ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - Repositorio …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/18789/1/CD-8180.pdf · comparaciÓn entre la norma ansi c84.1-2011 y la regulaciÓn no. conelec

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

ASIGNACIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE POR ZONAS EN EL ÁREA

DE SERVICIO DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO ELÉCTRICO

AYALA FLORES KAREN BERENICE

[email protected]

CONTENTO VILLAGRÁN FRANCISCO DAVID

[email protected]

DIRECTOR: DR. FABIÁN ERNESTO PÉREZ YAULI

[email protected]

Quito, Septiembre 2017

I

DECLARACIÓN

Nosotros, KAREN BERENICE AYALA FLORES y FRANCISCO DAVID CONTENTO VILLAGRÁN, 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.

____________________________ __________________________

KAREN BERENICE AYALA FLORES FRANCISCO DAVID CONTENTO

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por KAREN BERENICE AYALA FLORES y FRANCISCO DAVID CONTENTO VILLAGRÁN, bajo mi supervisión.

_____________________________

DR. FABIÁN E. PÉREZ YAULI DIRECTOR DEL PROYECTO

III

AGRADECIMIENTO

A Dios, por llenar mi vida de bendiciones, por darme la fuerza para seguir mirando al frente hasta llegar a la meta, por llenar mi corazón con su paz para no rendirme en los momentos difíciles; sé que Dios tiene un plan perfecto en mi vida y a ese plan me aferro con la toda mi fe. A mi extraordinaria mami Patty, por ser el pilar de mi vida, por haberme educado con todo el amor, por ser mi apoyo y nunca soltarme, por tu confianza ciega en mí y en cada decisión que he tomado; ni toda la vida será suficiente para agradecer todos los sacrificios que sólo tú y yo sabemos hiciste por mí mamita, todo tu esfuerzo y dedicación se refleja en cada logro que alcance. Te amo mamita, sin ti no soy nadie. A mi admirable papi Willy, por cada uno de los sacrificios que hiciste por mí, por tu dedicación y entrega a tu familia, por ser la fortaleza de todas nosotras, por nunca derrumbarte a pesar de las dificultades que hemos vivido, por hacer de mí una mujer virtuosa y con un gran corazón, porque ser una persona noble es más importante que tener mil títulos, por haberme dado todo lo necesario para convertirme en quien soy, y por haberme hecho entender que con sacrificio y dedicación uno puede llegar a donde se lo proponga. Estaré en deuda contigo toda mi vida. A mi ñaña Eve, gracias por tu amor, por tus ocurrencias, por tu compañía que no la cambio por nada, por creer en mí siempre y nunca juzgarme. He tratado de ser tu mejor ejemplo espero haberlo logrado. A mis abuelitos Emilito(+) y Teresa, han sido un gran ejemplo de esfuerzo y dedicación, gracias por su apoyo incondicional cuando lo necesite, gracias Emilito por mostrarme que en la vida uno debe ser sincero, humilde y desprendido, ahora eres mi ángel y sé que siempre me cuidas y me bendices. A mi abuelita Rosy gracias por el amor que siempre nos has mostrado y por darme la mejor madre del mundo. A mi tía Lore por estar pendiente de mí siempre a pesar de la distancia, gracias por escucharme tantas veces sin juzgar, tu sabes lo importante que eres para mí. A mis profesores, por impartir los conocimientos necesarios para formarme como profesional, por extendernos una mano amistosa siempre que lo necesitamos. En especial al Ing. Mentor Poveda y al Dr. Fabian Pérez por su valioso tiempo y por la amistad brindada. A la Empresa Eléctrica Quito por su apertura y colaboración para la realización del presente trabajo, en especial a la Gerencia de Planificación y al personal que labora en dicha gerencia, infinitas gracias. A mi amigo Francisco C. por su ayuda incondicional a lo largo de mi vida estudiantil y por su colaboración para hacer esto posible. A Francisco A. como no agradecerte tantos años de amistad incondicional y desinteresada, fuiste mi amigo, mi hermano de vida, mi fortaleza en muchas ocasiones, como algún día dijiste Dios sabe lo que cada persona necesita. A Andres por haber sido aquella persona que estuvo para mí cuando apenas llegue a esta ciudad, por la confianza y ánimos que me diste infinitamente gracias. A todas aquellas personas especiales que siempre fueron parte de esta etapa de mi vida, con sus consejos, apoyo y ocurrencias me sacaron más de una sonrisa gracias Susi, Mile, Andi, Kevin, Diego, Cathita, siempre fueron un motor para lograr este meta. A mis tíos, primos, y toda mi familia gracias por su confianza, respeto y consideración hacia mí.

Karen

IV

AGRADECIMIENTO

!"#$%&"'%(")*(+,"-*"./,(0*"'*(*"1%23$2/*("1*)*")í*4 '*&%"*"'*&%4 5"-%6(*("1*)*" +,3*"'(%'/,&3*7"

!"+$".*+$-$*4 '%("&/"*5/)*"$21%2)$1$%2*-"'*(*"3,(+$2*(",&3*",3*'*"),"+$"8$)*7

!"-*"9+'(,&*"9-é13($1*":/$3%4 ,2",&',1$*-"*"-*";,(,21$*"),"<-*2$.$1*1$ó24 5"*- =267>,23%("<%8,)*"'%("&/"*5/)*"5"6/í*"3é12$1*"'*(*"),&*((%--*(",-"'(,&,23,

"'(%5,13%7 !

!"?*(,24 '%("&/"*5/)*4 1%-*@%(*1$ó2"5",+',ñ%"'*(*"3,(+$2*(",&3,"3(*@*A%"),

3$3/-*1$ó27 !

!"+$&"'(%.,&%(,&"B/,",2",-"3(*2&1/(&%"),"-*"8$)*"/2$8,(&$3*($*"&/'$,(%2"1%+'*(3$(" &/"1%2%1$+$,23%"'*(*"1%28,(3$(+,",2"=26,2$,(%4 ,2",&',1$*-"*-"#(7 C*@$*2"<,(,0

'%("&/"&/"8*-$%&%"3$,+'%7 !

!"3%)*&"-*&"',(&%2*&"B/,"),"/2*"/"%3(*".%(+*"D*2"1%23($@/$)%",2",-"3(*2&1/(&%")," +$"8$)*"'*(*"-%6(*("6(*2),&"+,3*&"5"'(%'ó&$3%&7

EFGHIJKIL

V

DEDICATORIA

A Dios por iluminar cada momento de mi vida.

A mi abuelito Emilio(+)por todo el amor que me dio mientras vivías y porque ahora eres mi

Ángel.

A mis padres Willam y Patty por su amor incondicional, por ser mi apoyo y nunca haber

soltado mi mano en este duro camino.

A mi hermana por su confianza y por su apoyo incondicional.

A todas aquellas personas que creyeron en mí, y que de una u otra manera hicieron que

pueda cumplir este objetivo.

¡Nadie dijo que sería fácil, pero aquí estoy de pie!

Karen

VI

DEDICATORIA

!"+$&"'*)(,&"5"D,(+*2*"'%("1%2.$*(",2"+$"'*(*"(,*-$0*(",&3*"1*((,(*" /2$8,(&$3*($*7!

!"3%)*&"-*&"',(&%2*&"B/,"D*2"--,6*)%"*"+$"8$)*"'*(*"*5/)*(+,"*"&,("/2*"+,A%(" ',(&%2*7

#$%&4 <*3($*"5"M$@,(3*)7

EFGHIJKIL

VII

CONTENIDO

DECLARACIÓN ..................................................................................................... I

CERTIFICACIÓN ................................................................................................... II

AGRADECIMIENTO ............................................................................................. III

DEDICATORIA ..................................................................................................... V

RESUMEN .......................................................................................................... XII

PRESENTACIÓN .............................................................................................. XIII

CAPÍTULO I........................................................................................................... 1

INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 1

1.1. ANTECEDENTES ..................................................................................... 1

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 1

1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......................................................... 1

1.4. OBJETIVOS .............................................................................................. 2

1.4.1. OBJETIVO GENERAL ........................................................................ 2

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................... 2

1.5. ALCANCE ................................................................................................. 3

CAPÍTULO II.......................................................................................................... 4

MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 4

2.1. DEFINICIONES ........................................................................................ 4

2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN ................................. 8

2.2.1. ALIMENTADOR PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN ............................... 8

2.2.2. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ...................................... 9

2.2.3. REDES SECUNDARIAS .................................................................... 9

2.2.4. ACOMETIDAS .................................................................................. 10

2.3. NORMA ANSI C84.1-2011 ...................................................................... 10

2.3.1. CLASES EN SISTEMAS DE VOLTAJE ............................................ 11

2.3.2. RANGOS DE VOLTAJE ................................................................... 11

2.3.2.1. Rango A ..................................................................................... 11

2.3.2.2. Rango B ..................................................................................... 12

2.4. REGULACIÓN No. CONELEC 004/01 .................................................... 12

VIII

2.4.1. ASPECTOS DE CALIDAD ................................................................ 12

2.4.2. DEFINICIÓN DE LAS ETAPAS DE APLICACIÓN ............................ 12

2.4.3. CALIDAD DEL PRODUCTO ............................................................. 13

2.4.4. MEDICIÓN ....................................................................................... 13

2.4.5. LÍMITES ........................................................................................... 14

2.5. COMPARACIÓN ENTRE LA NORMA ANSI C84.1-2011 Y LA REGULACIÓN No. CONELEC 004/01 .............................................................. 15

2.5.1. NORMA ANSI C84.1-2011 ............................................................... 15

2.5.2. REGULACIóN No. CONELEC 004/01 .............................................. 16

2.6. INFLUENCIA DE TAPS EN LOS TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN ................................................................................................ 18

2.7. MÉTODO DE LA REA (ADMINISTRACIÓN DE ELECTRIFICACIÓN RURAL) ............................................................................................................ 19

2.7.1. INFORMACIÓN BÁSICA .................................................................. 19

2.7.2. CÁLCULO DE LA DEMANDA [kW] ................................................... 20

2.8. FACTOR DE ESCALAMIENTO ............................................................... 21

CAPÍTULO III ....................................................................................................... 22

RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN .................................................................. 22

3.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LAS ZONAS A SER ESTUDIADAS ... 22

3.2. SELECCIÓN DE LAS ZONAS................................................................. 23

3.2.1. SELECCIÓN DE LA ZONA DE ALTA DENSIDAD ............................ 23

3.2.2. SELECCIÓN DE LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD ......................... 23

3.2.3. SELECCIÓN DE LA ZONA DE BAJA DENSIDAD ............................ 24

3.3. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DE LAS ZONAS SELECCIONADAS ........................................................................................... 24

3.3.1. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE ALTA DENSIDAD .................................................................................................... 27

3.3.1.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores ......................... 27

3.3.1.1.1. Alimentador 24B.................................................................... 27

3.3.1.1.2. Alimentador 16C ................................................................... 28

3.3.1.1.3. Alimentador 19E.................................................................... 28

3.3.2. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD .................................................................................................... 28


IX

3.3.2.1.1. Alimentador 02D ................................................................... 28

3.3.2.1.2 Alimentador 36D .................................................................... 29

3.3.3. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE BAJA DENSIDAD .................................................................................................... 29


3.3.3.1.1. Alimentador 34A.................................................................... 29

3.3.3.1.2. Alimentador 49A.................................................................... 30

3.3.4. TRANSFORMADORES QUE INTERVIENEN EN EL ESTUDIO ....... 31

3.3.5. MEDIDORES ASOCIADOS A CADA TRANSFORMADOR .............. 32

3.4. VERIFICACIÓN DE LOS DATOS RECOLECTADOS ............................. 38

CAPÍTULO IV ...................................................................................................... 41

MODELACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN ................................................ 41

4.1. SIMULACIONES DIGITALES ................................................................. 41

4.1.1. CRITERIOS DE SIMULACIÓN ......................................................... 41

4.1.1.1. Alimentador primario .................................................................. 41

4.1.1.2. Transformadores de distribución ................................................ 42

4.1.1.3. Circuitos Secundarios ................................................................ 42

4.1.1.4. Acometidas ................................................................................ 42

4.1.2. PROCEDIMIENTO DE SIMULACIÓN .............................................. 43

4.1.2.1. Alimentador Primario .................................................................. 43

4.1.2.2. Transformadores ........................................................................ 43

4.1.2.3. Circuitos Secundarios ................................................................ 43

4.1.2.4. Acometidas ................................................................................ 44

4.1.3. EJEMPLO DE CÁLCULO PARA LA SIMULACIÓN .......................... 44

4.1.3.1. Alimentador Primario .................................................................. 44

4.1.3.1.1. Cálculo de los Datos a Ingresar para la Simulación del Alimentador Primario ............................................................................... 44

4.1.3.1.2. Simulación de la Distribución de Carga ................................. 45

4.1.3.2. Circuito Secundario .................................................................... 49

4.1.3.2.1. Aplicación del Factor de Escalamiento .................................. 49

4.1.3.2.2. Determinación del Consumo por Poste en el Circuito Secundario ................................................................................. 52

X

4.1.3.2.3. Simulación de Distribución de Carga y Flujo de Potencia del Circuito Secundario ................................................................................. 54

4.1.3.3. Acometida .................................................................................. 56

4.1.3.3.1. Determinación de la Demanda de 1 Cliente .......................... 56

4.1.4. CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE VOLTAJE ...................................... 59

4.1.4.1. Caída de Voltaje Alimentador primario ....................................... 59

4.1.4.2. Caída de Voltaje en el Transformador de Distribución. .............. 60

4.1.4.2.1. Cálculo de R y X Porcentuales Reales del Transformador .... 60

4.1.4.2.2. Cálculo de la Caída de Voltaje en el Transformador ............. 61

4.1.4.3. Caída de Voltaje en el Circuito Secundario ................................ 62

4.1.4.4. Caída de Voltaje en la Acometida .............................................. 63

4.1.5. CAÍDAS DE VOLTAJE ACUMULADAS ............................................ 64

4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................. 65

4.3. CAÍDAS DE VOLTAJES ACTUALES POR ZONA................................... 69

4.4. INFLUENCIA DE LOS TAPS EN LAS CAÍDA DE VOLTAJE. .................. 70

CAPÍTULO V ....................................................................................................... 79

ELABORACIÓN Y COMPROBACIÓN DE LA PROPUESTA DE CAÍDAS DE

VOLTAJE PERMISIBLES ................................................................................... 79

5.1. EJEMPLO DE CÁLCULO DE LOS VALORES PROPUESTOS PARA CAÍDAS DE VOLTAJE ...................................................................................... 79

5.2. ELABORACIÓN DE PROPUESTA DE REPARTICIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE .......................................................................................................... 84

5.3. COMPROBACIÓN MEDIANTE SIMULACIONES ................................... 87

5.3.1. COMPARACIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE EXISTENTES VS PROPUESTA ................................................................................................ 87

5.3.1.1. Zona de Alta Densidad de Carga ............................................... 87

5.3.1.2. Zona de Media Densidad de Carga ............................................ 90

5.3.1.3. Zona de Baja Densidad de Carga .............................................. 92

5.3.2. SIMULACIONES DIGITALES DE CADA ZONA ESTUDIADA .......... 94

5.3.2.1. Zona de Alta Densidad de Carga ............................................... 94

5.3.2.2. Zona de Media Densidad de Carga ............................................ 94

5.3.2.3. Zona de Baja Densidad de Carga .............................................. 95

CAPÍTULO VI ...................................................................................................... 96

XI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 96

6.1. CONCLUSIONES ................................................................................... 96

6.2. RECOMENDACIONES ........................................................................... 98

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................... 99

ANEXOS ............................................................................................................ 101

1.1 ANEXO A .............................................................................................. 101

1.2 ANEXO B .............................................................................................. 101

1.3 ANEXO C .............................................................................................. 101

1.4 ANEXO D .............................................................................................. 101

XII

RESUMEN

La Empresa Eléctrica Quito al no contar con un sustento teórico para la asignación

de caídas de voltaje en los elementos de la red del sistema de distribución, se

realizó el presente estudio para determinar los límites de caída de voltaje

permisibles y así brindar un servicio que mantenga índices adecuados de calidad y

seguridad. La Regulación No. CONELEC 004/01 en la que actualmente se basan

dichos límites de caídas de voltaje no están acordes con la Norma ANSI C84.1 que

es con la cual se rige la construcción de equipos y electrodomésticos para usuarios.

Para lo cual se dividió el área de concesión de la EEQ en 3 zonas en función de su

demanda presente por micro-áreas; zona de alta, media y baja densidad.

A partir de la recopilación y debida verificación de la información brindada por la

EEQ, correspondiente a mediciones realizadas en las cabeceras de los

alimentadores seleccionados bajo criterios de nivel de voltaje y calidad de servicio,

se utilizaron valores de corriente, demanda máxima, voltaje y potencia instalada;

para los transformadores de distribución se consideró de acuerdo a su ubicación

los más cercanos y más alejados, además de las impedancias tomadas de placa;

para los circuitos secundarios se tomó la información de las mediciones de energía

durante 1 año de facturación de los abonados, con todo lo antes detallado se realizó

la distribución de carga en alimentadores primarios, transformadores de

distribución, circuitos secundarios y acometidas de cada uno de los clientes

asociados a los transformadores.

Mediante simulaciones en el software CYMDIST se determinó la caída de voltaje

presente en cada elemento del sistema de distribución; con los resultados

obtenidos en las simulaciones se comparó la caída de voltaje promedio y la más

crítica por zona con lo cual se contempla los valores más altos de caídas; a partir

de esto, se realizó una repartición de caídas de voltaje en los elementos del sistema

de distribución enmarcada en la Norma ANSI C84.1.

Finalmente se elaboró la Propuesta de Asignación de Caída de Voltaje que atienda

a las necesidades de todas las zonas del área de concesión de la EEQ.

XIII

PRESENTACIÓN

El presente trabajo de titulación ha sido desarrollado en 6 capítulos mismos que

contemplan el desarrollo de una propuesta para la asignación de caídas de voltaje

por zonas en el área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito.

En el Capítulo I, se presentan antecedentes del caso de estudio, planteamiento del

problema, justificación del proyecto, objetivo general y específicos, así como la

metodología del mismo.

En el Capítulo II, se detalla la parte teórica que sustenta el proyecto de estudio,

tales como definiciones, norma y regulación eléctrica utilizada, así como la

explicación del método de la REA y factor de escalamiento que se aplicó para el

desarrollo del proyecto.

En el Capítulo III, se detalla la recopilación y verificación de la información necesaria

que interviene en el estudio, en donde se procede a determinar los criterios bajo los

cuales se seleccionaron las zonas a ser analizadas dentro del área de concesión

de la Empresa Eléctrica Quito, posterior a esto se determinan los alimentadores

primarios bajo criterios de nivel de voltaje y calidad de servicio, consecuentemente

se definen los transformadores de distribución más cercanos y más alejados a la

cabecera del alimentador así como los medidores asociados a los mismos que son

modelados en el presente estudio.

En el Capítulo IV, se procede a simular los alimentadores primarios,

transformadores de distribución, circuitos secundarios y acometidas

correspondientes a cada uno de los clientes asociados a los transformadores de

distribución; cada uno de estos elementos de la red de distribución se encuentran

modelados en el software CYMDIST.

En el Capítulo V, se elabora la propuesta de caídas de voltaje en base a los

resultados obtenidos en las simulaciones; adicionalmente se comprueba los

resultados de la misma mediante las simulaciones digitales en el programa

XIV

CYMDIST, es importante tomar en cuenta que mencionada propuesta se da en las

condiciones propias de cada una de las zonas.

En el Capítulo VI, se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo

desarrollado.

En la sección de Anexos se presenta la información sobre voltajes nominales

estándar y rangos de voltaje, datos reales de medición recolectados de los

alimentadores seleccionados para el caso de estudio, así como el detalle de los

elementos de la red primaria como transformadores, adicionalmente se presenta

información relevante sobre la metodología de la REA para estimación de la

demanda y valores típicos de impedancias de transformadores de distribución.

Finalmente se presentan los resultados obtenidos de las simulaciones, mismas que

se encuentran referenciadas en cada capítulo del presente documento.

1

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

1.1. ANTECEDENTES

Partiendo de la necesidad de contar con adecuados niveles de voltaje de suministro

al usuario y considerando que las variaciones del mismo existentes en la red de

distribución afectan directamente a los equipos de los abonados pertenecientes al

área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ); se convierte en una

necesidad realizar un estudio que permita determinar de forma técnica los límites

de caída de voltaje permisibles en cada elemento de la red de distribución, de tal

manera que el servicio mantenga índices adecuados de calidad y seguridad del

servicio.

La Empresa Eléctrica Quito a utilizado como referencia para los niveles operativos

de voltaje la Norma ANSI C84.1-2011 y la Regulación No. CONELEC N° 004/01,

mismas que presentan condiciones no aplicables al sistema de distribución de dicha

empresa; generando que exista la necesidad de un sustento técnico que justifique

la asignación de las caídas de voltaje en cada elemento de la red de distribución.

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La falta de un sustento en la asignación de las caídas de voltaje en los elementos

de la red de distribución de la Empresa Eléctrica Quito, exige de manera urgente

analizar la actual regulación del ARCONEL que determina los límites de la variación

de voltaje en la entrega a los clientes y, en ese marco determinar la asignación de

caídas de voltaje que corresponde para las situaciones particulares de la Empresa.

1.3. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO

La Empresa Eléctrica Quito (EEQ) no cuenta con un sustento teórico para la

asignación de caídas de voltaje en los elementos de distribución para poder

2

armonizar todo el conjunto; por lo que se plantea determinar las caídas de voltaje

que se deberían asignar a dichos elementos; con base en la experiencia de

operación de la red en las diferentes zonas de su área de servicio.

Tomando en cuenta que la EEQ considera que la regulación actual no satisface los

requerimientos presentes y futuros del sistema y los clientes; además al no contar

con la correcta asignación de caídas de voltaje los equipos de los clientes

disminuyen su vida útil y ocasionan reclamos que originan costos adicionales a la

empresa.

El beneficio de contar con un sustento técnico en la asignación de caídas de voltaje

dentro de la Empresa Eléctrica Quito es proporcionar una mejor calidad del servicio

eléctrico a sus clientes.

1.4. OBJETIVOS

1.4.1. OBJETIVO GENERAL

· Elaborar una propuesta de asignación de caídas de voltaje, enmarcada en

las normas técnicas y contrastar con lo establecido en la regulación nacional,

para cada elemento de la red de distribución por zonas de servicio de la

Empresa Eléctrica Quito.

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

· Realizar una revisión bibliográfica de las normas técnicas relacionadas con

la asignación de caídas de voltaje.

· Seleccionar varias zonas típicas del área de concesión de la Empresa

Eléctrica Quito y modelarlas en un programa computacional.

· Analizar las caídas y niveles de voltaje existentes en los elementos de la red

de la Empresa Eléctrica Quito en alimentadores característicos de varias

zonas.

3

· Considerar la utilización de TAPS en vacío de los transformadores de

distribución y su afectación sobre la red de distribución y sus clientes.

· Determinar una regulación para las zonas seleccionadas de las áreas típicas

que se encuentran bajo la responsabilidad de la Empresa Eléctrica Quito.

1.5. ALCANCE

Se seleccionarán varias zonas típicas del área de concesión de la Empresa

Eléctrica Quito, tales como zonas urbanas de alta y baja densidad de carga,

dispersión de los usuarios y zonas rurales, diferenciadas por la extensión de los

alimentadores primarios. Se recolectará información de las zonas seleccionadas

para el estudio, a fin de analizar sus variaciones de voltaje y posterior definición de

caídas de voltaje, en función de las demandas observadas, exigencias de la red y

los límites permisibles, determinados por los equipos con los que cuenta el cliente

y la red de distribución.

Después de analizar las redes de distribución mediante simulaciones digitales se

determinarán sus caídas actuales y los márgenes de variación de voltaje y caídas

que se obtendrían. Además, se considerará la utilización de TAPS en vacío de los

transformadores de distribución y se determinará su afectación sobre la red de

distribución y sus clientes. El desarrollo de estas actividades permitirá

posteriormente plantear una propuesta de valores para las caídas de voltaje en los

diferentes elementos de la red de distribución, diferenciando las zonas estudiadas,

en función de sus características específicas.

La propuesta de valores de las caídas de voltaje, se someterá a una comprobación

a través de simulaciones para luego analizar su efectividad en las condiciones

existentes de la red.

4

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

En el presente capítulo se revisa y analiza las siguientes normas: ANSI C84.1-2011

“Niveles de Voltaje en Sistemas Eléctricos” y la Regulación No. CONELEC 004/01;

con el fin de obtener las bases que se emplean para definir los voltajes nominales

de los equipos, además de reconocer que parte de dichas normas son permitidas

en el Ecuador y utilizadas en la Empresa Eléctrica Quito.

Todos los equipos están diseñados para funcionar en condiciones adecuadas a un

determinado voltaje. Lamentablemente es difícil proporcionar a todos y cada uno

de los clientes que forman parte de los sistemas de distribución un voltaje constante

y que se rija a una norma establecida.

Esto se debe a que existen caídas de voltaje en cada parte del sistema de

distribución hasta llegar a la acometida de cada cliente y que, además, varían con

los niveles de carga de los diferentes elementos de la red. Es decir que el

consumidor eléctricamente más cercano a la subestación recibe un voltaje más alto

que el consumidor más alejado de la misma, donde los voltajes máximo y mínimo

deben mantenerse dentro de los márgenes de tolerancia establecidos por la

regulación No. CONELEC 004/01.

2.1. DEFINICIONES

Las siguientes definiciones son tomadas en cuenta para el desarrollo del presente

estudio.

Voltaje: Es la diferencia de potencial efectiva del valor medio cuadrático (RMS) o

valor eficaz más grande entre dos puntos dentro de un campo electromagnético. [1]

Caída de Voltaje: Es el porcentaje o cantidad de voltaje que se pierde en el proceso

de transmisión debido a pérdidas eléctricas y magnéticas, generalmente entre el

5

voltaje de entrega y el de recepción. La caída de voltaje obedece a normas técnicas

y debe cumplir con los requerimientos de calidad de servicio. [1]

Bajo Voltaje (BV): Nivel de voltaje inferior a 1000 V. [2]

Medio Voltaje (MV): Nivel de voltaje que se encuentra entre 1000 V y 100 kV. [2]

Alto Voltaje (AV): Nivel de voltaje mayor a 100 kV y menor a 230kV. [2]

Voltaje Máximo: Es el mayor voltaje del promedio de un intervalo de tiempo

previamente definido que puede ser de: cinco, diez, quince minutos. [1]

Voltaje Mínimo: Es el voltaje más pequeño del promedio de un intervalo de tiempo

definido previamente que puede ser de: cinco, diez, quince minutos. [1]

Variación de Voltaje: Es la diferencia que existe entre el voltaje máximo y el

mínimo. [1]

Fluctuaciones de Voltaje: Son perturbaciones en las cuales el valor eficaz del

voltaje de suministro varía con respecto al valor nominal. [3]

Voltaje Nominal: Es un valor estandarizado utilizado para identificar el voltaje de

referencia asignado a un circuito o parte de un sistema. [3]

Voltaje de Placa: Es el voltaje al que las características de operación y

funcionamiento del equipo están referidas. [4]

Voltaje de Acometida: Es el voltaje medido en los terminales del cliente de

acometida. [4]

Voltaje de Utilización: Es el voltaje en cualquier tomacorriente al cual será

conectado un dispositivo eléctrico, o el voltaje presente en los terminales de un

equipo permanentemente conectado. [4]

6

Voltaje de Servicio: Es el voltaje que la empresa distribuidora provee al usuario

en su punto de conexión o consumo. [5]

Sistema de Distribución: Es el sistema comprendido entre las barras de alto

voltaje de las subestaciones de distribución y los puntos de suministro de energía

a los consumidores. [6]

Subestación de Distribución: Es la instalación a donde llegan las líneas de

transmisión y subtransmisión, en la subestación se encuentran, la salida de los

alimentadores primarios, equipos asociados de protección, control y

seccionamiento. [6]

Red de Distribución: Es un conjunto de elementos que componen el Sistema de

Distribución tales como: conductores, aisladores, estructuras de soporte, equipos

de protección, seccionadores, etc. [6]

Red de Distribución Subterránea: Es la red de distribución formada por

elementos que se encuentran instalados bajo el nivel del suelo. [6]

Red de Distribución Aérea: Es la red de distribución en la cual los elementos de

la instalación se colocan sobre estructuras de soporte erguidas sobre el suelo. [6]

Alimentador: Es la sección de la red de distribución, que inicia en las barras de

medio voltaje de la subestación y recorre las zonas a las que da servicio hasta los

transformadores de distribución, utiliza un voltaje nominal de distribución en AV que

depende del diseño del mismo. [6]

Centro de Transformación Aérea: Es un centro de transformación instalado sobre

estructuras de soporte en redes aéreas. [6]

Ramal: Es la parte de la red primaria que se deriva de un alimentador, para poder

alcanzar un área de suministros específica, comúnmente utiliza 1 o 2 fases del

alimentador primario. [6]

7

Centro de Transformación: Es la parte de la red primaria que está comprendida

por transformador de distribución y sus respectivos elementos de protección y

seccionamiento. [6]

Circuito Secundario: Es la sección de la red entre el centro de transformación y el

punto más alejado de la misma que es alimentado por el transformador de

distribución correspondiente. Es la parte de la Red de Distribución que opera al

voltaje secundario del sistema o voltaje de utilización. [6]

Derivación o Acometida: Es la instalación que conecta un punto de la red de

distribución a la carga del consumidor. [6]

Conductor Vivo: Es el conductor no conectado a tierra. Una de las fases en el

sistema trifásico, uno de los extremos del sistema monofásico trifilar.

Conductor Puesto a Tierra: Es el neutro del sistema trifásico o el conectado al

terminal central del sistema monofásico trifilar.

Consumidor, usuario, abonado o cliente: Persona natural o jurídica que posee

un convenio con la Empresa Distribuidora para el suministro de energía eléctrica

dentro de una residencia, establecimiento, edificio o local. [6]

Demanda: La demanda de una instalación es la carga en los terminales de

recepción promediada en un intervalo específico de tiempo, que por lo general son

intervalos de quince minutos.

Factor de Demanda: Es la relación que existe entre la demanda máxima y la

potencia instalada.

Factor de Coincidencia: Es la relación entre la demanda máxima de un grupo de

cargas y la sumatoria de las demandas máximas individuales. Se produce por la no

coincidencia entre la demanda máxima de los clientes y depende directamente del

número de abonados o usuarios.

8

Factor de Diversificación: La relación existente entre la suma de las demandas

máximas individuales de las subdivisiones de un sistema, y la máxima demanda

coincidente del sistema completo. Es el inverso del factor de coincidencia.

Factor de Carga: Es la relación entre la demanda media existente y la demanda

máxima.

Densidad de Carga: Es la relación que existe entre la potencia aparente (kVA) y

el área de un sector servido con energía eléctrica.

Repartición de Carga: Es la asignación de demanda que se obtiene de dividir la

demanda coincidente de un grupo de cargas, sobre la base de la carga instalada o

la energía facturada de cada una.

Transformador Banqueado: Es aquel transformador con sus circuitos

secundarios conectados en paralelo.

2.2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

2.2.1. ALIMENTADOR PRIMARIO DE DISTRIBUCIÓN

Los alimentadores primarios son aquellos que se encargan de transportar energía

eléctrica desde las subestaciones hasta llegar a los puntos donde se encuentran

los transformadores de distribución.

Los voltajes utilizados en la EEQ a nivel de primario son: 22860, 13800 y 6300

voltios. Un alimentador primario parte de la subestación con un circuito trifásico de

cuatro hilos, (3 fases, 1 neutro puesto a tierra).

Los alimentadores primarios por el número de fases e hilos se pueden clasificar en

los siguientes:

- Monofásico dos hilos.

- Monofásico un hilo.

9

- Trifásico tres hilos.

- Trifásico cuatro hilos.

2.2.2. TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

La función de los transformadores de distribución es convertir el voltaje de los

alimentadores primarios a un voltaje de utilización para el servicio del cliente.

Los transformadores con los cuales la Empresa Eléctrica Quito trabaja son

monofásicos y trifásicos.

- Los transformadores monofásicos son de una potencia menor a 75 kVA.

- Los transformadores trifásicos son de más de 30 kVA.

El tipo y capacidad del transformador utilizado depende principalmente del número

de fases con las que cuente la zona donde será instalado y la demanda que debe

suplir.

2.2.3. REDES SECUNDARIAS

Las redes secundarias son las encargadas de distribuir la energía eléctrica desde

los transformadores de distribución hasta cada acometida de los usuarios.

Por lo general las redes secundarias pueden ser aéreas y subterráneas, las redes

secundarias aéreas son circuitos radiales.

Las redes secundarias de distribución se clasifican en:

- Monofásico dos hilos.

- Monofásico tres hilos.

- Dos fases del sistema trifásico.

- Trifásico cuatro hilos.

10

2.2.4. ACOMETIDAS

Las acometidas son los puntos de conexión de la red secundaria con el usuario.

Por lo general el voltaje que llega a la acometida es 120/208 voltios, dependiendo

de las necesidades del usuario y del voltaje que solicite a la empresa distribuidora.

[7]

2.3. NORMA ANSI C84.1-2011

Esta norma establece los valores de voltaje nominal y las tolerancias de

funcionamiento de los sistemas eléctricos con una frecuencia de 60 Hz, y

superiores a 100 V. Además de recomendaciones a otros grupos de normalización

con respecto a la valoración del voltaje de los equipos utilizados en los sistemas de

energía y de utilización de los dispositivos conectados a tales sistemas.

Los propósitos de esta norma son los siguientes:

- Promover una mejor comprensión de los voltajes asociados con los sistemas

de energía y equipo de utilización para lograr el diseño y el funcionamiento

general técnico y económico.

- Establecer una nomenclatura uniforme en la definición de voltajes.

- Promover la normalización de los voltajes de sistemas eléctricos de

distribución y los rangos de variaciones de voltaje para la operación de

dichos sistemas.

- Proporcionar una guía para el futuro desarrollo de equipos para satisfacer

de la mejor manera posible las necesidades de los usuarios.

- Proporcionar una guía, con respecto a la elección de los voltajes, para las

nuevas empresas de distribución dentro del sistema de potencia y de los

cambios en los sistemas ya existentes.

11

2.3.1. CLASES EN SISTEMAS DE VOLTAJE

De acuerdo con la Norma ANSI C84.1-2011 los niveles de voltaje se clasifican de la siguiente manera:

Bajo Voltaje (BV): Esta clase se define como voltaje nominal menor a 1000 V.

Medio Voltaje (MV): Esta clase se define como voltajes nominales mayores a 1000

V y menores a 100 kV.

2.3.2. RANGOS DE VOLTAJE

Cualquier voltaje nominal del sistema ubicado en sus distintos puntos, es distribuido

entre niveles máximos y mínimos como se muestran en el Anexo A.1., el diseño y

el funcionamiento de los sistemas de energía y el diseño de los equipos que han

de suministrarse deben ser coordinados con respecto a estos voltajes de manera

que: cualquier dispositivo funcionará de manera satisfactoria en conformidad con

las normas de construcción de equipos, en todo el rango de voltajes de utilización

reales que se encuentren en el sistema.

Para promover este objetivo, se establecen valores nominales para cada voltaje del

sistema, y dos rangos para las variaciones de voltaje de servicio y de utilización

designados como Rango A y Rango B, que se muestran en el Anexo A.1.

Estos límites se aplican a los niveles de voltaje establecidos y no a variaciones

momentáneas debidas a operaciones de conmutación, arranque de motores, o

similares.

2.3.2.1. Rango A

Voltaje de servicio y utilización: Son los voltajes al servicio de los usuarios que están

especificados en el Anexo A.1., además que los sistemas de acometidas deben ser

diseñados para cumplir con la tolerancia establecida.

12

2.3.2.2. Rango B

Incluye voltajes con tolerancias mayores al rango A, los cuales son usados en

algunos casos de emergencia, y deben volver en un corto plazo a los límites del

rango A. [7]

2.4. REGULACIÓN No. CONELEC 004/01

2.4.1. ASPECTOS DE CALIDAD

La Regulación No. CONELEC 004/01 textualmente establece que la Calidad de

Servicio se mide considerando los aspectos siguientes: [3]

Calidad del Producto:

a) Nivel de voltaje.

b) Perturbaciones de voltaje.

c) Factor de Potencia.

Calidad del Servicio Técnico:

a) Frecuencia de Interrupciones.

b) Duración de Interrupciones.

Calidad del Servicio Comercial:

a) Atención de Solicitudes.

b) Atención de Reclamos.

c) Errores en Medición y Facturación.

2.4.2. DEFINICIÓN DE LAS ETAPAS DE APLICACIÓN

Para que los distribuidores se adapten a los requerimientos de calidad de servicio

se define para la Etapa Final las siguientes subetapas:

Subetapa 1: tiene una duración de 24 meses.

Subetapa 2: se iniciará al finalizar la Subetapa 1, con una duración indefinida.

13

2.4.3. CALIDAD DEL PRODUCTO

La calidad del producto técnico controla los siguientes aspectos: nivel de voltaje,

factor de potencia y perturbaciones. De acuerdo a la normativa, el distribuidor se

responsabiliza de realizar mediciones, procesamiento de datos obtenidos, la

determinación de compensaciones a usuarios afectados por la mala calidad del

producto y la compensación económica a los abonados. La totalidad de la

información debe encontrarse a completa disposición de la Agencia de Regulación

y Control de Electricidad (ARCONEL) (anteriormente CONELEC).

Nivel de Voltaje

En la ecuación (2.1) se muestra el cálculo de índice de calidad del nivel de voltaje.

NOPQRS T OP U OVOV × WXX

Donde:

NOP: variación de voltaje, en el punto de medición, en el intervalo k de 10

minutos.

OP voltaje eficaz (rms) medido en cada intervalo de medición k de 10 minutos.

OV: voltaje nominal en el punto de medición. [2]

2.4.4. MEDICIÓN

La calidad se calcula como las variaciones de los valores rms de voltaje medidos

en un intervalo de 10 minutos, con relación al voltaje nominal en los distintos

niveles.

Mensualmente la empresa distribuidora debe cumplir el siguiente procedimiento:

1. Registrar voltajes en los siguientes puntos de medición:

a) 20% de las barras de salida de subestaciones de distribución AV/MV, al

menos 3.

(2.1)

14

b) 0,15% de los transformadores de distribución, al menos 5.

c) 0,01 % de los Consumidores de Bajo Voltaje del área de concesión, al

menos 10.

2. En la elección de los puntos se debe considerar niveles de voltaje, la clase

de zona (urbana, rural), y la topología de la red, a fin de que las mediciones

sean representativas de todo el sistema. Una vez seleccionados los puntos,

la distribuidora debe informar al ARCONEL, con una anticipación de al

menos 2 meses previo a la realización de las mediciones.

3. A la par del registro de valores de voltaje se debe realizar mediciones de

energía entregada con el fin de determinar aquella que se encuentra en

malas condiciones de calidad.

4. Mensualmente se debe registrar cada uno de los puntos de medición

utilizando un período no menor a 7 días consecutivos, con intervalos de

medición de 10 minutos. [3]

2.4.5. LÍMITES

Se determina como incumplimiento del distribuidor en el nivel de voltaje de un

determinado punto de medición, cuando dentro de un 5% o más del período de

medición de 7 días consecutivos en cada mes, el servicio se suministra sin cumplir

los límites de voltaje establecidos. [3]

Las variaciones de voltaje permitidos con respecto al voltaje nominal se presentan

a continuación:

Subetapa 1 Subetapa 2

Alto Voltaje ±7,000% ±5,000%

Medio Voltaje ±10,000% ±8,000%

Bajo Voltaje Urbano ±10,000% ±8,000%

Bajo Voltaje Rurales ±13,000% ±10,000%

15

2.5. COMPARACIÓN ENTRE LA NORMA ANSI C84.1-2011 Y LA

REGULACIÓN No. CONELEC 004/01

La norma y la regulación anteriormente analizadas dan a conocer sus principales

características, con lo que se contrasta entre la norma ANSI C84.1-2011 y la

Regulación No. CONELEC 004/01.

2.5.1. NORMA ANSI C84.1-2011

Según el análisis realizado a la Norma ANSI C84.1-2011, en la Figura 2.1. y en la

Tabla 2.1. se muestran los niveles de voltaje para el Rango A y B, según los voltajes

de servicio.

Figura 2.1. Rangos de voltaje según norma ANSI C84.1-2011 [2]

Vo

ltaje

(b

ase

= 1

20 V

)

Rango A Rango B 128

124

)

120

(b

116

112

104

Vo

ltaje

de

Util

iza

ción

Volta

je d

e S

erv

icio

V

olta

je d

e S

er

cio

Sis

tem

as

de 1

20 -

600

V

Vo

ltaje

de

Se

rvic

io

Vo

ltaje

de

Se

rvic

ioS

iste

ma

s >

60

0

V

Volta

je d

e U

tiliz

aci

ón

Vo

ltaje

de

Se

rvic

io

Vo

ltaje

de

Se

rvic

ioS

iste

ma

s d

e 1

20

- 6

00

V

Vo

ltaje

de

Se

rvic

io

Vo

ltaje

de

Se

rvic

ioS

iste

ma

s >

60

0 V

Información

Sis

tem Voltaje nominal

del Sistema

126 127

125

117

114

110

108

16

Tabla 2.1. Voltajes de servicio conforme norma ANSI C84.1-2011 [Elaboración propia]

VOLTAJE NORMA ANSI C84.1-2011 [%]

RANGO A RANGO B

VOLTAJE DE

SERVICIO > 600 V

QWYZ U WW[SWYX × WXX T [4\XXR

QWY[ U WW]SWYX × WXX T WX4^_XR

VOLTAJE DE

SERVICIO 120 -

600 V

QWYZ U WW]SWYX × WXX T WX4XXXR

QWY[ U WWXSWYX × WXX T W]4WZXR

VOLTAJE DE

UTILIZACIÓN

QWY\ U WX^SWYX × WXX T W]4WZXR

QWY[ U WX]SWYX × WXX T W`4WZXR

En la Tabla 2.2. se muestran los resultados concretos de los voltajes de servicio

para los rangos A y B.

Tabla 2.2. Voltajes de servicio en rangos conforme norma ANSI C84.1-2011 [Elaboración

propia]

VOLTAJE NORMA ANSI C84.1-2011 [%]

RANGO A RANGO B

VOLTAJE DE SERVICIO > 600 V 7,500 10,830

VOLTAJE DE SERVICIO 120 - 600 V 10,000 14,160

VOLTAJE DE UTILIZACIÓN 14,160%+1V[1] 19,160

[1] El valor de 1V representa el área sombreada de color azul de la Figura 2.1.

2.5.2. REGULACIÓN No. CONELEC 004/01

Según el análisis realizado a la Regulación No. CONELEC 004/01, en la Tabla 2.3.

se muestra el rango de variación de voltaje que dicha regulación permite.

En la Regulación No. CONELEC 004/01, se especifican dos Subetapas, sin

embargo, en este trabajo se considera solamente la Subetapa 2, ya que los valores

de la Subetapa 1 corresponden a márgenes permisibles que se debieron cumplir

dentro de los primeros 24 meses después de la publicación de la regulación en

mayo del 2001.

17

Tabla 2.3. Rango de variación de voltaje conforme la Regulación No. CONELEC 004/01

[Elaboración propia]

VOLTAJE

REGULACIÓN No.

CONELEC 004/01

[%]

Rango de Variación

Total

[%]

SUBETAPA 2 SUBETAPA 2

ALTO VOLTAJE ± 5,000 10,000

MEDIO VOLTAJE ± 8,000 16,000

BAJO VOLTAJE URBANO ± 8,000 16,000

BAJO VOLTAJE RURAL ± 10,000 20,000

En la Norma ANSI C84.1-2011, se especifican dos rangos de variación de voltaje,

de manera similar a lo mencionado en el párrafo anterior, este trabajo considera el

rango A ya que con estos valores trabajan la mayoría de dispositivos que siguen

esta norma.

La Tabla 2.4. muestra la comparación de los rangos de variación de voltaje entre la

Norma ANSI C84.1-2011 y la Regulación No. CONELEC 004/01.

Tabla 2.4. Comparación de rangos de voltajes entre la norma ANSI C84.1-2011 y la

Regulación No. CONELEC 004/01 [Elaboración propia]

VOLTAJE

REGULACIÓN

No.CONELEC

004/01 [%]

NORMA

ANSI C84.1-

2011 [%] Observación

Diferencia

entre rangos

de voltaje [%] SUBESTAPA

2 RANGO A

ALTO VOLTAJE 10,000 7,500 Regulación >

Norma ANSI 2,500

MEDIO

VOLTAJE 16,000 10,000

Regulación >

Norma ANSI 6,000

BAJO VOLTAJE

URBANO 16,000 10,000

Regulación >

Norma ANSI 6,000

BAJO VOLTAJE

RURAL 20,000 14,160

Regulación >

Norma ANSI 5,840

18

Las bases para un correcto funcionamiento del Sistema de Distribución se deben

construir en función de la Norma ANSI C84.1-2011. Con ese sustento se realizó la

comparación entre dicha norma y la Regulación No. CONELEC 004/01 que es la

que actualmente rige en el Ecuador; los resultados que se han obtenido después

de esta comparación tienen una diferencia aproximada de un ±5% como se muestra

en la Tabla 2.4.

Los porcentajes de caídas de voltaje son diferentes en las zonas urbanas y rurales

dentro de la concesión de la EEQ, para las zonas rurales se trabaja actualmente

con un ±10% y para las zonas urbanas es un ±8%.

Los porcentajes de caídas de voltaje que indica la Regulación No. CONELEC

004/01 debería ser igual tanto en zonas rurales como urbanas ya que los

dispositivos que se conectan en las diferentes zonas son los mismos y la empresa

distribuidora es la responsable de entregar un producto con un voltaje dentro de las

normas.

Dentro de la Regulación No. CONELEC 004/01 se especifica que para medio

voltaje y bajo voltaje se tiene una caída admisible de ±8% en cada elemento de la

red de distribución. Cuando se trata de clientes de bajo voltaje se debe tomar

solamente ±8%, pues las variaciones de voltaje a este nivel son determinantes

también para medio voltaje, pues la regulación habla de variaciones de voltaje de

entrega.

2.6. INFLUENCIA DE TAPS EN LOS TRANSFORMADORES DE

DISTRIBUCIÓN

La utilización de taps en transformadores de distribución está afectada

principalmente por los niveles de demanda a los que están sometidos los mismos,

siendo así que en el caso de demanda máxima la caída de voltaje en el alimentador

primario es mayor, por lo que se tiene un voltaje menor al nominal en el punto de

conexión del transformador, y debería usar un tap por debajo del nominal para

obtener en el secundario del transformador un voltaje próximo al valor nominal.

19

Por el contrario, en demanda mínima existe una caída de voltaje menor, y al usar

el mismo tap, en el secundario del transformador se obtiene un voltaje mucho mayor

al nominal.

2.7. MÉTODO DE LA REA (ADMINISTRACIÓN DE

ELECTRIFICACIÓN RURAL)

El método de la REA se utiliza para estimación de la capacidad necesaria para

cargas futuras, sobre la base de curvas que relacionan la demanda de kW con el

número de consumidores y el uso promedio de kWh.

El método ha sido desarrollado para la determinación de los kW de demanda

mediante la multiplicación de dos factores que corresponden al número de

consumidores y el consumo de kWh. Estos factores pueden ser obtenidos de tablas

o determinados matemáticamente.

2.7.1. INFORMACIÓN BÁSICA

La información con la que se estructuran las curvas y los factores antes

mencionados, proviene de reportes operativos y de facturas de consumo eléctrico

analizados previamente, con la salvedad de los casos para menos de 50 usuarios.

Adicionalmente para evitar irregularidades que pueden presentarse en la medición

de consumo se toman las demandas máximas de 4 meses consecutivos.

Los valores que se utilizan para el desarrollo de las curvas son los del consumo

promedio mensual y el promedio de demanda durante los 4 meses de demanda

pico, por lo que los kW de demanda son aquellos que se puede esperar para

cualquier uso mensual.

Para la determinación de la demanda máxima anual se debe utilizar el uso máximo

mensual en lugar del uso promedio en la lectura de las tablas de factores obtenidos

a partir de las curvas. Los valores de energía en kWh utilizados se basan en los

20

consumos por parte del usuario, lo que facilita la determinación de pérdidas sin

tener que usar un factor de corrección para las mismas.

2.7.2. CÁLCULO DE LA DEMANDA [kW]

Puesto que la demanda, por definición, es el promedio de la potencia instantánea

en el intervalo de demanda, mediante la ecuación (2.2) se la calcula.

#,+*2)*"abcd T " 92,(6í*"abcDd"=23,(8*-%"),"3$,+'%"),"),+*2)*"aDd

Donde:

""""""""""""""""""""bcD T "bcDe+,&e1%2&/+$)%(

Posteriormente se determina el factor A para diferentes números de consumidores

y el factor B para todos los valores de consumo [kWh]. Los kW de demanda para

cualquier densidad de consumidores o de consumo pueden calcularse mediante la

multiplicación de ambos factores.

El factor A refleja la mejora de la diversidad que resulta del aumento en el número

de consumidores, y se representa en la ecuación (2.3).

C*13%("! T ""f gW U X4]f h X4]Qfi h ]XSjik!

Donde:

flmú+,(%"),"1%2&/+$)%(,&

El factor B refleja la mejora en el factor de carga con el incremento de consumo de

los clientes, y se representa en la ecuación (2.4). [8]

C*13%("n T "X4XX\`Y\ × QbcDe+,&e1%2&/+$)%(So7ppq

(2.2)

(2.3)

(2.4)

21

2.8. FACTOR DE ESCALAMIENTO

Es la relación entre los factores de coincidencia correspondiente al número de

abonados de un transformador y al número de abonados del alimentador al que

pertenece dicho transformador, es utilizado para determinar la Demanda vista en el

inicio del circuito secundario, ya que la información disponible es el valor de

potencia distribuida en la modelación digital por kVA conectado en el alimentador

primario.

Si se tiene un alimentador primario con 4000 usuarios residenciales y uno de sus

transformadores de distribución tiene 80 usuarios, la demanda diversificada para

estos 80 clientes es menor si se la ve desde la cabecera del alimentador, ya que

en este punto la diversificación corresponde a 4000 abonados y el peso de 80 de

ellos es menor que si se lo ve desde el inicio del circuito secundario, donde el peso

de estos 80 usuarios es el 100% de los abonados a los que sirve.

Por ejemplo, si la potencia asignada en una repartición de carga para un

transformador de distribución por kVA conectado es de 50 kVA (diferente a la

potencia nominal del transformador), si el factor de coincidencia para los usuarios

residenciales a nivel primario es de 0,16 (4000 clientes) y a nivel del secundario

0,21 (80 clientes), se tiene que el factor de escalamiento es 1,313.

C*13%("),",&1*-*+$,23% T C"1%$21$)7 ^X"rstuVvuwC"1%$21$)7 ]XXX"rstuVvuw

C*13%("),",&1*-*+$,23% T X4YWXX4WZX T W4_W_

<%3,21$*"&,17 T \X"bO! × W4_W_ T Z\4Z\X"bO!

22

CAPÍTULO III

RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN

En el presente capítulo se presenta la selección de las zonas del área de concesión

de la EEQ a ser analizadas; para esto se identificó las características de cada zona

basándose en: la densidad de carga por kilómetro cuadrado, dispersión de la carga,

demanda, así como dispersión de la misma; estas características son las que

afectan de manera ostensible al sistema de distribución de la EEQ.

Además, se debe tomar en cuenta la importancia del espacio geográfico sobre el

cual se encuentran las zonas escogidas.

Posteriormente se obtuvo la información de las zonas seleccionadas de la base de

datos de la EEQ, para mediante el análisis de las variaciones de voltaje que se

presentan, determinar las caídas de voltaje existentes.

3.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LAS ZONAS A SER

ESTUDIADAS

Como primer punto se identifican las características que deben tener las zonas del

área de concesión de la EEQ, basándose en la dispersión de la carga y demanda

presente.

Consecuentemente, utilizando la división completa del área de concesión de la EEQ

indicada en el Anexo Digital B.1., se determinaron 3756 micro-áreas de 1 km2 cada

una, en donde se especifica la demanda media dentro de cada km2, como se

muestra en la Figura 3.1., para posteriormente realizar el análisis de las mismas.

Los límites de baja, media y alta densidad de carga se definen de acuerdo con las

siguientes características:

23

- Ubicación geográfica de las zonas con más alta densidad de carga, que

tengan una diferencia marcada.

- Dispersión de la carga vista a través de la densidad de la misma, ya que, a

mayor dispersión, menor densidad.

Adicionalmente, dentro de cada zona escogida se seleccionan los alimentadores

que tienen perfiles de voltaje más alejados de la banda de tolerancia especificada

por la norma ANSI C84.1-2011.

3.2. SELECCIÓN DE LAS ZONAS

3.2.1. SELECCIÓN DE LA ZONA DE ALTA DENSIDAD

En función del mapa de concesión de la Empresa Eléctrica Quito con su respectiva

división de micro-áreas, se determinó que la zona de alta densidad, mayor a los

2000 kW/km2, está entre los siguientes límites geográficos como se observa en la

Figura 3.1.:

- Norte: Av. El Inca.

- Sur: Av. Morán Valverde.

- Este y Oeste: Límites del casco urbano de la ciudad de Quito.

- El origen de las micro-áreas se encuentra en la Plaza Arenas de Quito.

3.2.2. SELECCIÓN DE LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD

Los límites de la zona de media densidad, con densidades entre 100 kW/km2 y 2000

kW/km2, corresponden a la ubicación geográfica del área metropolitana de Quito y

de los centros poblados de las demás áreas de concesión de la EEQ, mismos que

corresponden a los valles de Tumbaco, Cumbayá y Los Chillos, exceptuando

aquellas micro-áreas que se consideran en la zona de alta densidad.

Límites en la zona metropolitana:

- Norte: Carcelén.

24

- Sur: Chillogallo.

- Este y Oeste: Límites del área metropolitana de Quito.

3.2.3. SELECCIÓN DE LA ZONA DE BAJA DENSIDAD

Los límites de la zona de baja densidad, menor a 100 kW/km2, corresponden a las

regiones rurales del área de concesión, además de: Puerto Quito, Pedro Vicente

Maldonado, San Miguel de Los Bancos, El Chaco y Quijos.

En la Tabla 3.1. se observa la división planteada para los límites de demandas, y la

cantidad de micro-áreas en cada intervalo de demanda.

Tabla 3.1. Número de micro-áreas por zonas según la demanda [Elaboración propia]

Demanda [kW] Número de micro-áreas

0 a 100 3102

101 a 2000 554

2001 A 9100 100

3.3. RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN DE LAS ZONAS

SELECCIONADAS

Posterior al análisis y selección de las tres zonas se obtuvo la información de cada

uno de los alimentadores, transformadores y sus respectivos medidores, mismos

que se encuentran en dichas zonas, para consecuentemente determinar los

parámetros de selección de los elementos de la red mencionados anteriormente

que serán modelados en el software CYMDIST.

Los datos que la EEQ proporcionó en relación a los alimentadores corresponde a

las demandas, voltajes, corrientes y factor de potencia vistos desde la cabecera del

alimentador, en el mes de agosto de 2016.

25

Figura 3.1. División de las zonas según la demanda y ubicación de límites geográficos.


Límite Norte: Av. El Inca.

Límite Sur: Av. Moran Valverde.

26

La información recolectada en dicho mes corresponde a mediciones completas y

continuas en intervalos de demanda de 15 minutos como indica la definición de

demanda. Adicionalmente, la EEQ proporcionó las bases de datos necesarias para

el adecuado análisis de la información en el programa CYMDIST.

Con la información obtenida de los alimentadores se procedió a determinar el

instante en que la demanda es máxima y mínima para cada uno de ellos. En

relación a los transformadores se seleccionaron los dos ubicados en los extremos

de cada alimentador, el más próximo a la subestación y el más alejado, donde las

condiciones de voltaje son las más críticas.

Los parámetros tomados en cuenta son: el número de clientes, adicionalmente que

el secundario no se encuentre mallado o banqueado (instalado en paralelo), así

también que el transformador no debe ser privado o exclusivo para un cliente;

además que el transformador más cercano no sea el que alimenta a los servicios

auxiliares de la subestación.

La información que se brindó con relación a los transformadores corresponde al

número de empresa, número de serie, estado, propietario, potencia, fase, tipo de

voltaje; y mediante la utilización del software CYMDIST se obtuvo el número de

clientes o abonados de cada transformador.

Es importante tomar en cuenta que los voltajes en el primario de los

transformadores se precisan en la Tabla 3.2., dicha información pertenece a los

registros de la EEQ.

Para la modelación del circuito secundario se obtuvo la facturación de los abonados

que pertenecen a dicho circuito, para así obtener el promedio del consumo en kWh

de un año, considerado un periodo de tiempo desde noviembre de 2015 hasta

octubre de 2016.

27

En los Anexos Digitales B.2. y B.3. se presentan los datos proporcionados por la

EEQ de alimentadores y de consumo de cada uno de los clientes, respectivamente,

los cuales son empleados en el proceso de modelación.

Tabla 3.2. Listado de voltajes de transformadores de distribución [9]

Codificación de

niveles de alto

voltaje

Descripción

0 Conversión

1 22,860-GRDY/13,200

2 13,200-GRDY/7,600

3 2,300

4 6,300

5 13,200

6 22,860

7 13,2/22,8-GRDY

8 6,000

9 14400/24940

10 46,000

11 43800/21900

12 6000/22860 V

CONMUTABLE

3.3.1. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE ALTA DENSIDAD

Para la zona de alta densidad los alimentadores seleccionados son los siguientes:

24B, 16C y 19E.

3.3.1.1. Parámetros de Selección de los Alimentadores

3.3.1.1.1. Alimentador 24B

Se escogió el alimentador 24B de 6,3 kV debido a que los alimentadores con este

nivel de voltaje presentan caídas de voltaje fuera de los límites que se establece en

las normas, puesto que es la zona de mayor demanda.

28

La información que se presenta en las Tablas 3.3. y 3.4. corresponden al

alimentador 24B, misma que fue facilitada por la EEQ.

3.3.1.1.2. Alimentador 16C

Se escogió el alimentador 16C de 6,3 kV debido a que este alimentador es el más

extenso dentro de la zona de alta densidad con este nivel de voltaje, lo que se

traduce en grandes caídas de voltaje.

La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 16C fue

facilitada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.1. y B.4.2.,

respectivamente.

3.3.1.1.3. Alimentador 19E

Se escogió el alimentador 19E debido a que es el alimentador de 22,86 kV más

extenso en la zona de alta densidad, con este nivel de voltaje.

La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 19E fue

entregada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.3. y B.4.4.,

respectivamente.

3.3.2. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD

En esta zona se encuentran los alimentadores 02D y 36D.


3.3.2.1.1. Alimentador 02D

Se escogió el alimentador 02D debido a que este alimentador es el que presenta

mayores caídas de voltaje en toda el área de concesión de la EEQ; además es el

único alimentador con un voltaje de 6,3 kV que está ubicado en la zona de media

densidad.

29

La información para demanda máxima y mínima del alimentador 02D fue facilitada

por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.5. y B.4.6.,

respectivamente.

3.3.2.1.2 Alimentador 36D

Se escogió el alimentador 36D con un voltaje de 22,86 kV por su ubicación, debido

a que el crecimiento que existe en los Valles es notorio, por lo que la demanda será

mucho más elevada en el futuro y empezará a tener caídas de voltaje fuera de los

límites establecidos por la norma.

La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 36D fue


respectivamente.

3.3.3. ALIMENTADORES EXISTENTES EN LA ZONA DE BAJA DENSIDAD

En esta zona se encuentran los siguientes alimentadores: 34A y 49A.


3.3.3.1.1. Alimentador 34A

Se escogió el alimentador 34A con un voltaje de 22,86 kV ya que es considerado

uno de los alimentadores más representativos de la zona más alejada del área de

concesión de la EEQ, que es la zona de baja densidad.

La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 34A fue


respectivamente.

30

3.3.3.1.2. Alimentador 49A

Se escogió el alimentador 49A con un voltaje de 13,2 kV, tomando en cuenta que

ninguno de los alimentadores antes modelados posee dicho nivel de voltaje;

además este alimentador se considera uno de los más representativos de la zona

de baja densidad ya que cuenta con una extensión de alrededor de 77 km.

La información para demanda máxima y demanda mínima del alimentador 49A fue

facilitada por la EEQ y se encuentra en el Anexo B.4. en las Tablas B.4.11. y

B.4.12., respectivamente.

En el Anexo B.4. se muestran las tablas correspondientes a demanda máxima y

demanda mínima de todos los alimentadores que intervienen en el presente

estudio.

En las Tablas 3.3 y 3.4 se encuentra un ejemplo de los datos proporcionados por

la EEQ, para realizar la modelación de los alimentadores primarios en demanda

máxima y mínima.

Tabla 3.3. Datos proporcionados por la EEQ para modelar en demanda máxima el

alimentador 24B [Elaboración propia]

Fecha/

Hora

Vlna

[V]

Vlnb

[V]

Vlnc

[V]

Ia

[A]

Ib

[A]

Ic

[A]

P

[kW]

Q

[kVAr]

PFinduct.

[%]

25/01/2016

13:00 3643,2 3648 3628,8 365,76 360,0 357,12 3827,52 907,2 97,30

Vln: Voltaje línea neutro.

I: Corriente.

P: Potencia Activa.

Q: Potencia Reactiva.

PFinduct.: Factor de Potencia Inductivo.

31

Tabla 3.4. Datos proporcionados por la EEQ para modelar en demanda mínima el

alimentador 24B [Elaboración propia]

Fecha/

Hora

Vlna

[V]

Vlnb

[V]

Vlnc

[V]

Ia

[A]

Ib

[A]

Ic

[A]

P

[kW]

Q

[kVAr]

PFinduct.

[%]

03/01/2016

7:00 3633,6 3633,6 3614,4 115,2 118,08 115,2 1157,76 457,92 92,99

3.3.4. TRANSFORMADORES QUE INTERVIENEN EN EL ESTUDIO

A continuación, se presenta la información recopilada para la modelación de cada

uno de los transformadores.

En la Tabla 3.5. se muestran los transformadores de cada alimentador según la

zona seleccionada con su respectivo número de clientes, información obtenida

mediante CYMDIST.

Tabla 3.5. Clientes o abonados de los transformadores según el alimentador [Elaboración

propia]

Zonas Alimentadores N°

Transformador

Número de clientes

o abonados

Zona de Alta

Densidad

24B 35352 4

46273 77

16C 15700 43

3971 100

19E 28149 74

1743 72

Zona de Media

Densidad

02D 73695 57

31696 31

36D 108408 13

34475 30

Zona de Baja

Densidad

34A 33304 7

33289 13

49A 46077 3

46175 31

32

3.3.5. MEDIDORES ASOCIADOS A CADA TRANSFORMADOR

Los medidores o abonados que corresponden a cada uno de los transformadores

según la información recopilada se muestran en las siguientes tablas a manera de

ejemplo, debido a que la cantidad de abonados que se maneja en el estudio son

exactamente 521. Es importante aclarar que la información se obtuvo en el mes de

diciembre de 2016.

Mediante CYMDIST se obtuvo el número de clientes y el detalle de cada número

de suministro de los transformadores seleccionados; tomando en cuenta que para

la verificación de estos datos se necesitó realizar salidas de campo.

Además, los números de suministro por lo general no se encuentran en campo ya

que el dato existente es el número de medidor; debido a esto fue necesario utilizar

el programa SIEEQ con el cual la EEQ trabaja, logrando determinar cada número

de medidor para poder realizar la verificación en campo.

En las Tabla 3.6. hasta la Tabla 3.19., se muestra cuatro suministros de cada

transformador que intervienen en el presente estudio.

Tabla 3.6. Medidores del alimentador 24B, N° de transformador 35352 [Elaboración

propia]

Alimentador 24B N° Transformador 35352

N° Suministro N° Medidor Dirección Sector

1 915531 119625 Av. Rio Amazonas N30171 Y Eloy

Alfaro El Batán

2 1877185 1311316 Av. Eloy Alfaro Esq. Valla Av.

Amazonas El Batán

3 327493 204525 Av. Eloy Alfaro N30-16 Av.

Amazonas El Batán

4 256163 69909 Av. Eloy Alfaro Esq. 800 Av.

Amazonas El Batán

33

Tabla 3.7. Medidores del alimentador 24B, N° de transformador 46273 [Elaboración

propia]

Alimentador 24B N° Transformador 46273


1 1304832 226474 Av. 10 de Agosto N29-24 Bartolomé

de las Casa El Batán

2 942321 117152 N30A Cuero y Caicedo E1-11 Av.

10 de Agosto El Batán

3 72807 1588415 Av. 10 de Agosto N29-38 Cristóbal

de Acuña El Batán

4 72836 251043 Av. 10 de Agosto N29132 Cristóbal

de Acuña El Batán

Tabla 3.8. Medidores del alimentador 16C, N° de transformador 15700 [Elaboración

propia]

Alimentador 16C N° Transformador 15700


1 1181027 7622588 6 de Diciembre y Abdón Calderón El Batán

2 78683 523298 Pasaje A y 6 de diciembre Villas

Jardines Del Batán El Batán

3 3885 71007 Abdón Calderón y Av. 6 de

Diciembre El Batán

4 1181026 239105 6 De Diciembre y Abdón Calderón El Batán

Tabla 3.9. Medidores del alimentador 16C, N° de transformador 3971 [Elaboración

propia]



1 43209 256211 Av. Galo Plaza Lasso N50-76 N51

José R. Bustamante El Inca

2 996859 266450 Av. Galo Plaza Lasso N50-12

N49d A. Montalvo El Inca

3 43216 25437 Av. Galo Plaza Lasso N50-18 N51

José R. Bustamante El Inca

34

Tabla 3.9.1. Continuación de la Tabla 3.9. Medidores del alimentador 16C, N° de

transformador 3971 [Elaboración propia]



4 241499 18277B15 Av. Galo Plaza Lasso N49-10

N49d A. Montalvo El Inca

Tabla 3.10. Medidores del alimentador 19E, N° de transformador 28149 [Elaboración

propia]

Alimentador 19E N° Transformador 28149


1 496104 1001049376 Oe6 Machala 516 N66-48 N67

Bernardo Legarda Cotocollao

2 1911428 1357008 Machala N66-48 Bernardo

Legarda Cotocollao

3 938026 84339

Oe6 Machala N66-27 N67

Bernardo de Legarda Conjunto

Residencial Santo Thomas

Cotocollao

4 33633 1227742 Oe6 Machala N66-64 N67

Bernardo Legarda Cotocollao

Tabla 3.11. Medidores del alimentador 19E, N° de transformador 1743 [Elaboración

propia]

Alimentador 19E N° Transformador 1743


1 1805351 710705 Oe3h Isabel de Santiago

N71297 N72 Josefina Barba Carcelén

2 1597444 611136 Isabel de Santiago N 71-46 Y

María Ontaneda Carcelén

3 1486955 525577 María Ontaneda Esq. e Isabel

de Santiago Carcelén

4 1350573 521165 Isabel de Santiago y Josefina

Barba Carcelén

35

Tabla 3.12. Medidores del alimentador 02D, No de transformador 31696 [Elaboración

propia]

Alimentador 02D N° Transformador 31696


1 1569170 1090066 Calle Auqui 310 Escalinata San

Francisco. Miravalle Chimbacalle

2 1414883 317936 Auqui Lote 9 Conjunto Al Bosque

Auqui Las Monjas Chimbacalle

3 990371 325969 Calle B 228 E25A Auqui de Monjas Chimbacalle

4 1659723 1199831 E25a8 Dr. Carlos Polit Auqui Alto Chimbacalle

Tabla 3.13. Medidores del alimentador 02D, N° de transformador 73695 [Elaboración

propia]



1 710067 1292665 Coordillera del Cóndor S4174

Facundo Matiz San J de M Chimbacalle

2 433205 1000888991 Coordillera del Cóndor 237. 28 de

Noviembre Taípe L Chimbacalle

3 1316096 563174 E7c Coordillera del Cóndor Lote

237 S4. 28 de Noviembre Chimbacalle

4 1582311 1000938694 Coordillera del Cóndor S4-142 E8

Francisco Matiz Chimbacalle


propia]



1 1173350 66388 Camino a La Viña Casa Tumbaco

2 1173348 66386 Camino a La Viña Casa #2 Tumbaco

3 1173356 67098 Camino a La Viña Lote 10 Tumbaco

4 1453897 204957 La Viña 5 S/N La Hacienda

Conjunto La Molina Tumbaco

36


propia]



1 1321423 236639 Calle S/N Calle de Las

Rieles San Patricio Alto Lumbisi/Cumbayá

2 1853753 806943 Guaranda Lote 08 S/N San

Patricio Alto Lumbisi/Cumbayá

3 1947735 1000950840 Los Girasoles Lote 07

Principal San Patricio Alto Lumbisi/Cumbayá

4 1055826 729778 S/N 19 Cumbayá Barrio San

Patricio Lumbisi/Cumbayá

Tabla 3.16. Medidores del alimentador 34A, N° de transformador 33304 [Elaboración

propia]

Alimentador 34ª N° Transformador 33304


1 1813471 1000869822 Vía La Calera Aloag

2 1813478 1000869776 Camino a La Calera S/N Camino a

La Fontana Machachi

3 1908099 1000078040 Principal S/N Subestación La Calera Aloag

4 518110 1060521 Calle Principal S/N Subestación La

Calera Machachi


propia]

Alimentador 34ª No. Transformador 33289


1 502942 1094885 Gualilagua 14 Calle Bahía

Aloag/Gualilagua Aloag

2 502770 92743 Gualilagua S/N Calle Bahía

Gualilagua Aloag

37

Tabla 3.17.1. Continuación de la Tabla 3.17. Medidores del alimentador 34A, N° de

transformador 33289 [Elaboración propia]

Alimentador 34ª No. Transformador 33289


3 1740918 685187 Vía a Gualilagua Calle Bahía

Gualilagua Aloag

4 502547 1072404 Vía a Gualilagua Calle Bahía

Gualilagua Aloag


propia]



1 1929866 1368101 Recinto Saloya a 150 M De Los

Bancos Los Bancos

2 1193775 459105 Recinto Saloya, Vía a Los Bancos Los Bancos

3 1960287 1262423 Vía a Los Bancos, Recinto Saloya Los Bancos

Tabla 3.19. Medidores del alimentador 49A, No de transformador 47822 [Elaboración

propia]



1 20885 515684 Pacto, 2° Avenida Quito Pacto Pacto

2 20918 1000974275 27 de marzo de España S/C Pacto Pacto

3 20892 1000974273 27 de Marzo, Pacto Pacto

4 274057 547324 Pichincha S/N 27 De marzo, Pacto Pacto

En el Anexo Digital B.5. se muestran todos los suministros asociados a cada uno

de los transformadores que intervienen en el presente estudio.

38

3.4. VERIFICACIÓN DE LOS DATOS RECOLECTADOS

Toda la información que la EEQ entregó fue verificada para poder realizar la

modelación de los elementos de la red y que los resultados sean más próximos con

la realidad.

Por lo tanto, mediante visitas al sitio de instalación de cada uno de los

transformadores, se observaron algunas novedades que se indican a continuación:

- El número de empresa del transformador está borrado o no se lo observa

con claridad, como es el caso del transformador 31696, mismo que es el más

alejado y está ubicado en el alimentador 02D.

- El número de empresa de los transformadores de la EEQ no coincidía con

la verificación de campo; esto ocurrió con el transformador más lejano del

alimentador 16C; según la información del sistema de la EEQ, es decir los

programas CYMDIST y ARCGIS, el número de transformador era el 3971 y

en campo se comprobó que el número correcto era el 3972.

- Otra inconsistencia es que en el software CYMDIST el transformador más

alejado del alimentador 49A es el 46175; pero en el programa ARCGIS y en

la visita de campo el transformador encontrado es el 47822.

- Otra de las anomalías más comunes encontradas es que algunos de los

medidores han sido retirados o reemplazados; en la Tabla 3.21. se muestran

los nuevos medidores que en el sistema de la EEQ aún no se encuentran

actualizados.

En la Tabla 3.20. y 3.21. se contrasta la información recopilada con la verificada en

campo de los transformadores y de los números de medidores.

39

Tabla 3.20. Verificación de las inconsistencias de los transformadores [Elaboración

propia]

Zonas Alimentadores N° Transformador

en el sistema

N° Transformador

en el campo

Zona de Alta

Densidad 16C 3971 3972

Zona de Baja

Densidad 49A 46175 47822

Tabla 3.21. Medidores encontrados en la verificación de campo [Elaboración propia]

Alimentador N° Transformador Suministro N° de Medidor Sector

24B 46273 72880 125551 El Batán

16C

15700

1842121 75002245 El Batán

78675 195636 El Batán

78676 179934 El Batán

5460670 5460670 El Batán

3972 431691 7156695 El Inca

19E

28149

1968410 1000851616 Cotocollao

1968420 1000851626 Cotocollao

1000845965 1000845965 Cotocollao

1743

439323 1000902930 Carcelén

1751277 1000902927 Carcelén

1000846446 1000846446 Carcelén

02D

31696

1000990186 1000990186 Chimbacalle

453926 144835 Chimbacalle

1902232 1000066910 Chimbacalle

1902237 1000066911 Chimbacalle

73695

1926753 1000892850 Chimbacalle

1440755 1001055702 Chimbacalle

1908770 1000082002 Chimbacalle

1941212 1001055703 Chimbacalle

1919500 1367475 Chimbacalle

34A

33304 19425452 1000910277 Machachi

33289 14392076 1000883901 Aloag

1852910-6 759891 Aloag

40

En la Tabla 3.22. se muestran los números de clientes definitivos con los que se

modelan las redes secundarias, luego que toda la información fue completamente

validada

Tabla 3.22. Clientes o abonados de los transformadores verificados en campo


Zonas Alimentadores N°

Transformador

Número de clientes

o abonados

Zona de Alta

Densidad

24B 35352 4

46273 71

16C 15700 42

3972 75

19E 28149 77

1743 75

Zona de Media

Densidad

02D 73695 61

31696 29

36D 108408 13

34475 30

Zona de Baja

Densidad

34A 33304 8

33289 15

49A 46077 3

47822 31

Número Total de Clientes 534

Se puede observar que en contraste con la Tabla 3.5., la Tabla 3.22. presenta

modificaciones en el número de clientes, esto se debe a la verificación de campo

que se realizó; después de esto se define que el número real de clientes con los

que se trabaja son exactamente 534.

41

CAPÍTULO IV

MODELACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN

El presente capítulo abarca el proceso de simulación de los alimentadores

primarios, transformadores de distribución, circuitos secundarios y las acometidas

seleccionados anteriormente en el Capítulo III. Cada elemento de la red de

distribución es representado con su equivalente respectivo dentro del software

CYMDIST, que es utilizado actualmente por la Empresa Eléctrica Quito, con el fin

de obtener las condiciones de operación del sistema de distribución.

4.1. SIMULACIONES DIGITALES

4.1.1. CRITERIOS DE SIMULACIÓN

A continuación, se describe los criterios que se consideran para la modelación de

los elementos de una red de distribución, y para la ejecución del tipo de estudio del

presente trabajo de titulación.

4.1.1.1. Alimentador primario

- De las mediciones realizadas en la cabecera del Alimentador se usarán:

- Voltaje en las 3 fases.

- Corriente en las 3 fases.

- Demanda máxima.

- Factor de potencia.

- Potencia instalada en transformadores de distribución.

Estos datos son los mostrados en la Tabla 3.3., que fueron utilizados en los cálculos

realizados para obtener los resultados de la Tabla 4.1.

- La distribución de carga se realizará con la Potencia obtenida en la Tabla

4.1. y será modelada por kVA conectado y Consumo kWh.

42

4.1.1.2. Transformadores de distribución

- Los transformadores seleccionados serán el más cercano y el más alejado

de la subestación en cada alimentador, y deben ser de propiedad de la EEQ.

- Se tomarán los datos de impedancia de las placas de los transformadores,

además de los porcentajes típicos de R+jX de la referencia [1].

- No tendrán mallados sus secundarios, ni estarán banqueados (conexión en

paralelo) con otro transformador.

4.1.1.3. Circuitos Secundarios

- Para la asignación de energía consumida se tomará el promedio de 1 año

de cada cliente y se asignará a cada poste del circuito secundario la

sumatoria de todos los promedios de los clientes asociados a él.

- La distribución de carga se realizará sobre la base de la demanda de

potencia obtenida usando el factor de escalamiento por diferencia en la

diversificación.

4.1.1.4. Acometidas

- Se consideran 3 diferentes distancias en las acometidas una para cada zona

(alta, media y baja densidad de carga), ya que en función de su localización

geográfica se tiene urbano o rural, por lo que, en promedio, las distancias de

las acometidas son las siguientes:

- Alta densidad: 15 m.

- Media densidad: 25 m.

- Baja densidad: 100 m.

- Para las acometidas se considera la demanda de un cliente, a través del

método de la REA, para determinar la caída de voltaje.

43

4.1.2. PROCEDIMIENTO DE SIMULACIÓN

4.1.2.1. Alimentador Primario

- Mediante la información brindada por la EEQ, de los circuitos primarios

modelados en CYMDIST, ejecutar la distribución de carga en alimentadores

primarios bajo el criterio de potencia instalada kVA conectado y por

Consumo kWh.

- Realizar una simulación de flujo de potencia para obtener los voltajes en

cada nodo de la red secundaria.

- Obtener mediante un reporte en hojas Excel, los voltajes en p.u. de cada

fase de todo el alimentador, la distancia desde la subestación hasta cada

nodo de la red y el número de clientes aguas abajo.

4.1.2.2. Transformadores

- Seleccionar los transformadores más cercanos y más alejados de la

subestación en el alimentador, tomando en cuenta los criterios establecidos

en el numeral 4.1.1.2.

4.1.2.3. Circuitos Secundarios

- Obtener de la simulación del alimentador primario la demanda del circuito

secundario a ser repartida mediante la utilización del factor de escalamiento

de cada transformador de interés.

- Luego, ejecutar la distribución de carga por Consumo kWh, de la demanda

en los terminales secundarios del transformador de distribución, que

representa el suministro de la red secundaria.

- A continuación, realizar una simulación de flujo de potencia en el circuito

secundario y obtener un reporte en hojas Excel de los voltajes en p.u. en

cada poste del circuito secundario y la distancia desde el transformador.

44

4.1.2.4. Acometidas

- Determinar la demanda de 1 cliente a través del método de la REA.

- Realizar la simulación con las distancias determinadas en el apartado

4.1.1.4. (Criterios de simulación para acometidas) y obtener los reportes en

Excel.

- Realizar los cálculos de las caídas de voltaje para el circuito primario,

transformadores, circuitos secundarios y acometidas.

Este procedimiento se debe realizar tanto para demanda máxima como para

demanda mínima de cada alimentador y cada transformador, de las 3 zonas

seleccionadas.

4.1.3. EJEMPLO DE CÁLCULO PARA LA SIMULACIÓN

4.1.3.1. Alimentador Primario

Se toma como ejemplo el Alimentador 24B ubicado en la zona de alta densidad, los

datos en demanda máxima que son utilizados se los puede ver en la Tabla 3.3.

4.1.3.1.1. Cálculo de los Datos a Ingresar para la Simulación del Alimentador Primario

En esta sección se realiza el cálculo del Promedio de los Voltajes de las 3 fases

como se muestra en la expresión (4.1).

Ox T QO-2!"aOd h O-2n"aOd h O-2f"aOdS_

y_WXXX"abOd

Ox T Q_Z]_4Y"aOd h _Z]^"aOd h _ZY^4^"aOdS"_

y_WXXX"abOd

Ox T Z4_X\"abOd Donde:

Ox= Promedio de Voltaje de línea de las 3 fases.

(4.1)

45

Cálculo de la potencia en cada fase como se muestra en la ecuación (4.2), todos

estos resultados están resumidos en la Tabla 4.1.

Fase A:

O*"=* T OsV* × =*

O*"=* T " _Z]_4YXX"azd "× "_Z\4[ZXa{dWXXX T "W__Y4\]X"a|z{d Fase B:

O@"=@ T OsV@ × =@

O@"=@ T "_Z]^4XXX"azd × "_ZX4XXX"a{dWXXX T W_W_4Y^X"abO!d Fase C:

O1"=1 T OsV1 × =1

O1"=1 T "_ZY^4^XX"azd × "_\[4WYX"a{dWXXX T "WY`\4`YX"a|z{d

Tabla 4.1. Datos utilizados en la modelación de alimentadores primarios (24B)


FECHA/HORA DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

25/01/2016

13:00:00 3827,520 97,304 6,305 1332,540 1313,280 1295,920

4.1.3.1.2. Simulación de la Distribución de Carga

Con los datos de la Tabla 4.1. (Potencia de cada fase y factor de potencia) e

ingresados en CYMDIST como muestra la Figura 4.1., se selecciona distribución

de carga por kVA conectados y desbloqueos de carga bloqueadas como se muestra

en la Figura 4.2.

(4.2)

46

Figura 4.1. Distribución de carga por kVA conectados [Impresión de pantalla de

CYMDIST]

Figura 4.2. Reparto por kVA conectados [Impresión de pantalla de CYMDIST]

Datos ingresados para la modelación del alimentador 24B tomados de la Tabla 4.1.

47

Figura 4.3. Reparto por consumo kWh [Impresión de pantalla de CYMDIST]

Luego de lo cual, se selecciona distribución de carga por Consumo kWh y bloqueos

de carga bloqueadas que principalmente son cargas fijas como alumbrado público

ya que la potencia de éstas no debe ser repartida debido a que tiene un consumo

constante. Como se muestra en la Figura 4.3.

Se realiza una simulación de flujo de potencia para obtener el voltaje en cada nodo

del alimentador primario, a través de un reporte de Excel se tabulan estos

resultados, mostrándose en la Tabla 4.2. los datos de interés. La totalidad de la

tabla se encuentra en los Anexos C.7.1 y C.7.2 para demanda máxima y mínima,

respectivamente.

48

Tabla 4.2. Reporte en Excel de los voltajes en p.u. en cada nodo de la red por fase del

alimentador 24B y los abonados aguas abajo [Reporte CYMDIST]

Distancia

total

[m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.] Barra

Abon.

aguas

abajo A

[cust]

Abon. ag.

abajo B

[cust]

Abon. ag.

abajo C

[cust]

Abon.

totales

ag. abajo

[cust]

0 1 1 1 SE24B 758 703 628 2089

105,9 0,999 0,999 0,999 1984MS 758 703 628 2089

187,2 0,996 0,996 0,996 145397MA 758 703 628 2089

188,1 0,996 0,996 0,996 429466MA 758 703 628 2089

290,4 0,992 0,992 0,992 429465MA 758 703 628 2089

· · · · · · · · ·

· · · · · · · · ·

· · · · · · · · ·

452,9 0,99 0,99 0,99 16187MS 5 5 5 16

453,2 0,989 0,989 0,989 11029MS 5 5 5 16

453,2 0,99 0,99 0,99 16454MS 130 131 127 389

478,8 0,989 0,989 0,989 36486MA 208 181 172 562

479,2 0,989 0,989 0,989 90127MA 2 2 0 4

479,5 0,981 0,981 0,989 89794MA 2 2 0 4

481,2 0,99 0,99 0,99 162266MS 10 10 10 29

481,4 0,99 0,99 0,99 198726MS 9 9 9 28

481,6 0,99 0,99 0,99 16457MS 0 0 0 1

· · · · · · · · ·

· · · · · · · · ·

· · · · · · · · ·

1175,4 0,98 0,981 0,981 59001MA 0 0 0 1

1182,4 0,979 0,98 0,98 26536MA 51 36 30 118

1182,8 0,979 0,98 0,98 138242MA 27 27 21 76

1183,1 0,969 0,968 0,973 140235MA 27 27 21 76

1186 0,979 0,979 0,98 26537MA 33 29 11 72

1186,3 0,979 0,979 0,98 116164MA 0 0 0 1

1186,7 0,973 0,972 0,973 97079MA 0 0 0 1

1197,5 0,981 0,981 0,981 309450MS 0 0 0 1

1198,5 0,981 0,981 0,981 309451MS 0 0 0 1

· · · · · · · · ·

· · · · · · · · ·

· · · · · · · · ·

Se obtiene del CYMDIST una gráfica de voltaje (p.u.) vs distancia [m] para

determinar el transformador más cercano y más alejado del alimentador, la cual se

muestra en la Figura 4.4.

49

Figura 4.4. Figura Distancia vs Voltaje p.u. por fase en el alimentador 24B, obtenida de la

simulación en CYMDIST [Impresión de pantalla de CYMDIST]

A partir de los datos de la Tabla 4.2. y de la Figura 4.4., se determinó que los

transformadores más cercano y más alejado de la subestación, son los que están

ubicados a 479,2 m y 1186,0 m, respectivamente, y que cumplen con los criterios

de selección de transformadores mostrado en la sección 4.1.1.3. Los datos

asociados a dichos transformadores se los muestra en la Tabla 4.3., y se visualiza

su ubicación en la Figura 4.5.

Tabla 4.3. Datos de los transformadores más cercano y más lejano en el Alimentador

24B [Elaboración propia]

Transformador Localización Distancia desde la

subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

35352 Más cercano 479,200 0,989 0,989 0,989

46273 Más lejano 1186 0,979 0,979 0,980

4.1.3.2. Circuito Secundario

4.1.3.2.1. Aplicación del Factor de Escalamiento

El alimentador 24B sirve a 2089 clientes por lo que corresponde un factor de

coincidencia de 0,168 visto en la Figura 4.6., su transformador más alejado el 46273

tiene 71 clientes por lo que le corresponde un factor de coincidencia de 0,21 y el

cálculo del factor de escalamiento se lo muestra en la ecuación (4.3).

479,2 1186

Transformador más cercano

0,989 0,979

Transformador más alejado

50

C*13%("),",&1*-*+$,23% T C"1%$21$)7 [W"rstuVvuwC"1%$21$)7 YX^`"rstuVvuw C*13%("),",&1*-*+$,23% T X4YW

X4WZ^ T W4Y\

Figura 4.5. Visualización y localización del transformador más cercano y más alejado

instalado en el alimentador 24B [Impresión de pantalla CYMDIST]

Transformador más alejado del alimentador 24B (46273).

Transformador más cercano del alimentador 24B (35352).

Subestación 24B

(4.3)

51

Figura 4.6. Número de clientes vs. Factor de coincidencia [Elaboración propia]

La demanda en el transformador más alejado (46273) después de simular la

distribución de carga es de 21,0230 kW y 3,0780 kVAr en la fase A como se ve en

la Figura 4.7., por lo que para la modelación del circuito secundario en la fase A se

utiliza la potencia reflejada al secundario utilizando el factor de escalamiento

(26,2788 kW y 3,8475 kVAr), obtenida en (4.4).

<%3,21$*"&,1/2)*($% T <%3,21$*"3(*2&.7× .*137 ,&1*-7 <%3,21$*"&,17 *13$8*"Q<S T YW4XY_X"|� × W4Y\ T YZ4Y[^^""|�

<%3,21$*"&,17 (,*13$8*"Q:S T _4X[^X"|z{� × W4Y\ T _4^][\""|z{� Para el circuito secundario la carga que se reparte es de 26,2788 kW y 3,8475 kVAr,

además que el criterio de repartición es la energía consumida kWh.

DEM

AN

DA

DIV

ERSI

FIC

AD

A M

EDIA

PO

R C

LIEN

TE O

UN

IDA

D, (

kW o

kV

A)

NÚMERO DE CONSUMIDORES O UNIDADES

Característica de la Carga

REFRIGERADORES ILUMINACIÓN Y ELECTRODOMÉSTICOS COCINAS ELÉCTRICAS

5.0-4.0-

3.0-

2.0-

1.0-0.8-

0.6-0.5-0.4-

0.3-

0.2-

0.1-0.08-

0.06-0.05-0.04-

0.03-

0.02-

0.01- -

1

-

2

-

3

-

4

-

5

-

6

-

8

-

10

-

20

-

40

-

60

-

100-

200

-

500

-

1000

-

4000

-

2000

(4.4)

Factor de coincidencia para 71 clientes

(transformador de distribución)

A P

O

0.20,21

60 10071 400020002089

MED

IA

0.20,169

Factor de coincidencia para

2089 clientes

(alimentador 24B) -

6

-

8

-

107

R C

L 0.4

0.3---0,3431

Factor de coincidencia

para 7 clientes

52

Figura 4.7. Resultado de la distribución de carga en el transformador 46273 [Impresión

de pantalla de CYMDIST]

4.1.3.2.2. Determinación del Consumo por Poste en el Circuito Secundario

En cada poste del circuito secundario se asignó la sumatoria de los promedios de

la energía consumida mensualmente por cada cliente asociado a dicho poste en 1

año, como se muestra en la Figura 4.8.

Tabla 4.4. Clientes asociaciones al poste 22 del transformador 46273 del alimentador

24B [Elaboración propia]

Suministro Promedio mensual de consumo en un año

[kWh]

72769 160,250

72686 150,917

1229981 3,083

1281141 148,750

379936 25,167

72774 203,500

72763 203,500

Total 895,167

53

En el transformador 46273 existen 71 clientes de los cuales en el poste 22 que se

toma como ejemplo se encuentran 7, con una sumatoria de consumo promedio de

895,167 kWh, como se muestra en la Tabla 4.4.

El consumo promedio mensual de cada cliente se obtiene de los datos

proporcionados por el Departamento de Facturación de la EEQ, así en el Suministro

72769 se tienen los datos mensuales mostrados en la Tabla 4.5.

Figura 4.8. Localización del poste 22 dentro del circuito secundario del transformador

46273 [Impresión de pantalla CYMDIST]

Transformador 46273 (71 clientes)

Poste 22 (7 clientes)

54

Tabla 4.5. Consumos mensuales del cliente con suministro 72769 [Elaboración propia]

Mes Medición del consumo mensual

[kWh]

noviembre 2015 217

diciembre 2015 195

enero 2016 194

febrero 2016 153

marzo 2016 151

abril 2016 245

mayo 2016 145

junio 2016 97

julio 2016 116

agosto 2016 147

septiembre 2016 143

octubre 2016 120

Total 1923

Promedio 160,25

4.1.3.2.3. Simulación de Distribución de Carga y Flujo de Potencia del Circuito

Secundario

Se ejecuta una distribución de carga por Consumo kWh del circuito secundario

como se muestra en la Figura 4.9.

Para dicha simulación se utilizaron los valores de potencia activa y reactiva

obtenidos de la aplicación del factor de escalamiento de la sección 4.1.3.2.1.,

(P=26,2788 kW y Q= 3,8475 kVAr).

Se ejecuta un flujo de potencia y se determina el voltaje en cada poste del circuito

secundario, los datos obtenidos para la red correspondiente al transformador más

alejado (46273) se los observa en la Tabla 4.6. De aquí se determinó el poste más

alejado del transformador y, en los Anexos Digitales C.8.1 y C.8.2 se encuentra la

totalidad de los resultados de la simulación de circuitos secundarios para demanda

máxima y demanda mínima, respectivamente.

55

Figura 4.9. Distribución de carga por consumo para el circuito secundario [Impresión de

pantalla de CYMDIST]

Tabla 4.6. Datos obtenidos en la simulación del circuito secundario del transformador

46273 [Elaboración propia]

Distancia Total

[m]

Va

(p.u.)

Vb

(p.u.)

Vc

(p.u.)

Nombre

Nodo

0 0,972 0,972 0,972 1298_HEAD

5 0,971 0,971 0,971 P3-46273

17,9 0,968 0,968 0,968 P4-46273

36,3 0,964 0,964 0,964 P5-46273

52,2 0,96 0,96 0,96 P7-46273

89,5 0,957 0,957 0,957 P8-46273

123,5 0,955 0,955 0,955 P10-46273

· · · · ·

· · · · ·

· · · · ·

268,1 0,907 0,907 0,907 P21-46273

302,4 0,906 0,906 0,906 P22-46273

328,2 0,906 0,906 0,906 P23-46273

Datos obtenidos de la aplicación del factor de escalamiento para la simulación del circuito secundario.

56

En los reportes de Excel de CYMDIST, se muestran en color rojo los valores menores a 0.95 p.u. 4.1.3.3. Acometida

El alimentador 24B se encuentra en la zona de alta densidad de carga por lo que la

distancia de la acometida corresponde 15 m, según los criterios de simulación de

la sección 4.1.1.4., que se encuentran distribuidos como indica la Figura 4.10.

Figura 4.10. Descripción de las medidas para la acometida en la zona de alta densidad


4.1.3.3.1. Determinación de la Demanda de 1 Cliente

Para determinar la demanda de un cliente del poste 22 a través del método de la

REA, se considera el factor A de la tabla C.29 en función del número de clientes

asociados a al poste 22 (7 clientes) factor !: 12,1, y el factor n de la tabla C.30. en

función del Promedio de energía anual de los clientes asociados al poste 22

(127,881 kW) factor n: 0.439, además del C��tV�t�7= 0,343 obtenido de la Figura 4.6.

como se observa en (4.5).

Medidor

Circuito secundario

3 m

12 m

Acometida

57

�#��7tV�t�7 T #��7��tV�t�7C��tV�t�7 T !�nC��tV�t�7 T

WY4W�X4]_`"X4_]_

�#��7tV�t�7 T W\4]^["|�

Se toma el poste 22 del circuito secundario del transformador 46273 ya que es el

más alejado y tiene más de un cliente asociado como se muestra en la Figura 4.8.,

para realizar el ejemplo de cálculo.

Análisis para el poste 22:

- Número de Clientes: 7

- Energía promedio de los 7 clientes: 127,881 kWh como se muestra en la

Tabla 4.7.

Tabla 4.7. Promedio de energía asociada al poste 22 [Elaboración propia]

Suministro de los clientes

asociados al poste 22

Energía promedio de cada

cliente en 1 año [kWh]

72769 160,250

72686 150,917

1229981 3,083

1281141 148,750

379936 25,167

72774 203,500

72763 203,500

Sumatoria 895,167

Promedio 127,881

Como se trata de 7 clientes iguales, se determina la demanda máxima individual de

un cliente dividiendo la suma entre 7 como se presenta en la expresión (4.6). De

esta manera se obtiene la potencia aparente S, considerando un factor de potencia

0,95 inductivo definido por la EEQ para clientes residenciales, se visualiza en (4.7).

#��7tV�t�7 T �#��7tV�t�7��stuVvuw T W\4]^["bc[ T Y4YWY"bc

(4.5)

(4.6)

58

� T #��7tV�t�7.' T Y4YWY"bcX4`\ T Y4_Y`"bO!

Con la potencia de 2,329 kVA repartida igualitariamente en las 3 fases, se realiza

la simulación de la acometida como se muestra en la Figura 4.11, ya que esta

potencia será distribuida por Potencia Instalada kVA conectado.

Además, se toma el voltaje final más bajo de la simulación de los circuitos

secundarios según la zona en la que se encuentra, para que éste sea el voltaje de

inicio de la simulación de las acometidas.

Figura 4.11. Simulación con distribución de carga por kVA conectados [Impresión de

pantalla de CYMDIST]

Los resultados de la simulación de las 3 zonas (alta, media y baja densidad) se

muestran en la Tabla 4.8. En la zona de baja densidad comúnmente se alimentan

cargas monofásicas por lo que se ejemplifica la caída de voltaje solamente en la

fase A.

(4.7)

59

Tabla 4.8. Resultados de la simulación de las acometidas [Elaboración propia]

Zona Distancia total

[m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

Zona Alta Densidad

de carga

0 0,8240 0,8240 0,8240

15 0,8217 0,8217 0,8217

Zona Media

Densidad de carga

0 0,8590 0,8590 0,8590

25 0,8543 0,8543 0,8543

Zona Baja Densidad

de carga

0 0,7110 - -

100 0,6359 - -

4.1.4. CÁLCULO DE LAS CAÍDAS DE VOLTAJE

4.1.4.1. Caída de Voltaje Alimentador primario

Considerando los datos obtenidos de la simulación mostrados en la Tabla 4.2. se

calcula la caída de voltaje como se visualiza en (4.8).

f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV�� × QWXXRS

f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV�� T W U X4`^`W × WXXR T W4WXR

En la Tabla 4.9. se visualizan las caídas de voltaje para el nodo del transformador

más cercano y más alejado del alimentador 24B de 6,3 kV.

Tabla 4.9. Cálculo de la caída de voltaje en el alimentador 24B fase A [Elaboración

propia]

Transformador

Distancia

del nodo

de inicio

[m]

Distancia

del nodo

final [m]

Voltaje

del nodo

de inicio

[V]

Voltaje

del nodo

final

[V]

Caída de

voltaje

[%]

Más cercano 0 479,200 1 0,989 1,100

Más alejado 0 1186 1 0,979 2,100

(4.8)

60

4.1.4.2. Caída de Voltaje en el Transformador de Distribución.

Se calcula la caída de voltaje para el transformador más alejado del alimentador

24B (46273). En la Tabla 4.10. se encuentran los datos de placa del transformador

donde se señala una impedancia de Z= 3,1%.

4.1.4.2.1. Cálculo de R y X Porcentuales Reales del Transformador

Se realiza el cálculo de R+jX (%), considerando los datos de placa del

transformador y la información genérica de la Tabla C.31. del Anexo C como se

indica en la ecuación (4.9), y a través de proporciones se determinan los valores de

resistencia y reactancia de cada transformador, ya que los datos de impedancia

son totales independientemente del número de fases del transformador, los datos

de placa de todos los transformadores estudiados se encuentran en el Anexo C.6.,

a continuación, se presenta un ejemplo para el caso del transformador 46273.

Tabla 4.10. Datos de placa transformador 46273 [Elaboración propia]

Nro. Empresa: 46273

Nro. Serie: 051226405

Año Fabricación: 2012

Marca: INATRA

Potencia (KVA): 125

Fase: Trifásico

Impedancia (%): 3,1

Alto Voltaje: 6300

Bajo Voltaje: 220/127

Estado: INSTALADO

Propietario: Empresa

�víxt�� T _4\"R �víxt�� T W4_"R ��u�s T _4W"R

�víxt�� T ��víxt��i U �víxt��i T �_4\i U W4_i T _4Y\"R

Los valores de Ztípico y Rtípico se obtienen del Anexo C en la Tabla C.31.

(4.9)

61

Se obtienen las reactancias reales totales mediante la proporción (4.10).

��u�s"R T "�víxt��R" ×"��u�s"R�víxt��"R

��u�s"R T W4_"R" × "_4W"R_4\"R T W4W\"R

��u�s"R T _4Y\"R" × "_4W"R_4\"R T Y4^^"R

Se determina que la impedancia del transformador 46273 es (1,15 + j2,88) %.

4.1.4.2.2. Cálculo de la Caída de Voltaje en el Transformador

Se calcula el voltaje en el secundario del transformador mediante la ecuación (4.11)

y los datos de la Figura 4.12, además se considera los datos de P y Q tomados de

la Figura 4.7. El voltaje V1 se obtiene de la Tabla 4.9.

Figura 4.12. Circuito equivalente del transformador 46273 [Elaboración propia]

� T O�=�

� T Oj��j × �Oj��j U Oi��i�"R �� \^4`Z`_ "bc h A^4]\`_ "bO!(

WY\_ bO! T X4`[`�X°"'/" × �X4`[`�X°"'/ U Oi��iX4XWW\" h A"X4XY^^" ��

X4][W h A"X4XZ["'/ T X4`[`�X°"'/" × �X4`[`�X°"'/ U Oi��iX4XWW\" h A"X4XY^^ �� Despejando Oi��i:

Oi��i T X4`[Y� U X4[[W°""'7 /7

j 2,88 %1,15 %

V2V1=0,979 0° p.u.

(4.11)

(4.10)

62

Se calcula la caída de voltaje en el transformador entre el voltaje de los terminales

de AV y de BV determinados anteriormente como se indica en (4.12), y se los tabula

en la Tabla 4.11. La totalidad de las caídas de voltaje de los transformadores se

encuentra en el Anexo C.9.

f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T Oj U OiOV�� T X4`[` U X4`[YW × WXXR T X4[]\"R

Tabla 4.11. Caída de voltaje en el transformador de distribución 46273 [Elaboración

propia]

Transformador

Voltaje del nodo

de inicio

[V]

Voltaje del

nodo final

[V]

Caída de

voltaje

[%]

46273 0,979 0,972 0,745

4.1.4.3. Caída de Voltaje en el Circuito Secundario

En base a la simulación realizada del circuito secundario y los datos obtenidos de

la misma que se muestran en la Tabla 4.6., se calcula la caída de voltaje entre el

lado de BV del transformador y el poste más alejado del circuito, como se indica en

la ecuación (4.13).

f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T OtVt�t� U O�tV�sOV��

f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T X4`[Y U X4`XZW × WXXR T Z4\\\R

En la Tabla 4.12., se visualiza la tabulación de las caídas de voltaje del circuito

secundario.

Tabla 4.12. Caída de voltaje hasta el poste más alejado del circuito secundario del

transformador (46273) del alimentador 24B [Elaboración propia]

Poste

Distancia del

nodo de

inicio

[m]

Distancia

del nodo

final

[m]

Voltaje del

nodo de

inicio

[V]

Voltaje

del nodo

final

[V]

Caída de

voltaje

[%]

Alejado 0 328,2 0,972 0,906 6,555

(4.12)

(4.13)

63

4.1.4.4. Caída de Voltaje en la Acometida

Con los datos obtenidos de la simulación de las acometidas mostradas en la Tabla

4.8., se calcula la caída de voltaje como se indica en la ecuación (4.14) y se tabulan

estos datos en la Tabla 4.13.


f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T X4^Y] U X4^YW[W × WXXR T X7YY]R

Tabla 4.13. Caída de voltaje para las diferentes acometidas [Elaboración propia]

Zona

Distancia

del nodo de

inicio [m]

Distancia

del nodo

final [m]

Voltaje del

nodo de

inicio [V]

Voltaje

del nodo

final [V]

Caída de

voltaje

[%]

Alta 0 15 0,8240 0,8217 0,224

Media 0 25 0,8590 0,8543 0,467

Baja 0 100 0,7110 0,6359 7,514

Las distancias de las acometidas son muy variables por lo que además del cálculo

de caídas de voltaje tomando en cuenta los promedios de longitud, se presentan

en la Tabla 4.14. y la Figura 4.13., los casos más críticos encontrados en cada

zona.

Tabla 4.14. Resultados de la simulación de las acometidas [Elaboración propia]

Zona

Localización

(alimentador/trans

formador/poste)

Distancia

total

[m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

Zona alta densidad de

carga 16C/3972/P7

0 0,824 0,824 0,824

29,6 0,823 0,823 0,823

Zona media densidad

de carga 2D/31696/P10

0 0,859 0,859 0,859

47,2 0,850 0,850 0,850

Zona baja densidad de

carga 49A/47822/P5

0 0,711 -- --

259,6 0,517 -- --

(4.14)

64

Figura 4.13. Ingreso de datos para el cálculo de las caídas de voltaje en una de las

acometidas más críticas en 16C/3972/P7 [Impresión de pantalla CYMDIST]

En la Tabla 4.15. se muestran las caídas de voltaje de acometidas de las distancias

más críticas.

Tabla 4.15. Caídas de voltaje para distancias críticas de acometidas [Elaboración propia]

Zona Distancia

del nodo de inicio [m]

Distancia del nodo final [m]

Voltaje del nodo de inicio [V]

Voltaje del nodo final [V]

Caída de voltaje

[%] Alta 0 29,6 0,824 0,823 0,109

Media 0 47,2 0,859 0,850 0,901

Baja 0 259,6 0,711 0,517 19,401

4.1.5. CAÍDAS DE VOLTAJE ACUMULADAS

Para determinar las caídas de voltaje en cada elemento del alimentador se toman

los datos de las Tablas 4.9., 4.11., 4.12., 4.13. y se procede a sumar la caída

existente en cada uno de ellos como se lo visualiza en la Tabla 4.16.

65

Tabla 4.16. Caída de voltaje acumulada del alimentador 24B [Elaboración propia]

Elemento de la red Caída de voltaje [%]

Alimentador primario (24B) 2,100

Transformador (46273) 0,745

Circuito secundario (poste 22) 6,555

Acometida (15 m) 0,224

Total 9,524

4.2. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Las caídas de voltaje en los alimentadores primarios, transformadores de

distribución, circuitos secundarios y acometidas para demanda máxima se

encuentran detalladas en las Tablas 4.17., 4.18., 4.19. y 4.20.

Tabla 4.17. Caídas de voltaje en los alimentadores primarios [Elaboración propia]

Zona Alimen-

tador Trans-

formador

Ubicación del transformador

en el alimentador [cercano y

lejano]

Voltaje en la cabecera

del alimentador

[p.u.]

Voltaje en el primario del transforma-

dor de distribución

[p.u.]

Caída de voltaje en

el alimentador

primario [%]

Zona de

alta

densidad

24B 35352 Cercano 1,000 0,989 1,100

46273 Lejano 1,000 0,979 2,100

16C 15700 Cercano 1,011 0,995 1,600

3972 Lejano 1,011 0,909 10,200

19E 28149 Cercano 1,003 0,989 1,400

1743 Lejano 1,003 0,974 2,900

Zona de

media

densidad

02D 73695 Cercano 0,980 0,935 4,500

31696 Lejano 0,980 0,926 5,400

36D 108408 Cercano 1,000 0,99 1,000

34475 Lejano 1,000 0,97 3,000

Zona de

baja

densidad

34A 33304 Cercano 1,005 0,998 0,700

33289 Lejano 1,005 0,975 3,000

49A 46077 Cercano 1,001 0,995 0,600

47822 Lejano 1,001 0,724 27,700

66

Tabla 4.18. Caídas de voltaje en los transformadores de distribución [Elaboración propia]

Zona Alimen-

tador Transfor-

mador

Ubicación del

transforma-dor en el alimenta-

dor primario [cercano/

lejano]

Voltaje en el lado de AV

en el transforma-


[p.u.]

Voltaje en el lado de BV

en el transforma-


[p.u.]

Caída de voltaje en

el transforma-


[%]

Zona de

alta

densidad

24B 35352 Cercano 0,989 0,986 0,259

46273 Lejano 0,979 0,972 0,745

16C 15700 Cercano 0,995 0,982 1,315

3972 Lejano 0,909 0,877 3,234

19E 28149 Cercano 0,989 0,979 1,029

1743 Lejano 0,974 0,963 1,076

Zona de

media

densidad

02D 73695 Cercano 0,935 0,914 2,058

31696 Lejano 0,926 0,923 0,300

36D 108408 Cercano 0,999 0,997 0,221

34475 Lejano 0,970 0,966 0,395

Zona de

baja

densidad

34A 33304 Cercano 0,998 0,993 0,497

33289 Lejano 0,975 0,964 1,138

49A 46077 Cercano 0,995 0,994 0,123

47822 Lejano 0,724 0,715 0,896

67

Tabla 4.19. Caídas de voltaje en los circuitos secundarios de cada transformador


Zona Alimen-

tador Transfor-

mador

Posición del cliente en el

circuito secundario [cercano y

lejano]

Voltaje en el secundario del transformador inicio para el circuito se BV

[p.u.]

Voltaje en el poste

asociado al cliente

[p.u.]

Caída de voltaje circuito

secundario [%]

Zona de

alta

densidad

24B

35352 Cercano 0,986 0,986 0,041

35352 Lejano 0,986 0,985 0,141

46273 Cercano 0,972 0,971 0,055

46273 Lejano 0,972 0,906 6,555

16C

15700 Cercano 0,982 0,980 0,185

15700 Lejano 0,982 0,947 3,485

3972 Cercano 0,877 0,875 0,166

3972 Lejano 0,877 0,824 5,266

19E

28149 Cercano 0,979 0,977 0,171

28149 Lejano 0,979 0,975 0,371

1743 Cercano 0,963 0,963 0,024

1743 Lejano 0,963 0,957 0,624

Zona de

media

densidad

02D

73695 Cercano 0,914 0,911 0,342

73695 Lejano 0,914 0,907 0,742

31696 Cercano 0,923 0,871 5,200

31696 Lejano 0,923 0,859 6,400

36D

108408 Cercano 0,997 0,995 0,179

108408 Lejano 0,997 0,928 6,879

34475 Cercano 0,966 0,955 1,105

34475 Lejano 0,966 0,933 3,305

Zona de

baja

densidad

34A

33304 Cercano 0,993 0,989 0,403

33304 Lejano 0,993 0,980 1,303

33289 Cercano 0,964 0,951 1,262

33289 Lejano 0,964 0,920 4,362

49A

46077 Cercano 0,994 0,993 0,077

46077 Lejano 0,994 0,993 0,077

47822 Cercano 0,715 0,714 0,104

47822 Lejano 0,715 0,711 0,404

68

Tabla 4.20. Caídas de voltaje en las acometidas [Elaboración propia]

Zona

Voltaje en el

poste asociado

al cliente

[p.u.]

Voltaje en el punto de

conexión con el

medidor de energía del

cliente

[p.u.]

Caída de

voltaje en la

acometida

[%]

Zona de alta densidad 0,824 0,822 0,224

Zona de media densidad 0,859 0,854 0,467

Zona de baja densidad 0,711 0,636 7,514

En la Tabla 4.21. se muestra las caídas de voltaje acumuladas para demanda

máxima. En el Anexo C.5, en la Tabla C.5.4. se muestran las caídas de voltaje

acumuladas de todos los alimentadores y elementos del sistema de distribución

para demanda mínima.

Tabla 4.21. Caídas de voltaje acumuladas para demanda máxima [Elaboración propia]

Zo

na

Alim

en

tad

or

Ub

icac

ión

de

l tra

ns

form

ad

or e

n e

l a

lime

nta

do

r [ce

rca

no

y

leja

no

]

Tra

ns

form

ado

r

Ca

ída

de

vo

ltaje

Alim

en

tad

or p

rima

rio

(%)

Ca

ída

de

vo

ltaje

tra

ns

form

ad

or (%

)

Po

sic

ión

de

l clie

nte

en

e

l circ

uito

se

cun

da

rio

[ce

rca

no

y le

jan

o]

Ca

ída

de

vo

ltaje

Circ

uito

se

cun

da

rio

(%)

Ca

ída

de

vo

ltaje

ac

om

etid

a (%

)

Ca

ída

de

Vo

ltaje

tota

l (%)

Zo

na d

e a

lta d

ens

idad

24B

Cercano 35352 1,100 0,259 Cercano 0,041 0,224 1,624

Lejano 0,141 0,224 1,724

Lejano 46273 2,100 0,745 Cercano 0,055 0,224 3,124

Lejano 6,555 0,224 9,624

16C

Cercano 15700 1,600 1,315 Cercano 0,185 0,224 3,324

Lejano 3,485 0,224 6,624

Lejano 3972 10,200 3,234 Cercano 0,166 0,224 13,824

Lejano 5,266 0,224 18,924

19E

Cercano 28149 1,400 1,029 Cercano 0,171 0,224 2,824

Lejano 0,371 0,224 3,024

Lejano 1743 2,900 1,076 Cercano 0,024 0,224 4,224

Lejano 0,624 0,224 4,824

69

Tabla 4.21.1. Continuación de la Tabla 4.21. Caídas de voltaje acumuladas para

demanda máxima [Elaboración propia]

Zo

na

Alim

en

tad

or

Ub

icac

ión

de

l tra

ns

form

ad

or e

n e

l a

lime

nta

do

r [ce

rca

no

y

leja

no

]

Tra

ns

form

ado

r

Ca

ída

de

vo

ltaje

Alim

en

tad

or p

rima

rio

(%)

Ca

ída

de

vo

ltaje

tra

ns

form

ad

or (%

)

Po

sic

ión

de

l clie

nte

en

e

l circ

uito

se

cun

da

rio

[ce

rca

no

y le

jan

o]

Ca

ída

de

vo

ltaje

Circ

uito

se

cun

da

rio

(%)

Ca

ída

de

vo

ltaje

ac

om

etid

a (%

)

Ca

ída

de

Vo

ltaje

tota

l (%)

Zo

na d

e m

edia

de

nsid

ad

02D

Cercano 73695 4,500 2,058 Cercano 0,342 0,467 7,367

Lejano 0,742 0,467 7,767

Lejano 31696 5,400 0,300 Cercano 5,200 0,467 11,367

Lejano 6,400 0,467 12,567

36D

Cercano 108408 1,000 0,221 Cercano 0,179 0,467 1,867

Lejano 6,879 0,467 8,567

Lejano 34475 3,000 0,395 Cercano 1,105 0,467 4,967

Lejano 3,305 0,467 7,167

Zo

na d

e b

aja

den

sid

ad

34A

Cercano 33304 0,700 0,497 Cercano 0,403 7,514 9,114

Lejano 1,303 7,514 10,014

Lejano 33289 3,00 1,138 Cercano 1,262 7,514 12,914

Lejano 4,362 7,514 16,014

49A

Cercano 46077 0,600 0,123 Cercano 0,077 7,514 8,314

Lejano 0,077 7,514 8,314

Lejano 47822 27,700 0,896 Cercano 0,104 7,514 36,214

Lejano 0,404 7,514 36,514

4.3. CAÍDAS DE VOLTAJES ACTUALES POR ZONA

En función de las caídas de voltaje acumuladas de la Tabla 4.21., se determinan

las caídas existentes más críticas por zona, las cuales se muestran en las Tablas

4.22., 4.23., 4.24. En el Anexo C.5 se presentan las caídas de voltaje para demanda

mínima.

70

Tabla 4.22. Caída de voltaje acumuladas para demanda máxima en la zona de alta

densidad de carga [Elaboración propia]


Alimentador primario (16C) 10,200




Total 18,924

Tabla 4.23. Caída de voltaje acumuladas para demanda máxima en la zona de media



Alimentador primario (02D) 5,400




Total 12,567

Tabla 4.24. Caída de voltaje acumuladas para demanda máxima en la zona de baja



Alimentador primario (49A) 27,700




Total 36,514

4.4. INFLUENCIA DE LOS TAPS EN LAS CAÍDA DE VOLTAJE.

Los transformadores de distribución típicamente cuentan con 5 pasos de taps en el

lado de alto voltaje, por lo que se tiene la posición de voltaje nominal en 2 como

muestra la Figura 4.14.

71

Figura 4.14. Detalle de conexión de taps en un transformador de distribución


Para el análisis de la influencia de los taps en los transformadores de distribución

se toma un caso de estudio de cada alimentador primario con las siguientes

consideraciones:

· En las zonas de alta densidad los alimentadores primarios no son tan

extensos como en las zonas de media o baja densidad de carga por lo que

la caída de voltaje es menor y no amerita utilizar un tap, en la mayoría de

casos. En el caso de que un transformador se posicione en el final del

alimentador se llegaría a utilizar la posición de tap 1; para este caso se

considera el transformador del alimentador 16C, 3972 con tap 1.

· En las zonas de media densidad los alimentadores primarios son más

extensos que las zonas de alta, además en esta zona los circuitos

secundarios son más largos por lo que necesita más compensación por tap

1 o 0, para este caso se considera el transformador del alimentador 02D,

31696 con la posición del tap 1 y 0.

· En las zonas de baja densidad de carga, se tiene alimentadores primarios

con distancias muy grandes por lo que las caídas de voltaje son elevadas y

necesariamente se debe utilizar el tap, para este caso se considera el

transformador del alimentador 49A, 47822 con tap 0; y el transformador del

alimentador 34A, 33289 con tap 0.

120 V 0 -5%

1 -2,5%

2 0%

3 +2,5%

4 +5%

72

Se toma como ejemplo el transformador ubicado en el alimentador 16C, 3972, para

el cual se presenta el modelo del transformador de la Figura 4.15.

Al considerar la utilización de taps, varía la impedancia del transformador para lo

cual se realiza el cálculo de R+jX (%), considerando los datos genéricos de la Tabla

C.31. del Anexo C como se indica en la ecuación (4.9), y a través de la proporción

(4.10) se determinan los valores de resistencia y reactancia del transformador.

�víxt�� T Y4`"R �víxt�� T W4Z"R ��u�s T ]4X"R

�vtxt�� T ��víxt��i U �víxt��i T �Y4`i U W4Zi T Y4]Y"R

��u�s"R T W4Z"R" × ]4X"RY4`"R T Y4YX["R

��u�s"R T Y4]Y"R" × "]4X"RY4`"R T _4__Z"R

Figura 4.15. Circuito equivalente del transformador de distribución 3972 considerando

taps. V2’: Voltaje antes del tap [Elaboración propia]

Se calcula la nueva impedancia considerando un tap 1, mediante la ecuación (4.15).

[11].

�V�u��3i T ��t�tV�sW

�v�x T X4`[\i × QY4YX[ h A_4__ZS T Y4X`^ h A"_4W[W"

Se calcula el voltaje en el secundario del transformador mediante la ecuación (4.16)

y los datos de la Figura 4.16, además se considera los datos de P y Q tomados de

la Figura 4.17. El voltaje V1 se obtiene de la Tabla 4.9., y la relación de taps cambia

(4.15)

73

ya que en este ejemplo se usa un tap 1 y disminuye un 2,5% el voltaje por lo que la

relación de vueltas nominal 1:1 se cambia por (1-0,025:1) y se obtiene (0,975:1).

Figura 4.16. Circuito equivalente del transformador de distribución 3972 considerando la

impedancia modificada por tap [Elaboración propia]

Figura 4.17. Distribución de carga para el transformador 3972 [Impresión de pantalla

CYMDIST]

� T O�=�

�ji T Oj��j × �Oj��j U Oi��i�v"R ��

(4.16)

74

[^4`\[_ bc h A W\4W`W_ "bO!([\_ "bO! T X4`X`�X°"'/" × �X4`X`�X°"'/ U Oi��iX4XYX`^ h AX4X_W[W" �

�

W4X\_ h A"X4YX_"'/ T X4`X`�X°"'/ × �X4`X`�X°"'/ U Oi��iX4XYX`^ h AX4X_W[W ��

Despejando Oi��i; Oi��i T X4^[Z["'7 /7 � U Y4X`W°"

Se calcula el voltaje V2 mediante (4.17), para determinar la influencia del tap en el

voltaje en el secundario del transformador.

Oi�3 TOiW "" """

X4^[^YX4`[\ T OiW "

Oi T X4`XX["¡7 ¢7 Se calcula la caída de voltaje en el transformador entre el voltaje de los terminales

de AV y de BV determinados anteriormente como se indica en (4.18), y se los tabula

en la Tabla 4.25, además de la compensación por tap.

f*í)*"),"O%-3*A, £¤¥ 3*'"aRd T Oj U Oi�OV�� T X4`X` U X4^[Z[W × WXXR T _4Y_]"R

f*í)*"),"O%-3*A,"1%2"3*'aRd T Oj U OiOV�� T X4`X` U X4`XX[W × WXXR T X4^_"R

f%+',2&*1$ó2"'%("3*'"aRd T f*í)*"),"O%-3*A,"&$2"3*' U f*í)*"),"O%-3*A, 1%2 3*'

f%+',2&*1$ó2"'%("3*'"aRd T _4Y_]"R U "X4^_"R T Y4]X]R

Considerando el nuevo voltaje con el que inicia el circuito secundario (compensado

por tap), se ejecuta un flujo de potencia y se determina el voltaje en cada poste del

circuito secundario, los datos obtenidos para la red correspondiente al

transformador 3972 se los observa en la Tabla 4.26, en los Anexos Digitales C.8.3

y C.8.4 se encuentran la totalidad de los resultados de la simulación de circuitos

secundarios considerando taps, para demanda máxima y demanda mínima.

(4.18)

(4.17)

75

Tabla 4.25. Caída de voltaje en el transformador de distribución 3972 considerandos taps


Transfor-

mador

Voltaje del

nodo de

inicio

[p.u.]

Voltaje

del

punto V2’

[p.u.]

Caída de

voltaje

hasta V2’

[%]

Voltaje del punto

V2 considerando

tap

[p.u.]

Caída de

voltaje

hasta V2

[%]

Compen-

sación

por tap

[%]

3972 0,909 0,8767 3,234 0,901 0,83 2,404%

Tabla 4.26. Caída de voltaje en el circuito secundario del transformador 3972

compensado con taps [Elaboración propia]

Distancia Total [m]

Va [p.u.]

Vb [p.u.]

Vc [p.u.]

Nombre Nodo

0 0,900 0,900 0,900 1221_HEAD

4,2 0,898 0,898 0,898 P2-3972

40,8 0,878 0,878 0,878 P3-3972

45,5 0,876 0,876 0,876 P4-3972

79,7 0,861 0,861 0,861 P5-3972

118,3 0,850 0,850 0,850 P6-3972

157 0,848 0,848 0,848 P7-3972

32,4 0,886 0,886 0,886 P8-3972

79,8 0,875 0,875 0,875 P9-3972

123,3 0,868 0,868 0,868 P10-3972

155 0,868 0,868 0,868 P11-3972

En base a la simulación realizada del circuito secundario considerando la

compensación por tap, y los datos obtenidos de la misma que se muestran en la

Tabla 4.26, se calcula la caída de voltaje hasta el poste más alejado (P7-3972 a

157m) del circuito secundario mediante (4.19).


f*í)*"),"O%-3*A,"aRd T X4`XX U X4^]^W × WXXR T \4YXR

En la Tabla 4.27., se visualiza la caída de voltaje del circuito secundario.

(4.19)

76

Tabla 4.27. Caída de voltaje en el poste más alejado de transformador 3972 de

alimentador 16C [Elaboración propia]

Poste

Distancia

del nodo

de inicio

[m]

Distancia

del nodo

final

[m]

Voltaje del

nodo de

inicio

[p.u.]

Voltaje

del nodo

final

[p.u.]

Caída de

voltaje

[%]

Alejado 0 157,00 0,900 0,848 5,20

En la Tabla 4.28. se presentan las caídas de voltaje con compensación por tap para

el transformador del alimentador 16C, 3972 con tap 1, para demanda máxima y

mínima.

Tabla 4.28. Influencia de un tap 1 (de -2,5%) en la caída de voltaje total de la zona de

alta densidad [Elaboración propia]

Elemento de la red Caída de voltaje para

demanda máxima [%]

Caída de voltaje para

demanda mínima [%]

Alimentador primario (16C) 10,200 3,800

Transformador (3972) 3,234 1,520

Circuito secundario (poste 07) 5,200 1,900

Acometida (15 m) 0,224 0,061

Total 18,858 7,281

Posición de tap (1) -2,404* -2,404

Total, considerando tap 16,454 4,877

* De la Tabla 4.25. Compensación del voltaje.

En la Tabla 4.29. y 4.30. se presentan las caídas de voltaje con compensación por

tap para el transformador del alimentador 02D, 31696 con tap 1 y 0

respectivamente, tanto para demanda máxima como demanda mínima, y en la

Tabla 4.31 se presentan las caídas de voltaje con compensación por tap para el

transformador del alimentador 49A, 47822 con tap 0, y en la Tabla 4.32 del

transformador del alimentador 34A, 33289 con tap 0, para demanda máxima y

mínima.

77

Tabla 4.29. Influencia de un tap 1 (de -2,5%) en la caída de voltaje total de la zona de

media densidad [Elaboración propia]


demanda máxima [%]


demanda mínima [%]

Alimentador primario (02D) 5,400 2,500

Transformador (31696) 0,300 0,101


Acometida (25 m) 0,467 0,106

Total 12,567 9,406

Posición de tap (1) -2,370 -2,370


Tabla 4.30. Influencia de un tap 0 (de -5%) en la caída de voltaje total de la zona de

media densidad [Elaboración propia]


demanda máxima [%]


demanda mínima [%]

Alimentador primario (02D) 5,400 2,500

Transformador (31696) 0,300 0,101


Acometida (25 m) 0,467 0,106

Total 12,567 9,406

Posición de tap (1) -4,880 -4,880


Tabla 4.31. Influencia de un tap 0 (de -5%) en la caída de voltaje total de la zona de baja

densidad [Elaboración propia]


demanda máxima [%]


demanda mínima [%]

Alimentador primario (49A) 27,700 4,400

Transformador (47822) 0,896 0,093


Acometida (100 m) 7,514 0,491

Total 36,514 5,291

Posición de tap (0) -3,770 -5,050


78

Tabla 4.32. Influencia de un tap 0 (de -5%) en la caída de voltaje total de la zona de baja



demanda máxima [%]


demanda mínima [%]

Alimentador primario (34A) 3,000 1,500

Transformador (33289) 1,138 0,596


Acometida (100 m) 7,514 0,491

Total 16,014 4,791

Posición de tap (0) -5,070 -5,100

Total, considerando tap 10,944 -0,309

79

CAPÍTULO V

ELABORACIÓN Y COMPROBACIÓN DE LA PROPUESTA

DE CAÍDAS DE VOLTAJE PERMISIBLES

En el presente capítulo se elabora una propuesta de repartición de caídas de voltaje

donde se plasman los valores obtenidos en las simulaciones realizadas en el

Capítulo IV, según la zona donde se encuentren.

El margen total de variación del nivel de voltaje, de acuerdo con lo que indica la

norma ANSI C84.1-2011, en alto voltaje se debe tener un valor máximo de 7,5% y

en bajo voltaje 11%, por lo que este valor de variación de voltaje (11%) es repartido

en los elementos del sistema de distribución de la presente propuesta.

Las reparticiones de las caídas de voltaje para los elementos del sistema de

distribución están limitadas por los usuarios de bajo voltaje, es decir, la repartición

empieza desde las acometidas y los circuitos secundarios; quienes limitarán las

caídas de voltaje de los usuarios de alto voltaje.

5.1. EJEMPLO DE CÁLCULO DE LOS VALORES PROPUESTOS

PARA CAÍDAS DE VOLTAJE

Se toma como ejemplo la zona de alta densidad de carga, se considera como

referencia el promedio entre la Caída de voltaje más alta y la caída de voltaje

promedio con lo que se contempla el escenario más crítico en cada zona de estudio.

Para determinar los promedios de porcentajes entre la caída de voltaje más alta y

caída de voltaje promedio, se consideró la Participación en la caída actual más alta

y Participación en el promedio de caída de voltaje actual vistos en la Tabla 5.1.,

para la zona de alta densidad.

En el Anexo D.1. se puede encontrar las caídas de voltaje más alta y promedios de

las mismas en las zonas de media y baja densidad.

80

Para el criterio de Caída de voltaje actual más alta de la Tabla 5.1., se considera la

caída más alta de cada elemento de la red, independientemente de que no

pertenezcan al mismo alimentador primario, transformador o circuito secundario.

Tabla 5.1. Caída de voltaje más alta y promedios de las mismas en la zona de alta


Elemento

de la red

Caída de

voltaje

actual

más alta

[%]

Participa-

ción en la

caída

actual más

alta

Promedio de

caídas de

voltaje actual

de la zona de

alta densidad

[%]

Participaci

ón en el

promedio

de caída

de voltaje

actual

Promedios de

las

participaciones

entre caídas de

voltaje más alta

y promedio

Alimentador

primario 10,200 0,505 3,217 0,524 0,514

Transf. de

distribución 3,234 0,160 1,276 0,208 0,184

Circuito

Secundario 6,555 0,324 1,424 0,232 0,278

Acometida 0,224 0,011 0,224 0,036 0,024

TOTAL 20,213 1,000 6,141 1,000 1,000

Con el criterio de los Promedios de las participaciones entre caídas de voltaje más

alta y Caídas de voltaje promedio; los resultados que se muestran en la Tabla 5.2.

se los obtiene mediante una proporción vista en la expresión (5.1).

��í��"¦"R T X4\W]"" × "WW"R T \4Z\["R

Con el mismo proceso se determina la repartición de las caídas de voltaje para la

zona de media y baja densidad de carga indicadas en las Tablas 5.3. y 5.4.,

respectivamente.

En el Anexo D se encuentran todos los cálculos para las propuestas de caídas de

voltaje en las zonas de media y baja densidad de carga.

(5.1)

81

Zona de Alta Densidad de Carga:

Alimentador Primario: Si bien tiene una repartición de caída de voltaje de 5,657%,

se limita a 5,5% ya que, al no ser muy extensos, su caída no va a ser tan grande.

Transformador de Distribución: Se considera una caída de 2.0% en función de

la repartición de la caída de voltaje propuesta.

Circuito secundario: La caída de voltaje se aproxima a 2,5% debido a que una

considerable cantidad de usuarios se conectan a una fase, lo que desemboca en

un desbalance del circuito secundario, por lo que amerita un mayor margen de

tolerancia.

Acometida: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 1 % debido a que al ser

su distancia un parámetro aleatorio, se considera la distancia más crítica, sin

considerar algunas caídas de voltaje están fuera del rango.

Tabla 5.2. Propuesta de caída de voltaje para la zona de alta densidad [Elaboración

propia]

Elemento de la red

Repartición de la

caída de voltaje

propuesta

[%]

Propuesta final de repartición de

caídas de voltaje en la zona de

alta densidad

[%]

Alimentador primario 5,657 5,500

Transf. de distribución 2,023 2,000

Circuito Secundario 3,059 2,500

Acometida 0,262 1,000

TOTAL 11,000 11,000

Zona de Media Densidad de Carga:

Alimentador Primario: Se aproxima la caída de voltaje en el alimentador primario

a 5%, ya que la demanda que soportan los alimentadores en esta zona es menor

82

que en la de alta densidad, y se compensa este parámetro con una mayor longitud,

por lo que amerita esta variación de voltaje.

Transformador: Se aproxima la caída de voltaje en el transformador a 2% ya que

la demanda que deben satisfacer los transformadores de distribución en esta zona

es menor que la zona de alta densidad.

Circuito secundario: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 3 % ya que en

las zonas de media densidad las redes secundarias son más extensas que la zona

de alta y tienen un mayor desbalance en sus fases por lo que amerita un mayor

margen de tolerancia.

Acometida: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 1 % debido a que al ser

su distancia un parámetro aleatorio, se considera la distancia más crítica, sin

considerar algunas caídas de voltaje están fuera del rango.

Tabla 5.3. Propuesta de caída de voltaje para la zona de media densidad [Elaboración

propia]

Elemento de la red

Repartición de la caída

de voltaje propuesta

(%)

Propuesta final de repartición

de caídas de voltaje en la zona

de media densidad

(%)





TOTAL 11,000 11,000

Zona de Baja Densidad de Carga

Alimentador Primario: Se aproxima la caída de voltaje en el alimentador primario

a 6% ya que en esta zona existe una caída de voltaje mayor en este elemento,

debido a que posee grandes longitudes por la dispersión de carga de estas zonas,

además de tener muy poca carga por lo que los circuitos primarios son de 1 fase.

83

Transformador: Se aproxima la caída de voltaje en el transformador a 1,5% ya que

debe suplir poca demanda y al ser de una potencia nominal baja, su caída de voltaje

es menor.

Circuito secundario: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 1,5 % ya que

al tener clientes dispersos son casi inexistentes las redes secundarias, o son de

distancias muy pequeñas.

Acometida: La caída de voltaje se aproxima a un valor de 2 % ya que las

acometidas son en su mayoría muy extensas.

Tabla 5.4. Propuesta de caída de voltaje para la zona de baja densidad [Elaboración

propia]

Elemento de la red

Repartición de la

caída de voltaje

propuesta

[%]

Propuesta final de repartición de

caídas de voltaje en la zona de

baja densidad

[%]





TOTAL 11,000 11,000

En las Tablas 5.5., 5.6. y 5.7., se indica la repartición de caídas de voltaje para cada

zona estudiada.

Tabla 5.5. Repartición de caída de voltaje acumuladas para la zona de alta densidad



Alimentador primario 5,50

Transformador 2,00

Circuito secundario 2,50

Acometida 1,00

Total 11,00

84

Tabla 5.6. Repartición de caída de voltaje acumuladas para la zona de media densidad




Transformador 2,00


Acometida 1,00

Total 11,00

Tabla 5.7. Repartición de caída de voltaje acumuladas para la zona de baja densidad




Transformador 1,50


Acometida 2,00

Total 11,00

5.2. ELABORACIÓN DE PROPUESTA DE REPARTICIÓN DE

CAÍDAS DE VOLTAJE

Es necesario mantener criterios técnicos uniformes en todo el sistema de

distribución eléctrico de la EEQ, tomando en cuenta que las regulaciones se deben

establecer en función de: las características del servicio eléctrico que se brinda a

los usuarios y en cómo los diferentes elementos de la red afectan a todos los

elementos aguas abajo.

Se determinaron 3 zonas de servicio en función de la densidad de carga de las

mismas (alta, media y baja densidad), donde la zona de alta densidad corresponde

al casco urbano de la ciudad de Quito, la zona de media densidad a los alrededores

de la ciudad; mientras que, la zona de baja densidad concierne a las regiones

rurales del área de concesión. Dentro de cada zona se propone una repartición de

85

caídas de voltaje distinta, respondiendo a las necesidades y características de cada

una de ellas.

La presente propuesta se presenta a los responsables de la distribución y

comercialización de la energía eléctrica, tanto en operación del sistema de

distribución como en verificación de la información brindada por la EEQ, con el

propósito de un correcto análisis para cada uno de los niveles de voltaje existentes

en las zonas antes seleccionadas y todos los alimentadores modelados se

armonicen como un conjunto.

Con todo lo mencionado, se busca que los resultados obtenidos en las diferentes

modelaciones se apliquen en toda el área de concesión de la EEQ para beneficio

del servicio que presta la misma.

Los criterios técnicos que se toman en cuenta para la realización de la propuesta

son los siguientes:

1. El nivel de bajo voltaje, entre el conductor vivo y el conductor puesto a tierra

en los secundarios trifásicos, debe mantener un máximo de 126 V, y 114 V

en los secundarios monofásicos.

2. Basándose en la Norma ANSI C84.1-2011, que define los límites de

operación de los artefactos, sitúa a 120 V como el voltaje nominal en redes

de bajo voltaje, y como se establece en la Tabla 5.8. los límites son

parámetros de diseño y construcción de los equipos que emplea el usuario

en el área de concesión de la EEQ, es decir +5% y – 6% (margen total del

11%).

3. En condiciones de emergencia se determina una tolerancia máxima de +5%

y -8% (margen total del 13%). Las caídas de voltaje, por elemento, sirven de

base para el diseño y considera la operación de emergencia cuando se

realizan transferencias de carga.

86

Tabla 5.8. Límites de voltaje en los equipos [Elaboración propia]

Zona favorable Zona emergencia

Base 120 [V] 112,8 - 126 [V] 110 – 127 [V]

Porcentaje del nominal 94,0 – 105,0 [%] 91,67 – 105,83 [%]

Las caídas de voltaje propuestas para operación normal y de emergencia en la zona

de alta densidad se presentan en la Tabla 5.9., donde se aumenta principalmente

el margen de tolerancia para operación de emergencia en el alimentador primario,

ya que este elemento soporta el mayor esfuerzo de todo el sistema de distribución

durante una transferencia de carga. Con el mismo criterio se determina la

repartición de caída de voltaje para las zonas de media y baja densidad presentes

en las Tablas 5.10. y 5.11., respectivamente.

Tabla 5.9. Caídas de voltaje máximas admisibles para la zona de alta densidad


Elemento de la Red Caída de voltaje

Operación normal Operación emergencia

Alimentador Primario 5,5 % 7,5 %

Transformador de Distribución 2,0 % 2,0 %

Secundario 2,5 % 2,5 %

Acometida 1,0 % 1,0 %

Total 11,0 % 13,0 %

Tabla 5.10. Caídas de voltaje máximas admisibles para la zona de media densidad








Total 11,0 % 13,0 %

87

Tabla 5.11. Caídas de voltaje máximas admisibles para la zona de baja densidad








Total 11,0 % 13.0 %

4. La barra de alimentadores primarios de las subestaciones debería mantener

un nivel de voltaje +5% con respecto al voltaje nominal, a fin de aprovechar

todo el margen que permiten las normas para la variación de voltaje de

entrega, en demanda máxima. En demanda mínima, el voltaje deberá

disminuir en función de la demanda existente.

5.3. COMPROBACIÓN MEDIANTE SIMULACIONES

Para verificar la validez técnica de la propuesta, a continuación, se presentan

gráficos de barras, donde se visualiza la comparación entre las caídas de voltaje

existentes y las caídas propuestas, para las zonas de alta, media y baja densidad

de carga.

En dichas gráficas se puede observar que la propuesta responde a la realidad de

cada elemento de la red de distribución y a la Norma ANSI C84.1-2011.

5.3.1. COMPARACIÓN DE CAÍDAS DE VOLTAJE EXISTENTES VS PROPUESTA

5.3.1.1. Zona de Alta Densidad de Carga

En las Figuras 5.1., 5.2., 5.3., 5.4., se presentan las comparaciones entre caídas

de voltaje del alimentador primario, transformadores de distribución, circuitos

secundarios, acometidas existentes, y las caídas propuestas para cada uno de

estos elementos, respectivamente, para la zona de alta densidad.

88

Figura 5.1. Comparación entre las caídas de voltaje de alimentadores primarios y la

propuesta de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]

Figura 5.2. Comparación entre las caídas de voltaje de transformadores y la propuesta

de caída de voltaje máxima [Elaboración propia]

89

Figura 5.3. Comparación entre las caídas de voltaje de los circuitos secundarios y la


Figura 5.4. Comparación entre las caídas de voltaje de las acometidas y la propuesta de

caída de voltaje máxima [Elaboración propia]

90

5.3.1.2. Zona de Media Densidad de Carga

En las Figuras 5.5., 5.6., 5.7., 5.8. se presentan las comparaciones entre caídas de

voltaje del alimentador primario, transformadores de distribución, circuitos

secundarios, acometidas existentes y las propuestas para cada uno de estos

elementos, respectivamente, para la zona de media densidad.

Figura 5.5. Comparación entre las caídas de voltaje de los alimentadores primarios y la




91



Figura 5.8. Comparación entre las caídas de voltaje de las acometidas y la propuesta de

caída de voltaje máxima [Elaboración propia]

92

5.3.1.3. Zona de Baja Densidad de Carga

En las Figuras 5.9., 5.10., 5.11. y 5,12 se presentan las comparaciones entre caídas

de voltaje del alimentador primario, transformadores de distribución, circuitos

secundarios, acometidas existentes y las propuestas para cada uno de estos

elementos, respectivamente, para la zona de baja densidad.

Figura 5.9. Comparación entre las caídas de voltaje de los alimentadores primarios y la




93



Figura 5.12. Comparación entre las caídas de voltaje de las acometidas y la propuesta


94

5.3.2. SIMULACIONES DIGITALES DE CADA ZONA ESTUDIADA

Tomando en cuenta que la mencionada propuesta se da en las condiciones propias

de cada una de las zonas seleccionadas, se presentan los resultados de las

simulaciones digitales en CYMDIST para las diferentes zonas estudiadas:

- Zona de alta densidad: Alimentador 19E, transformador 1743.

- Zona de media densidad: Alimentador 36D, transformador 34475.

- Zona de baja densidad: Alimentador 34A con su transformador 33304.

5.3.2.1. Zona de Alta Densidad de Carga

Como se observa en la Tabla 5.12., las caídas de voltaje obtenidas de la simulación

están dentro de los límites establecidos para operación normal de una red de

distribución en la zona de alta densidad de carga, también se visualiza que el

porcentaje de cada caída es proporcional entre la simulación y la propuesta.

Tabla 5.12. Comparación de caídas de voltaje entre el alimentador (19E), caso más

crítico alimentador (16C) y la propuesta de la Tabla 5.9. [Elaboración propia]

Elemento de la Red

Caída de voltaje propuesta en

operación normal

Resultados obtenidos de la simulación del alimentador 19E

Resultados obtenidos de la simulación del

alimentador 16C

Alimentador

Primario 5,5% 2,900% 10,200%

Transformador

de Distribución 2,0% 1,076% 3,234%

Secundario 2,5% 0,024% 5,266%

Acometida 1,0% 0,224% 0,224%

Total 11,0 % 4,224% 18,924%

5.3.2.2. Zona de Media Densidad de Carga

Como se observa en la Tabla 5.13. las caídas de voltaje obtenidas de la simulación

están dentro de los límites establecidos para operación normal de una red de

95

distribución en la zona de media densidad de carga, también se visualiza que el

porcentaje de cada caída es proporcional entre la simulación y la propuesta.

Tabla 5.13. Comparación de caídas de voltaje entre el alimentador (36D), caso más

crítico alimentador (02D) y la propuesta de la Tabla 5.10. [Elaboración propia]

Elemento de la Red


operación normal


alimentador 36D


alimentador 02D

Alimentador

Primario 5,0% 3,000% 5,400%

Transformador


Secundario 3,0% 3,305% 6,400%

Acometida 1,0% 0,467% 0,467%

Total 11,0 % 7,167% 12,567%

5.3.2.3. Zona de Baja Densidad de Carga

De los resultados obtenidos en la simulación del alimentador 34A se observa que

la caída de voltaje en la acometida es mayor a la propuesta, esto se da debido a

que las distancias de las acometidas en esta zona son demasiado extensas, y

superan cualquier límite técnico, como se observa en la Tabla 5.14.

Tabla 5.14. Comparación de caídas de voltaje entre el alimentador (34A), caso más

crítico alimentador (49A) y la propuesta de la Tabla 5.11. [Elaboración propia]

Elemento de la Red


operación normal


alimentador 34A


alimentador 49A

Alimentador

Primario 6,0% 0,700% 27,700%

Transformador


Secundario 1,5% 1,303% 0,404%

Acometida 2,0% 7,514% 7,514%

Total 11,0 % 10,014% 36,514%

96

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES

- La Regulación No. CONELEC 004/01 no considera zonas de servicio para

caídas de voltaje, solamente indica variaciones de voltaje, por lo que queda

a criterio de la Empresa Distribuidora como distribuir las caídas de voltaje en

sus diferentes elementos de la red.

- La Regulación No. CONELEC 004/01 tiene mayores márgenes de

variaciones de voltaje que la Norma ANSI C84.1-2011, por lo que se entrega

un producto técnico de menor calidad y que no cumple con los voltajes

requeridos por los equipos del usuario.

- Todos los porcentajes de caída de voltaje guardan una relación proporcional

con la Norma y Regulación estudiadas, además de las simulaciones

obtenidas, por lo que se tomó el promedio de éstas para determinar la

propuesta presentada en este trabajo.

- La propuesta presentada para la repartición de caída de voltaje, fue

elaborada en base a las mediciones realizadas en la cabecera de cada uno

de los alimentadores, las mediciones de energía facturada de cada cliente,

y además factores como la ubicación geográfica, densidad de carga y nivel

de voltaje.

- En la zona de alta densidad de carga del área de concesión de la Empresa

Eléctrica Quito la presencia de circuitos secundarios y acometidas es

escasa, dado que los esquemas de construcción utilizados en esta zona

presentan mayoritariamente conexiones directas entre el alimentador

primario y la cámara de transformación.

97

- La zona urbana presenta una mayor afectación de caída de voltaje a nivel

de alimentadores primarios y transformadores de distribución; mientras que

las zonas periféricas y rurales presentan mayor caída de voltaje en circuitos

secundarios y acometidas, dado que las longitudes presentes en estos

elementos de la red son muy extensas.

- La propuesta de asignación de caídas de voltaje de los elementos del

sistema de distribución obedece al comportamiento que tienen las diferentes

áreas de concesión de la EEQ, puesto que como se observó en el presente

trabajo, dentro del área de servicio de la EEQ existen zonas con diferente

densidad de carga implicando así que cada uno de los elementos del sistema

de distribución presenten diferentes niveles de caída de voltaje.

- En todas las zonas estudiadas se propone una caída total de voltaje de 11%

ya que este criterio lo indica la Norma ANSI C84.1-2011, además que no

existe ningún justificativo técnico para que en zonas rurales exista un margen

de caída mayor considerando que los equipos que usan los abonados son

los mismos en regiones urbanas y rurales, considerando que en la cabecera

del alimentador debe existir un voltaje de 1,05 p.u.

- La propuesta presentada en este trabajo considera 3 distintas zonas de

servicio que principalmente difieren unas de otras por la densidad de carga,

que se ve marcada notablemente en los límites geográficos de casco urbano

de la ciudad para la zona de alta densidad mayor a 2000 kW, zona de media

densidad entre 100 kW y 2000 kW y para la zona de baja entre 0 y 100 kW.

- En la zona de baja densidad, la caída de voltaje presente en un alimentador

primario tiene un valor bastante elevado en comparación al resto de zonas

estudiadas, por lo que se le asigna un límite mayor de caída de voltaje

permisible.

98

6.2. RECOMENDACIONES

- Se recomienda que, previo a realizar una variación de los taps fijos en los

transformadores de distribución, se realice un estudio que permita

determinar los niveles de caídas de voltaje, tanto en demanda máxima como

en demanda mínima.

- Se sugiere llevar un histórico detallado de modificaciones en la posición de

los taps de los transformadores de distribución, puesto que esta información

permitiría al personal de campo contar con los datos completos para la

realización de posteriores estudios o trabajos referentes al tema de análisis.

- Para mejorar el manejo de la información existente en el área de concesión

de la Empresa Eléctrica Quito es necesario tener un constante proceso de

actualización en los sistemas ARCGIS y CYMDIST, de tal manera que la

información con la que se trabaja mantenga concordancia con lo establecido

en campo y permita el correcto desarrollo de estudios de este tipo.

- La operación de los alimentadores con un nivel de voltaje de 6,3 kV está

llegando a su límite permisible de caídas de voltaje en las zonas de alta y

media densidad, por lo que, se debe cambiar su nivel de voltaje de operación

a 23,86 kV, dado que esto permitiría una operación satisfactoria y además

producía una reducción en pérdidas por efecto Joule, reflejándose

directamente en un porcentaje menor caída de voltaje al final del

alimentador.

99

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1]. Westinghouse Electric Corporation, “Electrical Transmission and Distribution

Reference Book”, Fourth Edition, 1950.

[2]. American National Standard, “Electric Power System and Equipment Voltage

Ratings (60Hz)”, ANSI C84.1-2011.

[3]. ARCONEL, “Calidad del servicio Eléctrico de Distribución”. Regulación No.

CONELEC – 004/01, Páginas 25, 2001.

[4] D. Muyulema, “Análisis de la Regulación 004-01 Referido al Nivel de Voltaje

como parte de la Calidad del Servicio Eléctrico”, Escuela Politécnica Nacional,

Marzo – 2004.

[5]. J. Galeas y P. Urrutia, Elaboración de una metodología para la normalización

de los estudios de calidad de la potencia eléctrica, Universidad de El Salvador,

2003.

[6]. Empresa Eléctrica Quito, “Normas para Sistemas de Distribución”, Parte A, Guía

Para Diseño De Redes De Distribución, 2014.

[7]. P. Vásquez Granda, “Parametrización, Control, Determinación, y Reducción de

Pérdidas de Energía en Base a la Optimización en el Montaje de Estaciones de

Transformación en la Provincia de Morona Santiago”, Universidad de Cuenca,

2013.

[8]. Vest, Stanley J. Associate Member AIEE, “Estimating kW Demand for Future

Loads on Rural Distribution Systems”, August 1957.

[9]. Empresa Eléctrica Quito, Gerencia de Distribución, “Voltaje de Alta Tensión”,

Sistema de Información de Distribución, Noviembre 2016.

100

[10]. Empresa Eléctrica Quito, “Norma Técnica Ecuatoriana” NTE INEN 2110:2013,

Transformadores. Definiciones, Primera Edición.

[11]. S. García, “Modelamiento y Simulación del Transformador Orientado a Nuevos

Métodos de Protección Diferencial”, Universidad Tecnológica de Pereira, Julio –

2001.

[12]. Empresa Eléctrica Quito, Información Alimentadores, 2015-2016.

[13]. Empresa Eléctrica Quito, Datos de consumo de los clientes, 2015-2016.

101

ANEXOS

1.1 ANEXO A

Anexo A.1. Voltajes nominales estándar y rangos de voltaje norma ANSI C84.1-2011

1.2 ANEXO B

Anexo B.1. Micro-áreas del Área de concesión (digital) Anexo B.2. Información alimentadores (digital) Anexo B.3. Consumo de un año de los clientes (digital) Anexo B.4. Datos necesarios para simulación de alimentadores Anexo B.5. Suministro de todos los transformadores (digital)

1.3 ANEXO C

Anexo C.1. Alimentadores de la zona de alta densidad Anexo C.2. Alimentadores de la zona de media densidad Anexo C.3. Alimentadores de la zona de baja densidad Anexo C.4. Factores métodos de la REA Anexo C.5. Caídas de voltaje por zonas en demanda mínima Anexo C.6. Datos de placas de los transformadores estudiados Anexo C.7.1 Resultados de la simulación alimentadores primarios Dmax (digital) Anexo C.7.2 Resultados de la simulación alimentadores primarios Dmin (digital) Anexo C.8.1 Resultados de la simulación circuitos secundarios Dmax (digital) Anexo C.8.2 Resultados de la simulación circuitos secundarios Dmin (digital) Anexo C.8.3 Resultados de la simulación circuitos secundarios considerando taps Dmax (digital) Anexo C.8.4 Resultados de la simulación circuitos secundarios considerando taps Dmin (digital) Anexo C.9 Resultados de las caídas de voltaje en transformadores (digital)

1.4 ANEXO D

Anexo D.1. Cálculo de la propuesta de repartición de caída de voltaje

1

AN

EX

O A

.1

Tab

la A

.1.

Vol

taje

s N

om

inal

es E

stán

dar

y r

ango

s d

e V

olta

je [

2]

CLA

SE

S D

E

VO

LTA

JES

NO

MIN

ALE

S D

EL

SIS

TE

MA

V

olta

je

R

ango

s de

Vol

taje

A

R

ango

s de

Vol

taje

B

VO

LTA

JE

N

omin

al

(N

ota

b)

(N

ota

b)

de

util

izac

ión

M

áxi

mo

M

ínim

o

Má

xim

o

Mín

imo

(N

ota

a)

(Not

a h)

2-ca

ble

s 3-

cab

les

4- c

able

s 2-

cab

les

Vol

taje

de

serv

icio

V

olta

je

Vol

taje

V

olta

je d

e se

rvic

io

Vol

taje

V

olta

je

3- c

able

s y

utili

zaci

ón

de

ser

vici

o

de u

tiliz

ació

n

y ut

iliza

ció

n

de s

ervi

cio

de

util

izac

ión

4- c

able

s (N

ota

c)

Baj

o V

olta

je

Sis

tem

a m

on

o f

ísic

os

120

11

5

126

11

4

108

12

7

110

10

4

120/

240

115/

230

12

6/25

2

114/

228

10

8/21

6

127/

254

11

0/22

0

104/

208

Sis

tem

as t

rifá

sico

s

20

8Y/1

20

200

21

8Y/1

26

197Y

/114

18

7Y/1

08

220Y

/127

19

1Y/1

10

180Y

/104

(Not

a d)

(Not

a 1)

(N

ota

1)

24

0/12

0

230/

115

25

2/12

6

228/

114

21

6/10

8

254/

127

22

0/11

0

208/

104

24

0

23

0

252

22

8

216

25

4

220

20

8

48

0Y/2

77

460Y

/266

50

4Y/2

91

456Y

/263

43

2Y/2

49

508Y

/293

44

0Y/2

54

416Y

/240

48

0

46

0

504

45

6

432

50

8

440

41

6

600

575

63

0

570

54

0

635

55

0

520

(N

ota

e)

(Not

a e)

(N

ota

e)

Med

io

24

00

2520

23

40

2160

25

40

2280

20

80

Vol

taje

41

60Y

/24

00

43

70/2

520

40

50Y

/23

40

3740

Y/2

160

44

00Y

/25

40

3950

Y/2

280

36

00Y

/20

80

41

60

4370

40

50

3740

44

00

3950

36

00

4800

50

40

4680

43

20

5080

45

60

4160

63

00

7240

67

30

6210

72

60

6560

59

40

83

20Y

480

0

87

30Y

/50

40

8110

Y/4

680

8800

Y/5

080

79

00Y

/45

60

1320

0Y

/762

0

12

600

Y/7

270

11

700/

6760

1270

0Y

/733

0

1140

0Y

/658

0

(Not

a f)

1247

0Y

/720

0

13

090

Y/7

560

12

160

Y/7

020

(N

ota

f)

1320

0Y

/762

0

1185

0Y

/684

0

1320

0Y

/762

0

13

860

Y/8

000

12

870/

7430

1397

0Y

/807

0

1250

4Y

/724

0

1380

0Y

/T97

0

14

490

Y/8

370

13

460

Y/7

770

1452

0Y

/838

0

1311

0Y

/757

0

13

800

14

490

13

160

12

420

14

520

13

110

11

880

2078

0Y

/120

00

21

820

Y/1

2600

20

260

Y/1

1700

2200

0Y

/127

00

1974

0Y

/114

00

2286

0Y

/132

00

24

000

Y/1

3860

22

290

Y/1

2870

2420

0Y

/139

70

2172

0Y

/125

40

(Not

a f)

23

000

24

150

22

430

(N

ota

f)

2434

0

2185

0

24

940

Y/1

4400

2619

0Y

/151

20

2432

0Y

/140

40

2640

0Y

/152

40

2369

0Y

/136

80

3450

0Y

/199

20

36

230

Y/2

0920

33

640

Y/1

9420

3651

0Y

/210

80

3278

0Y

/189

30

34

500

36

230

33

640

3651

0

3278

0

Má

xim

o

Vol

taje

(N

ota

g)

46

000

48

302

Not

a 1

: M

ucho

s m

oto

res

220

volti

os

se a

plic

aro

n e

n 20

8 v

olti

os

SIS

TE

MA

S e

xist

ent

e e

n

el s

upue

sto

de q

ue e

l vo

ltaje

de

utili

zaci

ón

no s

erí

a m

eno

s d

e 18

7 v

olti

os.

S

e de

be t

ene

r pr

eca

ució

n e

n la

ap

licac

ión

de

los

volta

jes

mín

imos

Ra

ngo

B d

e la

Tab

la 1

pa

ra s

iste

ma

s d

e 20

8 v

olti

os

que

sum

inis

tra

n e

ste

tipo

de m

otor

es

exi

ste

nte

s.

6900

0

7260

0

Alto

Vo

ltaje

1150

00

1210

00

13

8000

14

5000

1610

00

1690

00

23

0000

24

2000

Ext

ra-A

lto

34

5000

36

2000

Vol

taje

4000

00

4200

00

60

0000

55

0000

7650

00

8000

00

Ultr

a-A

lto

11

0000

0

1200

000

Vol

taje

2

NOTAS

(a) Los sistemas trifásicos tres hilos son sistemas en los que sólo los

conductores trifásicos se llevan desde la fuente para la conexión de cargas. La

fuente puede derivarse de cualquier tipo de conexión de transformador trifásico,

con puesta a tierra o no. Los sistemas trifásicos de cuatro hilos son sistemas en los

que también se tiene un conductor neutro conectado a tierra desde la fuente para

la conexión de cargas. Los sistemas de cuatro hilos de la Tabla A.1. son designados

por el voltaje de fase a fase, seguido por la letra Y (excepto para el sistema delta

de 240/120 voltios), una línea inclinada y el voltaje de fase a neutro. Los servicios

y cargas monofásicos pueden suministrarse desde sistemas monofásicos o

trifásicos. Las conexiones principales del transformador que se utilizan para

suministrar sistemas monofásicos y trifásicos se ilustran en el Anexo A.

(b) Los rangos de voltaje de esta tabla se ilustran en el Anexo B.

(c) Para sistemas nominales de 120-600 voltios, los voltajes en esta columna

son voltajes de servicio máximos. No se esperaría que los voltajes de utilización

máxima excedan los 125 voltios para el voltaje nominal del sistema de 120 V, ni los

múltiplos apropiados de los mismos para otros voltajes nominales del sistema como

de 600 voltios.

(d) Una modificación de este sistema trifásico de cuatro hilos está disponible

como voltaje de servicio para aplicaciones de 120 / 208Y monofásico, tres hilos, de

alambre abierto (Y abierto).

(e) Determinados tipos de equipos de control y de protección actualmente

disponibles tienen un límite máximo de voltaje de 600 voltios; El fabricante o el

proveedor de energía o ambos deben ser consultados para asegurar el uso

adecuado del equipo.

3

(f) El equipo de utilización generalmente no opera directamente a estos voltajes.

Para los equipos suministrados a través de transformadores, consulte los límites de

voltaje nominal de salida del transformador.

(g) Para estos sistemas, los límites de la gama A y de la gama B no se muestran

porque, cuando se utilizan como voltajes de servicio, el nivel de voltaje de

funcionamiento en el sistema del usuario se ajusta normalmente mediante

reguladores de voltaje o cambiadores de taps para satisfacer sus necesidades.

(h) Voltaje nominal de utilización para motores de bajo voltaje y control. [2]

4

AN

EX

O B

.4

AL

IME

NT

AD

OR

16C

Dem

and

a M

áxim

a

Ta

bla

B.4

.1. D

ato

s p

rop

orc

ion

ad

os p

or

la E

EQ

pa

ra m

od

ela

r e

n d

ema

nda

má

xim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

03

/03

/20

16

11

:45

:00

36

57,6

3

686

,4

36

86,4

3

22

,56

33

4,0

8 3

25

,44

34

12,8

1

131

,84

94

,92

Dem

and

a M

ínim

a Ta

bla

B.4

.2. D

ato

s p

rop

orc

ion

ad

os p

or

la E

EQ

pa

ra m

od

ela

r e

n d

ema

nda

mín

ima

[Ela

bo

raci

ón

pro

pia

]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

13

/03

/20

16

6:4

5:0

0 3

643

,2

36

81,6

3

676

,8

10

9,4

4 1

06

,56

10

9,4

4 1

123

,2

42

3,3

6 9

3,5

7

AL

IME

NT

AD

OR

19E

Dem

and

a M

áxim

a

Ta

bla

B.4

.3. D

ato

s p

rop

orc

ion

ad

os p

or

la E

EQ

pa

ra m

od

ela

r e

n d

ema

nda

má

xim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

07

/12

/20

15

19

:30

:00

13

177

,21

13

285

,53

13

269

,68

17

8,6

9 1

82

,01

19

2,6

0 7

143

,26

16

36,2

0 9

7,4

8

5 D

eman

da

Mín

ima T

ab

la B

.4.4

. Da

tos

pro

po

rcio

na

dos

po

r la

EE

Q p

ara

mo

de

lar

en

dem

and

a m

ínim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

28

/12

/20

15

3:1

5:0

0 1

313

7,2

4 1

327

6,8

5 1

325

4,6

1 6

5,5

6 6

4,0

8 7

1,3

6 2

444

,42

10

43,7

9 9

1,9

7

AL

IME

NT

AD

OR

02D

Dem

and

a M

áxim

a

Ta

bla

B.4

.5. D

ato

s p

rop

orc

ion

ad

os p

or

la E

EQ

pa

ra m

od

ela

r e

n d

ema

nda

má

xim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

28

/08

/20

16

19

:45

:00

35

37,0

2 3

579

,60

35

69,6

9 3

73

,94

37

5,3

0 3

98

,08

39

88,9

2 8

94

,23

97

,57

Dem

and

a M

ínim

a Ta

bla

B.4

.6. D

ato

s p

rop

orc

ion

ad

os p

or

la E

EQ

pa

ra m

od

ela

r e

n d

ema

nda

mín

ima

[Ela

bo

raci

ón

pro

pia

]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

04

/08

/20

16

2:3

0:0

0 3

528

,58

35

65,1

3 3

555

,43

99

,46

99

,84

10

1,6

6 9

90

,97

37

8,3

2 9

3,4

8

AL

IME

NT

AD

OR

36D

Dem

and

a M

áxim

a

Ta

bla

B.4

.7. D

ato

s p

rop

orc

ion

ad

os p

or

la E

EQ

pa

ra m

od

ela

r e

n d

ema

nda

má

xim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

24

/12

/20

15

19

:30

:00

12

865

,63

12

988

,31

12

970

,65

22

7,0

7 2

20

,02

22

8,1

1 8

704

,34

83

5,6

4 9

9,4

6 D

eman

da

Mín

ima T

ab

la B

.4.8

. Da

tos

pro

po

rcio

na

dos

po

r la

EE

Q p

ara

mo

de

lar

en

dem

and

a m

ínim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

27

/12

/20

15

6:4

5:0

0 1

315

5,2

8 1

324

9,5

9 1

327

8,7

9 8

0,2

1 8

2,8

4 8

3,1

3 3

174

,14

75

8,5

1 9

7,2

AL

IME

NT

AD

OR

34

A

Dem

and

a M

áxim

a

Ta

bla

B.4

.9. D

ato

s p

rop

orc

ion

ad

os p

or

la E

EQ

pa

ra m

od

ela

r e

n d

ema

nda

má

xim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

15

/07

/20

15

16

:15

:00

13

246

,40

13

397

,89

13

283

,15

13

0,0

9 1

26

,11

13

9,6

6 4

886

,09

19

85,2

8 9

2,5

Dem

and

a M

ínim

a Ta

bla

B.4

.10

. Da

tos

pro

porc

ion

ado

s po

r la

EE

Q p

ara

mo

dela

r e

n d

eman

da m

ínim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

06

/07

/20

15

1:4

5:0

0 1

396

3,1

9 1

415

1,1

3 1

408

6,3

2 1

2,2

8 8

,24

16

,98

51

3,3

2 1

48

,07

96

AL

IME

NT

AD

OR

49

A

Dem

and

a M

áxim

a

Ta

bla

B.4

.11

. Da

tos

pro

porc

ion

ado

s po

r la

EE

Q p

ara

mo

dela

r e

n d

eman

da m

áxi

ma

[Ela

bo

raci

ón

pro

pia

]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

03

/04

/20

15

12

:30

:00

78

91,2

5 7

979

,15

80

57,2

8 1

33

,92

12

2,8

8 1

32

,48

28

21,4

7 1

295

,57

90

,88

7 D

eman

da

Mín

ima Ta

bla

B.4

.12

. Da

tos

pro

porc

ion

ado

s po

r la

EE

Q p

ara

mo

dela

r e

n d

eman

da m

ínim

a [E

lab

ora

ció

n p

rop

ia]

Fe

cha

Ho

ra

Vlna

[V

] V

lnb

[V

] V

lnc

[V

] Ia

[A

] Ib

[A

] Ic

[A

] P

[ k

W]

Q [

kV

Ar]

P

Fin

du

ct.[%

]

14

/04

/20

15

20

:45

:00

79

40,0

8 8

037

,75

80

76,8

1 2

4,9

6 1

1,5

2 2

1,1

2 4

39

,5

10

5,4

8 9

7,2

8

ANEXO C

C.1. ALIMENTADORES DE LA ZONA DE ALTA DENSIDAD

Los alimentadores modelados en esta zona son 24B, 16C, 19E.

C.1.1. ALIMENTADOR 24B DEMANDA MÁXIMA

En la Tabla C.1. se observan los datos utilizados para la modelación del alimentador

24B en demanda máxima y en la Figura C.1 y Tabla C.2. los resultados de la misma.

Tabla C.1. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 24B


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

25/01/2016 13:00 3827,520 97,304 6,305 1332,540 1313,280 1295,920

Tabla C.2. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 24B



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

35352 Más cercano 479,200 0,989 0,989 0,989

46273 Más lejano 1186 0,979 0,979 0,980

Figura C.1. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 24B

[Reporte CYMDIST]

9

C.1.2. ALIMENTADOR 24B DEMANDA MÍNIMA.


24B en demanda mínima y en la Figura C.2. y Tabla C.4. los resultados de la misma.

Tabla C.3. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 24B


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

03/01/2016 7:00 1157,760 92,991 6,282 418,591 429,055 416,379

Tabla C.4. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 24B



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

35352 Más cercano 479,200 0,993 0,993 0,993

46273 Más lejano 1186 0,989 0,989 0,989

Figura C.2. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 24B

[Reporte CYMDIST]

10

C.1.3. ALIMENTADOR 16C DEMANDA MÁXIMA


16C en demanda máxima y en la Figura C.3. y Tabla C.6. los resultados de la

misma.

Tabla C.5. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 16C


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

03/03/2016 1:45 3412,800 94,916 6,368 1179,795 1231,553 1199,702

Tabla C.6. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 16C



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

15700 Más cercano 444,400 0,995 0,994 0,996

3971 Más lejano 3258,700 0,909 0,905 0,902

Figura C.3. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 16C

[Reporte CYMDIST]

11

C.1.4. ALIMENTADOR 16C DEMANDA MÍNIMA


16C en demanda mínima y en la Figura C.4. y Tabla C.8. los resultados de la

misma.

Tabla C.7. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 16C


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

13/03/2016 6:45 1123,200 93,574 6,352 398,712 392,311 402,389

Tabla C.8. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 16C



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

15700 Más cercano 444,400 1,002 1,002 1,002

3971 Más lejano 3258,700 0,970 0,970 0,969

Figura C.4. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 16C

[Reporte CYMDIST]

12

C.1.5. ALIMENTADOR 19E DEMANDA MÁXIMA


19E en demanda máxima y en la Figura C.5. y Tabla C.10. los resultados de la

misma.

Tabla C.9. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 19E


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

07/12/2015 19:30 7143,263 97,476 22,940 2354,615 2418,157 2555,785

Tabla C.10. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 19E



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

28149 Más cercano 588,900 0,989 0,996 0,994

1743 Más lejano 6625,500 0,974 0,976 0,975

Figura C.5. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 19E

[Reporte CYMDIST]

13

C.1.6. ALIMENTADOR 19E DEMANDA MÍNIMA

En la Tabla C.11. se observan los datos utilizados para la modelación del

alimentador 19E en demanda mínima, en la Figura C.6. y Tabla C.12. los resultados

de la misma.

Tabla C.11. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 19E


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

28/12/2015 3:15 2444,419 91,966 22,903 861,287 850,759 945,905

Tabla C.12. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 19E



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

28149 Más cercano 588,900 0,994 0,998 0,997

1743 Más lejano 6625,500 0,989 0,99 0,989

Figura C.6. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 19E

[Reporte CYMDIST]

14

C.2. ALIMENTADORES DE LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD

Los alimentadores modelados en esta zona son: 02D, 36D.

C.2.1. ALIMENTADOR 02D DEMANDA MÁXIMA


alimentador 02D en demanda máxima y en la Figura C.7. y Tabla C.14. los

resultados de la misma.

Tabla C.13. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 02D


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

28/08/2016 19:45 3988,918 97,572 6,170 1322,628 1343,431 1421,021

Tabla C.14. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 02D



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

73695 Más cercano 1160,100 0,935 - 0,913

31696 Más lejano 6003,500 0,926 - 0,870

Figura C.7. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 02D

[Reporte CYMDIST]

15

C.2.2. ALIMENTADOR 02D DEMANDA MÍNIMA


alimentador 02D en demanda mínima y en la Figura C.8. y Tabla C.16. los


Tabla C.15. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 02D


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

04/08/2016 2:30 990,975 93,476 6,148 350,964 355,927 361,436




subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

73695 Más cercano 1160,100 0,957 - 0,953

31696 Más lejano 6003,500 0,951 - 0,937

Figura C.8. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 02D

[Reporte CYMDIST]

16

C.2.3. ALIMENTADOR 36D DEMANDA MÁXIMA


alimentador 36D en demanda máxima y en la Figura C.9. y Tabla C.18. los


Tabla C.17. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 36D


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

24/12/2015 19:30 8704,344 99,400 22,860 1962,457 1963,794 2108,814




subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

108408 Más cercano 277,200 0,990 0,999 0,999

34475 Más lejano 13901,300 - 0,970 -

Figura C.9. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 36D

[Reporte CYMDIST]

17

C.2.4. ALIMENTADOR 36D DEMANDA MÍNIMA


alimentador 36D en demanda mínima y en la Figura C.10. y Tabla C.20. los

resultados de la misma

Tabla C.19. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 36D


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

27/12/2015 6:45 3174,144 97,200 22,980 864,684 902,494 953,630




subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

108408 Más cercano 277,200 0,998 1,005 1,005

34475 Más lejano 13901,300 - 0,988 -

1.5

Figura C.10. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 36D

[Reporte CYMDIST]

18

C.3. ALIMENTADORES DE LA ZONA DE BAJA DENSIDAD

Los alimentadores modelados en esta zona son: 34A, 49A.

C.3.1. ALIMENTADOR 34A DEMANDA MÁXIMA


alimentador 34A en demanda máxima y en la Figura C.11. y Tabla C.22. los


Tabla C.21. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 34A


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

15/07/2015 16:15 4886,098 92,500 22,980 1847,784 1894,437 1992,629

Tabla C.22. Datos del transformador más cercano y lejano del alimentador 34A



subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

33304 Más cercano 313,100 0,998 - -

33289 Más lejano 8905 0,975 - -

Figura C.10. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 34A

[Reporte CYMDIST]

19

C.3.2. ALIMENTADOR 34A DEMANDA MÍNIMA


alimentador 34A en demanda mínima y en la Figura C.12. y Tabla C.24. los


Tabla C.23. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 34A


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

06/07/2015 1:45 513,321 96,000 23,060 986,171 1003,72 1076,795




subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

33304 Más cercano 313,100 1,005 - -

33289 Más lejano 8905 0,994 - -

Figura C.11. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 34A

[Reporte CYMDIST]

20

C.3.3. ALIMENTADOR 49A DEMANDA MÁXIMA


alimentador 49A en demanda máxima y en la Figura C.13. y Tabla C.26. los


Tabla C.25. Datos utilizados en la modelación de demanda máxima del alimentador 49A


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

03/04/2015 12:30 2821,467 90,877 13,815 1056,796 980,478 1067,428




subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

46077 Más cercano 438,400 0,995 - -

47822 Más lejano 46024,800 0,724 - -

Figura C.13. Datos obtenidos en la modelación de demanda máxima del alimentador 49A

[Reporte CYMDIST]

21

C.3.4. ALIMENTADOR 49A DEMANDA MÍNIMA


alimentador 49A en demanda mínima y en la Figura C.14. y Tabla C.28. los


Tabla C.27. Datos utilizados en la modelación de demanda mínima del alimentador 49A


Fecha Hora DEMANDA

[kW]

PFinduct.

[%]

}~

[kV]

Va Ia

[kVA]

Vb Ib

[kVA]

Vc Ic

[kVA]

14/04/2015 20:45 439,5 97,239 13,888 198,184 92,595 170,582




subestación [m]

Va

[p.u.]

Vb

[p.u.]

Vc

[p.u.]

46077 Más cercano 438,400 1,006 - -

47822 Más lejano 46024,800 0,962 - -

Figura C.14. Datos obtenidos en la modelación de demanda mínima del alimentador 49A

[Reporte CYMDIST]

22

C.4. FACTORES MÉTODO DE LA REA

Para el cálculo de la potencia instalada necesaria para la simulación de acometidas

se utilizó el método de la REA donde los factores A y B se los muestra en la Tabla

C.29. y C.30. respectivamente.

Tabla C.29. Factor A, para el cálculo de la REA [Elaboración propia]

No.

Consumidores Factor A

No.

Consumidores

Factor

A

No.

Consumidores

Factor

A

78 93,9 450 462

80 96 460 472

5 9,49 82 98,3 470 481

6 10,8 84 100 480 491

7 12,1 86 102 490 501

8 13,5 88 104 500 512

9 14,8 90 107 510 522

10 16,1 92 109 520 532

11 17,4 94 111 530 542

12 18,7 96 113 540 551

13 20,1 98 115 550 561

14 21,4 100 117 560 571

15 22,7 105 122 570 582

16 24 110 128 580 592

17 25,3 115 133 590 601

18 26,6 120 138 600 612

19 27,8 125 143 620 631

20 29,2 130 148 640 652

21 30,4 135 153 660 672

22 31,7 140 159 680 692

23 32,8 145 163 700 713

24 33,9 150 168 720 733

25 34,9 155 173 740 753

26 36 160 178 760 772

27 37,2 165 183 780 793

23

Tabla C.29.1. Continuación Tabla C.29.: Factor A, para el cálculo de la REA

No.


No.

Consumidores

Factor

A

No.

Consumidores

Factor

A

28 38,9 170 188 800 812

29 39,5 175 193 820 832

30 40,7 180 198 840 853

31 41,9 185 203 860 873

32 43,1 190 208 880 891

33 44,3 195 213 900 911

34 45,4 200 218 920 931

35 46,6 205 223 940 951

36 47,7 210 228 960 972

37 48,9 215 233 980 992

38 50 220 238 1000 1010

39 51,2 225 243 1050 1059

40 52,3 230 247 1100 1108

41 53,4 235 252 1150 1157

42 54,5 240 257 1200 1207

43 55,5 245 262 1250 1255

44 56,7 250 267 1300 1304

45 57,9 255 272 1350 1353

46 59 260 276 1400 1400

47 60,2 265 282 1450 1450

48 61,4 270 287 1500 1500

49 62,4 275 291 1600 1600

50 63,5 280 296 2000 2000

51 64,7 285 301 2400 2400

52 65,7 290 306 2800 2800

53 66,7 295 310 3200 3200

54 68 300 315 3600 3600

55 69 310 325 4000 4000

56 70,2 320 335 4400 4400

57 71,2 330 344 4800 4800

58 72,3 340 354 5200 5200

59 73,6 350 364 5500 5500

24

Tabla C.29.2. Continuación Tabla C.29.1.: Factor A, para el cálculo de la REA

No.


No.

Consumidores

Factor

A

No.

Consumidores

Factor

A

60 74,5 360 373 6000 6000

62 76,7 370 383 6500 6500

64 78,9 380 393 7000 7000

66 81,1 390 403 7500 7500

68 83,2 400 412 8000 8000

70 85,4 410 422 8500 8500

72 87,6 420 432 9000 9000

74 89,7 430 442 9500 9500

76 91,8 440 452 10000 10000

Tabla C.30. Factor B para el cálculo de la REA [Elaboración propia]

kWh/Mes/

Consumidores Factor B

kWh/Mes/


50 0,189 420 1,24

55 0,203 440 1,29

60 0,220 460 1,34

65 0,237 480 1,40

70 0,254 500 1,45

75 0,270 525 1,51

80 0,286 550 1,58

85 0,301 575 1,64

90 0,317 600 1,70

95 0,333 625 1,77

100 0,348 650 1,83

110 0,379 675 1,90

120 0,409 700 1,96

130 0,439 725 2,02

140 0,468 750 2,08

150 0,497 775 2,14

160 0,525 800 2,20

170 0,554 825 2,26

25

Tabla C.30.1. Continuación Tabla C.30: Factor B para el cálculo de la REA

KWh/Mes/


KWh/Mes/


180 0,583 850 2,32

190 0,612 875 2,38

200 0,641 900 2,44

210 0,669 925 2,50

220 0,697 950 2,56

230 0,726 975 2,62

240 0,755 1000 2,68

250 0,784 1100 2,92

260 0,810 1200 3,15

270 0,836 1300 3,39

280 0,864 1400 3,62

290 0,893 1500 3,84

300 0,923 1600 4,07

320 0,972 1700 4,29

340 1,03 1800 4,51

360 1,08 1900 4,73

380 1,14 2000 4,95

400 1,19

26

Tabla C.31. Datos de impedancias totales típicas para transformadores de distribución

según Distribution Westinghouse [1]

[kVA]

2,4

[kV]

4,8

[kV]

7,2

[kV]

12

[kV]

24,9/1

4,4

Grd Y

23

[kV]

34,5

[kV]

46

[kV]

69

[kV]

%

R

%

Z

%

R

%

Z

%

R

%

Z

%

R

%

Z

%

R

%

Z

%

R

%

Z

%

R

%

Z

%

R

%

Z

%

R

%

Z

Mo

no

-fás

ico

5 1,

9

2,

3

2,

1

2,

4

2,

1

2,

6

2,

3

2,

7

2,

8

4,

0 - - - - - - - -

1

0

1,

4

1,

9

1,

6

2,

0

1,

9

2,

3

1,

9

2,

1

2,

3

3,

0 - - - - - - - -

1

5

1,

4

1,

8

1,

6

1,

9

1,

7

2,

1

1,

7

2,

0

2,

1

2,

6 - - - - - - - -

2

5

1,

3

1,

8

1,

5

1,

8

1,

6

2,

2

1,

5

1,

9

1,

9

2,

0

2,

0

5,

2

2,

2

5,

2 - - - -

5

0

1,

2

2,

1

1,

3

2,

2

1,

3

2,

2

1,

3

2,

3

1,

9

1,

7

1,

7

5,

2

1,

7

5,

2

1,

8

5,

7 - -

1

0

0

1,

1

2,

0

1,

2

1,

9

1,

2

2,

0

1,

2

2,

2 - -

1,

4

5,

2

1,

5

5,

2

1,

5

5,

7

1,

4

6,

5

3

3

3

1,

1

4,

8

1,

1

4,

8

1,

0

5,

0

1,

0

5,

0 - -

1,

0

5,

2

1,

1

5,

2

1,

1

5,

7

1,

1

6,

5

5

0

0

1,

0

4,

8

1,

0

4,

8

1,

0

5,

0

1,

0

5,

0 - -

0,

9

5,

2

1,

0

5,

2

1,

0

5,

7

1,

0

6,

5

Tri

-fá

sic

o

9 2,

0

2,

4

2,

2

2,

4

2,

5

2,

5 - - - - - - - - - - - -

1

5

1,

9

2,

5

2,

1

2,

5

2,

2

2,

6

2,

4

2,

8 - - - - - - - - - -

3

0

1,

6

2,

4

1,

8

2,

5

1,

9

2,

6

2,

1

3,

1 - - - - - - - - - -

7

5

1,

5

3,

2

1,

6

3,

2

1,

6

2,

9

1,

6

3,

3 - - - - - - - - - -

27

1

5

0

1,

2

4,

2

1,

4

4,

3

1,

3

3,

5

1,

4

4,

3 - -

1,

6

5,

2 - - - - - -

3

0

0

1,

3

4,

8

1,

3

4,

8

1,

3

5,

0

1,

3

5,

0 - -

1,

3

5,

2

1,

4

5,

2

1,

4

5,

7 - -

5

0

0

1,

2

4,

8

1,

2

4,

8

1,

1

5,

0

1,

1

5,

0 - -

1,

2

5,

2

1,

2

5,

2

1,

3

5,

7

1,

2

6,

5

Los valores resaltados en la Tabla C.31. son usados en la sección 4.1.4.2.1.

27

C.5. CAÍDAS DE VOLTAJE POR ZONAS EN DEMANDA MÍNIMA

En la Tabla C.5.1., C.5.2., C.5.3., se presentan algunos ejemplos de caídas de

voltaje y en la Tabla C.5.4. se muestran las caídas de voltaje acumuladas de todos

los alimentadores y elementos del sistema de distribución para demanda mínima.

Tabla C.5.1. Caídas de Voltaje acumuladas para demanda mínima en la zona de alta



Alimentador primario (16C) 3,800




Total 6,861

Tabla C.5.2. Caídas de Voltaje acumuladas para demanda mínima en la zona de media



Alimentador primario (02D) 2,500




Total 9,406

Tabla C.5.3. Caídas de Voltaje acumuladas para demanda mínima en la zona de baja



Alimentador primario (34A) 1,500




Total 4,791

28

Tabla C.5.4. Caídas de voltaje acumuladas para demanda mínima [Elaboración propia]

Zo

na

Alim

en

tad

or

Ub

icac

ión

de

l

tra

ns

form

ad

or

en

el

alim

en

tad

or

[ce

rca

no

Tra

ns

form

ado

r

Ca

ída

de

vo

lta

je

Alim

en

tad

or

pri

ma

rio

(%)

Ca

ída

de

vo

lta

je

tra

ns

form

ad

or

(%)

Po

sic

ión

de

l clie

nte

en

el c

irc

uit

o s

ecu

nd

ari

o

[ce

rca

no

y le

jan

o]

Ca

ída

de

vo

lta

je

Cir

cu

ito

se

cun

da

rio

(%)

Ca

ída

de

vo

lta

je

ac

om

eti

da

(%

)

Ca

ída

de

Vo

lta

je

tota

l (%

)

Zo

na d

e a

lta d

ens

idad

24B

Cercano 35352 0,400 0,094 Cercano 0,106 0,061 0,661

Lejano 0,206 0,061 0,761

Lejano 46273 0,800 0,330 Cercano 0,470 0,061 1,661

Lejano 2,770 0,061 3,961

16C

Cercano 15700 0,600 0,489 Cercano 0,211 0,061 1,361

Lejano 1,511 0,061 2,661

Lejano 3972 3,800 1,152 Cercano 0,048 0,061 5,061

Lejano 1,848 0,061 6,861

19E

Cercano 28149 0,800 0,481 Cercano 0,819 0,061 2,161

Lejano 0,919 0,061 2,261

Lejano 1743 1,300 0,556 Cercano 0,244 0,061 2,161

Lejano 0,344 0,061 2,261

Zo

na d

e m

edia

de

nsid

ad

02D

Cercano 73695 1,900 0,608 Cercano 0,292 0,106 2,906

Lejano 0,392 0,106 3,006

Lejano 31696 2,500 0,101 Cercano 5,499 0,106 8,206

Lejano 6,699 0,106 9,406

36D

Cercano 108408 0,000 0,106 Cercano 0,394 0,106 0,606

Lejano 4,294 0,106 4,506

Lejano 34475 1,700 0,251 Cercano 0,949 0,106 3,006

Lejano 2,349 0,106 4,406

Zo

na d

e b

aja

den

sid

ad

34A

Cercano 33304 0,400 0,263 Cercano 0,337 0,491 1,491

Lejano 0,837 0,491 1,991

Lejano 33289 1,500 0,596 Cercano 0,604 0,491 3,191

Lejano 2,204 0,491 4,791

49A

Cercano 46077 0,000 0,015 Cercano 0,185 0,491 0,691

Lejano 0,185 0,491 0,691

Lejano 47822 4,400 0,093 Cercano 0,107 0,491 5,091

Lejano 0,307 0,491 5,291

29

C.6. DATOS DE PLACAS DE LOS TRANSFORMADORES

ESTUDIADOS.

En las Tabla C.6.1. hasta la Tabla C.6.14. se detalla los datos de todos los

transformadores que intervienen en el presente estudio

D.6.1. TRANSFORMADORES EN LA ZONA DE ALTA DENSIDAD

Alimentador 24B:

Tabla C.6.1. Datos transformador No. 35352 [Elaboración propia]

No. Empresa 35352

No. Serie 83181

Año Fabricación 1988

Marca T.P.L.

Potencia (kVA) 30

Fase Trifásico

Impedancia (%) 1

Alta Voltaje 6000

Baja Voltaje 210/121

Estado ALTA

Propietario Empresa


No. Empresa 46273

No. Serie 51226405


Marca INATRA

Potencia (kVA) 125

Fase Trifásico

Impedancia (%) 3,1

Alta Voltaje 6300


Estado INSTALADO

Propietario Empresa

30

Alimentador 16C:


No. Empresa 15700

No. Serie 105775M4

Marca LE´TRANSFORMATEUR

Potencia (kVA) 75

Fase Trifásico

Impedancia (%) 4

Alta Voltaje 6300


Estado INSTALADO

Propietario Cliente


No. Empresa 1743

No. Serie FST811634

Marca A.E.G.

Potencia (kVA) 45

Fase Trifásico

Impedancia (%) 3,9

Alta Voltaje 22860


Estado INSTALADO

Propietario Empresa

31

Alimentador 19E:


No. Empresa 28149

No. Serie 5902510

Marca INATRA

Potencia (kVA) 75

Fase Trifásico

Impedancia (%) 4,17

Alta Voltaje 13,2-GRDY/7,6


Estado INSTALADO

Propietario Cliente


No. Empresa 3972

No. Serie 40544119

Marca MITSUBISHI

Potencia (kVA) 75

Fase Trifásico

Impedancia (%) 4

Alta Voltaje 6300


Estado INSTALADO

Propietario Empresa

32

D.6.2. TRANSFORMADORES EN LA ZONA DE MEDIA DENSIDAD

Alimentador 02D:


No. Empresa 73695

No. Serie 501793

Marca SHILIN

Potencia (kVA) 15

Fase Bifásico

Impedancia (%) 1,7

Alta Voltaje 6300


Estado INSTALADO

Propietario Empresa


No. Empresa 31696

No. Serie 4227395F

Marca ECUATRAN

Potencia (kVA) 37,5

Fase Bifásico

Impedancia (%) 1,5

Alta Voltaje 6300


Estado RETIRADO

Propietario Empresa

33

Alimentador 36D:


No. Empresa 108408

No. Serie 2016226


Marca INATRA

Potencia (kVA) 75

Fase Trifásico

Impedancia (%) 3,16

Alta Voltaje 22860


Estado INSTALADO

Propietario Cliente


No. Empresa 34475

No. Serie 5213197


Marca ECUATRAN

Potencia (kVA) 25

Fase Monofásico

Impedancia (%) 1,5

Alta Voltaje 22860


Estado INSTALADO

Propietario Empresa

34

D.6.3. TRANSFORMADORES EN LA ZONA DE BAJA DENSIDAD

Alimentador 34A:


No. Empresa 33304

No. Serie 4447795f


Marca ECUATRAN

Potencia (kVA) 10

Fase Monofásico

Impedancia (%) 1,8



Estado INSTALADO

Propietario Empresa


No. Empresa 33289

No. Serie 4436195F


Marca ECUATRAN

Potencia (kVA) 15

Fase Monofásico

Impedancia (%) 1,9



Estado INSTALADO

Propietario Empresa

35

Alimentador 49A:


No. Empresa 46077

No. Serie 14013412


Marca ECUATRAN

Potencia (kVA) 5

Fase Monofásico

Impedancia (%) 1,9



Estado INSTALADO

Propietario Empresa


No. Empresa 47822

No. Serie 1578214


Marca ECUATRAN

Potencia (kVA) 37,5

Fase Monofásico

Impedancia (%) 3



Estado INSTALADO

Propietario Empresa

36

ANEXO D

D.1. CÁLCULO DE LA PROPUESTA DE REPARTICIÓN DE CAÍDA

DE VOLTAJE

En las Tablas D.1. y D.2. se encuentran todos los cálculos para determinar la

repartición de las caídas de voltaje en la zona de media y baja densidad

respectivamente.

Tabla D.1. Caída de voltaje más alta y promedios de las mismas en la zona de media


Elemento de

la red

Caída de

Voltaje

actual

más alta

(%)

Participa-

ción en la

caída

actual más

alta

Promedio de

Caídas de

Voltaje actual

de la zona de

alta densidad

(%)

Participa-

ción en el

Promedio

de Caída

de Voltaje

actual

Promedios de

las

participaciones

entre caídas de

Voltaje más

alta y

promedio

Alimentador

primario 5,400 0,365 3,475 0,451 0,408

Transformador

de distribución 2,058 0,139 0,743 0,096 0,118

Circuito

Secundario 6,879 0,465 3,019 0,392 0,428

Acometida 0,467 0,032 0,467 0,061 0,046

TOTAL 14,804 1,000 7,704 1,000 1,000

37

Tabla D.2. Caída de voltaje más alta y promedios de las mismas en la zona de baja densidad [Elaboración propia]

Elemento de

la red

Caída de

Voltaje

actual

más alta

(%)

Participa-

ción en la

caída

actual más

alta

Promedio de

Caídas de

Voltaje

actual de la

zona de alta

densidad

(%)

Participa-

ción en el

Promedio

de Caída de

Voltaje

actual

Promedios de

las

participaciones

entre caídas de

Voltaje más

alta y promedio

Alimentador

primario 27,700 0,680 8,000 0,466 0,573

Transformador

de distribución 1,138 0,028 0,664 0,039 0,033

Circuito

Secundario 4,362 0,107 0,999 0,058 0,083

Acometida 7,514 0,185 7,514 0,437 0,311

TOTAL 40,741 1,000 17,391 1,000 1,000

Documents

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL - Repositorio …bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/18789/1/CD-8180.pdf · comparaciÓn entre la norma ansi c84.1-2011 y la regulaciÓn no. conelec