externos. Esta situación

puede ocasionar un error significativo en el pronóstico para un determinado año.

En la práctica para escoger una ecuación de estimación adecuada, de entre

varias ecuaciones que describen la tendencia de la variable. Por lo general, el

parámetro que influye en la decisión de escoger una ecuación de estimación en

particular es el coeficiente de determinación.

42

La ecuación de regresión con un coeficiente de determinación lo más cercano a 1,

se puede considerar como la más confiable y que es la que describe de mejor

manera la tendencia de la variable que se desea pronosticar. [11]

2.2.6 TASA DE CRECIMIENTO [11]

En muchas ocasiones se puede encontrar frente a series de tiempo que registran

el comportamiento de cualquier tipo de variable sean estas económicas, de

crecimiento poblacional, de demanda de un producto o servicio, etc.

Estas series de tiempo por si solas no son suficientes para realizar

interpretaciones de la realidad, pero al ser sometidas a un análisis estadístico o

econométrico se obtiene los fundamentos que permiten realizar afirmaciones

sobre su comportamiento en el futuro.

La tasa de crecimiento o tasa de variación se la define como el índice que

expresa la velocidad a la que una variable en estudio crece o decrece durante un

período determinado de tiempo.

Para calcular esta tasa de crecimiento se aplica un método estrictamente

geométrico el cual viene definido por siguiente expresión:

Y = Z[\WB − 1 (2.23)

Donde:

i: Tasa de crecimiento.

: Valor final del período en estudio.

]: Valor inicial del período en estudio.

n: Número de períodos en estudio.

43

La tasa de crecimiento puede tomar valores positivos o negativos, cuando toma

valores negativos significa que la variable decrece y si toma valores positivos

quiere decir que la variable crece con el transcurso del tiempo.

Usualmente la tasa de crecimiento es utilizada para extrapolar las curvas de

regresión previamente determinadas despejando de la expresión 2.23, con lo

cual se tiene la siguiente ecuación:

= ^1 + Y (2.24) [11]

2.3 PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA [12]

El pronóstico de la demanda eléctrica que se realiza para las subestaciones de

distribución, tomando como base los datos históricos de sus respectivas

demandas máximas individuales, se utiliza para definir su equipamiento a futuro,

con la finalidad de asegurar la disponibilidad de capacidad instalada en MVA para

abastecer la demanda máxima de las cargas conectadas a las respectivas

subestaciones.

Un esquema generalizado para realizar un pronóstico de demanda se representa

en la figura 2.6.

Figura 2.6: Esquema generalizado de un pronóstico. [12]

[11]

Allen L. Webster, “Estadística Aplicada a los Negocios y la Economía”. Págs. 324-331; 336-340; 343- 349; 401-404; 413-422; 424.

44

La metodología para elaborar pronósticos de demanda de energía y potencia, que

utilizan la mayoría de las empresas de distribución, son basados principalmente

en realizar curvas de regresiones a partir de datos históricos disponibles en cada

empresa, para luego extrapolar estas curvas utilizando su respectiva tasa de

crecimiento.

La tasa de crecimiento que se considere para realizar el pronóstico de demanda

de energía depende exclusivamente de factores propios del área de concesión de

la empresa distribuidora. Factores como: el crecimiento de la población, su

respectivo desarrollo socioeconómico, el aumento de la producción, etc. ya que

estos factores actúan de una forma directa o indirecta sobre el patrón de la

demanda de energía eléctrica.

Por esta razón las empresas de distribución realizan seguimientos de la tendencia

de la demanda de energía y potencia, en base a estadísticas mensuales y

anuales, para luego pronosticar cuál será su comportamiento en el futuro, con lo

cual se puede realizar una planificación adecuada para sus respectivos sistemas

de distribución.

Si el pronóstico realizado se apega lo más posible a la realidad, este aportará a

un sinnúmero de parámetros útiles para la planificación de un sistema a largo

plazo, evitando sobrecostos o riesgos de seguridad del suministro de potencia y

energía a sus consumidores.

Si el pronóstico es demasiado optimista, provocaría sobredimensionamiento de

los equipos e instalaciones eléctricas, elevando innecesariamente los costos del

servicio a los consumidores. Lo contrario si el pronóstico es demasiado pesimista

existiría el riesgo de seguridad del suministro de energía y potencia por las

posibles sobrecargas en algunos equipos e instalaciones eléctricas que podrían

producirse.

45

Dependiendo del horizonte de tiempo, existen diversos alcances del pronóstico y

cada uno de ellos tiene aplicaciones y funciones que ayudan a la correcta

operación y administración del sistema eléctrico. [12]

En el caso de la E.E.Q. luego del análisis a las series estadísticas con las

funciones matemáticas que dispone el Excel se ha obtenido que la función

polinómica de segundo orden es la que nos da un factor de regresión cercano a

uno y por lo tanto se la ha seleccionado para elaborar los pronósticos de la

demanda de potencia y energía del S.E.Q. Los pronósticos realizados con esta

función han permitido que el error del pronóstico esté en el rango del ±3%, en

comparación con los datos reales del sistema.

2.4 METODOLOGÍA DEL PRONÓSTICO DE LA DEMANDA

ELÉCTRICA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO [13]

Para elaborar el pronóstico de la demanda de potencia y energía eléctrica de su

sistema eléctrico, la Empresa Eléctrica Quito aplica la siguiente metodología:

En el sistema de potencia:

1. Se hace una actualización mensual de los registros horarios de la potencia y

energía en cada punto de conexión con el Sistema Nacional de Transmisión

(S.N.T), con las centrales eléctricas propias de la E.E.Q. y con los puntos de

entrega de los generadores privados o Autoproductores conectados a las

redes de la E.E.Q.

De la información técnica indicada se obtienen mensualmente la energía por

cada punto de entrega y las potencias suministradas a demanda máxima,

media y mínima del Sistema Eléctrico de la E.E.Q (S.E.Q), así como, las

potencias máximas mensuales en cada punto de entrega.

[12] Martínez Paola. “Proyección de la Demanda: Antecedentes, necesidad e Importancia”. Págs. 1-9.

46

2. Una vez que se dispone de la información mensual y anual indicada en el

punto 1 y luego de finalizado cada año calendario se realiza el análisis

estadístico del abastecimiento mensual y anual, tanto de la potencia como de

la energía, con el fin de determinar las funciones matemáticas de estimación

correspondientes y sus tasas de crecimiento anual.

Luego de lo cual, se realiza los pronósticos mensual y anual de la energía y

potencia máxima para los próximos 10 años, así como, de la demanda de

potencia mínima y media. De la demanda máxima se realizan pronósticos en

tres escenarios optimista, medio y pesimista. Resultados que también sirven

de referencia para validar los pronósticos de la demanda por subestaciones de

distribución.

3. Se actualiza la información técnica de la potencia y energía suministrada al

S.E.Q. también de manera similar se recopila y actualiza la información técnica

mensual y anual de las ventas o facturación del consumo de la energía por

tipo de servicio: residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros

tipos de consumidores, así como del número de consumidores.

4. Con la información indicada en el numeral 3, se realiza el correspondiente

análisis estadístico anual de la energía vendida o facturada por tipo de tarifa y

del número de consumidores. Para posteriormente determinar las funciones

matemáticas y las tasas de crecimiento correspondientes, con las cuales se

procede a realizar el pronóstico anual de los próximos 10 años, para los

escenarios: optimista, medio y pesimista.

5. Con los pronósticos realizados en los numerales 2 y 4, se procede a elaborar

el balance anual de energía, entre el pronóstico anual del suministro de

energía y el pronóstico anual de energía facturada, para los tres escenarios

antes mencionados, con el fin de obtener las pérdidas eléctricas e índices

correspondientes, así como, la demanda de potencia reactiva anual del

sistema de potencia, el factor de potencia y el factor de carga respectivo.

47

Parámetros que permiten validar los pronósticos de la potencia y energía del

suministro al S.E.Q. y de la energía facturada a los consumidores.

6. Pronósticos de la demanda eléctrica de las subestaciones de distribución:

Para el pronóstico de la demanda eléctrica de las subestaciones de

distribución se sistematiza mensual y anualmente los registros horarios de las

cargas de los circuitos primarios y de las alimentaciones a las barras de MV de

los transformadores de las subestaciones en amperios y en MVA. De los

registros indicados se obtienen las demandas máximas de cada subestación y

sus demandas coincidentes con la demanda máxima, media y mínima del

S.E.Q. Información que permite actualizar las estadísticas correspondientes,

en base a las cuales y agrupadas por áreas típicas y voltajes de servicio

permitirán determinar las tasas de crecimiento respectivas, con las cuales se

realizan los pronósticos por cada subestación. Tasas de crecimiento que son

ajustadas si el total de la demanda de las subestaciones incluida las cargas y

las pérdidas técnicas del sistema de subtransmisión tienen un error mayor al

1% en MW y 5% en MVAR respecto a la demanda del sistema de potencia, en

el primer año de la proyección.

De los registros horarios mensuales y anuales de las cargas de los circuitos

primarios y alimentaciones a las barras de MV de los transformadores de las

subestaciones se obtienen también los factores de potencia correspondientes.

7. En el periodo de 10 años del pronóstico de la demanda de las subestaciones

se consideran anualmente las posibles transferencias de carga entre

subestaciones que puedan realizarse, así como, el ingreso de cargas

eléctricas grandes mayores a un mil kVA de demanda máxima, considerando

que dicha magnitud de cargas especiales no están representadas en la tasa

de crecimiento de la subestación desde donde se las alimentaría.

En el caso de nuevas subestaciones, que hayan ingresado al sistema en los

últimos 20 años, se utiliza el año de su ingreso como base para los cálculos

correspondientes.

48

8. En base a la información técnica indicada anteriormente se realiza el

pronóstico de la demanda anual de las subestaciones de distribución para un

periodo de 10 años. Con los resultados del pronóstico de la demanda máxima

de cada subestación se definen sus equipamientos, los que se utilizan en los

pronósticos de las demandas coincidentes con la demanda máxima, media y

mínima del S.E.Q, cuyos resultados se utilizan en los estudios eléctricos

anuales del S.E.P en el periodo indicado.

9. Los nuevos equipamientos en subestaciones de distribución se definen

cuando en el pronóstico la carga de un transformador existente está por

sobrecargarse y no existe posibilidad de transferencias de carga a

subestaciones vecinas o si la alimentación a nuevas cargas especiales

grandes provocaría su sobrecarga.

10. En el caso de la carga del Metro de Quito la consultora de Madrid, que

asesora al Municipio del Distrito Metropolitano de Quito, ha definido 75 MVA,

lo que impone que la alimentación sea con subestaciones de 138/23 kV, por lo

cual, en el pronóstico de la demanda de subestaciones de la E.E.Q se

considera atender dicha carga con 4 nuevas subestaciones de 138/23 kV,

conectadas en MV en anillo, para garantizar la máxima confiabilidad posible a

dicho sistema eléctrico masivo de transporte. [13]

2.5 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Para el periodo 2012-2023 la Empresa Eléctrica Quito cuenta con una proyección

de la demanda eléctrica siguiendo la metodología descrita en el subcapítulo 2.4,

la cual fue verificada en el presente proyecto de titulación profesional.

En el anexo 2.1 se encuentra un resumen de la mencionada proyección, desde el

año 2011 hasta el año 2023.

[13] Empresa Eléctrica Quito, Departamento de Planificación. “Instructivo para realizar el pronóstico de

la demanda Eléctrica”. Julio 2012.

49

2.5.1 ANÁLISIS DE LA PROYECCIÓN

En este punto se presenta un análisis de la demanda eléctrica de cada una de las

subestaciones que serán parte del sistema de alimentación del sistema Metro-Q.

La Empresa Eléctrica Quito ha dejado en claro que la alimentación eléctrica al

Metro-Q no es factible desde el sistema de subtransmisión a 46 kV, porque los

puntos de entrega de 138/46 kV colapsarían en el corto plazo de alimentarse con

el sistema de 46 kV los 75 MVA de demanda del Metro-Q, solicitados por la

empresa Metro Madrid a través del oficio No. UNMQ-2012-125 del 16 de Marzo

de 2012, tal como se lo puede ver en el anexo 2.2. Por esta razón se ha

determinado que la alimentación al Metro-Q obligatoriamente tiene que ser desde

el sistema de 138 kV, lo cual será demostrado en el capítulo IV con el análisis

eléctrico correspondiente.

Por esta razón se ha determinado que una posible alternativa de alimentación se

realice desde las subestaciones de 138/23 kV: Chilibulo, Selva Alegre, Vicentina y

Mirador Alto y solo en caso de ciertas contingencias podría ser alimentada parte

de su carga desde la S/E Epiclachima de 46/23 kV.

Las cuatro subestaciones indicadas se han definido para alimentar al Metro-Q por

varias razones técnicas:

• Estarían relativamente cerca al recorrido del Metro-Q, el mismo que va

desde la estación Quitumbe en el Sur hasta la estación el Labrador en el

Norte, de tal manera que las caídas de tensión de los circuitos

alimentadores de 23 kV que lo alimentarían estén dentro de los parámetros

establecidos por el CONELEC en la regulación correspondiente, en

condiciones normales y en contingencias.

• Porque las subestaciones de 138 /23 kV, Chilibulo 2x20/27/33 MVA y

Mirador Alto 1x20/27/33 MVA, tendrían doble alimentación en 138 kV, en

cambio la S/E Vicentina 1x20/27/33 MVA y la S/E Selva Alegre 1x20/27/33

50

MVA, tendrían cuatro alimentaciones en 138 kV, garantizando el suministro

eléctrico en contingencia de falla simple de una de sus líneas de

alimentación a 138 kV.

• Porque los transformadores de las subestaciones indicadas alimentarían

exclusivamente la carga del Metro-Q y en el futuro no comprometerían su

cargabilidad alimentando también cargas de su zona de servicio, como

sería el caso de la S/E Eugenio Espejo 138/23 kV, 2x20/27/33 MVA, que se

desechó utilizarla para alimentar la carga del Metro-Q porque en el

mediano plazo se sobrecargarían sus transformadores.

La alternativa antes señalada y otras alternativas que se podrían plantear serán

analizadas con el respectivo estudio eléctrico en el capítulo IV.

2.5.1.1 Proyección Subestación Chilibulo

La proyección de demanda para el periodo 2013-2023 esta representada en la

figura 2.7.

Figura 2.7: Proyección 2013-2023 S/E Chilibulo.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Año

Dem

anda

[M

VA

]

Pronóstico S/E Chilibulo 2013-2023

Pronóstico 2013-2023

Ingreso del Metro-Q

51

Como se puede apreciar en la figura 2.7 la mayor parte de la demanda que

tendría que suministrar esta subestación es la requerida por el sistema Metro-Q,

la cual es 15.7 MVA que tendría que estar disponible para el año 2016, año que

corresponde al ingreso del sistema Metro-Q.

Esta demanda representa, en promedio, el 50.20% de la demanda pronosticada

para el periodo 2013-2023.

La demanda evoluciona, hasta el año 2023, con una tasa de crecimiento de

3.25%, con lo cual la demanda pronosticada para el mencionado año llegará a ser

de 42.8 MVA, representando un incremento total de 6 MVA durante periodo antes

mencionado.

2.5.1.2 Proyección Subestación Vicentina

La proyección de demanda para el periodo 2016-2023 se muestra en la figura 2.8.

Figura 2.8: Proyección 2016-2023 S/E Vicentina.

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230

5

10

15

20

25

30

Año

Dem

anda

[M

VA

]

Pronóstico S/E Vicentina 2016-2023


Ingreso del Metro-Q

52

Para la subestación Vicentina se puede apreciar que en el año 2016 se tiene

pronosticado que la demanda del sistema Metro-Q sea de 22 MVA.

La demanda antes mencionada representa, en promedio, el 91.98% de la

demanda pronosticada para el periodo 2016-2023.

La demanda pronosticada para esta subestación, se incrementará con una tasa

de crecimiento del 2% para el período comprendido entre los años 2016-2020.

Mientras que para el período correspondiente a los años 2020-2023 se

incrementará con una tasa de crecimiento de 3.5%. Por este motivo para el año

2023 la demanda llegará a ser de 27.7 MVA lo cual resulta en un incremento de

5.1 MVA desde el año 2016 hasta el año 2023.

2.5.1.3 Proyección Subestación Selva Alegre

La proyección de demanda para el periodo 2016-2023 se puede observar en la

figura 2.9.

Figura 2.9: Proyección 2016-2023 S/E Selva Alegre.

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230

2

4

6

8

10

12

14

16

18

Año

Dem

anda

[M

VA

]

Pronóstico S/E Selva Alegre 2016-2023


Ingreso del Metro-Q

53

En la gráfica expuesta anteriormente se puede observar que para el año 2016 la

demanda prevista, que se tiene para el sistema Metro-Q, es de 15.3 MVA, la cual

representa, en promedio, el 92.26% de la demanda pronosticada para el periodo

2016-2023.

Durante el mismo periodo la demanda de esta subestación crece con una tasa del

2%, por este motivo para el año 2023 se tiene pronosticado una demanda de 18

MVA, lo que produce traduce en un incremento de 2.6 MVA durante el periodo en

estudio.

2.5.1.4 Proyección Subestación Mirador Alto

La proyección de demanda para el periodo 2016-2023 se muestra en la figura

2.10.

Figura 2.10: Proyección 2016-2023 S/E Mirador Alto.

Para la subestación Mirador Alto la demanda pronosticada para el año 2016

correspondiente al sistema Metro-Q es de 22 MVA, la misma que representa, en

promedio, el 92.38% de la demanda pronosticada durante el periodo 2016-2023.

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230

5

10

15

20

25

30

Año

Dem

anda

[M

VA]

Pronóstico S/E Mirador Alto 2016-2023


Ingreso del Metro-Q

54

El crecimiento de esta demanda posee una tasa del 2% hasta llegar a 26.5 MVA

en el año 2023. Lo cual resulta en un incremento de 3.9 MVA durante el periodo

antes mencionado.

2.5.1.5 Proyección Subestación Eplicachima

Esta subestación será considerada únicamente como respaldo al sistema Metro-

Q, en caso de falla de la alimentación por parte de la subestación Chilibulo, Selva

Alegre o Vicentina.

En la figura 2.11 se muestra el pronóstico para esta subestación para el periodo

2016-2023.

Figura 2.11: Proyección 2016-2023 S/E Eplicachima.

Para el año 2016 se prevé una demanda de 9.3 MVA, la cual es considerada

únicamente para contingencia del sistema Metro-Q.

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230

5

10

15

Año

Dem

anda

[M

VA

]

Pronóstico S/E Eplicachima 2016-2023


Ingreso del Metro-Q

55

Esta demanda representa, en promedio el 81.45% de la demanda pronosticada

para el periodo 2016-2023, y al ser únicamente utilizada para contingencias tasa

de crecimiento considerada es de 0.1% durante el periodo 2016-2018 y para el

período 2019-2023 se incrementa al 3%.

Por este motivo la demanda pronosticada para el año 2023 corresponde a

14.8MVA, obteniendo como resultado un incremento de 5.5 MVA durante un

periodo de 8 años.

2.5.1.6 Proyección Sistema Eléctrico Quito

En la figura 2.12 podemos observar la proyección de la demanda de energía

eléctrica del Sistema Eléctrico Quito para el período 2011-2023.

Figura 2.12: Proyección de demanda 2011-2023.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230

200

400

600

800

1000

1200

Año

Dem

anda

[M

VA

]

Pronóstico Sistema Completo 2011-2023


Ingreso del Metro-Q

56

Como se puede observar en el año 2016 se tiene una demanda proyectada de

748.4 MVA con una tasa de crecimiento promedio de 3.9%.

Para el mismo año el incremento de la demanda que produce el ingreso del

sistema Metro-Q, el cual es de aproximadamente de 75 MVA, provoca que la

demanda se incremente a 823.4 MVA y la tasa de crecimiento se incremente a

4.08% para el periodo 2011-2023.

En conclusión la demanda del sistema Metro-Q incrementará en

aproximadamente el 10% la demanda de energía, a partir de su año de ingreso.

En consecuencia las instalaciones de la Empresa Eléctrica Quito deben estar en

condiciones para abastecer esta demanda y la requerida por los usuarios del área

de concesión.

57

CAPÍTULO III

3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA

QUITO

3.1.1 ÁREA DE CONCESIÓN

El área de concesión otorgada por el CONELEC a la Empresa Eléctrica Quito,

corresponde, en la provincia de Pichincha a los cantones: Quito, Rumiñahui,

Mejía, San Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado, parte de Puerto

Quito, 3 parroquias rurales del Cantón Cayambe, y en la provincia del Napo a los

cantones: Quijos y el Chaco.

La mencionada área de concesión cubre una superficie de 14 971 km2, tal como

se puede apreciar en la figura 3.1.

Figura 3.1: Área de concesión de la E.E.Q.

58

3.1.2 PUNTOS DE CONEXIÓN CON EL S.N.T

La Empresa Eléctrica Quito está conectada al Sistema Nacional de Transmisión

(S.N.T) a nivel de 138 kV y 46 kV en 11 puntos de conexión: 4 puntos de conexión

en la S/E Santa Rosa, 3 a 138 kV y 1 a 46 kV, 2 puntos de conexión en la S/E

Vicentina, 1 a 138 kV y 1 a 46 kV. En las subestaciones Conocoto, Tababela

existe 1 punto de conexión a 138 kV en cada una y en la subestación Pomasqui 2

puntos de conexión a 138 kV. Adicionalmente existe 1 punto de conexión a

138/13.2 kV en la C.T.Guangopolo.

En la S/E Vicentina la conexión se realiza mediante transformadores de potencia

138/46 kV, en la S/E Santa Rosa mediante 2 circuitos de línea de 138 kV y con

dos transformadores de potencia 138/46 kV, en la S/E Pomasqui con 2 circuitos

de línea de 138 kV, en las subestaciones Conocoto y Tababela con

transformadores 138/23kV y en la C.T. Guangopolo con un transformador

138/13.2 kV.

3.1.3 CENTRALES DE GENERACIÓN

La Empresa Eléctrica Quito cuenta con generación propia de 139.5 MW de

capacidad instalada, 96.3 MW corresponde a generación hidroeléctrica y 43.2 MW

corresponde a generación térmica.

Las centrales de generación del sistema de la Empresa Eléctrica Quito se

reparten de la siguiente manera:

Generación Hidroeléctrica:

Cumbayá de 40 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.

Nayón de 30 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.

Guangopolo de 20 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.

Pasochoa de 4.5 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.

Chillos de 1.8 MW de capacidad instalada, conectada a 22.8 kV.

59

Generación Termoeléctrica:

Gualberto Hernández de 34.2 MW de capacidad instalada, conectada a

13.2 kV.

Luluncoto de 9 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV, la cual

está fuera de servicio desde el año 2010.

También existen conexiones con Autogeneradores hidráulicos estos son:

La Calera de 2 MW de capacidad instalada, conectada a 22.8 kV en la

S/E Machachi.

La Sillunchi de 0.4 MW de capacidad instalada, conectada al circuito

primario B-Machachi 22.8 kV.

ECOLUZ de 8.2 MW de capacidad instalada que alimenta a tres

ramales primarios de 22.86 kV: 1.- Papallacta-Baeza-Quijos-ElChaco,

2.- Petrocomercial y 3.- Termas Oyacachi.

La central ECOLUZ está conformada por las centrales hidroeléctricas

Papallacta y Loreto.

La Equinoccial de 3 MW de capacidad instalada que se conecta a la S/E

Equinoccial 13.8/22.8 kV, que a su vez está conectado al circuito D-

Pomasqui.

La Perlabí de 2.7 MW de capacidad instalada, se conecta al circuito E-

Pomasqui 22.8 kV.

La E.M.A.A.P.Q-Noroccidente de 0.25 MW de capacidad instalada, se

conecta a 6.3 kV al circuito primario A-15.

Uravía de 0.95 MW de capacidad instalada que se conecta a 22.8 kV al

primario G-Pomasqui.

3.1.4 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN

La Empresa Eléctrica Quito para garantizar el servicio eléctrico a sus clientes y

abastecer el crecimiento continuo de la demanda eléctrica, a diciembre 2012

dispone de 34 subestaciones con 43 transformadores:

60

9 transformadores de 138/23 kV.

11 transformadores de 46/23 kV.

22 transformadores de 46/6.3 kV.

1 transformador de 46/13.2 kV.

La capacidad total instalada en transformadores para los diferentes

tipos de enfriamiento es: 658.25 MVA en “OA”, 871.95 MVA en “FA” y

976.75 MVA en “FOA”.

Estas subestaciones están alimentadas por 219.15 km líneas de subtransmisión

de 46 kV y 84.2 km de 138 kV.

3.1.4.1 Subestaciones de 46/6.3 kV

En la tabla 3.1, se describen las principales características de las subestaciones

de 46/6.3 kV.

Tabla 3.1: Subestaciones de 46/6.3 kV.

61

3.1.4.2 Subestaciones de 46/23 kV

En la tabla 3.2, se describen las principales características de las subestaciones

de 46/23 kV.

Tabla 3.2: Subestaciones de 46/23 kV.

No Subestación Transformadores Capacidad [OA/FA/FOA] Primarios

3 Barrionuevo 1 15/20 MVA 1 19 Cotocollao 1 20/27/33 MVA 4 37 Santa Rosa 1 20/27/33 MVA 4

21 Epiclachima 2 40/54/66 MVA 6 27 San Rafael 33 1 20/27/33 MVA 4 55 Sangolqui 1 20/27/33 MVA 5 34 Machachi 1 15/20 MVA 3 36 Tumbaco 2 35/47/53 MVA 4 35 Nueva Cumbayá 1 20/27/33 MVA 4 Nueva Aeropuerto 1 15/20 MVA 3 TOTAL 220/236/344 MVA 38

3.1.4.3 Subestaciones de 138/23 kV

En la tabla 3.3, se describen las principales características de cada una de las

subestaciones de 138/23 kV.

Tabla 3.3: Subestaciones de 138/23 kV.

No Subestación Transformadores Capacidad [OA/FA/FOA] Primarios

18 Cristianía 2 40/54/66 MVA 7 19 Cotocollao 1 20/27/33 MVA 7 57 Pomasqui 2 40/54/66 MVA 4 59 Eugenio Espejo 2 40/54/66 MVA 4 23 Conocoto 1 20/27/33 MVA 4 31 Tababela 1 20/27/33 MVA 5 TOTAL 180/243/297 MVA 31

Después de haber verificado en el pronóstico de la demanda los requerimientos

de potencia del Sistema Eléctrico Quito, se ha llegado a la conclusión de que el

sistema de 46 kV llegaría a saturarse en el corto plazo por lo que para ayudar a

descargar este sistema se requieren hacer transferencias de carga hacia el

62

sistema de 138 kV el mismo que ampliará su capacidad instalada con la entrada

de las subestaciones que se detallan a continuación:

• La subestación No. 26 Alangasí de 20/27/33 MVA, la cual ayudará a descargar

al sistema de 46 kV que alimentan los transformadores de 138/46 kV de la

subestación N°37 Santa Rosa, mediante la transferencia de la carga sobre

todo de la subestación N°27 San Rafael 46/23 kV a la S/E 23 Conocoto

138/23 kV y a la S/E 26 Alangasí.

• La Subestación Móvil 138/23 kV, 25 MVA y la S/E No. 22 San Antonio 138/23

kV, 20/27/33 MVA de capacidad instalada, que tienen como propósito

descargar a los transformadores de la subestación N°57 Pomasqui 138/23 kV,

40/54/66 MVA. Ambas subestaciones están planificadas para que entren en

operación en el año 2013 y 2014 respectivamente.

• La subestación No. 14 Zámbiza (Gualo) 138/23 kV, 20/27/33 MVA, que

servirá para descargar a los dos transformadores de la S/E 18 Cristianía

138/23 kV, 40/57/66 MVA y tomar las cargas de la parroquia Nayón

alimentadas del sistema de 46 kV a partir del año 2015.

• La Subestación No. 58 El Quinche 138/23 kV, 20/27/33 MVA, para tomar la

carga de las parroquias Quinche, Ascázubi, Otón, Guayllabamba, etc., a partir

del año 2014, que eran servidas con la S/E Quinche 46/23 kV, 15/20 MVA, que

quedó fuera de servicio por el Nuevo Aeropuerto que obligó a retirar su línea

de alimentación que cruzaba por su terreno.

• La subestación No. 35 Nueva Cumbayá 138/23 kV, 20/27/33 MVA, la cual está

planificada para que entre en operación en el año 2018, en reemplazo de la

subestación No. 29 Cumbayá 46/23 kV, 20/27/33 MVA, ayudando de esta

manera a descargar el sistema de 46 kV que alimentan las subestaciones

Vicentina y Selva Alegre de 138/46 kV.

63

• La subestación Machachi 138/23 kV, 20/27/33 MVA, en vez de la actual de

46/23 kV, 15/20 MVA, con el fin de descargar a los transformadores de 138/46

kV de la S/E Santa Rosa, a partir del año 2015.

• La subestación No. 5 Chilibulo 138/23 kV, 20/27/33 MVA, que entraría en

funcionamiento en el año 2013 para descargar al sistema de 46 kV que

alimenta a la S/E 3 Barrio Nuevo y a la S/E 7 San Roque y para el 2016 se ha

previsto la instalación de un segundo transformador de igual capacidad para

alimentar al sistema Metro-Q.

Con las mencionadas obras de ampliación, la capacidad en el nivel de voltaje de

138/23 kV se incrementará en 396 MVA, alcanzando un total de 693 MVA de

capacidad instalada para el año 2015.

La alimentación al sistema Metro-Q, que solicitó el servicio del suministro de

electricidad para una demanda de 75 MVA, se ha previsto dotarla desde el

sistema de 138 kV, debido a las limitaciones del sistema de 46 kV para una

demanda de la magnitud solicitada, como se demostrará en capítulo IV. En tal

sentido, su alimentación eléctrica se analiza mediante tres alternativas:

1. La propuesta por la Dirección de Planificación de E.E.Q, mediante cuatro

subestaciones de 138/23 kV: Mirador Alto 20727/33 MVA, Vicentina

20/27/33 MVA, Selva Alegre 20/27/33 MVA y Chilibulo 20/27/33 MVA.

2. La propuesta del presente proyecto de titulación profesional mediante

cuatro subestaciones de 138/23 kV: Mirador Alto 20/27/33 MVA, Chilibulo

20/27/33MVA, Vicentina 20/27/33 MVA, y Parque Bicentenario 20/30/40

MVA.

3. La definida por la Dirección de Subtransmisión de E.E.Q, mediante cuatro

subestaciones de 138/23 kV: Eugenio Espejo 20/27/33 MVA, Chilibulo

20/27/33 MVA, Vicentina 20/27/33 MVA y Parque Bicentenario 20/30/40

MVA.

64

3.1.4.4 Subestación de 46/13.8 kV

En el nivel de voltaje 46/13.8 kV existe una sola subestación, la subestación No.

49 Los Bancos la cual cuenta con un transformador de 8/10 MVA de capacidad

instalada, pero su línea de alimentación a 46 kV tiene una baja confiabilidad por

las permanentes salidas de servicio por fallas debido a caídas de torres por

derrumbes.

En el año 2013 la Empresa Eléctrica Quito pondrá en servicio la nueva S/E Los

Bancos de 69/23/13.8 kV, 12/16 MVA, para reemplazar a la S/E existente y darle

mayor confiabilidad al servicio eléctrico de la S/E Los Bancos.

3.1.5 REDES DE DISTRIBUCIÓN

Para distribuir la energía en las diferentes zonas de servicio la Empresa Eléctrica

Quito dispone de 171 circuitos primarios con niveles de tensión de 22.8 kV, 6.3

kV y 13.8 kV, doce de los cuales son circuitos expresos que alimentan el sistema

Trolebús.

La longitud a diciembre de 2012 de las redes de medio voltaje pertenecientes a la

Empresa Eléctrica Quito es de 7 625.11 km.

En cuanto se refiere a redes secundarias de bajo voltaje, el sistema de la

Empresa Eléctrica Quito actualmente tiene más de 6 667.69 km de longitud en

líneas instaladas. Además tienen instalados 34 643 transformadores de

distribución monofásicos y trifásicos con una capacidad instalada de 2 215 MVA.

Estas redes dotan de servicio a 927 045 usuarios; 780 878 son residenciales,

125 963 son comerciales y 14 806 son usuarios industriales.

En las redes secundarias de distribución se encuentran instalados 928 339

medidores entre medidores monofásicos, bifásicos y trifásicos; de los cuales,

4 931 están instalados en medio voltaje.

65

Todo esto contribuye a disponer de un sistema eléctrico de alta confiabilidad,

seguridad y eficiencia que garantice calidad del servicio a sus clientes, con el

mínimo de restricciones.

3.2 SITUACIÓN ACTUAL Y FUTURA DE LAS SUBESTACIONES

DE DISTRIBUCIÓN

3.2.1 SUBESTACIONES DE 46/6.3 kV

3.2.1.1 Situación Actual

Subestación No.2 Luluncoto: La subestación Luluncoto tiene una capacidad

instalada de 12.5 MVA disponible en 2 transformadores de 6.25 MVA, los cuales

tienen riesgo de fallas por ser transformadores viejos con una vida útil mayor a los

30 años. Por su pequeña capacidad instalada en MVA tienen poca reserva para

recibir transferencias de subestaciones vecinas.

Estos transformadores se conectan a tres alimentadores primarios, dos de los

cuales son energizados con el transformador T1 y el alimentador restante es

energizado con el transformador T2.

La subestación Luluncoto, está alimentada de la línea a 46 kV que conecta la

Central Térmica Luluncoto a la S/E Sur de seccionamiento. Desde hace algunos

años la Central Térmica Luluncoto está fuera de servicio.

A diciembre 2012 la subestación Luluncoto presenta una demanda de 7.34 MVA,

lo que corresponde a una cargabilidad de 58.72%, que evidencia ningún problema

de cargabilidad, pero su reserva de aproximadamente 5 MVA es insuficiente para

recibir transferencias de carga de la subestación colindante N°4 Chimbacalle de

12/16/20 MVA, 46/6.3 kV, en caso de falla.

66

Subestación No.3 Barrio Nuevo: A diciembre 2012 la subestación Barrio Nuevo

tiene una capacidad instalada de 40 MVA disponibles en 2 transformadores, uno

de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, con una demanda de 16.91 MVA y cargabilidad del

84.55%. Además dispone de cinco primarios y un banco de condensadores de 3

MVAR.

El otro transformador de 15/20 MVA, 46/23/6.3 kV, con una demanda de 11.95

MVA y cargabilidad del 60%, dispone de dos primarios a 23 kV, uno de los cuales

sirve al sistema de transporte Trolebús.

La cargabilidad actual de la subestación Barrio Nuevo 46/6.3 kV no representaría

ningún problema los próximos años; considerando un crecimiento anual de

alrededor de 0.42 MVA correspondiente a su tasa de crecimiento y tomando en

cuenta que se tiene a disposición una subestación Móvil 46/6.3 kV, 9.4/10.5 MVA,

la cual en caso de falla o de riesgo de sobrecarga ayudaría a solucionar el

mencionado problema.

Sin embargo el sistema de 46 kV que alimenta a la S/E Barrionuevo, S/E San

Roque, S/E Epiclachima, tiene el riesgo de fallas por sobrecarga en contingencias

de falla simple de una de las líneas a 46 kV de su anillo de alimentación. Además

al no encontrarse dentro del centro de carga la subestación Barrio Nuevo tiene

problemas de regulación de voltaje y algunos de sus primarios altas pérdidas

eléctricas.

En la tabla 3.4 se presenta las restantes subestaciones pertenecientes al grupo

de 46/6.3 kV, con sus respectivas características y situación actual a Diciembre

del 2012.

67

Tabla 3.4: Situación actual a Diciembre 2012 de subestaciones de 46/6.3 kV.

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69

Considerando que en caso de fallas o riesgos de sobrecarga de algún

transformador perteneciente a las subestaciones de 46/6.3 kV, se tiene a

disposición una subestación móvil 46/6.3 kV, 9.4/10.5 MVA, se puede deducir que

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70

esta subestación móvil ayudaría a reducir los mencionados riesgos que se

presentan principalmente en las subestaciones Andalucía, Carolina y Pérez

Guerrero.

3.2.1.2 Situación Futura

Subestación No.2 Luluncoto: Debido a la vejez de sus transformadores y a la

poca reserva en MVA en el año 2013 se ampliará la capacidad de la subestación

Luluncoto a 20 MVA con el fin de tener mayor reserva para recibir transferencias

en caso de falla de los transformadores ubicados en las subestaciones

colindantes N°6 Escuela Sucre o N°4 Chimbacalle.

Para el año 2016 alcanzaría una demanda de 8.3 MVA considerando una tasa de

crecimiento promedio anual del 3%. Bajo esta condición la cargabilidad de la

subestación Luluncoto al año 2016, alcanzaría el 41.38%.

Por lo tanto se puede concluir que en la subestación Luluncoto no existirían

problemas de cargabilidad y mantendría un margen de reserva aproximado del

59% para recibir transferencia de carga.

Subestación No.3 Barrio Nuevo: De acuerdo con la proyección de la demanda

verificada para el año 2013, la subestación Barrio Nuevo 46/6.3 kV alcanzaría

17.1 MVA lo que implica una cargabilidad del 85.5%, pero con el fin de disminuir

el riesgo del colapso de su alimentación a 46 kV, se ha planificado descargarla

mediante una transferencia de 8.6 MVA hacia la subestación No.5 Chilibulo

138/23 kV, a la entrada en servicio de esta nueva subestación, mediante

transformadores de 23/6.3 kV de diferentes capacidades en kVA.

Debido a los problemas de regulación de voltaje y de altas pérdidas eléctricas que

presentan ciertos primarios de 6.3 kV de la subestación Barrio Nuevo, en el 2016

se deberá reubicar esta subestación al centro de su carga eléctrica,

aproximadamente en la Av. Teniente Hugo Ortiz (sector de la tribuna del Sur), con

lo cual se espera resolver los mencionados problemas.

71

Al año 2016 la demanda proyectada de la subestación Barrio Nuevo 46/6.3 kV

alcanzaría los 9.3 MVA considerando una tasa de crecimiento de demanda

promedio anual de 2.25%, con una capacidad instalada de 20 MVA, lo que

implicaría una cargabilidad de 46.5%.

Por lo tanto se puede concluir que no existirían problemas de cargabilidad,

además mantendría un margen de reserva alrededor del 53% para recibir de

transferencias de carga en caso de falla de las subestaciones vecinas y atender el

crecimiento de su demanda.

En la tabla 3.5 se presenta la situación futura al 2016 de las subestaciones

pertenecientes al grupo de 46/6.3 kV.

Tabla 3.5: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV.

Tasa de crecimiento anual Demanda Capacidad instalada cargabilidad Reserva

[%] [MVA] [MVA] [%] [%]

3.5 15.3 12/16/20 76.36 24

2.25 4.6 8/10 46 54

2.5 13.9 12/16/20 69 31

2.25 7.9 8/10 79.42 21

3 5.36 8/10 54 46

3 7 8/10 70.44 29

4 15 15/20 75 25

3.5 13 15/20 65 35

3.75 10.5 15/20 52.5 47.5

Escuela Sucre

San Roque

Subestación

Chimbacalle

Transferencias de Carga

Para el año 2013, la subestación San

Roque alcanzaría 13.4 MVA, pero por la

necesidad de descargar su sistema de

alimentación a 46 kV se ha planificado al

2013 realizar una transferencia de carga de

0.8 MVA hacia la nueva subestación

Chilibulo 138/23 kV.

Durante el período comprendido entre los

años 2012 al 2016 no se ha previsto

transferencias de carga de subestaciones

vecinas, que puedan comprometer el

margen de reserva estimado.

Situación Futura al 2016











Miraflores






La Marín

Diez Vieja






Diez Nueva






Belizario

Quevedo

Para el año 2013 se ha planificado que la

subestación Belisario Quevedo reciba una

transferencia de carga de 2.9 MVA

proveniente de la subestación N° 53 Pérez

Guerrero.

Floresta






72


[%] [MVA] [MVA] [%] [%]

3.75 14.1 15/20 70.57 29.43

4.25 21.1 2x15/20 52.75 47.25

4 26.2 2x15/20 66 34

4 13.3 15/20 66.5 33.5

4 18.4 15/20 92 8

4.5 17.6 15/20 88 12

3.39 12.8 15/20 64 36

4.5 21.6 2x15/20 54 46

Subestación Transferencias de Carga

Situación Futura al 2016

Granda Centeno






El Bosque

En el año 2015 la subestación recibe una

transferencia de carga de 5.6 MVA,

proveniente de la subestación Andalucía

46/6.3 kV con el fin de descargar al

transformador de esa subestación.

Río Coca






Andalucía

En el año 2016 con el fin de disminuir el

riesgo de sobrecarga de su transformador,

se ha planificado una transferencia de 5.6

MVA hacia la subestación El Bosque 46/6.3

kV para descargarlo.

Olímpico






Carolina

En el año 2016 con el fin de disminuir el

riesgo de sobrecarga de su transformador,

se ha planificado una transferencia de 3.1

MVA hacia la subestación Iñaquito 46/6.3

kV para descargarlo.

Pérez Guerrero

De acuerdo con la proyección de la

demanda verificada para el año 2013, la

subestación Pérez Guerrero 46/6.3 kV

presentaría una demanda de 13.6 MVA

siempre y cuando se pone en servicio el

transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV en

la S/E Belisario Quevedo y se transfiere

carga a esta subestación, lo que implica

una cargabilidad del 68%.

Iñaquito






73

Las tasas de crecimiento anual que se mencionan en la tabla 3.5 se obtuvieron de

la proyección de la demanda proporcionada por el departamento de planificación

de la Empresa Eléctrica Quito y verificada en el capitulo II del presente proyecto

de titulación profesional.

De lo expuesto en la tabla 3.5 se puede deducir que en el año 2016:

La mayoría de subestaciones de 46/6.3 kV; no presentarían problemas de

sobrecargas, además con el margen de reserva que mantedrían las

subestaciones de 46/6.3 kV podrían recibir transferencias de carga en caso

de falla de las subestaciones vecinas y atender el crecimiento de su

respectiva demanda.

La subestación de 46/6.3 kV Olímpico, en el corto plazo no presentaría

riesgos de sobrecarga, pero en caso de falla de alguno de los

transformadores de las subestaciones colindantes; esta subestación no

tendría un margen de reserva adecuado para usarla como respaldo.

La subestación de 46/6.3 kV Carolina; no existiría una reserva en MVA

adecuada para recibir transferencias de carga importantes, por lo que se

ha previsto la instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA,

considerando la falla de alguno de los transformadores de las

subestaciones colindantes.

En la figura 3.2 se muestra las cargabilidades individuales de las subestaciones

de 46/6.3 kV para el año 2012 y 2016.

74

Figura 3.2: Cargabilidades individuales de las subestaciones 46/6.3 kV año 2012 y 2016.

Como se puede observar en la figura 3.2 la mayoría de las subestaciones de

46/6.3 kV hasta el año 2012, presentan una cargabilidad que supera el 60% e

inclusive hay seis subestaciones que superan el 80%.

En promedio el margen de reserva del conjunto de subestación de 46/6.3 kV está

alrededor del 30%. Lo cual permite concluir que en el corto plazo no existirían

problemas de sobrecarga en las subestaciones analizadas, siempre que esté

disponible la S/E Móvil 9.4/10.5 MVA, 46/6.3 kV, para tomar carga en caso de

falla o el riesgo de sobrecarga de alguno de los transformadores de las

subestaciones indicadas en el gráfico.

Para el año 2016 el margen de reserva estimado para el conjunto de

subestaciones de 46/6.3 kV tienen un promedio entre el 40% y 60%, lo cual indica

que existe suficiente reserva para atender el crecimiento de la demanda de su

zona de servicio, siempre y cuando no se requiera de la inclusión de cargas

grandes.

75

Con excepción de las subestaciones Olímpico y Pérez Guerrero ya que la

cargabilidad de estas dos subestaciones superarían el 90% y en pocos años más

alcanzarían el límite de su capacidad.

Debido a que el recorrido del sistema Metro-Q, atravesará zonas de servicio de

algunas de las subestaciones descritas anteriormente se puede considerar las

subestaciones que se describen en la tabla 3.6 para alimentar al sistema Metro-Q

a partir de subestaciones de 46/6.3 kV.

Tabla 3.6: Subestaciones de 46/6.3 kV y 46/23 kV cercanas al recorrido del Metro-Q.

Estación Metro-Q Subestación Quitumbe Eplicachima (46/23 kV)

Magdalena Chimbacalle Luluncoto

U. Central Perez Guerrero Miraflores Belizario Quevedo

El Labrador Río Coca Andalucía Cotocollao (46/23 kV)

Con la inclusión del sistema Metro-Q el cual tendría una carga aproximada de 75

MVA, en las subestaciones detalladas en la tabla 3.6, la cargabilidad individual

que alcanzarían cada una de las subestaciones de 46/6.3 kV involucradas, se

puede apreciar en la figura 3.3.

76

Figura 3.3: Cargabilidad individual con la inclusión del sistema Metro-Q en Subestaciones de 46/6.3 kV.

Como se puede apreciar en la figura 3.3, la inclusión del sistema Metro-Q en las

subestaciones de 46/6.3 kV, provoca que la cargabilidad superen el 100%.

Por lo tanto se puede concluir que el sistema de transporte Metro-Q no puede ser

alimentado desde el conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV ya que llegaría a

saturarse en el corto plazo y llevar al sistema Metro-Q a un colapso.

3.2.2 SUBESTACIONES DE 46/23 kV

3.2.2.1 Situación Actual: En la tabla 3.7 se presenta la situación actual a Diciembre

de 2012 de las subestaciones pertenecientes al grupo de 46/23 kV, con sus

respectivas características.

77

Tabla 3.7: Situación actual a Diciembre 2012 de subestaciones de 46/23 kV.

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79

3.2.2.2 Situación Futura: En la tabla 3.8 se presenta la situación futura para el año

2016 de las subestaciones pertenecientes al grupo de 46/23 kV.

Tabla 3.8: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV.


[%] [MVA] [MVA] [%] [%]

6 26.9 20/27/33 82 18

4.25 29.6 20/27/33 89.7 10.3

no posee no posee no posee no posee no posee

5.5 26.5 20/27/33 80.3 19.7

3.75 19 15/20 95 5

5.75 12.8 20/27/33 38.7 61.3

no dispone no dispone no dispone no dispone no disponeBarrio Nuevo

De acuerdo con la proyección de la demanda

verificada para el año 2013 se ha planificado realizar

la transferencia de toda la carga de la S/E Barrio

Nuevo 46/23 kV, hacia la S/E Chilibulo 138/23 kV.

70.33 29.67

Se puede concluir que no existirían problemas de

cargabilidad, ya que mantendría un margen de

reserva aproximado del 30% para recibir

transferencia de carga en caso de falla de

subestaciones vecinas.

Cumbayá


verificada para el año 2015 se ha previsto realizar

una transferencia de carga de 12.1 MVA hacia la S/E

Nueva Cumbayá 138/23 kV.

Se puede concluir que no existirían problemas de

cargabilidad, ya que mantendría un margen de

reserva aproximado del 61% para recibir

transferencia de carga en caso de falla de


6.5 23,21 T1: 20/27/33

T2: 15/20

San Rafael

En el año 2013 la carga de la subestación San Rafael

será transferida, el 10% hacia la S/E Conocoto

138/23 kV y el 60% del resto de la carga hacia la

nueva S/E Alangasí 138/23 kV.

Sangolquí

Se puede concluir que no existiría problemas de

sobrecarga ya que mantiene un margen de reserva

adecuado en caso de falla de las subestaciones

vecinas.

Machachi

Debido a que el espacio de reserva estaría

comprometido en el corto plazo, se ha planificado

la adquisición e instalación de un transformador de

20/27/33 MVA, 138/23 kV, para transferir toda la

carga al nivel de 138/23 kV.

Tumbaco

Para el año 2016 se ha planificado realizar una

transferencia de carga de 2.2 MVA hacia la S/E

Conocoto 138/23 kV, con el fin de descargar el

transformador existente y aumentar el espacio de

reserva de potencia, con lo cual la cargabilidad de

este transformador se reduciría hasta el 77.57%

Dado que el margen de reserva es de

aproximadamente 8% este transformador

comprometería su margen de reserva de potencia

en el corto plazo

84.24

92.7220/27/33

15,76

7.28

4.75

4.75

27.8

30.6

20/27/33

Eplicachima

Situación Futura


verificada para el año 2013 se tiene planificado que

la S/E Cotocollao 46/23 kV realice una transferencia

de carga de 3.4 MVA hacia la S/E San Antonio

(móvil) 138/23 kV, por lo que no existiría problemas

de sobrecarga y mantendría un margen de reserva

adecuado.

Santa Rosa

ConclusiónSubestación

Cotocollao

Se puede concluir que no existiría problemas de

sobrecarga ya que mantiene un margen de reserva

adecuado en caso de falla de las subestaciones

vecinas.

80

Las tasas de crecimiento anual que se mencionan en la tabla 3.8 se obtuvieron de

la proyección de la demanda proporcionada por el departamento de planificación

de la Empresa Eléctrica Quito y verificada en el capitulo II del presente proyecto

de titulación profesional.

Subestación No. 33 Nuevo Aeropuerto: Dentro del plan de expansión del

Sistema Eléctrico Quito, se ha proyectado la construcción de la nueva

subestación Nuevo Aeropuerto de 46/23 kV. Esta subestación está prevista que

entre en operación conjuntamente con el nuevo Aeropuerto Mariscal Sucre.

La subestación Nuevo Aeropuerto inicialmente estará equipada con un

transformador de 20 MVA, 46/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de

7.28 MVA, la cual será transferida desde la subestación Tumbaco.

En estas condiciones el transformador empezaría a operar con una cargabilidad

del 36.4%. Por lo tanto se puede concluir que no existirían problemas de

cargabilidad, además mantendría un margen de reserva aproximado del 64% para

atender la creciente demanda del sector y efectuar transferencias de carga en

caso de falla de las subestaciones vecinas.

Considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio anual del 4.1% y

transferencias pequeñas de carga realizadas en el año 2014 y 2015. Para el año

2016, la demanda que tendrá que abastecer la subestación Nuevo Aeropuerto

será de 5.1 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 26.19%, con lo cual se

puede concluir que esta subestación operaría sin problemas de cargabilidad.


de 46/23 kV para el año 2012 y 2016.

81

Figura 3.4: Cargabilidad individual de las subestaciones 46/23 kV.

Como se puede observar en la figura 3.4 en el año 2012 la mayoría de las

subestaciones que conforman el conjunto de subestaciones de 46/23 kV superan

el 70% de cargabilidad, dejando un margen de reserva alrededor del 30% y 40%.

Mientras que para el año 2016 apenas dos de las subestaciones alcanzan el 80%

de la cargabilidad.

Por lo tanto el conjunto de subestaciones 46/23 kV aún está en condiciones de

resistir el incremento de carga durante algunos años más sin comprometer su

margen de reserva.

Considerar alimentar al sistema Metro-Q a partir del conjunto de subestaciones de

46/23 kV no es factible, debido a que la mayoría de subestaciones pertenecientes

a este conjunto están ubicadas en lugares muy lejanos al recorrido del sistema

Metro-Q, con excepción de las subestaciones Cotocollao y Eplicachima, estas

subestaciones están cercanas a las estaciones de tracción El labrador y Quitumbe

respectivamente, pero se descarta su conexión porque los puntos de entrega

138/46 kV del Sistema Eléctrico de la E.E.Q se verían con riesgos de sobrecarga,

así como algunas líneas de 46 kV.

82

Con la inclusión del sistema Metro-Q en las dos subestaciones antes

mencionadas la cargabilidad de dichas subestaciones sobrepasaría el 100%, tal

como se mostró en la figura 3.3.

3.2.3 SUBESTACIONES DE 138/23 kV

3.2.3.1 Situación Actual: En la tabla 3.9 se presenta la situación actual a Diciembre

de 2012 de las subestaciones pertenecientes al grupo de 138/23 kV, con sus

respectivas características.

Tabla 3.9: Situación actual a Diciembre de 2012 de subestaciones de 138/23 kV.

Capacidad instalada Demanda cargabilidad

Transformadores Primarios [Mvar] [MVA] [MVA] [%] Conclusión

T1 4 1 X 6.6 20/27/33 31.4 95.1

T1 3 no dispone 20/27/33 21.80 66.06

Esta subestación no presenta problemas de cargabilidad, ya que al tener

un margen de reserva de aproximadamente 34%, no tendría

inconvenientes en el momento de recibir transferencias de carga de las

subestaciones vecinas en caso de emergencia.

T1 4 1 X 4.5 20/27/33 29.2 88.48

T1

2

Además de un

alimentador

expreso para el

sistema Trolebús

no dispone 20/27/33 16.9 51

T1

4

Un circuito

primario auxiliar

1 x 4.5 20/27/33 22.59 68.45

Esta subestación no presenta problemas de cargabilidad, pero

considerando un crecimiento anual de alrededor de 1.24 MVA

correspondiente a su tasa de crecimiento, para el año 2016 esta

subestación podría presentar riesgos de sobrecarga.

T1 5 1 x 4.5 20/27/33 22.95 69.55

Con esta condición de operación esta subestación presenta un margen

de reserva adecuado para recibir transferencias de carga de las


Conocoto

Tababela

T2 2 2 x 4.5 20/27/33 18.8 56.97

Eugenio Espejo

Con esta condición de operación esta subestación presenta un margen

de reserva adecuado para recibir transferencias de carga de las


T2 3 1 x 4.5 20/27/33 29.7 90

Cotocollao

Pomasqui

La cargabilidad actual de la S/E Pomasqui representaría un problema en

el corto plazo, por lo que se ha planificado realizar una transferencia de

carga, en el año 2014 hacia la S/E San Antonio 138/23 kV, la cual en caso

de llegar a una cargabilidad con riesgo de sobrecarga ayudaría a

solucionar el mencionado problema.

T2 3

Situacion Actual

Subestación

Cristianía

1 x 6.65 20/27/33 31.5

La cargabilidad actual de la S/E Cristianía representaría un problema en el

corto plazo, por lo que se ha planificado realizar una transferencia de

carga, en el año 2015 hacia la S/E Zámbiza 138/23 kV, 20/25 MVA, la cual

en caso de llegar a una cargabilidad con riesgo de sobrecarga ayudaría a

solucionar el mencionado problema.95.45

Banco de

condensadores

83

Considerando que en caso de fallas o riesgos de sobrecarga de algún

transformador perteneciente a las subestaciones de 138/23 kV, se tiene a

disposición una subestación móvil 138/23 kV, 20/25 MVA, se puede deducir que

esta subestación móvil ayudaría a reducir los mencionados riesgos de sobrecarga

que se presentan principalmente en las subestaciones Cristianía y Pomasqui.

3.2.3.2 Situación Futura: En la tabla 3.10 se presenta la situación futura para el

año 2016 de las restantes subestaciones pertenecientes al grupo de 138/23 kV.

Tabla 3.10: Situación futura 2016 de subestaciones de 138/23 kV.


[%] [MVA] [MVA] [%] [%]

5 26.16 20/27/33 79 21

64.75 35.25

Bajo estas condiciones, la S/E Eugenio Espejo no

presentaría problemas de cargabilidad, pero su

espacio en reserva sería insuficiente para alimentar

al sistema Metro-Q y atender el crecimiento de la

demanda.

Eugenio Espejo 4.25 42.73 2 x 20/27/33

90.1

Para el año 2014 y debido a la alta cargabilidad en

esta subestación, se ha planificado realizar una

transferencia de carga de 6.7 MVA desde T1 hacia la

nueva subestación San Antonio 138/23 kV.

Bajo estas condiciones, la S/E Pomasqui podría

presentar problemas de cargabilidad en el corto

plazo, y en consecuencia el margen de reserva se

vería seriamente reducido.

Cotocollao

Bajo estas condiciones esta subestación no tendría

problemas de cargabilidad, además mantendría un

margen de reserva adecuado para atender la

creciente demanda y recibir transferencia de carga.

Pomasqui 5.5 59.46 2 x 20/27/33

5.75 61.62 93.362 x 20/27/33 6.64

9.9

Situación Futura

Subestación Conclusión

Cristianía

Para el año 2014 y debido a la alta cargabilidad en

esta subestación, se ha planificado realizar una

transferencia de carga de 8.3 MVA, del

transformador T1 al T2 de esta misma subestación,

adicionalmente se transferirían 7.6 MVA de carga

del transformador T2, a la nueva S/E Zámbiza 138/23

kV.

Bajo estas condiciones, la S/E Cristianía podría

presentar problemas de cargabilidad en el corto

plazo, y en consecuencia el margen de reserva se

vería seriamente reducido.

84

Las tasas de crecimiento anual que se mencionan en la tabla 3.10, se obtuvieron

de la proyección de la demanda proporcionada por el departamento de

Planificación de la Empresa Eléctrica Quito y verificada en el capitulo II del

presente proyecto de titulación profesional.

Subestación No. 44 Selva Alegre: Según los requerimientos del plan de

expansión del Sistema Eléctrico Quito, se ha definido la habilitación de una nueva

posición de 138/23 kV, con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV.

La nueva posición 138/23 kV de la subestación Selva Alegre, será habilitada en el

año 2016 y servirá para abastecer a una demanda inicial de 15.3 MVA, la cual

corresponde a la demanda del sistema Metro-Q.

Bajo esta condición el transformador de 138/23 kV de la subestación Selva

Alegre, empezaría a trabajar con una cargabilidad del 46.36% y con un margen de

reserva superior al 53%.

Con este margen de reserva el transformador de 138/23 kV de la subestación

Selva Alegre, puede recibir la carga del sistema Metro-Q en caso de falla del

transformador de 138/23 kV de la subestación Chilibulo, Mirador Alto o Vicentina.


[%] [MVA] [MVA] [%] [%]

5,5 33.4 2 x 20/27/33 50.52 49.48

5,5 14.45 20/27/33 43.79 56,21

Conocoto





Tababela

Para el año 2014 se ha planificado realizar una

transferencia de carga de 12.9 MVA hacia la S/E El

Quinche 138/23 kV.





Situación Futura

Subestación Conclusión

85

Por otra parte la demanda que tendría que abastecer la subestación Selva Alegre

para el año 2016, a nivel de 46 kV, llegaría a 124.5 MVA lo cual implicaría una

cargabilidad del 62.25%.

Bajo esta condición de operación se puede considerar que la subestación Selva

Alegre no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un margen

de reserva aproximado del 38% el cual permitiría que esta subestación reciba

transferencias de carga en caso de falla de alguna subestación vecina sin

comprometer su espacio de reserva de potencia.

Subestación No. 25 Vicentina: Según los requerimientos del plan de expansión

del Sistema Eléctrico Quito, en la subestación Vicentina se ha definido la

habilitación de una nueva posición de 138/23 kV, con un transformador de

20/27/33 MVA, 138/23 kV.

La nueva posición 138/23 kV de la subestación Vicentina, será habilitada en el

año 2016 y servirá para abastecer a una demanda inicial de 22.6 MVA, la cual

corresponde a la demanda del sistema Metro-Q.

Bajo esta condición el transformador de 138/23 kV empezaría a trabajar con una

cargabilidad del 68.48% y con un margen de reserva superior al 31%.

Con este margen de reserva el transformador de 138/23 kV de la subestación

Vicentina, puede recibir la carga del sistema Metro-Q en caso de falla del

transformador de 138/23 kV de la subestación Chilibulo, Mirador Alto o Selva

Alegre.

Por otra parte la demanda que tendría que abastecer la subestación Vicentina

para el año 2016, a nivel de 46 kV, llegaría a 134.9 MVA lo cual implicaría una

cargabilidad del 65.49%.

Bajo esta condición de operación se puede considerar que la subestación

Vicentina no presentaría problema de cargabilidad, además mantendría un

86

margen de reserva aproximado del 35%, el cual permitiría que esta subestación

reciba transferencias de carga en caso de falla de alguna subestación vecina sin

comprometer su espacio de reserva de potencia.

Subestación No. 26 Alangasí: Dentro del plan de expansión del Sistema

Eléctrico Quito, se ha considerado la construcción de nuevas subestaciones de

138/23 kV, una de ellas es la subestación Alangasí, la cual está prevista que

entre en operación en el año 2013.

Esta subestación inicialmente estará equipada con un transformador de 33 MVA,

138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 14.9 MVA, la cual será

transferida desde la subestación San Rafael. En estas condiciones el

transformador empezaría su operación con una cargabilidad del 45.15%.

Para el año 2016, considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio

anual del 5.5%, la demanda que tendrá que abastecer la subestación Alangasí

será 22.6 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 68.48%.

Bajo estas condiciones de operación se puede considerar que la subestación

Alangasí no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un

margen de reserva superior al 54% y al 31% para los años 2013 y 2015

respectivamente, con lo cual se atendería sin ningún problema el crecimiento de

demanda a largo plazo y recibir transferencias de carga de futuras subestaciones

vecinas.

Subestación No. 14 Zámbiza: Otra subestación que está tomada en cuenta en el

plan de expansión del Sistema Eléctrico Quito es la subestación Zámbiza 138/23

kV, cuya operación iniciaría en el año 2015.


138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 22.7 MVA, 6.7 MVA serán

transferidos desde la subestación Pomasqui y 16 MVA serán transferidos de la

subestación Cristianía.

87

En las condiciones previamente descritas el transformador empezaría su

operación sin ningún problema de cargabilidad ya que esta sería de 68.79%.


anual del 4.75%, la demanda que tendrá que abastecer la subestación Zámbiza

será de 24.87 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 75.36%.

De esta manera se puede concluir que la subestación Zámbiza no presentaría

problemas de cargabilidad durante el periodo 2015-2016 y mantendría un margen

de reserva entre el 25% al 31%, el cual permitiría que esta subestación pueda

recibir sin ningún problema transferencias de carga de subestaciones vecinas en

caso de emergencia.

Subestación No. 5 Chilibulo: De acuerdo con los requerimientos en el plan de

expansión del Sistema Eléctrico Quito, se ha definido el ingreso de la subestación

Chilibulo la cual está proyectada para que entre en operación en el año 2013.

La subestación Chilibulo seccionará el circuito 1 de la línea de 138 kV Santa

Rosa-Selva Alegre. Inicialmente estará equipada con un transformador de

20/27/33 MVA, 138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 18 MVA, 9

MVA serán transferidos desde la subestación Barrio Nuevo y 0.9 MVA serán

transferidos de la subestación San Roque.

En las condiciones previamente descritas la subestación Chilibulo empezaría su

operación con una cargabilidad del 54.55% y un margen de reserva superior al

45%.


anual del 3.25%, la demanda que tendría que abastecer la subestación Chilibulo

será de 19.5 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 54.09%.

88

Adicionalmente en el mismo año se habilitará una segunda posición para un

transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, para abastecer una demanda de

16.18 MVA la cual corresponde al sistema Metro-Q.

Con el ingreso del sistema Metro-Q la cargabilidad de la subestación Chilibulo

alcanzaría el 53.64% con un margen de reserva alrededor del 46%.

Con este margen de reserva la subestación Chilibulo, puede recibir la carga del

sistema Metro-Q en caso de falla del transformador de 138/23 kV de la

subestación Vicentina.

Bajo estas condiciones de operación se puede afirmar que la subestación

Chilibulo no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un

margen de reserva adecuado para mantener el sistema Metro-Q en condiciones

normales de operación.

Subestación No.34 Machachi: Para el año 2015, se ha pronosticado que el

transformador de 46/23 kV de la subestación Machachi, alcanzaría una

cargabilidad del 95% comprometiendo seriamente su margen de reserva.

Por este motivo La Empresa Eléctrica Quito ha previsto la incorporación de un

nuevo transformador de 33 MVA, 138/23 kV, con el fin de reducir la cargabilidad y

aumentar el margen de reserva de la subestación Machachi.

El nuevo transformador de 138/23 kV empezaría su operación recibiendo toda la

carga del transformador de 46/23 kV lo cual implicaría una cargabilidad inicial del

57.58% con un margen de reserva alrededor del 42%.

Considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio anual del 3.75%, la

demanda estimada para el año 2016 que tendría que abastecer la subestación

Machachi alcanzaría los 19.7 MVA.

89

Bajo estas condiciones el transformador de 138/23 kV de la subestación

Machachi, alcanzaría una cargabilidad del 59.74% para el año 2016.

Por lo tanto se puede concluir que no existirían problemas de cargabilidad,

además mantendría un margen de reserva de aproximadamente 40%, el cual

permitiría recibir transferencias de carga sin ningún problema en caso de falla de


Subestación No. 29 Nueva Cumbayá: Dentro del plan de expansión del Sistema

Eléctrico Quito, se ha proyectado la construcción de la subestación Nueva

Cumbayá 138/23 kV, la cual está prevista que entre en operación en el año 2018.


138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 25.8 MVA, 13.7 MVA

serán transferidos desde la subestación Tumbaco y 12.1 MVA serán transferidos

desde la subestación Cumbayá 46/23 kV. En estas condiciones el transformador

empezaría su operación con una cargabilidad del 78.18%.

Bajo esta condición de operación se puede afirmar que la subestación Nueva

Cumbayá no presentaría problemas de cargabilidad, además tendría un margen

de reserva de aproximadamente 22%, el cual permitiría recibir transferencias de

carga sin ningún problema en caso de falla de subestaciones vecinas.


anual del 5.75%, la demanda que tendría que abastecer será de 27.3 MVA lo que

implicaría una cargabilidad del 82.72%.

Subestación No. 22 San Antonio (Móvil): Según el plan de expansión del

Sistema Eléctrico Quito, se ha proyectado la construcción de la subestación Móvil-

1 138/23 kV en los terrenos de la S/E San Antonio, la cual está prevista que entre

en operación en el año 2013.

90

La subestación móvil (San Antonio) inicialmente estará equipada con un

transformador de 20/25 MVA, 138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga

inicial de 15.64 MVA. En esta condición el transformador empezaría su operación

con una cargabilidad del 60.96%. Al 2015 se reemplazaría la S/E Móvil-1 por la

S/E San Antonio de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, y 4 primarios.

Bajo esta condición de operación se puede considerar que la subestación Móvil

San Antonio no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un

margen de reserva del 39.04%, el cual permitiría recibir transferencias de carga

de las subestaciones de 138/23 kV que lo requieran sin ningún problema.


de 138/23 kV para el año 2012 y 2016.

Figura 3.5: Cargabilidad individual de las subestaciones 138/23 kV.

91

Como se puede observar en la figura 3.5, el conjunto de subestaciones de 138/23

kV mantiene una cargabilidad promedio del 60% con un margen de reserva

promedio de alrededor del 30%.

A partir de estas condiciones se puede concluir que el conjunto de subestaciones

de 138/23 kV puede resistir el incremento de carga a largo plazo sin comprometer

el margen de reserva del conjunto o afectar a la cargabilidad del mismo.

3.3 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA

En la figura 3.6 se muestran las cargabilidades globales de cada conjunto de

subestaciones para los años 2012 y 2016.

Figura 3.6: Cargabilidad global 2012 y 2016.

Como se puede observar en la figura 3.6, hasta diciembre 2012 el conjunto de

subestaciones de 46/6.3 kV atiende una demanda total de 241.11 MVA con una

capacidad instalada de 428.75 MVA, lo cual representa una cargabilidad total del

54.14% con un margen de reserva del 46%.

Para el año 2016, se espera que el conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV

alcance una cargabilidad del 68.14% con una demanda proyectada de 270.02

92

MVA, con 396.3 MVA de capacidad instalada y con un margen de reserva

aproximado del 32%.

Las condiciones antes citadas, permiten que las subestaciones de 46/6.3 kV

operen en condiciones normales con una cargabilidad y margen de reserva

adecuado. Y además puedan responder de manera efectiva ante fallas,

considerando que se dispone de una S/E Móvil de 46/6.3 kV, 10.5 MVA, para

tomar carga en caso de falla de alguno de los transformadores de las

subestaciones de 46/6.3 kV.

Sin embargo el ingreso de cargas grandes como la del sistema Metro-Q al

conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV, incrementaría drásticamente la

cargabilidad del conjunto y a la vez reduciría el margen de reserva. En

consecuencia llevaría al nivel de 46 kV al colapso.

Hasta diciembre de 2012 el conjunto de subestaciones de 46/23 kV, atiende una

demanda de 236.33 MVA con una capacidad instalada de 344 MVA, lo que

representa una cargabilidad total del 68.70% con un margen de reserva de

alrededor del 31%. Esta situación no se ve alterada significativamente para el año

2016, tal como lo muestra la figura 3.6.

Tanto el conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV como el conjunto de

subestaciones de 46/23 kV presenta características similares de cargabilidad y de

margen de reserva.

Por lo tanto se puede concluir que el ingreso de cargas grandes al conjunto de

subestaciones de 46/23 kV, de igual manera llevaría al colapso el sistema de

46kV.

Mientras que el conjunto de subestaciones de 138/23 kV, hasta diciembre de

2012, abastece una demanda de 219.70 MVA con una capacidad instalada de

297 MVA, lo que implica que la cargabilidad total alcance el 74% con un margen

de reserva del 26%.

93

Con la inclusión de las obras de ampliación proyectadas, el conjunto de

subestaciones de 138/23 kV, para el año 2016 alcanzaría una capacidad instalada

de 639 MVA que atendería a una demanda estimada de 390.62 MVA lo que

implicaría una cargabilidad total del 65.76% con un margen de reserva alrededor

del 34%.

Estos antecedentes permiten concluir que el conjunto de subestaciones de

138/23kV opera en condiciones normales con una cargabilidad menor y con un

margen de reserva mayor que el de los otros dos conjuntos de subestaciones.

Por lo tanto la inclusión de cargas grandes, como la del sistema Metro-Q, en el

conjunto de subestaciones de 138/23 kV no alteraría en gran magnitud el

funcionamiento normal de las subestaciones de 138/23 kV.

Considerando el ingreso de aproximadamente 75 MVA correspondiente al sistema

Metro-Q para el año 2016, en la figura 3.7 se muestra el efecto que ocasionaría el

ingreso del mencionado sistema en la cargabilidad del conjunto de subestaciones

de 138/23 kV, 46/23 kV y 46/6.3 kV, con la respectiva proyección para el año

2017.

Figura 3.7: Efecto en las cargabilidades con el ingreso del sistema Metro-Q.

94

Como se puede observar en la figura 3.7, el ingreso del sistema Metro-Q en el

conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV, representaría un aumento del 19.43% en

la cargabilidad del conjunto para el año 2016, con lo cual alcanzaría una demanda

de 396.3 MVA lo que representaría una cargabilidad del 87.57% y para el año

2017 se ha proyectado una cargabilidad del 107.27% con una demanda

proyectada de 456.09 MVA.

En este escenario se puede ver claramente que tanto la cargabilidad como la

reserva no son los suficientes para mantener condiciones normales de la

operación de las subestaciones de 46/6.3 kV en el corto plazo.

El ingreso del sistema Metro-Q en el conjunto de subestaciones de 46/23 kV,

representaría un aumento del 28.41% en la cargabilidad, con lo cual alcanzaría

una cargabilidad del 96.6% para el año 2016 con una capacidad instalada de 271

MVA.

Para el año 2017 se ha proyectado que el conjunto de subestaciones de 46/23 kV

abastezca una demanda de 279 MVA lo cual implicaría una cargabilidad del

100%.

Por lo tanto se puede concluir que el conjunto de subestaciones de 46/23 kV se

encontraría próximo a saturarse en un corto plazo y no podría sostener el ingreso

de una carga como la del sistema Metro-Q a largo plazo.

Además la mayoría de subestaciones pertenecientes a este conjunto están

ubicadas en lugares lejanos al recorrido del sistema Metro-Q. Por lo tanto no

pueden ser consideradas para la alimentación del mismo.

Con estas dos consideraciones se puede concluir que no es factible la

alimentación del sistema Metro-Q desde el conjunto de subestaciones de 46/23

kV existentes.

95

Finalmente, para el año 2016 la inclusión del sistema Metro-Q, en el conjunto de

subestaciones 138/23 kV, incrementaría la cargabilidad en 1.72% alcanzando el

67.48% manteniendo un margen de reserva por debajo del 33%.

Con la proyección de demanda para el año 2017, el conjunto de subestaciones de

138/23 kV incluido el sistema Metro-Q, deberá atender una demanda de 693 MVA

lo que representaría una cargabilidad del 70.85% manteniendo el margen de

reserva alrededor del 30%.

Con este antecedente se puede observar que el ingreso del sistema Metro-Q

mantendría la operación del conjunto de 138/23 kV en condiciones normales sin

afectar considerablemente a la cargabilidad del conjunto o su respectivo margen

de reserva.

En la tabla 3.11 se muestra la variación porcentual de cargabilidad que sufre cada

conjunto de subestaciones bajo análisis con el ingreso del sistema Metro-Q para

el año 2016.

Tabla 3.11: Variación porcentual de cargabilidad año 2016 incluido el Metro-Q.

Conjunto de subestaciones

Cargabilidad 2016 sin el

Metro-Q

Cargabilidad 2016 con el

Metro-Q

Variación porcentual

46/6.3 kV 68.14% 87.57% 19.43% 46/23 kV 68.19% 96.6% 28.41% 138/23 kV 69.9% 67.48% 2.42%

Si se compara el incremento porcentual que sufre la cargabilidad del conjunto de

subestaciones de 138/23 kV con el incremento porcentual que sufre las

cargabilidades de los otros dos conjuntos de subestaciones, debido al ingreso del

sistema Metro-Q. Permite concluir que el conjunto de subestaciones más apto

para alimentar al sistema Metro-Q corresponde al conjunto de subestaciones de

138/23 kV, ya que esta variación porcentual es menor en este conjunto de

subestaciones.

En la tabla 3.12 se muestra el crecimiento porcentual durante el periodo 2016-

2017 de los conjuntos de subestaciones a partir del ingreso del sistema Metro-Q.

96

Tabla 3.12 Variación porcentual de la cargabilidad periodo 2016-2017 incluido el Metro-Q. Conjunto de

subestaciones Cargabilidad

2016 Cargabilidad

2017 Crecimiento porcentual

46/6.3 kV 87.57% 107.27% 19.70% 46/23 kV 96.6% 100% 3.40% 138/23 kV 67.48% 70.85% 3.32%

Como se puede apreciar en la tabla 3.12 el crecimiento porcentual en cargabilidad

es menor al 4% para el conjunto de subestaciones de 138/23 kV.

Considerando el bajo crecimiento porcentual de la cargabilidad que presenta el

conjunto de subestaciones de 138/23 kV en comparación con el crecimiento

porcentual de la cargabilidad de los conjuntos de subestaciones de 46/23 kV y

46/6.3 kV, se puede concluir que la alimentación a partir de subestaciones de

138/23 kV es sostenible a largo plazo ya que posee un crecimiento porcentual de

la cargabilidad menor al 4% por año.

A partir del diagnóstico del sistema de 46 kV y 138 kV, realizado en base a la

cargabilidad de las respectivas subestaciones, tomando en consideración: la

respectiva proyección de demanda, obras de expansión para cada subestación y

la cercanía de las subestaciones al recorrido del Sistema Metro-Q. Tanto de

manera individual como global.

Se puede concluir que el sistema apto para alimentar al sistema Metro-Q es el

sistema de 138 kV.

El resultado obtenido será ratificado en el siguiente capítulo, con el respectivo

estudio eléctrico en base a flujos de potencia y con la ayuda del software

computacional Power Factory versión 14.1.3.

97

CAPÍTULO IV

4.1 ESTUDIO ELÉCTRICO

El estudio eléctrico tiene como finalidad, analizar las alternativas de alimentación

para el sistema Metro-Q planteadas desde los niveles de alto voltaje del sistema

eléctrico de la E.E.Q. en condiciones normales de operación y de contingencias. Y

seleccionar la alternativa técnica más adecuada.

Las alternativas analizadas son:

• Alimentación desde el sistema de 46 kV.

• Alimentación desde el sistema de 138 kV.

El objetivo del análisis de cada alternativa, es verificar sus condiciones de

operación a nivel de cargas de: conductores, líneas, transformadores de

subestaciones y niveles de voltajes en barras. Tanto del sistema de alimentación

de la E.E.Q. como del sistema de medio voltaje del Metro-Q.

Para realizar los estudios eléctricos necesarios, se utilizará un software técnico de

simulación de sistemas eléctricos de potencia adecuado, para el caso del

presente proyecto de titulación profesional, se ha seleccionado el software Power

Factory versión 14.1.3 de la corporación DigSilent.

4.1.1 CONSIDERACIONES

Para realizar las simulaciones necesarias se ha considerado lo siguiente:

1. Para la elaboración de los casos de simulación se ha considerado la ruta

del sistema Metro-Q y la cercanía de las subestaciones de alimentación a

las subestaciones de tracción, así como las obras de expansión para cada

uno de los sistemas de 138 kV y 46 kV de la E.E.Q.

98

2. Las simulaciones serán realizadas para los periodos de demanda máxima,

media y mínima, tomando en cuenta que el periodo de demanda máxima

es el más crítico tanto para la red de la E.E.Q. como para el sistema Metro-

Q.

3. Los flujos de potencia deben ser obtenidos en condiciones normales de

operación de los sistemas de 138 kV y 46 kV, sin la inclusión del sistema

Metro-Q y con la inclusión del mismo para evaluar sus efectos.

4. Para evaluar los resultados obtenidos se ha considerado:

o La cargabilidad de transformadores, líneas de transmisión y

alimentadores de 23 kV en condiciones normales de operación y de

contingencia.

o El perfil de voltaje en las barras de 138 kV, 46 kV y 23 kV de las

subestaciones pertenecientes a la Empresa Eléctrica Quito y el perfil

de voltaje en las barras de 23 kV de las estaciones del sistema

Metro-Q.

Todos estos perfiles de voltaje deben estar dentro del rango de

variación de voltaje permitido por la regulación del CONELEC No.

004/01. Tanto en condiciones normales de operación como en

condiciones de contingencia.

5. Por requerimiento de la Empresa Metro Madrid:

o El voltaje de alimentación a las barras pertenecientes a las

estaciones del sistema Metro-Q debe ser de 23 kV con una

configuración en anillo.

o Con la finalidad precautelar la seguridad en el suministro de energía

al sistema Metro-Q. Los alimentadores primarios de 23 kV, los

99

cuales van desde las subestaciones de alimentación pertenecientes

a la Empresa Eléctrica Quito hacia las estaciones de tracción del

Sistema Metro-Q; deben ser subterráneos.

4.1.2 DATOS UTILIZADOS

4.1.2.1 Base de datos

La base de datos que se utilizó para realizar las respectivas simulaciones fue

creada en el software de simulación Power Factory de la corporación DigSilent

versión 14.1.3, la misma que fue proporcionada por el área de Planeamiento

Eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito.

En esta base de datos se encuentran modelados los puntos de conexión al SNT,

las centrales eléctricas de generación, la red de 138 kV y 46 kV del Sistema

Eléctrico Quito y el sistema de transporte Metro-Q, hasta las barras de medio

voltaje de las subestaciones de distribución.

En la figura 4.1 se presenta el diagrama unifilar del sistema Metro-Q, modelado en

el software Power Factory versión 14.1.3 de la corporación DigSilent.

En este diagrama unifilar se encuentran modeladas las 15 estaciones de parada

que pertenecen a la ruta establecida del sistema de transporte Metro-Q, las

cuales se encuentran conectadas mediante una doble alimentación de 23 kV a 4

subestaciones que poseen una configuración en anillo con el fin de proporcionar

mayor confiabilidad al Metro-Q.

100

Figura 4.1: Diagrama Unifilar del sistema Metro-Q.

4.1.2.2 Demanda

Para el caso de la demanda eléctrica, los datos que se utilizaron para elaborar los

respectivos escenarios de simulación de demanda máxima, media y mínima, son

los obtenidos de la proyección de demanda máxima, media y mínima coincidente

correspondiente al año 2016.

Adicionalmente, para el caso del sistema Metro-Q se ha considerado una

demanda de 5 MVA por estación de parada un factor de potencia de 0.96

inductivo.

En la tabla 4.1 se presentan los datos de demanda utilizados. Así como la

demanda máxima, media y mínima estimada que tendría el sistema Metro-Q para

el año 2016.

B1_S ALGRE 23

B1_

VC

NT

NA

23

B1_MRDOR ALTO 23

Carolina-Iñaquito

Sel

va A

legr

e-La

brod

or C

2

Sel

va A

legr

e-La

brad

or C

1

Vicentina-U Central C2

Vicentina-U Central C1

Chi

libul

o-M

agda

lena

C2

Chi

lubu

lo-M

agda

lena

C1

Mira

dor

Alto

-Qui

tum

be C

2

Mira

dor

Alto

-Qui

tum

be C

1

C1_LBRDOR

C1_

U C

NT

RA

L

C1_JPJPA C1_IÑQTO C1_CRLNA C1_LA PRDRA

C1_

EL

EJI

DO

C1_

LA A

LMD

A

C1_SAN FRNCSCO

C1_LA MGDLNAC1_EL RCREOC1_EL CLZDOC1_SLNDAC1_MRAN VLVRDEC1_QTMBE

L_U CNTRAL_LBRDOR

L_M

GD

LNA

_U C

NT

RA

L

L_QTMBE_MGDLNA

101

Tabla 4.1: Datos de demanda mínima, media y máxima coincidente.

Sistema 138/23 kV Sistema 46/23kV, 46/6.3kV Sistema Metro-Q

Demanda

Coincidente

Potencia

Activa

Potencia

Reactiva

Potencia

Aparente

Potencia

Activa

Potencia

Reactiva

Potencia

Aparente

Potencia

Activa

Potencia

Reactiva

Potencia

Aparente

[MW] [MVAR] [MVA] [MW] [MVAR] [MVA] [MW] [MVAR] [MV A]

Mínima 116.55 28.62 120.01 145.80 31.74 149.21 25.2 7.35 26.25

Media 233.10 57.24 240.03 291.60 63.48 298.43 46.8 13.65 48.75

Máxima 388.5 95.4 400.04 486.00 105.8 497.38 72.00 21.00 75.00

4.1.2.3 Alimentadores primarios para el Metro-Q

Inicialmente los parámetros que se utilizaron para modelar los alimentadores

primarios de 23 kV para el sistema Metro-Q se detallan en la tabla 4.2.

Tabla 4.2: Datos de alimentadores expresos para el Sistema Metro-Q.

Resistencia Reactancia Susceptancia

Voltaje

nominal Capacidad R Ro X Xo B, Bo

Calibre Tipo [kV] [kA] [ Ω/km] [Ω/km] [Ω/km] [Ω/km] [uS/km]

500 MCM Cobre 23 0.428 0.125 1.131 0.099 0.147 0.0001375

4.1.2.4 Regulación CONELEC No. 004/01 [14]

Para garantizar a los consumidores un suministro eléctrico continuo y confiable, el

CONELEC expidió la regulación No. 004/01 correspondiente a la calidad de

servicio eléctrico de distribución, cuyo objetivo es establecer los niveles de calidad

de la prestación del servicio y los procedimientos de evaluación a ser observados

por parte de las empresas distribuidoras.

Las empresas distribuidoras tienen la responsabilidad de prestar el servicio

eléctrico a los consumidores ubicados en su zona de concesión, dentro de los

niveles de calidad establecidos en la regulación mencionada en virtud de lo que

señala la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, los reglamentos aplicables, el

contrato de concesión y las regulaciones correspondientes. [14]

[14] Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Regulación No. 004/01 Calidad de

servicio eléctrico”, Año 2001.

102

La regulación No. 004/01 emitida por el CONELEC establece que las variaciones

de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje nominal son:

Tabla 4.3: Rango de variación permitido por la regulación No. 004/01del CONELEC. [14]

Condiciones normales Condición de contingencia

Voltaje nominal Voltaje máximo Voltaje mínimo Voltaje máximo Voltaje mínimo

[kV] [kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.

138 144.9 1.05 128.34 0.93 151.80 1.10 124.20 0.90

69 71.07 1.03 66.93 0.97 73.14 1.06 65.55 0.95

46 47.38 1.03 44.62 0.97 48.76 1.06 43.70 0.95

34.5 35.54 1.03 33.47 0.97 36.57 1.06 32.78 0.95

23 23.69 1.03 22.31 0.97 24.15 1.05 21.85 0.95

4.2 ALIMENTACIÓN DESDE EL SISTEMA DE 46 kV.

Para seleccionar las subestaciones de alimentación en las dos alternativas que se

describen a continuación, se ha considerado la cercanía de las subestaciones de

46 kV al recorrido del sistema Metro-Q y el estudio de cargabilidad para el año

2016 realizado en el capítulo III.

Las dos alternativas de alimentación planteadas en este proyecto, a partir del

sistema de 46 kV son:

1.- Primera alternativa: Alimentación desde las subestaciones: Eplicachima,

Chimbacalle, Pérez Guerrero y Río Coca, con transformadores de 46/23 kV de

capacidad de 33 MVA, tal como se lo puede apreciar en la figura 4.2.

En la tabla 4.4 se presentan las distancias de los alimentadores de 23 kV para el

sistema Metro-Q consideradas para la simulación.

103

Tabla 4.4: Distancias consideradas para las simulaciones.

Alimentador de 23 kV Distancia

Desde Hasta km

Eplicachima Quitumbe 5.0

Chimbacalle Magdalena 3.5

Pérez Guerrero U.Central 1.2

Río Coca Labrador 3.0

2.- Segunda alternativa: Alimentación desde las subestaciones: Eplicachima,

Chimbacalle, Miraflores y Andalucía, con transformadores de 46/23 kV, 33 MVA,

tal como se lo puede apreciar en la figura 4.3.

En la tabla 4.5 se presentan las distancias de los alimentadores de 23 kV

expresos para el sistema Metro-Q consideradas para la simulación.

Tabla 4.5: Distancias consideradas para las simulaciones.

Alimentador de 23 kV Distancia

Desde Hasta km

Eplicachima Quitumbe 5.00

Chimbacalle Magdalena 3.50

Miraflores U.Central 1.30

Andalucía Labrador 3.20

104

Figura 4.2: Primera alternativa de alimentación desde el sistema de 46 kV.

B1_

SU

R 4

6

B1_

S R

OQ

UE

46

B

1_N

OR

TE 4

6

B2_

S A

LGR

E 4

6

TR-Rio Coca

TM

-Per

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ero

TM

_Epi

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a

TM

-Chi

baca

lle

G ~N

OR

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EN

TA

L

S/E

Eplic

ach

ima

S/E

Ch

ibac

alle

S/E

Pér

ez G

uer

rero

S/E

Río

Co

ca

105

Figura 4.3: Segunda alternativa de alimentación desde la red de 46 kV.

S/E

Eplic

ach

ima

S/E

Ch

ibac

alle

S/E

Mir

aflo

res

S/E

An

dal

ucí

a

106

A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del

sistema de 46 kV y con la inclusión del sistema Metro-Q, alimentado mediante las

dos alternativas propuestas; se obtuvo los resultados que se detallan en los

siguientes numerales.

4.2.1 VOLTAJES

4.2.1.1 Barras de 46 kV

4.2.1.1.1 Caídas de Voltaje

Los voltajes en barras de 46 kV, que se obtuvieron como resultado del flujo de

potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema Metro-Q,

se detallan en los anexos 4.1 y 4.10, y en las figuras 4.4 y 4.5 se muestran sus

respectivas representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima,

media y mínima.

Figura 4.4: Voltajes en barras de 46 kV Primera alternativa.

107

Figura 4.5: Voltajes en barras de 46 kV Segunda alternativa.

De los resultados graficados en las figuras 4.4 y 4.5 se pueden deducir:

1. Con la primera alternativa, el ingreso del sistema Metro-Q a la red de 46 kV

en el periodo de demanda máxima ocasionaría bajos voltajes de 0.938 p.u.

en las barras de 46 kV pertenecientes a las subestaciones Chimbacalle y

Eplicachima. Mientras con la segunda alternativa en las mismas barras, se

producirían bajos voltajes de 0.942 p.u durante el mismo periodo.

2. Durante los períodos de demanda media y mínima; no se producirían

problemas de bajos voltajes en las barras de 46 kV con ninguna de las dos

alternativas planteadas para alimentar al sistema Metro-Q desde la red de

46 kV.

3. Con la primera alternativa durante el periodo de demanda máxima 5 barras

de subestaciones presentarían el 4% de caída de voltaje y 2 barras de

subestaciones presentarían el 5% de caída de voltaje. Mientras que en la

segunda alternativa durante el mismo periodo sólo las barras de 46 kV

108

pertenecientes a las subestaciones Chimbacalle y Miraflores presentarían

caídas de voltaje del 4%.

De las observaciones encontradas se puede concluir que la alimentación del

sistema Metro-Q con las dos alternativas planteadas desde la red de 46 kV,

produciría caídas de voltajes significativas.

En consecuencia los voltajes en las barras de 46 kV con ninguna de las dos

alternativas planteadas se podrían mantener dentro de un rango de operación

aceptable para el buen funcionamiento del sistema Metro-Q.

4.2.1.1.2 Perfil de Voltaje

En las figuras 4.6 y 4.7 se muestran los perfiles de voltaje resultantes en barras

de 46 kV con la inclusión de sistema Metro-Q, con la primera y segunda

alternativa respectivamente.

Figura 4.6: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Primera alternativa.

109

Figura 4.7: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Segunda alternativa.

Al observar los perfiles de voltaje en barras de 46 kV mostrados en las figuras 4.6

y 4.7, para el periodo de demanda máxima, se puede ver que la mayoría de

barras en subestaciones de 46 kV presentarían voltajes inferiores a 0.97 p.u en

las dos alternativas planteadas.

En consecuencia el perfil de voltaje de 46 kV con la alimentación del sistema

Metro-Q de las dos alternativas planteadas; no permanecería dentro del rango de

variación de voltaje aprobado por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)

en su regulación No. 004/01 correspondiente a la calidad del servicio eléctrico de

distribución.

En las dos alternativas analizadas para alimentar al sistema Metro-Q a partir de la

red de 46 kV; se puede ver que el principal problema que se presentaría ante el

ingreso del sistema Metro-Q son los bajos voltajes en las barras de 46 kV,

afectando principalmente a la calidad de servicio eléctrico de las subestaciones

vecinas y subestaciones consideradas para alimentar al sistema Metro-Q.

Por lo tanto se puede concluir que la alimentación para el sistema Metro-Q desde

la red de 46 kV no es factible, debido a los bajos voltajes que se presentarían en

la mayoría de las subestaciones de 46 kV durante el periodo de demanda

máxima.

110

4.2.1.2 Barras de 6.3 kV

4.2.1.2.1 Caídas de voltaje

Los voltajes en barras de 6.3 kV, que se obtuvieron como resultado del flujo de


se detallan en los anexos 4.2 y 4.11, y en las figuras 4.8 y 4.9 se muestran sus


media y mínima.

Figura 4.8: Voltajes en barras de 6.3 kV Primera alternativa.

Figura 4.9: Caídas de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa.

111


1. El ingreso del Sistema Metro-Q a la red de 46 kV mediante los

transformadores de 46/23 kV en el periodo de demanda máxima

ocasionaría que tanto con la primera como con la segunda alternativa se

presenten bajos voltajes en la barra de 6.3 kV de la subestación Luluncoto,

los mismos que son de 0.934 p.u y 0.944 p.u respectivamente, esto es

debido a que la subestación de seccionamiento Sur N°20 presentaría bajos

voltajes en sus barras 46 kV.

2. En el periodo de demanda máxima con la primera alternativa planteada, 5

barras de subestaciones presentarían el 4% de caída de voltaje y 2 barras

de subestaciones presentarían el 5% de caída de voltaje. Mientras que con

la segunda alternativa, en este mismo periodo, 3 barras de subestaciones

presentarían caídas de voltaje del 3%.

3. Para demanda media y mínima en las dos alternativas planteadas, no se

presentarían problemas de caída de voltaje significativas en las barras de

6.3 kV, con excepción del voltaje en la barra de 6.3 kV de la subestación

Diez Vieja particularmente con la segunda alternativa planteada.

De las observaciones encontradas se puede concluir que la alimentación del

sistema Metro-Q desde la red 46 kV, mediante cualquiera de las dos alternativas

planteadas; produciría caídas de voltajes que afectarían significativamente a los

voltajes en las barras de 6.3 kV.

4.2.1.2.2 Perfil de voltaje

En las figuras 4.10 y 4.11 se muestran los perfiles de voltaje resultantes en barras

de 6.3 kV con la inclusión de sistema Metro-Q, para la primera y segunda

alternativa respectivamente.

112

Figura 4.10: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV en p.u Primera alternativa.

Figura 4.11: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa.

Al observar el perfil de voltaje en barras de 6.3 kV mostrado en las figuras 4.10 y

4.11, se puede observar, tanto con la primera como con la segunda alternativa de

alimentación, el ingreso del sistema Metro-Q durante el periodo de demanda

máxima; ocasionaría bajos voltajes en algunas barras de 6.3 kV, los cuales no se

113

encuentran dentro del estándar aprobado por el Consejo Nacional de Electricidad

(CONELEC) en su regulación No. 004/01 correspondiente a la calidad del servicio

eléctrico de distribución. Por lo que podría afectar de esta manera a las cargas

que se encuentran conectadas a este nivel de voltaje, ya que no se les brindaría

un servicio eléctrico adecuado.


Los perfiles de voltaje en barras de 23 kV, que se obtuvieron como resultado del

flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema

Metro-Q, se detallan en los anexos 4.3 y 4.12 y en las figuras 4.12 y 4.13 se

muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de

demanda máxima, media y mínima.

Figura 4.12: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Primera alternativa.

114

Figura 4.13: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Segunda alternativa.


1. Los niveles de voltaje en las barras de 23 kV de las subestaciones

consideradas para alimentar al sistema Metro-Q desde la red de 46 kV ya

sea con la primera o con la segunda alternativa planteada; registran

voltajes de 0.92 p.u para el periodo de demanda máxima de 0.96 p.u para

los periodos de demanda media y de 0.98 p.u en el periodo de demanda

mínima.

2. En el periodo de demanda máxima y media; el perfil de voltaje en barras de

23 kV de las subestaciones que se han considerado para la alimentación y

de las pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q, con las dos

alternativas planteadas; no cumplirían con el rango de variación de voltaje

establecido por la regulación No. 004/01 del CONELEC. Particularmente en

las barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del Metro-Q,

presentarían bajos voltajes de 0.92 p.u en el periodo de demanda máxima

y de 0.96 p.u en el periodo de demanda media.

115

Los bajos voltajes en las barras de 23 kV presentados en los periodos de

demanda máxima y media; no garantizarían el funcionamiento normal del sistema

de Metro-Q con ninguna de las dos alternativas planteadas desde la red de 46 kV.

Al no cumplir con los requerimientos mínimos de voltaje en las barras de 23 kV,

éstas no mantendrían el adecuado funcionamiento de este medio de transporte,

ya que se produciría un servicio no adecuado y de baja calidad.

4.2.1.4 Barras de 1.5 kVDC

Los perfiles de voltaje en barras de 1.5 kVDC, que se obtuvieron como resultado

del flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el

sistema Metro-Q, se detallan en los anexos 4.4 y 4.13 y en las figuras 4.14 y 4.15

se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de


Figura 4.14: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Primera alternativa.

116

Figura 4.15: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Segunda alternativa.

Los perfiles de voltaje mostrados en las figuras 4.14 y 4.15, permiten establecer

que en los periodos de demanda máxima, media y mínima, todas las barras de

1.5 kV correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q con las dos

alternativas de alimentación planteadas, presentarían voltajes inferiores a 0.96

p.u. Por lo tanto estos voltajes estarían fuera de lo establecido por la regulación

No. 004/01 del CONELEC.

De lo anterior se puede concluir que el voltaje en las barras de 1.5 kV

pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q, con las dos alternativas de

alimentación analizadas; es demasiado bajo en los tres periodos de demanda, lo

cual ocasionaría que el sistema de transporte Metro-Q no opere en condiciones

adecuadas.

Bajo las condiciones descritas en los numerales 4.2.1.1, 4.2.1.2, 4.2.1.3 y 4.2.1.4;

se puede concluir que la alimentación del sistema Metro-Q desde los

transformadores de 46/23 kV pertenecientes a las subestaciones planteadas en

este estudio; no garantizaría condiciones operativas de voltaje adecuadas tanto

117

para el sistema de transporte Metro-Q como para el sistema de 46 kV de la

Empresa Eléctrica Quito.

4.2.2 CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES

4.2.2.1 Transformadores de 138/46 kV

Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 46 kV, mediante

subestaciones de 46/23 kV, los transformadores de 138/46 kV ubicados en las

subestaciones: Santa Rosa, Selva Alegre, Cotocollao y Vicentina requieren de un

análisis de cargabilidad, debido a que estos transformadores abastecen al

sistema de 46 kV y deben presentar condiciones de operación normal, sin riesgos

de sobrecargas.


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los mencionados transformadores

durante los periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa

de alimentación planteada.

Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.5, 4.14, y en las figuras

4.16, 4.17 se muestran las respectivas representaciones graficas para los

periodos de demanda máxima, media y mínima.

118

Figura 4.16: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Primera alternativa.

Figura 4.17: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Segunda alternativa.

119


1. El ingreso del sistema de transporte Metro-Q alimentado desde los

transformadores de 46/23 kV durante el periodo de demanda máxima

provocaría que la cargabilidad en los transformadores 138/46 kV alcance

los valores que se indican en la tabla 4.6.

Tabla 4.6: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV en demanda máxima.

Vicentina

Alternativa Santa Rosa T1 T2 Cotocollao Selva Alegre

Primera 83% 104% 87% 60% 60%

Segunda 75% 89% 87% 75% 75%

2. Con el ingreso del sistema de transporte Metro-Q durante los periodos de

demanda media y mínima; no se presentaría novedades relevantes en la

cargabilidad de los transformadores de 138/46 kV con ninguna de las dos

alternativas planteadas; ya que estos se mantendría con una cargabilidad

por debajo del 60% y del 18% respectivamente.

A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que ante el ingreso

del sistema Metro-Q alimentado desde los transformadores de 46/23 kV durante

el periodo de demanda máxima; con la primera alternativa el transformador T1

138/46 kV perteneciente a la subestación Vicentina presentaría sobrecarga del

4%. Mientras que con la segunda alternativa, se produciría un aumento del 15%

en la cargabilidad de los transformadores T1 y T2 pertenecientes a la misma

subestación.

4.2.2.2 Transformadores de 46/6.3 kV


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los transformadores de 46/6.3 kV



120




Figura 4.18: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Primera alternativa.

Figura 4.19: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Segunda Alternativa.

121

En condiciones normales de operación del sistema de 46 kV y sin la entrada del

sistema Metro-Q se puede observar que la cargabilidad de los transformadores de

46/6.3 kV:

1. Durante el periodo de demanda máxima; la cargabilidad en algunas

subestaciones supera el 80% dejando un margen de reserva del 20%,

mientras que en las subestaciones restantes se mantendría un margen de

reserva entre el 20% y el 58%.

2. Durante el periodo de demanda media; la cargabilidad de los

transformadores de 46/6.3 kV estaría entre el 24% y el 60%. Mientras que

en el período de demanda mínima; la cargabilidad de los transformadores

de 46/6.3 kV se mantendría por debajo del 30%, dejando un amplio margen

de reserva en ambos periodos.

A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que sin la entrada

del sistema Metro-Q; los transformadores de 46/6.3 kV; no presentarían riesgos

de sobrecarga, además si se considera que se tiene un margen de reserva

adecuado y a disposición una subestación Móvil 46/6.3 kV, 9.4/10.5 MVA, la cual

en caso de llegar a una cargabilidad con riesgo de sobrecarga ayudaría a

solucionar el mencionado problema.

Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red 46 kV mediante los

transformadores de 46/23 kV perteneientes a las subestaciones planteadas en las

dos alternativas, se puede observar:

1.- Durante el periodo de demanda máxima:

o Con la primera alternativa planteada, se presentarían transformadores con

cargabilidad superior al 90%, estos transformadores pertenecen a las

subestaciones: Carolina con el 92% y La Marín con el 91%. Mientras que

con la segunda alternativa de alimentación, las subestaciones: Andalucía

122

presentaría el 91% y Carolina el 92%, en ambos casos dejarían un margen

de reserva inferior al 10%.

2.- Durante el periodo de demanda media:

o Con la primera alternativa de alimentación planteada, los transformadores

de 46/6.3 kV se mantendrían con una cargabilidad máxima del 60%

dejando un margen de reserva del 40%. Mientras que con la segunda

alternativa, los transformadores de 46/6.3 kV se mantendrían por debajo

del 51% de cargabilidad dejando un margen de reserva del 49%.

3.- Durante el período de demanda mínima, con ambas alternativas de

alimentación planteadas, la cargabilidad de los transformadores de 46/6.3 kV se

mantendría en el 30% dejando un margen de reserva del 70%.

A partir de las observaciones 1, 2 y 3, se puede concluir que en el periodo de

demanda máxima, el ingreso del sistema de transporte Metro-Q alimentado desde

transformadores de 46/23 kV por medio de la primera o segunda alternativa

planteada, afectaría al margen de reserva en algunas subestaciones vecinas.

Por lo tanto en el corto plazo estas subestaciones podrían comprometer su

espacio de reserva de potencia, lo cual ocasionaría que estas subestaciones no

puedan recibir transferencias de carga en caso de falla subestaciones vecinas o

atender el crecimiento de demanda propia de la subestación.

4.- Con las dos alternativas de alimentación planteadas, el transformador T1 de

46/23 kV ubicado en la subestación Eplicachima presentaría una cargabilidad

aproximada: del 79% durante el periodo de demanda máxima dejando un margen

de reserva del 21%, del 60% durante el periodo de demanda media dejando un

margen de reserva del 40% y en el periodo de demanda mínima presentaría una

cargabilidad aproximada del 15% dejando un margen de reserva aproximado del

85%.

123

En consecuencia, el transformador T1 de la subestación Eplicachima no

presentaría problemas de cargabilidad con ninguna de las dos alternativas de

alimentación planteadas; debido a que mantendría un adecuado margen de

reserva de potencia que permitiría recibir transferencias de carga en caso de falla

de transformadores de subestaciones vecinas o atender el crecimiento de

demanda propia de la subestación.

Bajo estas condiciones se puede concluir que la entrada en funcionamiento del

sistema de transporte Metro-Q alimentado desde los transformadores de 46/23 kV

pertenecientes a las subestaciones planteadas en la primera o segunda

alternativa; ocasionaría que en el periodo de demanda máxima existan

transformadores con cargabilidad alta lo cual comprometería a tener un adecuado

margen de reserva en el sistema de 46 kV en el corto plazo.

4.2.2.3 Transformadores 23/1.5 kV








124

Figura 4.20: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Primera alternativa.

Figura 4.21: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Segunda alternativa.

A partir de los resultados graficados en las figuras 4.20 y 4.21, se puede observar

que con las dos alternativas de alimentación planteadas y en los periodos de

demanda máxima, media y mínima; todos los transformadores reductores de

23/1.5 kV, 7MVA que alimentarían a las estaciones del sistema Metro-Q,

presentarían una cargabilidad que superaría el 80%, 50%, y 27%

respectivamente.

125

Bajo estas condiciones se puede concluir que la alimentación al sistema Metro-Q

desde los transformadores de 46/23 kV mendiante la primera o segunda

alternativa y durante el periodo de demanda máxima; ocasionaría que la

cargabilidad de los transformadores de 23/1.5 kV correspondientes a las

estaciones del Metro-Q sea elevada debido a los bajos voltajes que se producirían

en las barras de 23 kV y 1.5 kV.

4.2.3 CARGABILIDAD DE LÍNEAS Y ALIMENTADORES

4.2.3.1 Líneas de 46 kV


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de las líneas de 46 kV durante los

periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa de

alimentación planteada.




Figura 4.22: Cargabilidad de líneas de 46 kV Primera alternativa.

126

Figura 4.23: Cargabilidad de líneas de 46 kV Segunda alternativa.


1. Sin la entrada del sistema Metro-Q, las líneas de 46 kV permanecerían con

una cargabilidad inferior al 51% durante los periodos de demanda máxima,

media y mínima.

2. Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado por transformadores de

46/23 kV pertenecientes a las subestaciones planteadas en la primera o

segunda alternativa; la cargabilidad de las líneas de 46 kV aumentarían

considerablemente especialmente durante el periodo de demanda máxima,

tal es el caso de las líneas de 46 kV: Chimbacalle-S/E Sur y Vicentina-

Derivación Floresta, las cuales llegarían a sobrecargarse entre el 1% y el

3%.

127

Particularmente, solo con la primera alternativa de alimentación, a estas

dos líneas se sumaría la línea Vicentina-Derivación Diez Nueva la cual

alcanzaría una sobrecarga del 20%.

3. Con la segunda alternativa y durante el peiodo de demanda máxima, se

presentarían dos líneas que aumentarían considerablemente su

cargabilidad las cuales son: Derivación Andalucía-S/E Andalucía la cual

alcanzaría aproximadamente el 75%, y la línea de doble circuito Santa

Rosa-Eplicachima la cual alcanzaría el 68% de su capacidad.

4. Para los periodos de demanda media y mínima no se presentarían

novedades relevantes en la cargabilidad de las líneas de 46 kV con

ninguna de las dos alternativas planteadas, ya que las mismas

permanecerían con una cargabilidad menor al 60%.

A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que la entrada en

funcionamiento del sistema Metro-Q alimentado desde los transformadores de

46/23 kV mediante la primera o segunda alternativa; incrementaría la cargabilidad

de las líneas de 46 kV, siendo las más importantes las sobrecargas que se

producirían en las líneas Vicentina-Derivación Diez Nueva, Chimbacalle-S/E Sur y

Vicentina-Derivación Floresta.

4.2.3.2 Alimentadores de 23 kV


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los alimentadores de 23 kV durante

los periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa de





128

Figura 4.24: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV Primera alternativa.

Figura 4.25: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa.

A partir de los resultados graficados en las figuras 4.24 y 4.25, se puede observar

que con las dos alternativas de alimentación planteadas y durante los periodos de

demanda máxima, media y mínima; los alimentadores de 23 kV que alimentarían

al sistema Metro-Q presentarían una cargabilidad inferior al 73%, al 47% y al 32%

respectivamente.

129

Por lo tanto se puede concluir que los alimentadores de 23 kV, con las dos

alternativas planteadas, se encuentran dentro del margen de cargabilidad

aceptable para tener un funcionamiento adecuado en condiciones normales de

operación del sistema Metro-Q.

Sin embargo, con las dos alternativas de alimentación planteadas; los

alimentadores de 23 kV Río Coca-Labrador y Miraflores-Universidad Central,

presentarían las más altas cargabilidades. Por lo tanto estarían próximos a llegar

a su límite de operación (80%). En caso de presentarse una contingencia la cual

implique el aumento de cargabilidad, estos alimentadores se llegarían a

sobrecargarse.

4.2.4 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO ELÉCTRICO

Del análisis realizado en base a flujos de potencia y con la inclusión del sistema

Metro-Q alimentado desde el nivel de 46 kV, con dos alternativas diferentes se

puede concluir:

Respecto a voltajes en barras de:

Con la entrada del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 46 kV se

observan voltajes inferiores a 0.94 p.u en las barras de 46 kV y 6.3 kV,

mientras que en las barras de 23 kV y 1.5 kV pertenecientes al sistema

Metro-Q se observan voltajes inferiores a 0.9 p.u. para los periodos de


Por lo tanto los voltajes en barras, no serían los adecuados para la

operación del Metro-Q y estarían fuera de los límites de variación de

voltaje establecido por la regulación No. 004/01 del CONELEC.

En conclusión debido a los bajos voltajes en las barras de 46 kV, 6.3 kV,

23 kV y 1.5 kVDC el sistema Metro-Q; no tendría un voltaje adecuado para

su operación.

130

Respecto a cargabilidad de transformadores, líneas y alimentadores:

La cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV, en el periodo de

demanda máxima sin la inclusión del sistema Metro-Q; se observa

transformadores con una cargabilidad superior al 80%. Con el ingreso del

sistema Metro-Q la cargabilidad de los transformadores de 46/6.3 kV se

incrementaría con las dos alternativas de alimentación planteadas.

En consecuencia no se tendría una reserva adecuada para contingencias

en el corto plazo o atender el crecimiento de demanda propia de la

subestación.

Los transformadores de 23/1.5 kV que servirían a las estaciones del

sistema Metro-Q, en su mayoría presentarían cargabilidades que supera el

80% en periodo de demanda máxima. En los escenarios de demanda

media y mínima presentarían cargabilidades de alrededor del 53% y 28%

respectivamente.

En conclusión la alimentación del sistema de transporte Metro-Q

alimentado a partir de la red de 46 kV por medio de una de las dos

alternativas planteadas; ocasionaría que algunos transformadores de

46/6.3 kV en el corto plazo no dispongan de una reserva adecuada de

potencia.

La alimentación del sistema de transporte Metro-Q desde la red de 46 kV,

por medio de cualquiera de las dos alternativas de alimentación

planteadas; ocasionaría que algunas líneas de 46 kV alcancen, su

capacidad operativa y en algunos casos sobrecargas.

En el caso de los alimentadores de 23 kV que alimentarían al sistema de

transporte Metro-Q, con las dos alternativas planteadas presentarían

cargabilidades las cuales se pueden considerar como aceptables para

condiciones normales de operación. Sin embargo en caso de presentarse

131

una contingencia la cual implique un incremento de cargabilidad; estos

alimentadores no podrían mantener el funcionamiento del mencionado

sistema debido a la sobrecarga que se producirían.

Con el análisis realizado con dos alternativas diferentes de alimentación desde el

sistema de 46 kV, tomando en consideración parámetros eléctricos como: los

voltajes en barras de 46 kV, 6.3 kV, 23 kV y 1.5 kVDC, la corriente de los

conductores de las líneas de 46 kV, de los alimentadores de 23 kV y de los

transformadores de 46/6.3 kV y 23/1.5 kV para los escenarios de demanda

máxima, media y mínima se puede concluir que alimentar al sistema de transporte

Metro-Q desde la red de 46 kV no sería factible debido; a bajos voltajes en las

barras de: 46 kV, 6.3 kV, 23 kV y 1.5 kVDC, la poca reserva en capacidad instalada

en transformadores de 46/6.3 kV y en los transformadores de 23/1.5 kV

pertenecientes al Metro-Q; así como también la sobrecarga que se presentaría en

algunas líneas de 46 kV.


Para seleccionar las subestaciones de alimentación en las tres alternativas que se

describen a continuación, se ha considerado los siguientes criterios:

- La cercanía de las subestaciones existentes y nuevas de 138/23 kV al

recorrido del sistema Metro-Q.

- La disponibilidad de una reserva adecuada en el mediano plazo de los

transformadores 138/23 kV que alimentarían al sistema Metro-Q.

- El estudio de cargabilidad para el año 2016 realizado en el capítulo III.

132

Las alternativas analizadas son:

1.- Primera Alternativa: Alimentación desde las subestaciones Mirador Alto,

Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre propuesta por la Dirección de Planificación de

la Empresa Eléctrica Quito mediante cuatro transformadores de 138/23 kV con

una capacidad de 33 MVA (FOA), tal como se lo puede apreciar en la figura 4.26.

2.- Segunda Alternativa: Alimentación desde las subestaciones Mirador Alto,

Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario, propuesta en el presente proyecto de

titulación, mediante cuatro transformadores de 138/23 kV con una capacidad de

33 MVA (FOA), tal como se lo puede apreciar en la figura 4.27.

3.- Tercera Alternativa: Propuesta por la Dirección de Subtransmisión de la

Empresa Eléctrica Quito, mediante cuatro transformadores de 138/23 kV ubicados

en las subestaciones: Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario,

la misma que en principio estaba planificada en parte realizarla desde el segundo

transformador de 138/23 kV, 20/27/33 MVA de la S/E Eugenio Espejo

transfiriendo su carga al transformador T1 de las mismas características, con el fin

de que el transformador T2 de esta subestación sea de uso exclusivo para la

alimentación del sistema de transporte Metro-Q.

Sin embargo, al realizar la mencionada transferencia de carga, el transformador

T1 queda sobrecargado en un 11% requiriéndose en el inmediato plazo de la

construcción de una nueva subestación de 138/23 kV para descargar la existente,

transfiriendo parte de su carga.

Para el análisis de esta alternativa de alimentación se ha considerado la

implementación de un transformador de 138/23 kV, 33 MVA el cual sería de uso

exclusivo para la alimentación del sistema Metro-Q, tal como se puede apreciar

en la figura 4.28.

133

Figura 4.26: Alimentación desde la red de 138 kV Primera alternativa.

B1_C

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B1_

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134

Figura 4.27: Alimentación desde la red de 138 kV Segunda alternativa.

Par

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Bic

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nario

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Bic

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kV

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S/E

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ten

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135

Figura 4.28: Tercera alternativa de alimentación desde el sistema de 138 kV.


sistema Metro-Q, alimentado desde la red de 138 kV por medio de una de las tres

alternativas propuestas; se obtuvo los resultados que se detallan en los siguientes

numerales.

Par

que

Bic

ente

nario

23k

V

Par

que

Bic

ente

nario

138

kV

B1_C

ALER

A 6.

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136

4.3.1 VOLTAJES


4.3.1.1.1 Caídas de Voltaje

Los voltajes en barras de 138 kV, que se obtuvieron como resultado del flujo de


se detallan en los anexos 4.19, 4.31, 4.43 y en las figuras 4.29, 4.30, 4.31, se

muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de


Figura 4.29: Caída de voltaje en barras de 138 kV Primera alternativa.

Figura 4.30: Caída de Voltaje en barras de 138 kV Segunda alternativa.

137

Figura 4.31: Caída de voltaje en barras de 138 kV Tercera alternativa.

En la tabla 4.7 se presenta la caída de voltaje promedio, en porcentaje, que

produciría el ingreso del sistema Metro-Q en las barras de 138 kV, estos valores

se obtuvieron a partir de los resultados graficados en las figuras 4.29, 4.30, 4.31.

Tabla 4.7: Caída de voltaje producida por el ingreso del sistema Metro-Q.

Demanda

Máxima

Demanda

Media

Demanda

Mínima

Alternativa kV % kV % kV %

Primera 0.98 0.74 0.66 0.51 0.48 0.35

Segunda 0.98 0.74 0.69 0.70 0.96 0.50

Tercera 0.98 0.74 0.23 0.17 0.14 0.10

A partir de la tabla 4.7 se puede deducir:

1. Durante el periodo de demanda máxima la caída de voltaje que produciría

el ingreso del sistema Metro-Q; es igual con las tres alternativas de

alimentación planteadas. Mientras que durante los periodos de demanda

media y mínima, de las tres alternativas de alimentación planteadas, la

138

tercera alternativa produciría menores caídas de voltaje en las barras de

138 kV durante estos dos periodos.

2. La caída de voltaje promedio que se presentaría en las barras de 138 kV,

producidas por el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde

subestaciones de 138/23 kV, serían menores al 1% con cualquiera de las

tres alternativas planteadas.

En conclusión el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV

no produciría inconvenientes en el voltaje de las barras de 138 kV.


En las figuras 4.32, 4.33, 4.34 se muestran los perfiles de voltaje resultantes en

barras de 138 kV, con la inclusión del sistema Metro-Q, de cada alternativa de


Figura 4.32: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Primera alternativa.

139

Figura 4.33: Perfil de voltaje barras de 138 kV en p.u. Segunda alternativa.

Figura 4.34: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Tercera alternativa.

140

De las gráficas 4.32, 4.33 y 4.34 se puede deducir que con las tres alternativas de

alimentación, planteadas para el sistema Metro-Q; el perfil de voltaje en las barras

de 138 kV permanecería dentro del rango de operación tolerable establecido por

la regulación No. 004/01 del CONELEC durante los periodos de demanda

máxima, media y mínima.

En la tabla 4.8 se presentan los voltajes mínimos y máximos en barras de 138 kV,

que se producirían con la inclusión del sistema Metro-Q alimentado desde la red

de 138 kV, los cuales se obtuvieron a partir de los resultados graficados en las

figuras 4.32, 4.33 y 4.34.

Tabla 4.8: Voltajes máximos y mínimos en p.u.

Demanda Máxima Demanda Media Demanda Mínima

V. máx V. mín V. máx V mín V. máx V. mín

Alternativa p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u.

Primera 1.011 1.015 1.020 1.024 1.021 1.025

Segunda 1.011 1.022 1.030 1.019 1.021 1.030

Tercera 1.017 1.029 1.025 1.034 1.015 1.023

A partir de la tabla 4.8 se puede concluir:

1. Al mantener voltajes superiores al 1 p.u y dentro del rango de variación de

voltaje permitido, la alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138

kV, mediante subestaciones con transformadores de 138/23 kV; no

provocaría problemas de bajos voltajes en las barras de 138 kV y por lo

tanto mantendrían su operación en condiciones adecuadas.

2. De las tres alternativas de alimentación planteadas, con la segunda

alternativa se presentaría el mejor perfil de voltaje durante los periodos de

demanda media y mínima. Mientras que con la tercera alternativa se

presentaría el mejor perfil de voltaje solo durante el periodo de demanda

máxima.

141



Los perfiles de voltajes en barras de 23 kV, que se obtuvieron como resultado del

flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema

Metro-Q, se detallan en los anexos 4.20, 4.32, 4.44 y en las figuras 4.35, 4.36,

4.37 se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de


Figura 4.35: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Primera alternativa.

Figura 4.36: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Segunda alternativa.

142

Figura 4.37: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Tercera alternativa.

De los resultados graficados en las figuras 4.35, 4.36 y 4.37, se puede observar

que con las tres alternativas de alimentación planteadas para el sistema Metro-Q;

el perfil de voltaje en las barras de 23 kV, permanecería dentro del rango de

operación tolerable establecido por la regulación No. 004/01 del CONELEC para

los periodos de demanda máxima y media.

En particular, con la tercera alternativa las barras de 23 kV de las subestaciones:

Conocoto y Pomasqui en el periodo de demanda mínima estarían fuera del límite

superior permitido por la regulación No. 004/01 del CONELEC, al igual que las

barras de 23 kV de las subestaciones: Mirador Alto, Vicentina, Chilibulo y Selva

Alegre, con la primera y segunda alternativa.

En la tabla 4.9 se presenta la caída de voltaje promedio en porcentaje, los voltajes

máximos y mínimos que produciría el ingreso del sistema Metro-Q en las barras

de 23 kV, los cuales se obtuvieron a partir de los resultados graficados en las

figuras 4.35, 4.36 y 4.37.

143

Tabla 4.9: Caída de voltaje y voltajes máximos y mínimos en p.u. en barras de 23 kV.

A partir de la tabla 4.9 se puede deducir:

1. La caída de voltaje que produciría el ingreso del sistema Metro-Q en las

barras de 23 kV durante los periodos de demanda máxima, media y

mínima; es menor en la tercera alternativa.

2. Las caídas de voltaje promedio que se produciría en las barras de 23 kV

debido al ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde subestaciones de

138/23 kV; serían menores al 1% con cualquiera de las tres alternativas

planteadas.

3. En las tres alternativas de alimentación analizadas, los voltajes en barras

de 23 kV se mantendrían alrededor de 1.028 p.u. durante el periodo de

demanda máxima, 1.04 p.u. durante el periodo de demanda media y

mínima.

En conclusión, el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV

por medio de cualquiera de las tres alternativas de alimentación planteadas y al

mantener voltajes superiores al 1 p.u. dentro del rango de variación de voltaje

permitido; no produciría inconvenientes en el voltaje de las barras de 23 kV y no

afectaría a los voltajes de las cargas vecinas que se conectan a las barras 23 kV.

En las figuras 4.38, 4.39 y 4.40, se muestran los perfiles de voltajes de barras de

23 kV pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q, para los periodos de

demanda máxima, media y mínima de las tres alternativas de alimentación

planteadas desde la red de 138 kV.

Demanda Máxima Demanda Media Demanda Mínima

Caída de Voltaje V. máx V. mín Caída de

Voltaje V. máx V. mín Caída de Voltaje V. máx V. mín

Alternativa % p.u. p.u. % p.u. p.u. % p.u. p.u.

Primera 0.77 1.027 0.993 0.70 1.040 1.007 0.30 1.039 1.017

Segunda 0.91 1.025 0.995 0.96 1.028 0.996 0.65 1.035 1.000

Tercera 0.74 1.028 1.008 0.10 1.031 1.001 0.20 1.030 1.022

144

Figura 4.38: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Primera alternativa.

Figura 4.39: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda alternativa.

145

Figura 4.40: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera alternativa.

De los perfiles de voltajes graficados en las figuras 4.38, 4.39 y 4.40 se puede

observar:

1. El perfil de voltaje en barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del

sistema Metro-Q, alimentado desde las subestaciones de 138/23 kV

prpouestas en la primera alternativa; presentaría voltajes entre 0.994 p.u. y

1.015 p.u. siendo los voltajes más bajos los correspondientes a las barras

de las estaciones que se encuentran ubicadas en el sector norte del

recorrido del Metro-Q.



propuestas en la segunda alternativa; presentaría voltajes entre 1.005 p.u.

y 1.015 p.u, mejorando considerablemente el voltaje en las barras de 23 kV

de las estaciones del sector norte y sur del recorrido del Metro.



propuestas en la tercera alternativa; presentaría voltajes entre 1.013 p.u y

146

1.029 p.u. mejorando considerablemente el voltaje en las barras de 23 kV

de las estaciones del sector centro y norte. Sin embargo se presentaría una

caída de voltaje en las barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del

sector sur del recorrido del Metro-Q.

4. Los perfiles de voltajes en barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones

del sistema Metro-Q, estarían dentro del rango de variación de voltaje

permitido por el CONELEC en su regulación No. 004/01, con las tres

alternativas de alimentación planteadas desde la red de 138 kV.

En conclusión, en condiciones normales de operación, las barras de 23 kV

correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q; no presentarían

problemas relacionados con bajos o sobre voltajes durante los periodos de

demanda máxima, media o mínima, con ninguna de las tres alternativas de

alimentación planteadas.

Sin embargo el mejor perfil de voltaje que se puede obtener en las barras de 23

kV pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q es con la segunda

alternativa (alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV: Mirado Alto,

Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario).

4.3.1.3 Barras de 1.5 kVDC

Los perfiles de voltajes en barras de 1.5 kVDC, que se obtuvieron como resultado

del flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el

sistema Metro-Q, se detallan en los anexos 4.21, 4.33, 4.45 y en las figuras 4.41,

4.42, 4.43, se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los


147

Figura 4.41: Perfil de voltaje en barras de 1.5kV en p.u del Sistema Metro-Q Primera alternativa.

Figura 4.42: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda alternativa.

148

Figura 4.43: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera alternativa.

Como se puede observar en las figuras 4.41, 4.42 y 4.43, los voltajes de las

barras de 1.5 kVDC pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q con las

tres alternativas de alimentación planteadas; se mantendrían entre 0.99 p.u y

1.022 p.u., dentro del rango de variación permitido por la regulación No.004/01 del

CONELEC.

Por lo tanto, se puede concluir que en condiciones normales de operación del

sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV por medio de cualquiera de

las tres alternativas de alimentación planteadas; las barras de 1.5 kVDC

correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q no presentarían

problemas relacionados con bajos o sobre voltajes durante los periodos de

demanda máxima, media o mínima.

Sin embargo el mejor perfil de voltaje que se puede obtener en las barras de

1.5kVDC pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q es con la segunda

alternativa (alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV: Mirado Alto,

Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario).

149

4.3.2 CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES

4.3.2.1 Transformadores 230/138 kV

Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV mediante

subestaciones de 138/23 kV; se requiere analizar la cargabilidad de los

transformadores de 230/138 kV ubicados en las subestaciones Santa Rosa, El

Inga y Pomasqui debido a que estos transformadores abastecen al sistema de

138 kV de la Empresa Eléctrica Quito y deben presentar condiciones de operación

normal, sin riesgos de sobrecargas.


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los mencionados transformadores

durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada alternativa

de alimentación analizada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos

4.22, 4.33, 4.46 y en las figuras 4.44, 4.45, 4.46 se muestran sus respectivas

representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima, media y

mínima.

Figura 4.44: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Primera alternativa.

150

Figura 4.45: Cargabilidad de transformadores 230/138 kV Segunda alternativa.

Figura 4.46: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Tercera alternativa.

151

En la tabla 4.10 se presenta la cargabilidad máxima que alcanzarían los

transformadores de 230/138 kV con su respectivo margen de reserva, obtenida a

partir de los resultados graficados en las figuras 4.44, 4.45 y 4.46.

Tabla 4.10: Cargabilidad máxima y margen de reserva de transformadores 230/138 kV.

Demanda máxima Demanda media Demanda mínima

Alternativa Cargabilidad Incremento Cargabilidad Incremento Cargabilidad Incremento margen de

reserva

Primera 44% 3.2% 37% 2.33% 33% 0.95% 56%-67%

Segunda 44% 4% 38% 1.03% 30% 0.77% 56%-70%

Tercera 42% 4% 32% 2% 29% 2% 58%-71%

Como se puede observar en la tabla 4.10 el ingreso del Metro-Q alimentado

desde la red de 138 kV, produciría un incremento máximo del 4% en la

cargabilidad de los transformadores de 230/138 kV y mantendrían una margen de

reserva entre el 60% y 71%.

Por lo tanto, se puede concluir que la alimentación del sistema Metro-Q desde la

red de 138 kV mediante subestaciones de 138/23 kV; no incrementaría

significativamente la cargabilidad de los transformadores de 230/138 kV y

mantendría un amplio margen de reserva para garantizar el suministro a la red de

138 kV a largo plazo.

De las tres alternativas de alimentación analizadas se puede concluir que la

alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV: Eugenio Espejo, Chilibulo,

Vicentina y Parque Bicentenario (tercera alternativa), ocasionaría el menor

incremento en la cargabilidad de los transformadores de 230/138 kV. En

consecuencia el margen de reserva que se conservaría en los transformadores de

230/138 kV; sería mayor que el margen de reserva que se conservaría con las

otras dos alternativas planteadas.

152

4.3.2.2 Transformadores 138/23 kV


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV




representaciones gráficas.

Figura 4.47: Cargabilidad Transformadores 138/23 kV Primera alternativa.

153

Figura 4.48: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Segunda alternativa.

Figura 4.49: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Tercera alternativa.

154

De los resultados graficados en las figuras 4.47, 4.48 y 4.49 se puede deducir:

1. Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV,

con una de las tres alternativas planteadas; la cargabilidad de los

transformadores de 138/23 kV, se mantendrían por debajo del 80% durante

el periodo de demanda máxima, por debajo del 50% durante el periodo de

demanda media y por debajo del 27% durante el periodo de demanda

mínima.

Con estas condiciones, los transformadores de 138/23 kV mantendrían un

margen de reserva del 20%, 50% y 73% para los periodos de demanda

máxima, media y mínima respectivamente.

En consecuencia los transformadores de 138/23 kV podrían atender

transferencias de carga y crecimiento de demanda para un largo plazo sin

presentar problemas ocasionados por sobrecargas.

2. En las tablas 4.11, 4.12 y 4.13 se encuentra detallado la potencia que

requeriría el sistema Metro-Q de cada transformador de alimentación

(138/23 kV), en cada alternativa de alimentación analizada.

Tabla 4.11: Potencia requerida de los transformadores de alimentación Primera alternativa.


Transformador

138/23 kV

Potencia

[MVA] Cargabilidad [MVA] [MVA]

Chilibulo 18.02 54% 10.79 5.52

Vicentina 23.69 50% 15.35 9.33

Mirador Alto 23.45 70% 15.45 9.72

Selva Alegre 16.68 71% 9.52 4.34

155

Tabla 4.12: Potencia requerida de transformadores de alimentación Segunda alternativa.

Transformador 138/23

kV


Potencia


Mirador Alto 22.09 66% 7.94 8.38

Chilibulo 16.72 66% 10.12 4.86

Vicentina 23.69 71% 9.92 8.49

Parque Bicentenario 21.62 65% 12.19 5.37

Tabla 4.13: Potencia requerida de transformadores de alimentación Tercera alternativa.

Transformador 138/23

kV


Potencia


Eugenio Espejo 17.10 58% 12.55 7.34

Chilibulo 16.87 52% 10.94 6.10

Vicentina 21.71 66% 14.64 8.95

Parque Bicentenario 21.32 68% 13.00 5.28

A partir de las tablas 4.11, 4.12 y 4.13 se puede concluir que los

transformadores de 138/23 kV que darían un mayor aporte de potencia

durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, son los

transformadores de las subestaciones Vicentina y Mirador Alto, en la primera

y segunda alternativa. Mientras que con la tercera alternativa los

transformadores de 138/23 kV que darían un mayor aporte de potencia

durante los tres periodos de demanda serían los transformadores de las

subestaciones Vicentina y Parque Bicentenario.

Por otra parte con la tercera alternativa de alimentación, se puede observar

que los transformadores de 138/23 kV durante el periodo de demanda

máxima resultan los menos cargados en comparción con los transformadores

considerados en la primera y segunda alternativa.

De las observaciones anteriores, se puede concluir que los transformadores que

alimentarían al sistema Metro-Q, en las tres alternativas de alimentación

analizadas; se mantendrían en condiciones aceptables de operación y sin

presentar riesgos de sobrecarga durante los tres periodos de demanda.

156

4.3.2.3 Transformadores 23/1.5 kV







Figura 4.50: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Primera alternativa.

157

Figura 4.51: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Segunda alternativa.

Figura 4.52: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Tercera alternativa.

158

De los resultados graficados en las figuras 4.50, 4.51 y 4.52 se puede observar

que la cargabilidad de los transformadores reductores de 23/1.5 kV, 7 MVA,

correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q, en la primera y segunda

alternativa planteada; mantendrían su cargabilidad por debajo del 80% en el

periodo de demanda máxima, del 50% en el periodo de demanda media y del

30% en el periodo de demanda mínima. Mientras que en la tercera alternativa la

cargabilidad de estos transformadores, se mantendría por debajo del 75% en el

periodo de demanda máxima, del 48% en el periodo de demanda media y del

26% en el periodo de demanda mínima.

Con estas condiciones se preservaría un margen de reserva superior al 20%, por

lo tanto estos transformadores estarían en la capacidad de atender un futuro

crecimiento de demanda por motivo de ampliaciones que se puedan realizar en

las estaciones del sistema Metro-Q.

En conclusión, con el funcionamiento del sistema Metro-Q los transformadores

reductores de 23/1.5 kV no presentarían problemas de sobrecarga y podrían

soportar el crecimiento de la demanda del mismo sistema por motivo de futuras

ampliaciones.

4.3.3 CARGABILIDAD DE LÍNEAS Y ALIMENTADORES

4.3.3.1 Líneas de 138 kV


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de las líneas de 138 kV durante los

periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada alternativa de

alimentación analizada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.25,

4.37, 4.49 y en las figuras 4.53, 4.54, 4.55 se muestran sus respectivas


159

Figura 4.53: Cargabilidad de líneas de 138 kV Primera alternativa.

Figura 4.54: Cargabilidad de líneas de 138 kV Segunda alternativa.

160

Figura 4.55: Cargabilidad de líneas de transmisión de 138 kV Tercera alternativa.


1. Con el sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV por medio de

una de las tres alternativas planteadas; la cargabilidad promedio de las

líneas de 138 kV se mantendrían, con los valores que se detallan en la

tabla 4.14.

Tabla 4.14: Cargabilidad máxima de líneas de 138 kV y margen de reserva.

Cargabilidad

Alternativa Demanda

Máxima

Demanda

Media

Demanda

Mínima

Margen de

reserva

Primera 24% 23% 22% 76%-78%

Segunda 23% 19% 17% 77%-83%

Tercera 20% 17% 16% 80%-84%

161

2. Con cada alternativa de alimentación planteada, la variación de

cargabilidad en las líneas de 138 kV, que se produciría por el ingreso del

sistema Metro-Q, se encuentra alrededor del 3% tanto para el periodo de

demanda máxima como para el periodo de demanda media y mínima.

3. Con la tercera alternativa de alimentación planteada, la línea de 138 kV con

más alta cargabilidad que se presentaría, sería la línea de 138 kV Santa

Rosa-Eugenio Espejo con: el 54% durante el periodo de demanda máxima,

el 36% durante el perido de demanda media y del 23.3% durante el periodo

de demanda mínima.

4. Las líneas de 138 kV que conectarían a la subestación Parque

Bicentenario con la red de 138 kV, en la segunda y tercera alternativa,

presentarían una cargabilidad por debajo del 12% durante los periodos de

demanda máxima, media y mínima, manteniendo un margen de reserva del

88%.

Bajo estas condiciones de cargabilidad, las líneas de 138 kV que se conectarían a

la subestación Parque Bicentenario pueden mantener la alimentación a esta

subestación a largo plazo.

La alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138 kV, mendiante la

primera o segunda alternativa de alimentación; produciría variaciones de

cargabilidad en las líneas de 138 kV del 3%, incremento que no representaría

ningún riesgo al margen de reserva existente en las líneas de 138 kV.

Por lo tanto, se puede concluir que la alimentación del sistema Metro-Q mediante

la primera o segunda alternativa de alimentación planteada; no ocasionaría

problemas de sobrecarga en las líneas de 138 kV.

Con la inclusión de la subestación Eugenio Espejo como parte de la alimentación

del sistema Metro-Q (Tercera alternativa); la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio

Espejo alcanzaría el 54% de cargabilidad durante el periodo de demanda máxima

y si se toma en cuenta el crecimiento de demanda que tendrá que abastecer esta

162

subestación en los años próximos a la entrada de funcionamiento del sistema

Metro-Q; la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo podría comprometer su

reserva de potencia en el corto plazo.

4.3.3.2 Alimentadores de 23 kV


sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los alimentadores subterráneos de

23 kV durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada

alternativa de alimentación planteada. Los resultados obtenidos se detallan en los

anexos 4.26, 4.38, 4.50 y en las figuras 4.56, 4.57, 4.58 se muestran sus


media y mínima.

Figura 4.56: Cargabilidad de los alimentadores de 23 kV Primera alternativa.

163

Figura 4.57: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa.

Figura 4.58: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Tercera Alternativa.

164


Con la Primera alternativa:

1. Durante el periodo de demanda máxima; los alimentadores de 23 kV con

mayor cargabilidad son: Mirador Alto-Quitumbe y Vicentina-Universidad

Central, ya que presentarían una cargabilidad cercana al 70%, mientras

que en el periodo de demanda media alcanzarían una cargabilidad del 44%

y en el periodo de demanda mínima alcanzarían una cargabilidad del 27%.

2. Durante el periodo de demanda máxima; los alimentadores de 23 kV

Chilibulo-Magdalena y Selva Alegre-El Labrador presentarían una

cargabilidad menor al 52%, mientras que en el periodo de demanda media

alcanzarían una cargabilidad del 31% y en el periodo de demanda mínima

alcanzarían una cargabilidad del 17%.

Con la Segunda alternativa:

3. Durante el periodo de demanda máxima, los alimentadores de 23 kV con

mayor cargabilidad son: Mirador Alto-Quitumbe, Vicentina-Universidad

Central y Parque Bicentenario-El Labrador ya que presentarían

cargabilidad aproximada del 63%, 60% y 62% respectivamente. Mientras

que el alimentador Chilibulo-Magdalena presentaría una cargabilidad del

48%.

4. Durante el periodo de demanda media el alimentador Parque Bicentenario-

El Labrador presentaría la cargabilidad más alta de los cuatro

alimentadores de 23 kV con el 52%.

165

Con la Tercera alternativa:

5. Durante el periodo de demanda máxima, los alimentadores de 23 kV con

mayor cargabilidad son: Eugenio Espejo-Quitumbe y Chilibulo-Magdalena

ya que presentarían una cargabilidad aproximada del 48% y 58%

respectivamente, mientras que los alimentadores de 23 kV Vicentina-

Universidad Central y Parque Bicentenario-El Labrador presentarían una

cargabilidad aproximada del 62% y 64% respectivamente.

6. Durante el periodo de demanda media, el alimentador Vicentina-

Universidad Central se presentaría una cargabilidad del 42%. Mientras que

los otros alimentadores presentarían cargabilidades entre el 30% y 37%.

Bajo estas condiciones los alimentadores de 23 kV se mantendrían por debajo del

límite de operación (80%), por lo tanto se puede concluir que el funcionamiento

del sistema Metro-Q no provocaría sobrecargas en sus alimentadores expresos

de 23 kV durante los periodos de demanda máxima, media o mínima.

Sin embargo en caso de presentarse una contingencia durante el periodo de

demanda máxima que provoque el incremento de la cargabilidad de los

alimentadores antes mencionados, se presentaría sobrecargas, ya que superaría

el límite operativo del conductor de Cobre 500 MCM.

4.3.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS

Para realizar el análisis de contingencias se ha considerado el criterio N-1, el cual

corresponde a la salida de servicio de un elemento.

Entre las contingencias analizadas se encuentran las siguientes:

Salida de un transformador de 138/23 kV, del sistema Metro-Q.

Salida de una línea de 138 kV.

Salida de un circuito de 23 kV, de alimentación al sistema Metro-Q.

166

4.3.4.1 Salida de un Transformador de 138/23 kV del sistema Metro-Q

Ante la salida de servicio de un transformador 138/23 kV se presentan cuatro

posibles contingencias consideradas como críticas para el funcionamiento del

sistema Metro-Q, las cuales son:

Contingencia 1: En la primera y segunda alternativa, salida del

transformador de la subestación Mirador Alto y en la tercera alternativa

salida del transformador de la subestación Eugenio Espejo.

Contingencia 2: En las tres alternativas, salida del transformador de la

subestación Chilibulo.

Contingencia 3: En las tres alternativas, salida del transformador de la

subestación Vicentina.

Contingencia 4: En la primera alternativa, salida del transformador de la

subestación Selva Alegre. En la segunda y tercera alternativa, salida del

transformador de la subestación Parque Bicentenario

.

Cada una de las contingencias mencionadas se las ha simulado para los periodos

de demanda máxima, media y mínima.

4.3.4.1.1 Perfil de voltaje en barras de 23 kV

Con cada alternativa de alimentación planteada, se obtuvo los voltajes en barras

de 23 kV de las subestaciones de alimentación y de las pertenecientes a las

estaciones del sistema Metro-Q, ante la salida de servicio de un transformador de

138/23 kV.

Estos resultados se detallan en los anexos 4.27, 4.39, 4.51 y en las figuras 4.59,

4.60 y 4.61 se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los


167

Figura 4.59: Perfiles de voltajes en barras de 23kV ante la salida de un transformador de 138/23 kV Primera alternativa.

Figura 4.60: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un transformador de 138/23 kV Segunda

alternativa.

168

Figura 4.61: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un transformador de 138/23 kV Tercera alternativa.

De los perfiles de voltaje graficados en las figuras 4.59, 4.60 y 4.61 se puede

deducir:

1. Ante cualquiera de las cuatro posibles contingencias y durante los periodos

de demanda máxima, media y mínima; los voltajes en las barras de 23 kV

pertenecientes a las subestaciones de alimentación (138/23 kV) se

mantendrían en niveles entre 0.99 p.u y 1.03 p.u. en las tres alternativas

planteadas.

2. Con la primera y segunda alternativa, en las barras de 23 kV

correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q durante el periodo

de demanda máxima; se presentarían voltajes entre 0.95 p.u y 0.99 p.u.

169

Con la Primera alternativa de alimentación:

3. Los voltajes más bajos que se presentarían en demanda máxima ante la

salida del transformador de 138/23 kV de la subestación Mirador Alto

(contingencia 1) 0.95 p.u o el transformador de 138/23 kV de la

subestación Vicentina (contingencia 3) 0.96 p.u.

4. Si el transformador de la subestación Mirador Alto sale de servicio durante

el periodo de demanda máxima; los voltajes en las barras de 23 kV de las

estaciones correspondientes al sector sur del recorrido del Metro-Q,

sufrirían caídas de voltaje significativas.

De igual manera ocurre con las barras de 23 kV de las estaciones

correspondientes al sector Centro y Norte del recorrido, con la salida del

transformador de la subestación Vicentina.

5. En el periodo de demanda media y mínima; las barras de 23 kV de las

subestaciones de alimentación como en las barras de las estaciones del

Metro; no presentarían novedades relevantes, con respecto a perfiles de

voltajes ya que los mismos se encuentran en niveles entre 0.99 p.u y 1.037

p.u.

Con la Segunda alternativa de alimentación:

6. Si el transformador de la subestación Mirador Alto sale de servicio durante

el periodo de demanda máxima, los voltajes en las barras de 23 kV de las

estaciones Quitumbe y Moran Valverde, presentarían voltajes de 0.96 p.u.


correspondientes al tramo Carolina-El Labrador, con la salida del

transformador de la subestación Parque Bicentenario.

170

7. Durante el periodo de demanda media, se presentarían voltajes entre 0.96

p.u. y 0.97 p.u, los cuales se producen por la salida de los transformadores

de 138/23 kV de las subestaciones Parque Bicentenario (contingencia 4) y

Chilibulo (contingencia 2) respectivamente.

Con la Tercera alternativa de alimentación:

8. Si el transformador de la subestación Eugenio Espejo sale de servicio

durante el periodo de demanda máxima; los voltajes en las barras de 23 kV

de las estaciones Quitumbe, Moran Valverde y Solanda, presentarían

voltajes de 0.96 p.u.


correspondientes al tramo Carolina-El Labrador, con la salida del

transformador de la subestación Parque Bicentenario.

Si la salida de servicio de uno de los cuatro transformadores de 138/23 kV se

llegara a presentar en el periodo de demanda media o mínima; los voltajes en

barras de 23 kV de las estaciones del sistema Metro-Q no se verían afectadas

significativamente, ya que en estos periodos los voltajes se mantendrían con

niveles superiores al 0.99 p.u. en las tres alternativas de alimentación analizadas.

A partir de las observaciones encontradas en los perfiles de voltaje, durante los

periodos de demanda máxima, media y mínima, en las tres alternativas de

alimentación planteadas, se puede concluir que los voltajes en las barras de 23

kV pertenecientes a las subestaciones de alimentación y de las pertenecientes a

las estaciones del Metro-Q; permanecerían dentro del rango de variación

permitido por la regulación No. 004/01 del CONELEC ante cualquiera de los

cuatro posibles eventos de contingencia, por lo tanto el funcionamiento del Metro-

Q no se vería afectado debido a bajos o sobre voltajes.

171

4.3.4.1.2 Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV

En cada alternativa de alimentación planteada, se obtuvo la cargabilidad de

transformadores de 138/23 kV y líneas de 138 kV, ante la salida de servicio de un

transformador de 138/23 kV.


4.63, 4.64, se muestra su respectiva representación gráfica para los periodos de



alternativa.

172

Figura 4.63: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Segunda

alternativa.


alternativa.

173


1. Con la primera y segunda alternativa de alimentación, ante la salida de uno

de los cuatro transformadores de 138/23 kV, las líneas de 138 kV que

conectan a las subestaciones de alimentación con la red de 138 kV; no

presentarían novedades relevantes en su cargabilidad en ninguno de los

tres periodos de demanda, ya que las mismas se mantendrían por debajo

del 36%. En consecuencia ante la mencionada contingencia las líneas de

138 kV no sufrirían una alteración significativa en su cargabilidad.

2. En el periodo de demanda media y mínima la cargabilidad de los

transformadores de 138/23 kV que quedan en servicio, permanecerían

entre los valores que se detallan en la tabla 4.15.

Tabla 4.15: Cargabilidad en demanda media y mínima de transformadores de 138/23 kV

ante la pérdida de uno de ellos.

Cargabilidad

Alternativa Demanda

Media

Demanda

Mínima

Primera 40%-62% 19%-38%

Segunda 53%-66% 26%-34%

Tercera 60%-80% 20%-40%

Durante el periodo de demanda máxima:

3. Con la Primera alternativa de alimentación:

o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la

subestación Mirador Alto, produciría el incremento en la cargabilidad

del transformador de la subestación Chilibulo en un 34% alcanzando

el 88% de su capacidad.

174


subestación Vicentina, produciría el incremento en la cargabilidad

del transformador de la subestación Selva Alegre en un 30%

alcanzando el 80% de su capacidad.


subestación Selva Alegre, produciría el incremento en la

cargabilidad del transformador de la subestación Vicentina en un

25% alcanzando el 96% de su capacidad.

4. Con la Segunda alternativa de alimentación:


subestación Mirador Alto, produciría el incremento en la cargabilidad

de los transformadores de las subestaciones Chilibulo, Vicentina y

Parque Bicentenario en un promedio del 24%, alcanzando el 82%,

85% y 83% de su capacidad respectivamente.


subestación Vicentina, produciría el incremento en la cargabilidad

del transformador de la subestación Parque Bicentenario en un 29%

alcanzando el 94% de su capacidad.


subestación Parque Bicentenario produciría el incremento en la

cargabilidad del transformador de la subestación Vicentina en un

32% alcanzando el 96% de su capacidad.

5. Con la Tercera alternativa de alimentación:


subestación Parque Bicentenario produciría que la cargabilidad del

175

transformador de la subestación Vicentina alcance el 98% y

viceversa.


subestación Eugenio Espejo o Chilibulo produciría que la

cargabilidad de los transformadores que quedan en servicio

permanezcan entre el 80% y 85%.

o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV perteneciente a

la subestación Vicentina o Parque Bicentenario; provocaría que la

línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo incremente su

cargabilidad en un 4% alcanzando una cargabilidad máxima del

60%. Durante el periodo de demanda media o mínima ante las

mismas contingencias la cargabilidad de esta línea se mantendría

entre el 20% y 40%, y entre el 10% y 20% respectivamente.

En consecuencia la única línea de 138 kV que se vería afectada, con

la salida del transformador de la subestación Vicentina o Parque

Bicentenario, es la línea Santa Rosa-Eugenio Espejo, debido al

incremento en la cargabilidad que sufre esta línea con la salida de

cualquiera de estos dos transformadores.

De las observaciones anteriores se puede concluir que ante la salida de servicio

de un transformador de alimentación (138/23 kV), durante el periodo de demanda

máxima; la cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV que quedan en

servicio sufrirían incrementos significativos en su respectiva cargabilidad, pero sin

llegar a sobrecargarse.

En la tabla 4.16 se indica el porcentaje de sobrecarga de larga duración de un

transformador para una temperatura ambiente de 20°C.

176

Tabla 4.16: Capacidad de sobrecarga de larga duración de un transformador. [15]

Tiempo de sobrecarga Carga previa

HORAS 25% 50% 80%

1 89% 80% 62%

2 59% 53% 41%

4 34% 31% 24%

6 23% 21% 16%

8 16% 15% 12%

12 10% 9% 7%

Sin embargo, en servicio cíclico normal de un transformador, una sobrecarga

temporal o de corta duración no debe superar el 50% de la potencia normal. [15]

En base a lo expuesto en la tabla 4.16, se puede deducir que los tres

transformadores de alimentación de 138/23 kV que quedarían en servicio podrían

soportar la salida del cuarto transformador de alimentación de 138/23 kV durante

el periodo de demanda máxima, de esta manera el suministro de potencia al

sistema Metro-Q no se vería afectado, en ninguna de las tres alternativas de

alimentación planteadas.

Si la contingencia se llegara a presentar en el periodo de demanda media o

mínima los transformadores de 138/23 kV que quedan en servicio no presentarían

riesgos de sobrecarga.

De acuerdo con los resultados obtenidos, la contingencia más crítica que podría

ocurrir durante el periodo de demanda máxima, con la primera alternativa, es la

salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la subestación Mirador Alto,

Vicentina o Selva Alegre. Con la segunda y tercera alternativa, es la salida del

transformador de 138/23 kV de la subestación Vicentina o Parque Bicentenario.

Particularmente en la tercera alternativa esta contingencia es crítica también para

el periodo de demanda media.

[15] Corporación Electro Andina CEA. “Instrucciones para el transporte, puesta en

servicio, recepción en obra, instalación y mantenimiento de transformadores de

distribución trifásicos sumergidos en aceite”. Pág. 3.

177

La salida de los transformadores antes mencionados se los ha considerado como

las más críticas de debido al incremento de cargabilidad que produciría en el

transformador continuo que quedaría en servicio. Con la tercera alternativa esta

contingencia también produciría un incremento en la cargabilidad en la línea de

138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo, en consecuencia el sistema Metro-Q se

podría ver afectado ante la salida de del transformador de 138/23 kV de la

subestación Parque Bicentenario o Vicentina.

4.3.4.1.3 Cargabilidad de Alimentadores del sistema Metro-Q y de sus Circuitos de 23 kV

Con cada alternativa de alimentación planteada, se obtuvo la cargabilidad de los

alimentadores y circuitos de 23 kV, ante la salida de servicio de un transformador

de 138/23 kV.


4.66, 4.67 se muestra su respectiva representación gráfica para los periodos de


Figura 4.65: Cargabilidad de Alimentadores y Circuitos de 23 kV Primera alternativa.

178

Figura 4.66: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Segunda alternativa.

Figura 4.67: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Tercera alternativa.

179


1.- Los alimentadores de 23 kV que no alcanzarían su límite operativo (80%), ante

la salida del transformador de 138/23 kV, en ninguno de los tres periodos de

demanda son:

Con la primera alternativa analizada, el alimentador Selva Alegre-El

Labrador. La máxima cargabilidad que alcanzaría este alimentador es del

78% ante la salida del transformador de 138/23 kV de la subestación

Vicentina.

Con la segunda alternativa analizada, el alimentador de 23 kV Chilibulo-

Magdalena. La máxima cargabilidad que alcanzaría este alimentador es del

77% ante la salida del transformador de 138/23 kV de la subestación

Mirador Alto.

Con la tercera alternativa analizada, los alimentadores Eugenio Espejo-

Quitumbe y Chilibulo-Magdalena. La máxima cargabilidad que alcanzaría

estos alimentadores es del 79% ante la salida del transformador de 138/23

kV de la subestación Eugenio Espejo o Chilibulo.

2.- Los alimentadores y circuitos de 23 kV que alcanzarían sobrecargas ante la

salida de servicio de un transformador de 138/23 kV, se encuentran detallados en

la tabla 4.17.

180

Tabla 4.17: Alimentadores y circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de un transformador

de 138/23 kV.

Primera

Alternativa

Segunda

Alternativa Tercera Alternativa

Demanda máxima

Demanda

máxima

Demanda

media

Sobrecarga

Alimentador

de 23 kV

Mirador Alto-Quitumbe 8% 2% 0% 0%

Chilibulo-Magdalena 8% 0% 0% 0%

Vicentina-Universidad Central 11% 11% 16% 4%

Parque Bicentenario-El Labrador 0% 10% 16% 4%

Circuitos de

23 kV

El Recreo-Magdalena 20% 20% 19% 12%

Quitumbe-Morán Valverde 10% 13% 0% 0%

Universidad Central-La Pradera 13% 14% 13% 7%

Universidad Central-El Ejido 0% 4% 0% 0%

Jipijapa-El Labrador 0% 16% 12% 4%

Las sobrecargas que se presentaría en los alimentadores y circuitos de 23 kV

detallados en la tabla 4.17, serían provocados:

Con la primera alternativa, por la salida del transformador de 138/23 kV de

la subestación Vicentina.

Con la segunda alternativa y tercera alternativa, por la salida del

transformador de 138/23 kV de la subestación Vicentina o Parque

Bicentenario.

En particular con la segunda alternativa, la salida del transformador de

138/23 kV perteneciente a la subestación Vicentina provocaría la

sobrecarga en los circuitos de 23 kV Universidad Central-El Ejido y

Jipijapa-El Labrador. Con la tercera alternativa, la salida de uno de estos

dos transformadores provocaría que la sobrecarga en los alimentadores y

circuitos de 23 kV mencionados en la tabla 4.17, se presenten también

durante el periodo de demanda media. Mientras que la salida del

transformador de 138/23 kV perteneciente a la subestación Eugenio Espejo

sobrecargaría el circuito de 23 kV Recreo-Magdalena.

181

3.- Tanto los alimentadores como el resto de circuitos de 23 kV, durante el periodo

de demanda media y mínima; no presentaría novedades relevantes ya que la

cargabilidad de ambos elementos se mantendría entre los valores que se detallan

en la tabla 4.18.

Tabla 4.18: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV ante la salida de un transformador

de 138/23 kV para los periodos de demanda media y mínima.

Cargabilidad

Alternativa D. media D. Mínima

Primera 38%-60% 19%-35%

Segunda 40%-65% 20%-30%

Tercera 38%-60% 19%-35%

Los conductores subterráneos pueden admitir sobrecargas de hasta un 25%

sobre la carga normal, durante una hora como máximo, siempre que transcurra un

intervalo mínimo de 6 horas desde cada sobrecarga a la sucesiva. [16]

De la experiencia de profesionales que están a cargo de la operación de las

subestaciones pertenecientes a la Empresa Eléctrica Quito y por establecer un

margen de seguridad en los alimentadores de 23 kV que alimentarían al sistema

Metro-Q, en condiciones de contingencia, para el presente estudio se tomará el

10% como margen de sobrecarga admisible para los alimentadores y circuitos de

23 kV. Con la finalidad de analizar el cambio de calibre de conductor para los

alimentadores exclusivos de 23 kV en el caso de ser necesario.

De los resultados obtenidos y de confirmarse con el funcionamiento del sistema

Metro-Q que la demanda máxima en cada estación alcance los 5 MVA se

recomendaría: con la primera alternativa, el aumento de calibre del conductor de

los circuitos de 23 kV Recreo-Magdalena y Universidad Central-La Pradera.

Mientras que con la segunda y tercera alternativa, el aumento de calibre del

conductor del alimentador de 23 kV Vicentina-Universidad Central y los

conductores de los circuitos de 23 kV El Recreo-Magdalena, Universidad Central-

[16]

José Ramirez Vazquez, “Manual Autodidáctico de líneas subterráneas”. Págs. 65-85.

182

La Pradera y Jipijapa-El Labrador, adicionalmente con la segunda alternativa, se

incluye el aumento de calibre del conductor alimentador de 23 kV Parque

Bicentenario-El Labrador y en el circuito de 23 kV Quitumbe-Morán Valverde.

Con los cambios de conductor recomendados, el sistema Metro-Q mantendría su

funcionamiento normal ante la pérdida de un transformador de 138/23 kV durante

el periodo de demanda máxima.

Este análisis se lo realiza en el subcapítulo correspondiente al dimensionamiento

de transformadores y alimentadores.

4.3.4.2 Salida de una Línea de 138 kV

Ante la salida de servicio de una línea de 138 kV se presentan cinco posibles

contingencias consideradas como críticas para el funcionamiento del sistema

Metro-Q, las cuales son:

Contingencia 1: Para las tres alternativas de alimentación planteadas,

salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.

Contingencia 2: Para las tres alternativas de alimentación planteadas,

salida de la línea de 138 kV Chilibulo-Selva Alegre.

Contingencia 3:

o Salida de la línea de 138 kV Mirador Alto-Vicentina, para la primera

y segunda alternativa de alimentación planteada.

o Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Vicentina, en la tercera

alternativa de alimentación planteada.

Contingencia 4:

o Salida de la línea de 138 kV Mirador Alto-Santa Rosa, para la

primera y segunda alternativa de alimentación planteada.

183

o Salida de la línea de 138 kV Pomasqui-Parque Bicentenario en la

tercera alternativa de alimentación planteada.

Contingencia 5:

o Salida de la línea de 138 kV Selva Alegre-Pomasqui, para la primera

alternativa de alimentación planteada

o Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario, para la

segunda y tercera alternativa de alimentación planteada.

Cada una de las contingencias mencionadas se las ha simulado para los periodos

de demanda máxima, media y mínima.

4.3.4.2.1 Perfil de Voltaje en barras de 138 kV

A partir de las simulaciones realizadas ante la salida de una línea de 138 kV, se

obtuvo el perfil de voltaje en barras de 138 kV pertenecientes a las subestaciones

de alimentación del sistema Metro-Q durante los periodos de demanda máxima,

media y mínima, en cada alternativa de alimentación planteada.

Los resultados obtenidos se grafican en las figuras 4.68, 4.69 y 4.70 para los


Figura 4.68: Perfiles de voltajes barras de 138 kV Primera alternatriva.

184

Figura 4.69: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Segunda alternativa.

Figura 4.70: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Tercera alternativa.

185

Ante la salida de cualquiera de las líneas de 138 kV que conectan a las

subestaciones de 138/23 kV con la red de 138 kV se puede observar que los

voltajes en las barras de 138 kV de las subestaciones de alimentación

permanecerían en niveles entre 1 p.u y 1.02 p.u durante los periodos de demanda

máxima, media y mínima, con cualquiera de las tres alternativas de alimentación

analizadas.

En consecuencia el funcionamiento del sistema Metro-Q no se verá afectado por

bajos o sobre voltajes provocados por la salida de una de las líneas de 138 kV ya

que al mantener voltajes adecuados en las barras de 138 kV durante la

contingencia, los voltajes en las barras de 23 kV del sistema Metro-Q no se verían

afectados significativamente, lo cual sucede porque el sistema de 138 kV de la

Empresa Eléctrica Quito opera en anillo.

4.3.4.2.2 Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV

A partir de las simulaciones realizadas ante la salida de una línea de 138 kV, se

obtuvo la cargabilidad de transformadores de 138/23 kV y líneas de 138 kV,

durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, con cada alternativa

de alimentación planteada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos


representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima, media y

mínima.

186


alternativa.

Figura 4.72: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Segunda

alternativa.

187


alternativa.

188

De los resultados graficados en las figuras 4.71, 4.72, 4.73 se puede deducir:

La salida de servicio de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo durante el

periodo de demanda máxima:

1. Con la primera alternativa de alimentación, se produciría el

incremento del 12% en la cargabilidad de los transformadores de

138/23 kV de las subestaciones Mirador Alto y Vicentina, alcanzado

el 82% en ambos transformadores. Mientras que con la tercera

alternativa de alimentación se produciría el incremento en la

cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV de las

subestaciones Vicentina y Parque Bicentenario en 19% y en 12%

respectivamente; alcanzando el 84% y 81% de su respectiva

capacidad.

2. Con la primera y segunda alternativa de alimentación planteada se

produciría, el incremento del 20% y 10% en la cargabilidad de las

líneas de 138 kV Santa Rosa-Selva Alegre y Santa Rosa-Mirador

Alto respectivamente.

3. Con la tercera alternativa de alimentación se produciría el

incremento en la cargabilidad de las líneas de 138 kV Santa Rosa-

Selva Alegre y Santa Rosa-Vicentina del 21% y del 4%

respectivamente.

Dado que el margen considerado para sobrecargas de transformadores de 138/23

kV es del 20% y el límite operativo de los conductores de las líneas de 138 kV es

el 80%, los incrementos de cargabilidad producidos, se los puede considerar

como significativos en los elementos antes mencionados, sin embargo estos

pueden soportar el incremento durante la contingencia sin presentar riesgos de

sobrecarga.

189

Por lo tanto la presencia de este evento en particular no comprometería el

funcionamiento del sistema de 138 kV o del sistema Metro-Q, con ninguna de las

tres alternativas de alimentación planteada.

Analizadas las otras cuatro contingencias restantes se puede deducir que las

líneas de 138 kV así como los transformadores de 138/23 kV se mantendrían con

cargabilidades como se muestra en la tabla 4.19

Tabla 4.19: Cargabilidad de líneas de 138 kV y transformadores de 138/23 kV ante salida de una

línea de 138 kV.

Cargabilidad de líneas de 138 kV

Cargabilidad de transformadores de

138/23 kV

Alternativa Demanda

máxima

Demanda

media

Demanda

mínima

Demanda

máxima

Demanda

media

Demanda

mínima

Primera 53% 35% 32% 60%-75% 40%-50% 25%

Segunda 49% 36% 25% 60%-65% 43%-57% 30%

Tercera 56% 39% 26% 60%-65% 50%-60% 30%

En general se puede concluir que la salida de servicio de cualquiera de las líneas

de 138 kV consideradas para el análisis, no afectaría al funcionamiento normal del

sistema Metro-Q o del sistema de 138 kV en ninguno de los tres periodos de

demanda.

4.3.4.3 Salida de un Circuito Alimentador de 23 kV

Ante la salida de servicio de un circuito alimentador de 23 kV se presentan cuatro

posibles contingencias que afectarían al funcionamiento del sistema Metro-Q, las

cuales son:

Salida de un circuito del alimentador Mirador Alto-Quitumbe, para la

primera y segunda alternativa. Para la tercera alternativa se ha

considerado el alimentador Eugenio Espejo-Quitumbe.

190

Salida de un circuito del alimentador Chilibulo-Magdalena, para las tres

alternativas de alimentación planteadas.

Salida de un circuito del alimentador Vicentina-Universidad Central, para

las tres alternativas de alimentación planteadas.

Salida de un circuito del alimentador Selva Alegre-El Labrador, para la

primera alternativa de alimentación. Para la segunda y tercera alternativa

de alimentación se ha considerado el alimentador Parque Bicentenario- El

Labrador.

Los resultados obtenidos, para cada una de las contingencias antes señaladas y

con las tres alternativas de alimentación planteadas, se detallan en los anexos

4.30, 4.42, 4.54 y en las figuras 4.74, 4.75, 4.76 se muestra la cargabilidad del

circuito que queda en servicio para los periodos de demanda máxima, media y

mínima.

Figura 4.74: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Primera alternativa.

191

Figura 4.75: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23kV Segunda alternativa.

Figura 4.76: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23kV Tercera alternativa.

192


Con la primera alternativa de alimentación:

1. El circuito que queda en servicio del alimentador de 23 kV Mirador Alto-

Quitumbe o Vicentina-Universidad Central, durante el periodo de demanda

máxima se sobrecargaría en un 40%. En el periodo de demanda media,

estos dos circuitos alimentadores alcanzarían aproximadamente el 78% y

en el periodo de demanda mínima alcanzarían el 45% de cargabiilidad.

2. El circuito que queda en servicio del alimentador de 23 kV Chilibulo-

Magdalena, durante el periodo de demanda máxima presentaría una

sobrecarga del 12%. En el periodo de demanda media y mínima la

cargabilidad de este circuito alimentador se mantendría por debajo del 56%

y 26% respectivamente.

Con la segunda alternativa de alimentación:

3. Los circuitos alimentadores de 23 kV que quedan en servicio, durante el

periodo de demanda máxima presentarían sobrecargas. Especialmente los

circuitos alimentadores Parque Bicentenario-El Labrador y Mirador Alto-

Quitumbe, los cuales se sobrecargarían en un 50% y 35%

respectivamente.

4. En el periodo de demanda media, los circuitos alimentadores que quedan

en servicio Chilibulo-Magdalena y Parque Bicentenario-El Labrador,

presentarían sobrecargas del 1% y 25% respectivamente.

5. En el período de demanda mínima ante la salida de un circuito alimentador

de 23 kV no se presentarían novedades relevantes.

193

Con la tercera alternativa de alimentación:

6. El circuito que queda en servicio de cualquiera de los alimentadores de 23

kV Eugenio Espejo-Quitumbe, Vicentina-Universidad Central y Parque

Bicentenario-El Labrador durante los periodos de demanda máxima y

media; se sobrecargarían hasta en un 50%.

7. El circuito que queda en servicio del alimentador de 23 kV Chilibulo-

Magdalena durante el período de demanda máxima, presentaría una

sobrecarga del 5%.

Ante la salida de uno de los dos circuitos del alimentador de 23 kV y durante el

periodo de demanda máxima, el conductor de cobre 500 MCM del circuito

alimentador de 23 kV que queda en servicio superaría el margen de sobrecarga

admisible considerado.

Por este motivo el circuito alimentador que se sobrecarga deberá salir de servicio

debido a la actuación de la protección de sobrecorriente, dando como resultado la

salida total de servicio del alimentador de 23 kV.

Este escenario es equivalente a la salida de servicio de un transformador de

138/23 kV, y como quedó demostrado en el numeral 4.3.4.1, ante este evento el

sistema Metro-Q mantendría su funcionamiento.

En conclusión, con una de las tres alternativas de alimentación planteada desde

la red de 138 kV y ante la salida de servicio de un circuito alimentador de 23 kV,

no afectaría al funcionamiento del sistema Metro-Q en mayor magnitud.

Por todo lo expuesto en este estudio eléctrico realizado se puede concluir que la

alimentación del sistema Metro-Q, por medio de subestaciones de 138/23 kV, es

técnicamente factible ya que mantendría parámetros eléctricos como voltajes en

barras y cargabilidad de líneas y transformadores en condiciones aceptables.

194

Además ante contingencias críticas mantendría el suministro al sistema Metro-Q

sin ocasionar ningún otro tipo de problema a la red de 138 kV.

4.3.5 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO ELÉCTRICO

La alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138 kV por medio de

una de las tres alternativas planteadas desde subestaciones de 138/23 kV,

mantendría el voltaje de las barras de 138 kV alrededor de 1 p.u. y el

voltaje de las barras de 23 kV alrededor de 1.034 p.u.

Ambos voltajes durante los periodos de demanda máxima, media y mínima

permanecerían dentro del rango de operación tolerable establecido por la

regulación No. 004/01 del CONELEC.

Por lo tanto el sistema Metro-Q en condiciones normales de operación no

presentaría problemas por motivo de bajos o sobre voltajes en barras 23

kV o 1.5 kVDC pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q.

El cambio de la subestación Selva Alegre por la subestación Parque

Bicentenario o el cambio de la subestación Mirador Alto por la subestación

Eugenio Espejo; no produciría un cambio significativo en el voltaje en

barras de 138 kV, ya que este se mantendría con niveles entre 1p.u y

1.034 p.u en los periodos de demanda máxima, media y mínima.

En cuanto al voltaje en las barras de 23 kV y 1.5 kVDC pertenecientes a las

estaciones del sistema Metro-Q, el cambio de la subestación Selva Alegre

por la subestación Parque Bicentenario mejoraría significativamente los

voltajes en las estaciones del sector norte. Adicionalmente el cambio de la

subestación Mirador Alto por la subestación Eugenio Espejo mejoraría el

voltaje en las estaciones del sector sur durante los periodos de demanda

máxima, media y mínima.

195

Durante los periodos de demanda máxima, media y mínima; el ingreso del

sistema Metro-Q alimentado por cualquiera de las tres alternativas de

alimentación planteadas desde la red de 138 kV; no produciría un

incremento significativo en la cargabilidad de los transformadores de

230/138 kV o de 138/23 kV, manteniendo dicho parámetro entre el 60% y

el 80%. En estas condiciones, estos transformadores pueden abastecer a

sus respectivos sistemas sin presentar riesgos de sobrecarga en un largo

plazo.

En cuanto a los transformadores de 23/1.5 kV al mantener una cargabilidad

por debajo del 80%, se puede concluir que estos no presentarían riesgos

de sobrecarga, sostendría el abastecimiento hacia las estaciones del

sistema Metro-Q y soportaría futuros crecimientos de demanda.

El ingreso de la subestación Parque Bicentenario como parte de la

alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138 kV (segunda y

tercera alternativa); no alteraría significativamente la cargabilidad de las

líneas de 138 kV que forman el anillo de alimentación y no comprometería

la reserva existente en las mismas en ninguno de los tres periodos de

demanda.

La alimentación del sistema Metro-Q desde subestaciones de 138/23 kV

mediante cualquiera de las tres alternativas propuestas; no produciría

caídas de voltaje significativas en las barras de 138 kV o en las barras de

23 kV pertenecientes a las subestaciones vecinas de 138/23 kV. Además la

cargabilidad de las líneas de 138 kV que forman el anillo de alimentación;

no se vería comprometida en su reserva operativa, en ninguno de los tres

periodos de demanda.

Con la alimentación del sistema Metro-Q por medio de la primera o

segunda alternativa planteada desde subestaciones de 138/23 kV; las

líneas de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo y Santa Rosa-Selva Alegre

196

resultan las más cargadas del sistema de 138 kV, sin embargo no

presentarían riesgo de sobrecarga alguno.

Con la tercera alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-

Q, la inclusión de la subestación Eugenio Espejo incrementaría la

cargabilidad de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo hasta el

54% y durante la salida de servicio de los transformadores de 138/23 kV

Vicentina o Parque Bicentenario; esta línea alcanzaría el 58% en el periodo

de demanda máxima.

Si se considera el crecimiento de la demanda pronosticado para esta

subestación, la línea de 138 kV antes mencionada presentaría problemas

de sobrecarga en el corto plazo y no podría mantener el abastecimiento a

la subestación Eugenio Espejo, sobretodo en condición de contingencia.

Con la operación en condiciones normales del sistema Metro-Q,

alimentado por cualquiera de las tres alternativas planteadas, los

alimentadores de 23 kV y circuitos de 23 kV mantendrían su cargabilidad

por debajo del 70%, en consecuencia el conductor de cobre 500 MCM y

750 MCM respectivamente, se mantendría por debajo de su límite

operativo y no provocaría inconvenientes para la operación normal del

sistema Metro-Q.

Con el Metro-Q alimentado por una de las tres alternativas de alimentación

propuestas, ante la salida de un transformador de 138/23 kV contingencia

que provocaría que algunos alimentadores y circuitos de 23 kV superen su

límite operativo (80%), y de confirmarse que la demanda máxima en cada

estación del Metro-Q alcance los 5 MVA; se recomienda el aumento de

calibre de los alimentadores y circuitos de 23 kV considerados como

sobrecargados los mismos que se detallaron en la tabla 4.17 para que el

sistema Metro-Q mantenga su operación normal ante la pérdida de uno de

los transformadores de 138/23 kV, caso contrario, no sería necesario el

aumento de calibre de los conductores si las demandas máximas de las

estaciones del Metro-Q son menores.

197

En particular con la tercera alternativa de alimentación propuesta para la

alimentación del sistema Metro-Q y ante la salida del transformador de

138/23 kV Parque Bicentenario o Vicentina, durante el periodo de demanda

máxima; provocaría que el transformador continuo alcance el 98%, lo cual

representaría un alto riesgo de sobrecarga durante la menciona

contingencia.

Ante la salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo, la cual se

considera como la más crítica para el funcionamiento del sistema de 138

kV:

o Con las tres alternativas propuestas, las líneas que quedan en

operación durante el periodo de demanda máxima, media o mínima,

no presentarían problemas de sobrecargas y mantendrían un

margen de reserva adecuado para garantizar que el sistema Metro-

Q funcione sin problemas bajo esta contingencia.

o Con la primera y segunda alternativa de alimentación, los

transformadores de 138/23 kV durante el periodo de demanda

máxima, media o mínima, no presentarían problemas de

sobrecargas y mantendrían un margen de reserva adecuado para

garantizar que el sistema Metro-Q funcione sin problemas. Sin

embargo con la tercera alternativa de alimentación propuesta, la

cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV de las

subestaciones Vicentina y Parque Bicentenario alcanzarían el 84% y

81% respectivamente, sin embargo el abastecimiento al sistema

Metro-Q no se verá afectado en mayor magnitud.

Los voltajes en barras de 138 kV o en barras de 23 kV pertenecientes a las

estaciones del sistema Metro-Q con la salida de cualquiera de las líneas de

138 kV; no se verían afectados significativamente durante los periodos de

demanda máxima media o mínima, con ninguna de las tres alternativas de

alimentación propuestas.

198

Con las tres alternativas de alimentación planteadas, la salida de uno de

los circuitos alimentadores de 23 kV, provocaría que el circuito que queda

en servicio se sobrecargue más del 20%, lo cual ocasionaría la salida total

del alimentador de 23 kV, este evento es equivalente a la salida de un

transformador de 138/23 kV por lo tanto el funcionamiento del sistema

Metro-Q no se verá afectado.

4.4 DIMENSIONAMIENTO DE TRANSFORMADORES Y

CONDUCTORES DE ALIMENTACIÓN.

Para el realizar el dimensionamiento de los transformadores de 138/23 kV que

alimentarían al sistema Metro-Q y el calibre de los conductores para los

alimentadores expresos de 23 kV se ha considerado; el flujo de potencia máximo

obtenido del estudio eléctrico previamente realizado en el apartado 4.3, tanto en

condiciones normales de operación como en condición de contingencia más

crítica, la cual corresponde a la salida de un transformador de 138/23 kV.

El dimensionamiento de ambos elementos se lo ha realizado para las tres

alternativas de alimentación desde la red de 138 kV planteadas.

4.4.1 DIMENSIONAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE 138/23 kV.

En la figura 4.77 se muestra el flujo máximo obtenido en los transformadores de

138/23 kV.

199

Figura 4.77: Flujo máximo en los transformadores de 138/23 kV.

A partir de los resultados graficados en la figura 4.77 se puede observar que el

flujo máximo que presentarían los transformadores de 138/23 kV considerados

para alimentar al sistema Metro-Q, en cualquiera de las tres alternativas

analizadas corresponde a 24 MVA en condición normal de operación y de 32 MVA

en condición de contingencia (salida de servicio de un transformador de 138/23

kV).

Se puede concluir que los módulos estandarizados para los transformadores de

138/23 kV que alimentarían al sistema Metro-Q en cualquiera de las tres

alternativas planteadas, deberían ser transformadores con capacidad 20/27/33

MVA.

Como recomendación del presente proyecto de titulación profesional, al iniciar el

funcionamiento del sistema de transporte Metro-Q; los cuatro transformadores de

alimentación 138/23 kV deberían operar en el siguiente módulo:

Mirador Alto Chilibulo Vicentina Selva Alegre0

10

20

30

40M

VA

Alternativa 1

Condición normal En contingencia

Mirador Alto Chilibulo Vicentina P.Bicentenario0

10

20

30

40

MV

A

Alternativa 2

Eugenio Espejo Chilibulo Vicentina P.Bicentenario0

10

20

30

40

MV

A

Alternativa 3

200

OA (20 MVA) en condición normal de operación y durante los periodos de

demanda media y mínima.

FA (27 MVA) en condición normal de operación y durante el periodo de

demanda máxima.

FOA (33 MVA) ante la salida de un transformador de 138/23 kV

(contingencia más crítica) y durante el periodo de demanda máxima.

En estas condiciones de operación los transformadores de alimentación 138/23

kV, deberán operar en condiciones aceptables y sin riesgo de sobrecarga con

cualquiera de las tres alternativas planteadas; ya sea en condición normal de

operación o ante la salida de servicio de un transformador de 138/23 kV.

De esta manera se puede garantizar el suministro de la potencia eléctrica

requerida por el sistema de transporte eléctrico Metro-Q para que mantenga su

operación en condiciones óptimas.

4.4.2 DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES DE 23 kV.

Para establecer el calibre de los alimentadores y circuitos de 23 kV en anillo que

conectan a las barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-

Q, se tomó como referencia el flujo de potencia máximo que debe pasar por cada

uno de los circuitos trifásicos correspondientes.

Para los alimentadores de 23 kV el flujo promedio corresponde a 10 MVA lo que

da como resultado una corriente de 435 A y para los circuitos de 23 kV el flujo

corresponde a 15 MVA lo que corresponde a una corriente de 652 A.

Por lo tanto de los datos técnicos de la tabla que se menciona en la referencia

bibliográfica número [17], el calibre que correspondería para los conductores de

los alimentadores subterráneos trifásicos de 23 kV es de 500 MCM y para los

201

circuitos subterráneos trifásicos de 23 kV es de 750 MCM ambos unipolares de

cobre.

Del análisis eléctrico realizado con cada una de las alternativas de alimentación

propuestas para el sistema Metro-Q; se demostró en los numerales: 4.3.4.1.3 y

4.3.4.3, que la salida de un circuito alimentador de 23 kV o la salida de servicio de

un transformador de 138/23 kV producirían sobrecargas en los alimentadores

expresos de 23 kV y en algunos de los circuitos de 23 kV que conectan entre sí a

las estaciones del sistema Metro-Q, estas sobrecargas se presentarían

especialmente si las salidas de los mencionados elementos ocurren durante el

periodo de demanda máxima.

Por esta razón se ha considerado realizar el cambio de calibre del conductor de

los alimentadores y circuitos de 23 kV que superen el margen de sobrecarga

admisible considerado para el presente proyecto de titulación profesional, con la

finalidad de solucionar los problemas de sobrecargas presentados y de esta

manera determinar el calibre adecuado para que el funcionamiento del sistema

Metro-Q no se vea afectado ante las mencionas contingencias. Siempre y cuando

se compruebe con el funcionamiento del sistema Metro-Q que la demanda

máxima por estación alcance los 5 MVA caso contrario no se requeriría el cambio

de calibre de conductor de los alimentadores y circuitos de 23 kV.

Para los alimentadores de 23 kV se ha considerado el cambio del conductor de

cobre 500 MCM por el conductor de cobre 750 MCM y para los circuitos de 23 kV

que conecta las estaciones del sistema Metro-Q, se ha considerado el cambio de

conductor de cobre 750 MCM por el conductor de cobre 1000 MCM.

Los datos técnicos utilizados para modelar los conductores de cobre 750 MCM y

1000 MCM en el Power Factory se detallan en la tabla 4.20.

202

Tabla 4.20: Datos técnicos de los conductores de 750MCM y 1000MCM. [17]

Capacidad

Sección

Resistenacia a

20°C

Reactancia a

60Hz

Suceptancia a

60Hz Enterrado En aire

Calibre [mm 2] [Ω/km] [Ω/km] [uS/km] [A] [A]

750MCM 380 0,056 0,1412 96 497 586

1000MCM 500 0,0366 0,1188 153 572 710

4.4.2.1 Salida de un transformador de 138/23 kV.

En la tabla 4.21 se detalla el porcentaje de sobrecarga que alcanzarían los

alimentadores de 23 kV, ante la salida de un transformador de alimentación de

138/23 kV en cada una de las alternativas planteadas.

Tabla 4.21: Alimentadores de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de un Transformador

de 138/23 kV.

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

Alimentador de

23kV Sobrecarga

Alimentador de

23kV Sobrecarga

Alimentador de

23kV Sobrecarga

Mirador Alto-

Quitumbe 8%

Mirador Alto-

Quitumbe 2%

Eugenio Espejo-

Quitumbe 0%

Chilibulo-

Magdalena 4%

Chilibulo-

Magdalena 0%

Chilibulo-

Magdalena 0%

Vicentina-

U.Central 11%

Vicentina-

U.Central 11%

Vicentina-

U.Central 15%

Selva Alegre-El

Labrador 0%

P.Bicentenario-El

Labrador 10%

P.Bicentenario-El

Labrador 14%

A partir de la tabla 4.21 se puede observar que los alimentadores Vicentina-

Universidad Central (en las tres alternativas planteadas) y Parque Bicentenario-El

Labrador (en la tercera alternativa planteada) son los alimentadores que sugieren

un aumento en el calibre del conductor, debido a que el porcentaje de sobrecarga

que se presenta es superior al margen de sobrecarga admisible (10%)

considerado para el presente proyecto de titulación profesional.

[17]

Manual PIRELLI, “Cables para el transporte de energía en media tensión hasta 45 kV”. Págs. 67-87.

203

Realizando el cambio de conductor en los respectivos casos de simulación se

obtuvo los resultados que se muestran en la figura 4.78. En la mencionada gráfica

se puede apreciar el efecto que ocasionaría el aumento de calibre de conductor

en los alimentadores de 23 kV ante la salida de servicio de un transformador de

138/23 kV durante el periodo de demanda máxima.

Figura 4.78: Cambio de conductor en los alimentadores sobrecargados de 23kV.

Como se puede observar en la figura 4.78 el aumento de calibre de conductor de

cobre 500 MCM al 750 MCM; solucionaría el problema de sobrecarga que se

presentaba en los alimentadores de 23 kV Vicentina-Universidad Central y Parque

Bicentenario-El Labrador.

204

Este cambio ayudaría a reducir la sobrecarga de los alimentadores de 23 kV entre

un 12% y 16% durante el periodo de demanda máxima. Sin embargo con el

aumento de calibre de conductor; el alimentador Vicentina-Universidad Central

con la primera y tercera alternativa, así como el alimentador Parque Bicentenario-

El Labrador con la tercera alternativa, mantendrían alta cargabilidad (entre el 79%

y 80%).

En conclusión el aumento de calibre de 500 MCM al 750 MCM en los

alimentadores de 23 kV, ayudaría a mantener el funcionamiento normal del

sistema Metro-Q ante la salida de un transformador de 138/23 kV, debido a que

los mencionados alimentadores no llegarían a presentar problemas de

sobrecarga.

En la tabla 4.22 se detalla el porcentaje de sobrecarga que alcanzarían los

circuitos de 23 kV, ante la salida de un transformador de alimentación de 138/23

kV en cada una de las alternativas planteadas.

Tabla 4.22: Circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de un Transformador de

138/23 kV.


Circuito de 23kV Sobrecarga Sobrecarga Sobrecarga

El Recreo-Magdalena 20% 20% 20%

El Ejido-U.Central 0% 3% 14%

Jipijapa-El Labrador 0% 10% 14%

Quitumbe-Moran Valverde 10% 10% 0%

U.Central-La Pradera 13% 13% 13%

A partir de la tabla 4.22 se puede observar que los circuitos de 23 kV el Recreo-

Magdalena y Universidad Central-La Pradera (en las tres alternativas planteadas),

El Ejido-Univerisidad Central y Jipijapa-El Labrador (en la tercera alternativa) son

los alimentadores que sugieren un aumento en el calibre del conductor, debido a

que el porcentaje de sobrecarga que se presentaría es superior al margen de

sobrecarga admisible (10%) considerado para el presente proyecto de titulación

profesional.

205

Realizando el cambio de conductor en los respectivos casos de simulación se

obtuvo los resultados que se muestran en la figura 4.79. En la mencionada gráfica

se puede apreciar el efecto que ocasionaría el aumento de calibre de conductor

en los circuitos de 23 kV ante la salida de servicio de un transformador de 138/23

kV durante el periodo de demanda máxima.

Figura 4.79: Cambio de conductor para los circuitos de 23kV.

Como se puede observar en la figura 4.79, el aumento de calibre del conductor de

cobre 750 MCM al 1000 MCM; en las tres alternativas de alimentación reduce un

11% la sobrecarga de los circuitos de 23 kV, sin embargo con el aumento de

206

calibre de los conductores de los circuitos de 23 kV El Recreo-Magdalena y

Universidad Central-La Pradera; todavía presentaría problemas de sobrecarga del

7% y 3% respectivamente.

Adicionalmente en la tercera alternativa; además de los circuitos de 23 kV antes

mencionados, el circuito Jipijapa-El Labrador continúa presentando una

sobrecarga del 3%, estos porcentajes de sobrecarga se los pueden considerar

como tolerables, debido a que el margen de sobrecarga admisible es del 10%.

En conclusión el aumento de calibre de 750 MCM al 1000 MCM en los circuitos de

23 kV analizados, reduciría el porcentaje de sobrecarga presentado ante la salida

de un transformador de 138/23 kV durante el periodo de demanda máxima.

Como resultado del análisis realizado se obtuvo:

1.- El calibre de los conductores correspondientes a los alimentadores de 23 kV

que van hacia las estaciones de tracción del sistema Metro-Q que se debería

utilizar es como se describe en la tabla 4.23:

Tabla 4.23: Calibre de conductor recomendado para alimentadores de 23 kV.


Alimentador de

23kV

Calibre del

conductor

Alimentador de

23kV

Calibre del

conductor

Alimentador de

23kV

Calibre del

conductor

Mirador Alto-

Quitumbe 500MCM

Mirador Alto-

Quitumbe 500MCM

Eugenio Espejo-

Quitumbe 500MCM

Chilibulo-

Magdalena 500MCM

Chilibulo-

Magdalena 500MCM

Chilibulo-

Magdalena 500MCM

Vicentina-U.Central 750MCM Vicentina-U.Central 750MCM Vicentina-U.Central 750MCM

Selva Alegre-El

Labrador 500MCM

P.Bicentenario-El

Labrador 750MCM

P.Bicentenario-El

Labrador 750MCM

Con los conductores de calibre propuesto en la tabla 4.23, los alimentadores de

23 kV, con cualquiera de las tres alternativas planteadas, mantendrían el

funcionamiento del sistema Metro-Q ante la salida intempestiva de un

207

transformador de alimentación (138/23 kV), ya que estos alimentadores se

mantendrían dentro del límite de sobrecarga aceptable.

2.- El calibre de los conductores que se debería utilizar en los circuitos de 23 kV

que conectan entre sí a las estaciones del sistema Metro-Q debería ser de 750

MCM excepto en los circuitos El Recreo-Magdalena, Universidad Central-La

Pradera y Jipijapa-El Labrador.

En estos circuitos, como lo demuestra el análisis eléctrico realizado en el presente

proyecto de titulación profesional, el adecuado calibre debería ser 1000 MCM.

Con el aumento de calibre recomendado para los circuitos de 23 kV, los cuales

conectan entre sí a las estaciones del sistema Metro-Q, no presentarían

problemas de sobrecarga críticos ante la operación normal del sistema Metro-Q o

ante salida intempestiva de un transformador de alimentación (138/23 kV).

4.5 RECOMENDACIÓN DE ALTERNATIVA DE ALIMENTACIÓN

De las tres alternativas planteadas y analizadas se procederá a recomendar una

de ellas para su implementación.

Los parámetros que se tomaron en cuenta para llevar a cabo esta elección fueron:

Cercanía de las subestaciones de 138/23 kV con el recorrido del sistema

de transporte Metro-Q.

Resultados del estudio eléctrico de cada alternativa en condiciones

normales de operación y de contingencia.

Cargabilidad de la L/T Santa Rosa-Eugenio Espejo en condiciones

normales de operación, sin la entrada en funcionamiento del sistema

Metro-Q y con la entrada en funcionamiento del sistema Metro-Q.

208

En las tablas 4.24 y 4.25, se muestra un resumen de los resultados más

relevantes encontrados a partir de las simulaciones realizadas en condiciones

normales de operación y en condiciones de contingencias, para cada una de las

alternativas planteadas.

Tabla 4.24: Resultados relevantes en condiciones normales de operación.

Voltajes en barras de 23 kV Cargabilidad Máxima

Subestaciones

de 138/23 kV

Estaciones del

Metro-Q Elementos

Línea 138kV

Santa Rosa-

Eugenio Espejo

máx min máx min

Transformadores

138/23 kV

Líneas

138 kV

Alimentadores

23 kV

Sin el

Metro-Q

Con el

Metro-Q

[p.u] [p.u] [p.u] [p.u] [%] [%] [%] [%] [%]

Alternativa 1 1.039 0.993 1,015 0,998 62 24 59 41 48

Alternativa 2 1.035 0.995 1,015 0,997 66 23 63 41 46

Alternativa 3 1.031 1.028 1,030 0,997 68 20 64 41 54

Tabla 4.25: Resultados relevantes en condiciones de contingencia.

Voltajes en barras de 23 kV

Subestaciones

de 138/23 kV

Estaciones del

Metro-Q Elementos

máx min máx min

Transformadores

138/23 kV

Líneas

138 kV

Alimentadores

23 kV

Circuitos de

23 kV

[p.u] [p.u] [p.u] [p.u] [%] [%] [%] [%]

Alternativa 1 1.04 0.99 1.037 0.95 96 40 92 100

Alternativa 2 1.03 0.96 1.030 0.96 94 36 91 99

Alternativa 3 1.01 0.98 1.010 0.94 99 30 94 99

En la tabla 4.26 se muestra las distancias a las que se ubicarían las estaciones de

tracción del sistema Metro-Q, de las subestaciones de alimentación de 138/23 kV

de la Empresa Eléctrica Quito.

Tabla 4.26: Distancia desde las S/E de 138/23 kV a las estaciones de tracción.

Subestación 1 Chilibulo Vicentina Subestación 4

km km km km

Alternativa 1 4.4 5.4 5.0 7.5

Alternativa 2 4.4 5.4 5.0 0.2

Alternativa 3 2.5 5.4 5.0 0.2

209

Al observar los resultados en las tablas 4.24 y 4.25, de cada alternativa planteada

se puede establecer las siguientes observaciones:

De los resultados del estudio eléctrico hecho para cada alternativa en

condiciones normales de operación, se puede afirmar que cada una de

ellas cumple con los parámetros eléctricos adecuados de: caídas de

voltaje, nivel de voltaje en barras, cargabilidad de transformadores y líneas

de transmisión, para asegurar un funcionamiento adecuado del sistema

Metro-Q.


condiciones de contingencia ante la salida de uno de los transformadores

que alimentarían al sistema Metro-Q; la cargabilidad máxima que alcanza

las líneas de 138 kV, alimentadores de 23 kV y transformadores de 138/23

kV que quedan en servicio; en la segunda alternativa es menor que la que

alcanza en la primera y tercera alternativa.


condiciones de contingencia ante la salida de uno de los transformadores

que alimentarían al sistema Metro-Q durante el periodo de demanda

máxima, se puede establecer que en cada una de ellas existen

alimentadores de 23 kV y circuitos de 23 kV que se sobrecargarían, con la

particularidad de que con la tercera alternativa, esta situación sucede

también para el escenario de demanda media.


condiciones de contingencia ante la salida de uno de los circuitos del

alimentador de 23 kV durante el periodo de demanda máxima, se puede

establecer que en cada una de ellas el circuito de 23 kV que queda en

servicio se sobrecarga hasta llegar en algunos casos a presentar

sobrecargas del 50%, con la particularidad de que para la tercera

alternativa, esta situación se presentaría también en el escenario de

demanda media.

210

Para el presente análisis se tomó en cuenta la cargabilidad de la línea de

138kV Santa Rosa-Eugenio Espejo, en esta línea se puede establecer que

sin la entrada en funcionamiento del sistema Metro-Q esta línea

presentaría una cargabilidad máxima del 41% en las tres alternativas

analizadas.

Con la tercera alternativa, la entrada en funcionamiento del sistema Metro-

Q, la cargabilidad de esta línea aumenta en mayor proporción que en las

otras dos alternativas, alcanzando el 54% de su capacidad.

A partir de los resultados del estudio eléctrico realizado en el numeral 4.3.3.1, se

llegó a determinar que la alimentación al sistema Metro-Q con las subestaciones

de 138/23 kV: Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario (tercera

alternativa), afectaría a la cargabilidad de la línea 138 kV Santa Rosa-Eugenio

Espejo, debido al ingreso del sistema Metro-Q y además si se considera el

incremento de la demanda que tendría que abastecer la subestación Eugenio

Espejo en los próximos años a la entrada de operación del sistema Metro-Q, esta

línea podría llegar a saturarse en el corto plazo.

Con estas particularidades y con los resultados obtenidos del estudio de

contingencias realizado en el numeral 4.3.4, los cuales indican que ante la salida

de un transformador de 138/23 kV, la cual produciría la condición más crítica, los

alimentadores de 23 kV y los transformadores de alimentación 138/23 kV que

quedan en servicio presentarían niveles de sobrecargas superiores a los

obtenidos en las contingencias similares analizadas en la primera y segunda

alternativa.

A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que la utilización de

la subestación Eugenio Espejo como parte de la alimentación para el sistema

Metro-Q, no sería factible, ya sea utilizando uno de los transformadores 138/23 kV

20/27/33MVA existentes o un transformador exclusivo de similares características,

tal como se lo planteó en la tercera alternativa de alimentación.

211

Por lo tanto descartando la tercera alternativa, la elección de la alternativa de

alimentación para el sistema Metro-Q estaría entre la primera o segunda

alternativa.

Tanto la primera como la segunda alternativa, cumplen con los parámetros

eléctricos considerados en este análisis, en condiciones normales y de

contingencias, es por eso que el aspecto que permite establecer una diferencia

entre estas dos alternativas es la cercanía de las subestaciones de alimentación

con el recorrido del sistema Metro-Q.

En este caso con la segunda alternativa, la subestación Parque Bicentenario se

encuentra más cercana a la estación de tracción de El Labrador que la

subestación Selva Alegre planteada en la primera alternativa, lo cual permitiría

tener menores de caídas de voltaje, optimizar la cantidad de conductor

subterráneo para la alimentación eléctrica y tener menores pérdidas técnicas en el

alimentador de 23 kV Parque Bicentenario-El Labrador.

Además con los resultados obtenidos del estudio de contingencias realizado en el

numeral 4.3.4, los cuales indican que ante la salida de un transformador de

138/23 kV, el cual produce la condición más crítica, los alimentadores de 23 kV y

los transformadores de alimentación 138/23 kV que quedan en servicio presentan

niveles de sobrecargas inferiores comparados con la primera alternativa.

Por los motivos antes mencionados, la alimentación técnica más adecuada para

el sistema de transporte Metro-Q; sería mediante los transformadores de 138/23

kV de las subestaciones Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario

(segunda alternativa).

212

CAPÍTULO V

En el presente capítulo se realizará el análisis Económico-Financiero de las tres

alternativas de alimentación eléctrica para el sistema de transporte Metro-Q,

desde la red de 138 kV planteadas en el capítulo anterior. Con la finalidad de

determinar cuál de las tres alternativas planteadas es económicamente factible y

rentable.

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO-FINANCIERO [18]

El análisis Económico-Financiero de los proyectos constituye la técnica

matemático-financiera y analítica, a través de la cual se determinan los beneficios

o pérdidas en los que se puede incurrir al pretender realizar una inversión u algún

otro movimiento, en donde uno de sus objetivos es obtener resultados que

apoyen la toma de decisiones referente a actividades de inversión.

El análisis financiero es una evaluación que se debe realizar para apoyar la toma

de decisiones en lo que respecta a la inversión de un proyecto, es la que se

refiere a la evaluación financiera, que se apoya en el cálculo de los aspectos

financieros del proyecto.

El análisis financiero se emplea también para comparar dos o más proyectos y

para determinar la viabilidad de la inversión de un solo proyecto. Sus fines son,

entre otros:

Establecer razones e índices financieros derivados del balance general.

Identificar la repercusión a financiar por el empleo de los recursos

monetarios en el proyecto seleccionado.

Calcular las utilidades o pérdidas, que se estiman obtener en el futuro, a

valores actualizados.

213

Determinar la tasa de rentabilidad financiera que ha de generar el proyecto,

a partir del cálculo e igualación de los ingresos con los egresos, a valores

actualizados.

Establecer una serie de igualdades numéricas que den resultados positivos

o negativos respecto a la inversión de que se trate.

Al momento de iniciar un análisis Económico-Financiero, se debe tener en claro

ciertos conceptos financieros y contables que se utilizarán a lo largo del análisis.

Estos conceptos son los siguientes:

Activos Fijos: Son todos los bienes que pertenecen a una empresa y que

se utilizan para el servicio de la misma.

Ingresos: Representan las entradas reales de dinero, básicamente estos

se obtienen de la venta de los productos y/o servicios comercializados por

el proyecto a ejecutarse.

Egresos: Representan toda salida de dinero producto de todos los costos

y gastos necesarios para la ejecución y funcionamiento de un proyecto.

Gastos y Costos: Ambos conceptos se los puede definir como, la salida

de dinero necesario para la ejecución y funcionamiento de un proyecto. La

diferencia está en que los gastos es dinero no recuperable; mientras que

los costos es dinero que si se lo puede recuperar.

Amortización: Es el reembolso gradual de una deuda, cuyo importe se va

reintegrando en varios pagos diferidos en el tiempo. Estos pagos incluyen

los intereses que devenga la deuda, así como la devolución del monto del

préstamo o capital inicial de trabajo.

Inversión: Es toda materialización de medios financieros en bienes que

van a ser utilizados en un proyecto, y comprendería la adquisición de:

bienes, equipo, materias primas, servicios, etc. Desde un punto de vista

214

más estricto, la inversión comprendería sólo los desembolsos de recursos

financieros destinados a la adquisición de instrumentos de producción

necesarios para el funcionamiento de un proyecto, que la empresa va a

utilizar durante varios periodos económicos.

Plan de inversión: Este término es referido al concepto que da la

estimación de las inversiones requeridas por parte de los inversionistas o

de los socios durante la ejecución de un proyecto.

Flujo Neto de efectivo: Es la cantidad exacta de dinero que recibirá el

proyecto en todos los años de vida del mismo al restar el flujo de ingreso

del flujo de los egresos. Es una herramienta que permitirá evaluar el

proyecto en el tiempo a través del Valor Actual Neto (VAN), Tasa Interna

de Retorno (TIR) y relación Beneficio-Costo (B/C). [18]

5.1.1 INDICADORES DE EVALUACIÓN ECONÓMICA [19]

La evaluación Económica-Financiera tiene como objetivo identificar los criterios

necesarios para tomar las decisiones referentes a la ejecución del proyecto. Para

ello se debe analizar el Flujo Neto de Efectivo a lo largo de un periodo de tiempo,

que por lo general es determinado por el tiempo de vida útil del proyecto.

Los indicadores económicos más utilizados por las empresas para aprobar o

rechazar proyectos de inversión son:

El Valor Actual Neto (VAN).

La Tasa Interna de Retorno (TIR).

La relación Beneficio-Costo (B/C).

El Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI).

[18] Ing. Gerardo Guerra R, “Análisis de proyectos de inversión”. Págs. 3-8.

215

5.1.1.1 Valor Actual Neto (VAN): Es la cantidad monetaria que resulta de regresar

los flujos netos de efectivo del futuro hacia el presente con una tasa de

actualización, la cual está dada por el costo de capital de la empresa.

El proyecto se acepta siempre y cuando el VAN sea mayor o igual a cero, caso

contrario se rechaza.

Cuando el VAN es mayor que cero; indica la cantidad excedente sobre la utilidad

pre establecida por el inversionista.

Si el VAN es menor que cero; indica la cantidad que falta para que el inversionista

alcance la utilidad pre establecida.

El mayor problema para aplicar este método radica en fijar la tasa correcta de

actualización, ya que es la variable más influyente para saber si el proyecto será o

no rentable.

Para calcular el VAN se aplica la siguiente expresión:

_I` = −a + #b c1 + Yde

fR5.1

Donde:

I: Inversión inicial.

Qn: Flujo Neto de Efectivo correspondiente al periodo n.

n: Periodo en análisis.

i: Tasa de actualización.

Como tasa mínima de actualización se toma a la TMAR para calcular el VAN, ya

que la TMAR es la tasa de rendimiento mínimo que espera obtener el

inversionista de un proyecto.

216

5.1.1.2 Tasa Interna de Retorno (TIR): Es aquella tasa de interés que iguala a cero,

la suma de los ingresos actualizados, con la suma de los egresos actualizados.

En otras palabras hace que el VAN sea igual a cero.

El criterio para aceptar o rechazar el proyecto se fundamenta en que si la TIR es

menor que la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR) se debe rechazar el

proyecto, en caso contrario se lo acepta.

Para calcular la TIR se aplica la siguiente expresión:

0 = −a + #b c1 + Yde

fR5.2

Donde:




i: Tasa Interna de Retorno.

Cabe resaltar que la TIR es un criterio de rentabilidad y no de ingreso monetario

neto como lo es el VAN.

5.1.1.2.1 Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR): Es la tasa de interés con la

cual se evaluará los Flujos Económicos Netos a lo largo del horizonte de

planeamiento, es decir es la tasa mínima de rentabilidad que esperan obtener los

inversionistas.

Para calcular la TMAR se aplica la siguiente expresión:

ijIk = kl + mk − kl + kn5.3

217

Donde:

Rf: Tasa de inflación.

Rm: Tasa de rentabilidad del mercado.

β: Coeficiente de riesgo del sector de aplicación del proyecto.

Rp: Porcentaje riesgo país.

El factor mk − kl se denomina “Premio de Riesgo”, y se llama así porque los

inversionistas siempre arriesgan su dinero y por arriesgarlo merecen una

ganancia adicional. Cabe resaltar que la TMAR es un parámetro de comparación

para la TIR.

5.1.1.3 Relación Beneficio-Costo (B/C): Muestra la rentabilidad en términos relativos

y la interpretación del resultado se expresa en centavos ganados por cada dólar

invertido en el proyecto.

Para calcular la relación costo-beneficio se aplica la siguiente expresión:

p qr = ∑ b c1 + YdefR a 5.4

Donde:




i: Tasa de actualización.

Esta relación, como regla de decisión para un proyecto, indica la cantidad de

dólares que se está ganando o perdiendo por cada dólar de inversión. Por lo tanto

218

para determinar si un proyecto es rentable, esta relación debe presentar un valor

mayor que uno.

5.1.1.4 Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI): Es un instrumento que

permite medir el plazo de tiempo que se requiere para que los Flujos Netos de

Efectivo de una inversión recuperen su costo o inversión inicial.

Para determinar el PRI se sigue el siguiente procedimiento:

Ejemplo de cálculo: Se tiene un proyecto A con una inversión inicial de $ 1000

con los Flujos Netos de Efectivo, que se muestra en la figura 5.1.

Figura 5.1: Ejemplo de cálculo del PRI. [19]

Paso 1: Se toma la suma de los Flujos Netos de Efectivo hasta el año anterior a

la recuperación total de la inversión. Como se puede observar en la figura 5.1, en

el año 3 se recupera la inversión inicial realizada en el año 0.

Por lo tanto la suma de los Flujos Netos de Efectivo correspondiente hasta el año

anterior a la recuperación total de la inversión corresponde a $600+$300=$900.

Paso 2: Se calcula el costo no recuperado al principio del año, anterior a la

recuperación total de la inversión.

Para el caso del ejemplo, este costo corresponde a: $1 000-$900=$100.

Paso 3: Se divide el costo no recuperado entre el Flujo Neto de Efectivo del año

siguiente, es decir el Flujo Neto de Efectivo del año en que se recupera toda la

inversión.

Para el caso del ejemplo: $100÷$300 = 0.33.

219

Paso 4: Al resultado del paso 3, se le suma la cantidad de años transcurridos

desde la inversión hasta el año anterior a la recuperación total de la inversión.

Para el caso del ejemplo: 2+0.33=2.33 años. [19]

Todos los indicadores antes estudiados, serán calculados para las tres

alternativas de alimentación del sistema Metro-Q, planteadas en el capítulo IV,

con la finalidad de establecer cuál de las tres alternativas es económicamente

factible y a su vez la más rentable.

5.1.2 DEPRECIACIÓN [20]

Es el valor en dinero que van perdiendo, con el transcurso del tiempo, todos los

elementos que son utilizados para la producción de un bien. En otras palabras, es

la cantidad depreciable de una partida de propiedades, planta y equipo que debe

ser asignada sobre una base sistemática durante su vida útil.

La depreciación de un activo comenzará cuando esté disponible para su uso, esto

es, cuando se encuentre en la ubicación y en las condiciones necesarias para ser

capaz de operar de la forma prevista por la dirección.

El método de depreciación usado debe reflejar el patrón con que los beneficios

económicos del activo son consumidos por la empresa. El cargo por depreciación

para cada periodo debe ser reconocido como un gasto a menos que sea incluido

en el valor en libros de otro activo. [20]

5.1.2.1 Valor Residual [20]

Es el valor de una inversión o un activo fijo a la finalización de un determinado

periodo de tiempo, por lo general, al término de la vida útil estimada. [20]

[19] Ing. Sandra Siguas Sifuentes, “Proyecto de inversión para el servicio de alquiler de

Montacargas”. Págs. 105-109.

220

5.1.2.2 Activos fijos depreciables [20]

Los activos fijos depreciables son aquellos que se esperan sean usados durante

más de un periodo contable de tiempo, tienen una vida útil limitada y son parte de

una empresa con el fin de usarlos en la producción o prestación de bienes y

servicios. [20]

5.1.2.3 Activos fijos No depreciables [20]

Los activos fijos no depreciables son aquellos que no pierden su valor con el

transcurso del tiempo y su uso más bien ganan plusvalía.

5.1.2.3.1 Plusvalía: Es el incremento del valor de los bienes inmuebles como

consecuencia del desarrollo u obras de infraestructura realizados en una

determinada región, zona o ciudad en los que se hallen ubicados y sin que

intervenga la acción de sus propietarios en dichas mejoras. En este tipo de

activos entran por lo general los terrenos que poseen una empresa. [20]

5.1.2.4 Métodos de Depreciación [21]

Para calcular la depreciación de un activo fijo existen diferentes métodos de

cálculo utilizados por empresas. Entre los más utilizados tenemos:

1. Método de línea recta.

2. Método de la suma de dígitos anuales.

3. Método de doble cuota sobre el valor que decrece.

5.1.2.4.1 Método de línea recta: En este método, la depreciación es considerada

como función del tiempo y no de la utilización de los activos.

[20]

NEC 12, “Normas Ecuatorianas de Contabilidad”, Propiedades planta y equipo, depreciación, Numerales 3, 4 y 36.

221

Resulta un método simple que viene siendo muy utilizado y que se basa en

considerar la obsolescencia progresiva como la causa primera de una vida de

servicio limitada, y considerar por tanto la disminución de tal utilidad de forma

constante en el tiempo.

El cargo por depreciación se calcula con la siguiente expresión:

t = q^ − _uD 5.5

Donde:

D: Depreciación anual.

Co: Costo del activo fijo al inicio de su vida útil.

Vr: Valor residual.

n: Vida útil del activo fijo.

5.1.2.4.2 Método de la suma de dígitos anuales: Para este método de depreciación

llamado "Suma de Dígitos" cada año se rebaja el costo de desecho por lo que el

resultado no será equitativo a lo largo del tiempo, sino que irá disminuyendo

progresivamente.

Mediante este método de depreciación, se obtiene como resultado un mayor

importe en los primeros años con respecto a los últimos y por lo tanto se

considera que los activos sufren mayor depreciación en los primeros años de su

vida útil.


t = q^ − _u Iv7= 5.6 Donde:

222

x: Depreciación correspondiente al

año i.

Co: Costo del activo fijo al inicio de

su vida útil.

Vr: Valor residual.

yz: Años de vida pendientes.

|: Suma de dígitos los dígitos

anuales.

La suma de dígitos anuales no es otra cosa que sumar el número de años de vida

útil de la siguiente forma:

7= =1 años + 2 años + 3 años +……….+ n años.

Ejemplo de cálculo: Se tiene un activo fijo cuyo costo fue de $10 000 con un

valor de rescate de $2 000 y vida útil de 5 años. Calcular la depreciación de cada

año.

7= = 1 + 2 + 3 + 4 + 5 = 15

tR = 10000 − 2000 515 = 2666.67

t; = 10000 − 2000 415 = 2133.33

t = 10000 − 2000 315 = 1600

tG = 10000 − 2000 215 = 1066.67

t = 10000 − 2000 115 = 533.33

5.1.2.4.3 Método de doble cuota sobre el valor que decrece: Se le denomina de doble

cuota porque el valor decreciente coincide con el doble del valor obtenido

mediante el método de la línea recta. En este caso, se ignora el valor de desecho

y se busca un porcentaje para aplicarlo cada año.


t = _ − tR5.7 = 100%D 25.8

223

Donde:

x: Depreciación correspondiente al

año i.

P: Porcentaje de depreciación anual.

Vd: Valor restante por recuperar.

x: Depreciación correspondiente

al año anterior al año i.

n: Vida útil del activo fijo.

Ejemplo de cálculo: Se tiene un activo fijo cuyo costo fue de $10 000 y vida útil

de 5 años. Calcular la depreciación de cada año.

= 100%5 2 = 40%

tR = 40%10000 − 0 = 4000

t; = 40%10000 − 4000 = 2400

t = 40%6000 − 2400 = 1440

tG = 40%3600 − 1440 = 864

t = 40%2160 − 864 = 518.4

t = 40%1296 − 518.40 = 311.04

Para el estudio Económico-Financiero del presente proyecto de titulación

profesional se utilizará el método de línea recta para el cálculo de la depreciación,

debido a que este método es el más utilizado por las empresas para este tipo de

análisis. [21]

[21]

Lelond Blank y Anthony Tarquin, “Ingeniería Económica”. Págs. 141-429.

224

5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERO PARA LA

ALIMENTACIÓN DEL METRO-Q

5.2.1 ANÁLISIS DE COSTOS

El objetivo de esta etapa del estudio es determinar la evaluación Económica-

Financiera de las tres alternativas de alimentación planteadas desde la red de 138

kV para el Metro-Q, en base a los costos de construcción, operación y

mantenimiento de las instalaciones eléctricas necesarias y de la energía

consumida por el sistema de transporte Metro-Q.

Los costos establecidos para la construcción de las instalaciones eléctricas en

cada alternativa de alimentación, fueron elaboradas considerando lo siguiente:

1. Costos de terrenos para la construcción de subestaciones de 138/23 kV.

Para dar condiciones de igual económica a las tres alternativas de

alimentación planteadas, se ha considerado como nuevas a las cuatro

subestaciones de alimentación de 138/23 kV. Omitiendo que en el caso de las

subestaciones actualmente existentes Selva Alegre, Vicentina y Eugenio

Espejo sólo se requeriría del reacondicionamiento de estas subestaciones,

para que puedan ser consideradas como parte de la alimentación al sistema

Metro-Q en sus respectivas alternativas de alimentación.

Para el análisis de costos se ha considerado que las subestaciones de

alimentación de 138/23 kV serán construidas sobre una superficie de 3 000m2.

Por tal motivo para la elaboración del análisis de costos unitarios, se ha

utilizado los precios referenciales por m2 de terreno que se detalla en la tabla

5.1.

225

Tabla 5.1: Precios referenciales de predios Urbanos según ordenanza municipal No. 152. [22]

Subestación Zona Parroquia Valor

Mirador Alto Quitumbe Turubamba 50 $/m2

Eugenio Espejo Quitumbe La Ecuatoriana 60 $/m2

Chilibulo Eloy Alfaro Chilibulo 65 $/m2

Vicentina Centro Itchimbía 80 $/m2

Selva Alegre Norte Belisario Quevedo 50 $/m2

Parque Bicentenario Norte La Concepción 180 $/m2

Los precios por m2 que se detallan en la tabla 5.1 fueron tomados de la

ordenanza Municipal No.152 aprobada para el periodo 2012-2013, por el

Ilustre Municipio de Quito, expedida en Diciembre de 2011 y vigente hasta la

fecha. [22]

2. Costo de equipo y material eléctrico necesario, tanto local como importado.

El costo de los equipos y materiales de subestaciones y líneas fue

determinado en base a los precios referenciales registrados en la base de

datos de la Dirección de Planificación (GEC-PL-P001-I004-F001) y lo

correspondiente a alimentadores primarios y circuitos de 23 kV de la base de

datos de la Dirección de Distribución (EIP-UI-10-023) de la Empresa Eléctrica

Quito.

3. Costo de: Transporte de material y equipo local e importado, montaje de

equipos, supervisión, diseño y estudios eléctricos.

Los costos de los rubros antes mencionados, fueron determinados en función

del costo de equipo y material requerido para la construcción de las

instalaciones eléctricas necesarias.

En la tabla 5.2 se presentan los porcentajes aprobados por la Empresa

Eléctrica Quito, para la elaboración de partidas presupuestarias. [22] Ordenanza Municipal No.152, “Aprobación del plano del valor del suelo urbano y rural, los valores

unitarios por m2 de construcción, para el periodo 2012-2013”. Anexo I, Págs. 2, 3, 10, 16, 18, 25.

226

Tabla 5.2: Porcentajes asignados para diseño, estudios, montaje, Supervisión y transporte.

Rubro Porcentaje Diseño y Estudios 1.5% Montaje de Equipos 5% Supervisión 3% Transporte de equipo y material Local 1.63% Transporte de equipo y material Importado 8.5%

4. Costo de la obra civil necesaria para la construcción de las instalaciones

eléctricas requerida en cada alternativa.

El costo de la obra civil fue estimado de la siguiente forma:

o Para la construcción de las subestaciones de 138/23 kV y Líneas de

138 kV se ha considerado que el costo de la obra civil sea el 6% del

costo de los equipos y materiales a utilizarse. Este porcentaje es

aprobado por la Empresa Eléctrica Quito para la elaboración de partidas

presupuestarias para este tipo de obras.

o Para la construcción de los alimentadores primarios subterráneos se ha

determinado el costo de la obra civil en función de los precios

referenciales registrados en la base de datos de la Dirección de

Distribución de la Empresa Eléctrica Quito (EIP-UI-10-023).

5. Costo del montaje electromecánico.

El costo de la mano de obra fue determinado en base a los precios

referenciales unitarios, registrados en la base de datos de la Dirección de

Distribución de la Empresa Eléctrica Quito (EIP-UI-10-023).

227

6. Impuesto al Valor Agregado (IVA) en materiales, equipo y mano de obra local.

En la Ley No. 56, la cual corresponde a la Ley de Régimen Tributario Interno,

publicada en el registro oficial Suplemento No. 94 del 23 de diciembre de 2009

y vigente hasta la actualidad, en sus artículos No. 52 y 65 establece:

Art. 52.- “El Impuesto al Valor Agregado (IVA), se grava al valor de la

transferencia de dominio, en todas sus etapas de comercialización, así como a

los derechos de autor, de propiedad industrial y derechos conexos; y al valor

de los servicios prestados, en la forma y en las condiciones que prevé esta

Ley”.

Art. 65.- “ La tarifa del impuesto al valor agregado es del 12% sobre el valor

total de la transferencia de dominio”. [23]

7. Impuesto a la salida de divisas en materiales importados (ISD).

En la Ley No. 56, la cual corresponde a la Ley de Régimen Tributario Interno,

publicada en el registro oficial Suplemento No. 94 del 23 de diciembre de 2009

y vigente hasta la actualidad, en su artículo No. 55 establece:

Art. 55.- “ Los artículos introducidos al país, se grava al valor en aduana con el

7.6% de la fracción, establecido mediante decreto el Presidente de la

República, y que se trate de mercancías para uso del destinatario y sin fines

comerciales” [23]

En base a la información expuesta anteriormente se procedió a realizar el

análisis de precios unitarios en el formato que se presenta en la figura 5.2.

[23]

Ley No. 56, “Ley de Régimen Tributario Interno”, Impuesto al valor Agregado, Capítulo I, articulo No. 52, 55, 65, Diciembre 2009, Págs. 41-43.

228

Figura 5.2: Formato para los presupuestos de materiales y equipos.

Material Importado Material Local

Detalle del Rubro Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total

Subtotal

Impuestos (ISD, IVA)

Transporte

Subtotal 2

TOTAL

En la figura 5.3 se presenta la estructura para los costos totales de cada obra

necesaria para la alimentación del sistema Metro-Q.

Figura 5.3: Formato para los costos totales de las obras.

RUBRO VALOR Terrenos

Equipo, Material y Transporte Construcción y Montaje

Obra Civil Supervisión

Diseño y Estudios eléctricos TOTAL

Como se puede apreciar en la figura 5.3 en los costos totales, se ha considerado

los principales rubros como la compra de terrenos en caso de ser necesario, el

equipo y material con su respectivo transporte, construcción y montaje, obra civil

con su respectiva mano de obra, supervisión, diseño y estudios eléctricos.

El detalle de los costos unitarios presupuestados de cada uno de los rubros

necesarios para la construcción de la alimentación del sistema Metro-Q se

presenta en los Anexos 5.1, 5.2 y 5.3, para la primera, segunda y tercera

alternativa de alimentación respectivamente.

229

Los costos unitarios presupuestados que se detallan en los mencionados anexos,

han sido elaborados como se mencionó considerando los precios de materiales

locales e importados, de mano de obra local registrados en las bases de datos de

la Empresa Eléctrica Quito antes mencionadas.

Estos rubros asociados entre sí, serán utilizados para la elaboración del

presupuesto de construcción de las tres alternativas de alimentación para el

sistema Metro-Q, planteadas desde la red de 138 kV.

5.2.2 PRESUPUESTO

El objetivo de esta etapa del estudio es determinar los presupuestos de

construcción para cada alternativa de alimentación para el sistema de transporte

Metro-Q desde la red de 138 kV.

En las tablas 5.3, 5.4 y 5.5 se indican el resumen del presupuesto referencial de

construcción que se requeriría en cada caso.

Primera alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador

Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.

Tabla 5.3: Presupuesto referencial para la Primera alternativa.

ITEM DESCRIPCIÓN VALOR

1 Construcción de 4 subestaciones de 138/23 kV. $ 15 066 680

2

Construcción subterránea de alimentadores primarios de 23

kV doble circuito y circuitos de 23 kV configuración en anillo,

que conectan las 15 estaciones del Metro-Q entre sí.

$ 18 220 287

3 Apertura de 2 líneas de 138 kV

(Santa Rosa-Vicentina y Eugenio Espejo-Selva Alegre). $ 144 000

PRESUPUESTO TOTAL $ 33 430 967

230

Segunda alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV

Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

Tabla 5.4: Presupuesto referencial para la Segunda alternativa.



2


kV doble circuito y circuitos de 23 kV configuración en anillo,

que conectan las 15 estaciones del Metro-Q entre sí.

$ 15 491 534

3

Construcción de 2 líneas de 138 kV.

(Cristianía-Parque Bicentenario y Vicentina-Parque

Bicentenario).

$ 3 261 452

4 Apertura de 2 líneas de 138 kV existentes.

(Santa Rosa-Vicentina y Eugenio Espejo-Selva Alegre). $ 144 000


Tercera alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio

Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

Tabla 5.5: Presupuesto referencial para la Tercera alternativa.



2


kV doble circuito y circuitos de 23 kV configuración en

anillo, que conectan las 15 estaciones del Metro-Q entre sí.

$ 14 599 269

3

Construcción de 3 líneas de 138 kV.

(Cristianía-Parque Bicentenario, Vicentina-Parque

Bicentenario y Pomasqui-Parque Bicentenario).

$ 5 651 537

4 Apertura de 1 línea de 138 kV existente.

(Eugenio Espejo-Selva Alegre). $ 72 000


231

En la tabla 5.6 se presenta un cuadro comparativo de inversiones requeridas

entre las tres alternativas de alimentación para el sistema Metro-Q.

Tabla 5.6: Cuadro comparativo de inversiones.

Como se puede observar en la tabla 5.6, de las tres alternativas de alimentación

propuestas para el sistema Metro-Q; la alternativa que requeriría una menor

inversión es la segunda alternativa, debido a la cercanía de la subestación de

138/23 kV Parque Bicentenario a la estación de tracción 23 kV El Labrador

ayudaría a economizar en la construcción del alimentador subterráneo de doble

circuito de 23 kV Parque Bicentenario-El Labrador.

En cuanto a la tercera alternativa, como se puede observar en la tabla 5.6, de las

tres alternativas de alimentación propuestas, es la alternativa que requeriría una

mayor inversión; debido a la construcción de 3 líneas de 138 kV requeridas para

alimentar a la subestación de 138/23 kV Parque Bicentenario.

5.2.3 PLAN DE INVERSIÓN

Los planes de inversiones están elaborados en base a las actividades de

construcción que se detallan en los anexos 5.4, 5.5 y 5.6, para cada alternativa de


Los tiempos referenciales de construcción para subestaciones de 138/23 kV,

líneas de transmisión de 138 kV y alimentadores de 23 kV, considerados para la

elaboración de los mencionados anexos, fueron tomados de las referencias

bibliográficas [24] y [25] respectivamente.

[24] Empresa Eléctrica Quito, “Construcción Subestación Tababela 2X33 MVA 138/23 kV”, Capítulo IV,

numeral 4.1.1.5, tabla 4-3, Págs. 73.

Alternativa Inversión Primera $ 33 430 967 Segunda $ 33 369 248 Tercera $ 34 825 069

232

A partir de los cronogramas de actividades propuestos en los anexos 5.4, 5.5 y

5.6 se puede identificar que la alimentación del sistema Metro-Q desde la red de

138 kV, requeriría de tres etapas de construcción, las cuales deberían arrancar en

el año 2014.

Etapa 1 (año 2014): En esta etapa se realizarían el diseño y los estudios

de las cuatro subestaciones de alimentación al Metro-Q, con

transformadores 138/23 kV, 20/27/33 MVA.

En la segunda y tercera alternativa sólo el transformador de la S/E Parque

Bicentenario sería de capacidad 25/35/45 MVA, porque con primarios a 23

kV independientes a los del Metro-Q se alimentarían las cargas alrededor

del ex aeropuerto, cuyos ejes viales principales tendrían edificaciones

hasta de 30 pisos.

La inversión que se debería realizar para cubrir los costos de diseño y

estudios de las cuatro subestaciones antes mencionadas asciende a:

$ 1 398 535 para la primera alternativa, $ 152 292 para la segunda y

tercera alternativa.

Etapa 2 (año 2015): En esta etapa se realizaría la adquisición de los

terrenos para las nuevas subestaciones así como de los equipos y

materiales necesarios para la construcción de las cuatro subestaciones de

138/23 kV e iniciarían los trabajos de obra civil respectivos.

Por otra parte, se obtendrían los permisos necesarios para la construcción

de los alimentadores primarios de 23 kV de doble circuito hasta los puntos

de conexión al sistema Metro-Q.

[25]

Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., “Instalación y construcción Línea 138 kV Sicabaya-Parque

Industrial y SE Parque Industrial”. Anexo 1

233

Además se realizaría la adquisición de los materiales y conductores de

cobre requeridos tanto para alimentadores primarios y circuitos de 23 kV y

se iniciaría la obra civil respectiva.

Particularmente en la segunda y tercera alternativa, además de lo

mencionado anteriormente, se realizarían la contratación de los diseños y

franja de servicio, la adquisición de los equipos y materiales para la

construcción de las líneas de 138 kV de alimentación a la S/E Parque

Bicentenario así como la contratación de la obra civil requerida.

La inversión que se debería realizar para cubrir los costos de todas las

actividades antes mencionadas asciende a: $ 24 531 952 para la primera

alternativa, $ 24 531 952 para la segunda alternativa y de $ 8 549 791 para

la tercera alternativa.

Etapa 3 (año 2016): En esta etapa se finalizaría la construcción de la obra

civil requerida y se realizaría el montaje electromecánico de las

subestaciones, de las líneas de 138 kV (segunda y tercera alternativa) y de

los alimentadores y circuitos subterráneos a 23 kV, que alimentarían al

Metro-Q, para lo cual se requiere de una inversión de: $ 7 500 480 para la

primera alternativa, $ 24 666 377 para la segunda alternativa y

$ 25 318 674 para la tercera alternativa.

En las tablas 5.7, 5.8 y 5.9 se presentan los cronogramas de inversiones

elaborados para las tres alternativas de alimentación.

234

Primera Alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador

Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.

Tabla 5.7: Cronograma de inversiones para la Primera alternativa.

Actividad Año 2014 Año 2015 Año 2016

Construcción de Subestaciones de 138/23 kV

Diseño $ 1 398 535

Compra de terrenos

$ 735 000

Obra civil

$ 435 668 $ 114 650

Compra de equipo y material

$ 5 827 226 $ 5 827 226

Montaje de estructuras y equipo

$ 495 286

Cableado, pruebas y Puesta en

funcionamiento $ 233 089

Seccionamiento de Línea de 138 kV

Seccionamiento Línea Santa Rosa-Vicentina $ 72 000

Seccionamiento Línea Eugenio Espejo-

Selva Alegre $ 72 000

Construcción de Alimentadores de 23 kV

Compra del conductor de Cu-500 MCM $ 8 410 873

Obra civil $ 356 156 $ 154 851

Instalación y pruebas de alimentadores de

23 kV $ 188 264

Construcción de Circuitos de 23 kV

Compra del conductor de Cu-750 MCM $ 8 410 873

Obra civil $ 356 156 $ 154 851

Instalación y pruebas de circuitos de 23 kV

en anillo $ 188 264

TOTAL INVERSIÓN $ 1 398 535 $ 24 531 952 $ 7 500 480

235

Segunda Alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV

Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

Tabla 5.8: Cronograma de inversiones para la Segunda alternativa.


Construcción de Subestaciones de 138/23 kV

Diseño $ 152 292

Compra de terrenos

$ 1 125 000

Obra civil

$ 482 287 $ 126 918


$ 5 886 395 $ 5 886 395


$ 507 640

Cableado, pruebas y Puesta en funcionamiento

$ 304 584

Seccionamiento de línea de 138 kV

Seccionamiento Línea Santa Rosa-Vicentina

$ 72 000

Seccionamiento Eugenio Espejo-Selva Alegre

$ 72 000

Construcción de Líneas de 138 kV

Estudios y Diseño

$ 172 595

Compra de material y equipos

$ 880 962 $ 880 962

Obra civil

$ 2 581 $ 90 341

Montaje de estructuras, conductor y cable de guarda

$ 1 193 920

Pruebas y puesta en funcionamiento

$ 40 091

Construcción de Alimentadores de 23kV

Compra del conductor de Cu-500MCM

$ 7 236 588

Obra civil

$ 351 820

Instalación y pruebas de alimentadores de 23 kV

$ 157 359

Construcción de circuitos de 23 kV

Compra del conductor de Cu-750MCM

$ 7 236 588

Obra civil

$ 351 820

Instalación y pruebas de circuitos de 23 kV en anillo

$ 157 359

TOTAL INVERSIÓN $ 152 292 $ 8 550 166 $ 24 666 380

236

Tercera Alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV

Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

Tabla 5.9: Cronograma de inversiones para la Tercera alternativa.


Construcción de S/E de 138/23 kV

Diseño de S/E $ 152 292

Compra de terrenos

$ 1 155 000

Obra civil

$ 482 258 $ 126 910


$ 5 886 395 $ 5 886 395


$ 507 640

Cableado, pruebas y Puesta en funcionamiento

$ 304 584

Seccionamiento de línea de 138 kV

Seccionamiento Eugenio Espejo-Selva Alegre

$ 72 000

Construcción de Líneas de 138 kV

Estudios y Diseño

$ 302 197

Compra de material y equipos

$ 1 523 002 $ 1 523 002

Obra civil

$ 4 462 $ 156 182

Montaje de estructuras, conductor y cable de guarda

$ 2 068 739

Pruebas y puesta en funcionamiento

$ 73 952

Construcción de Alimentadores de 23kV

Compra del conductor de Cu-500 MCM

$ 6 932 207

Obra civil

$ 310 266

Instalación y pruebas de alimentadores de 23 kV

$ 57 161

Construcción de circuitos de 23 kV

Compra del conductor de Cu-750 MCM

$ 6 932 207

Obra civil

$ 310 266

Instalación y pruebas de circuitos de 23 kV en anillo

$ 57 161

TOTAL INVERSIÓN $ 152 292 $ 9 353 315 $ 25 318 674

Los presupuestos presentados en el numeral 5.2.2, así como los cronogramas de

inversiones presentados en las tablas 5.7, 5.8 y 5.9, se han elaborado

obedeciendo principalmente al requerimiento generado por la Empresa Metro

Madrid, consultora del diseño y construcción del Metro-Q, la cual manifestó de

forma oficial a la Empresa Eléctrica Quito en el oficio No. UNMQ-2012-125, que la

alimentación del sistema Metro-Q debería ser a 23 kV en las barras A.C

237

pertenecientes a las estaciones del Metro-Q, con transformadores para abastecer

una demanda de 75 MVA y con una configuración en anillo.

El sistema de transporte Metro-Q, por tratarse de un proyecto que es parte del

plan de mejoramiento de movilidad en la ciudad de Quito; un cronograma de

actividades con mayor detalle debe ser elaborado por la unidad coordinadora del

Ilustre Municipio de Quito, ya que al estar involucradas otras empresas además

de la Empresa Eléctrica Quito, es prioritario una coordinación adecuada. Con la

finalidad de evitar la apertura de aceras y de avenidas principales más de una

vez, sobretodo en el caso de la construcción de los alimentadores de 23 kV que

van hacia las estaciones de tracción, los cuales serían subterráneos, con esto, se

lograría disminuir las molestias que se causaría a los moradores y transeúntes de

los sectores involucrados.

5.2.4 PROYECCIÓN DE INGRESOS

Para determinar la proyección de ingresos por venta de energía eléctrica que

generaría la alimentación al sistema Metro-Q, mediante cualquier de las tres

alternativas de alimentación planteadas, se ha procedido a obtener los valores de

consumo de energía anual, la cual se calcula con la siguiente expresión:

= q ∗ t ∗ 5.5 [26]

Donde:

E: Energía [kWh].

FC: Factor de carga.

D: Demanda de potencia activa [kW].

t: Periodo de tiempo de análisis [horas].

[26]

Ing. William Barcenes e Ing. Edwin Toapanta, “Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en

el Ecuador”. Págs. 96 y 113.

238

Para realizar la proyección de ingresos se ha considerado:

Factores de carga de 0.4, 0.45 y 0.5, función del flujo de los Metros por

hora en las 24 horas día.

Demanda de potencia activa: 75 MW en el periodo de demanda máxima,

48.75 MW en el periodo de demanda media y 26.25 MW de demanda

mínima, con una tasa de crecimiento de demanda del 2% a partir del año

2016 y por los siguientes 20 años.

El tiempo de funcionamiento del sistema Metro-Q se ha tomado desde las

4:30 a.m. a 23:00 de lunes a sábado y de 5:00 a.m. a 22:00 los domingos y

días festivos, con referencia al horario de funcionamiento del sistema Metro

de Medellín. [27]

Con base al horario antes mencionado se determinó que el sistema Metro-

Q podría operar 4 320 horas al año durante el periodo de demanda media y

960 horas al año durante los periodos de demanda máxima y mínima.

El pliego tarifario considerado, para el cálculo de los ingresos que

generaría la alimentación al sistema Metro-Q es el publicado por la

Empresa Eléctrica Quito para el mes de Agosto del 2013 el cual manifiesta,

en el literal E (Tarifa para el sistema Trolebús):

La tarifa que se aplica a los abonados del sistema de transporte eléctrico

Trolebús, está compuesta por los cargos que se detallan en la tabla 5.10.

[27]

www.metrodemedellin.gov.co

239

Tabla 5.10: Tarifa para Trolebús. [28]

Cargo Concepto $ 1.414 Comercialización, independiente del consumo de energía.

$ 4.129 Por cada kW de demanda facturable como mínimo (60% de la demanda contratada).

$ 0.058 Por cada kWh en función de la energía consumida en el periodo de demanda máxima y media (07:00 a 22:00).

$ 0.046 Por cada kWh en función de la energía consumida en el periodo de demanda mínima (22:00 a 07:00).

Con la tasa de crecimiento de demanda del sistema Metro-Q, la cual es del 2% a

partir del año 2016, los factores de cargas antes mencionados, el tiempo de

operación que tendría el sistema Metro-Q y el pliego tarifario vigente para el

sistema de transporte eléctrico Trolebús, se procedió a calcular la venta de

energía anual que se tendría al sistema Metro-Q, para un horizonte de estudio de

20 años a partir del año 2016.

En la tabla 5.11 se presentan el total de ventas proyectadas para el sistema

Metro-Q por año, con factores de carga de 0.4, 0.45 y 0.5.

Tabla 5.11: Resumen de ventas anuales proyectadas.

Total de Ventas Anuales Total de Ventas Anuales

Año FC=0,4 FC=0,45 FC=0,5 Año FC=0,4 FC=0,45 FC=0,5

2016 $ 7 205 805 $ 8 083 305 $ 8 960 805 2026 $ 8 783 836 $ 9 853 504 $ 10 923 171

2017 $ 7 349 921 $ 8 244 971 $ 9 140 021 2027 $ 8 959 513 $ 10 050 574 $ 11 141 635

2018 $ 7 496 920 $ 8 409 871 $ 9 322 822 2028 $ 9 138 703 $ 10 251 585 $ 11 364 467

2019 $ 7 646 858 $ 8 578 068 $ 9 509 278 2029 $ 9 321 477 $ 10 456 617 $ 11 591 757

2020 $ 7 799 795 $ 8 749 629 $ 9 699 464 2030 $ 9 507 907 $ 10 665 749 $ 11 823 592

2021 $ 7 955 791 $ 8 924 622 $ 9 893 453 2031 $ 9 698 065 $ 10 879 064 $ 12 060 064

2022 $ 8 114 907 $ 9 103 114 $ 10 091 322 2032 $ 9 892 026 $ 11 096 646 $ 12 301 265

2023 $ 8 277 205 $ 9 285 177 $ 10 293 148 2033 $ 10 089 867 $ 11 318 578 $ 12 547 290

2024 $ 8 442 749 $ 9 470 880 $ 10 499 011 2034 $ 10 291 664 $ 11 544 950 $ 12 798 236

2025 $ 8 611 604 $ 9 660 298 $ 10 708 991 2035 $ 10 497 497 $ 11 775 849 $ 13 054 201

[28]

Empresa Eléctrica Quito, “Pliego Tarifario Vigente”, Sección E Agosto 2013, Pág. 17.

240

5.2.5 PROYECCIÓN DE GASTOS

Al igual que para determinar los ingresos que generaría la alimentación al sistema

Metro-Q con la venta de energía, para el cálculo de los gastos del presente

análisis se ha considerado lo siguiente:

1.- Los gastos de mantenimiento de los equipos eléctricos involucrados en la

alimentación del sistema Metro-Q.

Para determinar este valor se ha tomado el 5% de la inversión total requerida por

el proyecto, lo cual está aprobado por la resolución del CONELEC No. 064/12,

literal 2.

En la tabla 5.12 se muestra el valor calculado de gastos de mantenimiento anual

estimado para cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-

Q.

Tabla 5.12: Gastos de mantenimiento anuales. ALTERNATIVA GASTOS ANUALES

POR MANTENIMIENTO Primera $ 1 671 548

Segunda $ 1 668 423

Tercera $ 1 741 214

Como se puede observar en la tabla 5.12 la alternativa que requiere de un mayor

gasto para su mantenimiento es la tercera alternativa; la cual corresponde a la

alimentación mediante las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo,

Vicentina y Parque Bicentenario. Debido a que esta alternativa requiere de más

equipo eléctrico para llevar a cabo la alimentación para el sistema Metro-Q.

241

2.- La depreciación de equipos eléctricos involucrados para la alimentación del

sistema Metro-Q.

Para calcular el valor de depreciación se ha considerado los años de vida útiles

de los equipos aprobados por el CONELEC en su regulación No.006/08, capítulo

II, literal 7-b, en la cual se manifiesta:

“El valor de reposición de los activos en servicio serán calculados en función de

los estados financieros auditados y de las vidas útiles aprobadas por el

CONELEC” [29]

En la tabla 5.13 se presenta los años de vida útil aprobados por el CONELEC en

su regulación No.006/08.

Tabla 5.13: Vidas útiles aprobadas por el CONELEC [29]. DETALLE AÑOS Líneas de subtransmisión 45 Subestaciones de subtransmisión 30 Redes Primarias de alimentación 35 Transformadores 30 Redes secundarias 35 Alumbrado Público 25 Acometidas y medidores 20 Instalaciones en general 10

Tal como lo establece la regulación del CONELEC No. 006/08 “Aplicación del

Mandato Constituyente No. 15”; normativa que establece que en el cálculo de los

costos de transmisión y distribución, se considere un valor de reposición de

activos el mismo que deberá ser destinado al Fondo de Solidaridad como aporte

de capital de la Empresa distribuidora. [29]

Tomando en consideración lo expuesto anteriormente en la tabla 5.14 se muestra

valor calculado de reposición anual, mediante el método de la línea recta, para

cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-Q.

[29]

Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Regulación No. 006/08 Aplicación del Mandato

constituyente No. 15”, Año 2008.

242

Tabla 5.14: Valores de reposición anules. ALTERNATIVA REPOSICIÓN ANUAL

Primera $ 1 133 649

Segunda $ 1 921 621 Tercera $ 1 133 601

Como se puede observar en la tabla 5.14 el valor de reposición anual en la

segunda alternativa es mayor, debido que el costo construcción de la subestación

Parque Bicentenario es más alto que en las otras dos alternativas planteadas.

3.- Pago al impuesto a la renta.

De acuerdo a la ley de Régimen Tributario, en su Título Primero, capítulo III,

artículo 9 manifiesta:

Art 9.- “Para fines de la determinación y liquidación del impuesto a la renta, están

exonerados exclusivamente los ingresos obtenidos por las instituciones del

Estado y por las empresas que conforman el sector eléctrico”. [23]

Por tal motivo para el presente análisis se ha considerado con un valor de cero el

pago al impuesto a la renta.

En la tabla 5.15 se presentan el total de gastos anuales estimados que requeriría

cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-Q.

Tabla 5.15: Gastos anuales estimados.

ALTERNATIVA GASTOS ANUALES Primera $ 2 805 197 Segunda $ 3 590 044 Tercera $ 2 874 815

Como se puede observar en la tabla 5.15 la implementación de la alimentación

mediante las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y

Parque Bicentenario (segunda alternativa) requería de un mayor gasto anual para

mantener su funcionamiento, sin embargo se demuestra en el literal 5.2.2 esta

alternativa requiere de una menor inversión para su implementación.

243

5.2.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS DE

ALIMENTACIÓN

Una vez determinado el valor de la inversión que requeriría cada alternativa de

alimentación planteada para el sistema Metro-Q, así como la proyección de

ingresos y gastos respectivos, se procedió a realizar la evaluación económica de

cada alternativa, con la finalidad de determinar cuál alternativa de alimentación es

económicamente factible y rentable.

Los flujos netos de efectivo anuales (FNEA) fueron traídos a valor presente a una

tasa de descuento del 12%, que corresponde a la tasa de interés aprobada por el

CONELEC en su regulación No. 006/08 capitulo II literal 7-a. [29]

Para la evaluar la TIR, previamente se ha determinado la TMAR aplicando la

expresión 5.3 con los siguientes parámetros:

1. Tasa de inflación acumulada hasta Agosto del 2013, la cual corresponde al

2.27%.

2. Tasa de Premio al Riesgo hasta Agosto del 2013, la cual corresponde al

6.5%.

3. El riesgo país hasta agosto del 2013 es de 642 puntos, lo que corresponde

al 0.642%. [30]

Con los parámetros anteriores y reemplazando en la expresión 5.3 se obtuvo una

TMAR= 9.41%.

Es decir que para el presente análisis se considerará una tasa de rentabilidad

mínima del 9.41%, para que el proyecto de alimentación para el sistema Metro-Q

sea considerado como económicamente factible.

[30] www.bce.fin.ec.

244

Los resultados de índices económicos calculados de cada alternativa de

alimentación planteada para alimentar al sistema Metro-Q se presentan a

continuación:

Alternativa 1: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto,

Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.

Tabla 5.16: Evaluación económica de la primera alternativa de alimentación.

De los resultados mostrados en la tabla 5.16, la alimentación para el sistema

Metro-Q desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y

Selva Alegre presenta:

Un VAN positivo con los tres factores de carga considerados para el

presente estudio; por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa

de alimentación planteada es económicamente viable con los tres factores

de carga considerados, debido a que se obtendría una utilidad mínima de

$ 6 573 757 si el factor de carga llega a ser 0.4 y una utilidad máxima de

$ 21 420 296 si el factor de carga llega a ser de 0.5.

Año Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA

2016 $ 7 205 805 $ 2 805 197 $ 4 400 608 $ 8 083 305 $ 2 805 197 $ 5 278 108 $ 8 960 805 $ 2 805 197 $ 6 155 608

2017 $ 7 349 921 $ 2 805 197 $ 4 544 724 $ 8 244 971 $ 2 805 197 $ 5 439 774 $ 9 140 021 $ 2 805 197 $ 6 334 824

2018 $ 7 496 920 $ 2 805 197 $ 4 691 722 $ 8 409 871 $ 2 805 197 $ 5 604 673 $ 9 322 822 $ 2 805 197 $ 6 517 624

2019 $ 7 646 858 $ 2 805 197 $ 4 841 661 $ 8 578 068 $ 2 805 197 $ 5 772 871 $ 9 509 278 $ 2 805 197 $ 6 704 081

2020 $ 7 799 795 $ 2 805 197 $ 4 994 598 $ 8 749 629 $ 2 805 197 $ 5 944 432 $ 9 699 464 $ 2 805 197 $ 6 894 266

2021 $ 7 955 791 $ 2 805 197 $ 5 150 594 $ 8 924 622 $ 2 805 197 $ 6 119 425 $ 9 893 453 $ 2 805 197 $ 7 088 256

2022 $ 8 114 907 $ 2 805 197 $ 5 309 710 $ 9 103 114 $ 2 805 197 $ 6 297 917 $ 10 091 322 $ 2 805 197 $ 7 286 125

2023 $ 8 277 205 $ 2 805 197 $ 5 472 008 $ 9 285 177 $ 2 805 197 $ 6 479 979 $ 10 293 148 $ 2 805 197 $ 7 487 951

2024 $ 8 442 749 $ 2 805 197 $ 5 637 552 $ 9 470 880 $ 2 805 197 $ 6 665 683 $ 10 499 011 $ 2 805 197 $ 7 693 814

2025 $ 8 611 604 $ 2 805 197 $ 5 806 407 $ 9 660 298 $ 2 805 197 $ 6 855 101 $ 10 708 991 $ 2 805 197 $ 7 903 794

2026 $ 8 783 836 $ 2 805 197 $ 5 978 639 $ 9 853 504 $ 2 805 197 $ 7 048 307 $ 10 923 171 $ 2 805 197 $ 8 117 974

2027 $ 8 959 513 $ 2 805 197 $ 6 154 316 $ 10 050 574 $ 2 805 197 $ 7 245 377 $ 11 141 635 $ 2 805 197 $ 8 336 438

2028 $ 9 138 703 $ 2 805 197 $ 6 333 506 $ 10 251 585 $ 2 805 197 $ 7 446 388 $ 11 364 467 $ 2 805 197 $ 8 559 270

2029 $ 9 321 477 $ 2 805 197 $ 6 516 280 $ 10 456 617 $ 2 805 197 $ 7 651 420 $ 11 591 757 $ 2 805 197 $ 8 786 560

2030 $ 9 507 907 $ 2 805 197 $ 6 702 709 $ 10 665 749 $ 2 805 197 $ 7 860 552 $ 11 823 592 $ 2 805 197 $ 9 018 395

2031 $ 9 698 065 $ 2 805 197 $ 6 892 868 $ 10 879 064 $ 2 805 197 $ 8 073 867 $ 12 060 064 $ 2 805 197 $ 9 254 867

2032 $ 9 892 026 $ 2 805 197 $ 7 086 829 $ 11 096 646 $ 2 805 197 $ 8 291 448 $ 12 301 265 $ 2 805 197 $ 9 496 068

2033 $ 10 089 867 $ 2 805 197 $ 7 284 669 $ 11 318 578 $ 2 805 197 $ 8 513 381 $ 12 547 290 $ 2 805 197 $ 9 742 093

2034 $ 10 291 664 $ 2 805 197 $ 7 486 467 $ 11 544 950 $ 2 805 197 $ 8 739 753 $ 12 798 236 $ 2 805 197 $ 9 993 039

2035 $ 10 497 497 $ 2 805 197 $ 7 692 300 $ 11 775 849 $ 2 805 197 $ 8 970 652 $ 13 054 201 $ 2 805 197 $ 10 249 004

$ 6 573 757 $ 13 997 026 $ 21 420 296

14,71% 17,63% 20,45%

0,2 0,42 1,64

6,91 años 5,88 años 5,12 años

TIR

B/C

PRI

B/C

PRI

TIR

VAN

TIR

B/C

PRI

FC=0,5FC=0,4 FC=0,45

VANVAN

245

En cuanto se refiere a la Tasa Interna de Retorno (TIR) los resultados

obtenidos muestran que con un factor de carga de 0.5 se obtiene una

rentabilidad máxima del 20.45 % y con un factor de carga de 0.4 se obtiene

una rentabilidad mínima del 14.71%, en ambos casos la rentabilidad

supera a la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR) determinada

para el presente estudio, la cual corresponde al 9.41%. Por lo tanto se

puede concluir que la presente alternativa de alimentación es

económicamente factible, con los tres factores de carga considerados para

el presente estudio.

En la relación Beneficio-Costo se puede observar que si el factor de carga

llegara a ser de 0.5 la Empresa Eléctrica Quito ganaría 64 centavos por

cada dólar de inversión, sin embargo si el factor de carga llegaría a ser de

0.4 la Empresa Eléctrica Quito perdería 80 centavos por cada dólar de

inversión. Por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa es

rentable siempre y cuando el factor de carga llegara a ser mayor de 0.5,

caso contrario la presente alternativa de alimentación no es rentable.

El Periodo de Recuperación de Inversión sería de 5 años 1 mes si el factor

de carga llegara a ser de 0.5, mientras que si el factor de carga llegaría a

ser de 0.4 la inversión realizada para la implementación de la presente

alternativa de alimentación, se recuperaría en 6 años 11 meses. Por lo

tanto se puede concluir que el tiempo mínimo en que se podría recuperar la

inversión realizada en aproximadamente 7 años.

246

Alternativa 2: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto,

Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

Tabla 5.17: Evaluación económica de la segunda alternativa de alimentación.


Metro-Q desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y

Parque Bicentenario presenta:





$ 773 892 si el factor de carga llega a ser 0.4 y una utilidad máxima de

$ 15 620 431 si el factor de carga llega a ser de 0.5.

En cuanto se refiere a la Tasa Interna de Retorno los resultados obtenidos

muestran que con un factor de carga de 0.5 se obtiene una rentabilidad


2016 $ 7 205 805 $ 3 590 044 $ 3 615 761 $ 8 083 305 $ 3 590 044 $ 4 493 261 $ 8 960 805 $ 3 590 044 $ 5 370 761

2017 $ 7 349 921 $ 3 590 044 $ 3 759 877 $ 8 244 971 $ 3 590 044 $ 4 654 927 $ 9 140 021 $ 3 590 044 $ 5 549 977

2018 $ 7 496 920 $ 3 590 044 $ 3 906 876 $ 8 409 871 $ 3 590 044 $ 4 819 827 $ 9 322 822 $ 3 590 044 $ 5 732 778

2019 $ 7 646 858 $ 3 590 044 $ 4 056 814 $ 8 578 068 $ 3 590 044 $ 4 988 024 $ 9 509 278 $ 3 590 044 $ 5 919 234

2020 $ 7 799 795 $ 3 590 044 $ 4 209 751 $ 8 749 629 $ 3 590 044 $ 5 159 585 $ 9 699 464 $ 3 590 044 $ 6 109 420

2021 $ 7 955 791 $ 3 590 044 $ 4 365 747 $ 8 924 622 $ 3 590 044 $ 5 334 578 $ 9 893 453 $ 3 590 044 $ 6 303 409

2022 $ 8 114 907 $ 3 590 044 $ 4 524 863 $ 9 103 114 $ 3 590 044 $ 5 513 070 $ 10 091 322 $ 3 590 044 $ 6 501 278

2023 $ 8 277 205 $ 3 590 044 $ 4 687 161 $ 9 285 177 $ 3 590 044 $ 5 695 133 $ 10 293 148 $ 3 590 044 $ 6 703 104

2024 $ 8 442 749 $ 3 590 044 $ 4 852 705 $ 9 470 880 $ 3 590 044 $ 5 880 836 $ 10 499 011 $ 3 590 044 $ 6 908 967

2025 $ 8 611 604 $ 3 590 044 $ 5 021 560 $ 9 660 298 $ 3 590 044 $ 6 070 254 $ 10 708 991 $ 3 590 044 $ 7 118 947

2026 $ 8 783 836 $ 3 590 044 $ 5 193 792 $ 9 853 504 $ 3 590 044 $ 6 263 460 $ 10 923 171 $ 3 590 044 $ 7 333 127

2027 $ 8 959 513 $ 3 590 044 $ 5 369 469 $ 10 050 574 $ 3 590 044 $ 6 460 530 $ 11 141 635 $ 3 590 044 $ 7 551 591

2028 $ 9 138 703 $ 3 590 044 $ 5 548 659 $ 10 251 585 $ 3 590 044 $ 6 661 541 $ 11 364 467 $ 3 590 044 $ 7 774 423

2029 $ 9 321 477 $ 3 590 044 $ 5 731 433 $ 10 456 617 $ 3 590 044 $ 6 866 573 $ 11 591 757 $ 3 590 044 $ 8 001 713

2030 $ 9 507 907 $ 3 590 044 $ 5 917 863 $ 10 665 749 $ 3 590 044 $ 7 075 705 $ 11 823 592 $ 3 590 044 $ 8 233 548

2031 $ 9 698 065 $ 3 590 044 $ 6 108 021 $ 10 879 064 $ 3 590 044 $ 7 289 020 $ 12 060 064 $ 3 590 044 $ 8 470 020

2032 $ 9 892 026 $ 3 590 044 $ 6 301 982 $ 11 096 646 $ 3 590 044 $ 7 506 602 $ 12 301 265 $ 3 590 044 $ 8 711 221

2033 $ 10 089 867 $ 3 590 044 $ 6 499 823 $ 11 318 578 $ 3 590 044 $ 7 728 534 $ 12 547 290 $ 3 590 044 $ 8 957 246

2034 $ 10 291 664 $ 3 590 044 $ 6 701 620 $ 11 544 950 $ 3 590 044 $ 7 954 906 $ 12 798 236 $ 3 590 044 $ 9 208 192

2035 $ 10 497 497 $ 3 590 044 $ 6 907 453 $ 11 775 849 $ 3 590 044 $ 8 185 805 $ 13 054 201 $ 3 590 044 $ 9 464 157

$ 773 892 $ 8 197 162 $ 15 620 431

12,32% 15,33% 18,21%

1,02 1,25 1,47


FC=0,4 FC=0,45 FC=0,5

VAN VAN VAN

TIR TIR TIR

B/C B/C B/C

PRI PRI PRI

247

máxima del 18.21 % y con un factor de carga de 0.4 se obtiene una

rentabilidad mínima del 12.32%, en ambos casos la rentabilidad supera a la

Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento determinada para el presente

estudio, la cual corresponde al 9.41%. Por lo tanto se puede concluir que la

presente alternativa de alimentación es económicamente factible, con los

tres factores de carga considerados para el presente estudio.



cada dólar de inversión, si el factor de carga llegaría ser de 0.45 la

empresa ganaría 25 centavos por cada dólar de inversión y si el factor de

carga llegaría a ser de 0.4 la Empresa ganaría 2 centavos por cada dólar

de inversión. Por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa es

rentable con los tres factores de carga considerados para el presente

análisis.

Un Periodo de Recuperación de Inversión de 5 años 9 meses si el factor de

carga llegara a ser de 0.5, mientras que si el factor de carga llegaría a ser

de 0.4 la inversión realizada para la implementación de la presente

alternativa de alimentación, se recuperaría en 8 años. Por lo tanto se

puede concluir que el tiempo mínimo en que se podría recuperar la

inversión realizada es 8 años.

248

Alternativa 3: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio

Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

Tabla 5.18: Evaluación económica de la tercera alternativa de alimentación.


Metro-Q desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo,

Vicentina y Parque Bicentenario presenta:





$4 660 435 si el factor de carga llega a ser 0.4 y una utilidad máxima de

$19 506 974 si el factor de carga llega a ser de 0.5.

En cuanto se refiere a la Tasa Interna de Retorno los resultados obtenidos

muestran que con un factor de carga de 0.5 se obtiene una rentabilidad


2016 $ 7 205 805 $ 2 874 815 $ 4 330 990 $ 8 083 305 $ 2 874 815 $ 5 208 490 $ 8 960 805 $ 2 874 815 $ 6 085 990

2017 $ 7 349 921 $ 2 874 815 $ 4 475 106 $ 8 244 971 $ 2 874 815 $ 5 370 156 $ 9 140 021 $ 2 874 815 $ 6 265 206

2018 $ 7 496 920 $ 2 874 815 $ 4 622 105 $ 8 409 871 $ 2 874 815 $ 5 535 056 $ 9 322 822 $ 2 874 815 $ 6 448 007

2019 $ 7 646 858 $ 2 874 815 $ 4 772 043 $ 8 578 068 $ 2 874 815 $ 5 703 253 $ 9 509 278 $ 2 874 815 $ 6 634 463

2020 $ 7 799 795 $ 2 874 815 $ 4 924 980 $ 8 749 629 $ 2 874 815 $ 5 874 814 $ 9 699 464 $ 2 874 815 $ 6 824 649

2021 $ 7 955 791 $ 2 874 815 $ 5 080 976 $ 8 924 622 $ 2 874 815 $ 6 049 807 $ 9 893 453 $ 2 874 815 $ 7 018 638

2022 $ 8 114 907 $ 2 874 815 $ 5 240 092 $ 9 103 114 $ 2 874 815 $ 6 228 299 $ 10 091 322 $ 2 874 815 $ 7 216 507

2023 $ 8 277 205 $ 2 874 815 $ 5 402 390 $ 9 285 177 $ 2 874 815 $ 6 410 362 $ 10 293 148 $ 2 874 815 $ 7 418 333

2024 $ 8 442 749 $ 2 874 815 $ 5 567 934 $ 9 470 880 $ 2 874 815 $ 6 596 065 $ 10 499 011 $ 2 874 815 $ 7 624 196

2025 $ 8 611 604 $ 2 874 815 $ 5 736 789 $ 9 660 298 $ 2 874 815 $ 6 785 483 $ 10 708 991 $ 2 874 815 $ 7 834 176

2026 $ 8 783 836 $ 2 874 815 $ 5 909 021 $ 9 853 504 $ 2 874 815 $ 6 978 689 $ 10 923 171 $ 2 874 815 $ 8 048 356

2027 $ 8 959 513 $ 2 874 815 $ 6 084 698 $ 10 050 574 $ 2 874 815 $ 7 175 759 $ 11 141 635 $ 2 874 815 $ 8 266 820

2028 $ 9 138 703 $ 2 874 815 $ 6 263 888 $ 10 251 585 $ 2 874 815 $ 7 376 770 $ 11 364 467 $ 2 874 815 $ 8 489 652

2029 $ 9 321 477 $ 2 874 815 $ 6 446 662 $ 10 456 617 $ 2 874 815 $ 7 581 802 $ 11 591 757 $ 2 874 815 $ 8 716 942

2030 $ 9 507 907 $ 2 874 815 $ 6 633 092 $ 10 665 749 $ 2 874 815 $ 7 790 934 $ 11 823 592 $ 2 874 815 $ 8 948 777

2031 $ 9 698 065 $ 2 874 815 $ 6 823 250 $ 10 879 064 $ 2 874 815 $ 8 004 249 $ 12 060 064 $ 2 874 815 $ 9 185 249

2032 $ 9 892 026 $ 2 874 815 $ 7 017 211 $ 11 096 646 $ 2 874 815 $ 8 221 831 $ 12 301 265 $ 2 874 815 $ 9 426 450

2033 $ 10 089 867 $ 2 874 815 $ 7 215 052 $ 11 318 578 $ 2 874 815 $ 8 443 763 $ 12 547 290 $ 2 874 815 $ 9 672 475

2034 $ 10 291 664 $ 2 874 815 $ 7 416 849 $ 11 544 950 $ 2 874 815 $ 8 670 135 $ 12 798 236 $ 2 874 815 $ 9 923 421

2035 $ 10 497 497 $ 2 874 815 $ 7 622 682 $ 11 775 849 $ 2 874 815 $ 8 901 034 $ 13 054 201 $ 2 874 815 $ 10 179 386

$ 4 660 435 $ 12 083 704 $ 19 506 974

13,86% 16,71% 19,44%

1,13 1,35 1,56


B/C B/C B/C

PRI PRI PRI

FC=0,5

VAN VAN VAN

TIR TIR TIR

FC=0,4 FC=0,45

249

máxima del 19.44 % y con un factor de carga de 0.4 se obtiene una

rentabilidad mínima del 13.86%, en ambos casos la rentabilidad supera a la

Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento determinada para el presente

estudio, la cual corresponde al 9.41%. Por lo tanto se puede concluir que la

presente alternativa de alimentación es económicamente factible, con los

tres factores de carga considerados para el presente estudio.



cada dólar de inversión, si el factor de carga llegaría ser de 0.45 la

empresa ganaría 35 centavos por cada dólar de inversión y si el factor de

carga llegaría a ser de 0.4 la Empresa ganaría 13 centavos por cada dólar

de inversión. Por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa es

rentable con los tres factores de carga considerados para el presente

análisis.

Un Periodo de Recuperación de Inversión, de 5 años 4 meses si el factor

de carga llegara a ser de 0.5, mientras que si el factor de carga llegaría a

ser de 0.4 la inversión realizada para la implementación de la presente

alternativa de alimentación, se recuperaría en 7 años 3 meses. Por lo tanto

se puede concluir que el tiempo mínimo en que se podría recuperar la

inversión realizada es 7 años.

En la tabla 5.19 se presenta un resumen de los índices económicos calculados

para cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-Q.

Tabla 5.19: Resumen de índices económicos calculados.

PRI

VAN TIR B/C Máximo Mínimo

Alternativa Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Años Meses Años Meses

Primera $ 21 420 296 $ 6 573 757 20,45% 14,71% 1,64 0,2 7 0 5 1

Segunda $ 15 620 431 $ 773 892 18,21% 12,32% 1,47 1,02 8 0 5 9

Tercera $ 19 506 974 $ 4 660 435 19,44% 13,86% 1,56 1,13 7 3 5 4

250

Como se puede observar en la tabla 5.19 las tres alternativas de alimentación son

económicamente factibles siempre y cuando el factor de carga del sistema Metro-

Q llegue a ser de 0.5 o superior en estas condiciones el VAN, la TIR y la relación

Beneficio-Costo están dentro de los parámetros económicos aceptables, sin

embargo, en el caso de la alternativa de alimentación desde las subestaciones de

138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre (primera alternativa),

con factores de carga de 0.45 hasta 0.4 representaría una pérdida entre 58 y 80

centavos por cada dólar de inversión que se realice para la construcción de esta

alternativa de alimentación, a pesar de que la TIR se encuentra sobre la Tasa

Mínima Atractiva de Rendimiento y con un VAN máximo de $ 21 420 296.

En cuanto a la segunda y tercera alternativa de alimentación, ambas resultan

económicamente factibles y rentables con los tres factores de carga

considerados, ya que todos los índices económicos se encuentran sobre valores

económicos aceptables. Especialmente la alternativa de alimentación desde las


Bicentenario (tercera alternativa); resulta la alternativa más rentable de las tres,

debido a que por cada dólar que se invierte en la construcción de esta alternativa

se ganaría entre 13 y 56 centavos, mientras que por cada dólar que invierta en la

construcción de la segunda alternativa se ganaría entre 2 y 47 centavos.

Por otra parte el tiempo de recuperación de la inversión es menor en la primera

alternativa de alimentación, ya que la inversión realizada para la construcción de

esta alternativa se recuperaría en un máximo de 7 años si el factor de carga

llegara a ser de 0.4 y un mínimo de 5 años si el factor de carga llegara a ser de

0.5.

En conclusión las tres alternativas de alimentación planteadas desde la red de

138 kV para el sistema Metro-Q; son económicamente factibles y rentables si el

factor de carga llegara a ser mayor que 0.5. Sin embargo la segunda y tercera

alternativa son rentables aún si el factor de carga llegara a ser menor a 0.5, de

estas dos alternativas; la alternativa de alimentación económicamente factible y la

251

más rentable es la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio

Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario (tercera alternativa).

5.2.6.1 Análisis de Sensibilidad

En el literal anterior se llegó a determinar que la segunda y tercera alternativa de

alimentación para el sistema Metro-Q, son económicamente factibles y rentables

para factores de carga menores a 0.5, en este apartado se determinará el factor

de carga hasta el cuál, las dos alternativas de alimentación son económicamente

factibles y rentables.

En la tabla 5.20 se presenta los resultados obtenidos:

Tabla 5.20: Resultados análisis de sensibilidad.

De los resultados obtenidos y mostrados en la tabla 5.20 se puede deducir que la

segunda alternativa de alimentación para el sistema Metro-Q deja de ser

económicamente factible cuando el factor de carga es menor de 0.4, debido a que

el VAN toma valores negativos, a pesar que la TIR permanece sobre la Tasa

Mínima Atractiva de Rendimiento (9.41%).

En cuanto a la rentabilidad se puede observar que a partir del mismo factor de

carga se pueden ver pérdidas para la Empresa Eléctrica Quito por cada dólar de

inversión que se designe para la construcción de la alimentación del sistema

Metro-Q mediante las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo,

Vicentina y Parque Bicentenario (segunda alternativa).

En conclusión la mencionada alternativa de alimentación solo es económicamente

factible y rentable para factores de carga mayores a 0.4.

FC=0,39 FC=0,38 FC=0,37 FC=0,36 FC=0,39 FC=0,38 FC=0,37 FC=0,36

VAN -$ 710 762 -$2 195 415 -$3 680 069 -$5 164 723 $3 175 781 $1 691 127 $ 206 473 -$1 278 181

TIR 11,70% 11,07% 10,43% 9,77% 13,28% 12,68% 12,08% 11,48%

B/C 0,98 0,93 0,89 0,85 1,09 1,05 1,01 0,96

Alternativa 2 Alternativa 3

252

Por otra parte la alternativa de alimentación para el sistema Metro-Q desde las


Bicentenario (tercera alternativa), deja de ser económicamente factible para

factores de carga menores de 0.36.

En factores de carga menores a 0.36 el VAN de esta alternativa empieza a tomar

valores negativos y a manifestar pérdidas por cada dólar de inversión, a pesar de

que la TIR se mantiene sobre la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento.

En conclusión la alternativa de alimentación desde las subestaciones de 138/23

kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario (tercera

alternativa), mantiene su factibilidad económica y rentabilidad hasta un factor de

carga de 0.37, para factores de carga menores deja de ser rentable y

económicamente factible.

5.3 FINANCIAMIENTO PARA LA ALIMENTACIÓN DEL

SISTEMA DE TRANSPORTE METRO-Q

El financiamiento para la construcción de la alimentación del sistema Metro-Q,

debe indicar las fuentes de recursos financieros necesarios para su ejecución y

funcionamiento.

Considerando que “El estado Ecuatoriano es accionista mayoritario en varias

empresas de generación, transmisión y distribución” expide el Mandato

Constituyente No.15 el cual manifiesta:

Art 1.- “Los recursos que se requieran para cubrir las inversiones en generación,

transmisión y distribución serán cubiertos por el Estado Ecuatoriano”. [31]

Considerando que la Secretaría Nacional de Planificación y Desarrollo

(SENPLADES) ha declarado como obra prioritaria a la construcción del sistema

[31]

República Constitucional del Ecuador,” Mandato Constituyen No.15”, año 2008.

253

de transporte Metro-Q y lo manifestado en el Mandato Constituyente No.15, se

puede concluir que el financiamiento para la construcción de la alimentación para

el sistema de transporte eléctrico Metro-Q, a través de cualquiera de las tres

alternativas planteadas, lo asumirá el Estado Ecuatoriano en su totalidad.

Por tal motivo la inversión de $ 33 430 967 que se requeriría para la construcción

de la alternativa de alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador

Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre, así como los $ 33 396 248 que se

requeriría para la construcción de la alternativa de alimentación desde las

subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque

Bicentenario, o los $ 34 825 069 que se requeriría para la construcción de la

alternativa de alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio

Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario; deberán provenir en su

totalidad del Estado Ecuatoriano a través del Presupuesto General del Estado

(PGE).

5.4 BENEFICIO SOCIAL

El Gobierno Nacional a través de la Secretaría Nacional de Planificación y

Desarrollo (SENPLADES) decidió declarar como obra prioritaria al Metro de Quito,

obra que se considera como el tercer proyecto más grande del país, después de

la Refinería del Pacífico y de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair. El Metro

de Quito generaría importantes encadenamientos productivos y se convertirá en

una importante fuente de empleo pues requerirá del trabajo directo de 3 000

personas durante su proceso de construcción, el contingente indirecto de 25 000

personas y la labor de 800 trabajadores más, una vez que entre en operación.

El Metro-Q es una solución al problema de transporte y movilidad en Quito, ya

que se tiene previsto que para el año 2045 la ciudad cuente con 1.5 millones de

vehículos que circularían a velocidades promedio de 10 kilómetros por hora, por

esta razón se tiene previsto el potenciamiento de los corredores suroccidental y

suroriental, además de la construcción de una nueva línea que avanzará hasta

Carapungo partiendo desde el Labrador, de esta manera conectarlos con el Metro

254

con la finalidad de movilizar a más de 500.000 pasajeros diarios. Desde Quitumbe

a El Labrador, el trayecto en metro demorará apenas 34 minutos, a una velocidad

promedio de 40 kilómetros por hora. [32]

La puesta en funcionamiento de la Primera Línea del Metro de Quito supondrá

una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero que se estima en

unas 163 942 toneladas de CO2. Esta reducción es debida a la disminución del

transporte privado y público en la ciudad pues con la puesta en marcha de este

sistema de transporte se prevé el ahorro de 3 700 millones de dólares que los

capitalinos usan en la compra de vehículos particulares nuevos; así también se

deja de usar 10 millones de galones de combustible y se ahorra 120 millones de

horas al año, esto se da debido a la mayor eficiencia energética del Metro frente a

los transportes de superficie lo cual tiene un efecto positivo sobre la matriz

energética del país y ahorro de combustibles fósiles.

La mejora de la movilidad, que afectará a un 60% de la población del Distrito

Metropolitano, supone uno de los impactos directos positivos más perceptibles ya

que promueve la integración social y ordenación urbana, disminuye la congestión,

mejora el acceso al comercio, a centros educativos y sociales y a los lugares del

trabajo. Esto contribuye de forma clara a la consecución de otro beneficio, como

es la mejora en la calidad de vida y la integración social. Se prevé que el ahorro

de tiempo en los desplazamientos si se utiliza el Metro, y no el transporte de

superficie, supondrá un 31% del tiempo invertido en la actualidad.

Finalmente cada parada del Metro se constituirá en un nueva centralidad y el

sistema integrado de transporte servirá al 92% de la población de Quito. Cada

ciudadano tendrá una parada a escasos 400 metros de su casa. [33]

[32] www.noticiasquito.gob.ec [33] www.pichinchauniversal.com.ec

255

CAPÍTULO VI

6.1 CONCLUSIONES

1. La entrada en operación del sistema Metro-Q al 2016 con una demanda de

75 MVA provocaría que la demanda del sistema Eléctrico Quito se

incremente en aproximadamente un 10%, lo que ha incidido para que su

alimentación eléctrica sea desde subestaciones de 138/23 kV y no del

sistema de Subtransmisión a 46 kV.

2. Desde el punto de vista de cargabilidad, las subestaciones de 46/6.3 kV y

46/23 kV no están en condiciones de alimentar al sistema Metro-Q en el

año 2016 debido a alta cargabilidad y poco margen de reserva que

quedaría en la red de 46 kV. En conclusión la alimentación del sistema

Metro-Q no es factible realizarla desde la red de 46 kV.

3. Desde el punto de vista de cargabilidad en el año 2016, la inclusión del

sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV, no se vería alterada

significativamente. Por lo tanto se puede concluir que sería factible

alimentar el sistema Metro-Q desde esta red mediante subestaciones de

138/23 kV.

4. Con dos alternativas diferentes de alimentación, ha quedado demostrado

que, si la demanda de 75 MVA del Metro-Q se alimentaría desde el sistema

de subtransmisión a 46 kV de E.E.Q, se presentarían bajos voltajes en

barras de 46 kV, 6.3 kV, 23 kV y 1.5 kVDC los cuales estarían fuera de los

límites establecidos por la regulación No. 004/01 del CONELEC, así como

riesgos de sobrecargas en algunas líneas y transformadores de 46/6.3 kV,

46/23 kV y especialmente los transformadores de 23/1.5 kV que son los

que servirían a las estaciones del Metro-Q, lo cual permitió desechar la

alimentación al Metro-Q desde el sistema de 46 kV.

256

5. Del estudio eléctrico realizado con ayuda del software de simulación Power

Factory versión 14.1.3 de la corporación DigSilent, para las tres alternativas

de alimentación al sistema Metro-Q desde la red de 138 kV, se llegó a la

conclusión de que la alimentación desde esta red es factible; debido a que

los niveles de voltaje en barras de 138 kV, 23 kV y 1.5 kVDC estarían dentro

de los límites establecidos por la regulación No. 004/01 del CONELEC

actualmente vigente. Además la cargabilidad en líneas de 138 kV y

transformadores de 138/23 kV, que alimentarían al sistema Metro-Q,

permanecerían dentro de rangos adecuados para su funcionamiento, tanto

en condiciones normales como en condiciones de contingencias.

6. De las 3 alternativas de alimentación analizadas para el sistema Metro-Q,

desde la red de 138 kV, se llegó a la conclusión de que la alimentación

desde las subestaciones Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque

Bicentenario mediante transformadores de 138/23 kV; sería la alternativa

técnica más aceptable, debido a que presentaría el mejor perfil voltaje en

barras de 23 kV, una mejor distribución de la cargabilidad de las líneas de

138 kV y en los transformadores de alimentación de 138/23 kV, tanto en

condiciones normales de operación como en condiciones de contingencia.

7. De las tres alternativas de alimentación para el Metro-Q, planteadas desde

la red de 138 kV, se llegó a la conclusión de que la alternativa que requería

menor inversión para su construcción es la alimentación desde la

subestaciones Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario

mediante transformadores de 138/23 kV.

8. De los estudios eléctricos realizados en el presente proyecto para tres

alternativas de alimentación en condiciones de operación normal y de

contingencias, se puede concluir que los módulos estandarizados para los

transformadores de 138/23 kV que alimentarían al sistema Metro-Q en

cualquiera de las tres alternativas planteadas, deberían ser

transformadores con capacidad 20/27/33 MVA.

257

9. Desde el punto de vista económico se llegó a la conclusión de que la

tercera alternativa de alimentación la cual se la realizaría desde las

subestaciones Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario

mediante transformadores de 138/23 kV, es económicamente factible y la

alternativa más rentable; debido a que en esta alternativa se obtiene un

VAN de $19506974, con una TIR de 19.44% y una ganancia entre 13 y 56

centavos por cada dólar que se invierta en la construcción de esta

alternativa. Además esta alternativa mantendría su rentabilidad hasta con

un factor de carga de 0.37, sin embargo esta alternativa tiene el

inconveniente de que al ingresar el transformador exclusivo de 138/23 kV

perteneciente a la S/E Eugenio Espejo como parte de la alimentación del

sistema Metro-Q, se podría comprometer en el corto plazo la cargabilidad

de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.

10. El sistema de transporte Metro-Q, supone un efecto positivo para la ciudad

de Quito, ya que al funcionar a base de energía eléctrica y poseer una

mayor eficiencia en comparación con el transporte de superficie, permite el

ahorro en el consumo de combustibles fósiles y de esta manera las

emisiones de CO2 que se arrojan a la atmósfera.

6.2 RECOMENDACIONES

1. Al igual que se realizó el análisis eléctrico para la alimentación del sistema

Metro-Q se recomienda realizar el respectivo estudio de cortocircuitos para

la calibración adecuada de las protecciones, con la finalidad de que el

sistema de transporte Metro-Q mantenga su funcionamiento ante

contingencias.

Una vez que el sistema Metro-Q entre en funcionamiento es recomendable:

2. En el caso de que la demanda del sistema Metro-Q no llegue a ser 75

MVA; se puede utilizar los transformadores de 138/23 kV que se

consideraron exclusivos para la alimentación del Metro-Q, para abastecer a

258

otras cargas de carácter industriales pertenecientes al Sistema Eléctrico

Quito.

3. Realizar un estudio de armónicos para garantizar la calidad de servicio,

tanto para el sistema Metro-Q como para el resto de usuarios del Sistema

Eléctrico Quito.

4. Llevar un registro acerca de la demanda real del sistema de transporte

Metro-Q, con el objetivo de tener esta información disponible para realizar

futuros estudios eléctricos especialmente al momento de implementar la

segunda etapa del mencionado sistema de transporte.

5. Elaborar un modelo dinámico del sistema de transporte eléctrico Metro, con

la finalidad de estimar la demanda que podría requerir este sistema de

transporte eléctrico y compararla con la real.

259

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos. Págs. 183-231.

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Eléctrica a Sistemas de Transporte Masivo Tipo Metro”. Publicación

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Diseño de Subestaciones para la Alimentación de Sistemas de

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[7] http://www.metrodequito.gob.ec.

[8] http://www.ciudadaniainformada.com/typo3temp/pics/88e48f274c.jpg

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[10] Levin, Rubin Balderas, Del Valle y Gómez. “Estadística para Administración

y Economía”, Séptima edición, editorial Pearson Prentice Hall. Págs.

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[11] Allen L. Webster, “Estadística Aplicada a los Negocios y la Economía”,

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[15] Corporación Electro Andina CEA. “Instrucciones para el transporte, puesta

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[16] José Ramirez Vazquez, “Manual Autodidáctico de líneas subterráneas”,

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[17] Manual PIRELLI, “Cables para el transporte de energía en media tensión

hasta 45 kV”, Págs. 67-87.

[18] Ing. Gerardo Guerra R, “Análisis de proyectos de inversión”, publicación

realizada por el autor, Enero de 2012. Págs. 3-8.

261

[19] Ing. Sandra Siguas Sifuentes, “Proyecto de inversión para el servicio de

alquiler de Montacargas”, Tesis. Universidad Nacional Mayor de San

Marcos. Facultad de Ingeniería Comercial y Auditoría, capítulo VII,

Lima-Perú octubre 2011. Págs. 105-109.

[20] NEC 12, “Normas Ecuatorianas de Contabilidad”, Propiedades planta y

equipo, depreciación, Numerales 3, 4 y 36.

[21] Lelond Blank y Anthony Tarquin, “Ingeniería Económica”, Séptima edición,

editorial McGraw-Hill. Págs. 141-429; México 2012.

[22] Ordenanza Municipal No.152, “Aprobación del plano del valor del suelo

urbano y rural, los valores unitarios por m2 de construcción,

adicionales constructivos al predio y factores de corrección que

determinan los avalúos prediales que regirán para el periodo 2012-2013”,

Diciembre 2011, Anexo I, Págs. 2, 3, 10, 16, 18, 25.

[23] Ley No. 56, “Ley de Régimen Tributario Interno”, Impuesto al valor

Agregado, Capítulo I, articulo No. 52, 55, 65, Diciembre 2009, Págs. 41-

43.

[24] Empresa Eléctrica Quito, “Construcción Subestación Tababela 2X33 MVA

138/23 kV”, Capítulo IV, numeral 4.1.1.5, tabla 4-3, Págs. 73.

[25] Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., “Instalación y construcción Línea

138 kV Sicabaya-Parque Industrial y SE Parque Industrial”, Arequipa-

Perú Noviembre 2011, Anexo 1.

[26] Ing. William Geovanny Barcenes Guevara e Ing. Edwin Alexis Toapanta

Macancela, “Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el

Ecuador”, Tesis. Escuela Politécnica Nacional. Facultad de Ingeniería

Eléctrica y Electrónica, capítulo IV, Quito-Ecuador Febrero 2001. Págs.

96 y 113.

262

[27] www.metrodemedellin.gov.co.

[28] Empresa Eléctrica Quito, “Pliego Tarifario Vigente”, Sección E, Quito-

Ecuador, Agosto 2013, Pág.17.

[29] Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Regulación No. 006/08

Aplicación del Mandato constituyente No. 15”, Año 2008.

[30] www.bce.fin.ec.

[31] República Constitucional del Ecuador, “Mandato Constituyen No.15”, año

2008.

[32] www.noticiasquito.gob.ec.

[33] www.pichinchauniversal.com.ec.

[34] Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Resolución No. 064/12”,

Junio 2012.

263

ANEXOS

264

Anexo 2.1: Pronóstico de demanda eléctrica 2011-2023.

2011

VOLTAJE DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX.

SUBESTACIONES KV/KV MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA

STA. ROSA 46 KV: 157,9 148,0 154,8 153,3 149,7 153,0 158,7 164,6 170,8 153,7 159,5 156,9 162,8

2 - Luluncoto 6.3 B 46/6.3 2,03 3,00 7,4 3,00 7,6 3,00 7,8 3,00 8,0 3,00 8,3 3,00 8,5 3,00 8,8 3,00 9,0 3,00 9,3 3,00 9,6 3,00 9,9 3,00 10,2

2 - Luluncoto 6.3 CD 46/6.3 5,11 3,50 0,00 0,00

2 - Luluncoto 23 A 46/22/6.3 0,00 4,75 0,00

4 - Chimbacalle 46/6.3 12,86 3,50 13,3 3,50 13,8 3,50 14,3 3,50 14,8 3,50 15,3 3,50 15,8 3,25 16,3 3,25 16,8 3,25 17,4 3,25 18,0 3,25 18,5 3,25 19,1

6 - Escuela Sucre 46/6.3 4,35 2,25 4,4 2,25 4,5 2,25 4,6 2,25 4,8 2,25 4,9 2,25 5,0 2,25 5,1 2,25 5,2 2,25 5,3 2,25 5,4 2,25 5,6 2,25 5,7

8 - La Marin 46/6.3 7,11 2,25 7,3 2,25 7,4 2,25 7,6 2,25 7,8 2,25 7,9 2,25 8,1 2,25 8,3 2,25 8,5 2,25 8,7 2,25 8,9 2,25 9,1 2,25 9,3

21 - Epiclachima ADF-Tr 46/23 22,27 4,75 23,3 4,75 24,4 4,75 25,6 4,25 26,7 4,25 25,6 4,25 29,2 4,25 30,5 4,25 28,0 4,25 29,1 4,25 30,4 4,25 31,7 4,25 33,0

21 - Epiclachima BCE 46/23 24,50 4,75 25,7 4,75 26,9 4,75 28,2 4,25 29,4 4,25 30,6 4,25 29,4 4,25 30,6 4,25 28,7 4,25 29,9 4,25 31,2 4,25 32,5 4,25 33,9

21 - Epiclachima Metro-Q 46/23 0,10 9,3 0,10 9,3 0,10 9,3 0,10 9,3 0,10 13,1 3,00 13,5 3,00 14,0 3,00 14,4 3,00 14,8

37 - Santa Rosa 46/23 19,48 5,25 20,5 5,25 21,6 5,25 22,7 4,25 23,7 4,25 24,7 4,25 25,7 4,25 26,8 4,25 31,2 4,25 32,5 4,25 33,9 4,25 35,3 4,25 36,8

27 - San Rafael 33 46/23 23,32 6,75 7,5 6,75 8,0 6,75 0,0 0,00

27 - San Rafael C 46/22/6.3 0,00 6,00 0,0 6,00 0,00

C. H. LOS CHILLOS 1,8 1,8 1,8 0,00

55 - Sangolqui 46/23 20,64 5,50 21,8 5,50 23,0 5,50 24,2 4,50 25,3 4,50 26,5 4,50 27,7 4,50 28,9 4,50 30,2 4,50 7,9 4,50 8,2 4,50 0,0

34 - Machachi 46/23 16,28 4,00 16,9 4,00 17,6 4,00 18,3 3,75 0,0 0,00

C. H. Calera y Sillunchi 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

S. ALEGRE 46 KV: 109,1 112,9 116,6 120,9 118,3 124,5 128,3 133,7 137,8 141,9 146,2 150,6 155,1

3 - Barrio Nuevo 6.3 46/6.3 17,30 3,25 17,9 3,25 10,3 3,25 10,6 2,25 10,9 2,25 11,1 2,25 11,4 2,25 11,6 2,25 11,9 2,25 12,2 2,25 12,4 2,25 12,7 2,25 13,0

3 - Barrio Nuevo 23 46/22/6.3 8,43 3,50 8,7 3,50 0,0

7 - San Roque 46/6.3 13,03 2,50 13,4 2,50 12,9 2,50 13,2 2,50 13,5 2,50 13,9 2,50 14,2 2,50 14,6 2,50 14,9 2,50 15,3 2,50 15,7 2,50 16,1 2,50 16,5

9 - Miraflores 46/6.3 5,01 3,00 5,2 3,00 5,3 3,00 5,5 2,00 5,6 2,00 5,7 2,00 5,8 2,00 5,9 2,00 6,0 2,00 6,2 2,00 6,3 2,00 6,4 2,00 6,5

53 - Perez Guerrero 46/6.3 17,54 4,00 18,2 4,00 16,1 4,00 16,8 4,00 17,4 4,00 18,1 4,00 18,9 4,00 19,6 4,00 20,4 4,00 21,2 4,00 22,1 4,00 23,0 4,00 23,9

11 - Belizario Quevedo 46/6.3 8,52 3,50 8,8 3,50 12,0 3,50 12,4 2,50 12,7 2,50 13,0 2,50 13,3 2,50 13,7 2,50 14,0 2,50 14,4 2,50 14,7 2,50 15,1 2,50 15,5

13 - Granda Centeno 46/6.3 11,86 3,75 12,3 3,75 12,8 3,75 13,2 3,25 13,7 3,25 14,1 3,25 14,6 3,25 15,0 3,25 15,5 3,25 16,0 3,25 16,6 3,25 17,1 3,25 17,7

16 - Rio Coca 46/6.3 27,38 4,00 28,5 4,00 29,6 4,00 30,8 3,00 25,5 3,00 26,2 3,00 27,0 3,00 27,8 3,00 28,7 3,00 29,5 3,00 30,4 3,00 31,3 3,00 32,3

EMAAP Noroccid. 0,30 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,00 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

15 - El Bosque 46/6.3 4,25 17,6 4,25 18,4 3,25 19,0 3,25 22,3 3,25 23,0 3,25 25,4 3,25 26,2 3,25 27,1 3,25 28,0 3,25 28,9 3,25 29,8

S/E Nº19 46KV : 62,2 60,0 45,2 48,3 50,2 49,5 51,5 52,0 44,8 46,6 48,4 50,3 52,4

19 - Cotocollao 33 ABCEG 46/23 24,78 6,00 21,0 6,00 22,3 6,00 24,4 5,00 25,6 5,00 26,9 5,00 28,3 5,00 29,7 5,00 21,8 5,00 22,9 5,00 24,0 5,00 25,3 5,00 26,5

EMAAP Noroccid. 6,3 0,3 0,00

15 - El Bosque 46/6.3 16,21 4,25 16,9 4,25 0,00

17 - Andalucia 46/6.3 15,24 4,00 15,8 4,00 16,5 4,00 17,1 3,00 17,7 3,00 15,5 3,00 15,9 3,00 14,8 3,00 15,2 3,00 15,7 3,00 16,1 3,00 16,6 3,00 17,1

49 - Los Bancos 46/13.2 5,95 4,00 0,0 4,00

50 - Los Bancos 69/23/13.8 6,2 4,00 6,4 4,00 6,7 3,00 6,9 3,00 7,1 3,00 7,3 3,00 7,5 3,00 7,8 3,00 8,0 3,00 8,2 3,00 8,5 3,00 8,7

2012 2013 2014 2015 2021 2022 20232016 2017 2018 2019 2020

265

2011

VOLTAJE DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX.

SUBESTACIONES KV/KV MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA

VICENTINA 46 KV: 127,0 138,3 145,2 148,6 129,9 134,9 140,1 118,3 122,5 112,4 116,0 119,8 123,7

32 - Diez Nueva 46/6.3 12,54 4,00 13,0 4,00 13,6 4,00 14,1 3,00 14,5 3,00 15,0 3,00 15,4 3,00 15,9 3,00 16,4 3,00 16,8 3,00 17,3 3,00 17,9 3,00 18,4

10 - Diez Vieja 46/6.3 6,20 3,00 6,4 3,00 6,6 3,00 6,8 2,00 6,9 2,00 7,0 2,00 7,2 2,00 7,3 2,00 7,5 2,00 7,6 2,00 7,8 2,00 7,9 2,00 8,1

12 - Floresta 46/6.3 8,33 3,75 10,5 3,75 10,9 3,75 11,3 2,75 11,6 2,75 11,9 2,75 12,2 2,75 12,6 2,75 12,9 2,75 13,3 2,75 13,6 2,75 14,0 2,75 14,4

24 - Carolina 46/6.3 17,64 4,50 16,6 4,50 15,6 4,50 16,3 4,00 17,0 4,00 17,6 4,00 18,3 4,00 19,1 4,00 19,8 4,00 20,6 4,00 21,5 4,00 22,3 4,00 23,2

1 - Olimpico 46/6.3 15,39 4,00 16,0 4,00 16,6 4,00 17,3 3,00 17,8 3,00 18,4 3,00 18,9 3,00 19,5 3,00 20,1 3,00 20,7 3,00 21,3 3,00 21,9 3,00 22,6

28 - Iñaquito 46/6.3 17,87 4,50 18,7 4,50 21,2 4,50 22,2 3,50 23,0 3,50 23,8 3,50 24,6 3,50 25,5 3,50 26,4 3,50 27,3 3,50 28,2 3,50 29,2 3,50 30,3

HCJB - Baeza, Termas, Petroc. 23 4,3 2,75 4,5 2,75 0,0

29 - Cumbayá 46 46/23 17,5 6,75 20,0 6,75 21,4 6,75 22,8 5,75 12,1 5,75 12,8 5,75 13,5 5,75 0,0

36 - Tumbaco 33 T1 ACE 46/23 20,86 6,50 18,4 6,50 19,6 6,50 20,9 5,50 22,0 5,50 23,2 5,50 24,5 5,50 12,9 5,50 13,6 5,50 0,0

36 - Tumbaco 20 T2 BDF 46/23 10,68 6,75 11,4 6,75 12,2 6,75 13,0 5,75 0,0 0,00

58 - El Quinche 46/23 0,00 5,50 0,0 0,00

C.H. URAVIA 0,00 0,0 0,0

33 - Nuevo Aeropuerto 46/23 3,50 7,28 3,50 7,5 3,50 3,9 3,50 5,1 3,50 5,2 3,50 5,4 3,75 5,6 3,75 5,8 3,75 6,1 3,75 6,3 3,75 6,5 3,75 6,8

S/Es 138/23 KV: 206,2 241,3 273,6 310,0 424,7 446,6 467,5 0,00 517,9 568,8 633,4 663,6 703,8 737,3

14 - Zambiza 138/23 5,00 22,7 4,75 23,7 4,75 24,9 4,75 26,0 4,75 21,8 4,75 22,9 4,75 24,0 4,75 25,1 4,75 26,3 4,75 27,5

18 - Cristiania ACEF-R 138/23 33,21 6,25 31,4 6,25 33,4 6,25 27,8 5,75 29,4 5,75 31,1 5,75 32,8 5,50 24,3 5,50 25,6 5,50 27,0 5,50 28,5 5,25 30,0 5,25 31,6

18 - Cristiania BDG-Q 138/23 26,00 6,25 31,5 6,25 33,5 6,25 27,3 5,75 28,9 5,75 30,6 5,75 32,3 5,50 23,9 5,50 25,2 5,50 26,6 5,50 28,0 5,25 29,5 5,25 31,0

51 - Aeropuerto M. Sucre 138/23 5,75 27,7 5,75 29,3 5,75 31,0 5,75 32,8 6,00 34,8 6,00 36,8

19 - Cotocollao DF 138/23 18,16 6,00 24,5 6,00 26,0 6,00 27,5 5,00 28,9 5,00 30,4 5,00 31,9 5,00 33,5 5,00 44,5 5,00 46,7 5,00 49,0 5,00 51,5 5,00 54,1

22 - S. Antonio (Móvil) 138/23 5,50 6,2 5,00 14,3 4,75 14,9 4,75 15,6 4,75 16,4 4,75 17,2 4,75 18,0 4,75 18,8 4,75 19,7 4,75 20,7 4,75 21,6

57 - Pomasqui ADEF 138/23 29,43 6,50 29,2 6,50 24,8 6,50 26,5 5,50 27,9 5,50 29,4 5,50 31,1 5,50 24,6 5,50 25,9 5,50 27,4 5,50 28,9 5,50 30,4 5,50 32,1

57 - Pomasqui BCG 138/23 25,85 6,50 29,7 6,50 31,7 6,50 27,0 5,50 28,5 5,50 30,0 5,50 31,7 5,50 25,1 5,50 26,4 5,50 27,9 5,50 29,4 5,50 31,0 5,50 32,8

57 - Pomasqui HIJ 138/23 5,50 16,5 5,50 17,5 5,50 18,4 5,50 19,4 5,50 20,5 5,50 21,6

Equinoccial & Perlav í. 23 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9

35 - Nueva Cumbayá 138/23 5,75 25,8 5,75 27,3 5,75 28,9 5,75 44,8 5,75 47,4 5,75 50,1 5,75 53,0 5,75 56,0 5,75 59,3

36 - Nueva Tumbaco 138/23 5,50 12,9 5,50 13,6 5,50 28,8 5,50 30,3 5,50 32,0 5,50 33,8

58 - Quinche 138/23 5,50 12,9 5,50 13,6 5,50 14,4 5,50 15,2 5,50 16,0 5,50 16,9 5,50 17,8 5,50 18,8 5,50 19,8 5,50 20,9

31 - Tababela 138/23 18,3 5,50 19,3 5,50 20,4 5,50 13,0 5,50 13,7 5,50 14,5 5,50 15,2 5,50 16,1 5,50 17,0 5,50 17,9 5,50 18,9 5,50 19,9 5,50 21,0

C.H. URAVIA 23 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

23 - Conocoto 138/23 21,3 5,75 25,0 5,75 26,4 5,75 28,0 5,50 29,5 5,50 33,3 5,50 35,2 5,25 37,0 5,25 39,0 5,25 41,0 5,25 43,2 5,25 45,4 5,25 47,8

26 - Alangasí 138/23 5,50 14,9 5,50 15,8 5,50 25,1 5,25 26,5 5,25 27,8 5,25 29,3 5,00 30,8 5,00 32,3 5,00 33,9 5,00 35,6 5,00 37,4 5,00 39,3

C. H. LOS CHILLOS 23 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8

55 - Sangolqui 138/23 4,50 23,7 4,50 24,7 4,50 34,5 4,50 36,0

5 - Chilibulo (Metro-Q) 138/23 3,50 18,0 3,50 18,6 3,25 35,4 3,25 36,2 3,25 37,1 3,25 37,9 3,25 38,9 3,25 39,8 3,25 40,8 3,25 41,8 3,25 42,8

59 - E. Espejo ABE 138/23 16,05 5,25 16,9 5,25 17,8 5,25 18,7 4,25 19,5 4,25 20,3 4,25 22,4 4,25 23,3 4,25 24,3 4,25 25,3 4,25 26,4 4,25 27,5 4,25 28,7

59 - E. Espejo CDF 138/23 17,89 5,00 18,8 5,00 19,7 5,00 20,7 4,00 21,5 4,00 22,4 4,00 22,1 4,00 23,0 4,00 23,9 4,00 24,9 4,00 25,9 4,00 26,9 4,00 28,0

42- Baeza (Móvil) 138/23 3,00 17,2 3,00 17,8 3,00 18,3 3,00 18,8 3,00 19,4

C.H.Ecoluz y C.H.Victoria (23kV) 23 2,75 4,6 2,75 9,5 3,00 9,8 3,00 10,1 3,00 7,0 3,00 7,2 3,00 0,0

25 - Vicentina (Metro-Q) 138/23 2,00 22,6 2,00 23,1 2,00 23,5 2,00 24,0 2,00 24,5 2,00 25,0 3,50 25,8 3,50 26,7 3,50 27,7

34 - Machachi 138/23 3,75 19,0 3,75 19,7 3,75 20,5 3,75 21,2 3,75 22,0 3,75 22,8 3,75 23,7 3,75 24,6 3,75 25,5

C. H. Calera y Sillunchi 23 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

44-Selva Alegre (Metro-Q) 138/23 2,00 15,3 2,00 15,6 2,00 16,0 2,00 16,3 2,00 16,6 2,00 16,9 2,00 17,3 2,00 17,6 2,00 18,0

48-Mirador Alto (Metro-Q) 138/23 2,00 22,6 2,00 23,1 2,00 23,5 2,00 24,0 2,00 24,5 2,00 25,0 2,00 25,5 2,00 26,0 2,00 26,5

DEM. COINC S/E : 662,4 700,5 735,3 781,0 872,7 908,5 946,0 986,5 1044,6 1088,0 1133,7 1181,4 1231,3

Tasa promedio 4,60 4,54 4,60 3,65 3,75 3,75 3,12 3,79 3,87 3,87 3,86 3,85

PERD.LS/T,S/E: 120,69 127,3 133,4 141,1 156,4 162,8 169,3 173,3 186,1 193,6 201,5 210,0 218,7

ADELCA 138 kV 22,35 22,3 22,7 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0

ADELCA 46 kV 1,70 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7

ENKADOR 46 kV 2,40 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4

Pronostico por subestación: 693,81 731,5 766,3 812,0 902,4 938,3 976,4 1001,6 1073,9 1117,3 1163,5 1212,3 1262,5

Pronóstico Sistema 2011/2023 659,29 693,3 723,8 755,6 788,8 823,4 859,6 897,3 936,7 977,9 1020,8 1065,6 1064,8

Tasa promedio total 3,90%

Tasa de crecimiento 2011-2023 4,08 %

2012 2013 2014 2015 2021 2022 20232016 2017 2018 2019 2020

266

Anexo 2.2: Solicitud del servicio eléctrico del proyecto Metro de Quito.

267

4.2 ALIMENTACIÓN DESDE EL SISTEMA DE 46 kV

PRIMERA ALTERNATIVA

Voltajes

ANEXO 4.1: Voltajes en barras de 46 kV.

ANEXO 4.2: Voltajes en barras de 6.3 kV.

268


ANEXO 4.4: Voltajes en barras de 1.5 kVDC pertenecientes a las estaciones del Sistema Metro-Q.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima

Subestación [kV] [p.u] [kV] [p.u] [kV] [p.u]

Quitumbe 1,36 0,90 1,39 0,92 1,39 0,93 Morán

Valverde 1,35 0,90 1,38 0,92 1,39 0,92

Solanda 1,38 0,92 1,41 0,94 1,42 0,95

El Calzado 1,38 0,92 1,41 0,94 1,42 0,94

El Recreo 1,38 0,92 1,42 0,94 1,42 0,95

Magdalena 1,35 0,90 1,39 0,92 1,39 0,93 San

Francisco 1,39 0,92 1,42 0,95 1,42 0,95

Alameda 1,39 0,92 1,42 0,95 1,42 0,95

El Ejido 1,39 0,93 1,42 0,95 1,42 0,95 Universidad

Central 1,39 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95

La Pradera 1,39 0,93 1,42 0,95 1,42 0,95

Carolina 1,39 0,93 1,42 0,95 1,42 0,95

Iñaquito 1,39 0,93 1,43 0,95 1,42 0,95

Jipijapa 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95

El Labrador 1,40 0,94 1,44 0,96 1,44 0,96

269

Cargabilidad de Transformadores

ANEXO 4.5: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV.

ANEXO 4.6: Cargabilidad de transformadores 46/6.3 kV.

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Santa Rosa 26,09 80,95 26,13 83,02 9,61 47,75 27,04 36,98 2,46 12,34 2,05 2,69

Selva Alegre 57,29 57,64 66,51 68,2 20,78 25,49 25,15 31,5 15,86 15,77 16,33 16,27

Cotocollao 57,82 56,95 63,86 63,64 33,68 32,91 37,07 36,38 1,43 1,44 0,38 0,38

Vicentina T1 68,87 70,37 98,03 104,01 37,47 38 55,9 57,67 11,31 11,44 4,34 4,41

Vicentina T2 74,19 75,58 83,11 86,15 39,2 39,56 44,48 45,19 5,39 5,42 3,04 3,06

Demanda máxima Demanda media Demanda mínimaSin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Me tro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q

SubestaciónPotencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Carolina 17,41 89,49 17,44 91,57 10,03 50,42 10,03 50,84 4,29 21,63 4,29 21,69

Andalucía 16,81 87,06 8,54 90,36 9,95 49,15 9,76 49,54 2,46 12,34 2,45 12,37

Olímpico 17,22 86,91 16,81 88,99 11,9 59,28 11,9 59,79 2,94 14,73 2,94 14,78

La Marín 8,52 86,48 17,27 88,97 4,84 48,74 4,85 49,68 1,21 12,2 1,21 12,27

Pérez Guerrero 16,67 83,71 16,74 88,44 9,61 47,75 9,62 48,98 2,4 12,14 2,4 12,22

Chimbacalle 16,15 82,05 16,21 86,35 9,53 48 9,54 49,1 2,37 11,98 2,37 12,08

Granda Centeno 15,33 77,45 15,5 80,65 8,84 44,09 8,84 44,43 4,34 21,63 4,34 21,69

Diez nueva 15,45 77,2 15,36 79,11 8,91 44,14 8,92 44,99 2,22 11,23 2,22 11,29

Eplicachima 24,33 75,92 24,4 78,8 18,86 58,2 18,87 59,05 4,7 14,38 4,7 14,45

San Roque 14,69 74,78 14,72 76,73 8,53 42,88 8,53 43,3 2,13 10,64 2,13 10,67

Rio Coca 14,34 72,56 14,36 74,56 8,22 41 8,23 41,51 2,12 10,59 2,12 10,64

El Bosque 14,26 71,93 14,2 73,18 9,45 46,95 9,4 47,09 5,26 26,3 5,23 26,24

Belizario Quevedo 13,78 69,67 13,8 71,14 7,96 39,71 7,96 40,02 1,98 9,84 1,98 9,87

Floresta 12,54 62,5 6,17 64,77 7,29 35,94 7,29 36,19 1,81 9,1 1,81 9,12

Diez vieja 6,16 61,74 12,56 63,72 3,62 35,89 3,62 36,69 0,9 9,15 0,9 9,21

Iñaquito 12,2 61,71 11,88 62,92 7,76 38,71 7,73 38,89 3,69 18,46 3,68 18,44

Miraflores 6,05 61,03 12,17 62,81 3,55 35,38 3,55 35,64 0,89 8,83 0,89 8,85

Barrio Nuevo 11,86 60,95 6,06 62,26 7,07 35,89 7,07 36,34 1,76 8,85 1,76 8,89

Escuela Sucre 4,74 48,13 4,75 50,23 2,71 27,26 2,71 27,78 0,68 6,85 0,68 6,89

Luluncoto 8,36 42,36 8,37 44,21 4,77 23,97 4,77 24,43 1,19 6,03 1,19 6,07

Demanda máxima Demanda media Demanda mínimaSin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Me tro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q

270



Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Solanda 5,21 82,93 5,25 80,99 5,24 80,69

El Calzado 5,21 82,93 5,25 80,99 5,24 80,72

El Recreo 5,21 82,77 5,25 80,83 5,24 80,60

Morán Valverde 5,21 82,73 5,25 80,81 5,24 80,46

San Francisco 5,21 82,59 5,25 80,66 5,24 80,58

Alameda 5,21 82,59 5,25 80,59 5,24 80,58

La Magdalena 5,21 82,43 5,25 80,51 5,24 80,33

El Ejido 5,21 82,36 5,25 80,43 5,24 80,47

Quitumbe 5,21 82,33 5,25 80,45 5,24 80,05

Carolina 5,21 82,27 5,25 80,32 5,24 80,40

La Pradera 5,21 82,25 5,25 80,32 5,24 80,40

Iñaquito 5,21 82,18 5,25 80,23 5,24 80,31

Universidad Central 5,21 82,07 5,25 80,16 5,24 80,24

Jipijapa 5,21 81,90 5,25 79,97 5,25 80,04

El Labrador 5,21 81,49 5,25 79,57 5,25 79,64

271

Cargabilidad de Líneas de 46 kV y Alimentadores de 23 kV.

ANEXO 4.8: Cargabilidad de líneas de 46 kV.

Línea de 46 kV

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Der.Pérez Guerrero-Pérez Guerrero 16,67 31,79 38,7 77,63 9,62 18,13 24,21 46,83 2,4 4,62 8,53 16,52

Der.Carolina-Carolina 17,77 33,99 17,84 34,78 10,14 19,15 10,15 19,31 4,31 8,21 4,31 8,24

Der.Marín & Sucre-La Marín 8,52 18,43 8,54 19,25 4,84 19,39 4,85 10,59 1,21 2,6 1,21 2,62

Der.Marín & Sucre-Escuela Sucre 4,74 10,26 4,75 10,7 2,71 5,81 2,71 5,92 0,68 1,46 0,68 1,47

Der.Andalucía-Andalucía 17,37 33,06 17,41 33,79 9,96 18,66 9,97 18,81 2,46 4,69 2,46 4,7

Chimbacalle-S/E Sur 16,2 44,97 34,5 99,8 9,55 26,31 22,86 64,49 2,37 6,57 11,29 31,51

Der.Diez Nueva-Diez Nueva 15,45 29,32 15,5 30,63 9,61 16,76 8,92 17,29 2,22 4,26 2,22 4,29

Der.Granda Centeno-Granda Centeno 21,9 33,66 21,92 34,38 12,6 19,1 12,6 19,26 3,16 4,81 3,16 4,82

Der.Granda Centeno-Der.Iñaquito 18,11 27,83 21,36 33,44 2,04 3,09 3,87 5,92 15,89 24,15 15,39 23,45

Der.Guerrero-Diez Vieja 6,16 11,72 6,17 12,3 3,62 6,81 3,62 6,97 0,9 1,74 0,9 1,75

Selva Alegre-San Roque 20,83 31,87 29,76 46,4 13,95 21,14 18,35 28,3 7,98 12,12 7,8 11,89

Der.Barrio Nuevo-San Roque 7,65 14,92 15,16 30,48 8,21 15,83 10,98 21,43 8,45 16,15 7,5 14,41

El Bosque-Der.Río Coca 11,84 22,68 21,43 41,96 4,69 8,9 9,4 17,93 10,99 20,28 9,74 18,57

Río Coca-S/E Norte 16,89 32,46 29,6 58,38 16,67 31,56 24,23 46,22 14,34 27,28 17,22 32,85

Belizario Quevedo-Selva Alegre 13,84 38,19 13,87 38,99 7,98 21,77 7,96 21,93 1,98 5,4 1,98 5,41

Der.Floresta-Floresta 12,54 26,64 12,56 27,16 7,29 15,32 7,29 15,43 1,81 3,88 1,81 3,89

Der.Iñaquito-Iñaquito 21,89 33,66 21,91 34,38 12,59 19,1 12,6 19,26 3,16 4,81 3,16 4,82

Miraflores-Der.Miraflores 6,06 11,59 6,06 11,82 3,55 6,72 3,55 6,77 0,89 1,68 0,89 1,68

Der.El Bosque-El Bosque 18,32 35,09 13,78 26,97 16,72 31,55 14,55 27,7 10,89 20,67 9,08 17,29

El Bosque-Der.Andalucía 11,75 22,51 15,85 31,02 13,4 25,27 14,38 27,37 7,98 15,16 6,19 11,79

Der.Barrio Nuevo-Barrio Nuevo 11,86 23,15 11,89 23,9 7,07 13,63 7,07 13,8 1,76 3,36 1,76 3,38

Luluncoto-S/E Sur 8,37 23,22 8,38 24,23 4,77 13,14 4,77 13,39 1,19 3,31 1,19 3,33

Santa Rosa-Epiclachima 1 52,04 50,6 70,46 70,14 13,13 25,35 19,06 37,12 0,77 1,48 3,14 6,04

Santa Rosa-Epiclachima 2 26,03 50,6 35,23 70,14 13,13 25,35 19,06 37,12 0,77 1,48 3,14 6,04

S/E Sur-Epiclachima 14,29 27,54 7,29 14,7 15,43 29,48 9,07 17,68 15,37 29,48 11,54 22,26

Epiclachima-Der.Barrio Nuevo 9,78 19,11 8,1 16,35 8,37 16,17 7 13,72 9,12 17,5 7,62 14,7

Vicentina-Derivación Floresta 47,35 89,31 52,13 100,06 25,23 47,15 28,11 52,87 1,74 3,32 1,15 2,19

Vicentina-Derivación Diez Nueva 38,44 72,72 61,09 120,08 22,19 41,69 37 70,69 5,4 10,37 11,68 22,54


Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q

272

ANEXO 4.9: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV.


Alimentador de 23 kV

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Epiclachima-Quitumbe 18,50 58,70 11,44 34,89 5,91 17,14

Chimbacalle-Magdalena 17,78 56,73 13,18 40,22 8,63 25,04

Pérez Guerrero-U. Central 21,42 68,46 14,41 43,93 6,32 18,98

Río Coca-Labrador 22,44 70,71 15,26 46,15 7,66 22,94

SEGUNDA ALTERNATIVA

Voltajes



Sin el Metro-

Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q

Subestación [kV] [kV] [kV] [kV] [kV] [kV]

Olímpico 45,57 44,68 46,17 45,79 45,93 45,80

Pérez Guerrero 45,80 44,68 46,29 45,86 45,45 45,36

Carolina 44,74 43,83 45,75 45,34 45,67 45,54

La Marín 45,31 43,87 45,71 45,11 45,53 45,36

Escuela Sucre 45,32 43,89 45,72 45,12 45,53 45,36

Andalucía 45,82 44,25 46,59 45,76 45,91 45,60

Chimbacalle 45,27 43,58 45,67 44,90 45,52 45,26

Diez nueva 46,03 44,93 46,43 46,00 45,46 45,37

Granda Centeno 45,53 44,50 46,13 45,68 46,10 45,93

Diez vieja 45,90 44,79 46,34 45,91 45,45 45,36

San Roque 45,18 43,99 45,75 45,23 45,99 45,81

Rio Coca 45,45 44,42 46,14 45,67 45,94 45,78

Belizario Quevedo 45,48 44,35 46,10 45,59 46,25 46,05

Floresta 46,15 45,36 46,64 46,31 45,80 45,70

Iñaquito 45,46 44,49 46,09 45,67 45,99 45,84

Miraflores 45,63 43,88 46,18 45,28 46,26 45,83

El Bosque 45,59 44,35 46,30 45,71 46,02 45,80

Barrio Nuevo 44,77 43,49 45,30 44,77 45,68 45,50

Luluncoto 45,42 43,98 45,77 45,17 45,54 45,37

Eplicachima 44,67 43,34 45,17 44,63 45,52 45,35

273



274

ANEXO 4.13: Voltajes en barras de 1.5 kV pertenecientes a las estaciones del Sistema Metro-Q.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima

Subestación [kV] [p.u] [kV] [p.u] [kV] [p.u] Quitumbe 1,36 0,91 1,39 0,93 1,40 0,94

Morán Valverde 1,36 0,91 1,39 0,93 1,40 0,93 Solanda 1,39 0,93 1,42 0,95 1,43 0,95

El Calzado 1,39 0,93 1,42 0,95 1,43 0,95 El Recreo 1,39 0,93 1,42 0,95 1,43 0,95

La Magdalena 1,36 0,91 1,39 0,93 1,40 0,93 San Francisco 1,39 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95

Alameda 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95 El Ejido 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,96

Universidad Central 1,40 0,93 1,43 0,96 1,44 0,96 La Pradera 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95

Carolina 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95 Iñaquito 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95 Jipijapa 1,40 0,94 1,44 0,96 1,44 0,96

El Labrador 1,41 0,94 1,44 0,96 1,44 0,96


ANEXO 4.14: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV.

275

ANEXO 4.15: Cargabilidad de Transformadores 46/6.3 kV.

276

ANEXO 4.16: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV.


Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Universidad Central 5,25 87,57 3,56 52,83 1,88 27,41

Solanda 5,25 82,38 3,56 53,23 1,88 27,48

El Calzado 5,25 82,37 3,56 53,22 1,88 27,48

El Recreo 5,25 82,20 3,56 53,14 1,88 27,46

Morán Valverde 5,25 82,19 3,56 53,18 1,88 27,46

San Francisco 5,25 82,04 3,56 53,04 1,88 27,45

Alameda 5,25 81,99 3,56 53,01 1,88 27,45

La Magdalena 5,25 81,85 3,56 52,99 1,88 27,42

Carolina 5,25 81,85 3,56 52,92 1,88 27,45

El Ejido 5,25 81,84 3,56 52,95 1,88 27,44

Quitumbe 5,25 81,82 3,56 53,05 1,88 27,43

La Pradera 5,25 81,80 3,56 52,91 1,88 27,44

Iñaquito 5,25 81,79 3,56 52,89 1,88 27,45

Jipijapa 5,25 81,56 3,56 52,78 1,88 27,43

El Labrador 5,25 81,19 3,56 52,63 1,88 27,40

277

Cargabilidad de Líneas de 46 kV y Alimentadores de 23 kV


278

ANEXO 4.18: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV.



Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Epiclachima-Quitumbe 17,94 56,65 11,53 35,01 6,46 19,27

Chimbacalle-Magdalena 19,22 60,87 14,63 44,37 10,46 31,16

Miraflores-U. Central 22,93 72,80 14,78 44,91 7,27 21,70

Andalucía-Labrador 20,00 62,90 13,68 41,29 5,58 16,68


PRIMERA ALTERNATIVA

Voltajes


Demanda máxima Demanda media Demanda mínima Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q [kV] [kV] [kV] [kV] [kV] [kV]

Conocoto 141,02 140,09 141,93 141,29 141,94 141,51 Cristianía 141,61 140,72 142,45 141,90 142,41 142,10 Nueva Cumbayá 140,65 140,72 141,56 140,88 141,50 141,05 Pomasqui 141,89 141,00 142,67 142,13 142,58 142,28 Cotocollao 140,04 139,31 141,35 140,60 141,33 140,81 Mirador Alto 141,53 140,44 142,30 141,50 142,23 141,64 Vicentina 140,57 139,56 141,45 140,75 141,40 140,92 Eugenio Espejo 141,22 140,16 142,18 141,41 142,25 141,69 Zámbiza 140,77 139,80 141,68 141,02 141,62 141,19 Chilibulo 140,85 139,55 141,84 140,86 141,89 141,12 Selva Alegre 140,73 139,53 141,65 140,77 141,61 140,97

279



Sin el Metro-Q

Con el Metro-Q

Sin el Metro-Q

Con el Metro-Q

Sin el Metro-Q

Con el Metro-Q


Conocoto 23,78 23,62 24,03 23,92 24,10 23,58

Cristianía 23,94 23,46 24,00 23,65 24,13 23,15

Nueva Cumbayá 23,41 23,24 23,87 23,20 24,01 22,99

Pomasqui 23,42 23,27 23,80 23,70 23,94 22,97

Cotocollao 23,32 23,13 23,71 23,70 22,68 22,95

Eugenio Espejo 23,15 22,96 23,49 23,36 23,61 23,52

Zámbiza 23,76 23,58 24,12 23,68 23,92 23,01

Chilibulo 23,08 22,86 23,48 23,31 23,64 23,51

Estaciones del Metro-Q

Demanda máxima

[kV]

Demanda media [kV]

Demanda mínima

[kV]

Quitumbe 23,07 23,27 23,30

Moran Valverde 22,94 23,15 23,18

Solanda 22,87 23,08 23,11

Calzado 22,85 23,06 23,09

Recreo 22,86 23,07 23,11

Magdalena 22,91 23,12 23,16

San Francisco 22,82 23,03 23,07

Alameda 22,80 23,01 23,05

El Ejido 22,81 23,03 23,06

U.Central 22,86 23,07 23,11

Pradera 22,78 23,00 23,03

Carolina 22,75 22,97 23,00

Iñaquito 22,75 22,97 23,00

Jipijapa 22,79 23,01 23,04

El Labrador 22,86 23,08 23,11

280

ANEXO 4.21: Voltajes en barras de 1.5 kVDC.

Estaciones Demanda máxima

[kV]

Demanda media [kV]

Demanda mínima

[kV] Quitumbe 1,49 1,51 1,51 Moran Valverde 1,49 1,50 1,50 Solanda 1,52 1,53 1,54 Calzado 1,52 1,53 1,53 Recreo 1,52 1,53 1,53 Magdalena 1,48 1,50 1,50 San Francisco 1,52 1,53 1,53 Alameda 1,51 1,53 1,53 El Ejido 1,52 1,53 1,53 U.Central 1,52 1,53 1,53 Pradera 1,51 1,53 1,53 Carolina 1,51 1,53 1,53 Iñaquito 1,51 1,53 1,53 Jipijapa 1,51 1,53 1,53 El Labrador 1,52 1,53 1,54

281


ANEXO 4.22: Cargabilidad de Transformadores de 130/138 kV.

ANEXO 4.23: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV.


Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Santa Rosa 153,57 39,7 169,19 44,13 126,59 32,65 142,24 36,85 107,24 27,69 112,77 29,14

El Inga 84,76 38 87,75 39,47 76,74 34,35 78,34 35,09 32,35 32,35 73 32,7

Pomasqui 112,17 37,28 122,01 40,77 92,94 30,47 97,97 32,51 77,27 25,65 80,47 26,71




Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Conocoto 13,93 41,58 13,93 41,58 8,28 24,39 8,28 24,5 4,1 12,09 4,1 12,12

Cristianía 24,68 72,86 24,69 73,36 15,24 44,74 15,24 44,92 7,58 22,24 7,58 22,29

Nueva Cumbayá 24,07 71,57 24,08 72,1 13,92 41,12 13,92 41,33 6,84 20,22 6,84 20,28

Pomasqui 24,92 73,47 24,94 73,97 14,78 43,32 14,78 43,48 7,87 23,08 7,86 23,11

Cotocollao 26,67 79,43 26,68 80,09 15,84 46,87 15,85 47,13 7,87 23,29 7,87 23,38

Eugenio Espejo 19,95 59,09 19,96 59,55 11,89 34,97 11,89 35,17 5,92 17,4 5,92 17,56

Zámbiza 20,84 61,9 20,85 62,37 12,43 36,68 12,42 36,84 6,51 19,21 6,51 19,27

Chilibulo 18,02 54,01 10,79 32,4 5,52 16,41

Vicentina 23,69 71 15,35 46 9,33 27,72

Mirador Alto 23,45 69,82 15,45 46,13 9,72 28,76

Selva Alegre 16,68 50 9,52 28,57 4,34 13



282

ANEXO 4.24: Cagabilidad de Transformadores reductores de 23/1.5 kV.


Estación Metro-Q Potencia Aparente

[MVA]

Cargabilidad [%]

Potencia Aparente

[MVA]

Cargabilidad [%]

Potencia Aparente

[MVA]

Cargabilidad [%]

Quitumbe 5,24 74,66 3,33 46,67 1,88 26,53

Moran Valverde 5,24 75,06 3,33 46,82 1,88 26,58

Solanda 5,24 75,31 3,33 47,00 1,88 26,62

Calzado 5,24 75,38 3,33 47,00 1,88 26,63

Recreo 5,24 75,35 3,33 47,00 1,88 26,63

Magdalena 5,24 75,19 3,33 47,00 1,88 26,00

San Francisco 5,24 75,48 3,33 47,01 1,88 26,66

Alameda 5,24 75,54 3,33 47,04 1,88 26,67

El Ejido 5,24 75,50 3,33 47,02 1,88 26,66

U.Central 5,24 75,35 3,33 47,00 1,88 26,65

Pradera 5,24 75,59 3,33 47,06 1,88 26,68

Carolina 5,24 75,70 3,33 47,11 1,88 26,70

Iñaquito 5,24 75,69 3,33 47,11 1,88 26,70

Jipijapa 5,24 75,57 3,33 47,06 1,88 26,70

El Labrador 5,24 75,33 3,33 47,00 1,88 26,70

283


ANEXO 4.25: Cagabilidad de Líneas de 138 kV.

ANEXO 4.26: Cagabilidad de Alimentadores de 23 kV.

Línea de 138 kV

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Santa Rosa-Eugenio Espejo 82,03 42,14 91,97 47,53 67,11 34,3 76,8 39,42 56,33 28,8 65,93 33,82

Cotocollao-Pomasqui 56,68 29,28 65,28 33,87 46,39 23,85 54,99 28,39 39,06 20,1 47,76 24,65

Santa Rosa- Selva Alegre 57,1 29,38 62 32,13 54 27,63 58,73 30,21 51,88 26,56 56,57 29,07

Mirador Alto-Santa Rosa 32,23 19,86 50,32 31,24 28,19 17,29 45,77 28,21 26,12 16,03 43,24 26,62

Eugenio Espejo-Chilibulo 44,47 22,97 53,94 28,11 44,86 23,01 54,29 28,03 15,74 23,22 54,78 28,23

Conocoto-Santa rosa 39,8 24,88 42,55 26,78 31,34 19,48 33,87 21,15 25,79 16,04 28,14 17,55

Nueva Cumbayá-Zámbiza 34,94 21,7 39,97 25 35,55 21,94 40,78 25,28 32,65 20,15 38,23 23,68

Pomasqui-Selva Alegre 31,06 16,06 41,24 21,48 26,99 13,86 37,41 19,32 24,21 12,44 34,8 17,95

Cristianía-Vicentina 33,4 20,75 30,05 18,81 34,29 21,18 31,19 19,36 35,54 21,95 32,71 20,27

Nueva Cumbayá-Vicentina 32,64 20,28 29,73 18,61 34,65 21,39 35,59 22,08 32,78 20,25 36,17 22,42

Zámbiza-Pomasqui 43,63 27,07 29,73 18,61 45,72 28,19 43,89 27,19 50,95 31,42 47,56 29,42

Vicentina-Mirador Alto 32,43 20,11 27,45 17,15 28,45 17,54 23,32 14,45 26,43 16,3 21,26 13,16

Chilibulo-Selva Alegre 28,06 14,52 20,75 10,84 35,01 18 27,29 14,12 40,37 20,75 32,3 16,68

Conocoto-Vicentina 14,31 8,99 16,99 10,76 16,47 10,29 18,93 11,88 19,17 11,97 21,4 13,42

Cotocollao-Selva Alegre 22,91 11,88 14,79 7,74 22,52 11,61 14,22 7,37 22,49 11,59 14,06 7,28


Sin el Metro-Q Con el metro-Q Sin el Metro-Q Con el metro-Q Sin el Metro-Q Con el metro-Q



Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Mirador Alto-Quitumbe 22,97 66,27 15,46 43,80 9,71 27,31

Chilibulo-Magdalena 17,64 51,25 10,79 30,76 5,52 15,60

Vicentina-U. Central 23,21 67,41 15,32 43,67 9,33 26,32

Selva Alegre-Labrador 16,38 47,46 9,52 27,13 4,34 12,27

284

4.3.4 Análisis de contingencias


ANEXO 4.27: Voltajes en barras de 23 kV

Contingencia 1: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Mirador Alto.

Contingencia 2: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Chilibulo.

285

Contingencia 3: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Vicentina.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima

[kV] [p.u] [kV] [kV] [p.u] [kV]

Mirador Alto 23 kV 23,20 1,009 23,71 1,031 23,97 1,042

Chilibulo 23 kV 22,93 0,997 23,53 1,023 23,83 1,036

Selva Alegre 23 kV 22,96 0,998 23,52 1,023 23,80 1,035

Quitumbe 22,79 0,991 23,45 1,020 23,81 1,035

Moran Valverde 22,63 0,984 23,35 1,015 23,75 1,033

Solanda 22,52 0,979 23,28 1,012 23,71 1,031

Calzado 22,47 0,977 23,25 1,011 23,69 1,030

Recreo 22,45 0,976 23,24 1,010 23,68 1,030

Magdalena 22,47 0,977 23,25 1,011 23,68 1,030

San Francisco 22,27 0,968 23,12 1,005 23,61 1,027

Alameda 22,19 0,965 23,07 1,003 23,58 1,025

El Ejido 22,15 0,963 23,05 1,002 23,56 1,025

U.Central 22,15 0,963 23,04 1,002 23,56 1,024

Pradera 22,12 0,962 23,02 1,001 23,55 1,024

Carolina 22,12 0,962 23,02 1,001 23,55 1,024

Iñaquito 22,14 0,963 23,03 1,001 23,55 1,024

Jipijapa 22,22 0,966 23,08 1,003 23,57 1,025

El Labrador 22,32 0,971 23,14 1,006 23,61 1,026

Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Selva Alegre.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima

[kV] [p.u] [kV] [kV] [p.u] [kV]

Mirador Alto 23 kV 23,26 1,011 23,73 1,032 23,96 1,042

Chilibulo 23 kV 6,54 0,991 23,57 1,025 23,83 1,036

Vicentina 23 kV 22,90 0,996 23,49 1,021 23,80 1,035

Quitumbe 22,88 0,995 23,49 1,021 23,82 1,035

Moran Valverde 22,74 0,989 23,40 1,017 23,76 1,033

Solanda 22,61 0,983 23,33 1,015 23,73 1,032

Calzado 22,61 0,983 23,31 1,014 23,71 1,031

Recreo 22,60 0,983 23,31 1,013 23,70 1,031

Magdalena 22,63 0,984 23,32 1,014 23,71 1,031

San Francisco 22,47 0,977 23,22 1,010 23,66 1,028

Alameda 22,40 0,974 23,18 1,008 23,63 1,028

El Ejido 22,39 0,973 23,17 1,007 23,63 1,027

U.Central 22,40 0,974 23,18 1,008 23,63 1,027

Pradera 22,24 0,967 23,08 1,004 23,58 1,025

Carolina 22,13 0,962 23,02 1,001 23,54 1,023

Iñaquito 22,10 0,961 23,00 1,000 23,53 1,023

Jipijapa 22,07 0,960 22,98 0,999 23,52 1,023

El Labrador 22,08 0,960 22,98 0,999 23,52 1,023

286

ANEXO 4.28: Cargabilidad de elementos.



287


Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Selva Alegre.

288

Salida de una Línea de 138 kV


Contingencia 1: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.

Contingencia 2: Salida de la línea de 138 kV Chilibulo-Selva Alegre.

289

Contingencia 3: Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Mirador Alto.

Contingencia 4: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Mirador Alto.

290

Contingencia 5: Salida de la línea de 138 kV Selva Alegre-Pomasqui.

Salida de un Circuito Alimentador de 23 kV

ANEXO 4.30: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV que queda en servicio.


Sin el Circuito C1 o C2

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]



Vicentina-U.Central 21,05 121,60 13,58 76,97 7,77 44,16

Selva Alegre-El Labrador 14,36 82,85 8,76 49,63 4,59 26,10

291

SEGUNDA ALTERNATIVA

Voltajes



Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q


Conocoto 141,02 140,09 141,93 141,29 141,94 141,53

Cristianía 141,75 140,54 142,45 141,90 142,41 142,17

Nueva Cumbayá 140,65 140,54 141,56 140,83 141,50 141,05

Pomasqui 141,97 141,00 142,67 142,16 142,58 142,38

Cotocollao 140,45 139,48 141,35 140,60 141,33 141,06

Mirador Alto 141,53 140,44 142,30 141,50 142,23 141,69

Vicentina 140,54 139,56 141,45 140,70 141,40 140,89

Eugenio Espejo 141,22 140,28 142,18 141,41 142,25 141,85

Zámbiza 140,77 139,80 141,68 140,99 141,62 141,19

Chilibulo 140,88 139,75 141,84 140,86 141,89 141,38

Parque Bicentenario 141,35 140,09 141,65 141,27 141,61 141,51



Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q Sin el

Metro-Q Con el

Metro-Q


Conocoto 23,78 23,62 24,03 23,92 24,10 24,03

Cristianía 23,94 23,45 23,73 23,88 24,13 24,08

Nueva Cumbayá 23,51 23,33 23,87 23,76 24,01 23,93

Pomasqui 23,42 23,27 23,80 23,70 23,94 23,89

Cotocollao 23,32 23,16 23,71 23,70 23,86 23,82

Eugenio Espejo 23,15 22,98 23,49 23,36 23,61 23,54

Zámbiza 23,76 23,58 24,12 23,64 23,92 23,85

B1 Chilibulo 23,08 22,89 23,48 23,31 23,64 23,56

Mirador Alto

23,42

23,31

23,80

Vicentina

23,32

23,20

23,74

Parque Bicentenario

23,13

23,37

23,63

B2 Chilibulo

23,28

23,45

23,73

292

Demanda máxima Demanda máxima Demanda máxima


[kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u

Quitumbe 23,14 1,01 23,34 1,01 23,38 1,02

Moran Valverde 23,03 1,00 23,23 1,01 23,27 1,01

Solanda 22,96 1,00 23,17 1,01 23,21 1,01

Calzado 22,94 1,00 23,13 1,01 23,19 1,01

Recreo 22,96 1,00 23,17 1,01 23,21 1,01

Magdalena 23,02 1,00 23,23 1,01 23,27 1,01

San Francisco 22,95 1,00 23,16 1,01 23,20 1,01

Alameda 22,95 1,00 23,16 1,01 23,20 1,01

El Ejido 22,97 1,00 23,16 1,01 23,22 1,01

U.Central 23,02 1,00 23,23 1,01 23,27 1,01

Pradera 22,98 1,00 23,19 1,01 23,23 1,01

Carolina 22,98 1,00 23,16 1,01 23,23 1,01

Iñaquito 22,99 1,00 23,20 1,01 23,24 1,01

Jipijapa 23,05 1,00 23,26 1,01 23,30 1,01

El Labrador 23,14 1,01 23,35 1,02 23,39 1,02


Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima


[kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u

Quitumbe 1,50 1,000 1,51 1,008 1,50 1,003

Moran Valverde 1,49 0,995 1,51 1,007 1,50 1,001

Solanda 1,49 0,992 1,51 1,007 1,50 1,000

Calzado 1,49 0,992 1,51 1,007 1,50 1,000

Recreo 1,49 0,992 1,51 1,008 1,50 1,000

Magdalena 1,49 0,995 1,51 1,009 1,50 1,001

San Francisco 1,49 0,992 1,51 1,007 1,50 0,999

Alameda 1,49 0,992 1,51 1,006 1,50 0,999

El Ejido 1,49 0,993 1,51 1,006 1,50 0,999

U.Central 1,49 0,995 1,51 1,007 1,50 1,000

Pradera 1,49 0,993 1,51 1,007 1,50 0,999

Carolina 1,49 0,993 1,51 1,008 1,50 0,999

Iñaquito 1,49 0,993 1,51 1,009 1,50 0,999

Jipijapa 1,49 0,996 1,52 1,011 1,50 0,999

El Labrador 1,50 1,000 1,52 1,013 1,50 1,000

293


ANEXO 4.34: Cargabilidad de transformadores de 230/138 kV.

ANEXO 4.35: Cargabilidad de transformadores de 138/23 kV.

Subestación

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Santa Rosa 15302 36,67 168 43,79 91,75 23,75 93,75 25,09 45,92 12 50,84 13,27

El Inga 84,59 37,9 87,76 39,45 69,5 31,22 70,6 31,68 63,01 28,67 63,49 28,83

Pomasqui 113 37,32 122,95 41,03 71,73 23,9 75,57 25,18 41,69 14,18 44,43 15,06



Subestación

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Cotocollao 26,67 79,43 26,68 80,09 15,84 46,87 15,85 47,13 7,87 23,29 7,87 23,38

Pomasqui 24,92 73,47 24,94 73,97 14,78 43,32 14,78 43,48 7,87 23,08 7,86 23,11

Cristianía 24,68 72,86 25,64 76,29 15,24 44,74 15,24 44,92 7,58 22,24 7,58 22,29

Nueva Cumbayá 24,07 71,57 23,62 70,82 13,92 41,12 13,92 41,33 6,84 20,22 6,84 20,28

Eugenio Espejo 19,95 59,09 19,96 59,55 11,89 34,97 11,89 35,17 5,92 17,4 5,92 17,47

Conocoto 13,93 41,58 13,93 41,58 8,28 24,39 8,28 24,5 4,1 12,09 4,1 12,12

Zámbiza 20,84 61,9 20,85 62,37 12,43 36,68 13,09 38,88 6,51 19,21 6,51 19,27

Mirador Alto 22,09 65,82 7,94 23,84 21,5 63,45

Chilibulo 16,72 66,11 9,84 38,54 4,86 19,01

Vicentina 23,69 71 9,92 30,48 21,13 62,72

Parque Bicentenario 21,62 64,61 12,19 36,05 21,47 63,44



294



Estación

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Quitumbe 5,24 74,39 3,49 49,80 1,81 25,74

Moran Valverde 5,24 74,76 3,49 49,92 1,81 25,78

Solanda 5,24 74,99 3,49 49,97 1,81 25,81

Calzado 5,24 75,04 3,49 49,97 1,81 25,82

Recreo 5,24 74,98 3,49 49,90 1,81 25,82

Magdalena 5,24 74,80 3,49 49,78 1,81 25,80

San Francisco 5,24 75,02 3,49 49,93 1,81 25,83

Alameda 5,24 75,03 3,49 49,98 1,81 25,84

El Ejido 5,24 74,95 3,49 49,97 1,81 25,83

U.Central 5,24 74,77 3,49 49,92 1,81 25,82

Pradera 5,24 74,92 3,49 49,91 1,81 25,84

Carolina 5,24 74,93 3,49 49,86 1,81 25,85

Iñaquito 5,24 74,90 3,49 49,83 1,81 25,85

Jipijapa 5,24 74,70 3,49 49,68 1,81 25,84

El Labrador 5,24 74,39 3,49 49,49 1,81 25,81

295

Cargabilidad de Lineas de 138 kV y Alimentadores de 23 kV


ANEXO 4.38: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV.


Alimentadores de 23 kV Potencia Aparente

[MVA]

Cargabilidad [%]

Potencia Aparente

[MVA]

Cargabilidad [%]

Potencia Aparente

[MVA]

Cargabilidad [%]




P.Bicentenario-El Labrador 21,03 61,35 17,81 51,9 5,60 15,98

Línea de 138 kV

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Eugenio Espejo-Santa Rosa 82,54 42,43 89,25 46,14 67,59 34,59 74,17 38,08 56,82 29,03 14,1 20,54

Cotocollao-Pomasqui 56,54 29,33 65,28 33,87 46,32 23,83 28,53 14,75 38,67 19,88 16,02 8,33

Selva Alegre-Santa Rosa 57,65 29,69 59,51 30,84 54,55 27,94 44,72 23 51,88 26,56 32,31 16,69

Mirador Alto-Santa Rosa 32,31 19,94 50,32 31,24 28,53 17,52 31,27 19,24 26,03 15,97 21,86 13,55

Chil ibulo-Eugenio Espejo 44,97 23,25 51,33 26,74 45,38 23,3 62,66 32,16 45,75 23,45 28,96 15

Conocoto-Santa rosa 39,78 24,9 44,09 27,77 31,52 19,62 27,65 17,25 25,67 15,96 18,01 11,3

Pomasqui-Selva Alegre 30,29 15,67 33,83 17,62 26,43 13,59 14,94 7,72 23,55 12,11 27,61 11,63

Nueva Cumbayá-Vicentina 36,59 22,76 33,18 20,79 34,65 21,39 35,25 21,92 56,16 35 51,81 32,24

Zámbiza-Pomasqui 45,57 28,3 45,71 28,58 45,72 28,19 47,51 29,48 50,95 31,42 50,49 31,24

Mirador Alto-Vicentina 32,54 20,2 29,85 18,67 28,82 17,79 19,76 12,23 26,36 16,26 14,97 9,31

Chil ibulo-Selva Alegre 28,57 14,8 19,52 10,19 35,53 18,28 26,02 13,46 40,84 20,98 18,68 9,68

Conocoto-Vicentina 14,74 9,27 18,68 11,84 17,1 10,7 11,93 7,47 19,21 12 11,58 7,3

Cotocollao-Selva Alegre 23,04 11,96 18,94 9,9 22,65 11,68 18,31 9,49 29,78 15,56 28,09 14,6

P.Bicentenario-Cristianía 23,23 9,58 27,82 11,37 35,02 14,4

P.Bicentenario-Vicentina 26,02 10,78 33,5 13,7 39,09 16,08



296

Análisis de Contingencias

Salida de Transformadores de 138/23 kV




Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima

[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.

Mirador Alto 23 kV 23,10 1,004 22,77 0,99 23,69 1,030

Vicentina 23 kV 22,98 0,999 22,77 0,990 23,69 1,030

P. Bicentenario 23 kV 22,95 0,998 23,00 1,000 23,46 1,020

Quitumbe 22,67 0,986 22,54 0,980 23,46 1,020

Moran Valverde 22,51 0,979 22,54 0,980 23,46 1,020

Solanda 22,39 0,973 22,54 0,980 23,46 1,020

Calzado 22,34 0,971 22,31 0,970 23,46 1,020

Recreo 22,31 0,970 22,31 0,970 23,46 1,020

Magdalena 22,33 0,971 22,54 0,980 23,46 1,020

San Francisco 22,32 0,971 22,54 0,980 23,46 1,020

Alameda 22,36 0,972 22,54 0,980 23,46 1,020

El Ejido 22,42 0,975 22,54 0,980 23,46 1,020

U.Central 22,50 0,978 22,54 0,980 23,46 1,020

Pradera 22,45 0,976 22,54 0,980 23,46 1,020

Carolina 22,44 0,976 22,77 0,990 23,46 1,020

Iñaquito 22,45 0,976 22,77 0,990 23,46 1,020

Jipijapa 22,51 0,979 22,77 0,990 23,46 1,020

El Labrador 22,60 0,983 23,00 1,000 23,46 1,020

297


Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima


Mirador Alto 23 kV 23,33 1,014 23,23 1,01 23,69 1,03

Chilibulo 23 kV 23,13 1,006 23,46 1,020 23,69 1,030

P.Bicentenario 23 kV 22,84 0,993 23,23 1,010 23,46 1,020

Quitumbe 22,96 0,998 23,00 1,000 23,69 1,030

Moran Valverde 22,82 0,992 23,00 1,000 23,69 1,030

Solanda 22,73 0,988 23,00 1,000 23,46 1,020

Calzado 22,70 0,987 23,00 1,000 23,46 1,020

Recreo 22,69 0,987 23,00 1,000 23,46 1,020

Magdalena 22,73 0,988 23,00 1,000 23,46 1,020

San Francisco 22,58 0,982 23,00 1,000 23,46 1,020

Alameda 22,53 0,979 23,00 1,000 23,46 1,020

El Ejido 22,52 0,979 23,00 1,000 23,46 1,020

U.Central 22,53 0,980 23,00 1,000 23,46 1,020

Pradera 22,53 0,980 23,00 1,000 23,46 1,020

Carolina 22,57 0,981 23,00 1,000 23,46 1,020

Iñaquito 22,59 0,982 23,00 1,000 23,46 1,020

Jipijapa 22,69 0,987 23,23 1,010 23,46 1,020

El Labrador 22,82 0,992 23,23 1,010 23,46 1,020

Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Parque Bicentenario.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima


Mirador Alto 23 kV 23,25 1,011 23,00 1,000 23,69 1,03

Chilibulo 23 kV 23,04 1,002 23,00 1,000 23,69 1,030

Vicentina 23 kV 22,89 0,995 22,54 0,980 23,69 1,030

Quitumbe 22,87 0,994 22,77 0,990 23,69 1,030

Moran Valverde 22,73 0,988 22,54 0,980 23,46 1,020

Solanda 22,63 0,984 22,54 0,980 23,46 1,020

Calzado 22,60 0,982 22,54 0,980 23,46 1,020

Recreo 22,59 0,982 22,54 0,980 23,46 1,020

Magdalena 22,62 0,983 22,54 0,980 23,46 1,020

San Francisco 22,46 0,976 22,54 0,980 23,46 1,020

Alameda 22,39 0,974 22,31 0,970 23,46 1,020

El Ejido 22,37 0,973 22,31 0,970 23,46 1,020

U.Central 22,38 0,973 22,31 0,970 23,46 1,020

Pradera 22,23 0,967 22,31 0,970 23,46 1,020

Carolina 22,12 0,962 22,08 0,960 23,46 1,020

Iñaquito 22,09 0,960 22,08 0,960 23,23 1,010

Jipijapa 22,06 0,959 22,08 0,960 23,23 1,010

El Labrador 22,07 0,959 22,08 0,960 23,23 1,010

298




Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

26,94 80,84 14,56 64,24 9,59 28,85

28,29 84,94 17,47 52,88 11,35 34,01

27,74 83,02 20,89 64,18 7,74 23,31

26,13 76,76 10,49 61,01 4,8 27,4

27,69 80,66 8,74 51,17 5,67 32,3

26,85 78,84 10,45 60,94 3,87 22,14

56,56 29,51 43,65 22,55 31,04 16,11

24,06 9,94 26,4 10,93 34,04 14,07

28,13 11,66 35,48 14,52 40,11 16,59

38,8 24,28 24,44 15,13 18,23 11,36

38,68 24,02 24,15 14,87 17,74 11

19,15 98,88 12,87 65,81 6,78 33,66

16,31 83,36 10,07 51,17 5,63 27,75

15,94 80,67 11,56 58,36 4,72 23,27

Circuitos

23 kV

C1 El Recreo-Magdalena

C2 U.Central-El Ejido

C3 Jipijapa-El Labrador

Alimentador

23 kV

Transformador

138/23 kV

A4 P.Bicentenario-El Labrador

Líneas

138 kV

L/T Eugenio Espejo-Chilibulo

L/T Cristianía-P.bicentenario

L/T P.Bicentenario-Vicentina

L/T Vicentina -Mirador Alto

L/T Mirador Alto-Santa Rosa

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

T1 P.Bicentenario

A2 Chilibulo-Magdalena

A3 Vicentina-U.Central


Elemento

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

28,77 85,8 18,51 56,47 10,77 32,27

26,94 80,89 16,62 50,82 10,59 31,78

26,92 80,54 22,76 70,56 7,32 22,07

28,01 81,47 9,25 54,65 5,38 30,64

26,35 76,81 8,31 49,18 5,29 30,18

26,03 76,48 11,38 67 3,66 20,96

44,5 23,15 30,41 15,67 24,6 12,75

24,74 10,38 27,48 11,38 33,86 14

26,44 10,96 33,94 13,97 39,2 16,22

29,28 18,33 19,53 12,09 15,39 9,59

57,45 35,75 37,29 22,99 24,5 15,2

16,52 84,22 11,08 56,98 6,36 31,35C1 Quitumbe-Moran Valverde

Líneas

138 kV

Circuitos

23 kV

Alimentador

23 kV

A1 Mirador Alto-Quitumbe









Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Mirador Alto

T1 Vicentina

T1 Parque Bicentenario

299


Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Parque Bicentenario.

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

27,65 82,43 16,43 49,22 10,75 32,11

23,6 70,77 17,83 54,11 8,49 25,44

31,4 93,99 21,65 66,11 9,34 28,17

27,07 78,27 8,22 47,63 5,37 30,49

23,05 67,2 8,92 51,39 4,24 24,16

30,23 89,25 10,83 62,78 4,67 26,75

54,42 28,38 41,97 21,67 30,28 15,71

24,81 10,25 25,75 10,66 33,87 14

30,04 12,44 37,32 15,35 41,31 17,07

25,74 16,11 18,83 11,66 14,27 8,89

52,28 32,49 31,68 19,51 22,5 13,95

16,19 81,9 10,4 52,33 15,91 79,56

17,54 89,29 12,2 61,21 5,49 27,16

C2 Quitumbe-Moran Valverde


Líneas

138 kV

Circuitos

23 kV

Alimentadores

23 kV









Demanda media Demanda mínima

Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Mirador Alto

T2 de Chilibulo

T1 P.Bicentenario

Demanda máxima

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

27,63 82,39 17,36 52,7 9,89 29,58

23,86 71,57 21,31 65,8 7,56 22,7

31,84 95,59 18,09 55,86 11,1 33,4

26,97 78,24 8,68 51 4,94 28,09

23,21 67,96 10,66 62,48 3,78 21,55

30,8 90,77 9,05 54,06 5,55 31,72

53,13 27,71 41,78 21,6 29,45 15,28

22,17 9,13 29,21 11,98 36,92 15,23

22,86 9,48 29,4 12,18 37,02 15,33

27,24 17,27 17,62 10,91 14,87 9,26

54,49 33,86 35,2 20,85 22,97 14,25

16,04 81,48 15,86 79,88 15,73 79,02

17,95 93,14 12,13 63,16 6,38 31,62


C3 U.Central-La Pradera

Líneas

138 kV

Circuitos

23 kV


L/T Cristianía-P.Bicentenario




Alimentador

23 kV





Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Mirador Alto

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

300

Salida de una línea de 138 kV




Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

24,74 75,31 15,59 47,02 9,93 29,68

10,36 32 12,03 36,98 3,31 9,95

23,08 70,59 15,01 45,48 9,72 29,11

22,16 68,4 18,77 57,73 6,08 18,28

93,49 48,45 68,43 35,21 47,23 24,46

64,46 31,15 42,12 21,97 18,65 9,63

57,39 30,22 25,65 13,33 12,56 6,53

37,59 20 22,23 11,62 10,79 5,63

32,16 13,36 38,73 15,86 42,51 17,51

37,61 23,63 24,99 15,48 18 11,22

23,38 9,84 30,39 12,54 37,76 15,6

62,49 38,95 39,34 24,25 26,65 16,53


L/T Vicentina-P.Bicentenario




Transformador

138/23 kV

Líneas

138 kV

T1 Mirador Alto

T2 Chilibulo

T1 Vicentina


L/T Santa Rosa-Selva Alegre

L/T Chilibulo-Selva Alegre

L/T Selva Alegre-Pomasqui

Demanda media Demanda mínima

Elemento

Demanda máxima

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

21,19 64,33 13,04 39,28 8,06 24,06

17,91 54,56 16,62 50,65 7,44 22,27

20,35 62,01 13,25 40,07 8,18 24,5

20,53 63,07 17,77 54,54 5,08 15,31

72,71 37,63 47,91 24,65 22,98 11,91

66,86 34,62 51,35 26,41 39,53 20,48

38,57 20,14 15,4 7,96 17,01 8,84

34,83 18,21 26,01 13,54 12,32 6,46

27,41 11,36 34,94 14,29 40,55 16,7

31,16 19,53 20,85 12,9 16,52 10,29

23,55 9,88 29,13 12,02 37 15,24

52,22 32,5 32,45 19,99 23,23 14,41

Líneas

138 kV

L/T Santa Rosa-Eugenio Espejo





L/T Vicentina-Mirador Alto




Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Mirador Alto

T2 Chilibulo

T1 Vicentina


301


Contingencia 4: Salida de la línea de 138 kV Mirador Alto-Santa Rosa.

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

23,03 69,68 14,25 42,85 9,15 27,29

16,31 49,77 15,55 47,41 5,79 17,36

20,03 61,11 13,44 40,73 8,39 25,13

20,65 63,5 17,84 54,79 5,41 16,3

91,29 47,18 64,05 32,87 40,63 21

61,69 31,96 46,04 23,72 33,07 17,18

21,18 11,06 18,84 9,74 19,35 10,05

31,6 16,51 14,14 7,31 23,08 11,98

53,28 27,76 41,63 21,51 29,81 15,48

24,98 10,38 32,27 13,22 38,43 15,85

24,44 10,27 27,43 11,35 34,51 14,28

23,49 14,55 14,3 8,79 9,22 5,7

Líneas

138 kV









Demanda mínima

Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Mirador Alto

T2 Chilibulo

T1 Vicentina


Demanda máxima Demanda media

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

18,53 56,8 11,77 35,64 7,31 21,94

18,59 56,89 16,82 51,39 6,76 20,28

21,09 64,53 13,83 41,94 8,82 26,46

21,8 67,21 18,47 56,79 5,94 17,9

94,09 48,62 65,68 33,71 41,69 21,55

63,95 33,14 47,39 24,41 33,95 17,62

21,7 11,34 19,22 9,94 19,56 10,16

30,32 15,85 14,32 7,4 23,62 12,26

56,01 29,19 43,25 22,34 30,87 16,03

24,08 10,02 31,27 12,82 37,83 15,61

18,64 11,86 11,8 7,32 7,26 4,58

25,43 10,68 26,49 10,98 33,63 13,91

Líneas

138 kV










Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Mirador Alto

T2 Chilibulo

T1 Vicentina


302

Contingencia 5: Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario.

Anexo 4.42: Salida de un circuito alimentador de 23 kV que queda en servicio.



Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]





Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

21,99 66,68 14,14 42,56 9,28 27,7

16,52 50,37 15,77 48,11 6,09 18,23

21,76 66,25 15,25 46,1 10,6 31,71

20,13 61,82 16,89 51,9 4,1 12,36

90,82 46,97 65,38 33,56 43,02 22,24

61,28 31,74 24,45 24,45 35,62 18,45

21,32 11,13 20,37 10,53 21,54 11,18

31,86 16,63 16,69 8,63 28,99 15,05

53,96 27,59 42,95 22,18 32,17 16,69

28,61 17,95 17,27 10,69 14,08 8,77

20,53 8,54 17,17 7,16 3,68 1,71

49,57 30,86 28,18 17,36 19,4 12,04

Líneas

138 kV










Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Mirador Alto

T2 Chilibulo

T1 Vicentina


303

TERCERA ALTERNATIVA

Voltajes



Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Con el Metro-Q sin el Metro-Q

SUBESTACIÓN [kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u [kV ] p.u [kV] p.u Eugenio Espejo 141,15 1,023 139,97 1,014 142,26 1,031 141,98 1,029 140,92 1,021 141,04 1,022

Chilibulo 140,78 1,020 139,52 1,011 142,04 1,029 141,74 1,027 140,68 1,019 140,81 1,020 Vicentina 140,51 1,018 139,54 1,011 141,55 1,026 141,43 1,025 140,06 1,015 140,29 1,017

Parque Bicentenario 141,54 1,026 140,38 1,017 142,26 1,031 142,07 1,030 140,26 1,016 140,51 1,018 Conocoto 140,96 1,021 140,07 1,015 141,96 1,029 141,86 1,028 140,55 1,018 140,78 1,020 Cristianía 141,65 1,026 140,66 1,019 142,36 1,032 142,28 1,031 140,28 1,017 140,58 1,019 Cotocollao 140,31 1,017 139,29 1,009 141,60 1,026 141,49 1,025 140,06 1,015 140,32 1,017 Pomasqui 141,82 1,028 140,88 1,021 142,46 1,032 142,41 1,032 140,32 1,017 140,64 1,019

Selva Alegre 140,67 1,019 139,59 1,012 141,94 1,029 141,77 1,027 140,49 1,018 140,71 1,020 Zámbiza 140,70 1,020 139,76 1,013 141,70 1,027 141,60 1,026 140,12 1,015 140,37 1,017

Nueva Cumbayá 140,59 1,019 139,63 1,012 141,61 1,026 141,50 1,025 140,08 1,015 140,33 1,017 Santa Rosa 142,02 1,029 141,24 1,023 142,71 1,034 142,65 1,034 141,23 1,023 141,46 1,025

304


305


Demanda máxima Demanda media Demanda mínima Estación [kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u Quitumbe 1,50 1,000 1,52 1,016 1,53 1,022

Moran Valverde 1,49 0,995 1,52 1,012 1,53 1,020 Solanda 1,49 0,992 1,52 1,010 1,53 1,019

El Calzado 1,49 0,991 1,51 1,009 1,53 1,018 El Recreo 1,49 0,992 1,51 1,009 1,53 1,018


Alameda 1,49 0,992 1,51 1,009 1,53 1,018 El Ejido 1,49 0,993 1,51 1,010 1,53 1,019

U.Central 1,49 0,996 1,52 1,011 1,53 1,020 La Pradera 1,49 0,994 1,52 1,011 1,53 1,019


El Labrador 1,50 1,002 1,53 1,017 1,53 1,019

306

307

ANEXO 4.48: Cargabilidad de transformadores reductores 23/1.5 kV.


Estación

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Quitumbe 5,22 74,93 3,35 47,87 1,80 25,03 Moran Valverde 5,21 75,02 3,34 47,84 1,80 24,99

Solanda 5,21 75,21 3,34 47,92 1,80 25,02 El Calzado 5,21 75,24 3,34 47,93 1,80 25,02 El Recreo 5,21 75,15 3,34 47,90 1,80 25,02


Alameda 5,21 75,09 3,34 47,90 1,80 25,04 El Ejido 5,21 74,99 3,34 47,87 1,80 25,03

U.Central 5,21 74,80 3,34 47,80 1,80 25,01 La Pradera 5,21 74,93 3,34 47,85 1,80 25,68


El Labrador 5,21 74,34 3,34 47,65 1,80 25,00

308


ANEXO 4.49: Cargabilidad de Líneas de 138 kV.

ANEXO 4.50: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV.


Alimentadores 23 kV

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Eugenio Espejo-Quitumbe 19,97 57,80 12,55 35,46 7,34 20,79



Parque Bicentenario-El Labrador 22,03 64,06 13,00 36,98 5,28 15,06

Línea de 138 kV

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Santa Rosa-Eugenio Espejo 82,64 42,47 104,46 53,98 56,61 28,94 69,96 35,79 37,68 19,47 45,14 23,3

Chilibulo-Selva Alegre 28,61 14,81 15,13 7,9 24,75 12,7 15,78 8,12 21,94 11,38 16,24 8,41

Conocoto-Vicentina 14,02 8,82 16,84 10,67 12,62 7,88 13,83 8,65 14,3 9,02 14,4 9,08

Eugenio Espejo-Chilibulo 45,01 23,27 46,25 24,12 34,5 17,68 35,26 18,11 26,71 13,84 26,89 13,92

Nueva Cumbayá-Zámbiza 33,68 20,93 35,66 22,31 39,18 24,16 36,99 22,84 48,83 30,45 46,25 28,79

Pomasqui-Cristianía 8,07 3,29 11,15 4,58 4,88 1,98 6,05 2,45 4,86 2 4,7 1,93

Santa Rosa-Conocoto 39,24 24,61 42,27 26,68 26,25 16,35 27,86 17,36 18,88 11,88 19,32 12,14

Santa Rosa-Selva Alegre 57,71 29,71 61,4 31,81 42,65 21,82 44,74 22,91 31,58 16,38 32,61 16,88

Vicentina-Nueva cumbayá 35,58 22,12 31,34 19,62 47,32 29,2 43,55 26,9 54,97 34,28 52,2 32,5

P.Bicentenario-Pomasqui 14,9 9,2 21,95 13,66 13,12 8,06 13,14 8,08 18,91 11,78 17,27 10,73

P.Bicentenario-Vicentina 28,34 11,64 27,02 11,18 37,86 15,44 37,65 15,37 46,14 19,02 45,61 18,77

Cristianía-Parque Bicentenario 24,43 9,96 17,86 7,34 26,24 10,65 21,98 8,93 27,14 11,17 25,1 10,31

Vicentina-Santa Rosa 32,12 19,96 35,64 22,3 23,08 14,24 24,85 15,35 19,42 12,11 19,79 12,32



309

Análisis de Contingencias

Salida de un transformador de 138/23kV

ANEXO 4.51: Voltajes en barras de 23 kV

Contingencia 1: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Eugenio Espejo.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima


Chilibulo 23kV 23,00 1,000 23,27 1,012 23,40 1,017

Vicentina 23kV 23,23 1,010 23,41 1,018 23,58 1,025

P.Bicentenario 23kV 23,00 1,000 23,38 1,017 23,48 1,021

Quitumbe 22,08 0,960 22,77 0,990 23,15 1,006

Moran Valverde 22,08 0,960 22,77 0,990 23,15 1,006

Solanda 22,08 0,960 22,80 0,991 23,16 1,007

Calzado 22,31 0,970 22,84 0,993 23,18 1,008

Recreo 22,31 0,970 22,91 0,996 23,22 1,010

Magdalena 22,54 0,980 23,01 1,000 23,28 1,012

San Francisco 22,54 0,980 23,03 1,001 23,30 1,013

Alameda 22,54 0,980 23,07 1,003 23,30 1,013

El Ejido 22,54 0,980 23,11 1,005 23,36 1,016

U.Central 22,77 0,990 23,17 1,008 23,40 1,017

Pradera 22,77 0,990 23,18 1,008 23,40 1,017

Carolina 22,77 0,990 23,21 1,009 23,40 1,018

Iñaquito 22,77 0,990 23,22 1,010 23,41 1,018

Jipijapa 23,00 1,000 23,29 1,012 23,44 1,019

El Labrador 23,00 1,000 23,37 1,016 23,48 1,021

Contingencia 2: Salida del transformador 138/23 kV S/E Chilibulo.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima


Mirador Alto 23kV 23,16 1,007 23,59 1,026 23,72 1,031

Vicentina 23kV 23,23 1,010 23,52 1,023 23,67 1,029


Quitumbe 22,77 0,990 23,45 1,019 23,85 1,037

Moran Valverde 22,60 0,983 23,34 1,015 23,51 1,022

Solanda 22,54 0,980 23,27 1,012 23,47 1,021

Calzado 22,54 0,980 23,24 1,010 23,46 1,020

Recreo 22,54 0,980 23,22 1,009 23,45 1,020

Magdalena 22,54 0,980 23,22 1,010 23,46 1,020

San Francisco 22,54 0,980 23,21 1,009 23,46 1,020

Alameda 22,54 0,980 23,23 1,010 23,47 1,021

El Ejido 22,54 0,980 23,26 1,011 23,49 1,021

U.Central 22,77 0,990 23,31 1,013 23,52 1,023

Pradera 22,77 0,990 23,31 1,013 23,51 1,022

Carolina 22,77 0,990 23,33 1,014 23,51 1,022

Iñaquito 22,77 0,990 23,34 1,015 23,51 1,022

Jipijapa 22,87 0,994 23,39 1,017 23,53 1,023

El Labrador 23,00 1,000 23,47 1,020 23,56 1,024

310

Contingencia 3: Salida del transformador 138/23 kV S/E Vicentina.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima


Mirador Alto 23kV 23,23 1,010 23,66 1,029 23,67 1,029

Chilibulo 23kV 23,23 1,010 23,52 1,023 23,43 1,019


Quitumbe 23,00 1,000 23,52 1,023 23,51 1,022

Moran Valverde 22,77 0,990 23,42 1,018 23,45 1,020

Solanda 22,77 0,990 23,36 1,016 23,41 1,018

Calzado 22,65 0,985 23,33 1,014 23,39 1,017

Recreo 22,66 0,985 23,32 1,014 23,38 1,016

Magdalena 22,77 0,990 23,33 1,014 23,38 1,017

San Francisco 22,54 0,980 23,25 1,011 23,34 1,015

Alameda 22,54 0,980 23,23 1,010 23,32 1,014

El Ejido 22,54 0,980 23,23 1,010 23,32 1,014

U.Central 22,54 0,980 23,25 1,011 23,33 1,014

Pradera 22,54 0,980 23,25 1,011 23,34 1,015

Carolina 22,54 0,980 23,28 1,012 23,35 1,015

Iñaquito 22,62 0,984 23,30 1,013 23,36 1,016

Jipijapa 22,77 0,990 23,37 1,016 23,40 1,017

El Labrador 22,87 0,994 23,45 1,020 23,44 1,019

Contingencia 4: Salida del transformador 138/23 kV S/E Parque Bicentenario.

Demanda máxima

Demanda media

Demanda mínima


Mirador Alto 23kV 23,18 1,008 23,49 1,022 23,63 1,027

Chilibulo 23kV 23,00 1,000 23,33 1,014 23,43 1,019

Vicentina 23kV 22,89 0,995 23,22 1,010 23,50 1,022

Quitumbe 22,78 0,991 23,35 1,015 23,47 1,021

Moran Valverde 22,77 0,990 23,24 1,010 23,42 1,018

Solanda 22,54 0,980 23,16 1,007 23,37 1,016

Calzado 22,54 0,980 23,13 1,005 23,36 1,016

Recreo 22,54 0,980 23,10 1,004 23,35 1,015

Magdalena 22,54 0,980 23,10 1,004 23,35 1,015

San Francisco 22,42 0,975 22,99 1,000 23,31 1,013

Alameda 22,31 0,970 22,95 0,998 23,30 1,013

El Ejido 22,31 0,970 22,93 0,997 23,30 1,013

U.Central 22,31 0,970 22,93 0,997 23,31 1,013

Pradera 22,31 0,970 22,84 0,993 23,26 1,011

Carolina 22,08 0,960 22,77 0,990 23,22 1,010

Iñaquito 22,08 0,960 22,76 0,989 23,21 1,009

Jipijapa 22,04 0,958 22,74 0,989 23,20 1,009

El Labrador 22,05 0,959 22,74 0,989 23,20 1,009

311

Anexo 4.52: Cargabilidad de elementos

Contingencia 1: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Eugenio Espejo.

Contingencia 2: Salida del transformador 138/23 kV- S/E Chilibulo.

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

25,8 79,7 24,76 78,23 13,5 41,52

27,49 84,17 24,35 76,15 13,58 41,58

27,42 84,6 24,28 76,6 12,09 36,07

12,89 75,68 12,39 74,29 6,75 39,42

13,75 79,93 12,17 72,31 6,79 39,49

13,71 80,33 12,14 72,73 5,86 34,25

56,62 29,53 43,02 22,34 31,27 16,3

16,68 7,02 24,25 10,08 25,21 10,48

26,95 11,38 36,09 14,98 45,26 18,78

23,56 14,68 17,69 10,99 17,83 11,14

Líneas

138 kV




L/T P.Bicentenario-Pomasqui

Transformador

138/23kV

Alimentador

23 kV

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

T1 P.Bicentenario





Elemento

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

26,68 82,06 24,82 78,03 13,74 42,15

26,71 81,72 23,97 74,97 13,3 40,74

26,83 82,65 24,1 76 11,62 35,81

13,34 77,93 12,41 74,09 6,87 40,02

13,36 77,6 11,98 71,19 6,66 38,69

13,41 78,49 12,06 72,17 5,82 34

37,64 19,62 29,81 15,45 23,66 12,28

16,66 7,01 24,46 10,16 25,27 10,51

26,62 11,24 35,81 14,86 45,01 18,68

23,49 14,63 17,79 11,05 17,91 11,19

36,95 23,14 27,75 17,28 21,48 13,43

15,82 80,36 14,67 76,13 8,12 40,9

15,76 80,22 13,95 72,72 6,94 35,12

15,81 80,14 14,13 73,43 6,79 34,3

Demanda mínima



L/T Vicentina-Santa Rosa


C4 U.Central-El Ejido


Líneas

138 kV

Circuitos

23 kV

Alimentador

23 kV

A1 Eugenio Espejo-Quitumbe






Elemento

Transformador

138/23 kV

TM Eugenio Espejo

T1 Vicentina

T1 P.Bicentenario

312

Contingencia 3: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Vicentina.

Contingencia 4: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Parque Bicentenario.

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

25,36 77,64 22,98 71,8 12,79 39,05

23,11 70,84 22,05 69,07 11,95 36,57

31,54 97,91 27,64 87,9 13,56 41,91

12,67 73,72 11,49 68,18 6,39 37,08

11,55 67,27 11,03 65,59 5,97 34,72

15,77 92,78 13,82 83,47 6,78 39,8

47,86 24,99 36,42 18,95 27,61 14,39

17,06 7,17 24,49 10,17 25,34 10,54

29,61 12,42 38,01 15,72 46,89 19,44

L/T P.Bicentenario-Pomasqui 23,63 14,71 17,75 11,02 17,82 11,13

32,85 20,56 23,72 14,75 19,41 12,13

18,11 92,42 15,9 83,39 7,84 39,76

Demanda mínima





Líneas

138 kV

T1 P.Bicentenario

Alimentador

23 kV





Circuito de 23 kV


Elemento

Transformador

138/23 kV

TM Eugenio Espejo

T2 de Chilibulo

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

25,55 78,55 23,17 72,63 12,41 37,97

23,36 71,97 22,32 70,2 11,54 35,38

31,8 98,51 27,78 88,12 14,33 44,16

12,77 74,59 11,58 68,97 6,2 36,06

11,68 68,34 11,16 66,66 5,77 33,6

15,9 93,54 13,89 83,67 7,17 41,93

46,45 24,27 35,32 18,38 26,91 14,03

21,87 9,05 24,82 10,22 26,28 10,88

25,38 10,81 35,68 14,85 44,36 18,42

17,1 10,62 13,43 8,31 18,13 11,31

35,21 22,05 25,94 16,16 20,55 12,85

21,52 77,46 15,86 79,88 15,73 79,02

17,94 92,99 16,28 86,35 8,55 43,52







C3 U.Central-La Pradera

Líneas

138 kV

Circuitos

23 kV

Transformador

138/23 kV

TM Eugenio Espejo

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

Alimentador

23 kV





Elemento

313

Salida de una Línea de 138 kV




Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

12,87 40,24 14,39 45,38 7,79 23,96

14,16 43,96 15 47,03 8,05 24,69

27,25 83,38 22,36 69,35 12,96 39,51

26,04 80,34 21,48 67,28 10,29 31,6

100,95 52,31 72,31 37,36 50,08 26,05

81,77 43,53 57,35 30,22 28,28 14,84

61,81 32,64 27,57 14,41 12,47 6,52

50,55 27,08 34,07 18,05 16,95 8,92

33,62 13,96 41,73 17,2 49,25 20,37

47,2 29,65 34,22 21,34 25,06 15,68

21,21 8,86 26,8 11,11 27,85 11,57

21,1 13,6 15,74 10,39 17,83 11,45

Selva alegre Pomasqui

Eugenio Espejo-Chilibulo

Vicentina-Parque Bicentenario

Vicentina -Santa Rosa

Cristianía-Parque Bicentenario

Pomasqui-Parque Bicentenario

T1 Eugenio Espejo

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina


Santa Rosa-Selva Alegre

Chilibulo-selva Alegre

Transformador

138/23 kV

Líneas

138 kV


Elemento

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

20,03 61,08 20,03 56,23 10,25 31,15

17,27 52,63 17,27 50,21 9,42 28,64

20,97 63,77 20,97 57,75 10,17 30,98

21,61 66,22 21,61 60,86 9,07 27,79

92,92 48,06 92,92 33,26 33,3 17,35

66,65 34,49 66,65 26,01 38,89 20,19

38,14 19,91 38,14 5,94 17,17 8,93

34,23 17,94 34,23 13,2 13,22 7,02

28,16 11,65 28,16 15,43 46,44 19,19

36,4 22,81 36,4 16,67 21,45 13,41

18,89 7,89 18,89 10,79 27,32 11,34

21,19 13,59 21,19 10,58 18,13 11,62

Líneas

138 kV

Santa Rosa-Eugenio Espejo


Selva Alegre-Pomasqui


Vicentina-P.Bicentenario

Vicentina-Santa Rosa

Cristianía-P.Bicentenario

Pomasqui-P.Bicentenario


Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Eugenio Espejo

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

T1 P.Bicentenario

314

Contingencia 3: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Vicentina.

Contingencia 4: Salida de la línea de 138 kV Pomasqui-Parque Bicentenario.

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

20,41 62,25 18,51 57,25 10,46 31,82

16,78 51,18 16,44 50,83 8,99 27,37

20,78 63,28 18,28 56,51 10,22 31,13

21,91 67,24 19,31 60,2 9,12 27,95

107,63 55,6 75,37 38,85 48,02 24,91

64,3 33,31 47,05 24,32 34,13 17,79

16,74 8,75 19,07 9,91 17,06 8,88

32,43 16,95 12 6,23 22,92 11,93

48,79 25,46 36,99 19,21 28,09 14,64

26,44 10,97 34,74 14,33 44,03 18,24

17,07 7,18 24 9,97 25,34 10,55

22,96 14,68 16,3 10,72 17,45 11,24

Líneas

138 kV



Chilibulo-Selva Alegre







Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Eugenio Espejo

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

T1 P.Bicentenario

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

20,15 61,48 18,32 56,68 10,2 31,03

16,67 50,84 16,34 50,53 8,78 26,71

21,58 65,68 18,83 58,17 10,49 31,95

21,42 65,74 19 59,23 9,1 27,88

104,42 53,99 43,74 37,72 46,55 24,16

61,16 31,7 45,07 23,3 32,99 17,19

14,86 7,77 18,67 9,7 16,71 8,69

34,85 18,2 12,95 6,72 21,97 11,44

46,04 24,02 35,26 18,31 27,08 14,11

27,29 11,3 33,14 13,65 39,14 16,18

36,58 22,92 26,79 16,69 20,7 12,95

22,29 9,37 32,43 13,44 36,9 15,31

Líneas

138 kV










Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Eugenio Espejo

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

T1 P.Bicentenario

315

Contingencia 5: Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario.

Salida de un Circuito Alimentador de 23 kV

ANEXO 4.54: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV que queda en servicio.



Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Eugenio Espejo-Quitumbe 19,10 110,27 17,43 101,99 9,75 56,20




Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

Potencia

Aparente

[MVA]

Cargabilidad

[%]

20,02 61,05 18,27 56,48 10,38 31,57

16,47 50,18 16,24 50,17 8,88 27,04

22,03 66,92 19,46 60,02 11,98 36,43

21,64 66,22 19,19 59,77 8,98 27,54

105,57 54,58 44,12 38,85 49,87 25,87

62,71 32,48 47,66 24,61 36,38 18,91

16,82 8,79 20,98 10,89 19,53 10,17

34,13 17,81 15,38 7,97 28,46 14,81

47,48 24,76 37,62 19,52 30,14 15,69

34,94 21,91 24,64 15,35 19,01 11,89

3,06 1,39 7,26 3,18 3,79 1,78

23,3 14,61 14,05 9,11 4,11 3,17

Líneas

138 kV










Elemento

Transformador

138/23 kV

T1 Eugenio Espejo

T2 de Chilibulo

T1 Vicentina

T1 P.Bicentenario

316

ANEXO 5.1

Análisis de costos de la Primera alternativa, correspondiente a la Alimentación desde

las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.

1.- CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES

1.1.- Costos unitarios de terrenos.

Subestación m2 P. Unitario Total Mirador Alto 3 000 $ 50 $ 150 000

Chilibulo 3 000 $ 65 $ 195 000 Vicentina 3 000 $ 80 $ 240 000

Selva Alegre 3 000 $ 50 $ 150 000

1.2.- Costos unitarios de Materiales y Equipos.

EQUIPO Y MATERIAL Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total

ESTRUCTURAS METALICAS DE SOPORTE A 138KV. Ton. 24 $ 3 803,00 $ 91 269,00

BARRAS,AISLADORES,CONECT.Y ACCES. A 138KV,POR POSICION. Lote 12 $ 7 435,00 $ 89 225,00

DISY.138KV,1200A,40KA,con TC. Y ACCES.SOPOR.Y CONEC c/u 3 $ 75 679,00 $ 227 036,00

SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MANUAL Juego 6 $ 12 714,00 $ 76 284,00

SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MOTOR. Juego 3 $ 13 906,00 $ 41 718,00

SECC.TRIPOL.+E/B,138KV,1200A,MONT.VERT.,DE PUESTA TIERRA Juego 3 $ 16 687,00 $ 50 061,00

PARARRAYO ESTACION,120KV,CON CONTADOR DESCAR.xPARARRAYO c/u 6 $ 2 608,00 $ 15 651,00

PARARRAYO CLASE INTERMEDIA, 21KV. c/u 6 $ 955,00 $ 5 728,00

TRANSF.DE TENSION 138KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.3WXY,0.6ZZ c/u 3 $ 6 130,00 $ 18 390,00

DIVISOR POTENCIAL CAPACIT.138KV,SIN ACCESOR.SIST.CARRIER c/u 1 $ 24 216,00 $ 24 216,00

TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00TRANSFORMADOR 138/23KV,20/27/33 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 742 276,00 $ 742 276,00

EQUIPO DE SERVICIOS AUXILIARES, completo. Incluido BB, CB, Iluminación. Lote 1 $ 49 382,00 $ 49 382,00 $ 29 202,00 $ 29 202,00

GABINETE METALICO DE ALUMINIO PARA RELES DE PROTECCIÓN Juego 1 $ 7 453,00 $ 7 453,00

RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA Y CONTROL c/u 2 $ 6 284,00 $ 12 568,00

RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE Y CONTROL c/u 5 $ 6 284,00 $ 31 421,00

RED LAN o Tablero de control de S/E, completo. Cables fibra óptica, concen. comunicaciones, etc.Juego 1 $ 32 766,00 $ 32 766,00

TABLERO DE SINCRONIZACION A 138KV Juego 1 $ 28 033,00 $ 28 033,00

TABLERO DE PROTECCION DE BARRAS A 138KV (protec.difer.) Juego 1 $ 41 155,00 $ 41 155,00

POSICION DISYUNTOR 138KV(tablero protec.,contr.y med.) Juego 3 $ 71 743,00 $ 215 230,00

POSICION PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA, 138/23KV. Juego 1 $ 55 056,00 $ 55 056,00

BANCO DE CONDENSADORES 23KV,4.5MVAR,DESCONECTABLE,com- Juego 1 $ 103 151,00 $ 103 151,00

Celdas modulares aisladas, 24kV, completas, con disyuntor 1200A, 25kA, TC, etc. Juego 1 $ 309 049,00 $ 309 049,00

CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 138KV Lote 4 $ 6 675,00 $ 26 699,00


CABLES DE FUERZA Y TERMINALES,23KV. Lote 4 $ 19 525,00 $ 78 100,00

CABLES Y ACCESORIOS DE APANTALLAMIENTO Lote 2 $ 5 245,00 $ 10 489,00

MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 138KV. Lote 3 $ 9 360,00 $ 28 079,00


CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27

$ 2 364 601,00 $ 148 122,27

$ 179 709,68 $ 17 774,67

$ 200 991,09 $ 2 414,39

$ 2 745 301,76 $ 168 311,34

$ 2 913 613,10

Transporte

Subtotal 2

TOTAL

Impuestos (ISD,IVA)


Subtotal

317

1.3.- Costos totales por subestación.

Subestación Mirador Alto Chilibulo Vicentina Selva Alegre

Terreno $ 150 000 $ 195 000 $ 240 000 $ 150 000 Equipo, material y transporte

$ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613

Montaje $ 123 822 $ 123 822 $ 123 822 $ 123 822 Diseño y estudios $ 349 634 $ 349 634 $ 349 634 $ 349 634 Obra Civil $ 137 579 $ 137 579 $ 137 579 $ 137 579 Supervisión $ 58 272 $ 58 272 $ 58 272 $ 58 272

TOTAL $ 3 732 920 $ 3 777 920 $ 3 822 920 $ 3 732 920 TOTAL CONSTRUCCIÓN SUBESTACIONES DE ALIMENTACIÓN DE

138/23 kV $15 066 680

2.- CONSTRUCCIÓN DE ALIMENTADORES Y CIRCUITOS DE 23 kV

2.1.- Costos unitarios de materiales y equipos.

2.2.- Costos unitarios de mano de obra eléctrica.

MATERIAL Y EQUIPO Unidad Cantidad P.Unitario Total

CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 25 KV, 500 MCM m 138000 $ 46,29 $ 6 388 020,00


TERMINAL COMPR. RECTO DE CU-SN ESTANDARD 1 PERF. NO. 500 MCM c/u 48 $ 5,71 $ 274,08


Subtotal $ 15 019 415,22

IVA $ 1 802 329,83

TOTAL $ 16 821 745,05

MANO DE OBRA ELÉCTRICA Unidad Cantidad P. Unitario TotalColocación de conductores de MV en ductos, calibre 250 MCM en adelante m 44300 $ 7,48 $ 331 364,00

Conexión de juego de terminales a barras de 23 kV c/u 150 $ 8,52 $ 1 278,00

Reconocimiento, replanteo e inventario por km de red m 44300 $ 0,08 $ 3 544,00

$ 336 186,00

$ 40 342,32

$ 376 528,32

Subtotal

IVA

TOTAL

318

2.3.- Costos unitarios obra civil con mano de obra.

2.4.- Costos totales por construcción de alimentadores y circuitos de 23 kV

RUBRO VALOR Material y Equipo $ 16 821 745 Mano de obra eléctrica $ 376 528 Obra Civil con mano de obra $ 1 022 014

TOTAL $ 18 220 287

ANEXO 5.2

Análisis de costos de la Segunda Alternativa, correspondiente a la Alimentación

desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque

Bicentenario.



Subestación m 2 P. Unitario Total Mirador Alto 3 000 $ 50 $ 150 000


Parque Bicentenario 3 000 $180 $ 540 000

OBRA CIVIL Y MANO DE OBRA Unidad Cantidad P.Unitario Total P. Unitario Total

Rotura de pavimento o asfalto y desalojo m 22300 $ 3,77 $ 84 071,00

Excavación de zanjas m 44300 $ 2,03 $ 89 929,00

Ductos de Hormigón 4"x 6m m 22300 $ 9,69 $ 216 087,00

Transporte de ductos de Hormigón 4"x 6 m c/u 3717 $ 1,83 $ 6 802,11

Colocación y nivelación de ductos de Hormigón de 4"x 6 m a 3 m de profundidad c/u 3717 $ 1,50 $ 5 575,50

Pegado de uniones de ductos c/u 3716 $ 0,88 $ 3 270,08

Relleno y compacto de suelo en el sitio m 22300 $ 1,85 $ 41 255,00

Sub base de lastre m 22300 $ 2,92 $ 65 116,00

Cajas de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 743 $ 173,20 $ 128 687,60

Tapa para caja de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 743 $ 98,17 $ 72 940,31

Lecho arena recubrimiento ladrillos y transporte m 22300 $ 4,18 $ 93 214,00 $ 0,96 $ 21 408,00

Reposición de acera m 22300 $ 3,14 $ 70 022,00

Reposición de asfalto m 5000 $ 1,02 $ 5 100,00

$ 875 267,49 $ 28 210,11

$ 9 034,78

$ 912 512,38

$ 109 501,49

$ 1022 013,86

Transporte

Subtotal 1

IVA

TOTAL

Imprevistos

Subtotal 2

Mano de obra

319

1.2.- Costos unitarios de materiales y equipos para subestaciones Mirador Alto, Chilibulo y Vicentina.












TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00

TRANSFORMADOR 138/23KV,20/27/33 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 742 276,00 $ 742 276,00



















$ 2 364 601,00 $ 148 122,27

$ 179 709,68 $ 17 774,67

$ 200 991,09 $ 2 414,39

$ 2 745 301,76 $ 168 311,34

$ 2 913 613,10

Transporte

Impuestos(ISD, IVA)

TOTAL

Subtotal 2


Subtotal

320

1.3.- Costos unitarios de materiales y equipos para Subestación Parque Bicentenario.


Subestación Mirador Alto Chilibulo Vicentina Parque Bicentenario

Terreno $ 150 000 $ 195 000 $ 240 000 $ 540 000 Equipo, Material y Transporte $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 3 032 643


TOTAL $ 3 453 085 $ 3 498 085 $ 3 543 085 $ 3 978 007 TOTAL CONSTRUCCIÓN SUBESTACIONES DE ALIMENTACIÓN DE 138/23 kV $ 33 369 248

EQUIPO Y MATERIAL Unidad cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total











TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00TRANSFORMADOR 138/23KV,20/30/40 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 844 800,00 $ 844 800,00


















CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27 $ 610,27

$ 2 467 122,00 $ 148 125,27

$ 187 501,27 $ 17 775,03

$ 209 705,37 $ 2 414,44

$ 2 864 328,64 $ 168 314,74

$ 3 032 643,39

Subtotal 2

TOTAL


Subtotal


Transporte

321

2.- CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV CRISTIANÍA-PARQUE BICENTENARIO


CONDUCTORES Y ACCESORIOS Unidad cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total

CONDUCTOR ACAR 750 MCM, 30/7 m 27540 $ 0,00 $ 7,11 $ 195 699,24

CABLE ACERO GALVANIZADO 7 HILOS,3/8" m 9090 $ 1,09 $ 9 903,88

EMPALME PLENA TENSION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 18 $ 37,57 $ 676,29

EMPALME PLENA TENSION CABLE ACERO GALVANIZADO 3/8" c/u 6 $ 12,83 $ 76,95

MANGUITO COMPRESION PARA REPARACION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 18 $ 22,13 $ 398,42

CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 69 $ 22,45 $ 1 548,85

CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CABLE ACERO 3/8" c/u 51 $ 5,55 $ 283,19

AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 201 $ 41,66 $ 8 373,01

AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CABLE ACERO GALVA. 3/8 " c/u 36 $ 24,07 $ 866,35

$ 20 294,90 $ 197 531,28

$ 1 542,41 $ 23 703,75

$ 1 725,07 $ 3 219,76

$ 23 562,38 $ 224 454,79

$ 248 017,17

Material LocalMaterial Importado

Subtotal


Tansporte

Subtotal 2

TOTAL 1

AISLADORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total

ENSAMB.DE SUSP.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CM" juego 33 $ 55,51 $ 1 831,79

ENSAMB.DE RETENC.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CN" juego 18 $ 162,79 $ 2 930,17

CADENA AISLADORES TIPO POLIMERO c/u 216 $ 18,27 $ 3 946,81

AISLADOR LINE POST c/u 46 $ 135,12 $ 6 215,31

$ 14 924,09

$ 1 134,23

$ 1 268,55

$ 17 326,87TOTAL 2

Material Importado

Subtotal

ISD

Tansporte

ESTRUCTURAS METALICAS Unidad Cantidad P. Unitario Total

ESTRUCTURA METALICA TIPO "SP2-21" c/u 5 $ 7 122,28 $ 35 611,42

ESTRUCTURA METALICA TIPO "AL2-21" c/u 8 $ 9 333,84 $ 74 670,69

ESTRUCTURA METALICA TIPO "AR2-21" c/u 10 $ 14 414,35 $ 144 143,55

ESTRUCTURA METALICA TIPO "A15-1" c/u 8 $ 4 186,05 $ 33 488,41


ESTRUCTURA METALICA TIPO "AT-1" c/u 8 $ 5 677,55 $ 45 420,37


POSTE DE HORMIGÓN 21 m. 1800 KG. UTIL HORIZONTAL c/u 8 $ 974,83 $ 7 798,62

PLACAS DE NUMERACION E INDICACION PELIGRO c/u 51 $ 49,48 $ 2 523,38

PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "A15-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93


PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "AT-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93


$ 399 406,61

$ 47 928,79

$ 6 510,33

$ 453 845,73

Material Local

Tansporte

TOTAL 3

Subtotal

IVA

322

2.2.- Costos unitarios de Construcción y Montaje.

2.3.- Costos totales por construcción de línea de 138 kV Cristianía-Parque Bicentenario.

RUBRO VALOR Equipo, Material y Transporte $ 724 659 Construcción y Montaje $ 487 940 Supervisión $ 12 739 Estudios, Mitigación y Licencia Ambiental $ 45 817 Diseño $ 21 657 Obra Civil $ 38 218

TOTAL CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV CRISTIANÍA-PARQUE BICENTENARIO $ 1 331 030

PUESTA TIERRA Unidad Cantidad P. Unitario Total

VARILLA DE TIERRA COPPERWELD 5/8"X10' c/u 51 $ 29,54 $ 1 506,55

CONECTOR PARA FIJAR CABLE ACERO 3/8"A PERFIL PLANO c/u 18 $ 4,97 $ 89,41

CONDUCTOR COBRE # 2 AWG m 771 $ 2,56 $ 1 970,13

TUBO CONDUIT 1/2" 6 m 51 $ 7,59 $ 386,97

CONECTOR A SUPERFICIE PLANA PARA CABLE COBRE #2 AWG c/u 51 $ 16,86 $ 859,71

$ 4 812,77

$ 577,53

$ 78,45

$ 5 468,75

Tansporte

TOTAL 4

Material Local

Subtotal

IVA

CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE Unidad cantidad P. Unitario Total

REPLANTEO Y DESBROCE km 3 $ 475,76 $ 1 546,23

CAMINOS DE ACCESO Y FRANJA DE SERVICIO (Zona Periférica y Rural) km 11 $ 16 709,67 $ 183 806,36

FUNDACIONES km 9 $ 14 327,82 $ 128 950,39

ERECCION DE TORRES METALICAS km 9 $ 2 316,56 $ 20 849,03

TENDIDO DE CONDUCTOR km 9 $ 11 167,66 $ 100 508,98

$ 435 660,99

$ 52 279,32

$ 487 940,31TOTAL

Subtotal

IVA

323

3.- CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV VICENTINA-PARQUE B ICENTENARIO


CONDUCTORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total

CONDUCTOR ACAR 750 MCM, 30/7 m 40170 $ 7,11 $ 285 448,02

CABLE ACERO GALVANIZADO 7 HILOS,3/8" m 13130 $ 1,09 $ 14 305,61

EMPALME PLENA TENSION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 26 $ 37,57 $ 976,86






AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CABLE ACERO GALVA. 3/8 " c/u 52 $ 24,07 $ 1 251,40

$ 29 305,25 $ 288 103,63

$ 2 227,20 $ 34 572,44

$ 2 490,95 $ 4 696,09

$ 34 023,39 $ 327 372,16

$ 361 395,55

Subtotal 2


Subtotal

Impuestos(ISD,IVA)

Tansporte

TOTAL 1






$ 21 650,58

$ 1 645,44

$ 1 840,30

$ 25 136,33

Material Importado

Subtotal

Aranceles

Tansporte

TOTAL 2















$ 565 706,37

$ 67 884,76

$ 9 221,01

$ 642 812,15

Material Local

Subtotal

IVA

Tansporte

TOTAL 3

324

3.2.- Costos totales por construcción de línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario.

RUBRO VALOR Equipo, Material y Transporte $ 1 037 265 Construcción y Montaje $ 705 979 Supervisión $ 27 352 Estudios, Mitigación y Licencia Ambiental $ 74 122 Diseño $ 30 999 Obra Civil $ 54 704

TOTAL CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV VICENTINA-PARQUE BICENTENARIO $ 1 930 421

PUESTA TIERRA Unidad Cantidad P. Unitario Total




TUBO CONDUIT 1/2" 6m 74 $ 7,59 $ 561,49

CONECTOR A SUPERFICIE PLANA PARA CABLE COBRE #2 AWG c/u 74 $ 16,86 $ 1 247,42

$ 6 970,63

$ 836,48

$ 113,62

$ 7 920,72

Subtotal

IVA

Tansporte

TOTAL 4

Material Local

CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE Unidad Cantidad P. Unitario Total



FUNDACIONES km 13 $ 14 327,82 $ 186 261,68



$ 630 338,57

$ 75 640,63

$ 705 979,20TOTAL

Subtotal

IVA

325




4.3.- Costos unitarios de obra civil y mano de obra.

4.4.- Costos totales por construcción de alimentadores y circuitos de 23 kV.

RUBRO VALOR Material y Equipo $ 14 473 176 Mano de obra Eléctrica $ 314 718 Obra Civil $ 703 640 TOTAL ALIMENTADORES Y CIRCUITOS DE 23 kV $ 15 491 534






Subtotal 1 $ 12 922 478,22

IVA $ 1 550 697,39

TOTAL $ 14 473 175,61




$ 280 998,00

$ 33 719,76

$ 314 717,76

Subtotal

IVA

TOTAL

OBRA CIVIL CON MANO DE OBRA Unidad Cantidad P.Unitario Total P. Unitario Total





Colocación y nivelación de ductos de Hormigón de 4"x 6 m a 3 m de profundidadc/u 2500 $ 1,50 $ 3 750,00









$ 603 055,00 $ 18 975,00

$ 6 220,30

$ 628 250,30

$ 75 390,04

$ 703 640,34

Transporte

Subtotal 1

IVA

TOTAL

Imprevistos

Subtotal 2

Mano de obra

326

ANEXO 5.3

Análisis de costos de la Tercera Alternativa, correspondiente a la Alimentación desde

las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque

Bicentenario.



Subestación m 2 P.Unitario Total Eugenio Espejo 3 000 $ 60 $ 180 000


P.Bicentenario 3 000 $ 180 $ 540 000

1.2.- Costos unitarios de materiales y equipos para subestaciones Eugenio Espejo, Chilibulo y Vicentina.
































$ 2 364 601,00 $ 148 122,27

$ 179 709,68 $ 17 774,67

$ 200 991,09 $ 2 414,39

$ 2 745 301,76 $ 168 311,34

$ 2 913 613,10

Transporte

Impuestos(ISD, IVA)

TOTAL

Subtotal 2


Subtotal

327

1.3.- Costos unitarios de materiales y equipos para subestación Parque Bicentenario.


Subestación Eugenio Espejo Chilibulo Vicentina Parque

Bicentenario Terreno $ 180 000 $ 195 000 $ 240 000 $ 540 000 Equipo, material y transporte $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613


TOTAL $ 3 483 085 $ 3 498 085 $ 3 543 085 $ 3 978 007 TOTAL CONSTRUCCIÓN SUBESTACIONES DE ALIMENTACIÓN DE

138/23 kV $ 34 825 069

EQUIPO Y MATERIAL Unidad cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total






























CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27 $ 610,27

$ 2 467 122,00 $ 148 125,27

$ 187 501,27 $ 17 775,03

$ 209 705,37 $ 2 414,44

$ 2 864 328,64 $ 168 314,74

$ 3 032 643,39

Subtotal 2

TOTAL


Subtotal


Transporte

328

2.- CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV POMASQUI-PARQUE BI CENTENARIO

2.1.- Costos unitarios de Materiales y Equipos

CONDUCTORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total

CONDUCTOR ACAR 750 MCM, 30/7 m 49440 $ 7,11 $ 351 320,64

CABLE ACERO GALVANIZADO 7 HILOS,3/8" m 16160 $ 1,09 17606,9018

EMPALME PLENA TENSION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 32 $ 37,57 $ 1 202,29






AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CABLE ACERO GALVA. 3/8 " c/u 64 $ 24,07 $ 1 540,18

$ 36 070,21 $ 354 586,93

$ 2 741,34 $ 42 550,43

$ 3 065,97 $ 5 779,77

$ 41 877,52 $ 402 917,13

$ 444 794,65


Subtotal

Tansporte

Subtotal 2

TOTAL 1

Impuestos(ISD, IVA)






$ 26 580,24

$ 2 020,10

$ 2 259,32

$ 30 859,66

Material Importado

Subtotal

Aranceles

Tansporte

TOTAL 2















$ 702 880,55

$ 84 345,67

$ 11 456,95

$ 798 683,17TOTAL 3

Tansporte

Material Local

Subtotal

IVA

329

2.2.- Costos totales por construcción de línea de 138 kV Pomasqui-Parque Bicentenario.

RUBRO VALOR

Equipo, Material y Transporte $ 1 284 081

Construcción y Montaje $ 874 820

Supervisión $ 33 861

Estudios, Mitigación y Licencia Ambiental $ 91 227

Diseño $ 38 376

Obra Civil $ 67 722

TOTAL CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV POMASQUI-PARQUE BICENTENARIO

$ 2 390 086

PUESTA A TIERRA Unidad Cantidad P. Unitario Total




TUBO CONDUIT 1/2" 6m 91 $ 7,59 $ 690,48

CONECTOR A SUPERFICIE PLANA PARA CABLE COBRE #2 AWG c/u 91 $ 16,86 $ 1 534,00

$ 8 574,88

$ 1 028,99

$ 139,77

$ 9 743,64

Subtotal

IVA

Tansporte

TOTAL 4

Material Local

CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE Unidad Cantidad P. Unitario Total



FUNDACIONES km 16 $ 14 327,82 $ 229 245,14



$ 781 089,15

$ 93 730,70

$ 874 819,84

Subtotal

IVA

TOTAL

330




3.3.- Costos unitarios de obra civil y mano de obra.

3.4.- Costos totales por construcción de alimentadores y circuitos de 23 kV

RUBRO VALOR Material y Equipo $ 13 864 414 Mano de obra Eléctrica $ 114 323 Obra Civil $ 620 533 TOTAL ALIMENTADORES $ 14 599 269






Subtotal 1 $ 12 378 941,04

IVA $ 1 485 472,92

TOTAL $ 13 864 413,96




$ 102 074,00

$ 12 248,88

$ 114 322,88

Subtotal

IVA

TOTAL

OBRA CIVIL Y MANO DE OBRA Unidad Cantidad P.Unitario Total P. Unitario Total





Colocación y nivelación de ductos de Hormigón de 4"x 6 m a 3 m de profundidad c/u 2184 $ 1,50 $ 3 276,00









$ 531 988,61 $ 16 572,72

$ 5 485,61

$ 554 046,94

$ 66 485,63

$ 620 532,58

Transporte

Subtotal 1

IVA

TOTAL

Imprevistos

Subtotal 2

Mano de obra

331

ANEXO 5.4

Cronograma de actividades propuesta para la construcción de la Alternativa 1 correspondiente a la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.

332

ANEXO 5.5

Cronograma de actividades propuesta para la construcción de la Alternativa 2 correspondiente a la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

333

ANEXO 5.6

Cronograma de actividades propuesta para la construcción de la Alternativa 1 correspondiente a la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/7239/4/CD-5389.pdf · iii AGRADECIMIENTOS ... Sin embargo un análisis objetivo, ... La Divina Comedia. Purgatorio,