ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
“ ALTERNATIVAS DE ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA PARA EL METRO DE QUITO”
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
CARLOS ALBERTO PACHECO JARAMILLO
ESTEBAN DARÍO PAREDES VARGAS
DIRECTOR: ING. FAUSTO GUILLERMO AVILÉS MERINO MSc.
Quito, Febrero 2014
i
DECLARACIÓN Nosotros, Carlos Alberto Pacheco Jaramillo y Esteban Darío Paredes Vargas,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y,
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
la normatividad institucional vigente.
___________________________ __________________________ Carlos Alberto Pacheco Jaramillo Esteban Darío Paredes Vargas
ii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Carlos Alberto Pacheco
Jaramillo y Esteban Darío Paredes Vargas, bajo mi supervisión.
_________________________________ Ing. Fausto G. Avilés
DIRECTOR DE PROYECTO
iii
AGRADECIMIENTOS
Al finalizar un trabajo arduo y lleno de dificultades, como lo fue el desarrollo del
presente proyecto de titulación profesional, es inevitable el asalto de emociones
humanas como la satisfacción y la felicidad. Sin embargo un análisis objetivo,
muestra que el aporte realizado y plasmado en las páginas del presente
documento no hubiese sido posible sin la participación de personas e instituciones
que han facilitado las cosas para que este trabajo llegue a un feliz término. Por
ello, es para nosotros un verdadero placer utilizar este espacio para ser justo y
consecuente con ellas, expresándoles nuestros más sinceros agradecimientos.
Al Ingeniero Fausto G. Avilés por aceptarnos para realizar este proyecto de
titulación profesional bajo su dirección. Su apoyo y confianza en nuestro trabajo,
así como su capacidad para guiar nuestras ideas ha sido un aporte invaluable.
Al Departamento de Planificación Técnica de la Empresa Eléctrica Quito, por
habernos facilitado siempre los medios suficientes para llevar a cabo todas las
actividades propuestas durante el desarrollo de este proyecto de titulación
profesional, y en especial a su Director el Ingeniero Medardo Castillo, que con
ideas propias siempre enmarcadas en su orientación y rigurosidad, han sido la
clave del buen trabajo que hemos realizado.
Y a las personas que nos colaboraron incondicionalmente en la obtención de este
trabajo, como son nuestros padres, familiares y amigos, por el inmenso apoyo y
compresión que siempre nos han brindado durante toda nuestra formación
profesional.
iv
DEDICATORIA
El presente proyecto de titulación profesional está dedicado.
A mis padres por ser los pilares fundamentales de todo lo que soy y por su incondicional
apoyo durante mi formación profesional.
A mi querida abuelita María Sabina Collantes Albarracín por su cariño y amor
mantenido perfectamente intacto a través del tiempo, quien no solamente llena de
alegría mi corazón sino también me ha dado a mi querida familia, siendo este el regalo
más apreciado que tengo.
A mis queridos tíos por ser los hombres más trabajadores y unidos del mundo, a mis
queridas tías por ser las madres más tiernas y a mis queridos primos y primas que son
como mis hermanos y hermanas.
Y a mis inolvidables amigos por todos esos momentos felices, tristes y difíciles que
vivimos durante nuestra formación profesional en las aulas de nuestra querida carrera de
Ingeniería Eléctrica.
Carlos Alberto Pacheco JaramilloCarlos Alberto Pacheco JaramilloCarlos Alberto Pacheco JaramilloCarlos Alberto Pacheco Jaramillo....
Porque el camino que he labrado hasta este momento ha sido fruto de la paciencia y
amor infinito de mis padres, porque he tenido la fortuna de tener abuelitos maravillosos
que han sido un ejemplo de vida y realmente las mejores personas que he conocido,
aunque algunos de ellos se hayan adelantado en el irremediable viaje al encuentro con el
creador, porque he compartido ocurrencias y experiencias de vida con mi hermano quien
ha sido un buen hombre y junto a su esposa me han regalado a un ángel terrenal. A
todos ellos y a mis amigos del alma les dedico con humildad el esfuerzo, dedicación y
empeño que he puesto en el presente proyecto de titulación profesional.
Esteban Darío Paredes Vargas.Esteban Darío Paredes Vargas.Esteban Darío Paredes Vargas.Esteban Darío Paredes Vargas.
"Sé firme como una torre, cuya cúspide no se doblega jamás al embate de los tiempos"
Dante Alighieri (1265 – 1321), poeta italiano
La Divina Comedia. Purgatorio, Canto V, sentencia 14-1
v
ÍNDICE GENERAL
Declaración………………………………………………………………………………..i
Certificación………………………………………………………………………….......ii
Agradecimientos………………………………………………………………………..iii
Dedicatoria……………………………………………………………………………….iv
Índice general…………………………………………………………………………….v
Índice de figuras………………………………………………………………………...xi
Índice de tablas………………………………………………………………………..xvi
Índice de anexos………………………………………………………………………xix
Resumen…………………………………………………………………………........xxii
Presentación………………………………………………………………………….xxiv
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
1.1 Antecedentes ……….……………...………………………………………………..1
1.2 Propuesta del Proyecto ……….………..………………………………………….3
1.2.1 Objetivos…………………………...…………………………………………...3
1.2.1.1 Objetivo General…………….………………………………………..3
1.2.1.2 Objetivos Específicos……………………………..…………………3
1.2.2 Alcance………………………………………………………………………...4
1.2.3 Justificación…………………………………………………………………...4
1.3 Sistemas de transportes eléctricos masivos…………… …………………….5
1.4 El Metro……………………………………………………………………………….8
1.4.1 El Metro en Latinoamérica……………………………...……………………8
1.4.1.1 Situación Actual en América Latina………………………………10
1.4.2 Funcionamiento del Metro…………………………………………………..12
1.4.2.1 Alimentación AC………………………………………………........13
1.4.2.2 Subestaciones de Rectificación o Tracción……………………..14
1.4.2.2.1 Rectificación AC/DC……………………………………16
1.4.2.3 Riel de Alimentación o Barra Guía……………………………….18
1.4.2.4 Alimentación al Motor……………………………………………...18
1.5 El Metro de Quito…………………………………………………………………..21
1.5.1 Descripción del Proyecto……………………………………………….........21
1.5.2 Recorrido del Metro-Q………………………………………………………..23
vi
CAPÍTULO II: PRONÓSTICO DE LA DEMANDA
2.1 Métodos de Proyección …………………………………………………………..26
2.1.1 Métodos Perspectivos……………………………………………………….27
2.1.1.1 Métodos Estadísticos……………………………………………….27
2.1.1.2 Métodos Econométricos……………………………………….......27
2.1.2 Métodos de confrontación Oferta-Demanda………………………………27
2.1.3 Métodos Basados en un GIS……………………………………………….28
2.2 Métodos Estadísticos ....................................................................................28
2.2.1 Regresión…………………………………………………………………….28
2.2.1.1 Diagrama de Dispersión……………………………………………29
2.2.2 Regresión Lineal…………………………………………………………….30
2.2.2.1 Error Estándar…………………………………………………........32
2.2.2.2 Análisis de Correlación……………………………………………33
2.2.2.2.1 Coeficiente de Determinación…………………………33
2.2.2.2.2 Coeficiente de Correlación……………………….........34
2.2.3 Series de Tiempo……………………………………………………………35
2.2.3.1 Tendencia Secular…………………………………………………35
2.2.3.2 Fluctuaciones Cíclicas…………………………………………….36
2.2.3.3 Variación Estacional…………………………………………........36
2.2.3.4 Variación Irregular……………………………………………........37
2.2.4 Regresión Cuadrática……………………………………………………….37
2.2.5 Regresión Exponencial…………….……………………………………….39
2.2.6 Tasa de Crecimiento………………………………………………………..42
2.3 Pronóstico de la Demanda Eléctrica …………………………………………..43
2.4 Metodología del Pronóstico de la Demanda Eléctr ica de la E.E.Q ……….45
2.5 Proyección de la Demanda ………………………………………………..…….48
2.5.1 Análisis de la Proyección…………………………………………………...48
2.5.1.1 Proyección Subestación Chilibulo………………………………...50
2.5.1.2 Proyección Subestación Vicentina………………………………..51
2.5.1.3 Proyección Subestación Selva Alegre………………………........52
2.5.1.4 Proyección Subestación Mirador Alto…………………………….53
vii
2.5.1.5 Proyección Subestación Eplicachima……………………………54
2.5.1.6 Proyección Sistema Eléctrico Quito………………………………55
CAPÍTULO III: DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA
QUITO
3.1 Descripción del Sistema de la E.E.Q …………………………………………..57
3.1.1 Área de Concesión…………………………………………………………..57
3.1.2 Puntos de Conexión con el SNT………………..…………………….........58
3.1.3 Centrales de Generación……………………….…………………………...58
3.1.4 Subestaciones de Distribución………………….…………………...…….59
3.1.4.1 Subestaciones de 46/6.3kV.………………………………………60
3.1.4.2 Subestaciones de 46/23kV….…………………………………….61
3.1.4.3 Subestaciones de 138/23kV………………………………………61
3.1.4.4 Subestación de 46/13.8kV…...……………………………………64
3.1.5 Redes de Distribución……………………………………………………….64
3.2 Situación Actual y Futura de las Subestaciones de Distribución ……......65
3.2.1 Subestaciones de 46/6.3kV………………………………………………...65
3.2.1.1 Situación Actual…………………………………………………….65
3.2.1.2 Situación Futura……………………………………………………70
3.2.2 Subestaciones de 46/23kV…………………………………………….......76
3.2.2.1 Situación Actual…………………………………………………….76
3.2.2.2 Situación Futura……………………………………………………79
3.2.3 Subestaciones de 138/23kV………………………………………….…….82
3.2.3.1 Situación Actual…......………….................................................82
3.2.3.2 Situación Futura……..……….……………………………………83
3.3 Diagnóstico del Sistema …………………………………………………………91
CAPÍTULO IV: ESTUDIO ELÉCTRICO DE LAS ALTERNATIVAS DE
ALIMENTACIÓN PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE METRO-Q
4.1 Estudio Eléctrico…………………………………………………………………..97
4.1.1 Consideraciones……………………………………………………………...97
4.1.2 Datos utilizados………...…………………………………………………….99
viii
4.1.2.1 Base de datos………………………………………………………99
4.1.2.2 Demanda…………………………………………………………..100
4.1.2.3 Alimentadores primarios para el Metro-Q………………..……..101
4.1.2.4 Regulación CONELEC No. 004/01…..…………………..……..101
4.2 Alimentación desde el sistema de 46 kV……………………… …………….102
4.2.1 Voltajes………………………………….………………………………........106
4.2.1.1 Barras de 46 kV……………………………………………………106
4.2.1.1.1 Caídas de voltaje……………………………………….106
4.2.1.1.2 Perfil de voltaje…………………………………………108
4.2.1.2 Barras de 6.3 kV………………………………………………......110
4.2.1.2.1 Caídas de voltaje…………...………………………….110
4.2.1.2.2 Perfil de voltaje……………..………………………….111
4.2.1.3 Barras de 23 kV…………………..……………………………….113
4.2.1.4 Barras de 1.5 kVDC…………………..……………………………115
4.2.2 Cargabilidad de transformadores……………....……...………………….117
4.2.2.1 Transformadores de 138/46 kV…………...……………………..117
4.2.2.2 Transformadores de 46/6.3 kV…………………………………..119
4.2.2.3 Transformadores de 23/1.5 kV….……………………………….123
4.2.3 Cargabilidad de líneas y alimentadores…………...……………………..125
4.2.3.1 Líneas de 46 kV…………………………..………………….........125
4.2.3.2 Alimentadores de 23 kV…………………..……………………...127
4.2.4 Conclusiones del estudio eléctrico.…………….……….………………..129
4.3 Alimentación desde el sistema de 138 kV…………..…… …………………131
4.3.1 Voltajes………………………………….…………………………………...136
4.3.1.1 Barras de 138 kV………………………………………………..…136
4.3.1.1.1 Caídas de voltaje…………..……………………………136
4.3.1.1.2 Perfil de voltaje………………………………………….138
4.3.1.2 Barras de 23 kV…………………………………………………….141
4.3.1.2.1 Perfil de voltaje…………………………………………..141
4.3.1.3 Barras de 1.5 kVDC………………………………………………….146
4.3.2 Cargabilidad de transformadores………………………………………......149
4.3.2.1 Transformadores de 230/138 kV….……………………………....149
ix
4.3.2.2 Transformadores de 138/23 kV……………..……………………152
4.3.2.3 Transformadores de 23/1.5 kV….………...……..….……………156
4.3.3 Cargabilidad de líneas y alimentadores…………….…….….……..……158
4.3.3.1 Líneas de 138 kV……………..………………………...………….158
4.3.3.2 Alimentadores de 23 kV………………………………...…………162
4.3.4 Análisis de contingencias……………..………………………..………….165
4.3.4.1 Salida de un transformador de 138/23 kV
del sistema Metro-Q………………………………………….......166
4.3.4.1.1 Perfil de voltaje en barras de 23 kV…………………166
4.3.4.1.2 Cargabilidad de transformadores de 138/23 kV
y líneas de 138 kV……………………………………171
4.3.4.1.3 Cargabilidad de alimentadores
y circuitos de 23 kV………………………………….177
4.3.4.2 Salida de una línea de 138 kV………………………….………..182
4.3.4.2.1 Perfil de Voltaje en barras de 138 kV……..…………183
4.3.4.2.2 Cargabilidad de transformadores de 138/23 kV
y líneas de 138 kV……………………………………185
4.3.4.3 Salida de un circuito alimentador de 23 kV…………………189
4.3.5 Conclusiones del estudio eléctrico………..……….………………….194
4.4 Dimensionamiento de transformadores y conductor es de
alimentación…………………………………………………………………………...198
4.4.1 Dimensionamiento de transformadores de 138/23 kV………………….198
4.4.2 Dimensionamiento de conductores de 23 kV...………………………….200
4.4.2.1 Salida de un transformador de 138/23 kV………………………202
4.5 Recomendación de alternativa de alimentación……… …….…….……….207
CAPÍTULO V: EVALUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERO
5.1 Análisis económico-financiero……………………………………………… ..212
5.1.1 Indicadores de evaluación económica…………………………………..214
5.1.1.1 Valor Actual Neto (VAN)………….………………………………215
5.1.1.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)…….……………………………..216
5.1.1.2.1 Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR)……216
x
5.1.1.3 Relación Beneficio-Costo (B/C)………..………………...217
5.1.1.4 Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI)…..……218
5.1.2 Depreciación…………………………………………………………219
5.1.2.1 Valor Residual………………………………………………219
5.1.2.2 Activos fijos depreciables……………………..……………220
5.1.2.3 Activos fijos no depreciables………………………………220
5.1.2.3.1 Plusvalía…………………………………………..220
5.1.2.4 Métodos de depreciación…………………………...……...220
5.1.2.4.1 Método de línea recta…………………..………..220
5.1.2.4.2 Método de la suma de dígitos anuales..………221
5.1.2.4.3 Método de doble cuota sobre el valor que decrece222
5.2 Evaluación Económico-Financiero para la aliment ación del Metro-Q…224
5.2.1 Análisis de costos…………………………………………………………..224
5.2.2 Presupuesto……………………………………...………………………....229
5.2.3 Plan de inversión………………………………...…………………….......231
5.2.4 Proyección de ingresos………………………...…………………………237
5.2.5 Proyección de gastos…………………………..………………………….240
5.2.6 Evaluación Económica de las alternativas de alimentación………….243
5.2.6.1 Análisis de sensibilidad……………………………….…………251
5.3 Financiamiento para la alimentación del sistema de transporte Metro-Q …….252
5.4 Beneficio social…………………………………………………………………..253
CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones……………………………………………………………………..255
6.2 Recomendaciones……………………………………………………………….257
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………......25 9
ANEXOS………………………………………………………………………………..263
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Esquema simplificado del sistema de alimentación del Metro………..12
Figura 1.2: Anillo abierto alimentado desde los extremos………………………….13
Figura 1.3: Anillo cerrado alimentado desde tres puntos....………………………..14
Figura 1.4: Otra forma de alimentación AC....……………………………………….14
Figura 1.5: Esquema de Conexión típica entre subestaciones de tracción………16
Figura 1.6: Rectificador de 12 pulsos........…………………………………………...17
Figura 1.7: Rectificador tipo puente de Graëtz trifásico con diodos..........………..17
Figura 1.8: Circuito de alimentación DC......………………………………………….18
Figura 1.9: Diagrama unifilar del ondulador autónomo.........……………………….20
Figura 1.10: Ruta del Metro-Q.............………………………………………………..25
Figura 2.1: Tipos de regresiones.......................……………………………………..30
Figura 2.2: Interpretación del coeficiente de correlación........…………………......35
Figura 2.3: Tendencia secular......….………………………………………………….36
Figura 2.4: Fluctuación cíclica......….………………………………………………….36
Figura 2.5: Variación estacional.....……………………………………………….......37
Figura 2.6: Esquema generalizado de un pronóstico……………………………….43
Figura 2.7: Proyección 2013-2023 S/E Chilibulo……………………………............50
Figura 2.8: Proyección 2016-2023 S/E Vicentina……………………………….......51
Figura 2.9: Proyección 2016-2023 S/E Selva Alegre………………………………..52
Figura 2.10: Proyección 2016-2023 S/E Mirador Alto……………………………….53
Figura 2.11: Proyección 2016-2023 S/E Eplicachima……………………………….54
Figura 2.12: Proyección de demanda 2011-2023……………………………….......54
Figura 3.1: Área de concesión de la E.E.Q…………………………………………..57
Figura 3.2: Cargabilidades individuales de las subestaciones 46/6.3 kV año 2012 y
2016.…...................................................................................................................74
Figura 3.3: Cargabilidad individual con la inclusión del sistema Metro-Q en
Subestaciones de 46/6.3 kV…………………………………………………………………….76
Figura 3.4: Cargabilidad individual de las subestaciones 46/23 kV……………….81
Figura 3.5: Cargabilidad individual de las subestaciones 138/23 kV……………...90
Figura 3.6: Cargabilidad global 2012 y 2016…………………………………….......91
xii
Figura 3.7: Efecto en las cargabilidades con el ingreso del sistema Metro-Q.......93
Figura 4.1: Diagrama Unifilar del sistema Metro-Q………………………………...100
Figura 4.2: Primera alternativa de alimentación desde el sistema de 46 kV……104
Figura 4.3: Segunda alternativa de alimentación desde la red de 46 kV………..105
Figura 4.4: Voltajes en barras de 46 kV Primera alternativa……………………...106
Figura 4.5: Voltajes en barras de 46 kV Segunda alternativa…………………….107
Figura 4.6: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Primera alternativa…….108
Figura 4.7: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Segunda alternativa......109
Figura 4.8: Voltajes en barras de 6.3 kV Primera alternativa……………………..110
Figura 4.9: Caídas de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa…….......110
Figura 4.10: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV en p.u Primera alternativa…..112
Figura 4.11: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa………….112
Figura 4.12: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Primera alternativa.......113
Figura 4.13: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Segunda alternativa….114
Figura 4.14: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Primera alternativa…..115
Figura 4.15: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Segunda alternativa…116
Figura 4.16: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Primera alternativa……..118
Figura 4.17: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Segunda alternativa…...118
Figura 4.18: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Primera alternativa……..120
Figura 4.19: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Segunda Alternativa........120
Figura 4.20: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Primera alternativa……...124
Figura 4.21: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Segunda alternativa.......124
Figura 4.22: Cargabilidad de líneas de 46 kV Primera alternativa…………………….125
Figura 4.23: Cargabilidad de líneas de 46 kV Segunda alternativa………….......126
Figura 4.24: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV Primera alternativa……..128
Figura 4.25: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa…….128
Figura 4.26: Alimentación desde la red de 138 kV Primera alternativa………….133
Figura 4.27: Alimentación desde la red de 138 kV Segunda alternativa……......134
Figura 4.28: Tercera alternativa de alimentación desde el sistema de 138 kV………..135
Figura 4.29: Caída de voltaje en barras de 138 kV Primera alternativa…….......136
Figura 4.30: Caída de Voltaje en barras de 138 kV Segunda alternativa……….136
Figura 4.31: Caída de voltaje en barras de 138 kV Tercera alternativa…………137
Figura 4.32: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Primera alternativa………..138
xiii
Figura 4.33: Perfil de voltaje barras de 138 kV en p.u. Segunda alternativa.......139
Figura 4.34: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Tercera alternativa………..139
Figura 4.35: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Primera alternativa……………141
Figura 4.36: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Segunda alternativa…………..141
Figura 4.37: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Tercera alternativa……………142
Figura 4.38: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Primera
alternativa……………………………………………………………………………………….144
Figura 4.39: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda
alternativa……………………………………………………………………………………….144
Figura 4.40: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera
alternativa………………………………………………………………………………..145
Figura 4.41: Perfil de voltaje en barras de 1.5kV en p.u del Sistema Metro-Q Primera
alternativa………………………………………………………………………………..147
Figura 4.42: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda
alternativa………………………………………………………………………………..147
Figura 4.43: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera
alternativa………………………………………………………………………………..148
Figura 4.44: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Primera alternativa.......149
Figura 4.45: Cargabilidad de transformadores 230/138 kV Segunda alternativa…......150
Figura 4.46: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Tercera alternativa………….150
Figura 4.47: Cargabilidad Transformadores 138/23 kV Primera alternativa…………..152
Figura 4.48: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Segunda alternativa….......153
Figura 4.49: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Tercera alternativa………..153
Figura 4.50: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Primera alternativa……..156
Figura 4.51: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Segunda alternativa.......156
Figura 4.52: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Tercera alternativa……..157
Figura 4.53: Cargabilidad de líneas de 138 kV Primera alternativa…………......158
Figura 4.54: Cargabilidad de líneas de 138 kV Segunda alternativa…………….159
Figura 4.55: Cargabilidad de líneas de transmisión de 138 kV Tercera alternativa…..160
Figura 4.56: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Primera alternativa….......162
Figura 4.57: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa…….163
Figura 4.58: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Tercera alternativa……...163
xiv
Figura 4.59: Perfiles de voltajes en barras de 23kV ante la salida de un
transformador de 138/23 kV Primera alternativa…………………………………...167
Figura 4.60: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un
transformador de 138/23 kV Segunda alternativa………………………………….167
Figura 4.61: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un
transformador de 138/23 kV Tercera alternativa………………………………......168
Figura 4.62: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV
Primera alternativa……………………………………………..................................171
Figura 4.63: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV
Segunda alternativa……………………………………………................................172
Figura 4.64: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV
Tercera alternativa……………………………………………..................................172
Figura 4.65: Cargabilidad de Alimentadores y Circuitos de 23 kV Primera
alternativa.............................................................................................................177
Figura 4.66: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Segunda
alternativa……………………………………………………………………………….178
Figura 4.67: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Tercera
alternativa……………………………………………………………………………….178
Figura 4.68: Perfiles de voltajes barras de 138 kV Primera alternativa……........183
Figura 4.69: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Segunda alternativa…….184
Figura 4.70: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Tercera alternativa……...184
Figura 4.71: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Primera
alternativa……………………………………............................................................186
Figura 4.72: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV
Segunda alternativa………………….………………………………………………….186
Figura 4.73: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Tercera
alternativa……………………………………………………………...........................187
Figura 4.74: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Primera alternativa…...190
Figura 4.75: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Segunda alternativa….191
Figura 4.76: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Tercera alternativa…...191
Figura 4.77: Flujo máximo en los transformadores de 138/23 kV………………..199
Figura 4.78: Cambio de conductor en los alimentadores sobrecargados de 23 kV…………203
Figura 4.79: Cambio de conductor para los circuitos de 23 kV………………………..205
xv
Figura 5.1: Ejemplo de cálculo del PRI..…………………………………………….218
Figura 5.2: Formato para los presupuestos de materiales y equipos……………228
Figura 5.3: Formato para los costos totales de las obras…………………………228
xvi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1: Características principales de Metros en Latinoamérica……………….10
Tabla 3.1: Subestaciones de 46/6.3 kV……………………………………………….60
Tabla 3.2: Subestaciones de 46/23kV………………………………………………...61
Tabla 3.3: Subestaciones de 138/23 kV. …………………………………………….61
Tabla 3.4: Situación actual de subestaciones de 46/6.3 kV………………………..67
Tabla 3.5: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV………………….71
Tabla 3.6: Subestaciones de 46/6.3 kV y 46/23 kV cercanas al recorrido del Metro-Q…….….75
Tabla 3.7: Situación actual de subestaciones de 46/23 kV……..…………………..…..77
Tabla 3.8: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV………………....79
Tabla 3.9: Situación actual a Diciembre de 2012 de subestaciones de 138/23 kV….….82
Tabla 3.10: Situación futura 2016 de subestaciones de 138/23 kV……………….83
Tabla 3.11: Variación porcentual de cargabilidad año 2016 incluido el Metro-Q…….....95
Tabla 3.12: Variación porcentual de cargabilidad 2016-2017 incluido el Metro-Q……..95
Tabla 4.1: Datos de demanda mínima, media y máxima coincidente……….......101
Tabla 4.2: Datos de alimentadores expresos para el Sistema Metro-Q……………….101
Tabla 4.3: Rango de variación permitido por el CONELEC……………………….102
Tabla 4.4: Distancias consideradas para las simulaciones primera alternativa……….103
Tabla 4.5: Distancias consideradas para las simulaciones segunda alternativa….......103
Tabla 4.6: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV en demanda máxima…….119
Tabla 4.7: Caída de voltaje producida por el ingreso del sistema Metro-Q……..........137
Tabla 4.8: Voltajes máximos y mínimos en p.u…………………………………….140
Tabla 4.9: Caída de voltaje y voltajes máximos y mínimos en p.u. en barras de 23 kV…........143
Tabla 4.10: Cargabilidad máxima y margen de reserva de transformadores 230/138 kV.......151
Tabla 4.11: Potencia requerida de los transformadores de alimentación Primera
alternativa……………………………………………………………………………….154
Tabla 4.12: Potencia requerida de transformadores de alimentación Segunda
alternativa……………………………………………………………………………….155
Tabla 4.13: Potencia requerida de transformadores de alimentación Tercera
alternativa……………………………………………………………………………….155
Tabla 4.14: Cargabilidad máxima de líneas de 138 kV y margen de reserva………….160
xvii
Tabla 4.15: Cargabilidad en demanda media y mínima de transformadores de
138/23 kV ante la pérdida de uno de ellos………………………………………….173
Tabla 4.16: Capacidad de sobrecarga de larga duración de un transformador……….176
Tabla 4.17: Alimentadores y circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de un
transformador de 138/23 kV……………………...…………………………………..180
Tabla 4.18: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV ante la salida de un
transformador de 138/23 kV para los periodos de demanda media y mínima…………181
Tabla 4.19: Cargabilidad de líneas de 138 kV y transformadores de 138/23 kV
ante salida de una línea de 138 kV………………………………………………….189
Tabla 4.20: Datos técnicos de los conductores de 750MCM y 1000MCM….......202
Tabla 4.21: Alimentadores de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de
un Transformador de 138/23 kV……………………………………………………..202
Tabla 4.22: Circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de un
Transformador de 138/23 kV…………………………………………………….......204
Tabla 4.23: Calibre de conductor recomendado para alimentadores de 23 kV……….206
Tabla 4.24: Resultados relevantes en condiciones normales de operación…….208
Tabla 4.25: Resultados relevantes en condiciones de contingencia…………….208
Tabla 4.26: Distancia desde las S/E de 138/23 kV a las estaciones de tracción..........208
Tabla 5.1: Precios referenciales de predios Urbanos……………………………...225
Tabla 5.2: Porcentajes asignados para diseño, estudios, montaje, Supervisión y
transporte. ……………………………………………………………………………...226
Tabla 5.3: Presupuesto referencial para la Primera alternativa. …………….......229
Tabla 5.4: Presupuesto referencial para la Segunda alternativa…………….......230
Tabla 5.5: Presupuesto referencial para la Tercera alternativa…………………..230
Tabla 5.6: Cuadro comparativo de inversiones…………………………………….231
Tabla 5.7: Cronograma de inversiones para la Primera alternativa……………...234
Tabla 5.8: Cronograma de inversiones para la Segunda alternativa…………….235
Tabla 5.9: Cronograma de inversiones para la Tercera alternativa……………...236
Tabla 5.10: Tarifa para Trolebús……………………………………………………..239
Tabla 5.11: Resumen de ventas anuales proyectadas……………………………239
Tabla 5.12: Gastos de mantenimiento anuales…………………………………….240
Tabla 5.13: Vidas útiles aprobadas por el CONELEC……………………………..241
Tabla 5.14: Valores de reposición anules…………………………………………..242
xviii
Tabla 5.15: Gastos anuales estimados……………………………………………...242
Tabla 5.16: Evaluación económica de la primera alternativa de alimentación………...244
Tabla 5.17: Evaluación económica de la segunda alternativa de alimentación……….246
Tabla 5.18: Evaluación económica de la tercera alternativa de alimentación………...248
Tabla 5.19: Resumen de índices económicos calculados………………………...249
Tabla 5.20: Resultados análisis de sensibilidad……………………………….......251
xix
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 2.1: Pronóstico de demanda eléctrica 2011-2023…………………………264
Anexo 2.2: Solicitud del servicio eléctrico del proyecto Metro de Quito…………266
Alimentación desde el sistema de 46 kV
Primera alternativa: Resultados de flujo de potenci a
Anexo 4.1: Voltajes en barras de 46 kV……………………………………………..267
Anexo 4.2: Voltajes en barras de 6.3 kV…………………………………………….267
Anexo 4.3: Voltajes en barras de 23 kV…………………………………….……….268
Anexo 4.4: Voltajes en barras de 1.5 kV…………………………………………….268
Anexo 4.5: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV…………………………269
Anexo 4.6: Cargabilidad de Transformadores 46/6.3 kV…………….……………269
Anexo 4.7: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV………….………………270
Anexo 4.8: Cargabilidad de Líneas de 46 kV……………………………………….271
Anexo 4.9: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV…...…………………………272
Segunda alternativa: Resultados de flujo de potenci a
Anexo 4.10: Voltajes en barras de 46 kV………..………………………………….272
Anexo 4.11: Voltajes en barras de 6.3 kV……………..……………………………273
Anexo 4.12: Voltajes en barras de 23 kV……………..…………………….………273
Anexo 4.13: Voltajes en barras de 1.5 kV…………………………………………..274
Anexo 4.14: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV………………………..274
Anexo 4.15: Cargabilidad de Transformadores 46/6.3 kV…………….…………..275
Anexo 4.16: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV.……….……………….276
Anexo 4.17: Cargabilidad de Líneas de 46 kV……………………………………..277
Anexo 4.18: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV....………………………….278
Alimentación desde el sistema de 138 kV
Primera alternativa: Resultados de flujo de potenci a
Anexo 4.19: Voltajes en barras de 138 kV………………………………………….278
Anexo 4.20: Voltajes en barras de 23 kV……………………………………….......279
xx
Anexo 4.21: Voltajes en barras de 1.5 kV…………………………………………..280
Anexo 4.22: Cargabilidad de Transformadores 230/138 kV………………….......281
Anexo 4.23: Cargabilidad de Transformadores 138/23 kV…………….………….281
Anexo 4.24: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV………….……………..282
Anexo 4.25: Cargabilidad de Líneas de 138 kV……………………………………283
Anexo 4.26: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV…...…………….………….283
Análisis de contingencias
Salida de un transformador de 138/23 kV
Anexo 4.27: Voltajes en barras de 23 kV……………………………………….......284
Anexo 4.28: Cargabilidad de elementos…………………………………………….286
Salida de una línea de 138 kV y de un circuito alimentador de 23 kV
Anexo 4.29: Cargabilidad de elementos…………………………………………….288
Anexo 4.30: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV……………………...290
Segunda alternativa: Resultados de flujo de potenci a
Anexo 4.31: Voltajes en barras de 138 kV………………………………………….291
Anexo 4.32: Voltajes en barras de 23 kV……………………………………….......291
Anexo 4.33: Voltajes en barras de 1.5 kV…………………………………………..292
Anexo 4.34: Cargabilidad de Transformadores 230/138 kV………………….......293
Anexo 4.35: Cargabilidad de Transformadores 138/23 kV…………….………….293
Anexo 4.36: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV………….……………..294
Anexo 4.37: Cargabilidad de Líneas de 138 kV……………………………………295
Anexo 4.38: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV…...…………….………….295
Análisis de contingencias
Salida de un transformador de 138/23 kV
Anexo 4.39: Voltajes en barras de 23 kV……………………………………….......296
Anexo 4.40: Cargabilidad de elementos…………………………………………….298
xxi
Salida de una línea de 138 kV y de un circuito alimentador de 23 kV
Anexo 4.41: Cargabilidad de elementos…………………………………………….300
Anexo 4.42: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV……………………...302
Tercera alternativa: Resultados de flujo de potenci a
Anexo 4.43: Voltajes en barras de 138 kV………………………………………….303
Anexo 4.44: Voltajes en barras de 23 kV……………………………………….......304
Anexo 4.45: Voltajes en barras de 1.5 kV…………………………………………..305
Anexo 4.46: Cargabilidad de Transformadores 230/138 kV………………….......306
Anexo 4.47: Cargabilidad de Transformadores 138/23 kV…………….………….306
Anexo 4.48: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV……….….…………….307
Anexo 4.49: Cargabilidad de Líneas de 138 kV……………………………………308
Anexo 4.50: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV…...…………….………….308
Análisis de contingencias
Salida de un transformador de 138/23 kV
Anexo 4.51: Voltajes en barras de 23 kV……………………………………….......309
Anexo 4.52: Cargabilidad de elementos…………………………………………….312
Salida de una línea de 138 kV y de un circuito alimentador de 23 kV
Anexo 4.53: Cargabilidad de elementos…………………………………………….313
Anexo 4.54: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV……………………...315
Anexo 5.1: Análisis de costos de la Primera alternativa…………………………..316
Anexo 5.2: Análisis de costos de la Segunda alternativa………..………………..318
Anexo 5.3: Análisis de costos de la Tercera alternativa…………………………..326
Anexo 5.4: Programa de actividades Primera alternativa…………………….......331
Anexo 5.5: Programa de actividades Segunda alternativa……………..…….......332
Anexo 5.6: Programa de actividades Tercera alternativa…………………..……..333
xxii
RESUMEN
La propuesta del presente proyecto de titulación profesional fue establecer, la
mejor alternativa de alimentación técnica para el Metro de Quito, basado en flujos
de potencia calculados con la utilización de un programa computacional
adecuado.
Para el presente estudio se plantearon cinco posibles alternativas de
alimentación, dos alternativas a partir del sistema de 46 kV las cuales fueron
propuestas por los autores y tres alternativas a partir del sistema de 138 kV de las
cuales fueron dos propuestas por la dirección de subtransmisión y el
departamento de planificación de la Empresa Eléctrica Quito, mientras que una de
ellas fue propuesta por los autores del presente proyecto.
Además se realizó un estudio económico de las tres alternativas de alimentación
propuestas a partir del sistema de 138 kV, con el objetivo de determinar cuál de
las tres alternativas sería económicamente factible y rentable para la empresa.
Como resultados del estudio de cargabilidad se estableció que el Metro de Quito,
con los 75 MVA de demanda requeridos por la Empresa Metro Madrid, tal como lo
manifiesta el oficio UNMQ-2012-125 del 16 de Marzo del 2012. Incrementaría en
un 10% la demanda proyectada del Sistema Eléctrico Quito, en consecuencia el
sistema de 46 kV no podría sostener a largo plazo dicha demanda debido a que
en el corto plazo este llegaría a saturarse. Mientras que el sistema de 138 kV
mantendría el abastecimiento de esta demanda en un largo plazo.
Con el estudio eléctrico realizado con ayuda del programa computacional Power
Factory versión 14.1.3, se llegó a comprobar con dos alternativas diferentes que
la alimentación del Metro de Quito desde el sistema de 46 kV, mediante
transformadores de 46/23 kV; provocaría bajos voltajes en las barras de 46 kV de
subestaciones vecinas los cuales estarían fuera del rango de variación permitido
por el CONELEC, además de altas cargabilidades en algunas líneas de 46 kV.
xxiii
Por otra parte el mismo estudio eléctrico realizado con tres alternativas diferentes,
demostró que la alimentación del Metro de Quito es técnicamente factible desde
el sistema de 138 kV mediante transformadores de 138/23 kV, ya que mantendría
voltajes en barras dentro del rango de variación permitido por el CONELEC,
además de cargabilidades en transformadores, líneas y alimentadores, con
niveles adecuados de operación. De las tres alternativas planteadas se llegó a
determinar que la alimentación desde la subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto,
Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario es la alternativa técnica más adecuada;
debido a que esta alternativa presento el mejor perfil de voltaje y bajas
cargabilidades en líneas, transformadores y alimentadores, tanto en condiciones
normales como en condiciones de contingencia.
Finalmente como resultado del estudio económico se llegó a determinar que las
tres alternativas de alimentación planteadas para el Metro de Quito desde el
sistema de 138 kV son económicamente factibles, siempre y cuando el factor de
carga llegué a ser superior a 0.5; sin embargo la alimentación desde la
subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque
Bicentenario es la más rentable de las tres alternativas planteadas.
xxiv
PRESENTACIÓN
El presente proyecto de titulación profesional se ha divido en seis capítulos,
donde se desarrollan los siguientes temas:
En el capítulo I: Contiene la descripción del proyecto Metro de Quito, el
funcionamiento de este medio transporte eléctrico y la propuesta del presente
proyecto de titulación.
En el capítulo II: Se presenta la teoría correspondiente para elaborar pronósticos
de demanda, la metodología que emplea la Empresa Eléctrica Quito y un análisis
del pronóstico de demanda eléctrica que ha sido verificado en este proyecto para
las subestaciones consideradas en la alternativa de alimentación propuesta por el
Departamento de Planificación de la Empresa Eléctrica Quito, así como para la
proyección del Sistema Eléctrico Quito.
En el capítulo III: Se realiza un estudio de cargabilidad para los sistemas de 46 kV
y 138 kV, considerando el pronóstico de demanda realizado en el capítulo II.
En el capítulo IV: Se realiza el estudio eléctrico para los periodos de demanda
máxima, media y mínima de las alternativas de alimentación propuestas para el
Metro de Quito, desde el sistema de 46 kV así como para las propuestas desde el
sistema de 138 kV. Adicionalmente en estas alternativas se realiza el análisis de
contingencia de cada una de ellas.
En el capítulo V: Se presenta el estudio económico-financiero de las tres
alternativas de alimentación desde el sistema de 138 kV planteadas para el Metro
de Quito.
En el capítulo VI: Se presenta las conclusiones y recomendaciones obtenidas del
estudio realizado en el presente proyecto de titulación profesional.
1
CAPÍTULO I
1.1 ANTECEDENTES
El aumento de la población, la concentración de los centros educativos, de salud,
de administraciones de los servicios básicos, judiciales, así como, los
correspondientes a las actividades económicas, comerciales, industriales,
culturales, deportivas, etc. y el altísimo costo de los inmuebles en el centro urbano
de la ciudad de Quito ha incidido en el desplazamiento de gran parte de la
población del centro urbano a la periferia de la ciudad y a los valles de Los Chillos
y Tumbaco, provocando en los últimos años el aumento intensivo de los vehículos
motorizados en la ciudad de Quito, siendo muy demoroso trasladarse de norte a
sur y de este a oeste; y, a la presente fecha, ni la vigencia del pico y placa es una
solución eficiente de gestión del tránsito dispuesta por el Municipio del Distrito
Metropolitano de Quito.
De lo que se puede concluir que la movilidad en la ciudad de Quito se encuentra
en crisis y a futuro se agravará, por el aumento de la población y de la cantidad de
vehículos particulares y públicos.
Entre otros, se pronostica que en pocos años la movilidad llegue a niveles de
crisis para la configuración e infraestructura vial de la ciudad. A la par, el
transporte público de buses va perdiendo espacio frente al vehículo particular,
debido fundamentalmente a la baja calidad de servicio de los buses
convencionales.
Así, en la actualidad el sistema de transporte en Quito no es capaz de responder
a las necesidades de la ciudad lo que trae como consecuencia un deficiente
sistema de transporte público, que sumado al incremento de vehículos
particulares conlleva altos costos sociales y económicos para la población,
además de ocasionar un gran impacto negativo al ambiente.
2
Esta grave situación amerita de las autoridades el planteamiento de soluciones
con visión integral, para que se incorpore un sistema de transporte público
moderno, eficiente y sostenible, además que brinde un servicio de calidad.
En la alcaldía del Sr. Rodrigo Paz (1988) se planificó una red de transporte
público para dar solución al problema de movilización de la ciudad, el cual fue
puesto en marcha en 1995 durante la alcaldía de Jamil Mahuad.
Dicha red de transporte planificada, no llegó a completarse en su totalidad, si bien
se crearon corredores exclusivos de transporte, los buses que circulan por ellos
funcionan a diesel, cuando el plan proyectaba que todos los buses debían
funcionar con energía eléctrica. El Trolebús fue el primer y único medio de
transporte público de Quito, que funciona a base de energía eléctrica hasta la
actualidad.
Actualmente se considera que el Trolebús (principal corredor del Sistema
Metropolitano de Transporte de la ciudad de Quito) está colapsado puesto que fue
planificado para abastecer la demanda hasta el año 2010, y movilizar hasta 180
mil personas, en la actualidad transporta más de 200 mil personas, lo cual
conlleva un incremento de demanda de energía eléctrica por parte de este medio.
En las elecciones generales de 2009 el tema del transporte público fue un punto
trascendental para la campaña hacia la alcaldía de Quito de Augusto Barrera. En
su campaña él planteó la construcción de un Metro subterráneo, desechando la
propuesta del Tren Rápido de Quito (TRAQ), que fue propuesto durante la
Alcaldía de Paco Moncayo.
Con la llegada de Augusto Barrera a la Alcaldía se inició el plan de construir el
Metro de Quito, el cual es completamente subterráneo, con un funcionamiento
total a base de electricidad.
Un sistema de transporte con estas características se convierte en la mejor
alternativa para asegurar una eficaz solución a los graves problemas de movilidad
3
que enfrenta la ciudad y además en una oportunidad para lograr un salto cultural y
tecnológico hacia la modernidad de la ciudad, además de ser una línea de
transporte masivo eficiente y sostenible a largo plazo.
En el 2010 un acuerdo entre el Municipio capitalino y la empresa Metro Madrid
S.A. dio lugar al inicio de los estudios de factibilidad del Metro-Q. Estos estudios
resultaron favorables y concluyeron que el recorrido de la línea 1 del Metro-Q
debía ser entre Quitumbe y El Labrador; cuya construcción debería empezar a
partir de Noviembre de 2012.
1.2 PROPUESTA DEL PROYECTO
1.2.1 OBJETIVOS
1.2.1.1 Objetivo General
Determinar la mejor alternativa de alimentación eléctrica para el Metro-Q, con su
respectivo análisis económico.
1.2.1.2 Objetivos Específicos
• Determinar el pronóstico de la demanda eléctrica de las subestaciones de
distribución de Empresa Eléctrica Quito con la carga del Metro-Q.
• Realizar un diagnóstico de las condiciones actuales y futuras de operación
del Sistema Eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito.
• Determinar las características técnicas de los circuitos primarios de 23 kV
subterráneos que alimentarán a las estaciones de tracción del sistema de
transporte Metro-Q.
• Analizar varias alternativas de alimentación eléctrica en alto voltaje, cuyos
circuitos primarios subterráneos alimentarán a las estaciones de tracción
del Metro-Q, mediante la utilización de un software computacional
adecuado.
4
• Analizar económicamente la alternativa de alimentación seleccionada.
1.2.2 ALCANCE
En base al estado actual de las instalaciones eléctricas del sistema de
subtransmisión de 138 kV y 46 kV de la Empresa Eléctrica Quito se realizará un
diagnóstico, que permitirá determinar las fortalezas o limitaciones de cada sistema
para alimentar una carga aproximada de 75 MVA del sistema Metro-Q, luego se
realizará una descripción del método utilizado para calcular el pronóstico de la
demanda eléctrica de las subestaciones de distribución incluyendo la carga del
Metro-Q utilizado por la E.E.Q, introduciéndose modificaciones en la proyección
de la E.E.Q si se justifican, después se determinará la mejor alternativa para la
alimentación eléctrica del sistema Metro-Q en base a los estudios eléctricos de
flujos de carga realizados con un software computacional adecuado, en
condiciones normales y de contingencias.
La alternativa seleccionada adicionalmente considerará el funcionamiento
eficiente de los circuitos primarios de medio voltaje subterráneos, en una
configuración en anillo que conectarán a las estaciones del sistema Metro-Q.
Mediante estudios eléctricos de flujos de carga en condiciones normales y de
contingencias, se determinará el calibre del conductor de los alimentadores
primarios de 23 kV, así como la potencia de los transformadores de 138/23 kV
para alimentar a las estaciones de tracción del Metro-Q, que podrían
implementarse para su alimentación.
Finalmente se realizará un estudio económico de las alternativas de alimentación
planteadas desde la red de 138 kV.
1.2.3 JUSTIFICACIÓN
La demanda de energía eléctrica de la ciudad de Quito y de las otras zonas de
servicio de la Empresa Eléctrica Quito, ha tenido un incremento sostenido a tal
5
punto que en los próximos años las instalaciones eléctricas de alto voltaje de
46kV podrían llegar a saturarse, incluso sin considerar la posible alimentación al
Metro-Q desde el sistema de 46 kV, por lo que la implementación de un nuevo
medio de transporte masivo como es el Metro-Q, el cual tendría una
demanda aproximadamente del 10% de la demanda actual del sistema eléctrico
impone que su alimentación de energía sea desde un nivel de tensión de 138 kV,
con alta confiabilidad y seguridad del suministro las 24 horas del día.
Con los resultados que se obtengan, se puede determinar la mejor alternativa de
alimentación eléctrica, tanto técnica como económica, para que de esta forma, el
sistema del Metro-Q, opere en condiciones aceptables.
1.3 SISTEMAS DE TRANSPORTES ELÉCTRICOS MASIVOS [1]
Son sistemas de transporte público, de alta calidad orientados al usuario, que
ofrecen movilidad urbana, rápida, confortable y de bajo costo. Esta definición se
aplica a una serie de medios de transportes que actúan conjuntamente para
desplazar grandes cantidades de personas en lapsos cortos.
Si bien un sistema de transporte masivo se puede conformar de varios sistemas
de transporte públicos integrados, los cuales funcionan a base de combustibles
fósiles, la actual tendencia mundial es reemplazar estos sistemas por sistemas
que funcionan a base de energía eléctrica. Entre los principales sistemas de
transporte eléctricos se puede mencionar a los siguientes:
El Tranvía: Es un medio de transporte de pasajeros que circula sobre rieles y por
la superficie en áreas urbanas, en las propias calles, sin separación del resto de la
vía ni senda o sector reservado.
Entre las principales características que se pueden mencionar son las siguientes:
• Su alimentación eléctrica se realiza a través de un pantógrafo.
• Consume mucha menos energía eléctrica que otros transportes eléctricos.
6
• Ocupa un carril de calzada más angosto del que necesita un autobús,
debido a que carece de desplazamientos laterales, lo que racionaliza el uso
del escaso espacio público urbano.
• La construcción de su infraestructura es mucho más económica, lo que
hace que sea más viable.
• Menor capacidad y velocidad de transporte.
• Impacto estético en la zona monumental y urbana si se utiliza tendido
eléctrico aéreo.
El Tren Ligero: Es un sistema de transporte que utiliza el mismo material rodante
que el tranvía, pero que incluye segmentos parcial o totalmente segregados por el
tráfico, con carriles reservados, vías apartadas y en algunos casos túneles en el
centro de la ciudad de características similares a las de un ferrocarril
convencional.
Tiene una capacidad media de transporte a escala regional y Metropolitana, por lo
general es de menor tamaño que un tren o un Metro, pero de mayor tamaño que
el tranvía.
Este tipo de transporte masivo permite la conexión entre zonas peatonales en
núcleos urbanos y zonas rurales, creando además nuevos potenciales de
desarrollo urbano.
Entre las principales características que se pueden mencionar son las siguientes:
• Su alimentación eléctrica se realiza a través de una barra guía.
• Los sistemas de trenes ligeros son generalmente más económicos de
construir que el de trenes pesados, dado que la infraestructura es
relativamente menos robusta, las unidades son más baratas y por lo
general no se requieren de túneles que son usados en la mayoría de los
sistemas de transporte subterráneos.
• Permite recorrer curvas cerradas y pendientes escarpadas, lo que además
reduce el trabajo de construcción.
7
• Comparado con los autobuses, los sistemas de trenes ligeros tienen una
capacidad más alta, son menos contaminantes, silenciosos, cómodos y en
muchos casos más rápidos.
El Metro: Es un sistema de transporte más rápido y con mayor capacidad que el
tranvía o el tren ligero, pero no es tan rápido ni cubre distancias de largo alcance
como el tren suburbano o de cercanías. Es indiscutible su capacidad para
transportar grandes cantidades de personas en distancias cortas con rapidez, con
un uso mínimo del suelo.
El Trolebús: Es un ómnibus eléctrico, alimentado por una catenaria de dos
cables superiores desde donde toma la energía eléctrica mediante dos astas. El
trolebús no hace uso de vías especiales o rieles en la calzada, por lo que es un
sistema más flexible. Cuenta con neumáticos de caucho en vez de ruedas de
acero en rieles, como los tranvías.
Los trolebuses, al igual que todos los vehículos eléctricos, suelen verse como un
medio de transporte más compatible con el medio ambiente. Son de particular
importancia para ciudades escarpadas o montañosas, donde la electricidad es
más efectiva que el diesel a la hora de subir colinas; además, tienen mayor
adherencia que los tranvías.
Las características más importantes que se puede indicar son las siguientes:
• De acuerdo con la tecnología que el trolebús este utilizando, estos pueden
generar energía eléctrica a partir de la energía cinética cuando frenan o
van cuesta abajo en un proceso llamado frenado regenerativo.
• La transmisión directa de electricidad, como la usada en el trolebús, es
mucho más eficiente que la producción, el transporte, el almacenamiento y
el aprovechamiento energético del hidrógeno en celdas de combustible en
un factor de 2.2 a 1, y mucho menos peligroso.
8
• Los recorridos posibles se limitan a los tramos con catenarias instaladas.
Sin embargo, se puede incorporar una batería o un motor
térmico convencional para permitir una mayor versatilidad.
• Los neumáticos producen más resistencia que las ruedas metálicas sobre
los rieles y por tanto, un mayor gasto de electricidad. [1]
1.4 EL METRO [2]
Se denomina Metro o ferrocarril Metropolitano a los sistemas ferroviarios de
transporte masivo de pasajeros que operan en las grandes ciudades para unir
diversas zonas de su término municipal y sus alrededores más próximos, con alta
capacidad y frecuencia, separados de otros sistemas de transporte.
Las redes de Metro se construyen frecuentemente de manera subterránea,
aunque a veces se disponen elevadas e incluso en zonas normalmente alejadas
del centro o de expansión urbana, sus instalaciones son a nivel de superficie pero
con plataforma reservada.
El Metro intenta anticipar el proceso de urbanización y acompañar de manera
funcional y coherente al desarrollo de la infraestructura urbana y del mismo sector
transporte. En rigor, su línea es concebida como un medio de transporte
alternativo frente a la congestión vial causada por el desarrollado tránsito
vehicular y a los problemas de transporte público. [2]
1.4.1 EL METRO EN LATINOAMÉRICA [2]
Aun cuando la gama de Metros en América Latina es variada y amplia, en este
apartado solamente se ha considerado aquellos sistemas tipo Metro, que
responden más rigurosamente a su definición general y que se encuentran en la
actualidad en servicio.
[1]
Maynar M.M, Fernández F.J.G. “Ferrocarriles Metropolitanos”. Págs. 183-231.
9
Esto quiere decir que se considerarán seis Metros, los que se encuentran en las
ciudades de: Buenos Aires, México, Sao Paulo, Santiago, Río de Janeiro y
Caracas. El más reciente, el de Caracas, fue inaugurado a principios de 1983,
mientras que el más antiguo, el de Buenos Aires, data de 1913. Entre ellos dos, el
grupo restante fue construido en un período de tiempo relativamente común, a
fines de la década de los sesenta y principios de los setenta.
En el caso de los Metros de México, Sao Paulo, Santiago y Rio de Janeiro, el
objetivo es absorber una parte de la demanda de transporte que se concentra
sobre los corredores viales más cargados, liberando espacio para la expansión de
los otros modos; también se considera el problema del crecimiento del parque de
vehículos privados, que se agudiza en estas ciudades desde principios de los
años sesenta.
En esencia se trata de remediar los síntomas de sofocamiento de los sistemas de
transporte y de la capacidad de las infraestructuras viales.
En el caso del Metro de Caracas los objetivos primarios son los de resolver los
problemas de desplazamiento en un espacio ya saturado, sobre todo por la
abundante presencia del automóvil particular y por lo fragmentado de la oferta de
transporte colectivo.
Esta clasificación deja ver que los Metros han respondido en sus momentos a
distintas reacciones institucionales frente al comportamiento de la oferta de
transporte público; mientras el primer grupo se constituye en una prolongación de
la oferta existente, el segundo corresponde a una superposición a ella. [2]
10
En la tabla 1.1 se presenta una síntesis de las características de estos Metros en la actualidad:
Poblaci ón Longitud Ciudad (millones) [km] km/habit
México 18 113 6.28
Sao Paulo 15 28.5 1.90 Río de Janeiro 13 26.9 2.06 Buenos Aires 9 35.4 3.93
Santiago 4.5 25.6 5.68 Caracas 3.5 11.7 3.34
Tabla 1.1: Características principales de Metros en Latinoamérica. [2]
Evidentemente los Metros latinoamericanos se han concentrado en una extensión
media de alrededor de los treinta kilómetros, en la actualidad los ritmos de
crecimiento de ellos son muy lentos o están por un largo tiempo detenidos,
excepción hecha del caso de México. En todo caso, los Metros se han instalado
en los principales ejes transversales de sus ciudades.
Entre los seis Metros, solamente dos exhiben una red polineal (México y Buenos
Aires), mientras los sistemas bilineales son dominantes (Sao Paulo, Santiago y
Río de Janeiro), siendo Caracas el único caso de Metro monolineal, aunque esta
situación deba cambiar en el mediano plazo, cuando la segunda línea, en
construcción actualmente, sea inaugurada. [2]
1.4.1.1 Situación Actual en América Latina [2]
Analizar la situación actual de los Metros en Latinoamérica significa realizar un
análisis de las condiciones que han dado origen a su existencia: más allá de sus
rendimientos absolutos (que pueden ser comparables con cualquier sistema
similar en el mundo) se trata aquí de encontrar lo específico de ellos, lo que
resulta de su localización y problemática particulares.
Estas condiciones particulares tienen que ver sobre todo con los rasgos del
desarrollo urbano Latinoamericano, que se ha caracterizado por un explosivo
11
crecimiento de sus ciudades desde la década de los 50, acompañado de una gran
desorganización del espacio y de profundos desequilibrios socioeconómicos.
A nivel de la oferta de transporte se observa una situación insostenible, con un
servicio desigual, tanto en cobertura como en calidad, que no ha permitido una
situación favorable para los usuarios.
Los sistemas de transporte masivos tipo Metro, en Latinoamérica están en el
centro de un debate actual en la región. Tanto en las ciudades donde ellos
están implantados como en otras donde existen como proyecto o simplemente
como generalizada idea popular, se encuentran argumentaciones en pro y en
contra de dichos sistemas.
Una de las razones que explican esta mayor preocupación reside precisamente
en la mayor densidad de sistemas de Metro en América Latina con respecto a
otras regiones de los países subdesarrollados; pero al mismo tiempo, la
coexistencia de ellos con situaciones de crisis recurrentes en la oferta de
transporte colectivo, de las cuales no pueden escapar, sirven de argumento para
cuestionar su validez.
En América Latina existen seis Metros, la mayoría de los cuales ha cumplido más
de una década de existencia; ello avala la posibilidad y el interés de extraer
algunas conclusiones útiles respecto a su pertinencia y a su utilidad, ya que en la
mayoría de los casos exhiben un cierto grado de subutilización, variable que
según las ciudades, no siempre reporta una relación óptima entre el volumen de
recursos invertidos y su aprovechamiento.
Internamente, los Metros sufren una variedad de problemas específicos y
particulares a cada caso y que muchas veces son exaltados por los críticos, por
ejemplo: el Metro de México tiene importantes problemas de cobertura financiera
y de desequilibrio entre sus líneas; igualmente, el de Caracas así como el de
Santiago, están subutilizados respecto a su capacidad y abandonados en cuanto
a la concepción predominante de política de transporte; el Metro de Buenos Aires
12
muestra un agotamiento considerable, generado probablemente por su
antigüedad, el de Sao Paulo tiene una cobertura reducida con respecto al tamaño
de la aglomeración y el de Rio de Janeiro atraviesa una aguda crisis financiera e
institucional.
Las respuestas a las críticas se centran en el hecho que los Metros son sistemas
de transporte masivo, concebidos para el mediano y largo plazo, con una vida útil
que sobrepasa la de los autobuses. [2]
1.4.2 FUNCIONAMIENTO DEL METRO [3]
La selección, diseño y evaluación del tipo de alimentación en un proyecto de
transporte eléctrico masivo como el Metro es de fundamental importancia, porque
permite prever el impacto sobre la red de distribución eléctrica. [3]
El esquema simplificado del sistema de alimentación del Metro, se muestra en la
figura 1.1.
Figura 1.1: Esquema simplificado del sistema de alimentación del Metro. [3]
[2] Figueroa Oscar, Ettiene Henry. “Diagnóstico de los metros en América Latina”. Págs. 7-17 [3] Soublette Castro Gabriel Andrés. “Sistemas de Recuperación de Energía para la línea 1 del Metro de
Santiago”. Págs. 11-12, 14
13
A continuación se explicara de manera general el sistema de alimentación
eléctrica utilizado por sistemas de transporte masivo tipo Metro, para alimentar los
motores de tracción utilizados para mover los trenes.
1.4.2.1 Alimentación A.C. [4]
El sistema eléctrico del Metro, parte con la compra de energía a la empresa
eléctrica local en subestaciones generales de alta tensión las cuales
proporcionarán la potencia eléctrica necesaria, en este lugar se transforma a
niveles de tensión adecuados, para alimentar al material móvil que circule por la
línea.
Luego ésta se distribuye en media tensión, a cada una de las subestaciones de
rectificación a través del túnel, utilizando alimentadores por cada Subestación de
rectificación, en general, para sistemas tipo Metro, se realiza a un nivel de voltaje
entre 10 kV a 30 kV.
La configuración de las subestaciones generales de alta tensión puede ser de
diferentes topologías; dependiendo de las características de cada instalación y las
ubicaciones de las subestaciones disponibles por la empresa distribuidora. [4]
Entre las topologías más utilizadas se puede mencionar las siguientes:
1. Anillo abierto alimentado desde los extremos.
Figura 1.2: Anillo abierto alimentado desde los extremos. [4]
14
2. Anillo cerrado alimentado desde tres puntos.
Figura 1.3: Anillo cerrado alimentado desde tres puntos. [4]
En el caso del suministro de electricidad para el Metro de Quito la alimentación en
Alto Voltaje también estará configurada en un sistema en anillo a 138 kV.
3. Otra posibilidad.
Figura 1.4: Otra forma de alimentación A.C. [4]
1.4.2.2 Subestación de Rectificación o de Tracción [4]
En las subestaciones de rectificación, primero se baja el nivel de tensión a niveles
apropiados para los rectificadores, del orden de 600 VAC, y luego gracias a los
rectificadores se logra el voltaje de corriente continua nominal que posteriormente
alimentará al tercer riel y luego a los motores de tracción eléctrica, que son los
que darán la fuerza motriz necesaria para movilizar el tren.
De los diferentes sistemas de transporte eléctrico masivo alrededor del mundo se
observa que las redes de corriente continua empleadas para el suministro de
15
energía utilizan niveles de tensión que están entre los 750 VDC y 3 kVDC, aunque
en general un valor estándar ampliamente utilizado es de 1.5 kVDC.
La energía que consume todo el sistema de tracción se alimenta a través de un
conjunto de subestaciones rectificadores AC/DC. Cada subestación suministra en
un sector determinado una porción de la energía total requerida por el sistema.
La red de tracción que alimenta a los trenes del Metro, se conforma de dos líneas
de alimentación conectadas en paralelo y divididas en secciones eléctricas,
separadas por aislamientos de superposición.
Los factores más importantes en el diseño de estas redes es la confiabilidad y
disponibilidad del suministro, razón por la cual cada sección debe conectarse a
las secciones adyacentes para tener respaldo de alimentación eléctrica, en caso
de presentarse algún tipo de falla en el sistema de alimentación principal, y de
esta forma prevenir la ausencia de suministro eléctrico en las diferentes partes
que conforman la línea.
La potencia de las subestaciones de rectificación, generalmente, varía entre 1.5 y
10 MW; mientras que la distancia entre subestaciones varía según el voltaje de
alimentación, esto con la finalidad de reducir las pérdidas en las líneas.
Como ejemplo de la relación distancia-nivel de voltaje se puede encontrar los
siguientes:
• De 2 km a 4 km para 600 VDC.
• De 5 km a 6 km para 750 VDC.
• De 8 km a 13 km para 1.5 kVDC.
• De 20 km a 30 km para 3 kVDC.
Una subestación típica dentro de un perímetro urbano funciona a 4 MW, 750 VDC
y suministra entre 2 y 4 kA. Esto, teniendo en cuenta la variación de la carga y
que cada tren está compuesto entre 3 y 6 carros.
16
Una subestación con estas características de potencia y tensión posee
capacidades de sobrecarga de 150%, 300% y 450% del rango de la corriente para
una hora, un minuto y diez segundos, respectivamente.
En la figura 1.5 se muestra el esquema de una conexión típica desde un par de
subestaciones de alimentación adyacentes, donde se destacan los elementos
principales que caracterizan cada subestación.
Figura 1.5: Esquema de Conexión típica entre subestaciones de tracción. [4]
1.4.2.2.1 Rectificación AC/DC [5]
El procedimiento de rectificación se realiza por medio de puentes rectificadores de
6, 12, 24 o más pulsos.
[4]
Ricardo Moreno-Chuquén, Mario Alberto Ríos-Mesías, Gustavo Andrés Ramos-López, Eduardo Quintero-Restrepo. “Sistemas de Alimentación Eléctrica a Sistemas de Transporte
Masivo Tipo Metro”. Págs. 3-10.
17
El rectificador más utilizado para transportes tipo Metro es el de 12 pulsos, el cual
está conformado por un transformador tridevanado, cuyos bobinados secundarios
están conectados en estrella y el otro en delta, para producir un desfase de 30
grados, tal como lo muestra la figura 1.6.
Figura 1.6: Rectificador de 12 pulsos. [5]
En algunos casos, el número de pulsos empleados en la rectificación de la tensión
se determina a partir del tipo de transformadores disponibles. [5]
El puente rectificador que por lo general se utiliza es el puente de Graëtz trifásico
con diodos, como lo muestra la figura 1.7.
Figura 1.7: Rectificador tipo puente de Graëtz trifásico con diodos. [5]
18
1.4.2.3 Riel de Alimentación o Barra Guía [5]
Es el denominado tercer riel del Metro, es el encargado de llevar la energía
necesaria hacia el motor, en corriente continua. Este sistema de conductor es
ideal para Metros subterráneos y cuenta con la ventaja de estar poco expuesto a
daños por condiciones atmosféricas y medioambientales, además es apto para
trabajar hasta con un nivel de voltaje de 1kVDC.
Para servicios urbanos la barra guía utiliza por lo general, un nivel de voltaje entre
750 VDC, con una resistencia de 8 a 20mΩ/km, sustentado sobre aisladores
instalados cada 2.5 m a 5 m. [5]
1.4.2.4 Alimentación al Motor [6]
Una vez rectificado el voltaje alterno, se conecta a la barra guía a través de cables
de alimentación, la conexión del motor hacia la barra guía, se hace gracias a un
brazo fijado al tren, y una zapata atada al brazo la cual permite el deslizamiento
sobre esta barra.
La barra guía actúa como polo positivo y los rieles principales actúan como polo
negativo, tal como lo muestra la figura 1.8, cerrando así el circuito de
alimentación.
Figura 1.8: Circuito de alimentación DC. [6] [5] Rives F.O., Mendez M.R, Puente M.M. “Estudio de la Optimización del Diseño de
Subestaciones para la Alimentación de Sistemas de Tracción Eléctrica”. Págs. 19-20, 27.
19
El motor eléctrico utilizado por los sistemas de transporte masivos, es un motor
asincrónico de rotor jaula de ardilla, esto se debe a que con el avance de la
electrónica de potencia, el control de esta máquina se ha hecho cada vez más
sofisticado y preciso, por lo cual ha consolidado el uso de estas máquinas para
aplicaciones en tracción eléctrica.
La corriente continua que proviene del tercer riel entra a un ondulador autónomo,
el cual se encarga de realizar la conversión de corriente continua a alterna con la
finalidad de que ésta pueda ser utilizada por el motor asincrónico.
El diagrama unifilar del ondulador autónomo más utilizado en los sistemas de
transporte tipo Metro es como se muestra en la figura 1.9.
20
Figura 1.9: Diagrama unifilar del ondulador autónomo. [6]
__________________________
[6] Catalogo TRAILEC Metro-Bilbao. “Esquema del convertidor de tracción”.
21
Un ondulador autónomo es un convertidor estático con tiristores que permite la
transformación de corriente continua a corriente alterna, cuando en el lado de
alterna sólo hay receptores de energía, este ondulador, fija la frecuencia y la
forma de onda de la tensión alterna suministrada a la carga.
La ventaja de realizar este proceso es con el objetivo de proporcionar uno o varios
voltajes alternos, para de esta manera se pueda variar la frecuencia de salida, y
en algunos casos la relación de transformación continua-alterna, para así poder
controlar la velocidad del tren.
Los trenes se tienen que mantener separados entre uno y otro, no por una
distancia fija sino por el tiempo que tarda un tren en alcanzar la posición del otro,
lo cual, generalmente para todas las líneas es de 180 segundos (3 minutos).
Además, las paradas en cada estación son de 15 segundos a 20 segundos. [6]
1.5 EL METRO DE QUITO
1.5.1 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO [7]
El Metro de Quito, está considerado como un proyecto de prioridad local, el cual
esperaría resolver los problemas de transporte en la ciudad, con grandes
beneficios ambientales para la ciudad de Quito y sus alrededores.
Las tendencias internacionales reconocen que este tipo de proyectos genera
impactos positivos, y es lo que justifica su construcción. Además, en los sistemas
de transporte tipo Metro, la emisión de contaminantes y de ruido son
prácticamente nulas. Así pues, el Metro de Quito procurará el funcionamiento
articulado y eficiente del Distrito Metropolitano de Quito, el cual asegure el
derecho de los ciudadanos a una transportación eficiente, confiable, segura y
sobretodo menos contaminante garantizando la sustentabilidad ambiental,
mejorando así la calidad de vida de sus habitantes.
[6]
Catalogo TRAILEC Metro-Bilbao. “Esquema del convertidor de tracción”.
22
El Proyecto de la primera línea del Metro de Quito abarcará una longitud de 22
kilómetros partiendo desde la estación sur ubicada en Quitumbe, hasta la estación
norte ubicada en el sector del Labrador. Todo el recorrido del Metro será
subterráneo, a una profundidad promedio de 22 m.
Este medio de transporte masivo será el eje vertebral, en torno al cual se
reordenará el resto de sistemas de transporte público, de cara a optimizar el
funcionamiento del mismo.
Esta línea se complementará con cocheras y talleres, para mantenimiento y
estacionamiento de los trenes, las cuales se ubicarán en la estación de Quitumbe.
La primera línea del Metro contará con 18 trenes de 6 vagones cada uno, dando
un total de 108 vagones. Cada tren tendrá una capacidad de 1 500 personas a
una velocidad promedio de 37.5 km/h, con una máxima de 90 km/h.
Tanto la línea del Metro como sus 15 estaciones previstas serán subterráneas,
con el objetivo de no interferir su operación con el tráfico existente en superficie, y
de esta manera permite liberar espacios públicos dentro de la ciudad. Estas
estaciones serán construidas por el sistema cut and cover, desde la superficie, y
además serán complementadas con pozos verticales conectados al túnel de
ventilación, para ubicar salidas de emergencia y para evacuar posibles filtraciones
de agua en el túnel mediante bombeo.
La separación entre estaciones, en el tramo Quitumbe-El Recreo, será de 2 km,
mientras que en el tramo, El Recreo-El Labrador, la separación será de 1 km. La
longitud de los andenes, es de 115 m, lo cual permitirá la parada de trenes con
composición de 6 vagones.
Para la construcción del túnel subterráneo del Metro, se utilizarán tuneladoras de
6MW cada una, este sistema es el más seguro y rápido, también se utilizarán
otros métodos de excavación auxiliar como el manual y entre pantallas.
23
Finalmente el suministro de energía eléctrica del sistema Metro-Q debe ser
altamente confiable, para cumplir con este objetivo la empresa Metro Madrid S.A.
ha solicitado a la Empresa Eléctrica Quito que el sistema de alimentación se lo
realice en una configuración en anillo, con un nivel de voltaje en alterna de 23 kV,
capaz de abastecer una demanda de 75 MVA, el cual se obtendrá desde cuatro
subestaciones de distribución. [7]
1.5.2 RECORRIDO DEL METRO-Q [7]
Como se mencionó en el numeral anterior el sistema Metro-Q dispone de 15
estaciones, las cuales están repartidas a lo largo de sus 22 km de recorrido.
El trazado seleccionado para la primera línea del Metro-Q parte de la terminal
terrestre Quitumbe. Toma la calle Pumapungo para luego cruzar la quebrada
Ortega y alcanzar la Av. Rumichaca, siguiendo por esta avenida se llega al cruce
con la Av. Morán Valverde, en donde se ubica la estación Morán Valverde
(Estación 2).
En el cruce de la Av. Rumichaca con la Av. Amaru Ñan se realiza una reserva de
trazado para una posible futura estación.
El trazado sigue por la Rumichaca hacia Solanda, cruzando bajo una zona de
edificaciones hasta llegar a una zona deportiva junto a la calle Venancio
Estandoque, en donde se ubicará la estación Solanda (Estación 3).
Desde aquí gira al Oeste para alcanzar la Av. Cardenal de la Torre. Un poco
antes del cruce con la Teniente Hugo Ortiz se ubica la estación El Calzado
(Estación 4). Corresponde a pequeñas áreas verdes de las canchas de la Av.
Cardenal de la Torre.
Al salir de esta estación gira al Este, atraviesa el barrio 1 de Mayo y cruza bajo el
río Machángara para llegar al terminal El Recreo (Estación 5), esta estación se
situará bajo las vías del ferrocarril y la zona de talleres del Trolebús.
24
Siguiendo por la vía, el trazado pasa por debajo de la estación del Trolebús de
Villaflora, toma la Av. Rodrigo de Chávez y continuando por esta, llega a la altura
de las áreas deportivas del Cuerpo de Ingenieros del Ejército, lugar en donde se
situará la estación La Magdalena (Estación 6).
Desde aquí se gira al Norte para pasar El Panecillo por el Oeste y llegar a la plaza
de San Francisco, donde al Sur de esta se ubicará la estación San Francisco
(Estación 7), esta estación servirá a todo el Centro Histórico de la capital.
El trazado continúa en dirección Norte hasta la calle Manabí, gira al Este y llega al
Sur del parque de La Alameda, lugar en donde se ubicará la estación Alameda
(Estación 8). Siguiendo por la Av. Gran Colombia el trazado gira al Oeste para
llegar bajo el parque de El Ejido, donde se ubicará la estación El Ejido (Estación
9), esta estación servirá para intercambio de líneas de autobuses que se dirigen a
los valles.
Continuando el recorrido, se sigue por la Av. Alfredo Pérez Guerrero, gira al Norte
para tomar la Av. América. Junto a la Universidad Central del Ecuador se situaría
la estación Universidad Central (Estación 10), la cual permitirá el intercambio con
el corredor Central Norte.
Tras pasar la Av. La Gasca el trazado gira al Este, pasa bajo la zona de Las
Casas Bajo, hasta alcanzar la Av. Eloy Alfaro, se desplaza por esta hasta llegar a
la estación La Pradera (Estación 11), la cual estará ubicada a la altura de la calle
Alemania.
Continuando por la Av. Eloy Alfaro gira al Norte para tomar la Av. Amazonas
hasta llegar a la Av. Gaspar de Villaroel. En este tramo se ubicaran dos
estaciones, la estación Carolina (Estación 12), la cual irá ubicada en el cruce con
la Av. República, y la otra la estación Iñaquito (Estación 13), la cual estará situada
en el cruce con la Av. Naciones Unidas. A la altura de la Av. Gaspar de Villaroel,
el trazado hace una <<S>> para poder situarse en dirección Sur-Norte paralelo a
la Av. Amazonas y a la Av. 10 de Agosto, entrando entre la plaza de toros y la
25
terminal norte del Trolebús. Esta zona permite la ubicación de la estación Jipijapa
(Estación 14).
Desde esta estación el trazado gira al Noroeste para entrar en la zona de la
cabecera Sur del Ex Aeropuerto Mariscal Sucre, lugar donde se ubicará la última
estación El Labrador. [7]
El trazado de la primera línea del sistema Metro-Q se lo puede apreciar en su
totalidad en la figura 1.10.
Figura 1.10: Ruta del Metro-Q. [8]
[7]
http://www.metrodequito.gob.ec. [8]
http://www.ciudadaniainformada.com/typo3temp/pics/88e48f274c.jpg
26
CAPÍTULO II
En muchas ocasiones la toma de decisiones se basan en las predicciones de
sucesos futuros, dichos pronósticos se los realiza fundamentados en una relación
entre lo que ya se sabe y lo que se espera que pasará.
Gran parte de estos pronósticos, aún los realizados por las empresas, no llegan a
cumplirse con cero de error, ya que son suposiciones fundamentadas
principalmente en la experiencia personal de quien lo realiza, en la intuición o en
estadísticas que nos dan una tendencia, ya sea esta de carácter optimista o
pesimista. En el caso de la E.E.Q la función matemática de tendencia es
seleccionada en base a los valores de regresión obtenidos del análisis estadístico
correspondiente.
Toda estimación exige un esfuerzo cuya proporción determina directamente la
precisión y fiabilidad de la misma, es decir con el menor error que se espera tenga
el valor real respecto al estimado.
2.1 MÉTODOS DE PROYECCIÓN [9]
Una proyección puede ser realizada utilizando diferentes métodos que pueden ser
agrupados en cuatro categorías:
27
2.1.1 MÉTODOS PERSPECTIVOS [9]
2.1.1.1 Métodos Estadísticos
Son aquellos que basan la previsión futura en lo que ocurrió en el pasado, a
través de reflejarlo en series estadísticas conservadas como referencia en las
empresas.
Dentro de este grupo se distinguen dos métodos muy utilizados para realizar
proyecciones:
Series de tiempo: Es un método cuantitativo que se utiliza para detectar
patrones de cambio en los datos recolectados a través del tiempo, con el
objetivo de proyectar estos patrones para obtener una estimación para el
futuro.
Regresión: Es un método estadístico que determina una ecuación de
estimación, la cual relaciona la variable conocida con otra desconocida.
La extrapolación: Es un método que consiste en suponer que la tendencia
determinada con la regresión continuará en el futuro. [9]
2.1.1.2 Métodos Econométricos [9]
Pretenden presentar cualitativamente las relaciones causales de variables
económicas con aquella del interés particular. [9]
2.1.2 MÉTODOS DE CONFRONTACIÓN OFERTA-DEMANDA [9]
Este tipo de análisis se centra en asegurar que la demanda proyectada se adapte
adecuadamente con las restricciones que imponen un gran número de variables
en un sistema económico global. Este tipo de estudios solo se los puede realizar
con modelos muy complejos. [9]
28
2.1.3 MÉTODOS BASADOS EN UN GIS (GEOGRAPHIC INFORMATION
SYSTEM) [9]
La implementación de los métodos de previsión de la demanda se ve simplificada
gracias a la potencialidad de los GIS. En primer lugar, la digitalización y limpieza
de los mapas digitalizados son operaciones que se simplifican enormemente con
la utilización de herramientas automatizadas o semiautomatizadas que permitan
la captura de entidades gráficas y su asociación a una clave identificativa. [9]
2.2 MÉTODOS ESTADÍSTICOS [10]
2.2.1 REGRESIÓN
Es el proceso general que se utiliza para predecir el comportamiento de una
variable, recurriendo a medios estadísticos a partir de datos históricos de la
variable que se desea predecir.
Por lo general cuando se utiliza la regresión como herramienta de estimación, se
lo hace conjuntamente con un análisis de correlación.
El objetivo del análisis de regresión es determinar una ecuación de estimación,
que explique la relación que existe entre una variable conocida con otra.
Por otra parte el análisis de correlación determina el grado en que se relacionan
estas dos variables, es decir indica que tan confiable es la ecuación de estimación
determinada por la regresión para describir la evolución de una variable
desconocida.
Los análisis de regresión y de correlación son los que determinan tanto la
naturaleza, como la fuerza de la relación existente entre dos variables en estudio.
[9]
Poveda Mentor, “Planificación de Sistemas de Distribución”, Julio 1987.
29
De esta forma se puede pronosticar con cierta precisión, el valor de una variable
desconocida basada en observaciones anteriores de la misma.
En el análisis de regresión existen dos tipos de variables involucradas, la variable
dependiente y la variable independiente.
La variable dependiente es la variable que se desea predecir, y la variable
independiente es la variable de la cual se dispone datos estadísticos.
Para emplear este análisis se debe identificar correctamente cual es la variable
dependiente y cual la variable independiente. En general existen dos tipos de
relaciones entre variables:
Relación directa: Es aquella en la que un aumento en la variable
independiente ocasiona un incremento en la variable dependiente.
Relación inversa: Es aquella en la que un aumento en la variable
independiente ocasiona que la variable dependiente disminuya.
Cuando se utiliza este tipo de análisis para realizar un pronóstico es importante
considerar que las relaciones encontradas por la regresión son relaciones de
asociación, pero no de causa y efecto. A menos que tenga razones específicas
para creer que los valores de la variable dependiente se originan por causa de la
variable independiente.
Otro aspecto que hay que tomar en cuenta en los análisis de regresión, es que las
variables involucradas deben tener una relación lógica una con la otra. [10]
2.2.1.1 Diagrama de Dispersión
Es un tipo de diagrama matemático que utiliza las coordenadas cartesianas para
mostrar los valores de dos variables para un conjunto de datos estadísticos.
30
Con un diagrama de dispersión se puede identificar visualmente la tendencia que
sigue la variable independiente, con lo que se puede identificar la ecuación de
estimación que describe de mejor manera la relación existente entre las dos
variables involucradas. [10]
Las regresiones posibles que se pueden presentar se las puede resumir en los
gráficos indicados en la figura 2.1 a continuación.
Figura 2.1: Tipos de regresiones. [10]
2.2.2 REGRESIÓN LINEAL [10]
La regresión lineal es aquella que se utiliza para ajustar los valores conocidos de
la variable independiente a un modelo lineal, siempre y cuando estos valores
presenten dicha tendencia.
31
La ecuación de estimación lineal viene dado por:
= + (2.1)
Donde:
: Es el valor de la variable dependiente que se desea estimar.
X: Es el valor de la variable independiente.
m: Es la pendiente de la recta de mejor ajuste.
b: Es la intercepción con el eje de las ordenadas.
El parámetro m y b, se determina utilizando las siguientes expresiones:
= ∑ ∑ (2.2)
= − (2.3)
= ∑ , = ∑ (2.4)
Donde:
: Valor de la variable independiente.
: Valor de la variable dependiente.
n: número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable independiente.
: Valor promedio de la variable dependiente.
Todos los valores se obtienen a partir de los datos estadísticos de las variables
involucradas en el análisis.
Para verificar la exactitud de la ecuación determinada se puede aplicar el
siguiente procedimiento:
1.- Se determina los errores individuales de los datos, empleando la siguiente
expresión:
32
= − !" (2.5)
2.- Se suman los errores individuales, si esta suma es igual a cero entonces se
puede considerar que la ecuación de regresión lineal se ajusta perfectamente al
modelo en análisis.
# = 0 → laecuaciónderegresiónseajustaperfectamente
Una vez que se ha determinado la recta de regresión el segundo paso es
determinar el error estándar, con la finalidad de medir la confiabilidad de la
ecuación de estimación encontrada. [10]
2.2.2.1 Error Estándar [10]
Mide la variabilidad o dispersión de los valores observados alrededor de la recta
de regresión determinada.
Para encontrar el error estándar se aplica la siguiente expresión:
7 = 8∑ 9∑ :∑ ; (2.6)
Donde:
S: Error estándar.
: Valor de la variable independiente.
: Valor de la variable dependiente.
n: Número de pares ordenados estadísticos (,). m y b: Parámetros de la recta de regresión previamente determinada.
Mientras más grande sea el error estándar de la estimación, mayor será la
dispersión de los puntos alrededor de la línea de regresión. Si este error es igual a
33
cero se puede concluir que la ecuación de estimación es un estimador “perfecto”
de la variable dependiente. [10]
2.2.2.2 Análisis de Correlación [10]
El análisis de correlación es una herramienta estadística que se puede usar para
describir el grado en el que una variable está relacionada con otra.
Con frecuencia, este análisis se utiliza junto con la regresión para medir qué tan
bien la curva de regresión explica los cambios de la variable dependiente, a través
de dos coeficientes: El coeficiente de determinación y el coeficiente de
correlación. [10]
2.2.2.2.1 Coeficiente de Determinación: Proporciona una medida de la bondad del
ajuste y revela qué porcentaje del cambio en variable dependiente se explica por
un cambio en la variable independiente.
Este coeficiente se calcula a través de la siguiente ecuación:
<; = =∑ >9∑ ∑ (2.7)
Donde:
r2: Coeficiente de determinación
: Valor de la variable independiente.
: Valor de la variable dependiente.
n: Número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable independiente.
: Valor promedio de la variable dependiente.
34
Este coeficiente puede tomar valores entre 0 y 1, entre más cercano este de 1
indica que el ajuste realizado es más confiable, y lo contrario, es decir entre más
cercano este de 0 significa que el ajuste realizado es menos confiable. [10]
2.2.2.2.2 Coeficiente de Correlación: Es la principal forma de medir el grado o fuerza
de asociación que existe entre las dos variables involucradas, además de
proporcionar una medida relativa de la capacidad del modelo para explicar las
desviaciones en los valores de la variable dependiente, debido a los cambios que
sufre la variable independiente. Para calcular el coeficiente de correlación se
aplica la siguiente expresión:
< = 8=∑ >9∑ ∑ (2.8)
Donde:
r: Coeficiente de correlación.
: Valor de la variable independiente.
: Valor de la variable dependiente.
n: Número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable independiente.
: Valor promedio de la variable dependiente.
El coeficiente de correlación puede tomar cualquier valor entre 0 y 1. Entre más
cercano sea a 1, quiere decir que las variables involucradas tienen una fuerte
correlación, mientras que si es igual a 0 significa que no existe correlación alguna
entre las variables involucradas. [10]
[10] Levin, Rubin Balderas, Del Valle y Gómez. “Estadística para Administración y
Economía”. Págs. 510-512; 518-522; 525-530; 535; 540-542; 551-552; 674-679; 681-684.
35
Esta interpretación se la puede observar en la figura 2.2.
Figura 2.2: Interpretación del coeficiente de correlación. [10]
2.2.3 SERIES DE TIEMPO [11]
El análisis de series de tiempo es un método cuantitativo que se utiliza para
detectar patrones de cambio en los datos recolectados a través del tiempo, con el
objetivo de proyectar estos patrones para obtener una estimación para el futuro.
Existen cuatro tipos de cambio o variación implicados en el análisis de serie de
tiempo, estos son: Tendencia secular, Fluctuaciones cíclicas, Variación estacional
y Variación irregular. [11]
2.2.3.1 Tendencia Secular [11]
Es el movimiento continuo en una variable durante un período de tiempo
extendido.
Este tipo de tendencia permite describir un patrón histórico, proyectar patrones o
tendencias pasadas al futuro. [11]
Un ejemplo de este tipo de tendencia se lo puede apreciar en la figura 2.3.
36
Figura 2.3: Tendencia secular. [11]
2.2.3.2 Fluctuaciones Cíclicas [11]
Son variaciones como de onda en el nivel general de la actividad comercial
durante un período relativamente prolongado. [11]
La típica gráfica que muestra fluctuaciones cíclicas se la puede apreciar en la
figura 2.4.
Figura 2.4: Fluctuación cíclica. [11]
2.2.3.3 Variación Estacional [11]
Este tipo de variación implica patrones de cambio que ocurren cada año por la
misma época. [11]
37
En la figura 2.5 se muestra una curva típica para una variación estacional.
Figura 2.5: Variación estacional. [11]
2.2.3.4 Variación Irregular [11]
Se manifiesta cuando el comportamiento de la variable no sigue ningún patrón de
cambio estable.
En la mayor parte de los casos las series de tiempo contienen una combinación
de los tipos de variaciones antes mencionadas.
Cuando se trabaja con datos estadísticos que incluyen series de tiempo, la curva
que describe de mejor manera el comportamiento de la variable en análisis es la
curva de regresión cuadrática o de segundo orden y la exponencial. [11]
2.2.4 REGRESIÓN CUADRÁTICA [11]
La regresión cuadrática es aquella que se utiliza para ajustar los valores
conocidos de la variable independiente a un modelo parabólico, siempre y cuando
estos valores presenten dicha tendencia.
La forma general de la ecuación de ajuste de segundo orden viene descrita por la
siguiente expresión:
!" = ?@; + @ + A (2.9)
38
Donde:
: Es el valor de la variable dependiente que se desea estimar.
a,b,c: son constantes de la ecuación de estimación.
La constante b se determina utilizando la siguiente expresión:
= − ∑ (2.20)
= ∑B ∑B (2.31)
Mientras que las constantes a y c se determinan resolviendo el siguiente sistema
de ecuaciones:
C ∑ = ?D + A ∑; 1∑; ∗ = ?∑; + A ∑G 2 (2.42)
Donde:
:IñK Correspondiente a la serie de tiempo.
: El valor correspondiente al ?ñK n: número de pares ordenados estadísticos (,).
En una regresión cuadrática los coeficientes de correlación y determinación se
calculan con las siguientes expresiones:
Coeficiente de determinación:
<; = 1 − ∑L M>9B>=BN∑ (2.53)
Coeficiente de correlación:
39
< = O1 − ∑L M>9B>=BN∑ (2.64)
Donde:
r: Coeficiente de correlación.
r2: Coeficiente de determinación
: El valor correspondiente al ?ñK n: Número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable dependiente. [11]
2.2.5 REGRESIÓN EXPONENCIAL [11]
La regresión exponencial es aquella que se utiliza para ajustar los valores
conocidos de la variable independiente a un modelo de crecimiento exponencial,
siempre y cuando estos valores presenten dicha tendencia.
La forma general de la ecuación de ajuste exponencial viene descrita por la
siguiente expresión:
!" = ?P9Q (2.75)
Donde:
: Es el valor de la variable dependiente que se desea estimar.
a, b: Son valores constantes.
Para determinar las constantes a y b se linealiza la expresión anterior aplicando
las propiedades de los logaritmos, con lo cual se obtiene la siguiente expresión:
lnL!"N = @ + ln? (2.86)
40
De la expresión anterior se puede observar que para realizar un regresión
exponencial, se lo hace a través de un modelo de regresión lineal relacionando
ln(y) con respecto a x.
Por lo tanto se puede aplicar las ecuaciones del apartado 2.2.2 con lo cual se
obtiene las siguientes expresiones:
RSSS = ∑ ,RSSS = ∑ TU (2.97)
= ∑∗V WSSSS WSSSS∑WSSSS (2.108)
? = P WSSSS9
(2.119)
Donde:
: Valor de la variable independiente.
: Valor de la variable dependiente.
n: Número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable independiente.
: Valor promedio de la variable dependiente.
Para una regresión exponencial los coeficientes de correlación y determinación se
calculan con las siguientes expresiones:
Coeficiente de determinación:
<; = =∑ TU >9∑TU WSSSS∑ TU WSSSS (2.20)
Coeficiente de correlación:
41
< = 8=∑ TU >9∑TU WSSSS∑ TU WSSSS
(2.212)
Donde:
r: Coeficiente de correlación.
r2: Coeficiente de determinación
: Valor de la variable independiente.
: Valor de la variable dependiente.
n: Número de pares ordenados estadísticos (,). : Valor promedio de la variable independiente.
: Valor promedio de la variable dependiente.
Para el caso particular en el que se trabaja con series de tiempo, en las
expresiones anteriores se reemplaza por
Donde:
= − ∑ (2.22)
Al realizar un pronóstico utilizando cualquier método de regresión ya sea lineal o
no lineal, se debe tomar en consideración la posibilidad de que las ecuaciones de
ajuste determinadas pueden cambiar debido a factores externos. Esta situación
puede ocasionar un error significativo en el pronóstico para un determinado año.
En la práctica para escoger una ecuación de estimación adecuada, de entre
varias ecuaciones que describen la tendencia de la variable. Por lo general, el
parámetro que influye en la decisión de escoger una ecuación de estimación en
particular es el coeficiente de determinación.
42
La ecuación de regresión con un coeficiente de determinación lo más cercano a 1,
se puede considerar como la más confiable y que es la que describe de mejor
manera la tendencia de la variable que se desea pronosticar. [11]
2.2.6 TASA DE CRECIMIENTO [11]
En muchas ocasiones se puede encontrar frente a series de tiempo que registran
el comportamiento de cualquier tipo de variable sean estas económicas, de
crecimiento poblacional, de demanda de un producto o servicio, etc.
Estas series de tiempo por si solas no son suficientes para realizar
interpretaciones de la realidad, pero al ser sometidas a un análisis estadístico o
econométrico se obtiene los fundamentos que permiten realizar afirmaciones
sobre su comportamiento en el futuro.
La tasa de crecimiento o tasa de variación se la define como el índice que
expresa la velocidad a la que una variable en estudio crece o decrece durante un
período determinado de tiempo.
Para calcular esta tasa de crecimiento se aplica un método estrictamente
geométrico el cual viene definido por siguiente expresión:
Y = Z[\WB − 1 (2.23)
Donde:
i: Tasa de crecimiento.
: Valor final del período en estudio.
]: Valor inicial del período en estudio.
n: Número de períodos en estudio.
43
La tasa de crecimiento puede tomar valores positivos o negativos, cuando toma
valores negativos significa que la variable decrece y si toma valores positivos
quiere decir que la variable crece con el transcurso del tiempo.
Usualmente la tasa de crecimiento es utilizada para extrapolar las curvas de
regresión previamente determinadas despejando de la expresión 2.23, con lo
cual se tiene la siguiente ecuación:
= ^1 + Y (2.24) [11]
2.3 PRONÓSTICO DE LA DEMANDA ELÉCTRICA [12]
El pronóstico de la demanda eléctrica que se realiza para las subestaciones de
distribución, tomando como base los datos históricos de sus respectivas
demandas máximas individuales, se utiliza para definir su equipamiento a futuro,
con la finalidad de asegurar la disponibilidad de capacidad instalada en MVA para
abastecer la demanda máxima de las cargas conectadas a las respectivas
subestaciones.
Un esquema generalizado para realizar un pronóstico de demanda se representa
en la figura 2.6.
Figura 2.6: Esquema generalizado de un pronóstico. [12]
[11]
Allen L. Webster, “Estadística Aplicada a los Negocios y la Economía”. Págs. 324-331; 336-340; 343- 349; 401-404; 413-422; 424.
44
La metodología para elaborar pronósticos de demanda de energía y potencia, que
utilizan la mayoría de las empresas de distribución, son basados principalmente
en realizar curvas de regresiones a partir de datos históricos disponibles en cada
empresa, para luego extrapolar estas curvas utilizando su respectiva tasa de
crecimiento.
La tasa de crecimiento que se considere para realizar el pronóstico de demanda
de energía depende exclusivamente de factores propios del área de concesión de
la empresa distribuidora. Factores como: el crecimiento de la población, su
respectivo desarrollo socioeconómico, el aumento de la producción, etc. ya que
estos factores actúan de una forma directa o indirecta sobre el patrón de la
demanda de energía eléctrica.
Por esta razón las empresas de distribución realizan seguimientos de la tendencia
de la demanda de energía y potencia, en base a estadísticas mensuales y
anuales, para luego pronosticar cuál será su comportamiento en el futuro, con lo
cual se puede realizar una planificación adecuada para sus respectivos sistemas
de distribución.
Si el pronóstico realizado se apega lo más posible a la realidad, este aportará a
un sinnúmero de parámetros útiles para la planificación de un sistema a largo
plazo, evitando sobrecostos o riesgos de seguridad del suministro de potencia y
energía a sus consumidores.
Si el pronóstico es demasiado optimista, provocaría sobredimensionamiento de
los equipos e instalaciones eléctricas, elevando innecesariamente los costos del
servicio a los consumidores. Lo contrario si el pronóstico es demasiado pesimista
existiría el riesgo de seguridad del suministro de energía y potencia por las
posibles sobrecargas en algunos equipos e instalaciones eléctricas que podrían
producirse.
45
Dependiendo del horizonte de tiempo, existen diversos alcances del pronóstico y
cada uno de ellos tiene aplicaciones y funciones que ayudan a la correcta
operación y administración del sistema eléctrico. [12]
En el caso de la E.E.Q. luego del análisis a las series estadísticas con las
funciones matemáticas que dispone el Excel se ha obtenido que la función
polinómica de segundo orden es la que nos da un factor de regresión cercano a
uno y por lo tanto se la ha seleccionado para elaborar los pronósticos de la
demanda de potencia y energía del S.E.Q. Los pronósticos realizados con esta
función han permitido que el error del pronóstico esté en el rango del ±3%, en
comparación con los datos reales del sistema.
2.4 METODOLOGÍA DEL PRONÓSTICO DE LA DEMANDA
ELÉCTRICA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA QUITO [13]
Para elaborar el pronóstico de la demanda de potencia y energía eléctrica de su
sistema eléctrico, la Empresa Eléctrica Quito aplica la siguiente metodología:
En el sistema de potencia:
1. Se hace una actualización mensual de los registros horarios de la potencia y
energía en cada punto de conexión con el Sistema Nacional de Transmisión
(S.N.T), con las centrales eléctricas propias de la E.E.Q. y con los puntos de
entrega de los generadores privados o Autoproductores conectados a las
redes de la E.E.Q.
De la información técnica indicada se obtienen mensualmente la energía por
cada punto de entrega y las potencias suministradas a demanda máxima,
media y mínima del Sistema Eléctrico de la E.E.Q (S.E.Q), así como, las
potencias máximas mensuales en cada punto de entrega.
[12] Martínez Paola. “Proyección de la Demanda: Antecedentes, necesidad e Importancia”. Págs. 1-9.
46
2. Una vez que se dispone de la información mensual y anual indicada en el
punto 1 y luego de finalizado cada año calendario se realiza el análisis
estadístico del abastecimiento mensual y anual, tanto de la potencia como de
la energía, con el fin de determinar las funciones matemáticas de estimación
correspondientes y sus tasas de crecimiento anual.
Luego de lo cual, se realiza los pronósticos mensual y anual de la energía y
potencia máxima para los próximos 10 años, así como, de la demanda de
potencia mínima y media. De la demanda máxima se realizan pronósticos en
tres escenarios optimista, medio y pesimista. Resultados que también sirven
de referencia para validar los pronósticos de la demanda por subestaciones de
distribución.
3. Se actualiza la información técnica de la potencia y energía suministrada al
S.E.Q. también de manera similar se recopila y actualiza la información técnica
mensual y anual de las ventas o facturación del consumo de la energía por
tipo de servicio: residencial, comercial, industrial, alumbrado público y otros
tipos de consumidores, así como del número de consumidores.
4. Con la información indicada en el numeral 3, se realiza el correspondiente
análisis estadístico anual de la energía vendida o facturada por tipo de tarifa y
del número de consumidores. Para posteriormente determinar las funciones
matemáticas y las tasas de crecimiento correspondientes, con las cuales se
procede a realizar el pronóstico anual de los próximos 10 años, para los
escenarios: optimista, medio y pesimista.
5. Con los pronósticos realizados en los numerales 2 y 4, se procede a elaborar
el balance anual de energía, entre el pronóstico anual del suministro de
energía y el pronóstico anual de energía facturada, para los tres escenarios
antes mencionados, con el fin de obtener las pérdidas eléctricas e índices
correspondientes, así como, la demanda de potencia reactiva anual del
sistema de potencia, el factor de potencia y el factor de carga respectivo.
47
Parámetros que permiten validar los pronósticos de la potencia y energía del
suministro al S.E.Q. y de la energía facturada a los consumidores.
6. Pronósticos de la demanda eléctrica de las subestaciones de distribución:
Para el pronóstico de la demanda eléctrica de las subestaciones de
distribución se sistematiza mensual y anualmente los registros horarios de las
cargas de los circuitos primarios y de las alimentaciones a las barras de MV de
los transformadores de las subestaciones en amperios y en MVA. De los
registros indicados se obtienen las demandas máximas de cada subestación y
sus demandas coincidentes con la demanda máxima, media y mínima del
S.E.Q. Información que permite actualizar las estadísticas correspondientes,
en base a las cuales y agrupadas por áreas típicas y voltajes de servicio
permitirán determinar las tasas de crecimiento respectivas, con las cuales se
realizan los pronósticos por cada subestación. Tasas de crecimiento que son
ajustadas si el total de la demanda de las subestaciones incluida las cargas y
las pérdidas técnicas del sistema de subtransmisión tienen un error mayor al
1% en MW y 5% en MVAR respecto a la demanda del sistema de potencia, en
el primer año de la proyección.
De los registros horarios mensuales y anuales de las cargas de los circuitos
primarios y alimentaciones a las barras de MV de los transformadores de las
subestaciones se obtienen también los factores de potencia correspondientes.
7. En el periodo de 10 años del pronóstico de la demanda de las subestaciones
se consideran anualmente las posibles transferencias de carga entre
subestaciones que puedan realizarse, así como, el ingreso de cargas
eléctricas grandes mayores a un mil kVA de demanda máxima, considerando
que dicha magnitud de cargas especiales no están representadas en la tasa
de crecimiento de la subestación desde donde se las alimentaría.
En el caso de nuevas subestaciones, que hayan ingresado al sistema en los
últimos 20 años, se utiliza el año de su ingreso como base para los cálculos
correspondientes.
48
8. En base a la información técnica indicada anteriormente se realiza el
pronóstico de la demanda anual de las subestaciones de distribución para un
periodo de 10 años. Con los resultados del pronóstico de la demanda máxima
de cada subestación se definen sus equipamientos, los que se utilizan en los
pronósticos de las demandas coincidentes con la demanda máxima, media y
mínima del S.E.Q, cuyos resultados se utilizan en los estudios eléctricos
anuales del S.E.P en el periodo indicado.
9. Los nuevos equipamientos en subestaciones de distribución se definen
cuando en el pronóstico la carga de un transformador existente está por
sobrecargarse y no existe posibilidad de transferencias de carga a
subestaciones vecinas o si la alimentación a nuevas cargas especiales
grandes provocaría su sobrecarga.
10. En el caso de la carga del Metro de Quito la consultora de Madrid, que
asesora al Municipio del Distrito Metropolitano de Quito, ha definido 75 MVA,
lo que impone que la alimentación sea con subestaciones de 138/23 kV, por lo
cual, en el pronóstico de la demanda de subestaciones de la E.E.Q se
considera atender dicha carga con 4 nuevas subestaciones de 138/23 kV,
conectadas en MV en anillo, para garantizar la máxima confiabilidad posible a
dicho sistema eléctrico masivo de transporte. [13]
2.5 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Para el periodo 2012-2023 la Empresa Eléctrica Quito cuenta con una proyección
de la demanda eléctrica siguiendo la metodología descrita en el subcapítulo 2.4,
la cual fue verificada en el presente proyecto de titulación profesional.
En el anexo 2.1 se encuentra un resumen de la mencionada proyección, desde el
año 2011 hasta el año 2023.
[13] Empresa Eléctrica Quito, Departamento de Planificación. “Instructivo para realizar el pronóstico de
la demanda Eléctrica”. Julio 2012.
49
2.5.1 ANÁLISIS DE LA PROYECCIÓN
En este punto se presenta un análisis de la demanda eléctrica de cada una de las
subestaciones que serán parte del sistema de alimentación del sistema Metro-Q.
La Empresa Eléctrica Quito ha dejado en claro que la alimentación eléctrica al
Metro-Q no es factible desde el sistema de subtransmisión a 46 kV, porque los
puntos de entrega de 138/46 kV colapsarían en el corto plazo de alimentarse con
el sistema de 46 kV los 75 MVA de demanda del Metro-Q, solicitados por la
empresa Metro Madrid a través del oficio No. UNMQ-2012-125 del 16 de Marzo
de 2012, tal como se lo puede ver en el anexo 2.2. Por esta razón se ha
determinado que la alimentación al Metro-Q obligatoriamente tiene que ser desde
el sistema de 138 kV, lo cual será demostrado en el capítulo IV con el análisis
eléctrico correspondiente.
Por esta razón se ha determinado que una posible alternativa de alimentación se
realice desde las subestaciones de 138/23 kV: Chilibulo, Selva Alegre, Vicentina y
Mirador Alto y solo en caso de ciertas contingencias podría ser alimentada parte
de su carga desde la S/E Epiclachima de 46/23 kV.
Las cuatro subestaciones indicadas se han definido para alimentar al Metro-Q por
varias razones técnicas:
• Estarían relativamente cerca al recorrido del Metro-Q, el mismo que va
desde la estación Quitumbe en el Sur hasta la estación el Labrador en el
Norte, de tal manera que las caídas de tensión de los circuitos
alimentadores de 23 kV que lo alimentarían estén dentro de los parámetros
establecidos por el CONELEC en la regulación correspondiente, en
condiciones normales y en contingencias.
• Porque las subestaciones de 138 /23 kV, Chilibulo 2x20/27/33 MVA y
Mirador Alto 1x20/27/33 MVA, tendrían doble alimentación en 138 kV, en
cambio la S/E Vicentina 1x20/27/33 MVA y la S/E Selva Alegre 1x20/27/33
50
MVA, tendrían cuatro alimentaciones en 138 kV, garantizando el suministro
eléctrico en contingencia de falla simple de una de sus líneas de
alimentación a 138 kV.
• Porque los transformadores de las subestaciones indicadas alimentarían
exclusivamente la carga del Metro-Q y en el futuro no comprometerían su
cargabilidad alimentando también cargas de su zona de servicio, como
sería el caso de la S/E Eugenio Espejo 138/23 kV, 2x20/27/33 MVA, que se
desechó utilizarla para alimentar la carga del Metro-Q porque en el
mediano plazo se sobrecargarían sus transformadores.
La alternativa antes señalada y otras alternativas que se podrían plantear serán
analizadas con el respectivo estudio eléctrico en el capítulo IV.
2.5.1.1 Proyección Subestación Chilibulo
La proyección de demanda para el periodo 2013-2023 esta representada en la
figura 2.7.
Figura 2.7: Proyección 2013-2023 S/E Chilibulo.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Año
Dem
anda
[M
VA
]
Pronóstico S/E Chilibulo 2013-2023
Pronóstico 2013-2023
Ingreso del Metro-Q
51
Como se puede apreciar en la figura 2.7 la mayor parte de la demanda que
tendría que suministrar esta subestación es la requerida por el sistema Metro-Q,
la cual es 15.7 MVA que tendría que estar disponible para el año 2016, año que
corresponde al ingreso del sistema Metro-Q.
Esta demanda representa, en promedio, el 50.20% de la demanda pronosticada
para el periodo 2013-2023.
La demanda evoluciona, hasta el año 2023, con una tasa de crecimiento de
3.25%, con lo cual la demanda pronosticada para el mencionado año llegará a ser
de 42.8 MVA, representando un incremento total de 6 MVA durante periodo antes
mencionado.
2.5.1.2 Proyección Subestación Vicentina
La proyección de demanda para el periodo 2016-2023 se muestra en la figura 2.8.
Figura 2.8: Proyección 2016-2023 S/E Vicentina.
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230
5
10
15
20
25
30
Año
Dem
anda
[M
VA
]
Pronóstico S/E Vicentina 2016-2023
Pronóstico 2016-2023
Ingreso del Metro-Q
52
Para la subestación Vicentina se puede apreciar que en el año 2016 se tiene
pronosticado que la demanda del sistema Metro-Q sea de 22 MVA.
La demanda antes mencionada representa, en promedio, el 91.98% de la
demanda pronosticada para el periodo 2016-2023.
La demanda pronosticada para esta subestación, se incrementará con una tasa
de crecimiento del 2% para el período comprendido entre los años 2016-2020.
Mientras que para el período correspondiente a los años 2020-2023 se
incrementará con una tasa de crecimiento de 3.5%. Por este motivo para el año
2023 la demanda llegará a ser de 27.7 MVA lo cual resulta en un incremento de
5.1 MVA desde el año 2016 hasta el año 2023.
2.5.1.3 Proyección Subestación Selva Alegre
La proyección de demanda para el periodo 2016-2023 se puede observar en la
figura 2.9.
Figura 2.9: Proyección 2016-2023 S/E Selva Alegre.
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Año
Dem
anda
[M
VA
]
Pronóstico S/E Selva Alegre 2016-2023
Pronóstico 2016-2023
Ingreso del Metro-Q
53
En la gráfica expuesta anteriormente se puede observar que para el año 2016 la
demanda prevista, que se tiene para el sistema Metro-Q, es de 15.3 MVA, la cual
representa, en promedio, el 92.26% de la demanda pronosticada para el periodo
2016-2023.
Durante el mismo periodo la demanda de esta subestación crece con una tasa del
2%, por este motivo para el año 2023 se tiene pronosticado una demanda de 18
MVA, lo que produce traduce en un incremento de 2.6 MVA durante el periodo en
estudio.
2.5.1.4 Proyección Subestación Mirador Alto
La proyección de demanda para el periodo 2016-2023 se muestra en la figura
2.10.
Figura 2.10: Proyección 2016-2023 S/E Mirador Alto.
Para la subestación Mirador Alto la demanda pronosticada para el año 2016
correspondiente al sistema Metro-Q es de 22 MVA, la misma que representa, en
promedio, el 92.38% de la demanda pronosticada durante el periodo 2016-2023.
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230
5
10
15
20
25
30
Año
Dem
anda
[M
VA]
Pronóstico S/E Mirador Alto 2016-2023
Pronóstico 2016-2023
Ingreso del Metro-Q
54
El crecimiento de esta demanda posee una tasa del 2% hasta llegar a 26.5 MVA
en el año 2023. Lo cual resulta en un incremento de 3.9 MVA durante el periodo
antes mencionado.
2.5.1.5 Proyección Subestación Eplicachima
Esta subestación será considerada únicamente como respaldo al sistema Metro-
Q, en caso de falla de la alimentación por parte de la subestación Chilibulo, Selva
Alegre o Vicentina.
En la figura 2.11 se muestra el pronóstico para esta subestación para el periodo
2016-2023.
Figura 2.11: Proyección 2016-2023 S/E Eplicachima.
Para el año 2016 se prevé una demanda de 9.3 MVA, la cual es considerada
únicamente para contingencia del sistema Metro-Q.
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230
5
10
15
Año
Dem
anda
[M
VA
]
Pronóstico S/E Eplicachima 2016-2023
Pronóstico 2016-2023
Ingreso del Metro-Q
55
Esta demanda representa, en promedio el 81.45% de la demanda pronosticada
para el periodo 2016-2023, y al ser únicamente utilizada para contingencias tasa
de crecimiento considerada es de 0.1% durante el periodo 2016-2018 y para el
período 2019-2023 se incrementa al 3%.
Por este motivo la demanda pronosticada para el año 2023 corresponde a
14.8MVA, obteniendo como resultado un incremento de 5.5 MVA durante un
periodo de 8 años.
2.5.1.6 Proyección Sistema Eléctrico Quito
En la figura 2.12 podemos observar la proyección de la demanda de energía
eléctrica del Sistema Eléctrico Quito para el período 2011-2023.
Figura 2.12: Proyección de demanda 2011-2023.
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 20230
200
400
600
800
1000
1200
Año
Dem
anda
[M
VA
]
Pronóstico Sistema Completo 2011-2023
Pronóstico 2011-2023
Ingreso del Metro-Q
56
Como se puede observar en el año 2016 se tiene una demanda proyectada de
748.4 MVA con una tasa de crecimiento promedio de 3.9%.
Para el mismo año el incremento de la demanda que produce el ingreso del
sistema Metro-Q, el cual es de aproximadamente de 75 MVA, provoca que la
demanda se incremente a 823.4 MVA y la tasa de crecimiento se incremente a
4.08% para el periodo 2011-2023.
En conclusión la demanda del sistema Metro-Q incrementará en
aproximadamente el 10% la demanda de energía, a partir de su año de ingreso.
En consecuencia las instalaciones de la Empresa Eléctrica Quito deben estar en
condiciones para abastecer esta demanda y la requerida por los usuarios del área
de concesión.
57
CAPÍTULO III
3.1 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE LA EMPRESA ELÉCTRICA
QUITO
3.1.1 ÁREA DE CONCESIÓN
El área de concesión otorgada por el CONELEC a la Empresa Eléctrica Quito,
corresponde, en la provincia de Pichincha a los cantones: Quito, Rumiñahui,
Mejía, San Miguel de los Bancos, Pedro Vicente Maldonado, parte de Puerto
Quito, 3 parroquias rurales del Cantón Cayambe, y en la provincia del Napo a los
cantones: Quijos y el Chaco.
La mencionada área de concesión cubre una superficie de 14 971 km2, tal como
se puede apreciar en la figura 3.1.
Figura 3.1: Área de concesión de la E.E.Q.
58
3.1.2 PUNTOS DE CONEXIÓN CON EL S.N.T
La Empresa Eléctrica Quito está conectada al Sistema Nacional de Transmisión
(S.N.T) a nivel de 138 kV y 46 kV en 11 puntos de conexión: 4 puntos de conexión
en la S/E Santa Rosa, 3 a 138 kV y 1 a 46 kV, 2 puntos de conexión en la S/E
Vicentina, 1 a 138 kV y 1 a 46 kV. En las subestaciones Conocoto, Tababela
existe 1 punto de conexión a 138 kV en cada una y en la subestación Pomasqui 2
puntos de conexión a 138 kV. Adicionalmente existe 1 punto de conexión a
138/13.2 kV en la C.T.Guangopolo.
En la S/E Vicentina la conexión se realiza mediante transformadores de potencia
138/46 kV, en la S/E Santa Rosa mediante 2 circuitos de línea de 138 kV y con
dos transformadores de potencia 138/46 kV, en la S/E Pomasqui con 2 circuitos
de línea de 138 kV, en las subestaciones Conocoto y Tababela con
transformadores 138/23kV y en la C.T. Guangopolo con un transformador
138/13.2 kV.
3.1.3 CENTRALES DE GENERACIÓN
La Empresa Eléctrica Quito cuenta con generación propia de 139.5 MW de
capacidad instalada, 96.3 MW corresponde a generación hidroeléctrica y 43.2 MW
corresponde a generación térmica.
Las centrales de generación del sistema de la Empresa Eléctrica Quito se
reparten de la siguiente manera:
Generación Hidroeléctrica:
Cumbayá de 40 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.
Nayón de 30 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.
Guangopolo de 20 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.
Pasochoa de 4.5 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV.
Chillos de 1.8 MW de capacidad instalada, conectada a 22.8 kV.
59
Generación Termoeléctrica:
Gualberto Hernández de 34.2 MW de capacidad instalada, conectada a
13.2 kV.
Luluncoto de 9 MW de capacidad instalada, conectada a 46 kV, la cual
está fuera de servicio desde el año 2010.
También existen conexiones con Autogeneradores hidráulicos estos son:
La Calera de 2 MW de capacidad instalada, conectada a 22.8 kV en la
S/E Machachi.
La Sillunchi de 0.4 MW de capacidad instalada, conectada al circuito
primario B-Machachi 22.8 kV.
ECOLUZ de 8.2 MW de capacidad instalada que alimenta a tres
ramales primarios de 22.86 kV: 1.- Papallacta-Baeza-Quijos-ElChaco,
2.- Petrocomercial y 3.- Termas Oyacachi.
La central ECOLUZ está conformada por las centrales hidroeléctricas
Papallacta y Loreto.
La Equinoccial de 3 MW de capacidad instalada que se conecta a la S/E
Equinoccial 13.8/22.8 kV, que a su vez está conectado al circuito D-
Pomasqui.
La Perlabí de 2.7 MW de capacidad instalada, se conecta al circuito E-
Pomasqui 22.8 kV.
La E.M.A.A.P.Q-Noroccidente de 0.25 MW de capacidad instalada, se
conecta a 6.3 kV al circuito primario A-15.
Uravía de 0.95 MW de capacidad instalada que se conecta a 22.8 kV al
primario G-Pomasqui.
3.1.4 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN
La Empresa Eléctrica Quito para garantizar el servicio eléctrico a sus clientes y
abastecer el crecimiento continuo de la demanda eléctrica, a diciembre 2012
dispone de 34 subestaciones con 43 transformadores:
60
9 transformadores de 138/23 kV.
11 transformadores de 46/23 kV.
22 transformadores de 46/6.3 kV.
1 transformador de 46/13.2 kV.
La capacidad total instalada en transformadores para los diferentes
tipos de enfriamiento es: 658.25 MVA en “OA”, 871.95 MVA en “FA” y
976.75 MVA en “FOA”.
Estas subestaciones están alimentadas por 219.15 km líneas de subtransmisión
de 46 kV y 84.2 km de 138 kV.
3.1.4.1 Subestaciones de 46/6.3 kV
En la tabla 3.1, se describen las principales características de las subestaciones
de 46/6.3 kV.
Tabla 3.1: Subestaciones de 46/6.3 kV.
61
3.1.4.2 Subestaciones de 46/23 kV
En la tabla 3.2, se describen las principales características de las subestaciones
de 46/23 kV.
Tabla 3.2: Subestaciones de 46/23 kV.
No Subestación Transformadores Capacidad [OA/FA/FOA] Primarios
3 Barrionuevo 1 15/20 MVA 1 19 Cotocollao 1 20/27/33 MVA 4 37 Santa Rosa 1 20/27/33 MVA 4
21 Epiclachima 2 40/54/66 MVA 6 27 San Rafael 33 1 20/27/33 MVA 4 55 Sangolqui 1 20/27/33 MVA 5 34 Machachi 1 15/20 MVA 3 36 Tumbaco 2 35/47/53 MVA 4 35 Nueva Cumbayá 1 20/27/33 MVA 4 Nueva Aeropuerto 1 15/20 MVA 3 TOTAL 220/236/344 MVA 38
3.1.4.3 Subestaciones de 138/23 kV
En la tabla 3.3, se describen las principales características de cada una de las
subestaciones de 138/23 kV.
Tabla 3.3: Subestaciones de 138/23 kV.
No Subestación Transformadores Capacidad [OA/FA/FOA] Primarios
18 Cristianía 2 40/54/66 MVA 7 19 Cotocollao 1 20/27/33 MVA 7 57 Pomasqui 2 40/54/66 MVA 4 59 Eugenio Espejo 2 40/54/66 MVA 4 23 Conocoto 1 20/27/33 MVA 4 31 Tababela 1 20/27/33 MVA 5 TOTAL 180/243/297 MVA 31
Después de haber verificado en el pronóstico de la demanda los requerimientos
de potencia del Sistema Eléctrico Quito, se ha llegado a la conclusión de que el
sistema de 46 kV llegaría a saturarse en el corto plazo por lo que para ayudar a
descargar este sistema se requieren hacer transferencias de carga hacia el
62
sistema de 138 kV el mismo que ampliará su capacidad instalada con la entrada
de las subestaciones que se detallan a continuación:
• La subestación No. 26 Alangasí de 20/27/33 MVA, la cual ayudará a descargar
al sistema de 46 kV que alimentan los transformadores de 138/46 kV de la
subestación N°37 Santa Rosa, mediante la transferencia de la carga sobre
todo de la subestación N°27 San Rafael 46/23 kV a la S/E 23 Conocoto
138/23 kV y a la S/E 26 Alangasí.
• La Subestación Móvil 138/23 kV, 25 MVA y la S/E No. 22 San Antonio 138/23
kV, 20/27/33 MVA de capacidad instalada, que tienen como propósito
descargar a los transformadores de la subestación N°57 Pomasqui 138/23 kV,
40/54/66 MVA. Ambas subestaciones están planificadas para que entren en
operación en el año 2013 y 2014 respectivamente.
• La subestación No. 14 Zámbiza (Gualo) 138/23 kV, 20/27/33 MVA, que
servirá para descargar a los dos transformadores de la S/E 18 Cristianía
138/23 kV, 40/57/66 MVA y tomar las cargas de la parroquia Nayón
alimentadas del sistema de 46 kV a partir del año 2015.
• La Subestación No. 58 El Quinche 138/23 kV, 20/27/33 MVA, para tomar la
carga de las parroquias Quinche, Ascázubi, Otón, Guayllabamba, etc., a partir
del año 2014, que eran servidas con la S/E Quinche 46/23 kV, 15/20 MVA, que
quedó fuera de servicio por el Nuevo Aeropuerto que obligó a retirar su línea
de alimentación que cruzaba por su terreno.
• La subestación No. 35 Nueva Cumbayá 138/23 kV, 20/27/33 MVA, la cual está
planificada para que entre en operación en el año 2018, en reemplazo de la
subestación No. 29 Cumbayá 46/23 kV, 20/27/33 MVA, ayudando de esta
manera a descargar el sistema de 46 kV que alimentan las subestaciones
Vicentina y Selva Alegre de 138/46 kV.
63
• La subestación Machachi 138/23 kV, 20/27/33 MVA, en vez de la actual de
46/23 kV, 15/20 MVA, con el fin de descargar a los transformadores de 138/46
kV de la S/E Santa Rosa, a partir del año 2015.
• La subestación No. 5 Chilibulo 138/23 kV, 20/27/33 MVA, que entraría en
funcionamiento en el año 2013 para descargar al sistema de 46 kV que
alimenta a la S/E 3 Barrio Nuevo y a la S/E 7 San Roque y para el 2016 se ha
previsto la instalación de un segundo transformador de igual capacidad para
alimentar al sistema Metro-Q.
Con las mencionadas obras de ampliación, la capacidad en el nivel de voltaje de
138/23 kV se incrementará en 396 MVA, alcanzando un total de 693 MVA de
capacidad instalada para el año 2015.
La alimentación al sistema Metro-Q, que solicitó el servicio del suministro de
electricidad para una demanda de 75 MVA, se ha previsto dotarla desde el
sistema de 138 kV, debido a las limitaciones del sistema de 46 kV para una
demanda de la magnitud solicitada, como se demostrará en capítulo IV. En tal
sentido, su alimentación eléctrica se analiza mediante tres alternativas:
1. La propuesta por la Dirección de Planificación de E.E.Q, mediante cuatro
subestaciones de 138/23 kV: Mirador Alto 20727/33 MVA, Vicentina
20/27/33 MVA, Selva Alegre 20/27/33 MVA y Chilibulo 20/27/33 MVA.
2. La propuesta del presente proyecto de titulación profesional mediante
cuatro subestaciones de 138/23 kV: Mirador Alto 20/27/33 MVA, Chilibulo
20/27/33MVA, Vicentina 20/27/33 MVA, y Parque Bicentenario 20/30/40
MVA.
3. La definida por la Dirección de Subtransmisión de E.E.Q, mediante cuatro
subestaciones de 138/23 kV: Eugenio Espejo 20/27/33 MVA, Chilibulo
20/27/33 MVA, Vicentina 20/27/33 MVA y Parque Bicentenario 20/30/40
MVA.
64
3.1.4.4 Subestación de 46/13.8 kV
En el nivel de voltaje 46/13.8 kV existe una sola subestación, la subestación No.
49 Los Bancos la cual cuenta con un transformador de 8/10 MVA de capacidad
instalada, pero su línea de alimentación a 46 kV tiene una baja confiabilidad por
las permanentes salidas de servicio por fallas debido a caídas de torres por
derrumbes.
En el año 2013 la Empresa Eléctrica Quito pondrá en servicio la nueva S/E Los
Bancos de 69/23/13.8 kV, 12/16 MVA, para reemplazar a la S/E existente y darle
mayor confiabilidad al servicio eléctrico de la S/E Los Bancos.
3.1.5 REDES DE DISTRIBUCIÓN
Para distribuir la energía en las diferentes zonas de servicio la Empresa Eléctrica
Quito dispone de 171 circuitos primarios con niveles de tensión de 22.8 kV, 6.3
kV y 13.8 kV, doce de los cuales son circuitos expresos que alimentan el sistema
Trolebús.
La longitud a diciembre de 2012 de las redes de medio voltaje pertenecientes a la
Empresa Eléctrica Quito es de 7 625.11 km.
En cuanto se refiere a redes secundarias de bajo voltaje, el sistema de la
Empresa Eléctrica Quito actualmente tiene más de 6 667.69 km de longitud en
líneas instaladas. Además tienen instalados 34 643 transformadores de
distribución monofásicos y trifásicos con una capacidad instalada de 2 215 MVA.
Estas redes dotan de servicio a 927 045 usuarios; 780 878 son residenciales,
125 963 son comerciales y 14 806 son usuarios industriales.
En las redes secundarias de distribución se encuentran instalados 928 339
medidores entre medidores monofásicos, bifásicos y trifásicos; de los cuales,
4 931 están instalados en medio voltaje.
65
Todo esto contribuye a disponer de un sistema eléctrico de alta confiabilidad,
seguridad y eficiencia que garantice calidad del servicio a sus clientes, con el
mínimo de restricciones.
3.2 SITUACIÓN ACTUAL Y FUTURA DE LAS SUBESTACIONES
DE DISTRIBUCIÓN
3.2.1 SUBESTACIONES DE 46/6.3 kV
3.2.1.1 Situación Actual
Subestación No.2 Luluncoto: La subestación Luluncoto tiene una capacidad
instalada de 12.5 MVA disponible en 2 transformadores de 6.25 MVA, los cuales
tienen riesgo de fallas por ser transformadores viejos con una vida útil mayor a los
30 años. Por su pequeña capacidad instalada en MVA tienen poca reserva para
recibir transferencias de subestaciones vecinas.
Estos transformadores se conectan a tres alimentadores primarios, dos de los
cuales son energizados con el transformador T1 y el alimentador restante es
energizado con el transformador T2.
La subestación Luluncoto, está alimentada de la línea a 46 kV que conecta la
Central Térmica Luluncoto a la S/E Sur de seccionamiento. Desde hace algunos
años la Central Térmica Luluncoto está fuera de servicio.
A diciembre 2012 la subestación Luluncoto presenta una demanda de 7.34 MVA,
lo que corresponde a una cargabilidad de 58.72%, que evidencia ningún problema
de cargabilidad, pero su reserva de aproximadamente 5 MVA es insuficiente para
recibir transferencias de carga de la subestación colindante N°4 Chimbacalle de
12/16/20 MVA, 46/6.3 kV, en caso de falla.
66
Subestación No.3 Barrio Nuevo: A diciembre 2012 la subestación Barrio Nuevo
tiene una capacidad instalada de 40 MVA disponibles en 2 transformadores, uno
de 15/20 MVA, 46/6.3 kV, con una demanda de 16.91 MVA y cargabilidad del
84.55%. Además dispone de cinco primarios y un banco de condensadores de 3
MVAR.
El otro transformador de 15/20 MVA, 46/23/6.3 kV, con una demanda de 11.95
MVA y cargabilidad del 60%, dispone de dos primarios a 23 kV, uno de los cuales
sirve al sistema de transporte Trolebús.
La cargabilidad actual de la subestación Barrio Nuevo 46/6.3 kV no representaría
ningún problema los próximos años; considerando un crecimiento anual de
alrededor de 0.42 MVA correspondiente a su tasa de crecimiento y tomando en
cuenta que se tiene a disposición una subestación Móvil 46/6.3 kV, 9.4/10.5 MVA,
la cual en caso de falla o de riesgo de sobrecarga ayudaría a solucionar el
mencionado problema.
Sin embargo el sistema de 46 kV que alimenta a la S/E Barrionuevo, S/E San
Roque, S/E Epiclachima, tiene el riesgo de fallas por sobrecarga en contingencias
de falla simple de una de las líneas a 46 kV de su anillo de alimentación. Además
al no encontrarse dentro del centro de carga la subestación Barrio Nuevo tiene
problemas de regulación de voltaje y algunos de sus primarios altas pérdidas
eléctricas.
En la tabla 3.4 se presenta las restantes subestaciones pertenecientes al grupo
de 46/6.3 kV, con sus respectivas características y situación actual a Diciembre
del 2012.
67
Tabla 3.4: Situación actual a Diciembre 2012 de subestaciones de 46/6.3 kV.
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Considerando que en caso de fallas o riesgos de sobrecarga de algún
transformador perteneciente a las subestaciones de 46/6.3 kV, se tiene a
disposición una subestación móvil 46/6.3 kV, 9.4/10.5 MVA, se puede deducir que
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esta subestación móvil ayudaría a reducir los mencionados riesgos que se
presentan principalmente en las subestaciones Andalucía, Carolina y Pérez
Guerrero.
3.2.1.2 Situación Futura
Subestación No.2 Luluncoto: Debido a la vejez de sus transformadores y a la
poca reserva en MVA en el año 2013 se ampliará la capacidad de la subestación
Luluncoto a 20 MVA con el fin de tener mayor reserva para recibir transferencias
en caso de falla de los transformadores ubicados en las subestaciones
colindantes N°6 Escuela Sucre o N°4 Chimbacalle.
Para el año 2016 alcanzaría una demanda de 8.3 MVA considerando una tasa de
crecimiento promedio anual del 3%. Bajo esta condición la cargabilidad de la
subestación Luluncoto al año 2016, alcanzaría el 41.38%.
Por lo tanto se puede concluir que en la subestación Luluncoto no existirían
problemas de cargabilidad y mantendría un margen de reserva aproximado del
59% para recibir transferencia de carga.
Subestación No.3 Barrio Nuevo: De acuerdo con la proyección de la demanda
verificada para el año 2013, la subestación Barrio Nuevo 46/6.3 kV alcanzaría
17.1 MVA lo que implica una cargabilidad del 85.5%, pero con el fin de disminuir
el riesgo del colapso de su alimentación a 46 kV, se ha planificado descargarla
mediante una transferencia de 8.6 MVA hacia la subestación No.5 Chilibulo
138/23 kV, a la entrada en servicio de esta nueva subestación, mediante
transformadores de 23/6.3 kV de diferentes capacidades en kVA.
Debido a los problemas de regulación de voltaje y de altas pérdidas eléctricas que
presentan ciertos primarios de 6.3 kV de la subestación Barrio Nuevo, en el 2016
se deberá reubicar esta subestación al centro de su carga eléctrica,
aproximadamente en la Av. Teniente Hugo Ortiz (sector de la tribuna del Sur), con
lo cual se espera resolver los mencionados problemas.
71
Al año 2016 la demanda proyectada de la subestación Barrio Nuevo 46/6.3 kV
alcanzaría los 9.3 MVA considerando una tasa de crecimiento de demanda
promedio anual de 2.25%, con una capacidad instalada de 20 MVA, lo que
implicaría una cargabilidad de 46.5%.
Por lo tanto se puede concluir que no existirían problemas de cargabilidad,
además mantendría un margen de reserva alrededor del 53% para recibir de
transferencias de carga en caso de falla de las subestaciones vecinas y atender el
crecimiento de su demanda.
En la tabla 3.5 se presenta la situación futura al 2016 de las subestaciones
pertenecientes al grupo de 46/6.3 kV.
Tabla 3.5: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV.
Tasa de crecimiento anual Demanda Capacidad instalada cargabilidad Reserva
[%] [MVA] [MVA] [%] [%]
3.5 15.3 12/16/20 76.36 24
2.25 4.6 8/10 46 54
2.5 13.9 12/16/20 69 31
2.25 7.9 8/10 79.42 21
3 5.36 8/10 54 46
3 7 8/10 70.44 29
4 15 15/20 75 25
3.5 13 15/20 65 35
3.75 10.5 15/20 52.5 47.5
Escuela Sucre
San Roque
Subestación
Chimbacalle
Transferencias de Carga
Para el año 2013, la subestación San
Roque alcanzaría 13.4 MVA, pero por la
necesidad de descargar su sistema de
alimentación a 46 kV se ha planificado al
2013 realizar una transferencia de carga de
0.8 MVA hacia la nueva subestación
Chilibulo 138/23 kV.
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
Situación Futura al 2016
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
Miraflores
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
La Marín
Diez Vieja
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
Diez Nueva
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
Belizario
Quevedo
Para el año 2013 se ha planificado que la
subestación Belisario Quevedo reciba una
transferencia de carga de 2.9 MVA
proveniente de la subestación N° 53 Pérez
Guerrero.
Floresta
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
72
Tasa de crecimiento anual Demanda Capacidad instalada cargabilidad Reserva
[%] [MVA] [MVA] [%] [%]
3.75 14.1 15/20 70.57 29.43
4.25 21.1 2x15/20 52.75 47.25
4 26.2 2x15/20 66 34
4 13.3 15/20 66.5 33.5
4 18.4 15/20 92 8
4.5 17.6 15/20 88 12
3.39 12.8 15/20 64 36
4.5 21.6 2x15/20 54 46
Subestación Transferencias de Carga
Situación Futura al 2016
Granda Centeno
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
El Bosque
En el año 2015 la subestación recibe una
transferencia de carga de 5.6 MVA,
proveniente de la subestación Andalucía
46/6.3 kV con el fin de descargar al
transformador de esa subestación.
Río Coca
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
Andalucía
En el año 2016 con el fin de disminuir el
riesgo de sobrecarga de su transformador,
se ha planificado una transferencia de 5.6
MVA hacia la subestación El Bosque 46/6.3
kV para descargarlo.
Olímpico
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
Carolina
En el año 2016 con el fin de disminuir el
riesgo de sobrecarga de su transformador,
se ha planificado una transferencia de 3.1
MVA hacia la subestación Iñaquito 46/6.3
kV para descargarlo.
Pérez Guerrero
De acuerdo con la proyección de la
demanda verificada para el año 2013, la
subestación Pérez Guerrero 46/6.3 kV
presentaría una demanda de 13.6 MVA
siempre y cuando se pone en servicio el
transformador de 15/20 MVA, 46/6.3 kV en
la S/E Belisario Quevedo y se transfiere
carga a esta subestación, lo que implica
una cargabilidad del 68%.
Iñaquito
Durante el período comprendido entre los
años 2012 al 2016 no se ha previsto
transferencias de carga de subestaciones
vecinas, que puedan comprometer el
margen de reserva estimado.
73
Las tasas de crecimiento anual que se mencionan en la tabla 3.5 se obtuvieron de
la proyección de la demanda proporcionada por el departamento de planificación
de la Empresa Eléctrica Quito y verificada en el capitulo II del presente proyecto
de titulación profesional.
De lo expuesto en la tabla 3.5 se puede deducir que en el año 2016:
La mayoría de subestaciones de 46/6.3 kV; no presentarían problemas de
sobrecargas, además con el margen de reserva que mantedrían las
subestaciones de 46/6.3 kV podrían recibir transferencias de carga en caso
de falla de las subestaciones vecinas y atender el crecimiento de su
respectiva demanda.
La subestación de 46/6.3 kV Olímpico, en el corto plazo no presentaría
riesgos de sobrecarga, pero en caso de falla de alguno de los
transformadores de las subestaciones colindantes; esta subestación no
tendría un margen de reserva adecuado para usarla como respaldo.
La subestación de 46/6.3 kV Carolina; no existiría una reserva en MVA
adecuada para recibir transferencias de carga importantes, por lo que se
ha previsto la instalación de un segundo transformador de 15/20 MVA,
considerando la falla de alguno de los transformadores de las
subestaciones colindantes.
En la figura 3.2 se muestra las cargabilidades individuales de las subestaciones
de 46/6.3 kV para el año 2012 y 2016.
74
Figura 3.2: Cargabilidades individuales de las subestaciones 46/6.3 kV año 2012 y 2016.
Como se puede observar en la figura 3.2 la mayoría de las subestaciones de
46/6.3 kV hasta el año 2012, presentan una cargabilidad que supera el 60% e
inclusive hay seis subestaciones que superan el 80%.
En promedio el margen de reserva del conjunto de subestación de 46/6.3 kV está
alrededor del 30%. Lo cual permite concluir que en el corto plazo no existirían
problemas de sobrecarga en las subestaciones analizadas, siempre que esté
disponible la S/E Móvil 9.4/10.5 MVA, 46/6.3 kV, para tomar carga en caso de
falla o el riesgo de sobrecarga de alguno de los transformadores de las
subestaciones indicadas en el gráfico.
Para el año 2016 el margen de reserva estimado para el conjunto de
subestaciones de 46/6.3 kV tienen un promedio entre el 40% y 60%, lo cual indica
que existe suficiente reserva para atender el crecimiento de la demanda de su
zona de servicio, siempre y cuando no se requiera de la inclusión de cargas
grandes.
75
Con excepción de las subestaciones Olímpico y Pérez Guerrero ya que la
cargabilidad de estas dos subestaciones superarían el 90% y en pocos años más
alcanzarían el límite de su capacidad.
Debido a que el recorrido del sistema Metro-Q, atravesará zonas de servicio de
algunas de las subestaciones descritas anteriormente se puede considerar las
subestaciones que se describen en la tabla 3.6 para alimentar al sistema Metro-Q
a partir de subestaciones de 46/6.3 kV.
Tabla 3.6: Subestaciones de 46/6.3 kV y 46/23 kV cercanas al recorrido del Metro-Q.
Estación Metro-Q Subestación Quitumbe Eplicachima (46/23 kV)
Magdalena Chimbacalle Luluncoto
U. Central Perez Guerrero Miraflores Belizario Quevedo
El Labrador Río Coca Andalucía Cotocollao (46/23 kV)
Con la inclusión del sistema Metro-Q el cual tendría una carga aproximada de 75
MVA, en las subestaciones detalladas en la tabla 3.6, la cargabilidad individual
que alcanzarían cada una de las subestaciones de 46/6.3 kV involucradas, se
puede apreciar en la figura 3.3.
76
Figura 3.3: Cargabilidad individual con la inclusión del sistema Metro-Q en Subestaciones de 46/6.3 kV.
Como se puede apreciar en la figura 3.3, la inclusión del sistema Metro-Q en las
subestaciones de 46/6.3 kV, provoca que la cargabilidad superen el 100%.
Por lo tanto se puede concluir que el sistema de transporte Metro-Q no puede ser
alimentado desde el conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV ya que llegaría a
saturarse en el corto plazo y llevar al sistema Metro-Q a un colapso.
3.2.2 SUBESTACIONES DE 46/23 kV
3.2.2.1 Situación Actual: En la tabla 3.7 se presenta la situación actual a Diciembre
de 2012 de las subestaciones pertenecientes al grupo de 46/23 kV, con sus
respectivas características.
77
Tabla 3.7: Situación actual a Diciembre 2012 de subestaciones de 46/23 kV.
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[MVA
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VA]
[%]
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3319
.8360
.09
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40%,
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incon
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T2
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1 X 4.
820
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3318
.4
Situa
cion A
ctual
Sube
stació
n
79
3.2.2.2 Situación Futura: En la tabla 3.8 se presenta la situación futura para el año
2016 de las subestaciones pertenecientes al grupo de 46/23 kV.
Tabla 3.8: Situación futura 2016 de subestaciones de 46/6.3 kV.
Tasa de crecimiento anual Demanda Capacidad instalada cargabilidad Reserva
[%] [MVA] [MVA] [%] [%]
6 26.9 20/27/33 82 18
4.25 29.6 20/27/33 89.7 10.3
no posee no posee no posee no posee no posee
5.5 26.5 20/27/33 80.3 19.7
3.75 19 15/20 95 5
5.75 12.8 20/27/33 38.7 61.3
no dispone no dispone no dispone no dispone no disponeBarrio Nuevo
De acuerdo con la proyección de la demanda
verificada para el año 2013 se ha planificado realizar
la transferencia de toda la carga de la S/E Barrio
Nuevo 46/23 kV, hacia la S/E Chilibulo 138/23 kV.
70.33 29.67
Se puede concluir que no existirían problemas de
cargabilidad, ya que mantendría un margen de
reserva aproximado del 30% para recibir
transferencia de carga en caso de falla de
subestaciones vecinas.
Cumbayá
De acuerdo con la proyección de la demanda
verificada para el año 2015 se ha previsto realizar
una transferencia de carga de 12.1 MVA hacia la S/E
Nueva Cumbayá 138/23 kV.
Se puede concluir que no existirían problemas de
cargabilidad, ya que mantendría un margen de
reserva aproximado del 61% para recibir
transferencia de carga en caso de falla de
subestaciones vecinas.
6.5 23,21 T1: 20/27/33
T2: 15/20
San Rafael
En el año 2013 la carga de la subestación San Rafael
será transferida, el 10% hacia la S/E Conocoto
138/23 kV y el 60% del resto de la carga hacia la
nueva S/E Alangasí 138/23 kV.
Sangolquí
Se puede concluir que no existiría problemas de
sobrecarga ya que mantiene un margen de reserva
adecuado en caso de falla de las subestaciones
vecinas.
Machachi
Debido a que el espacio de reserva estaría
comprometido en el corto plazo, se ha planificado
la adquisición e instalación de un transformador de
20/27/33 MVA, 138/23 kV, para transferir toda la
carga al nivel de 138/23 kV.
Tumbaco
Para el año 2016 se ha planificado realizar una
transferencia de carga de 2.2 MVA hacia la S/E
Conocoto 138/23 kV, con el fin de descargar el
transformador existente y aumentar el espacio de
reserva de potencia, con lo cual la cargabilidad de
este transformador se reduciría hasta el 77.57%
Dado que el margen de reserva es de
aproximadamente 8% este transformador
comprometería su margen de reserva de potencia
en el corto plazo
84.24
92.7220/27/33
15,76
7.28
4.75
4.75
27.8
30.6
20/27/33
Eplicachima
Situación Futura
De acuerdo con la proyección de la demanda
verificada para el año 2013 se tiene planificado que
la S/E Cotocollao 46/23 kV realice una transferencia
de carga de 3.4 MVA hacia la S/E San Antonio
(móvil) 138/23 kV, por lo que no existiría problemas
de sobrecarga y mantendría un margen de reserva
adecuado.
Santa Rosa
ConclusiónSubestación
Cotocollao
Se puede concluir que no existiría problemas de
sobrecarga ya que mantiene un margen de reserva
adecuado en caso de falla de las subestaciones
vecinas.
80
Las tasas de crecimiento anual que se mencionan en la tabla 3.8 se obtuvieron de
la proyección de la demanda proporcionada por el departamento de planificación
de la Empresa Eléctrica Quito y verificada en el capitulo II del presente proyecto
de titulación profesional.
Subestación No. 33 Nuevo Aeropuerto: Dentro del plan de expansión del
Sistema Eléctrico Quito, se ha proyectado la construcción de la nueva
subestación Nuevo Aeropuerto de 46/23 kV. Esta subestación está prevista que
entre en operación conjuntamente con el nuevo Aeropuerto Mariscal Sucre.
La subestación Nuevo Aeropuerto inicialmente estará equipada con un
transformador de 20 MVA, 46/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de
7.28 MVA, la cual será transferida desde la subestación Tumbaco.
En estas condiciones el transformador empezaría a operar con una cargabilidad
del 36.4%. Por lo tanto se puede concluir que no existirían problemas de
cargabilidad, además mantendría un margen de reserva aproximado del 64% para
atender la creciente demanda del sector y efectuar transferencias de carga en
caso de falla de las subestaciones vecinas.
Considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio anual del 4.1% y
transferencias pequeñas de carga realizadas en el año 2014 y 2015. Para el año
2016, la demanda que tendrá que abastecer la subestación Nuevo Aeropuerto
será de 5.1 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 26.19%, con lo cual se
puede concluir que esta subestación operaría sin problemas de cargabilidad.
En la figura 3.4 se muestra las cargabilidades individuales de las subestaciones
de 46/23 kV para el año 2012 y 2016.
81
Figura 3.4: Cargabilidad individual de las subestaciones 46/23 kV.
Como se puede observar en la figura 3.4 en el año 2012 la mayoría de las
subestaciones que conforman el conjunto de subestaciones de 46/23 kV superan
el 70% de cargabilidad, dejando un margen de reserva alrededor del 30% y 40%.
Mientras que para el año 2016 apenas dos de las subestaciones alcanzan el 80%
de la cargabilidad.
Por lo tanto el conjunto de subestaciones 46/23 kV aún está en condiciones de
resistir el incremento de carga durante algunos años más sin comprometer su
margen de reserva.
Considerar alimentar al sistema Metro-Q a partir del conjunto de subestaciones de
46/23 kV no es factible, debido a que la mayoría de subestaciones pertenecientes
a este conjunto están ubicadas en lugares muy lejanos al recorrido del sistema
Metro-Q, con excepción de las subestaciones Cotocollao y Eplicachima, estas
subestaciones están cercanas a las estaciones de tracción El labrador y Quitumbe
respectivamente, pero se descarta su conexión porque los puntos de entrega
138/46 kV del Sistema Eléctrico de la E.E.Q se verían con riesgos de sobrecarga,
así como algunas líneas de 46 kV.
82
Con la inclusión del sistema Metro-Q en las dos subestaciones antes
mencionadas la cargabilidad de dichas subestaciones sobrepasaría el 100%, tal
como se mostró en la figura 3.3.
3.2.3 SUBESTACIONES DE 138/23 kV
3.2.3.1 Situación Actual: En la tabla 3.9 se presenta la situación actual a Diciembre
de 2012 de las subestaciones pertenecientes al grupo de 138/23 kV, con sus
respectivas características.
Tabla 3.9: Situación actual a Diciembre de 2012 de subestaciones de 138/23 kV.
Capacidad instalada Demanda cargabilidad
Transformadores Primarios [Mvar] [MVA] [MVA] [%] Conclusión
T1 4 1 X 6.6 20/27/33 31.4 95.1
T1 3 no dispone 20/27/33 21.80 66.06
Esta subestación no presenta problemas de cargabilidad, ya que al tener
un margen de reserva de aproximadamente 34%, no tendría
inconvenientes en el momento de recibir transferencias de carga de las
subestaciones vecinas en caso de emergencia.
T1 4 1 X 4.5 20/27/33 29.2 88.48
T1
2
Además de un
alimentador
expreso para el
sistema Trolebús
no dispone 20/27/33 16.9 51
T1
4
Un circuito
primario auxiliar
1 x 4.5 20/27/33 22.59 68.45
Esta subestación no presenta problemas de cargabilidad, pero
considerando un crecimiento anual de alrededor de 1.24 MVA
correspondiente a su tasa de crecimiento, para el año 2016 esta
subestación podría presentar riesgos de sobrecarga.
T1 5 1 x 4.5 20/27/33 22.95 69.55
Con esta condición de operación esta subestación presenta un margen
de reserva adecuado para recibir transferencias de carga de las
subestaciones vecinas en caso de emergencia.
Conocoto
Tababela
T2 2 2 x 4.5 20/27/33 18.8 56.97
Eugenio Espejo
Con esta condición de operación esta subestación presenta un margen
de reserva adecuado para recibir transferencias de carga de las
subestaciones vecinas en caso de emergencia.
T2 3 1 x 4.5 20/27/33 29.7 90
Cotocollao
Pomasqui
La cargabilidad actual de la S/E Pomasqui representaría un problema en
el corto plazo, por lo que se ha planificado realizar una transferencia de
carga, en el año 2014 hacia la S/E San Antonio 138/23 kV, la cual en caso
de llegar a una cargabilidad con riesgo de sobrecarga ayudaría a
solucionar el mencionado problema.
T2 3
Situacion Actual
Subestación
Cristianía
1 x 6.65 20/27/33 31.5
La cargabilidad actual de la S/E Cristianía representaría un problema en el
corto plazo, por lo que se ha planificado realizar una transferencia de
carga, en el año 2015 hacia la S/E Zámbiza 138/23 kV, 20/25 MVA, la cual
en caso de llegar a una cargabilidad con riesgo de sobrecarga ayudaría a
solucionar el mencionado problema.95.45
Banco de
condensadores
83
Considerando que en caso de fallas o riesgos de sobrecarga de algún
transformador perteneciente a las subestaciones de 138/23 kV, se tiene a
disposición una subestación móvil 138/23 kV, 20/25 MVA, se puede deducir que
esta subestación móvil ayudaría a reducir los mencionados riesgos de sobrecarga
que se presentan principalmente en las subestaciones Cristianía y Pomasqui.
3.2.3.2 Situación Futura: En la tabla 3.10 se presenta la situación futura para el
año 2016 de las restantes subestaciones pertenecientes al grupo de 138/23 kV.
Tabla 3.10: Situación futura 2016 de subestaciones de 138/23 kV.
Tasa de crecimiento anual Demanda Capacidad instalada cargabilidad Reserva
[%] [MVA] [MVA] [%] [%]
5 26.16 20/27/33 79 21
64.75 35.25
Bajo estas condiciones, la S/E Eugenio Espejo no
presentaría problemas de cargabilidad, pero su
espacio en reserva sería insuficiente para alimentar
al sistema Metro-Q y atender el crecimiento de la
demanda.
Eugenio Espejo 4.25 42.73 2 x 20/27/33
90.1
Para el año 2014 y debido a la alta cargabilidad en
esta subestación, se ha planificado realizar una
transferencia de carga de 6.7 MVA desde T1 hacia la
nueva subestación San Antonio 138/23 kV.
Bajo estas condiciones, la S/E Pomasqui podría
presentar problemas de cargabilidad en el corto
plazo, y en consecuencia el margen de reserva se
vería seriamente reducido.
Cotocollao
Bajo estas condiciones esta subestación no tendría
problemas de cargabilidad, además mantendría un
margen de reserva adecuado para atender la
creciente demanda y recibir transferencia de carga.
Pomasqui 5.5 59.46 2 x 20/27/33
5.75 61.62 93.362 x 20/27/33 6.64
9.9
Situación Futura
Subestación Conclusión
Cristianía
Para el año 2014 y debido a la alta cargabilidad en
esta subestación, se ha planificado realizar una
transferencia de carga de 8.3 MVA, del
transformador T1 al T2 de esta misma subestación,
adicionalmente se transferirían 7.6 MVA de carga
del transformador T2, a la nueva S/E Zámbiza 138/23
kV.
Bajo estas condiciones, la S/E Cristianía podría
presentar problemas de cargabilidad en el corto
plazo, y en consecuencia el margen de reserva se
vería seriamente reducido.
84
Las tasas de crecimiento anual que se mencionan en la tabla 3.10, se obtuvieron
de la proyección de la demanda proporcionada por el departamento de
Planificación de la Empresa Eléctrica Quito y verificada en el capitulo II del
presente proyecto de titulación profesional.
Subestación No. 44 Selva Alegre: Según los requerimientos del plan de
expansión del Sistema Eléctrico Quito, se ha definido la habilitación de una nueva
posición de 138/23 kV, con un transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV.
La nueva posición 138/23 kV de la subestación Selva Alegre, será habilitada en el
año 2016 y servirá para abastecer a una demanda inicial de 15.3 MVA, la cual
corresponde a la demanda del sistema Metro-Q.
Bajo esta condición el transformador de 138/23 kV de la subestación Selva
Alegre, empezaría a trabajar con una cargabilidad del 46.36% y con un margen de
reserva superior al 53%.
Con este margen de reserva el transformador de 138/23 kV de la subestación
Selva Alegre, puede recibir la carga del sistema Metro-Q en caso de falla del
transformador de 138/23 kV de la subestación Chilibulo, Mirador Alto o Vicentina.
Tasa de crecimiento anual Demanda Capacidad instalada cargabilidad Reserva
[%] [MVA] [MVA] [%] [%]
5,5 33.4 2 x 20/27/33 50.52 49.48
5,5 14.45 20/27/33 43.79 56,21
Conocoto
Bajo estas condiciones esta subestación no tendría
problemas de cargabilidad, además mantendría un
margen de reserva adecuado para atender la
creciente demanda y recibir transferencia de carga.
Tababela
Para el año 2014 se ha planificado realizar una
transferencia de carga de 12.9 MVA hacia la S/E El
Quinche 138/23 kV.
Bajo estas condiciones esta subestación no tendría
problemas de cargabilidad, además mantendría un
margen de reserva adecuado para atender la
creciente demanda y recibir transferencia de carga.
Situación Futura
Subestación Conclusión
85
Por otra parte la demanda que tendría que abastecer la subestación Selva Alegre
para el año 2016, a nivel de 46 kV, llegaría a 124.5 MVA lo cual implicaría una
cargabilidad del 62.25%.
Bajo esta condición de operación se puede considerar que la subestación Selva
Alegre no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un margen
de reserva aproximado del 38% el cual permitiría que esta subestación reciba
transferencias de carga en caso de falla de alguna subestación vecina sin
comprometer su espacio de reserva de potencia.
Subestación No. 25 Vicentina: Según los requerimientos del plan de expansión
del Sistema Eléctrico Quito, en la subestación Vicentina se ha definido la
habilitación de una nueva posición de 138/23 kV, con un transformador de
20/27/33 MVA, 138/23 kV.
La nueva posición 138/23 kV de la subestación Vicentina, será habilitada en el
año 2016 y servirá para abastecer a una demanda inicial de 22.6 MVA, la cual
corresponde a la demanda del sistema Metro-Q.
Bajo esta condición el transformador de 138/23 kV empezaría a trabajar con una
cargabilidad del 68.48% y con un margen de reserva superior al 31%.
Con este margen de reserva el transformador de 138/23 kV de la subestación
Vicentina, puede recibir la carga del sistema Metro-Q en caso de falla del
transformador de 138/23 kV de la subestación Chilibulo, Mirador Alto o Selva
Alegre.
Por otra parte la demanda que tendría que abastecer la subestación Vicentina
para el año 2016, a nivel de 46 kV, llegaría a 134.9 MVA lo cual implicaría una
cargabilidad del 65.49%.
Bajo esta condición de operación se puede considerar que la subestación
Vicentina no presentaría problema de cargabilidad, además mantendría un
86
margen de reserva aproximado del 35%, el cual permitiría que esta subestación
reciba transferencias de carga en caso de falla de alguna subestación vecina sin
comprometer su espacio de reserva de potencia.
Subestación No. 26 Alangasí: Dentro del plan de expansión del Sistema
Eléctrico Quito, se ha considerado la construcción de nuevas subestaciones de
138/23 kV, una de ellas es la subestación Alangasí, la cual está prevista que
entre en operación en el año 2013.
Esta subestación inicialmente estará equipada con un transformador de 33 MVA,
138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 14.9 MVA, la cual será
transferida desde la subestación San Rafael. En estas condiciones el
transformador empezaría su operación con una cargabilidad del 45.15%.
Para el año 2016, considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio
anual del 5.5%, la demanda que tendrá que abastecer la subestación Alangasí
será 22.6 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 68.48%.
Bajo estas condiciones de operación se puede considerar que la subestación
Alangasí no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un
margen de reserva superior al 54% y al 31% para los años 2013 y 2015
respectivamente, con lo cual se atendería sin ningún problema el crecimiento de
demanda a largo plazo y recibir transferencias de carga de futuras subestaciones
vecinas.
Subestación No. 14 Zámbiza: Otra subestación que está tomada en cuenta en el
plan de expansión del Sistema Eléctrico Quito es la subestación Zámbiza 138/23
kV, cuya operación iniciaría en el año 2015.
Esta subestación inicialmente estará equipada con un transformador de 33 MVA,
138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 22.7 MVA, 6.7 MVA serán
transferidos desde la subestación Pomasqui y 16 MVA serán transferidos de la
subestación Cristianía.
87
En las condiciones previamente descritas el transformador empezaría su
operación sin ningún problema de cargabilidad ya que esta sería de 68.79%.
Para el año 2016, considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio
anual del 4.75%, la demanda que tendrá que abastecer la subestación Zámbiza
será de 24.87 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 75.36%.
De esta manera se puede concluir que la subestación Zámbiza no presentaría
problemas de cargabilidad durante el periodo 2015-2016 y mantendría un margen
de reserva entre el 25% al 31%, el cual permitiría que esta subestación pueda
recibir sin ningún problema transferencias de carga de subestaciones vecinas en
caso de emergencia.
Subestación No. 5 Chilibulo: De acuerdo con los requerimientos en el plan de
expansión del Sistema Eléctrico Quito, se ha definido el ingreso de la subestación
Chilibulo la cual está proyectada para que entre en operación en el año 2013.
La subestación Chilibulo seccionará el circuito 1 de la línea de 138 kV Santa
Rosa-Selva Alegre. Inicialmente estará equipada con un transformador de
20/27/33 MVA, 138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 18 MVA, 9
MVA serán transferidos desde la subestación Barrio Nuevo y 0.9 MVA serán
transferidos de la subestación San Roque.
En las condiciones previamente descritas la subestación Chilibulo empezaría su
operación con una cargabilidad del 54.55% y un margen de reserva superior al
45%.
Para el año 2016, considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio
anual del 3.25%, la demanda que tendría que abastecer la subestación Chilibulo
será de 19.5 MVA lo que implicaría una cargabilidad del 54.09%.
88
Adicionalmente en el mismo año se habilitará una segunda posición para un
transformador de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, para abastecer una demanda de
16.18 MVA la cual corresponde al sistema Metro-Q.
Con el ingreso del sistema Metro-Q la cargabilidad de la subestación Chilibulo
alcanzaría el 53.64% con un margen de reserva alrededor del 46%.
Con este margen de reserva la subestación Chilibulo, puede recibir la carga del
sistema Metro-Q en caso de falla del transformador de 138/23 kV de la
subestación Vicentina.
Bajo estas condiciones de operación se puede afirmar que la subestación
Chilibulo no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un
margen de reserva adecuado para mantener el sistema Metro-Q en condiciones
normales de operación.
Subestación No.34 Machachi: Para el año 2015, se ha pronosticado que el
transformador de 46/23 kV de la subestación Machachi, alcanzaría una
cargabilidad del 95% comprometiendo seriamente su margen de reserva.
Por este motivo La Empresa Eléctrica Quito ha previsto la incorporación de un
nuevo transformador de 33 MVA, 138/23 kV, con el fin de reducir la cargabilidad y
aumentar el margen de reserva de la subestación Machachi.
El nuevo transformador de 138/23 kV empezaría su operación recibiendo toda la
carga del transformador de 46/23 kV lo cual implicaría una cargabilidad inicial del
57.58% con un margen de reserva alrededor del 42%.
Considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio anual del 3.75%, la
demanda estimada para el año 2016 que tendría que abastecer la subestación
Machachi alcanzaría los 19.7 MVA.
89
Bajo estas condiciones el transformador de 138/23 kV de la subestación
Machachi, alcanzaría una cargabilidad del 59.74% para el año 2016.
Por lo tanto se puede concluir que no existirían problemas de cargabilidad,
además mantendría un margen de reserva de aproximadamente 40%, el cual
permitiría recibir transferencias de carga sin ningún problema en caso de falla de
subestaciones vecinas.
Subestación No. 29 Nueva Cumbayá: Dentro del plan de expansión del Sistema
Eléctrico Quito, se ha proyectado la construcción de la subestación Nueva
Cumbayá 138/23 kV, la cual está prevista que entre en operación en el año 2018.
Esta subestación inicialmente estará equipada con un transformador de 33 MVA,
138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga inicial de 25.8 MVA, 13.7 MVA
serán transferidos desde la subestación Tumbaco y 12.1 MVA serán transferidos
desde la subestación Cumbayá 46/23 kV. En estas condiciones el transformador
empezaría su operación con una cargabilidad del 78.18%.
Bajo esta condición de operación se puede afirmar que la subestación Nueva
Cumbayá no presentaría problemas de cargabilidad, además tendría un margen
de reserva de aproximadamente 22%, el cual permitiría recibir transferencias de
carga sin ningún problema en caso de falla de subestaciones vecinas.
Para el año 2018, considerando una tasa de crecimiento de demanda promedio
anual del 5.75%, la demanda que tendría que abastecer será de 27.3 MVA lo que
implicaría una cargabilidad del 82.72%.
Subestación No. 22 San Antonio (Móvil): Según el plan de expansión del
Sistema Eléctrico Quito, se ha proyectado la construcción de la subestación Móvil-
1 138/23 kV en los terrenos de la S/E San Antonio, la cual está prevista que entre
en operación en el año 2013.
90
La subestación móvil (San Antonio) inicialmente estará equipada con un
transformador de 20/25 MVA, 138/23 kV y tendrá que abastecer a una carga
inicial de 15.64 MVA. En esta condición el transformador empezaría su operación
con una cargabilidad del 60.96%. Al 2015 se reemplazaría la S/E Móvil-1 por la
S/E San Antonio de 20/27/33 MVA, 138/23 kV, y 4 primarios.
Bajo esta condición de operación se puede considerar que la subestación Móvil
San Antonio no presentaría problemas de cargabilidad, además mantendría un
margen de reserva del 39.04%, el cual permitiría recibir transferencias de carga
de las subestaciones de 138/23 kV que lo requieran sin ningún problema.
En la figura 3.5 se muestra las cargabilidades individuales de las subestaciones
de 138/23 kV para el año 2012 y 2016.
Figura 3.5: Cargabilidad individual de las subestaciones 138/23 kV.
91
Como se puede observar en la figura 3.5, el conjunto de subestaciones de 138/23
kV mantiene una cargabilidad promedio del 60% con un margen de reserva
promedio de alrededor del 30%.
A partir de estas condiciones se puede concluir que el conjunto de subestaciones
de 138/23 kV puede resistir el incremento de carga a largo plazo sin comprometer
el margen de reserva del conjunto o afectar a la cargabilidad del mismo.
3.3 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA
En la figura 3.6 se muestran las cargabilidades globales de cada conjunto de
subestaciones para los años 2012 y 2016.
Figura 3.6: Cargabilidad global 2012 y 2016.
Como se puede observar en la figura 3.6, hasta diciembre 2012 el conjunto de
subestaciones de 46/6.3 kV atiende una demanda total de 241.11 MVA con una
capacidad instalada de 428.75 MVA, lo cual representa una cargabilidad total del
54.14% con un margen de reserva del 46%.
Para el año 2016, se espera que el conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV
alcance una cargabilidad del 68.14% con una demanda proyectada de 270.02
92
MVA, con 396.3 MVA de capacidad instalada y con un margen de reserva
aproximado del 32%.
Las condiciones antes citadas, permiten que las subestaciones de 46/6.3 kV
operen en condiciones normales con una cargabilidad y margen de reserva
adecuado. Y además puedan responder de manera efectiva ante fallas,
considerando que se dispone de una S/E Móvil de 46/6.3 kV, 10.5 MVA, para
tomar carga en caso de falla de alguno de los transformadores de las
subestaciones de 46/6.3 kV.
Sin embargo el ingreso de cargas grandes como la del sistema Metro-Q al
conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV, incrementaría drásticamente la
cargabilidad del conjunto y a la vez reduciría el margen de reserva. En
consecuencia llevaría al nivel de 46 kV al colapso.
Hasta diciembre de 2012 el conjunto de subestaciones de 46/23 kV, atiende una
demanda de 236.33 MVA con una capacidad instalada de 344 MVA, lo que
representa una cargabilidad total del 68.70% con un margen de reserva de
alrededor del 31%. Esta situación no se ve alterada significativamente para el año
2016, tal como lo muestra la figura 3.6.
Tanto el conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV como el conjunto de
subestaciones de 46/23 kV presenta características similares de cargabilidad y de
margen de reserva.
Por lo tanto se puede concluir que el ingreso de cargas grandes al conjunto de
subestaciones de 46/23 kV, de igual manera llevaría al colapso el sistema de
46kV.
Mientras que el conjunto de subestaciones de 138/23 kV, hasta diciembre de
2012, abastece una demanda de 219.70 MVA con una capacidad instalada de
297 MVA, lo que implica que la cargabilidad total alcance el 74% con un margen
de reserva del 26%.
93
Con la inclusión de las obras de ampliación proyectadas, el conjunto de
subestaciones de 138/23 kV, para el año 2016 alcanzaría una capacidad instalada
de 639 MVA que atendería a una demanda estimada de 390.62 MVA lo que
implicaría una cargabilidad total del 65.76% con un margen de reserva alrededor
del 34%.
Estos antecedentes permiten concluir que el conjunto de subestaciones de
138/23kV opera en condiciones normales con una cargabilidad menor y con un
margen de reserva mayor que el de los otros dos conjuntos de subestaciones.
Por lo tanto la inclusión de cargas grandes, como la del sistema Metro-Q, en el
conjunto de subestaciones de 138/23 kV no alteraría en gran magnitud el
funcionamiento normal de las subestaciones de 138/23 kV.
Considerando el ingreso de aproximadamente 75 MVA correspondiente al sistema
Metro-Q para el año 2016, en la figura 3.7 se muestra el efecto que ocasionaría el
ingreso del mencionado sistema en la cargabilidad del conjunto de subestaciones
de 138/23 kV, 46/23 kV y 46/6.3 kV, con la respectiva proyección para el año
2017.
Figura 3.7: Efecto en las cargabilidades con el ingreso del sistema Metro-Q.
94
Como se puede observar en la figura 3.7, el ingreso del sistema Metro-Q en el
conjunto de subestaciones de 46/6.3 kV, representaría un aumento del 19.43% en
la cargabilidad del conjunto para el año 2016, con lo cual alcanzaría una demanda
de 396.3 MVA lo que representaría una cargabilidad del 87.57% y para el año
2017 se ha proyectado una cargabilidad del 107.27% con una demanda
proyectada de 456.09 MVA.
En este escenario se puede ver claramente que tanto la cargabilidad como la
reserva no son los suficientes para mantener condiciones normales de la
operación de las subestaciones de 46/6.3 kV en el corto plazo.
El ingreso del sistema Metro-Q en el conjunto de subestaciones de 46/23 kV,
representaría un aumento del 28.41% en la cargabilidad, con lo cual alcanzaría
una cargabilidad del 96.6% para el año 2016 con una capacidad instalada de 271
MVA.
Para el año 2017 se ha proyectado que el conjunto de subestaciones de 46/23 kV
abastezca una demanda de 279 MVA lo cual implicaría una cargabilidad del
100%.
Por lo tanto se puede concluir que el conjunto de subestaciones de 46/23 kV se
encontraría próximo a saturarse en un corto plazo y no podría sostener el ingreso
de una carga como la del sistema Metro-Q a largo plazo.
Además la mayoría de subestaciones pertenecientes a este conjunto están
ubicadas en lugares lejanos al recorrido del sistema Metro-Q. Por lo tanto no
pueden ser consideradas para la alimentación del mismo.
Con estas dos consideraciones se puede concluir que no es factible la
alimentación del sistema Metro-Q desde el conjunto de subestaciones de 46/23
kV existentes.
95
Finalmente, para el año 2016 la inclusión del sistema Metro-Q, en el conjunto de
subestaciones 138/23 kV, incrementaría la cargabilidad en 1.72% alcanzando el
67.48% manteniendo un margen de reserva por debajo del 33%.
Con la proyección de demanda para el año 2017, el conjunto de subestaciones de
138/23 kV incluido el sistema Metro-Q, deberá atender una demanda de 693 MVA
lo que representaría una cargabilidad del 70.85% manteniendo el margen de
reserva alrededor del 30%.
Con este antecedente se puede observar que el ingreso del sistema Metro-Q
mantendría la operación del conjunto de 138/23 kV en condiciones normales sin
afectar considerablemente a la cargabilidad del conjunto o su respectivo margen
de reserva.
En la tabla 3.11 se muestra la variación porcentual de cargabilidad que sufre cada
conjunto de subestaciones bajo análisis con el ingreso del sistema Metro-Q para
el año 2016.
Tabla 3.11: Variación porcentual de cargabilidad año 2016 incluido el Metro-Q.
Conjunto de subestaciones
Cargabilidad 2016 sin el
Metro-Q
Cargabilidad 2016 con el
Metro-Q
Variación porcentual
46/6.3 kV 68.14% 87.57% 19.43% 46/23 kV 68.19% 96.6% 28.41% 138/23 kV 69.9% 67.48% 2.42%
Si se compara el incremento porcentual que sufre la cargabilidad del conjunto de
subestaciones de 138/23 kV con el incremento porcentual que sufre las
cargabilidades de los otros dos conjuntos de subestaciones, debido al ingreso del
sistema Metro-Q. Permite concluir que el conjunto de subestaciones más apto
para alimentar al sistema Metro-Q corresponde al conjunto de subestaciones de
138/23 kV, ya que esta variación porcentual es menor en este conjunto de
subestaciones.
En la tabla 3.12 se muestra el crecimiento porcentual durante el periodo 2016-
2017 de los conjuntos de subestaciones a partir del ingreso del sistema Metro-Q.
96
Tabla 3.12 Variación porcentual de la cargabilidad periodo 2016-2017 incluido el Metro-Q. Conjunto de
subestaciones Cargabilidad
2016 Cargabilidad
2017 Crecimiento porcentual
46/6.3 kV 87.57% 107.27% 19.70% 46/23 kV 96.6% 100% 3.40% 138/23 kV 67.48% 70.85% 3.32%
Como se puede apreciar en la tabla 3.12 el crecimiento porcentual en cargabilidad
es menor al 4% para el conjunto de subestaciones de 138/23 kV.
Considerando el bajo crecimiento porcentual de la cargabilidad que presenta el
conjunto de subestaciones de 138/23 kV en comparación con el crecimiento
porcentual de la cargabilidad de los conjuntos de subestaciones de 46/23 kV y
46/6.3 kV, se puede concluir que la alimentación a partir de subestaciones de
138/23 kV es sostenible a largo plazo ya que posee un crecimiento porcentual de
la cargabilidad menor al 4% por año.
A partir del diagnóstico del sistema de 46 kV y 138 kV, realizado en base a la
cargabilidad de las respectivas subestaciones, tomando en consideración: la
respectiva proyección de demanda, obras de expansión para cada subestación y
la cercanía de las subestaciones al recorrido del Sistema Metro-Q. Tanto de
manera individual como global.
Se puede concluir que el sistema apto para alimentar al sistema Metro-Q es el
sistema de 138 kV.
El resultado obtenido será ratificado en el siguiente capítulo, con el respectivo
estudio eléctrico en base a flujos de potencia y con la ayuda del software
computacional Power Factory versión 14.1.3.
97
CAPÍTULO IV
4.1 ESTUDIO ELÉCTRICO
El estudio eléctrico tiene como finalidad, analizar las alternativas de alimentación
para el sistema Metro-Q planteadas desde los niveles de alto voltaje del sistema
eléctrico de la E.E.Q. en condiciones normales de operación y de contingencias. Y
seleccionar la alternativa técnica más adecuada.
Las alternativas analizadas son:
• Alimentación desde el sistema de 46 kV.
• Alimentación desde el sistema de 138 kV.
El objetivo del análisis de cada alternativa, es verificar sus condiciones de
operación a nivel de cargas de: conductores, líneas, transformadores de
subestaciones y niveles de voltajes en barras. Tanto del sistema de alimentación
de la E.E.Q. como del sistema de medio voltaje del Metro-Q.
Para realizar los estudios eléctricos necesarios, se utilizará un software técnico de
simulación de sistemas eléctricos de potencia adecuado, para el caso del
presente proyecto de titulación profesional, se ha seleccionado el software Power
Factory versión 14.1.3 de la corporación DigSilent.
4.1.1 CONSIDERACIONES
Para realizar las simulaciones necesarias se ha considerado lo siguiente:
1. Para la elaboración de los casos de simulación se ha considerado la ruta
del sistema Metro-Q y la cercanía de las subestaciones de alimentación a
las subestaciones de tracción, así como las obras de expansión para cada
uno de los sistemas de 138 kV y 46 kV de la E.E.Q.
98
2. Las simulaciones serán realizadas para los periodos de demanda máxima,
media y mínima, tomando en cuenta que el periodo de demanda máxima
es el más crítico tanto para la red de la E.E.Q. como para el sistema Metro-
Q.
3. Los flujos de potencia deben ser obtenidos en condiciones normales de
operación de los sistemas de 138 kV y 46 kV, sin la inclusión del sistema
Metro-Q y con la inclusión del mismo para evaluar sus efectos.
4. Para evaluar los resultados obtenidos se ha considerado:
o La cargabilidad de transformadores, líneas de transmisión y
alimentadores de 23 kV en condiciones normales de operación y de
contingencia.
o El perfil de voltaje en las barras de 138 kV, 46 kV y 23 kV de las
subestaciones pertenecientes a la Empresa Eléctrica Quito y el perfil
de voltaje en las barras de 23 kV de las estaciones del sistema
Metro-Q.
Todos estos perfiles de voltaje deben estar dentro del rango de
variación de voltaje permitido por la regulación del CONELEC No.
004/01. Tanto en condiciones normales de operación como en
condiciones de contingencia.
5. Por requerimiento de la Empresa Metro Madrid:
o El voltaje de alimentación a las barras pertenecientes a las
estaciones del sistema Metro-Q debe ser de 23 kV con una
configuración en anillo.
o Con la finalidad precautelar la seguridad en el suministro de energía
al sistema Metro-Q. Los alimentadores primarios de 23 kV, los
99
cuales van desde las subestaciones de alimentación pertenecientes
a la Empresa Eléctrica Quito hacia las estaciones de tracción del
Sistema Metro-Q; deben ser subterráneos.
4.1.2 DATOS UTILIZADOS
4.1.2.1 Base de datos
La base de datos que se utilizó para realizar las respectivas simulaciones fue
creada en el software de simulación Power Factory de la corporación DigSilent
versión 14.1.3, la misma que fue proporcionada por el área de Planeamiento
Eléctrico de la Empresa Eléctrica Quito.
En esta base de datos se encuentran modelados los puntos de conexión al SNT,
las centrales eléctricas de generación, la red de 138 kV y 46 kV del Sistema
Eléctrico Quito y el sistema de transporte Metro-Q, hasta las barras de medio
voltaje de las subestaciones de distribución.
En la figura 4.1 se presenta el diagrama unifilar del sistema Metro-Q, modelado en
el software Power Factory versión 14.1.3 de la corporación DigSilent.
En este diagrama unifilar se encuentran modeladas las 15 estaciones de parada
que pertenecen a la ruta establecida del sistema de transporte Metro-Q, las
cuales se encuentran conectadas mediante una doble alimentación de 23 kV a 4
subestaciones que poseen una configuración en anillo con el fin de proporcionar
mayor confiabilidad al Metro-Q.
100
Figura 4.1: Diagrama Unifilar del sistema Metro-Q.
4.1.2.2 Demanda
Para el caso de la demanda eléctrica, los datos que se utilizaron para elaborar los
respectivos escenarios de simulación de demanda máxima, media y mínima, son
los obtenidos de la proyección de demanda máxima, media y mínima coincidente
correspondiente al año 2016.
Adicionalmente, para el caso del sistema Metro-Q se ha considerado una
demanda de 5 MVA por estación de parada un factor de potencia de 0.96
inductivo.
En la tabla 4.1 se presentan los datos de demanda utilizados. Así como la
demanda máxima, media y mínima estimada que tendría el sistema Metro-Q para
el año 2016.
B1_S ALGRE 23
B1_
VC
NT
NA
23
B1_MRDOR ALTO 23
Carolina-Iñaquito
Sel
va A
legr
e-La
brod
or C
2
Sel
va A
legr
e-La
brad
or C
1
Vicentina-U Central C2
Vicentina-U Central C1
Chi
libul
o-M
agda
lena
C2
Chi
lubu
lo-M
agda
lena
C1
Mira
dor
Alto
-Qui
tum
be C
2
Mira
dor
Alto
-Qui
tum
be C
1
C1_LBRDOR
C1_
U C
NT
RA
L
C1_JPJPA C1_IÑQTO C1_CRLNA C1_LA PRDRA
C1_
EL
EJI
DO
C1_
LA A
LMD
A
C1_SAN FRNCSCO
C1_LA MGDLNAC1_EL RCREOC1_EL CLZDOC1_SLNDAC1_MRAN VLVRDEC1_QTMBE
L_U CNTRAL_LBRDOR
L_M
GD
LNA
_U C
NT
RA
L
L_QTMBE_MGDLNA
101
Tabla 4.1: Datos de demanda mínima, media y máxima coincidente.
Sistema 138/23 kV Sistema 46/23kV, 46/6.3kV Sistema Metro-Q
Demanda
Coincidente
Potencia
Activa
Potencia
Reactiva
Potencia
Aparente
Potencia
Activa
Potencia
Reactiva
Potencia
Aparente
Potencia
Activa
Potencia
Reactiva
Potencia
Aparente
[MW] [MVAR] [MVA] [MW] [MVAR] [MVA] [MW] [MVAR] [MV A]
Mínima 116.55 28.62 120.01 145.80 31.74 149.21 25.2 7.35 26.25
Media 233.10 57.24 240.03 291.60 63.48 298.43 46.8 13.65 48.75
Máxima 388.5 95.4 400.04 486.00 105.8 497.38 72.00 21.00 75.00
4.1.2.3 Alimentadores primarios para el Metro-Q
Inicialmente los parámetros que se utilizaron para modelar los alimentadores
primarios de 23 kV para el sistema Metro-Q se detallan en la tabla 4.2.
Tabla 4.2: Datos de alimentadores expresos para el Sistema Metro-Q.
Resistencia Reactancia Susceptancia
Voltaje
nominal Capacidad R Ro X Xo B, Bo
Calibre Tipo [kV] [kA] [ Ω/km] [Ω/km] [Ω/km] [Ω/km] [uS/km]
500 MCM Cobre 23 0.428 0.125 1.131 0.099 0.147 0.0001375
4.1.2.4 Regulación CONELEC No. 004/01 [14]
Para garantizar a los consumidores un suministro eléctrico continuo y confiable, el
CONELEC expidió la regulación No. 004/01 correspondiente a la calidad de
servicio eléctrico de distribución, cuyo objetivo es establecer los niveles de calidad
de la prestación del servicio y los procedimientos de evaluación a ser observados
por parte de las empresas distribuidoras.
Las empresas distribuidoras tienen la responsabilidad de prestar el servicio
eléctrico a los consumidores ubicados en su zona de concesión, dentro de los
niveles de calidad establecidos en la regulación mencionada en virtud de lo que
señala la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, los reglamentos aplicables, el
contrato de concesión y las regulaciones correspondientes. [14]
[14] Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Regulación No. 004/01 Calidad de
servicio eléctrico”, Año 2001.
102
La regulación No. 004/01 emitida por el CONELEC establece que las variaciones
de voltaje admitidas con respecto al valor del voltaje nominal son:
Tabla 4.3: Rango de variación permitido por la regulación No. 004/01del CONELEC. [14]
Condiciones normales Condición de contingencia
Voltaje nominal Voltaje máximo Voltaje mínimo Voltaje máximo Voltaje mínimo
[kV] [kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
138 144.9 1.05 128.34 0.93 151.80 1.10 124.20 0.90
69 71.07 1.03 66.93 0.97 73.14 1.06 65.55 0.95
46 47.38 1.03 44.62 0.97 48.76 1.06 43.70 0.95
34.5 35.54 1.03 33.47 0.97 36.57 1.06 32.78 0.95
23 23.69 1.03 22.31 0.97 24.15 1.05 21.85 0.95
4.2 ALIMENTACIÓN DESDE EL SISTEMA DE 46 kV.
Para seleccionar las subestaciones de alimentación en las dos alternativas que se
describen a continuación, se ha considerado la cercanía de las subestaciones de
46 kV al recorrido del sistema Metro-Q y el estudio de cargabilidad para el año
2016 realizado en el capítulo III.
Las dos alternativas de alimentación planteadas en este proyecto, a partir del
sistema de 46 kV son:
1.- Primera alternativa: Alimentación desde las subestaciones: Eplicachima,
Chimbacalle, Pérez Guerrero y Río Coca, con transformadores de 46/23 kV de
capacidad de 33 MVA, tal como se lo puede apreciar en la figura 4.2.
En la tabla 4.4 se presentan las distancias de los alimentadores de 23 kV para el
sistema Metro-Q consideradas para la simulación.
103
Tabla 4.4: Distancias consideradas para las simulaciones.
Alimentador de 23 kV Distancia
Desde Hasta km
Eplicachima Quitumbe 5.0
Chimbacalle Magdalena 3.5
Pérez Guerrero U.Central 1.2
Río Coca Labrador 3.0
2.- Segunda alternativa: Alimentación desde las subestaciones: Eplicachima,
Chimbacalle, Miraflores y Andalucía, con transformadores de 46/23 kV, 33 MVA,
tal como se lo puede apreciar en la figura 4.3.
En la tabla 4.5 se presentan las distancias de los alimentadores de 23 kV
expresos para el sistema Metro-Q consideradas para la simulación.
Tabla 4.5: Distancias consideradas para las simulaciones.
Alimentador de 23 kV Distancia
Desde Hasta km
Eplicachima Quitumbe 5.00
Chimbacalle Magdalena 3.50
Miraflores U.Central 1.30
Andalucía Labrador 3.20
104
Figura 4.2: Primera alternativa de alimentación desde el sistema de 46 kV.
B1_
SU
R 4
6
B1_
S R
OQ
UE
46
B
1_N
OR
TE 4
6
B2_
S A
LGR
E 4
6
TR-Rio Coca
TM
-Per
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S/E
Ch
ibac
alle
S/E
Pér
ez G
uer
rero
S/E
Río
Co
ca
105
Figura 4.3: Segunda alternativa de alimentación desde la red de 46 kV.
S/E
Eplic
ach
ima
S/E
Ch
ibac
alle
S/E
Mir
aflo
res
S/E
An
dal
ucí
a
106
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema de 46 kV y con la inclusión del sistema Metro-Q, alimentado mediante las
dos alternativas propuestas; se obtuvo los resultados que se detallan en los
siguientes numerales.
4.2.1 VOLTAJES
4.2.1.1 Barras de 46 kV
4.2.1.1.1 Caídas de Voltaje
Los voltajes en barras de 46 kV, que se obtuvieron como resultado del flujo de
potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema Metro-Q,
se detallan en los anexos 4.1 y 4.10, y en las figuras 4.4 y 4.5 se muestran sus
respectivas representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima,
media y mínima.
Figura 4.4: Voltajes en barras de 46 kV Primera alternativa.
107
Figura 4.5: Voltajes en barras de 46 kV Segunda alternativa.
De los resultados graficados en las figuras 4.4 y 4.5 se pueden deducir:
1. Con la primera alternativa, el ingreso del sistema Metro-Q a la red de 46 kV
en el periodo de demanda máxima ocasionaría bajos voltajes de 0.938 p.u.
en las barras de 46 kV pertenecientes a las subestaciones Chimbacalle y
Eplicachima. Mientras con la segunda alternativa en las mismas barras, se
producirían bajos voltajes de 0.942 p.u durante el mismo periodo.
2. Durante los períodos de demanda media y mínima; no se producirían
problemas de bajos voltajes en las barras de 46 kV con ninguna de las dos
alternativas planteadas para alimentar al sistema Metro-Q desde la red de
46 kV.
3. Con la primera alternativa durante el periodo de demanda máxima 5 barras
de subestaciones presentarían el 4% de caída de voltaje y 2 barras de
subestaciones presentarían el 5% de caída de voltaje. Mientras que en la
segunda alternativa durante el mismo periodo sólo las barras de 46 kV
108
pertenecientes a las subestaciones Chimbacalle y Miraflores presentarían
caídas de voltaje del 4%.
De las observaciones encontradas se puede concluir que la alimentación del
sistema Metro-Q con las dos alternativas planteadas desde la red de 46 kV,
produciría caídas de voltajes significativas.
En consecuencia los voltajes en las barras de 46 kV con ninguna de las dos
alternativas planteadas se podrían mantener dentro de un rango de operación
aceptable para el buen funcionamiento del sistema Metro-Q.
4.2.1.1.2 Perfil de Voltaje
En las figuras 4.6 y 4.7 se muestran los perfiles de voltaje resultantes en barras
de 46 kV con la inclusión de sistema Metro-Q, con la primera y segunda
alternativa respectivamente.
Figura 4.6: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Primera alternativa.
109
Figura 4.7: Perfil de Voltaje en barras de 46 kV en p.u Segunda alternativa.
Al observar los perfiles de voltaje en barras de 46 kV mostrados en las figuras 4.6
y 4.7, para el periodo de demanda máxima, se puede ver que la mayoría de
barras en subestaciones de 46 kV presentarían voltajes inferiores a 0.97 p.u en
las dos alternativas planteadas.
En consecuencia el perfil de voltaje de 46 kV con la alimentación del sistema
Metro-Q de las dos alternativas planteadas; no permanecería dentro del rango de
variación de voltaje aprobado por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)
en su regulación No. 004/01 correspondiente a la calidad del servicio eléctrico de
distribución.
En las dos alternativas analizadas para alimentar al sistema Metro-Q a partir de la
red de 46 kV; se puede ver que el principal problema que se presentaría ante el
ingreso del sistema Metro-Q son los bajos voltajes en las barras de 46 kV,
afectando principalmente a la calidad de servicio eléctrico de las subestaciones
vecinas y subestaciones consideradas para alimentar al sistema Metro-Q.
Por lo tanto se puede concluir que la alimentación para el sistema Metro-Q desde
la red de 46 kV no es factible, debido a los bajos voltajes que se presentarían en
la mayoría de las subestaciones de 46 kV durante el periodo de demanda
máxima.
110
4.2.1.2 Barras de 6.3 kV
4.2.1.2.1 Caídas de voltaje
Los voltajes en barras de 6.3 kV, que se obtuvieron como resultado del flujo de
potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema Metro-Q,
se detallan en los anexos 4.2 y 4.11, y en las figuras 4.8 y 4.9 se muestran sus
respectivas representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima,
media y mínima.
Figura 4.8: Voltajes en barras de 6.3 kV Primera alternativa.
Figura 4.9: Caídas de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa.
111
De los resultados graficados en las figuras 4.8 y 4.9 se pueden deducir:
1. El ingreso del Sistema Metro-Q a la red de 46 kV mediante los
transformadores de 46/23 kV en el periodo de demanda máxima
ocasionaría que tanto con la primera como con la segunda alternativa se
presenten bajos voltajes en la barra de 6.3 kV de la subestación Luluncoto,
los mismos que son de 0.934 p.u y 0.944 p.u respectivamente, esto es
debido a que la subestación de seccionamiento Sur N°20 presentaría bajos
voltajes en sus barras 46 kV.
2. En el periodo de demanda máxima con la primera alternativa planteada, 5
barras de subestaciones presentarían el 4% de caída de voltaje y 2 barras
de subestaciones presentarían el 5% de caída de voltaje. Mientras que con
la segunda alternativa, en este mismo periodo, 3 barras de subestaciones
presentarían caídas de voltaje del 3%.
3. Para demanda media y mínima en las dos alternativas planteadas, no se
presentarían problemas de caída de voltaje significativas en las barras de
6.3 kV, con excepción del voltaje en la barra de 6.3 kV de la subestación
Diez Vieja particularmente con la segunda alternativa planteada.
De las observaciones encontradas se puede concluir que la alimentación del
sistema Metro-Q desde la red 46 kV, mediante cualquiera de las dos alternativas
planteadas; produciría caídas de voltajes que afectarían significativamente a los
voltajes en las barras de 6.3 kV.
4.2.1.2.2 Perfil de voltaje
En las figuras 4.10 y 4.11 se muestran los perfiles de voltaje resultantes en barras
de 6.3 kV con la inclusión de sistema Metro-Q, para la primera y segunda
alternativa respectivamente.
112
Figura 4.10: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV en p.u Primera alternativa.
Figura 4.11: Perfil de voltaje en barras de 6.3 kV Segunda alternativa.
Al observar el perfil de voltaje en barras de 6.3 kV mostrado en las figuras 4.10 y
4.11, se puede observar, tanto con la primera como con la segunda alternativa de
alimentación, el ingreso del sistema Metro-Q durante el periodo de demanda
máxima; ocasionaría bajos voltajes en algunas barras de 6.3 kV, los cuales no se
113
encuentran dentro del estándar aprobado por el Consejo Nacional de Electricidad
(CONELEC) en su regulación No. 004/01 correspondiente a la calidad del servicio
eléctrico de distribución. Por lo que podría afectar de esta manera a las cargas
que se encuentran conectadas a este nivel de voltaje, ya que no se les brindaría
un servicio eléctrico adecuado.
4.2.1.3 Barras de 23 kV
Los perfiles de voltaje en barras de 23 kV, que se obtuvieron como resultado del
flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema
Metro-Q, se detallan en los anexos 4.3 y 4.12 y en las figuras 4.12 y 4.13 se
muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de
demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.12: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Primera alternativa.
114
Figura 4.13: Perfil de voltaje en barras de 23 kV en p.u Segunda alternativa.
De los resultados graficados en las figuras 4.12 y 4.13 se pueden deducir:
1. Los niveles de voltaje en las barras de 23 kV de las subestaciones
consideradas para alimentar al sistema Metro-Q desde la red de 46 kV ya
sea con la primera o con la segunda alternativa planteada; registran
voltajes de 0.92 p.u para el periodo de demanda máxima de 0.96 p.u para
los periodos de demanda media y de 0.98 p.u en el periodo de demanda
mínima.
2. En el periodo de demanda máxima y media; el perfil de voltaje en barras de
23 kV de las subestaciones que se han considerado para la alimentación y
de las pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q, con las dos
alternativas planteadas; no cumplirían con el rango de variación de voltaje
establecido por la regulación No. 004/01 del CONELEC. Particularmente en
las barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del Metro-Q,
presentarían bajos voltajes de 0.92 p.u en el periodo de demanda máxima
y de 0.96 p.u en el periodo de demanda media.
115
Los bajos voltajes en las barras de 23 kV presentados en los periodos de
demanda máxima y media; no garantizarían el funcionamiento normal del sistema
de Metro-Q con ninguna de las dos alternativas planteadas desde la red de 46 kV.
Al no cumplir con los requerimientos mínimos de voltaje en las barras de 23 kV,
éstas no mantendrían el adecuado funcionamiento de este medio de transporte,
ya que se produciría un servicio no adecuado y de baja calidad.
4.2.1.4 Barras de 1.5 kVDC
Los perfiles de voltaje en barras de 1.5 kVDC, que se obtuvieron como resultado
del flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el
sistema Metro-Q, se detallan en los anexos 4.4 y 4.13 y en las figuras 4.14 y 4.15
se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de
demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.14: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Primera alternativa.
116
Figura 4.15: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u Segunda alternativa.
Los perfiles de voltaje mostrados en las figuras 4.14 y 4.15, permiten establecer
que en los periodos de demanda máxima, media y mínima, todas las barras de
1.5 kV correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q con las dos
alternativas de alimentación planteadas, presentarían voltajes inferiores a 0.96
p.u. Por lo tanto estos voltajes estarían fuera de lo establecido por la regulación
No. 004/01 del CONELEC.
De lo anterior se puede concluir que el voltaje en las barras de 1.5 kV
pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q, con las dos alternativas de
alimentación analizadas; es demasiado bajo en los tres periodos de demanda, lo
cual ocasionaría que el sistema de transporte Metro-Q no opere en condiciones
adecuadas.
Bajo las condiciones descritas en los numerales 4.2.1.1, 4.2.1.2, 4.2.1.3 y 4.2.1.4;
se puede concluir que la alimentación del sistema Metro-Q desde los
transformadores de 46/23 kV pertenecientes a las subestaciones planteadas en
este estudio; no garantizaría condiciones operativas de voltaje adecuadas tanto
117
para el sistema de transporte Metro-Q como para el sistema de 46 kV de la
Empresa Eléctrica Quito.
4.2.2 CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
4.2.2.1 Transformadores de 138/46 kV
Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 46 kV, mediante
subestaciones de 46/23 kV, los transformadores de 138/46 kV ubicados en las
subestaciones: Santa Rosa, Selva Alegre, Cotocollao y Vicentina requieren de un
análisis de cargabilidad, debido a que estos transformadores abastecen al
sistema de 46 kV y deben presentar condiciones de operación normal, sin riesgos
de sobrecargas.
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los mencionados transformadores
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa
de alimentación planteada.
Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.5, 4.14, y en las figuras
4.16, 4.17 se muestran las respectivas representaciones graficas para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
118
Figura 4.16: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Primera alternativa.
Figura 4.17: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV Segunda alternativa.
119
De los resultados graficados en las figuras 4.16 y 4.17 se pueden deducir:
1. El ingreso del sistema de transporte Metro-Q alimentado desde los
transformadores de 46/23 kV durante el periodo de demanda máxima
provocaría que la cargabilidad en los transformadores 138/46 kV alcance
los valores que se indican en la tabla 4.6.
Tabla 4.6: Cargabilidad de transformadores de 138/46 kV en demanda máxima.
Vicentina
Alternativa Santa Rosa T1 T2 Cotocollao Selva Alegre
Primera 83% 104% 87% 60% 60%
Segunda 75% 89% 87% 75% 75%
2. Con el ingreso del sistema de transporte Metro-Q durante los periodos de
demanda media y mínima; no se presentaría novedades relevantes en la
cargabilidad de los transformadores de 138/46 kV con ninguna de las dos
alternativas planteadas; ya que estos se mantendría con una cargabilidad
por debajo del 60% y del 18% respectivamente.
A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que ante el ingreso
del sistema Metro-Q alimentado desde los transformadores de 46/23 kV durante
el periodo de demanda máxima; con la primera alternativa el transformador T1
138/46 kV perteneciente a la subestación Vicentina presentaría sobrecarga del
4%. Mientras que con la segunda alternativa, se produciría un aumento del 15%
en la cargabilidad de los transformadores T1 y T2 pertenecientes a la misma
subestación.
4.2.2.2 Transformadores de 46/6.3 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los transformadores de 46/6.3 kV
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa
de alimentación planteada.
120
Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.6, 4.15, y en las figuras
4.18, 4.19 se muestran las respectivas representaciones graficas para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.18: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Primera alternativa.
Figura 4.19: Cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV Segunda Alternativa.
121
En condiciones normales de operación del sistema de 46 kV y sin la entrada del
sistema Metro-Q se puede observar que la cargabilidad de los transformadores de
46/6.3 kV:
1. Durante el periodo de demanda máxima; la cargabilidad en algunas
subestaciones supera el 80% dejando un margen de reserva del 20%,
mientras que en las subestaciones restantes se mantendría un margen de
reserva entre el 20% y el 58%.
2. Durante el periodo de demanda media; la cargabilidad de los
transformadores de 46/6.3 kV estaría entre el 24% y el 60%. Mientras que
en el período de demanda mínima; la cargabilidad de los transformadores
de 46/6.3 kV se mantendría por debajo del 30%, dejando un amplio margen
de reserva en ambos periodos.
A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que sin la entrada
del sistema Metro-Q; los transformadores de 46/6.3 kV; no presentarían riesgos
de sobrecarga, además si se considera que se tiene un margen de reserva
adecuado y a disposición una subestación Móvil 46/6.3 kV, 9.4/10.5 MVA, la cual
en caso de llegar a una cargabilidad con riesgo de sobrecarga ayudaría a
solucionar el mencionado problema.
Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red 46 kV mediante los
transformadores de 46/23 kV perteneientes a las subestaciones planteadas en las
dos alternativas, se puede observar:
1.- Durante el periodo de demanda máxima:
o Con la primera alternativa planteada, se presentarían transformadores con
cargabilidad superior al 90%, estos transformadores pertenecen a las
subestaciones: Carolina con el 92% y La Marín con el 91%. Mientras que
con la segunda alternativa de alimentación, las subestaciones: Andalucía
122
presentaría el 91% y Carolina el 92%, en ambos casos dejarían un margen
de reserva inferior al 10%.
2.- Durante el periodo de demanda media:
o Con la primera alternativa de alimentación planteada, los transformadores
de 46/6.3 kV se mantendrían con una cargabilidad máxima del 60%
dejando un margen de reserva del 40%. Mientras que con la segunda
alternativa, los transformadores de 46/6.3 kV se mantendrían por debajo
del 51% de cargabilidad dejando un margen de reserva del 49%.
3.- Durante el período de demanda mínima, con ambas alternativas de
alimentación planteadas, la cargabilidad de los transformadores de 46/6.3 kV se
mantendría en el 30% dejando un margen de reserva del 70%.
A partir de las observaciones 1, 2 y 3, se puede concluir que en el periodo de
demanda máxima, el ingreso del sistema de transporte Metro-Q alimentado desde
transformadores de 46/23 kV por medio de la primera o segunda alternativa
planteada, afectaría al margen de reserva en algunas subestaciones vecinas.
Por lo tanto en el corto plazo estas subestaciones podrían comprometer su
espacio de reserva de potencia, lo cual ocasionaría que estas subestaciones no
puedan recibir transferencias de carga en caso de falla subestaciones vecinas o
atender el crecimiento de demanda propia de la subestación.
4.- Con las dos alternativas de alimentación planteadas, el transformador T1 de
46/23 kV ubicado en la subestación Eplicachima presentaría una cargabilidad
aproximada: del 79% durante el periodo de demanda máxima dejando un margen
de reserva del 21%, del 60% durante el periodo de demanda media dejando un
margen de reserva del 40% y en el periodo de demanda mínima presentaría una
cargabilidad aproximada del 15% dejando un margen de reserva aproximado del
85%.
123
En consecuencia, el transformador T1 de la subestación Eplicachima no
presentaría problemas de cargabilidad con ninguna de las dos alternativas de
alimentación planteadas; debido a que mantendría un adecuado margen de
reserva de potencia que permitiría recibir transferencias de carga en caso de falla
de transformadores de subestaciones vecinas o atender el crecimiento de
demanda propia de la subestación.
Bajo estas condiciones se puede concluir que la entrada en funcionamiento del
sistema de transporte Metro-Q alimentado desde los transformadores de 46/23 kV
pertenecientes a las subestaciones planteadas en la primera o segunda
alternativa; ocasionaría que en el periodo de demanda máxima existan
transformadores con cargabilidad alta lo cual comprometería a tener un adecuado
margen de reserva en el sistema de 46 kV en el corto plazo.
4.2.2.3 Transformadores 23/1.5 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los transformadores de 23/1.5 kV
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa
de alimentación planteada.
Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.7, 4.16, y en las figuras
4.20, 4.21 se muestran las respectivas representaciones graficas para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
124
Figura 4.20: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Primera alternativa.
Figura 4.21: Cargabilidad de transformadores de 23/1.5 kV Segunda alternativa.
A partir de los resultados graficados en las figuras 4.20 y 4.21, se puede observar
que con las dos alternativas de alimentación planteadas y en los periodos de
demanda máxima, media y mínima; todos los transformadores reductores de
23/1.5 kV, 7MVA que alimentarían a las estaciones del sistema Metro-Q,
presentarían una cargabilidad que superaría el 80%, 50%, y 27%
respectivamente.
125
Bajo estas condiciones se puede concluir que la alimentación al sistema Metro-Q
desde los transformadores de 46/23 kV mendiante la primera o segunda
alternativa y durante el periodo de demanda máxima; ocasionaría que la
cargabilidad de los transformadores de 23/1.5 kV correspondientes a las
estaciones del Metro-Q sea elevada debido a los bajos voltajes que se producirían
en las barras de 23 kV y 1.5 kV.
4.2.3 CARGABILIDAD DE LÍNEAS Y ALIMENTADORES
4.2.3.1 Líneas de 46 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de las líneas de 46 kV durante los
periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa de
alimentación planteada.
Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.8, 4.17, y en las figuras
4.22, 4.23 se muestran las respectivas representaciones graficas para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.22: Cargabilidad de líneas de 46 kV Primera alternativa.
126
Figura 4.23: Cargabilidad de líneas de 46 kV Segunda alternativa.
De los resultados graficados en las figuras 4.22 y 4.23 se pueden deducir:
1. Sin la entrada del sistema Metro-Q, las líneas de 46 kV permanecerían con
una cargabilidad inferior al 51% durante los periodos de demanda máxima,
media y mínima.
2. Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado por transformadores de
46/23 kV pertenecientes a las subestaciones planteadas en la primera o
segunda alternativa; la cargabilidad de las líneas de 46 kV aumentarían
considerablemente especialmente durante el periodo de demanda máxima,
tal es el caso de las líneas de 46 kV: Chimbacalle-S/E Sur y Vicentina-
Derivación Floresta, las cuales llegarían a sobrecargarse entre el 1% y el
3%.
127
Particularmente, solo con la primera alternativa de alimentación, a estas
dos líneas se sumaría la línea Vicentina-Derivación Diez Nueva la cual
alcanzaría una sobrecarga del 20%.
3. Con la segunda alternativa y durante el peiodo de demanda máxima, se
presentarían dos líneas que aumentarían considerablemente su
cargabilidad las cuales son: Derivación Andalucía-S/E Andalucía la cual
alcanzaría aproximadamente el 75%, y la línea de doble circuito Santa
Rosa-Eplicachima la cual alcanzaría el 68% de su capacidad.
4. Para los periodos de demanda media y mínima no se presentarían
novedades relevantes en la cargabilidad de las líneas de 46 kV con
ninguna de las dos alternativas planteadas, ya que las mismas
permanecerían con una cargabilidad menor al 60%.
A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que la entrada en
funcionamiento del sistema Metro-Q alimentado desde los transformadores de
46/23 kV mediante la primera o segunda alternativa; incrementaría la cargabilidad
de las líneas de 46 kV, siendo las más importantes las sobrecargas que se
producirían en las líneas Vicentina-Derivación Diez Nueva, Chimbacalle-S/E Sur y
Vicentina-Derivación Floresta.
4.2.3.2 Alimentadores de 23 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los alimentadores de 23 kV durante
los periodos de demanda máxima, media y mínima con cada alternativa de
alimentación planteada.
Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.9, 4.18, y en las figuras
4.24, 4.25 se muestran las respectivas representaciones graficas para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
128
Figura 4.24: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV Primera alternativa.
Figura 4.25: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa.
A partir de los resultados graficados en las figuras 4.24 y 4.25, se puede observar
que con las dos alternativas de alimentación planteadas y durante los periodos de
demanda máxima, media y mínima; los alimentadores de 23 kV que alimentarían
al sistema Metro-Q presentarían una cargabilidad inferior al 73%, al 47% y al 32%
respectivamente.
129
Por lo tanto se puede concluir que los alimentadores de 23 kV, con las dos
alternativas planteadas, se encuentran dentro del margen de cargabilidad
aceptable para tener un funcionamiento adecuado en condiciones normales de
operación del sistema Metro-Q.
Sin embargo, con las dos alternativas de alimentación planteadas; los
alimentadores de 23 kV Río Coca-Labrador y Miraflores-Universidad Central,
presentarían las más altas cargabilidades. Por lo tanto estarían próximos a llegar
a su límite de operación (80%). En caso de presentarse una contingencia la cual
implique el aumento de cargabilidad, estos alimentadores se llegarían a
sobrecargarse.
4.2.4 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO ELÉCTRICO
Del análisis realizado en base a flujos de potencia y con la inclusión del sistema
Metro-Q alimentado desde el nivel de 46 kV, con dos alternativas diferentes se
puede concluir:
Respecto a voltajes en barras de:
Con la entrada del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 46 kV se
observan voltajes inferiores a 0.94 p.u en las barras de 46 kV y 6.3 kV,
mientras que en las barras de 23 kV y 1.5 kV pertenecientes al sistema
Metro-Q se observan voltajes inferiores a 0.9 p.u. para los periodos de
demanda máxima, media y mínima.
Por lo tanto los voltajes en barras, no serían los adecuados para la
operación del Metro-Q y estarían fuera de los límites de variación de
voltaje establecido por la regulación No. 004/01 del CONELEC.
En conclusión debido a los bajos voltajes en las barras de 46 kV, 6.3 kV,
23 kV y 1.5 kVDC el sistema Metro-Q; no tendría un voltaje adecuado para
su operación.
130
Respecto a cargabilidad de transformadores, líneas y alimentadores:
La cargabilidad de transformadores de 46/6.3 kV, en el periodo de
demanda máxima sin la inclusión del sistema Metro-Q; se observa
transformadores con una cargabilidad superior al 80%. Con el ingreso del
sistema Metro-Q la cargabilidad de los transformadores de 46/6.3 kV se
incrementaría con las dos alternativas de alimentación planteadas.
En consecuencia no se tendría una reserva adecuada para contingencias
en el corto plazo o atender el crecimiento de demanda propia de la
subestación.
Los transformadores de 23/1.5 kV que servirían a las estaciones del
sistema Metro-Q, en su mayoría presentarían cargabilidades que supera el
80% en periodo de demanda máxima. En los escenarios de demanda
media y mínima presentarían cargabilidades de alrededor del 53% y 28%
respectivamente.
En conclusión la alimentación del sistema de transporte Metro-Q
alimentado a partir de la red de 46 kV por medio de una de las dos
alternativas planteadas; ocasionaría que algunos transformadores de
46/6.3 kV en el corto plazo no dispongan de una reserva adecuada de
potencia.
La alimentación del sistema de transporte Metro-Q desde la red de 46 kV,
por medio de cualquiera de las dos alternativas de alimentación
planteadas; ocasionaría que algunas líneas de 46 kV alcancen, su
capacidad operativa y en algunos casos sobrecargas.
En el caso de los alimentadores de 23 kV que alimentarían al sistema de
transporte Metro-Q, con las dos alternativas planteadas presentarían
cargabilidades las cuales se pueden considerar como aceptables para
condiciones normales de operación. Sin embargo en caso de presentarse
131
una contingencia la cual implique un incremento de cargabilidad; estos
alimentadores no podrían mantener el funcionamiento del mencionado
sistema debido a la sobrecarga que se producirían.
Con el análisis realizado con dos alternativas diferentes de alimentación desde el
sistema de 46 kV, tomando en consideración parámetros eléctricos como: los
voltajes en barras de 46 kV, 6.3 kV, 23 kV y 1.5 kVDC, la corriente de los
conductores de las líneas de 46 kV, de los alimentadores de 23 kV y de los
transformadores de 46/6.3 kV y 23/1.5 kV para los escenarios de demanda
máxima, media y mínima se puede concluir que alimentar al sistema de transporte
Metro-Q desde la red de 46 kV no sería factible debido; a bajos voltajes en las
barras de: 46 kV, 6.3 kV, 23 kV y 1.5 kVDC, la poca reserva en capacidad instalada
en transformadores de 46/6.3 kV y en los transformadores de 23/1.5 kV
pertenecientes al Metro-Q; así como también la sobrecarga que se presentaría en
algunas líneas de 46 kV.
4.3 ALIMENTACIÓN DESDE EL SISTEMA DE 138 kV.
Para seleccionar las subestaciones de alimentación en las tres alternativas que se
describen a continuación, se ha considerado los siguientes criterios:
- La cercanía de las subestaciones existentes y nuevas de 138/23 kV al
recorrido del sistema Metro-Q.
- La disponibilidad de una reserva adecuada en el mediano plazo de los
transformadores 138/23 kV que alimentarían al sistema Metro-Q.
- El estudio de cargabilidad para el año 2016 realizado en el capítulo III.
132
Las alternativas analizadas son:
1.- Primera Alternativa: Alimentación desde las subestaciones Mirador Alto,
Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre propuesta por la Dirección de Planificación de
la Empresa Eléctrica Quito mediante cuatro transformadores de 138/23 kV con
una capacidad de 33 MVA (FOA), tal como se lo puede apreciar en la figura 4.26.
2.- Segunda Alternativa: Alimentación desde las subestaciones Mirador Alto,
Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario, propuesta en el presente proyecto de
titulación, mediante cuatro transformadores de 138/23 kV con una capacidad de
33 MVA (FOA), tal como se lo puede apreciar en la figura 4.27.
3.- Tercera Alternativa: Propuesta por la Dirección de Subtransmisión de la
Empresa Eléctrica Quito, mediante cuatro transformadores de 138/23 kV ubicados
en las subestaciones: Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario,
la misma que en principio estaba planificada en parte realizarla desde el segundo
transformador de 138/23 kV, 20/27/33 MVA de la S/E Eugenio Espejo
transfiriendo su carga al transformador T1 de las mismas características, con el fin
de que el transformador T2 de esta subestación sea de uso exclusivo para la
alimentación del sistema de transporte Metro-Q.
Sin embargo, al realizar la mencionada transferencia de carga, el transformador
T1 queda sobrecargado en un 11% requiriéndose en el inmediato plazo de la
construcción de una nueva subestación de 138/23 kV para descargar la existente,
transfiriendo parte de su carga.
Para el análisis de esta alternativa de alimentación se ha considerado la
implementación de un transformador de 138/23 kV, 33 MVA el cual sería de uso
exclusivo para la alimentación del sistema Metro-Q, tal como se puede apreciar
en la figura 4.28.
133
Figura 4.26: Alimentación desde la red de 138 kV Primera alternativa.
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135
Figura 4.28: Tercera alternativa de alimentación desde el sistema de 138 kV.
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, alimentado desde la red de 138 kV por medio de una de las tres
alternativas propuestas; se obtuvo los resultados que se detallan en los siguientes
numerales.
Par
que
Bic
ente
nario
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V
Par
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Bic
ente
nario
138
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138
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18-
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o
136
4.3.1 VOLTAJES
4.3.1.1 Barras de 138 kV
4.3.1.1.1 Caídas de Voltaje
Los voltajes en barras de 138 kV, que se obtuvieron como resultado del flujo de
potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema Metro-Q,
se detallan en los anexos 4.19, 4.31, 4.43 y en las figuras 4.29, 4.30, 4.31, se
muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de
demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.29: Caída de voltaje en barras de 138 kV Primera alternativa.
Figura 4.30: Caída de Voltaje en barras de 138 kV Segunda alternativa.
137
Figura 4.31: Caída de voltaje en barras de 138 kV Tercera alternativa.
En la tabla 4.7 se presenta la caída de voltaje promedio, en porcentaje, que
produciría el ingreso del sistema Metro-Q en las barras de 138 kV, estos valores
se obtuvieron a partir de los resultados graficados en las figuras 4.29, 4.30, 4.31.
Tabla 4.7: Caída de voltaje producida por el ingreso del sistema Metro-Q.
Demanda
Máxima
Demanda
Media
Demanda
Mínima
Alternativa kV % kV % kV %
Primera 0.98 0.74 0.66 0.51 0.48 0.35
Segunda 0.98 0.74 0.69 0.70 0.96 0.50
Tercera 0.98 0.74 0.23 0.17 0.14 0.10
A partir de la tabla 4.7 se puede deducir:
1. Durante el periodo de demanda máxima la caída de voltaje que produciría
el ingreso del sistema Metro-Q; es igual con las tres alternativas de
alimentación planteadas. Mientras que durante los periodos de demanda
media y mínima, de las tres alternativas de alimentación planteadas, la
138
tercera alternativa produciría menores caídas de voltaje en las barras de
138 kV durante estos dos periodos.
2. La caída de voltaje promedio que se presentaría en las barras de 138 kV,
producidas por el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde
subestaciones de 138/23 kV, serían menores al 1% con cualquiera de las
tres alternativas planteadas.
En conclusión el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV
no produciría inconvenientes en el voltaje de las barras de 138 kV.
4.3.1.1.2 Perfil de Voltaje
En las figuras 4.32, 4.33, 4.34 se muestran los perfiles de voltaje resultantes en
barras de 138 kV, con la inclusión del sistema Metro-Q, de cada alternativa de
alimentación planteada.
Figura 4.32: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Primera alternativa.
139
Figura 4.33: Perfil de voltaje barras de 138 kV en p.u. Segunda alternativa.
Figura 4.34: Perfil de Voltaje en barras de 138 kV en p.u. Tercera alternativa.
140
De las gráficas 4.32, 4.33 y 4.34 se puede deducir que con las tres alternativas de
alimentación, planteadas para el sistema Metro-Q; el perfil de voltaje en las barras
de 138 kV permanecería dentro del rango de operación tolerable establecido por
la regulación No. 004/01 del CONELEC durante los periodos de demanda
máxima, media y mínima.
En la tabla 4.8 se presentan los voltajes mínimos y máximos en barras de 138 kV,
que se producirían con la inclusión del sistema Metro-Q alimentado desde la red
de 138 kV, los cuales se obtuvieron a partir de los resultados graficados en las
figuras 4.32, 4.33 y 4.34.
Tabla 4.8: Voltajes máximos y mínimos en p.u.
Demanda Máxima Demanda Media Demanda Mínima
V. máx V. mín V. máx V mín V. máx V. mín
Alternativa p.u. p.u. p.u. p.u. p.u. p.u.
Primera 1.011 1.015 1.020 1.024 1.021 1.025
Segunda 1.011 1.022 1.030 1.019 1.021 1.030
Tercera 1.017 1.029 1.025 1.034 1.015 1.023
A partir de la tabla 4.8 se puede concluir:
1. Al mantener voltajes superiores al 1 p.u y dentro del rango de variación de
voltaje permitido, la alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138
kV, mediante subestaciones con transformadores de 138/23 kV; no
provocaría problemas de bajos voltajes en las barras de 138 kV y por lo
tanto mantendrían su operación en condiciones adecuadas.
2. De las tres alternativas de alimentación planteadas, con la segunda
alternativa se presentaría el mejor perfil de voltaje durante los periodos de
demanda media y mínima. Mientras que con la tercera alternativa se
presentaría el mejor perfil de voltaje solo durante el periodo de demanda
máxima.
141
4.3.1.2 Barras de 23 kV
4.3.1.2.1 Perfil de Voltaje
Los perfiles de voltajes en barras de 23 kV, que se obtuvieron como resultado del
flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el sistema
Metro-Q, se detallan en los anexos 4.20, 4.32, 4.44 y en las figuras 4.35, 4.36,
4.37 se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los periodos de
demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.35: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Primera alternativa.
Figura 4.36: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Segunda alternativa.
142
Figura 4.37: Perfil de Voltaje en barras de 23kV Tercera alternativa.
De los resultados graficados en las figuras 4.35, 4.36 y 4.37, se puede observar
que con las tres alternativas de alimentación planteadas para el sistema Metro-Q;
el perfil de voltaje en las barras de 23 kV, permanecería dentro del rango de
operación tolerable establecido por la regulación No. 004/01 del CONELEC para
los periodos de demanda máxima y media.
En particular, con la tercera alternativa las barras de 23 kV de las subestaciones:
Conocoto y Pomasqui en el periodo de demanda mínima estarían fuera del límite
superior permitido por la regulación No. 004/01 del CONELEC, al igual que las
barras de 23 kV de las subestaciones: Mirador Alto, Vicentina, Chilibulo y Selva
Alegre, con la primera y segunda alternativa.
En la tabla 4.9 se presenta la caída de voltaje promedio en porcentaje, los voltajes
máximos y mínimos que produciría el ingreso del sistema Metro-Q en las barras
de 23 kV, los cuales se obtuvieron a partir de los resultados graficados en las
figuras 4.35, 4.36 y 4.37.
143
Tabla 4.9: Caída de voltaje y voltajes máximos y mínimos en p.u. en barras de 23 kV.
A partir de la tabla 4.9 se puede deducir:
1. La caída de voltaje que produciría el ingreso del sistema Metro-Q en las
barras de 23 kV durante los periodos de demanda máxima, media y
mínima; es menor en la tercera alternativa.
2. Las caídas de voltaje promedio que se produciría en las barras de 23 kV
debido al ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde subestaciones de
138/23 kV; serían menores al 1% con cualquiera de las tres alternativas
planteadas.
3. En las tres alternativas de alimentación analizadas, los voltajes en barras
de 23 kV se mantendrían alrededor de 1.028 p.u. durante el periodo de
demanda máxima, 1.04 p.u. durante el periodo de demanda media y
mínima.
En conclusión, el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV
por medio de cualquiera de las tres alternativas de alimentación planteadas y al
mantener voltajes superiores al 1 p.u. dentro del rango de variación de voltaje
permitido; no produciría inconvenientes en el voltaje de las barras de 23 kV y no
afectaría a los voltajes de las cargas vecinas que se conectan a las barras 23 kV.
En las figuras 4.38, 4.39 y 4.40, se muestran los perfiles de voltajes de barras de
23 kV pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q, para los periodos de
demanda máxima, media y mínima de las tres alternativas de alimentación
planteadas desde la red de 138 kV.
Demanda Máxima Demanda Media Demanda Mínima
Caída de Voltaje V. máx V. mín Caída de
Voltaje V. máx V. mín Caída de Voltaje V. máx V. mín
Alternativa % p.u. p.u. % p.u. p.u. % p.u. p.u.
Primera 0.77 1.027 0.993 0.70 1.040 1.007 0.30 1.039 1.017
Segunda 0.91 1.025 0.995 0.96 1.028 0.996 0.65 1.035 1.000
Tercera 0.74 1.028 1.008 0.10 1.031 1.001 0.20 1.030 1.022
144
Figura 4.38: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Primera alternativa.
Figura 4.39: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda alternativa.
145
Figura 4.40: Perfil de voltaje en barras de 23kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera alternativa.
De los perfiles de voltajes graficados en las figuras 4.38, 4.39 y 4.40 se puede
observar:
1. El perfil de voltaje en barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del
sistema Metro-Q, alimentado desde las subestaciones de 138/23 kV
prpouestas en la primera alternativa; presentaría voltajes entre 0.994 p.u. y
1.015 p.u. siendo los voltajes más bajos los correspondientes a las barras
de las estaciones que se encuentran ubicadas en el sector norte del
recorrido del Metro-Q.
2. El perfil de voltaje en barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del
sistema Metro-Q, alimentado desde las subestaciones de 138/23 kV
propuestas en la segunda alternativa; presentaría voltajes entre 1.005 p.u.
y 1.015 p.u, mejorando considerablemente el voltaje en las barras de 23 kV
de las estaciones del sector norte y sur del recorrido del Metro.
3. El perfil de voltaje en barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del
sistema Metro-Q, alimentado desde las subestaciones de 138/23 kV
propuestas en la tercera alternativa; presentaría voltajes entre 1.013 p.u y
146
1.029 p.u. mejorando considerablemente el voltaje en las barras de 23 kV
de las estaciones del sector centro y norte. Sin embargo se presentaría una
caída de voltaje en las barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del
sector sur del recorrido del Metro-Q.
4. Los perfiles de voltajes en barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones
del sistema Metro-Q, estarían dentro del rango de variación de voltaje
permitido por el CONELEC en su regulación No. 004/01, con las tres
alternativas de alimentación planteadas desde la red de 138 kV.
En conclusión, en condiciones normales de operación, las barras de 23 kV
correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q; no presentarían
problemas relacionados con bajos o sobre voltajes durante los periodos de
demanda máxima, media o mínima, con ninguna de las tres alternativas de
alimentación planteadas.
Sin embargo el mejor perfil de voltaje que se puede obtener en las barras de 23
kV pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q es con la segunda
alternativa (alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV: Mirado Alto,
Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario).
4.3.1.3 Barras de 1.5 kVDC
Los perfiles de voltajes en barras de 1.5 kVDC, que se obtuvieron como resultado
del flujo de potencia de cada alternativa de alimentación propuesta para el
sistema Metro-Q, se detallan en los anexos 4.21, 4.33, 4.45 y en las figuras 4.41,
4.42, 4.43, se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
147
Figura 4.41: Perfil de voltaje en barras de 1.5kV en p.u del Sistema Metro-Q Primera alternativa.
Figura 4.42: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Segunda alternativa.
148
Figura 4.43: Perfil de voltaje en barras de 1.5 kV en p.u del sistema Metro-Q Tercera alternativa.
Como se puede observar en las figuras 4.41, 4.42 y 4.43, los voltajes de las
barras de 1.5 kVDC pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q con las
tres alternativas de alimentación planteadas; se mantendrían entre 0.99 p.u y
1.022 p.u., dentro del rango de variación permitido por la regulación No.004/01 del
CONELEC.
Por lo tanto, se puede concluir que en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV por medio de cualquiera de
las tres alternativas de alimentación planteadas; las barras de 1.5 kVDC
correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q no presentarían
problemas relacionados con bajos o sobre voltajes durante los periodos de
demanda máxima, media o mínima.
Sin embargo el mejor perfil de voltaje que se puede obtener en las barras de
1.5kVDC pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q es con la segunda
alternativa (alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV: Mirado Alto,
Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario).
149
4.3.2 CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
4.3.2.1 Transformadores 230/138 kV
Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV mediante
subestaciones de 138/23 kV; se requiere analizar la cargabilidad de los
transformadores de 230/138 kV ubicados en las subestaciones Santa Rosa, El
Inga y Pomasqui debido a que estos transformadores abastecen al sistema de
138 kV de la Empresa Eléctrica Quito y deben presentar condiciones de operación
normal, sin riesgos de sobrecargas.
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los mencionados transformadores
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada alternativa
de alimentación analizada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos
4.22, 4.33, 4.46 y en las figuras 4.44, 4.45, 4.46 se muestran sus respectivas
representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima, media y
mínima.
Figura 4.44: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Primera alternativa.
150
Figura 4.45: Cargabilidad de transformadores 230/138 kV Segunda alternativa.
Figura 4.46: Cargabilidad Transformadores 230/138kV Tercera alternativa.
151
En la tabla 4.10 se presenta la cargabilidad máxima que alcanzarían los
transformadores de 230/138 kV con su respectivo margen de reserva, obtenida a
partir de los resultados graficados en las figuras 4.44, 4.45 y 4.46.
Tabla 4.10: Cargabilidad máxima y margen de reserva de transformadores 230/138 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Alternativa Cargabilidad Incremento Cargabilidad Incremento Cargabilidad Incremento margen de
reserva
Primera 44% 3.2% 37% 2.33% 33% 0.95% 56%-67%
Segunda 44% 4% 38% 1.03% 30% 0.77% 56%-70%
Tercera 42% 4% 32% 2% 29% 2% 58%-71%
Como se puede observar en la tabla 4.10 el ingreso del Metro-Q alimentado
desde la red de 138 kV, produciría un incremento máximo del 4% en la
cargabilidad de los transformadores de 230/138 kV y mantendrían una margen de
reserva entre el 60% y 71%.
Por lo tanto, se puede concluir que la alimentación del sistema Metro-Q desde la
red de 138 kV mediante subestaciones de 138/23 kV; no incrementaría
significativamente la cargabilidad de los transformadores de 230/138 kV y
mantendría un amplio margen de reserva para garantizar el suministro a la red de
138 kV a largo plazo.
De las tres alternativas de alimentación analizadas se puede concluir que la
alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV: Eugenio Espejo, Chilibulo,
Vicentina y Parque Bicentenario (tercera alternativa), ocasionaría el menor
incremento en la cargabilidad de los transformadores de 230/138 kV. En
consecuencia el margen de reserva que se conservaría en los transformadores de
230/138 kV; sería mayor que el margen de reserva que se conservaría con las
otras dos alternativas planteadas.
152
4.3.2.2 Transformadores 138/23 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada alternativa
de alimentación analizada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos
4.23, 4.35, 4.47 y en las figuras 4.47, 4.48, 4.49 se muestran sus respectivas
representaciones gráficas.
Figura 4.47: Cargabilidad Transformadores 138/23 kV Primera alternativa.
153
Figura 4.48: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Segunda alternativa.
Figura 4.49: Cargabilidad de transformadores 138/23 kV Tercera alternativa.
154
De los resultados graficados en las figuras 4.47, 4.48 y 4.49 se puede deducir:
1. Con el ingreso del sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV,
con una de las tres alternativas planteadas; la cargabilidad de los
transformadores de 138/23 kV, se mantendrían por debajo del 80% durante
el periodo de demanda máxima, por debajo del 50% durante el periodo de
demanda media y por debajo del 27% durante el periodo de demanda
mínima.
Con estas condiciones, los transformadores de 138/23 kV mantendrían un
margen de reserva del 20%, 50% y 73% para los periodos de demanda
máxima, media y mínima respectivamente.
En consecuencia los transformadores de 138/23 kV podrían atender
transferencias de carga y crecimiento de demanda para un largo plazo sin
presentar problemas ocasionados por sobrecargas.
2. En las tablas 4.11, 4.12 y 4.13 se encuentra detallado la potencia que
requeriría el sistema Metro-Q de cada transformador de alimentación
(138/23 kV), en cada alternativa de alimentación analizada.
Tabla 4.11: Potencia requerida de los transformadores de alimentación Primera alternativa.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Transformador
138/23 kV
Potencia
[MVA] Cargabilidad [MVA] [MVA]
Chilibulo 18.02 54% 10.79 5.52
Vicentina 23.69 50% 15.35 9.33
Mirador Alto 23.45 70% 15.45 9.72
Selva Alegre 16.68 71% 9.52 4.34
155
Tabla 4.12: Potencia requerida de transformadores de alimentación Segunda alternativa.
Transformador 138/23
kV
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Potencia
[MVA] Cargabilidad [MVA] [MVA]
Mirador Alto 22.09 66% 7.94 8.38
Chilibulo 16.72 66% 10.12 4.86
Vicentina 23.69 71% 9.92 8.49
Parque Bicentenario 21.62 65% 12.19 5.37
Tabla 4.13: Potencia requerida de transformadores de alimentación Tercera alternativa.
Transformador 138/23
kV
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Potencia
[MVA] Cargabilidad [MVA] [MVA]
Eugenio Espejo 17.10 58% 12.55 7.34
Chilibulo 16.87 52% 10.94 6.10
Vicentina 21.71 66% 14.64 8.95
Parque Bicentenario 21.32 68% 13.00 5.28
A partir de las tablas 4.11, 4.12 y 4.13 se puede concluir que los
transformadores de 138/23 kV que darían un mayor aporte de potencia
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, son los
transformadores de las subestaciones Vicentina y Mirador Alto, en la primera
y segunda alternativa. Mientras que con la tercera alternativa los
transformadores de 138/23 kV que darían un mayor aporte de potencia
durante los tres periodos de demanda serían los transformadores de las
subestaciones Vicentina y Parque Bicentenario.
Por otra parte con la tercera alternativa de alimentación, se puede observar
que los transformadores de 138/23 kV durante el periodo de demanda
máxima resultan los menos cargados en comparción con los transformadores
considerados en la primera y segunda alternativa.
De las observaciones anteriores, se puede concluir que los transformadores que
alimentarían al sistema Metro-Q, en las tres alternativas de alimentación
analizadas; se mantendrían en condiciones aceptables de operación y sin
presentar riesgos de sobrecarga durante los tres periodos de demanda.
156
4.3.2.3 Transformadores 23/1.5 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los transformadores de 23/1.5 kV
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada alternativa
de alimentación analizada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos
4.24, 4.36, 4.48 y en las figuras 4.50, 4.51, 4.52 se muestran sus respectivas
representaciones gráficas.
Figura 4.50: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Primera alternativa.
157
Figura 4.51: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Segunda alternativa.
Figura 4.52: Cargabilidad Transformadores 23/1.5 kV Tercera alternativa.
158
De los resultados graficados en las figuras 4.50, 4.51 y 4.52 se puede observar
que la cargabilidad de los transformadores reductores de 23/1.5 kV, 7 MVA,
correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q, en la primera y segunda
alternativa planteada; mantendrían su cargabilidad por debajo del 80% en el
periodo de demanda máxima, del 50% en el periodo de demanda media y del
30% en el periodo de demanda mínima. Mientras que en la tercera alternativa la
cargabilidad de estos transformadores, se mantendría por debajo del 75% en el
periodo de demanda máxima, del 48% en el periodo de demanda media y del
26% en el periodo de demanda mínima.
Con estas condiciones se preservaría un margen de reserva superior al 20%, por
lo tanto estos transformadores estarían en la capacidad de atender un futuro
crecimiento de demanda por motivo de ampliaciones que se puedan realizar en
las estaciones del sistema Metro-Q.
En conclusión, con el funcionamiento del sistema Metro-Q los transformadores
reductores de 23/1.5 kV no presentarían problemas de sobrecarga y podrían
soportar el crecimiento de la demanda del mismo sistema por motivo de futuras
ampliaciones.
4.3.3 CARGABILIDAD DE LÍNEAS Y ALIMENTADORES
4.3.3.1 Líneas de 138 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de las líneas de 138 kV durante los
periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada alternativa de
alimentación analizada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos 4.25,
4.37, 4.49 y en las figuras 4.53, 4.54, 4.55 se muestran sus respectivas
representaciones gráficas.
159
Figura 4.53: Cargabilidad de líneas de 138 kV Primera alternativa.
Figura 4.54: Cargabilidad de líneas de 138 kV Segunda alternativa.
160
Figura 4.55: Cargabilidad de líneas de transmisión de 138 kV Tercera alternativa.
De los resultados graficados en las figuras 4.53, 4.54 y 4.55 se puede deducir:
1. Con el sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV por medio de
una de las tres alternativas planteadas; la cargabilidad promedio de las
líneas de 138 kV se mantendrían, con los valores que se detallan en la
tabla 4.14.
Tabla 4.14: Cargabilidad máxima de líneas de 138 kV y margen de reserva.
Cargabilidad
Alternativa Demanda
Máxima
Demanda
Media
Demanda
Mínima
Margen de
reserva
Primera 24% 23% 22% 76%-78%
Segunda 23% 19% 17% 77%-83%
Tercera 20% 17% 16% 80%-84%
161
2. Con cada alternativa de alimentación planteada, la variación de
cargabilidad en las líneas de 138 kV, que se produciría por el ingreso del
sistema Metro-Q, se encuentra alrededor del 3% tanto para el periodo de
demanda máxima como para el periodo de demanda media y mínima.
3. Con la tercera alternativa de alimentación planteada, la línea de 138 kV con
más alta cargabilidad que se presentaría, sería la línea de 138 kV Santa
Rosa-Eugenio Espejo con: el 54% durante el periodo de demanda máxima,
el 36% durante el perido de demanda media y del 23.3% durante el periodo
de demanda mínima.
4. Las líneas de 138 kV que conectarían a la subestación Parque
Bicentenario con la red de 138 kV, en la segunda y tercera alternativa,
presentarían una cargabilidad por debajo del 12% durante los periodos de
demanda máxima, media y mínima, manteniendo un margen de reserva del
88%.
Bajo estas condiciones de cargabilidad, las líneas de 138 kV que se conectarían a
la subestación Parque Bicentenario pueden mantener la alimentación a esta
subestación a largo plazo.
La alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138 kV, mendiante la
primera o segunda alternativa de alimentación; produciría variaciones de
cargabilidad en las líneas de 138 kV del 3%, incremento que no representaría
ningún riesgo al margen de reserva existente en las líneas de 138 kV.
Por lo tanto, se puede concluir que la alimentación del sistema Metro-Q mediante
la primera o segunda alternativa de alimentación planteada; no ocasionaría
problemas de sobrecarga en las líneas de 138 kV.
Con la inclusión de la subestación Eugenio Espejo como parte de la alimentación
del sistema Metro-Q (Tercera alternativa); la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio
Espejo alcanzaría el 54% de cargabilidad durante el periodo de demanda máxima
y si se toma en cuenta el crecimiento de demanda que tendrá que abastecer esta
162
subestación en los años próximos a la entrada de funcionamiento del sistema
Metro-Q; la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo podría comprometer su
reserva de potencia en el corto plazo.
4.3.3.2 Alimentadores de 23 kV
A partir de las simulaciones realizadas en condiciones normales de operación del
sistema Metro-Q, se obtuvo la cargabilidad de los alimentadores subterráneos de
23 kV durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, en cada
alternativa de alimentación planteada. Los resultados obtenidos se detallan en los
anexos 4.26, 4.38, 4.50 y en las figuras 4.56, 4.57, 4.58 se muestran sus
respectivas representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima,
media y mínima.
Figura 4.56: Cargabilidad de los alimentadores de 23 kV Primera alternativa.
163
Figura 4.57: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Segunda alternativa.
Figura 4.58: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV Tercera Alternativa.
164
De los resultados graficados en las figuras 4.56, 4.57 y 4.58 se puede deducir:
Con la Primera alternativa:
1. Durante el periodo de demanda máxima; los alimentadores de 23 kV con
mayor cargabilidad son: Mirador Alto-Quitumbe y Vicentina-Universidad
Central, ya que presentarían una cargabilidad cercana al 70%, mientras
que en el periodo de demanda media alcanzarían una cargabilidad del 44%
y en el periodo de demanda mínima alcanzarían una cargabilidad del 27%.
2. Durante el periodo de demanda máxima; los alimentadores de 23 kV
Chilibulo-Magdalena y Selva Alegre-El Labrador presentarían una
cargabilidad menor al 52%, mientras que en el periodo de demanda media
alcanzarían una cargabilidad del 31% y en el periodo de demanda mínima
alcanzarían una cargabilidad del 17%.
Con la Segunda alternativa:
3. Durante el periodo de demanda máxima, los alimentadores de 23 kV con
mayor cargabilidad son: Mirador Alto-Quitumbe, Vicentina-Universidad
Central y Parque Bicentenario-El Labrador ya que presentarían
cargabilidad aproximada del 63%, 60% y 62% respectivamente. Mientras
que el alimentador Chilibulo-Magdalena presentaría una cargabilidad del
48%.
4. Durante el periodo de demanda media el alimentador Parque Bicentenario-
El Labrador presentaría la cargabilidad más alta de los cuatro
alimentadores de 23 kV con el 52%.
165
Con la Tercera alternativa:
5. Durante el periodo de demanda máxima, los alimentadores de 23 kV con
mayor cargabilidad son: Eugenio Espejo-Quitumbe y Chilibulo-Magdalena
ya que presentarían una cargabilidad aproximada del 48% y 58%
respectivamente, mientras que los alimentadores de 23 kV Vicentina-
Universidad Central y Parque Bicentenario-El Labrador presentarían una
cargabilidad aproximada del 62% y 64% respectivamente.
6. Durante el periodo de demanda media, el alimentador Vicentina-
Universidad Central se presentaría una cargabilidad del 42%. Mientras que
los otros alimentadores presentarían cargabilidades entre el 30% y 37%.
Bajo estas condiciones los alimentadores de 23 kV se mantendrían por debajo del
límite de operación (80%), por lo tanto se puede concluir que el funcionamiento
del sistema Metro-Q no provocaría sobrecargas en sus alimentadores expresos
de 23 kV durante los periodos de demanda máxima, media o mínima.
Sin embargo en caso de presentarse una contingencia durante el periodo de
demanda máxima que provoque el incremento de la cargabilidad de los
alimentadores antes mencionados, se presentaría sobrecargas, ya que superaría
el límite operativo del conductor de Cobre 500 MCM.
4.3.4 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS
Para realizar el análisis de contingencias se ha considerado el criterio N-1, el cual
corresponde a la salida de servicio de un elemento.
Entre las contingencias analizadas se encuentran las siguientes:
Salida de un transformador de 138/23 kV, del sistema Metro-Q.
Salida de una línea de 138 kV.
Salida de un circuito de 23 kV, de alimentación al sistema Metro-Q.
166
4.3.4.1 Salida de un Transformador de 138/23 kV del sistema Metro-Q
Ante la salida de servicio de un transformador 138/23 kV se presentan cuatro
posibles contingencias consideradas como críticas para el funcionamiento del
sistema Metro-Q, las cuales son:
Contingencia 1: En la primera y segunda alternativa, salida del
transformador de la subestación Mirador Alto y en la tercera alternativa
salida del transformador de la subestación Eugenio Espejo.
Contingencia 2: En las tres alternativas, salida del transformador de la
subestación Chilibulo.
Contingencia 3: En las tres alternativas, salida del transformador de la
subestación Vicentina.
Contingencia 4: En la primera alternativa, salida del transformador de la
subestación Selva Alegre. En la segunda y tercera alternativa, salida del
transformador de la subestación Parque Bicentenario
.
Cada una de las contingencias mencionadas se las ha simulado para los periodos
de demanda máxima, media y mínima.
4.3.4.1.1 Perfil de voltaje en barras de 23 kV
Con cada alternativa de alimentación planteada, se obtuvo los voltajes en barras
de 23 kV de las subestaciones de alimentación y de las pertenecientes a las
estaciones del sistema Metro-Q, ante la salida de servicio de un transformador de
138/23 kV.
Estos resultados se detallan en los anexos 4.27, 4.39, 4.51 y en las figuras 4.59,
4.60 y 4.61 se muestran sus respectivas representaciones gráficas para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
167
Figura 4.59: Perfiles de voltajes en barras de 23kV ante la salida de un transformador de 138/23 kV Primera alternativa.
Figura 4.60: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un transformador de 138/23 kV Segunda
alternativa.
168
Figura 4.61: Perfiles de voltajes en barras de 23 kV ante la salida de un transformador de 138/23 kV Tercera alternativa.
De los perfiles de voltaje graficados en las figuras 4.59, 4.60 y 4.61 se puede
deducir:
1. Ante cualquiera de las cuatro posibles contingencias y durante los periodos
de demanda máxima, media y mínima; los voltajes en las barras de 23 kV
pertenecientes a las subestaciones de alimentación (138/23 kV) se
mantendrían en niveles entre 0.99 p.u y 1.03 p.u. en las tres alternativas
planteadas.
2. Con la primera y segunda alternativa, en las barras de 23 kV
correspondientes a las estaciones del sistema Metro-Q durante el periodo
de demanda máxima; se presentarían voltajes entre 0.95 p.u y 0.99 p.u.
169
Con la Primera alternativa de alimentación:
3. Los voltajes más bajos que se presentarían en demanda máxima ante la
salida del transformador de 138/23 kV de la subestación Mirador Alto
(contingencia 1) 0.95 p.u o el transformador de 138/23 kV de la
subestación Vicentina (contingencia 3) 0.96 p.u.
4. Si el transformador de la subestación Mirador Alto sale de servicio durante
el periodo de demanda máxima; los voltajes en las barras de 23 kV de las
estaciones correspondientes al sector sur del recorrido del Metro-Q,
sufrirían caídas de voltaje significativas.
De igual manera ocurre con las barras de 23 kV de las estaciones
correspondientes al sector Centro y Norte del recorrido, con la salida del
transformador de la subestación Vicentina.
5. En el periodo de demanda media y mínima; las barras de 23 kV de las
subestaciones de alimentación como en las barras de las estaciones del
Metro; no presentarían novedades relevantes, con respecto a perfiles de
voltajes ya que los mismos se encuentran en niveles entre 0.99 p.u y 1.037
p.u.
Con la Segunda alternativa de alimentación:
6. Si el transformador de la subestación Mirador Alto sale de servicio durante
el periodo de demanda máxima, los voltajes en las barras de 23 kV de las
estaciones Quitumbe y Moran Valverde, presentarían voltajes de 0.96 p.u.
De igual manera ocurre con las barras de 23 kV de las estaciones
correspondientes al tramo Carolina-El Labrador, con la salida del
transformador de la subestación Parque Bicentenario.
170
7. Durante el periodo de demanda media, se presentarían voltajes entre 0.96
p.u. y 0.97 p.u, los cuales se producen por la salida de los transformadores
de 138/23 kV de las subestaciones Parque Bicentenario (contingencia 4) y
Chilibulo (contingencia 2) respectivamente.
Con la Tercera alternativa de alimentación:
8. Si el transformador de la subestación Eugenio Espejo sale de servicio
durante el periodo de demanda máxima; los voltajes en las barras de 23 kV
de las estaciones Quitumbe, Moran Valverde y Solanda, presentarían
voltajes de 0.96 p.u.
De igual manera ocurre con las barras de 23 kV de las estaciones
correspondientes al tramo Carolina-El Labrador, con la salida del
transformador de la subestación Parque Bicentenario.
Si la salida de servicio de uno de los cuatro transformadores de 138/23 kV se
llegara a presentar en el periodo de demanda media o mínima; los voltajes en
barras de 23 kV de las estaciones del sistema Metro-Q no se verían afectadas
significativamente, ya que en estos periodos los voltajes se mantendrían con
niveles superiores al 0.99 p.u. en las tres alternativas de alimentación analizadas.
A partir de las observaciones encontradas en los perfiles de voltaje, durante los
periodos de demanda máxima, media y mínima, en las tres alternativas de
alimentación planteadas, se puede concluir que los voltajes en las barras de 23
kV pertenecientes a las subestaciones de alimentación y de las pertenecientes a
las estaciones del Metro-Q; permanecerían dentro del rango de variación
permitido por la regulación No. 004/01 del CONELEC ante cualquiera de los
cuatro posibles eventos de contingencia, por lo tanto el funcionamiento del Metro-
Q no se vería afectado debido a bajos o sobre voltajes.
171
4.3.4.1.2 Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV
En cada alternativa de alimentación planteada, se obtuvo la cargabilidad de
transformadores de 138/23 kV y líneas de 138 kV, ante la salida de servicio de un
transformador de 138/23 kV.
Estos resultados se detallan en los anexos 4.28, 4.40, 4.51 y en las figuras 4.62,
4.63, 4.64, se muestra su respectiva representación gráfica para los periodos de
demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.62: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Primera
alternativa.
172
Figura 4.63: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Segunda
alternativa.
Figura 4.64: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Tercera
alternativa.
173
De los resultados graficados en las figuras 4.62, 4.63 y 4.64 se puede deducir:
1. Con la primera y segunda alternativa de alimentación, ante la salida de uno
de los cuatro transformadores de 138/23 kV, las líneas de 138 kV que
conectan a las subestaciones de alimentación con la red de 138 kV; no
presentarían novedades relevantes en su cargabilidad en ninguno de los
tres periodos de demanda, ya que las mismas se mantendrían por debajo
del 36%. En consecuencia ante la mencionada contingencia las líneas de
138 kV no sufrirían una alteración significativa en su cargabilidad.
2. En el periodo de demanda media y mínima la cargabilidad de los
transformadores de 138/23 kV que quedan en servicio, permanecerían
entre los valores que se detallan en la tabla 4.15.
Tabla 4.15: Cargabilidad en demanda media y mínima de transformadores de 138/23 kV
ante la pérdida de uno de ellos.
Cargabilidad
Alternativa Demanda
Media
Demanda
Mínima
Primera 40%-62% 19%-38%
Segunda 53%-66% 26%-34%
Tercera 60%-80% 20%-40%
Durante el periodo de demanda máxima:
3. Con la Primera alternativa de alimentación:
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Mirador Alto, produciría el incremento en la cargabilidad
del transformador de la subestación Chilibulo en un 34% alcanzando
el 88% de su capacidad.
174
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Vicentina, produciría el incremento en la cargabilidad
del transformador de la subestación Selva Alegre en un 30%
alcanzando el 80% de su capacidad.
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Selva Alegre, produciría el incremento en la
cargabilidad del transformador de la subestación Vicentina en un
25% alcanzando el 96% de su capacidad.
4. Con la Segunda alternativa de alimentación:
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Mirador Alto, produciría el incremento en la cargabilidad
de los transformadores de las subestaciones Chilibulo, Vicentina y
Parque Bicentenario en un promedio del 24%, alcanzando el 82%,
85% y 83% de su capacidad respectivamente.
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Vicentina, produciría el incremento en la cargabilidad
del transformador de la subestación Parque Bicentenario en un 29%
alcanzando el 94% de su capacidad.
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Parque Bicentenario produciría el incremento en la
cargabilidad del transformador de la subestación Vicentina en un
32% alcanzando el 96% de su capacidad.
5. Con la Tercera alternativa de alimentación:
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Parque Bicentenario produciría que la cargabilidad del
175
transformador de la subestación Vicentina alcance el 98% y
viceversa.
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la
subestación Eugenio Espejo o Chilibulo produciría que la
cargabilidad de los transformadores que quedan en servicio
permanezcan entre el 80% y 85%.
o La salida de servicio del transformador de 138/23 kV perteneciente a
la subestación Vicentina o Parque Bicentenario; provocaría que la
línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo incremente su
cargabilidad en un 4% alcanzando una cargabilidad máxima del
60%. Durante el periodo de demanda media o mínima ante las
mismas contingencias la cargabilidad de esta línea se mantendría
entre el 20% y 40%, y entre el 10% y 20% respectivamente.
En consecuencia la única línea de 138 kV que se vería afectada, con
la salida del transformador de la subestación Vicentina o Parque
Bicentenario, es la línea Santa Rosa-Eugenio Espejo, debido al
incremento en la cargabilidad que sufre esta línea con la salida de
cualquiera de estos dos transformadores.
De las observaciones anteriores se puede concluir que ante la salida de servicio
de un transformador de alimentación (138/23 kV), durante el periodo de demanda
máxima; la cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV que quedan en
servicio sufrirían incrementos significativos en su respectiva cargabilidad, pero sin
llegar a sobrecargarse.
En la tabla 4.16 se indica el porcentaje de sobrecarga de larga duración de un
transformador para una temperatura ambiente de 20°C.
176
Tabla 4.16: Capacidad de sobrecarga de larga duración de un transformador. [15]
Tiempo de sobrecarga Carga previa
HORAS 25% 50% 80%
1 89% 80% 62%
2 59% 53% 41%
4 34% 31% 24%
6 23% 21% 16%
8 16% 15% 12%
12 10% 9% 7%
Sin embargo, en servicio cíclico normal de un transformador, una sobrecarga
temporal o de corta duración no debe superar el 50% de la potencia normal. [15]
En base a lo expuesto en la tabla 4.16, se puede deducir que los tres
transformadores de alimentación de 138/23 kV que quedarían en servicio podrían
soportar la salida del cuarto transformador de alimentación de 138/23 kV durante
el periodo de demanda máxima, de esta manera el suministro de potencia al
sistema Metro-Q no se vería afectado, en ninguna de las tres alternativas de
alimentación planteadas.
Si la contingencia se llegara a presentar en el periodo de demanda media o
mínima los transformadores de 138/23 kV que quedan en servicio no presentarían
riesgos de sobrecarga.
De acuerdo con los resultados obtenidos, la contingencia más crítica que podría
ocurrir durante el periodo de demanda máxima, con la primera alternativa, es la
salida de servicio del transformador de 138/23 kV de la subestación Mirador Alto,
Vicentina o Selva Alegre. Con la segunda y tercera alternativa, es la salida del
transformador de 138/23 kV de la subestación Vicentina o Parque Bicentenario.
Particularmente en la tercera alternativa esta contingencia es crítica también para
el periodo de demanda media.
[15] Corporación Electro Andina CEA. “Instrucciones para el transporte, puesta en
servicio, recepción en obra, instalación y mantenimiento de transformadores de
distribución trifásicos sumergidos en aceite”. Pág. 3.
177
La salida de los transformadores antes mencionados se los ha considerado como
las más críticas de debido al incremento de cargabilidad que produciría en el
transformador continuo que quedaría en servicio. Con la tercera alternativa esta
contingencia también produciría un incremento en la cargabilidad en la línea de
138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo, en consecuencia el sistema Metro-Q se
podría ver afectado ante la salida de del transformador de 138/23 kV de la
subestación Parque Bicentenario o Vicentina.
4.3.4.1.3 Cargabilidad de Alimentadores del sistema Metro-Q y de sus Circuitos de 23 kV
Con cada alternativa de alimentación planteada, se obtuvo la cargabilidad de los
alimentadores y circuitos de 23 kV, ante la salida de servicio de un transformador
de 138/23 kV.
Estos resultados se detallan en los anexos 4.28, 4.40, 4.52 y en las figuras 4.65,
4.66, 4.67 se muestra su respectiva representación gráfica para los periodos de
demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.65: Cargabilidad de Alimentadores y Circuitos de 23 kV Primera alternativa.
178
Figura 4.66: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Segunda alternativa.
Figura 4.67: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV Tercera alternativa.
179
De los resultados graficados en las figuras 4.65, 4.66 y 4.67 se puede deducir:
1.- Los alimentadores de 23 kV que no alcanzarían su límite operativo (80%), ante
la salida del transformador de 138/23 kV, en ninguno de los tres periodos de
demanda son:
Con la primera alternativa analizada, el alimentador Selva Alegre-El
Labrador. La máxima cargabilidad que alcanzaría este alimentador es del
78% ante la salida del transformador de 138/23 kV de la subestación
Vicentina.
Con la segunda alternativa analizada, el alimentador de 23 kV Chilibulo-
Magdalena. La máxima cargabilidad que alcanzaría este alimentador es del
77% ante la salida del transformador de 138/23 kV de la subestación
Mirador Alto.
Con la tercera alternativa analizada, los alimentadores Eugenio Espejo-
Quitumbe y Chilibulo-Magdalena. La máxima cargabilidad que alcanzaría
estos alimentadores es del 79% ante la salida del transformador de 138/23
kV de la subestación Eugenio Espejo o Chilibulo.
2.- Los alimentadores y circuitos de 23 kV que alcanzarían sobrecargas ante la
salida de servicio de un transformador de 138/23 kV, se encuentran detallados en
la tabla 4.17.
180
Tabla 4.17: Alimentadores y circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de un transformador
de 138/23 kV.
Primera
Alternativa
Segunda
Alternativa Tercera Alternativa
Demanda máxima
Demanda
máxima
Demanda
media
Sobrecarga
Alimentador
de 23 kV
Mirador Alto-Quitumbe 8% 2% 0% 0%
Chilibulo-Magdalena 8% 0% 0% 0%
Vicentina-Universidad Central 11% 11% 16% 4%
Parque Bicentenario-El Labrador 0% 10% 16% 4%
Circuitos de
23 kV
El Recreo-Magdalena 20% 20% 19% 12%
Quitumbe-Morán Valverde 10% 13% 0% 0%
Universidad Central-La Pradera 13% 14% 13% 7%
Universidad Central-El Ejido 0% 4% 0% 0%
Jipijapa-El Labrador 0% 16% 12% 4%
Las sobrecargas que se presentaría en los alimentadores y circuitos de 23 kV
detallados en la tabla 4.17, serían provocados:
Con la primera alternativa, por la salida del transformador de 138/23 kV de
la subestación Vicentina.
Con la segunda alternativa y tercera alternativa, por la salida del
transformador de 138/23 kV de la subestación Vicentina o Parque
Bicentenario.
En particular con la segunda alternativa, la salida del transformador de
138/23 kV perteneciente a la subestación Vicentina provocaría la
sobrecarga en los circuitos de 23 kV Universidad Central-El Ejido y
Jipijapa-El Labrador. Con la tercera alternativa, la salida de uno de estos
dos transformadores provocaría que la sobrecarga en los alimentadores y
circuitos de 23 kV mencionados en la tabla 4.17, se presenten también
durante el periodo de demanda media. Mientras que la salida del
transformador de 138/23 kV perteneciente a la subestación Eugenio Espejo
sobrecargaría el circuito de 23 kV Recreo-Magdalena.
181
3.- Tanto los alimentadores como el resto de circuitos de 23 kV, durante el periodo
de demanda media y mínima; no presentaría novedades relevantes ya que la
cargabilidad de ambos elementos se mantendría entre los valores que se detallan
en la tabla 4.18.
Tabla 4.18: Cargabilidad de alimentadores y circuitos de 23 kV ante la salida de un transformador
de 138/23 kV para los periodos de demanda media y mínima.
Cargabilidad
Alternativa D. media D. Mínima
Primera 38%-60% 19%-35%
Segunda 40%-65% 20%-30%
Tercera 38%-60% 19%-35%
Los conductores subterráneos pueden admitir sobrecargas de hasta un 25%
sobre la carga normal, durante una hora como máximo, siempre que transcurra un
intervalo mínimo de 6 horas desde cada sobrecarga a la sucesiva. [16]
De la experiencia de profesionales que están a cargo de la operación de las
subestaciones pertenecientes a la Empresa Eléctrica Quito y por establecer un
margen de seguridad en los alimentadores de 23 kV que alimentarían al sistema
Metro-Q, en condiciones de contingencia, para el presente estudio se tomará el
10% como margen de sobrecarga admisible para los alimentadores y circuitos de
23 kV. Con la finalidad de analizar el cambio de calibre de conductor para los
alimentadores exclusivos de 23 kV en el caso de ser necesario.
De los resultados obtenidos y de confirmarse con el funcionamiento del sistema
Metro-Q que la demanda máxima en cada estación alcance los 5 MVA se
recomendaría: con la primera alternativa, el aumento de calibre del conductor de
los circuitos de 23 kV Recreo-Magdalena y Universidad Central-La Pradera.
Mientras que con la segunda y tercera alternativa, el aumento de calibre del
conductor del alimentador de 23 kV Vicentina-Universidad Central y los
conductores de los circuitos de 23 kV El Recreo-Magdalena, Universidad Central-
[16]
José Ramirez Vazquez, “Manual Autodidáctico de líneas subterráneas”. Págs. 65-85.
182
La Pradera y Jipijapa-El Labrador, adicionalmente con la segunda alternativa, se
incluye el aumento de calibre del conductor alimentador de 23 kV Parque
Bicentenario-El Labrador y en el circuito de 23 kV Quitumbe-Morán Valverde.
Con los cambios de conductor recomendados, el sistema Metro-Q mantendría su
funcionamiento normal ante la pérdida de un transformador de 138/23 kV durante
el periodo de demanda máxima.
Este análisis se lo realiza en el subcapítulo correspondiente al dimensionamiento
de transformadores y alimentadores.
4.3.4.2 Salida de una Línea de 138 kV
Ante la salida de servicio de una línea de 138 kV se presentan cinco posibles
contingencias consideradas como críticas para el funcionamiento del sistema
Metro-Q, las cuales son:
Contingencia 1: Para las tres alternativas de alimentación planteadas,
salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.
Contingencia 2: Para las tres alternativas de alimentación planteadas,
salida de la línea de 138 kV Chilibulo-Selva Alegre.
Contingencia 3:
o Salida de la línea de 138 kV Mirador Alto-Vicentina, para la primera
y segunda alternativa de alimentación planteada.
o Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Vicentina, en la tercera
alternativa de alimentación planteada.
Contingencia 4:
o Salida de la línea de 138 kV Mirador Alto-Santa Rosa, para la
primera y segunda alternativa de alimentación planteada.
183
o Salida de la línea de 138 kV Pomasqui-Parque Bicentenario en la
tercera alternativa de alimentación planteada.
Contingencia 5:
o Salida de la línea de 138 kV Selva Alegre-Pomasqui, para la primera
alternativa de alimentación planteada
o Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario, para la
segunda y tercera alternativa de alimentación planteada.
Cada una de las contingencias mencionadas se las ha simulado para los periodos
de demanda máxima, media y mínima.
4.3.4.2.1 Perfil de Voltaje en barras de 138 kV
A partir de las simulaciones realizadas ante la salida de una línea de 138 kV, se
obtuvo el perfil de voltaje en barras de 138 kV pertenecientes a las subestaciones
de alimentación del sistema Metro-Q durante los periodos de demanda máxima,
media y mínima, en cada alternativa de alimentación planteada.
Los resultados obtenidos se grafican en las figuras 4.68, 4.69 y 4.70 para los
periodos de demanda máxima, media y mínima.
Figura 4.68: Perfiles de voltajes barras de 138 kV Primera alternatriva.
184
Figura 4.69: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Segunda alternativa.
Figura 4.70: Perfiles de Voltajes en barras de 138 kV Tercera alternativa.
185
Ante la salida de cualquiera de las líneas de 138 kV que conectan a las
subestaciones de 138/23 kV con la red de 138 kV se puede observar que los
voltajes en las barras de 138 kV de las subestaciones de alimentación
permanecerían en niveles entre 1 p.u y 1.02 p.u durante los periodos de demanda
máxima, media y mínima, con cualquiera de las tres alternativas de alimentación
analizadas.
En consecuencia el funcionamiento del sistema Metro-Q no se verá afectado por
bajos o sobre voltajes provocados por la salida de una de las líneas de 138 kV ya
que al mantener voltajes adecuados en las barras de 138 kV durante la
contingencia, los voltajes en las barras de 23 kV del sistema Metro-Q no se verían
afectados significativamente, lo cual sucede porque el sistema de 138 kV de la
Empresa Eléctrica Quito opera en anillo.
4.3.4.2.2 Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV
A partir de las simulaciones realizadas ante la salida de una línea de 138 kV, se
obtuvo la cargabilidad de transformadores de 138/23 kV y líneas de 138 kV,
durante los periodos de demanda máxima, media y mínima, con cada alternativa
de alimentación planteada. Los resultados obtenidos se detallan en los anexos
4.29, 4.41, 4.53 y en las figuras 4.71, 4.72, 4.73 se muestran sus respectivas
representaciones gráficas para los periodos de demanda máxima, media y
mínima.
186
Figura 4.71: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Primera
alternativa.
Figura 4.72: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Segunda
alternativa.
187
Figura 4.73: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV y Líneas de 138 kV Tercera
alternativa.
188
De los resultados graficados en las figuras 4.71, 4.72, 4.73 se puede deducir:
La salida de servicio de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo durante el
periodo de demanda máxima:
1. Con la primera alternativa de alimentación, se produciría el
incremento del 12% en la cargabilidad de los transformadores de
138/23 kV de las subestaciones Mirador Alto y Vicentina, alcanzado
el 82% en ambos transformadores. Mientras que con la tercera
alternativa de alimentación se produciría el incremento en la
cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV de las
subestaciones Vicentina y Parque Bicentenario en 19% y en 12%
respectivamente; alcanzando el 84% y 81% de su respectiva
capacidad.
2. Con la primera y segunda alternativa de alimentación planteada se
produciría, el incremento del 20% y 10% en la cargabilidad de las
líneas de 138 kV Santa Rosa-Selva Alegre y Santa Rosa-Mirador
Alto respectivamente.
3. Con la tercera alternativa de alimentación se produciría el
incremento en la cargabilidad de las líneas de 138 kV Santa Rosa-
Selva Alegre y Santa Rosa-Vicentina del 21% y del 4%
respectivamente.
Dado que el margen considerado para sobrecargas de transformadores de 138/23
kV es del 20% y el límite operativo de los conductores de las líneas de 138 kV es
el 80%, los incrementos de cargabilidad producidos, se los puede considerar
como significativos en los elementos antes mencionados, sin embargo estos
pueden soportar el incremento durante la contingencia sin presentar riesgos de
sobrecarga.
189
Por lo tanto la presencia de este evento en particular no comprometería el
funcionamiento del sistema de 138 kV o del sistema Metro-Q, con ninguna de las
tres alternativas de alimentación planteada.
Analizadas las otras cuatro contingencias restantes se puede deducir que las
líneas de 138 kV así como los transformadores de 138/23 kV se mantendrían con
cargabilidades como se muestra en la tabla 4.19
Tabla 4.19: Cargabilidad de líneas de 138 kV y transformadores de 138/23 kV ante salida de una
línea de 138 kV.
Cargabilidad de líneas de 138 kV
Cargabilidad de transformadores de
138/23 kV
Alternativa Demanda
máxima
Demanda
media
Demanda
mínima
Demanda
máxima
Demanda
media
Demanda
mínima
Primera 53% 35% 32% 60%-75% 40%-50% 25%
Segunda 49% 36% 25% 60%-65% 43%-57% 30%
Tercera 56% 39% 26% 60%-65% 50%-60% 30%
En general se puede concluir que la salida de servicio de cualquiera de las líneas
de 138 kV consideradas para el análisis, no afectaría al funcionamiento normal del
sistema Metro-Q o del sistema de 138 kV en ninguno de los tres periodos de
demanda.
4.3.4.3 Salida de un Circuito Alimentador de 23 kV
Ante la salida de servicio de un circuito alimentador de 23 kV se presentan cuatro
posibles contingencias que afectarían al funcionamiento del sistema Metro-Q, las
cuales son:
Salida de un circuito del alimentador Mirador Alto-Quitumbe, para la
primera y segunda alternativa. Para la tercera alternativa se ha
considerado el alimentador Eugenio Espejo-Quitumbe.
190
Salida de un circuito del alimentador Chilibulo-Magdalena, para las tres
alternativas de alimentación planteadas.
Salida de un circuito del alimentador Vicentina-Universidad Central, para
las tres alternativas de alimentación planteadas.
Salida de un circuito del alimentador Selva Alegre-El Labrador, para la
primera alternativa de alimentación. Para la segunda y tercera alternativa
de alimentación se ha considerado el alimentador Parque Bicentenario- El
Labrador.
Los resultados obtenidos, para cada una de las contingencias antes señaladas y
con las tres alternativas de alimentación planteadas, se detallan en los anexos
4.30, 4.42, 4.54 y en las figuras 4.74, 4.75, 4.76 se muestra la cargabilidad del
circuito que queda en servicio para los periodos de demanda máxima, media y
mínima.
Figura 4.74: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23 kV Primera alternativa.
191
Figura 4.75: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23kV Segunda alternativa.
Figura 4.76: Cargabilidad en el circuito alimentador de 23kV Tercera alternativa.
192
De los resultados graficados en las figuras 4.74, 4.75 y 4.76 se puede deducir:
Con la primera alternativa de alimentación:
1. El circuito que queda en servicio del alimentador de 23 kV Mirador Alto-
Quitumbe o Vicentina-Universidad Central, durante el periodo de demanda
máxima se sobrecargaría en un 40%. En el periodo de demanda media,
estos dos circuitos alimentadores alcanzarían aproximadamente el 78% y
en el periodo de demanda mínima alcanzarían el 45% de cargabiilidad.
2. El circuito que queda en servicio del alimentador de 23 kV Chilibulo-
Magdalena, durante el periodo de demanda máxima presentaría una
sobrecarga del 12%. En el periodo de demanda media y mínima la
cargabilidad de este circuito alimentador se mantendría por debajo del 56%
y 26% respectivamente.
Con la segunda alternativa de alimentación:
3. Los circuitos alimentadores de 23 kV que quedan en servicio, durante el
periodo de demanda máxima presentarían sobrecargas. Especialmente los
circuitos alimentadores Parque Bicentenario-El Labrador y Mirador Alto-
Quitumbe, los cuales se sobrecargarían en un 50% y 35%
respectivamente.
4. En el periodo de demanda media, los circuitos alimentadores que quedan
en servicio Chilibulo-Magdalena y Parque Bicentenario-El Labrador,
presentarían sobrecargas del 1% y 25% respectivamente.
5. En el período de demanda mínima ante la salida de un circuito alimentador
de 23 kV no se presentarían novedades relevantes.
193
Con la tercera alternativa de alimentación:
6. El circuito que queda en servicio de cualquiera de los alimentadores de 23
kV Eugenio Espejo-Quitumbe, Vicentina-Universidad Central y Parque
Bicentenario-El Labrador durante los periodos de demanda máxima y
media; se sobrecargarían hasta en un 50%.
7. El circuito que queda en servicio del alimentador de 23 kV Chilibulo-
Magdalena durante el período de demanda máxima, presentaría una
sobrecarga del 5%.
Ante la salida de uno de los dos circuitos del alimentador de 23 kV y durante el
periodo de demanda máxima, el conductor de cobre 500 MCM del circuito
alimentador de 23 kV que queda en servicio superaría el margen de sobrecarga
admisible considerado.
Por este motivo el circuito alimentador que se sobrecarga deberá salir de servicio
debido a la actuación de la protección de sobrecorriente, dando como resultado la
salida total de servicio del alimentador de 23 kV.
Este escenario es equivalente a la salida de servicio de un transformador de
138/23 kV, y como quedó demostrado en el numeral 4.3.4.1, ante este evento el
sistema Metro-Q mantendría su funcionamiento.
En conclusión, con una de las tres alternativas de alimentación planteada desde
la red de 138 kV y ante la salida de servicio de un circuito alimentador de 23 kV,
no afectaría al funcionamiento del sistema Metro-Q en mayor magnitud.
Por todo lo expuesto en este estudio eléctrico realizado se puede concluir que la
alimentación del sistema Metro-Q, por medio de subestaciones de 138/23 kV, es
técnicamente factible ya que mantendría parámetros eléctricos como voltajes en
barras y cargabilidad de líneas y transformadores en condiciones aceptables.
194
Además ante contingencias críticas mantendría el suministro al sistema Metro-Q
sin ocasionar ningún otro tipo de problema a la red de 138 kV.
4.3.5 CONCLUSIONES DEL ESTUDIO ELÉCTRICO
La alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138 kV por medio de
una de las tres alternativas planteadas desde subestaciones de 138/23 kV,
mantendría el voltaje de las barras de 138 kV alrededor de 1 p.u. y el
voltaje de las barras de 23 kV alrededor de 1.034 p.u.
Ambos voltajes durante los periodos de demanda máxima, media y mínima
permanecerían dentro del rango de operación tolerable establecido por la
regulación No. 004/01 del CONELEC.
Por lo tanto el sistema Metro-Q en condiciones normales de operación no
presentaría problemas por motivo de bajos o sobre voltajes en barras 23
kV o 1.5 kVDC pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-Q.
El cambio de la subestación Selva Alegre por la subestación Parque
Bicentenario o el cambio de la subestación Mirador Alto por la subestación
Eugenio Espejo; no produciría un cambio significativo en el voltaje en
barras de 138 kV, ya que este se mantendría con niveles entre 1p.u y
1.034 p.u en los periodos de demanda máxima, media y mínima.
En cuanto al voltaje en las barras de 23 kV y 1.5 kVDC pertenecientes a las
estaciones del sistema Metro-Q, el cambio de la subestación Selva Alegre
por la subestación Parque Bicentenario mejoraría significativamente los
voltajes en las estaciones del sector norte. Adicionalmente el cambio de la
subestación Mirador Alto por la subestación Eugenio Espejo mejoraría el
voltaje en las estaciones del sector sur durante los periodos de demanda
máxima, media y mínima.
195
Durante los periodos de demanda máxima, media y mínima; el ingreso del
sistema Metro-Q alimentado por cualquiera de las tres alternativas de
alimentación planteadas desde la red de 138 kV; no produciría un
incremento significativo en la cargabilidad de los transformadores de
230/138 kV o de 138/23 kV, manteniendo dicho parámetro entre el 60% y
el 80%. En estas condiciones, estos transformadores pueden abastecer a
sus respectivos sistemas sin presentar riesgos de sobrecarga en un largo
plazo.
En cuanto a los transformadores de 23/1.5 kV al mantener una cargabilidad
por debajo del 80%, se puede concluir que estos no presentarían riesgos
de sobrecarga, sostendría el abastecimiento hacia las estaciones del
sistema Metro-Q y soportaría futuros crecimientos de demanda.
El ingreso de la subestación Parque Bicentenario como parte de la
alimentación del sistema Metro-Q desde la red de 138 kV (segunda y
tercera alternativa); no alteraría significativamente la cargabilidad de las
líneas de 138 kV que forman el anillo de alimentación y no comprometería
la reserva existente en las mismas en ninguno de los tres periodos de
demanda.
La alimentación del sistema Metro-Q desde subestaciones de 138/23 kV
mediante cualquiera de las tres alternativas propuestas; no produciría
caídas de voltaje significativas en las barras de 138 kV o en las barras de
23 kV pertenecientes a las subestaciones vecinas de 138/23 kV. Además la
cargabilidad de las líneas de 138 kV que forman el anillo de alimentación;
no se vería comprometida en su reserva operativa, en ninguno de los tres
periodos de demanda.
Con la alimentación del sistema Metro-Q por medio de la primera o
segunda alternativa planteada desde subestaciones de 138/23 kV; las
líneas de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo y Santa Rosa-Selva Alegre
196
resultan las más cargadas del sistema de 138 kV, sin embargo no
presentarían riesgo de sobrecarga alguno.
Con la tercera alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-
Q, la inclusión de la subestación Eugenio Espejo incrementaría la
cargabilidad de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo hasta el
54% y durante la salida de servicio de los transformadores de 138/23 kV
Vicentina o Parque Bicentenario; esta línea alcanzaría el 58% en el periodo
de demanda máxima.
Si se considera el crecimiento de la demanda pronosticado para esta
subestación, la línea de 138 kV antes mencionada presentaría problemas
de sobrecarga en el corto plazo y no podría mantener el abastecimiento a
la subestación Eugenio Espejo, sobretodo en condición de contingencia.
Con la operación en condiciones normales del sistema Metro-Q,
alimentado por cualquiera de las tres alternativas planteadas, los
alimentadores de 23 kV y circuitos de 23 kV mantendrían su cargabilidad
por debajo del 70%, en consecuencia el conductor de cobre 500 MCM y
750 MCM respectivamente, se mantendría por debajo de su límite
operativo y no provocaría inconvenientes para la operación normal del
sistema Metro-Q.
Con el Metro-Q alimentado por una de las tres alternativas de alimentación
propuestas, ante la salida de un transformador de 138/23 kV contingencia
que provocaría que algunos alimentadores y circuitos de 23 kV superen su
límite operativo (80%), y de confirmarse que la demanda máxima en cada
estación del Metro-Q alcance los 5 MVA; se recomienda el aumento de
calibre de los alimentadores y circuitos de 23 kV considerados como
sobrecargados los mismos que se detallaron en la tabla 4.17 para que el
sistema Metro-Q mantenga su operación normal ante la pérdida de uno de
los transformadores de 138/23 kV, caso contrario, no sería necesario el
aumento de calibre de los conductores si las demandas máximas de las
estaciones del Metro-Q son menores.
197
En particular con la tercera alternativa de alimentación propuesta para la
alimentación del sistema Metro-Q y ante la salida del transformador de
138/23 kV Parque Bicentenario o Vicentina, durante el periodo de demanda
máxima; provocaría que el transformador continuo alcance el 98%, lo cual
representaría un alto riesgo de sobrecarga durante la menciona
contingencia.
Ante la salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo, la cual se
considera como la más crítica para el funcionamiento del sistema de 138
kV:
o Con las tres alternativas propuestas, las líneas que quedan en
operación durante el periodo de demanda máxima, media o mínima,
no presentarían problemas de sobrecargas y mantendrían un
margen de reserva adecuado para garantizar que el sistema Metro-
Q funcione sin problemas bajo esta contingencia.
o Con la primera y segunda alternativa de alimentación, los
transformadores de 138/23 kV durante el periodo de demanda
máxima, media o mínima, no presentarían problemas de
sobrecargas y mantendrían un margen de reserva adecuado para
garantizar que el sistema Metro-Q funcione sin problemas. Sin
embargo con la tercera alternativa de alimentación propuesta, la
cargabilidad de los transformadores de 138/23 kV de las
subestaciones Vicentina y Parque Bicentenario alcanzarían el 84% y
81% respectivamente, sin embargo el abastecimiento al sistema
Metro-Q no se verá afectado en mayor magnitud.
Los voltajes en barras de 138 kV o en barras de 23 kV pertenecientes a las
estaciones del sistema Metro-Q con la salida de cualquiera de las líneas de
138 kV; no se verían afectados significativamente durante los periodos de
demanda máxima media o mínima, con ninguna de las tres alternativas de
alimentación propuestas.
198
Con las tres alternativas de alimentación planteadas, la salida de uno de
los circuitos alimentadores de 23 kV, provocaría que el circuito que queda
en servicio se sobrecargue más del 20%, lo cual ocasionaría la salida total
del alimentador de 23 kV, este evento es equivalente a la salida de un
transformador de 138/23 kV por lo tanto el funcionamiento del sistema
Metro-Q no se verá afectado.
4.4 DIMENSIONAMIENTO DE TRANSFORMADORES Y
CONDUCTORES DE ALIMENTACIÓN.
Para el realizar el dimensionamiento de los transformadores de 138/23 kV que
alimentarían al sistema Metro-Q y el calibre de los conductores para los
alimentadores expresos de 23 kV se ha considerado; el flujo de potencia máximo
obtenido del estudio eléctrico previamente realizado en el apartado 4.3, tanto en
condiciones normales de operación como en condición de contingencia más
crítica, la cual corresponde a la salida de un transformador de 138/23 kV.
El dimensionamiento de ambos elementos se lo ha realizado para las tres
alternativas de alimentación desde la red de 138 kV planteadas.
4.4.1 DIMENSIONAMIENTO DE TRANSFORMADORES DE 138/23 kV.
En la figura 4.77 se muestra el flujo máximo obtenido en los transformadores de
138/23 kV.
199
Figura 4.77: Flujo máximo en los transformadores de 138/23 kV.
A partir de los resultados graficados en la figura 4.77 se puede observar que el
flujo máximo que presentarían los transformadores de 138/23 kV considerados
para alimentar al sistema Metro-Q, en cualquiera de las tres alternativas
analizadas corresponde a 24 MVA en condición normal de operación y de 32 MVA
en condición de contingencia (salida de servicio de un transformador de 138/23
kV).
Se puede concluir que los módulos estandarizados para los transformadores de
138/23 kV que alimentarían al sistema Metro-Q en cualquiera de las tres
alternativas planteadas, deberían ser transformadores con capacidad 20/27/33
MVA.
Como recomendación del presente proyecto de titulación profesional, al iniciar el
funcionamiento del sistema de transporte Metro-Q; los cuatro transformadores de
alimentación 138/23 kV deberían operar en el siguiente módulo:
Mirador Alto Chilibulo Vicentina Selva Alegre0
10
20
30
40M
VA
Alternativa 1
Condición normal En contingencia
Mirador Alto Chilibulo Vicentina P.Bicentenario0
10
20
30
40
MV
A
Alternativa 2
Eugenio Espejo Chilibulo Vicentina P.Bicentenario0
10
20
30
40
MV
A
Alternativa 3
200
OA (20 MVA) en condición normal de operación y durante los periodos de
demanda media y mínima.
FA (27 MVA) en condición normal de operación y durante el periodo de
demanda máxima.
FOA (33 MVA) ante la salida de un transformador de 138/23 kV
(contingencia más crítica) y durante el periodo de demanda máxima.
En estas condiciones de operación los transformadores de alimentación 138/23
kV, deberán operar en condiciones aceptables y sin riesgo de sobrecarga con
cualquiera de las tres alternativas planteadas; ya sea en condición normal de
operación o ante la salida de servicio de un transformador de 138/23 kV.
De esta manera se puede garantizar el suministro de la potencia eléctrica
requerida por el sistema de transporte eléctrico Metro-Q para que mantenga su
operación en condiciones óptimas.
4.4.2 DIMENSIONAMIENTO DE CONDUCTORES DE 23 kV.
Para establecer el calibre de los alimentadores y circuitos de 23 kV en anillo que
conectan a las barras de 23 kV pertenecientes a las estaciones del sistema Metro-
Q, se tomó como referencia el flujo de potencia máximo que debe pasar por cada
uno de los circuitos trifásicos correspondientes.
Para los alimentadores de 23 kV el flujo promedio corresponde a 10 MVA lo que
da como resultado una corriente de 435 A y para los circuitos de 23 kV el flujo
corresponde a 15 MVA lo que corresponde a una corriente de 652 A.
Por lo tanto de los datos técnicos de la tabla que se menciona en la referencia
bibliográfica número [17], el calibre que correspondería para los conductores de
los alimentadores subterráneos trifásicos de 23 kV es de 500 MCM y para los
201
circuitos subterráneos trifásicos de 23 kV es de 750 MCM ambos unipolares de
cobre.
Del análisis eléctrico realizado con cada una de las alternativas de alimentación
propuestas para el sistema Metro-Q; se demostró en los numerales: 4.3.4.1.3 y
4.3.4.3, que la salida de un circuito alimentador de 23 kV o la salida de servicio de
un transformador de 138/23 kV producirían sobrecargas en los alimentadores
expresos de 23 kV y en algunos de los circuitos de 23 kV que conectan entre sí a
las estaciones del sistema Metro-Q, estas sobrecargas se presentarían
especialmente si las salidas de los mencionados elementos ocurren durante el
periodo de demanda máxima.
Por esta razón se ha considerado realizar el cambio de calibre del conductor de
los alimentadores y circuitos de 23 kV que superen el margen de sobrecarga
admisible considerado para el presente proyecto de titulación profesional, con la
finalidad de solucionar los problemas de sobrecargas presentados y de esta
manera determinar el calibre adecuado para que el funcionamiento del sistema
Metro-Q no se vea afectado ante las mencionas contingencias. Siempre y cuando
se compruebe con el funcionamiento del sistema Metro-Q que la demanda
máxima por estación alcance los 5 MVA caso contrario no se requeriría el cambio
de calibre de conductor de los alimentadores y circuitos de 23 kV.
Para los alimentadores de 23 kV se ha considerado el cambio del conductor de
cobre 500 MCM por el conductor de cobre 750 MCM y para los circuitos de 23 kV
que conecta las estaciones del sistema Metro-Q, se ha considerado el cambio de
conductor de cobre 750 MCM por el conductor de cobre 1000 MCM.
Los datos técnicos utilizados para modelar los conductores de cobre 750 MCM y
1000 MCM en el Power Factory se detallan en la tabla 4.20.
202
Tabla 4.20: Datos técnicos de los conductores de 750MCM y 1000MCM. [17]
Capacidad
Sección
Resistenacia a
20°C
Reactancia a
60Hz
Suceptancia a
60Hz Enterrado En aire
Calibre [mm 2] [Ω/km] [Ω/km] [uS/km] [A] [A]
750MCM 380 0,056 0,1412 96 497 586
1000MCM 500 0,0366 0,1188 153 572 710
4.4.2.1 Salida de un transformador de 138/23 kV.
En la tabla 4.21 se detalla el porcentaje de sobrecarga que alcanzarían los
alimentadores de 23 kV, ante la salida de un transformador de alimentación de
138/23 kV en cada una de las alternativas planteadas.
Tabla 4.21: Alimentadores de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de un Transformador
de 138/23 kV.
Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3
Alimentador de
23kV Sobrecarga
Alimentador de
23kV Sobrecarga
Alimentador de
23kV Sobrecarga
Mirador Alto-
Quitumbe 8%
Mirador Alto-
Quitumbe 2%
Eugenio Espejo-
Quitumbe 0%
Chilibulo-
Magdalena 4%
Chilibulo-
Magdalena 0%
Chilibulo-
Magdalena 0%
Vicentina-
U.Central 11%
Vicentina-
U.Central 11%
Vicentina-
U.Central 15%
Selva Alegre-El
Labrador 0%
P.Bicentenario-El
Labrador 10%
P.Bicentenario-El
Labrador 14%
A partir de la tabla 4.21 se puede observar que los alimentadores Vicentina-
Universidad Central (en las tres alternativas planteadas) y Parque Bicentenario-El
Labrador (en la tercera alternativa planteada) son los alimentadores que sugieren
un aumento en el calibre del conductor, debido a que el porcentaje de sobrecarga
que se presenta es superior al margen de sobrecarga admisible (10%)
considerado para el presente proyecto de titulación profesional.
[17]
Manual PIRELLI, “Cables para el transporte de energía en media tensión hasta 45 kV”. Págs. 67-87.
203
Realizando el cambio de conductor en los respectivos casos de simulación se
obtuvo los resultados que se muestran en la figura 4.78. En la mencionada gráfica
se puede apreciar el efecto que ocasionaría el aumento de calibre de conductor
en los alimentadores de 23 kV ante la salida de servicio de un transformador de
138/23 kV durante el periodo de demanda máxima.
Figura 4.78: Cambio de conductor en los alimentadores sobrecargados de 23kV.
Como se puede observar en la figura 4.78 el aumento de calibre de conductor de
cobre 500 MCM al 750 MCM; solucionaría el problema de sobrecarga que se
presentaba en los alimentadores de 23 kV Vicentina-Universidad Central y Parque
Bicentenario-El Labrador.
204
Este cambio ayudaría a reducir la sobrecarga de los alimentadores de 23 kV entre
un 12% y 16% durante el periodo de demanda máxima. Sin embargo con el
aumento de calibre de conductor; el alimentador Vicentina-Universidad Central
con la primera y tercera alternativa, así como el alimentador Parque Bicentenario-
El Labrador con la tercera alternativa, mantendrían alta cargabilidad (entre el 79%
y 80%).
En conclusión el aumento de calibre de 500 MCM al 750 MCM en los
alimentadores de 23 kV, ayudaría a mantener el funcionamiento normal del
sistema Metro-Q ante la salida de un transformador de 138/23 kV, debido a que
los mencionados alimentadores no llegarían a presentar problemas de
sobrecarga.
En la tabla 4.22 se detalla el porcentaje de sobrecarga que alcanzarían los
circuitos de 23 kV, ante la salida de un transformador de alimentación de 138/23
kV en cada una de las alternativas planteadas.
Tabla 4.22: Circuitos de 23 kV sobrecargados ante la salida de servicio de un Transformador de
138/23 kV.
Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3
Circuito de 23kV Sobrecarga Sobrecarga Sobrecarga
El Recreo-Magdalena 20% 20% 20%
El Ejido-U.Central 0% 3% 14%
Jipijapa-El Labrador 0% 10% 14%
Quitumbe-Moran Valverde 10% 10% 0%
U.Central-La Pradera 13% 13% 13%
A partir de la tabla 4.22 se puede observar que los circuitos de 23 kV el Recreo-
Magdalena y Universidad Central-La Pradera (en las tres alternativas planteadas),
El Ejido-Univerisidad Central y Jipijapa-El Labrador (en la tercera alternativa) son
los alimentadores que sugieren un aumento en el calibre del conductor, debido a
que el porcentaje de sobrecarga que se presentaría es superior al margen de
sobrecarga admisible (10%) considerado para el presente proyecto de titulación
profesional.
205
Realizando el cambio de conductor en los respectivos casos de simulación se
obtuvo los resultados que se muestran en la figura 4.79. En la mencionada gráfica
se puede apreciar el efecto que ocasionaría el aumento de calibre de conductor
en los circuitos de 23 kV ante la salida de servicio de un transformador de 138/23
kV durante el periodo de demanda máxima.
Figura 4.79: Cambio de conductor para los circuitos de 23kV.
Como se puede observar en la figura 4.79, el aumento de calibre del conductor de
cobre 750 MCM al 1000 MCM; en las tres alternativas de alimentación reduce un
11% la sobrecarga de los circuitos de 23 kV, sin embargo con el aumento de
206
calibre de los conductores de los circuitos de 23 kV El Recreo-Magdalena y
Universidad Central-La Pradera; todavía presentaría problemas de sobrecarga del
7% y 3% respectivamente.
Adicionalmente en la tercera alternativa; además de los circuitos de 23 kV antes
mencionados, el circuito Jipijapa-El Labrador continúa presentando una
sobrecarga del 3%, estos porcentajes de sobrecarga se los pueden considerar
como tolerables, debido a que el margen de sobrecarga admisible es del 10%.
En conclusión el aumento de calibre de 750 MCM al 1000 MCM en los circuitos de
23 kV analizados, reduciría el porcentaje de sobrecarga presentado ante la salida
de un transformador de 138/23 kV durante el periodo de demanda máxima.
Como resultado del análisis realizado se obtuvo:
1.- El calibre de los conductores correspondientes a los alimentadores de 23 kV
que van hacia las estaciones de tracción del sistema Metro-Q que se debería
utilizar es como se describe en la tabla 4.23:
Tabla 4.23: Calibre de conductor recomendado para alimentadores de 23 kV.
Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3
Alimentador de
23kV
Calibre del
conductor
Alimentador de
23kV
Calibre del
conductor
Alimentador de
23kV
Calibre del
conductor
Mirador Alto-
Quitumbe 500MCM
Mirador Alto-
Quitumbe 500MCM
Eugenio Espejo-
Quitumbe 500MCM
Chilibulo-
Magdalena 500MCM
Chilibulo-
Magdalena 500MCM
Chilibulo-
Magdalena 500MCM
Vicentina-U.Central 750MCM Vicentina-U.Central 750MCM Vicentina-U.Central 750MCM
Selva Alegre-El
Labrador 500MCM
P.Bicentenario-El
Labrador 750MCM
P.Bicentenario-El
Labrador 750MCM
Con los conductores de calibre propuesto en la tabla 4.23, los alimentadores de
23 kV, con cualquiera de las tres alternativas planteadas, mantendrían el
funcionamiento del sistema Metro-Q ante la salida intempestiva de un
207
transformador de alimentación (138/23 kV), ya que estos alimentadores se
mantendrían dentro del límite de sobrecarga aceptable.
2.- El calibre de los conductores que se debería utilizar en los circuitos de 23 kV
que conectan entre sí a las estaciones del sistema Metro-Q debería ser de 750
MCM excepto en los circuitos El Recreo-Magdalena, Universidad Central-La
Pradera y Jipijapa-El Labrador.
En estos circuitos, como lo demuestra el análisis eléctrico realizado en el presente
proyecto de titulación profesional, el adecuado calibre debería ser 1000 MCM.
Con el aumento de calibre recomendado para los circuitos de 23 kV, los cuales
conectan entre sí a las estaciones del sistema Metro-Q, no presentarían
problemas de sobrecarga críticos ante la operación normal del sistema Metro-Q o
ante salida intempestiva de un transformador de alimentación (138/23 kV).
4.5 RECOMENDACIÓN DE ALTERNATIVA DE ALIMENTACIÓN
De las tres alternativas planteadas y analizadas se procederá a recomendar una
de ellas para su implementación.
Los parámetros que se tomaron en cuenta para llevar a cabo esta elección fueron:
Cercanía de las subestaciones de 138/23 kV con el recorrido del sistema
de transporte Metro-Q.
Resultados del estudio eléctrico de cada alternativa en condiciones
normales de operación y de contingencia.
Cargabilidad de la L/T Santa Rosa-Eugenio Espejo en condiciones
normales de operación, sin la entrada en funcionamiento del sistema
Metro-Q y con la entrada en funcionamiento del sistema Metro-Q.
208
En las tablas 4.24 y 4.25, se muestra un resumen de los resultados más
relevantes encontrados a partir de las simulaciones realizadas en condiciones
normales de operación y en condiciones de contingencias, para cada una de las
alternativas planteadas.
Tabla 4.24: Resultados relevantes en condiciones normales de operación.
Voltajes en barras de 23 kV Cargabilidad Máxima
Subestaciones
de 138/23 kV
Estaciones del
Metro-Q Elementos
Línea 138kV
Santa Rosa-
Eugenio Espejo
máx min máx min
Transformadores
138/23 kV
Líneas
138 kV
Alimentadores
23 kV
Sin el
Metro-Q
Con el
Metro-Q
[p.u] [p.u] [p.u] [p.u] [%] [%] [%] [%] [%]
Alternativa 1 1.039 0.993 1,015 0,998 62 24 59 41 48
Alternativa 2 1.035 0.995 1,015 0,997 66 23 63 41 46
Alternativa 3 1.031 1.028 1,030 0,997 68 20 64 41 54
Tabla 4.25: Resultados relevantes en condiciones de contingencia.
Voltajes en barras de 23 kV
Subestaciones
de 138/23 kV
Estaciones del
Metro-Q Elementos
máx min máx min
Transformadores
138/23 kV
Líneas
138 kV
Alimentadores
23 kV
Circuitos de
23 kV
[p.u] [p.u] [p.u] [p.u] [%] [%] [%] [%]
Alternativa 1 1.04 0.99 1.037 0.95 96 40 92 100
Alternativa 2 1.03 0.96 1.030 0.96 94 36 91 99
Alternativa 3 1.01 0.98 1.010 0.94 99 30 94 99
En la tabla 4.26 se muestra las distancias a las que se ubicarían las estaciones de
tracción del sistema Metro-Q, de las subestaciones de alimentación de 138/23 kV
de la Empresa Eléctrica Quito.
Tabla 4.26: Distancia desde las S/E de 138/23 kV a las estaciones de tracción.
Subestación 1 Chilibulo Vicentina Subestación 4
km km km km
Alternativa 1 4.4 5.4 5.0 7.5
Alternativa 2 4.4 5.4 5.0 0.2
Alternativa 3 2.5 5.4 5.0 0.2
209
Al observar los resultados en las tablas 4.24 y 4.25, de cada alternativa planteada
se puede establecer las siguientes observaciones:
De los resultados del estudio eléctrico hecho para cada alternativa en
condiciones normales de operación, se puede afirmar que cada una de
ellas cumple con los parámetros eléctricos adecuados de: caídas de
voltaje, nivel de voltaje en barras, cargabilidad de transformadores y líneas
de transmisión, para asegurar un funcionamiento adecuado del sistema
Metro-Q.
De los resultados del estudio eléctrico hecho para cada alternativa en
condiciones de contingencia ante la salida de uno de los transformadores
que alimentarían al sistema Metro-Q; la cargabilidad máxima que alcanza
las líneas de 138 kV, alimentadores de 23 kV y transformadores de 138/23
kV que quedan en servicio; en la segunda alternativa es menor que la que
alcanza en la primera y tercera alternativa.
De los resultados del estudio eléctrico hecho para cada alternativa en
condiciones de contingencia ante la salida de uno de los transformadores
que alimentarían al sistema Metro-Q durante el periodo de demanda
máxima, se puede establecer que en cada una de ellas existen
alimentadores de 23 kV y circuitos de 23 kV que se sobrecargarían, con la
particularidad de que con la tercera alternativa, esta situación sucede
también para el escenario de demanda media.
De los resultados del estudio eléctrico hecho para cada alternativa en
condiciones de contingencia ante la salida de uno de los circuitos del
alimentador de 23 kV durante el periodo de demanda máxima, se puede
establecer que en cada una de ellas el circuito de 23 kV que queda en
servicio se sobrecarga hasta llegar en algunos casos a presentar
sobrecargas del 50%, con la particularidad de que para la tercera
alternativa, esta situación se presentaría también en el escenario de
demanda media.
210
Para el presente análisis se tomó en cuenta la cargabilidad de la línea de
138kV Santa Rosa-Eugenio Espejo, en esta línea se puede establecer que
sin la entrada en funcionamiento del sistema Metro-Q esta línea
presentaría una cargabilidad máxima del 41% en las tres alternativas
analizadas.
Con la tercera alternativa, la entrada en funcionamiento del sistema Metro-
Q, la cargabilidad de esta línea aumenta en mayor proporción que en las
otras dos alternativas, alcanzando el 54% de su capacidad.
A partir de los resultados del estudio eléctrico realizado en el numeral 4.3.3.1, se
llegó a determinar que la alimentación al sistema Metro-Q con las subestaciones
de 138/23 kV: Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario (tercera
alternativa), afectaría a la cargabilidad de la línea 138 kV Santa Rosa-Eugenio
Espejo, debido al ingreso del sistema Metro-Q y además si se considera el
incremento de la demanda que tendría que abastecer la subestación Eugenio
Espejo en los próximos años a la entrada de operación del sistema Metro-Q, esta
línea podría llegar a saturarse en el corto plazo.
Con estas particularidades y con los resultados obtenidos del estudio de
contingencias realizado en el numeral 4.3.4, los cuales indican que ante la salida
de un transformador de 138/23 kV, la cual produciría la condición más crítica, los
alimentadores de 23 kV y los transformadores de alimentación 138/23 kV que
quedan en servicio presentarían niveles de sobrecargas superiores a los
obtenidos en las contingencias similares analizadas en la primera y segunda
alternativa.
A partir de las observaciones encontradas se puede concluir que la utilización de
la subestación Eugenio Espejo como parte de la alimentación para el sistema
Metro-Q, no sería factible, ya sea utilizando uno de los transformadores 138/23 kV
20/27/33MVA existentes o un transformador exclusivo de similares características,
tal como se lo planteó en la tercera alternativa de alimentación.
211
Por lo tanto descartando la tercera alternativa, la elección de la alternativa de
alimentación para el sistema Metro-Q estaría entre la primera o segunda
alternativa.
Tanto la primera como la segunda alternativa, cumplen con los parámetros
eléctricos considerados en este análisis, en condiciones normales y de
contingencias, es por eso que el aspecto que permite establecer una diferencia
entre estas dos alternativas es la cercanía de las subestaciones de alimentación
con el recorrido del sistema Metro-Q.
En este caso con la segunda alternativa, la subestación Parque Bicentenario se
encuentra más cercana a la estación de tracción de El Labrador que la
subestación Selva Alegre planteada en la primera alternativa, lo cual permitiría
tener menores de caídas de voltaje, optimizar la cantidad de conductor
subterráneo para la alimentación eléctrica y tener menores pérdidas técnicas en el
alimentador de 23 kV Parque Bicentenario-El Labrador.
Además con los resultados obtenidos del estudio de contingencias realizado en el
numeral 4.3.4, los cuales indican que ante la salida de un transformador de
138/23 kV, el cual produce la condición más crítica, los alimentadores de 23 kV y
los transformadores de alimentación 138/23 kV que quedan en servicio presentan
niveles de sobrecargas inferiores comparados con la primera alternativa.
Por los motivos antes mencionados, la alimentación técnica más adecuada para
el sistema de transporte Metro-Q; sería mediante los transformadores de 138/23
kV de las subestaciones Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario
(segunda alternativa).
212
CAPÍTULO V
En el presente capítulo se realizará el análisis Económico-Financiero de las tres
alternativas de alimentación eléctrica para el sistema de transporte Metro-Q,
desde la red de 138 kV planteadas en el capítulo anterior. Con la finalidad de
determinar cuál de las tres alternativas planteadas es económicamente factible y
rentable.
5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO-FINANCIERO [18]
El análisis Económico-Financiero de los proyectos constituye la técnica
matemático-financiera y analítica, a través de la cual se determinan los beneficios
o pérdidas en los que se puede incurrir al pretender realizar una inversión u algún
otro movimiento, en donde uno de sus objetivos es obtener resultados que
apoyen la toma de decisiones referente a actividades de inversión.
El análisis financiero es una evaluación que se debe realizar para apoyar la toma
de decisiones en lo que respecta a la inversión de un proyecto, es la que se
refiere a la evaluación financiera, que se apoya en el cálculo de los aspectos
financieros del proyecto.
El análisis financiero se emplea también para comparar dos o más proyectos y
para determinar la viabilidad de la inversión de un solo proyecto. Sus fines son,
entre otros:
Establecer razones e índices financieros derivados del balance general.
Identificar la repercusión a financiar por el empleo de los recursos
monetarios en el proyecto seleccionado.
Calcular las utilidades o pérdidas, que se estiman obtener en el futuro, a
valores actualizados.
213
Determinar la tasa de rentabilidad financiera que ha de generar el proyecto,
a partir del cálculo e igualación de los ingresos con los egresos, a valores
actualizados.
Establecer una serie de igualdades numéricas que den resultados positivos
o negativos respecto a la inversión de que se trate.
Al momento de iniciar un análisis Económico-Financiero, se debe tener en claro
ciertos conceptos financieros y contables que se utilizarán a lo largo del análisis.
Estos conceptos son los siguientes:
Activos Fijos: Son todos los bienes que pertenecen a una empresa y que
se utilizan para el servicio de la misma.
Ingresos: Representan las entradas reales de dinero, básicamente estos
se obtienen de la venta de los productos y/o servicios comercializados por
el proyecto a ejecutarse.
Egresos: Representan toda salida de dinero producto de todos los costos
y gastos necesarios para la ejecución y funcionamiento de un proyecto.
Gastos y Costos: Ambos conceptos se los puede definir como, la salida
de dinero necesario para la ejecución y funcionamiento de un proyecto. La
diferencia está en que los gastos es dinero no recuperable; mientras que
los costos es dinero que si se lo puede recuperar.
Amortización: Es el reembolso gradual de una deuda, cuyo importe se va
reintegrando en varios pagos diferidos en el tiempo. Estos pagos incluyen
los intereses que devenga la deuda, así como la devolución del monto del
préstamo o capital inicial de trabajo.
Inversión: Es toda materialización de medios financieros en bienes que
van a ser utilizados en un proyecto, y comprendería la adquisición de:
bienes, equipo, materias primas, servicios, etc. Desde un punto de vista
214
más estricto, la inversión comprendería sólo los desembolsos de recursos
financieros destinados a la adquisición de instrumentos de producción
necesarios para el funcionamiento de un proyecto, que la empresa va a
utilizar durante varios periodos económicos.
Plan de inversión: Este término es referido al concepto que da la
estimación de las inversiones requeridas por parte de los inversionistas o
de los socios durante la ejecución de un proyecto.
Flujo Neto de efectivo: Es la cantidad exacta de dinero que recibirá el
proyecto en todos los años de vida del mismo al restar el flujo de ingreso
del flujo de los egresos. Es una herramienta que permitirá evaluar el
proyecto en el tiempo a través del Valor Actual Neto (VAN), Tasa Interna
de Retorno (TIR) y relación Beneficio-Costo (B/C). [18]
5.1.1 INDICADORES DE EVALUACIÓN ECONÓMICA [19]
La evaluación Económica-Financiera tiene como objetivo identificar los criterios
necesarios para tomar las decisiones referentes a la ejecución del proyecto. Para
ello se debe analizar el Flujo Neto de Efectivo a lo largo de un periodo de tiempo,
que por lo general es determinado por el tiempo de vida útil del proyecto.
Los indicadores económicos más utilizados por las empresas para aprobar o
rechazar proyectos de inversión son:
El Valor Actual Neto (VAN).
La Tasa Interna de Retorno (TIR).
La relación Beneficio-Costo (B/C).
El Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI).
[18] Ing. Gerardo Guerra R, “Análisis de proyectos de inversión”. Págs. 3-8.
215
5.1.1.1 Valor Actual Neto (VAN): Es la cantidad monetaria que resulta de regresar
los flujos netos de efectivo del futuro hacia el presente con una tasa de
actualización, la cual está dada por el costo de capital de la empresa.
El proyecto se acepta siempre y cuando el VAN sea mayor o igual a cero, caso
contrario se rechaza.
Cuando el VAN es mayor que cero; indica la cantidad excedente sobre la utilidad
pre establecida por el inversionista.
Si el VAN es menor que cero; indica la cantidad que falta para que el inversionista
alcance la utilidad pre establecida.
El mayor problema para aplicar este método radica en fijar la tasa correcta de
actualización, ya que es la variable más influyente para saber si el proyecto será o
no rentable.
Para calcular el VAN se aplica la siguiente expresión:
_I` = −a + #b c1 + Yde
fR5.1
Donde:
I: Inversión inicial.
Qn: Flujo Neto de Efectivo correspondiente al periodo n.
n: Periodo en análisis.
i: Tasa de actualización.
Como tasa mínima de actualización se toma a la TMAR para calcular el VAN, ya
que la TMAR es la tasa de rendimiento mínimo que espera obtener el
inversionista de un proyecto.
216
5.1.1.2 Tasa Interna de Retorno (TIR): Es aquella tasa de interés que iguala a cero,
la suma de los ingresos actualizados, con la suma de los egresos actualizados.
En otras palabras hace que el VAN sea igual a cero.
El criterio para aceptar o rechazar el proyecto se fundamenta en que si la TIR es
menor que la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR) se debe rechazar el
proyecto, en caso contrario se lo acepta.
Para calcular la TIR se aplica la siguiente expresión:
0 = −a + #b c1 + Yde
fR5.2
Donde:
I: Inversión inicial.
Qn: Flujo Neto de Efectivo correspondiente al periodo n.
n: Periodo en análisis.
i: Tasa Interna de Retorno.
Cabe resaltar que la TIR es un criterio de rentabilidad y no de ingreso monetario
neto como lo es el VAN.
5.1.1.2.1 Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR): Es la tasa de interés con la
cual se evaluará los Flujos Económicos Netos a lo largo del horizonte de
planeamiento, es decir es la tasa mínima de rentabilidad que esperan obtener los
inversionistas.
Para calcular la TMAR se aplica la siguiente expresión:
ijIk = kl + mk − kl + kn5.3
217
Donde:
Rf: Tasa de inflación.
Rm: Tasa de rentabilidad del mercado.
β: Coeficiente de riesgo del sector de aplicación del proyecto.
Rp: Porcentaje riesgo país.
El factor mk − kl se denomina “Premio de Riesgo”, y se llama así porque los
inversionistas siempre arriesgan su dinero y por arriesgarlo merecen una
ganancia adicional. Cabe resaltar que la TMAR es un parámetro de comparación
para la TIR.
5.1.1.3 Relación Beneficio-Costo (B/C): Muestra la rentabilidad en términos relativos
y la interpretación del resultado se expresa en centavos ganados por cada dólar
invertido en el proyecto.
Para calcular la relación costo-beneficio se aplica la siguiente expresión:
p qr = ∑ b c1 + YdefR a 5.4
Donde:
I: Inversión inicial.
Qn: Flujo Neto de Efectivo correspondiente al periodo n.
n: Periodo en análisis.
i: Tasa de actualización.
Esta relación, como regla de decisión para un proyecto, indica la cantidad de
dólares que se está ganando o perdiendo por cada dólar de inversión. Por lo tanto
218
para determinar si un proyecto es rentable, esta relación debe presentar un valor
mayor que uno.
5.1.1.4 Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI): Es un instrumento que
permite medir el plazo de tiempo que se requiere para que los Flujos Netos de
Efectivo de una inversión recuperen su costo o inversión inicial.
Para determinar el PRI se sigue el siguiente procedimiento:
Ejemplo de cálculo: Se tiene un proyecto A con una inversión inicial de $ 1000
con los Flujos Netos de Efectivo, que se muestra en la figura 5.1.
Figura 5.1: Ejemplo de cálculo del PRI. [19]
Paso 1: Se toma la suma de los Flujos Netos de Efectivo hasta el año anterior a
la recuperación total de la inversión. Como se puede observar en la figura 5.1, en
el año 3 se recupera la inversión inicial realizada en el año 0.
Por lo tanto la suma de los Flujos Netos de Efectivo correspondiente hasta el año
anterior a la recuperación total de la inversión corresponde a $600+$300=$900.
Paso 2: Se calcula el costo no recuperado al principio del año, anterior a la
recuperación total de la inversión.
Para el caso del ejemplo, este costo corresponde a: $1 000-$900=$100.
Paso 3: Se divide el costo no recuperado entre el Flujo Neto de Efectivo del año
siguiente, es decir el Flujo Neto de Efectivo del año en que se recupera toda la
inversión.
Para el caso del ejemplo: $100÷$300 = 0.33.
219
Paso 4: Al resultado del paso 3, se le suma la cantidad de años transcurridos
desde la inversión hasta el año anterior a la recuperación total de la inversión.
Para el caso del ejemplo: 2+0.33=2.33 años. [19]
Todos los indicadores antes estudiados, serán calculados para las tres
alternativas de alimentación del sistema Metro-Q, planteadas en el capítulo IV,
con la finalidad de establecer cuál de las tres alternativas es económicamente
factible y a su vez la más rentable.
5.1.2 DEPRECIACIÓN [20]
Es el valor en dinero que van perdiendo, con el transcurso del tiempo, todos los
elementos que son utilizados para la producción de un bien. En otras palabras, es
la cantidad depreciable de una partida de propiedades, planta y equipo que debe
ser asignada sobre una base sistemática durante su vida útil.
La depreciación de un activo comenzará cuando esté disponible para su uso, esto
es, cuando se encuentre en la ubicación y en las condiciones necesarias para ser
capaz de operar de la forma prevista por la dirección.
El método de depreciación usado debe reflejar el patrón con que los beneficios
económicos del activo son consumidos por la empresa. El cargo por depreciación
para cada periodo debe ser reconocido como un gasto a menos que sea incluido
en el valor en libros de otro activo. [20]
5.1.2.1 Valor Residual [20]
Es el valor de una inversión o un activo fijo a la finalización de un determinado
periodo de tiempo, por lo general, al término de la vida útil estimada. [20]
[19] Ing. Sandra Siguas Sifuentes, “Proyecto de inversión para el servicio de alquiler de
Montacargas”. Págs. 105-109.
220
5.1.2.2 Activos fijos depreciables [20]
Los activos fijos depreciables son aquellos que se esperan sean usados durante
más de un periodo contable de tiempo, tienen una vida útil limitada y son parte de
una empresa con el fin de usarlos en la producción o prestación de bienes y
servicios. [20]
5.1.2.3 Activos fijos No depreciables [20]
Los activos fijos no depreciables son aquellos que no pierden su valor con el
transcurso del tiempo y su uso más bien ganan plusvalía.
5.1.2.3.1 Plusvalía: Es el incremento del valor de los bienes inmuebles como
consecuencia del desarrollo u obras de infraestructura realizados en una
determinada región, zona o ciudad en los que se hallen ubicados y sin que
intervenga la acción de sus propietarios en dichas mejoras. En este tipo de
activos entran por lo general los terrenos que poseen una empresa. [20]
5.1.2.4 Métodos de Depreciación [21]
Para calcular la depreciación de un activo fijo existen diferentes métodos de
cálculo utilizados por empresas. Entre los más utilizados tenemos:
1. Método de línea recta.
2. Método de la suma de dígitos anuales.
3. Método de doble cuota sobre el valor que decrece.
5.1.2.4.1 Método de línea recta: En este método, la depreciación es considerada
como función del tiempo y no de la utilización de los activos.
[20]
NEC 12, “Normas Ecuatorianas de Contabilidad”, Propiedades planta y equipo, depreciación, Numerales 3, 4 y 36.
221
Resulta un método simple que viene siendo muy utilizado y que se basa en
considerar la obsolescencia progresiva como la causa primera de una vida de
servicio limitada, y considerar por tanto la disminución de tal utilidad de forma
constante en el tiempo.
El cargo por depreciación se calcula con la siguiente expresión:
t = q^ − _uD 5.5
Donde:
D: Depreciación anual.
Co: Costo del activo fijo al inicio de su vida útil.
Vr: Valor residual.
n: Vida útil del activo fijo.
5.1.2.4.2 Método de la suma de dígitos anuales: Para este método de depreciación
llamado "Suma de Dígitos" cada año se rebaja el costo de desecho por lo que el
resultado no será equitativo a lo largo del tiempo, sino que irá disminuyendo
progresivamente.
Mediante este método de depreciación, se obtiene como resultado un mayor
importe en los primeros años con respecto a los últimos y por lo tanto se
considera que los activos sufren mayor depreciación en los primeros años de su
vida útil.
El cargo por depreciación se calcula con la siguiente expresión:
t = q^ − _u Iv7= 5.6 Donde:
222
x: Depreciación correspondiente al
año i.
Co: Costo del activo fijo al inicio de
su vida útil.
Vr: Valor residual.
yz: Años de vida pendientes.
|: Suma de dígitos los dígitos
anuales.
La suma de dígitos anuales no es otra cosa que sumar el número de años de vida
útil de la siguiente forma:
7= =1 años + 2 años + 3 años +……….+ n años.
Ejemplo de cálculo: Se tiene un activo fijo cuyo costo fue de $10 000 con un
valor de rescate de $2 000 y vida útil de 5 años. Calcular la depreciación de cada
año.
7= = 1 + 2 + 3 + 4 + 5 = 15
tR = 10000 − 2000 515 = 2666.67
t; = 10000 − 2000 415 = 2133.33
t = 10000 − 2000 315 = 1600
tG = 10000 − 2000 215 = 1066.67
t = 10000 − 2000 115 = 533.33
5.1.2.4.3 Método de doble cuota sobre el valor que decrece: Se le denomina de doble
cuota porque el valor decreciente coincide con el doble del valor obtenido
mediante el método de la línea recta. En este caso, se ignora el valor de desecho
y se busca un porcentaje para aplicarlo cada año.
El cargo por depreciación se calcula con la siguiente expresión:
t = _ − tR5.7 = 100%D 25.8
223
Donde:
x: Depreciación correspondiente al
año i.
P: Porcentaje de depreciación anual.
Vd: Valor restante por recuperar.
x: Depreciación correspondiente
al año anterior al año i.
n: Vida útil del activo fijo.
Ejemplo de cálculo: Se tiene un activo fijo cuyo costo fue de $10 000 y vida útil
de 5 años. Calcular la depreciación de cada año.
= 100%5 2 = 40%
tR = 40%10000 − 0 = 4000
t; = 40%10000 − 4000 = 2400
t = 40%6000 − 2400 = 1440
tG = 40%3600 − 1440 = 864
t = 40%2160 − 864 = 518.4
t = 40%1296 − 518.40 = 311.04
Para el estudio Económico-Financiero del presente proyecto de titulación
profesional se utilizará el método de línea recta para el cálculo de la depreciación,
debido a que este método es el más utilizado por las empresas para este tipo de
análisis. [21]
[21]
Lelond Blank y Anthony Tarquin, “Ingeniería Económica”. Págs. 141-429.
224
5.2 EVALUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERO PARA LA
ALIMENTACIÓN DEL METRO-Q
5.2.1 ANÁLISIS DE COSTOS
El objetivo de esta etapa del estudio es determinar la evaluación Económica-
Financiera de las tres alternativas de alimentación planteadas desde la red de 138
kV para el Metro-Q, en base a los costos de construcción, operación y
mantenimiento de las instalaciones eléctricas necesarias y de la energía
consumida por el sistema de transporte Metro-Q.
Los costos establecidos para la construcción de las instalaciones eléctricas en
cada alternativa de alimentación, fueron elaboradas considerando lo siguiente:
1. Costos de terrenos para la construcción de subestaciones de 138/23 kV.
Para dar condiciones de igual económica a las tres alternativas de
alimentación planteadas, se ha considerado como nuevas a las cuatro
subestaciones de alimentación de 138/23 kV. Omitiendo que en el caso de las
subestaciones actualmente existentes Selva Alegre, Vicentina y Eugenio
Espejo sólo se requeriría del reacondicionamiento de estas subestaciones,
para que puedan ser consideradas como parte de la alimentación al sistema
Metro-Q en sus respectivas alternativas de alimentación.
Para el análisis de costos se ha considerado que las subestaciones de
alimentación de 138/23 kV serán construidas sobre una superficie de 3 000m2.
Por tal motivo para la elaboración del análisis de costos unitarios, se ha
utilizado los precios referenciales por m2 de terreno que se detalla en la tabla
5.1.
225
Tabla 5.1: Precios referenciales de predios Urbanos según ordenanza municipal No. 152. [22]
Subestación Zona Parroquia Valor
Mirador Alto Quitumbe Turubamba 50 $/m2
Eugenio Espejo Quitumbe La Ecuatoriana 60 $/m2
Chilibulo Eloy Alfaro Chilibulo 65 $/m2
Vicentina Centro Itchimbía 80 $/m2
Selva Alegre Norte Belisario Quevedo 50 $/m2
Parque Bicentenario Norte La Concepción 180 $/m2
Los precios por m2 que se detallan en la tabla 5.1 fueron tomados de la
ordenanza Municipal No.152 aprobada para el periodo 2012-2013, por el
Ilustre Municipio de Quito, expedida en Diciembre de 2011 y vigente hasta la
fecha. [22]
2. Costo de equipo y material eléctrico necesario, tanto local como importado.
El costo de los equipos y materiales de subestaciones y líneas fue
determinado en base a los precios referenciales registrados en la base de
datos de la Dirección de Planificación (GEC-PL-P001-I004-F001) y lo
correspondiente a alimentadores primarios y circuitos de 23 kV de la base de
datos de la Dirección de Distribución (EIP-UI-10-023) de la Empresa Eléctrica
Quito.
3. Costo de: Transporte de material y equipo local e importado, montaje de
equipos, supervisión, diseño y estudios eléctricos.
Los costos de los rubros antes mencionados, fueron determinados en función
del costo de equipo y material requerido para la construcción de las
instalaciones eléctricas necesarias.
En la tabla 5.2 se presentan los porcentajes aprobados por la Empresa
Eléctrica Quito, para la elaboración de partidas presupuestarias. [22] Ordenanza Municipal No.152, “Aprobación del plano del valor del suelo urbano y rural, los valores
unitarios por m2 de construcción, para el periodo 2012-2013”. Anexo I, Págs. 2, 3, 10, 16, 18, 25.
226
Tabla 5.2: Porcentajes asignados para diseño, estudios, montaje, Supervisión y transporte.
Rubro Porcentaje Diseño y Estudios 1.5% Montaje de Equipos 5% Supervisión 3% Transporte de equipo y material Local 1.63% Transporte de equipo y material Importado 8.5%
4. Costo de la obra civil necesaria para la construcción de las instalaciones
eléctricas requerida en cada alternativa.
El costo de la obra civil fue estimado de la siguiente forma:
o Para la construcción de las subestaciones de 138/23 kV y Líneas de
138 kV se ha considerado que el costo de la obra civil sea el 6% del
costo de los equipos y materiales a utilizarse. Este porcentaje es
aprobado por la Empresa Eléctrica Quito para la elaboración de partidas
presupuestarias para este tipo de obras.
o Para la construcción de los alimentadores primarios subterráneos se ha
determinado el costo de la obra civil en función de los precios
referenciales registrados en la base de datos de la Dirección de
Distribución de la Empresa Eléctrica Quito (EIP-UI-10-023).
5. Costo del montaje electromecánico.
El costo de la mano de obra fue determinado en base a los precios
referenciales unitarios, registrados en la base de datos de la Dirección de
Distribución de la Empresa Eléctrica Quito (EIP-UI-10-023).
227
6. Impuesto al Valor Agregado (IVA) en materiales, equipo y mano de obra local.
En la Ley No. 56, la cual corresponde a la Ley de Régimen Tributario Interno,
publicada en el registro oficial Suplemento No. 94 del 23 de diciembre de 2009
y vigente hasta la actualidad, en sus artículos No. 52 y 65 establece:
Art. 52.- “El Impuesto al Valor Agregado (IVA), se grava al valor de la
transferencia de dominio, en todas sus etapas de comercialización, así como a
los derechos de autor, de propiedad industrial y derechos conexos; y al valor
de los servicios prestados, en la forma y en las condiciones que prevé esta
Ley”.
Art. 65.- “ La tarifa del impuesto al valor agregado es del 12% sobre el valor
total de la transferencia de dominio”. [23]
7. Impuesto a la salida de divisas en materiales importados (ISD).
En la Ley No. 56, la cual corresponde a la Ley de Régimen Tributario Interno,
publicada en el registro oficial Suplemento No. 94 del 23 de diciembre de 2009
y vigente hasta la actualidad, en su artículo No. 55 establece:
Art. 55.- “ Los artículos introducidos al país, se grava al valor en aduana con el
7.6% de la fracción, establecido mediante decreto el Presidente de la
República, y que se trate de mercancías para uso del destinatario y sin fines
comerciales” [23]
En base a la información expuesta anteriormente se procedió a realizar el
análisis de precios unitarios en el formato que se presenta en la figura 5.2.
[23]
Ley No. 56, “Ley de Régimen Tributario Interno”, Impuesto al valor Agregado, Capítulo I, articulo No. 52, 55, 65, Diciembre 2009, Págs. 41-43.
228
Figura 5.2: Formato para los presupuestos de materiales y equipos.
Material Importado Material Local
Detalle del Rubro Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
Subtotal
Impuestos (ISD, IVA)
Transporte
Subtotal 2
TOTAL
En la figura 5.3 se presenta la estructura para los costos totales de cada obra
necesaria para la alimentación del sistema Metro-Q.
Figura 5.3: Formato para los costos totales de las obras.
RUBRO VALOR Terrenos
Equipo, Material y Transporte Construcción y Montaje
Obra Civil Supervisión
Diseño y Estudios eléctricos TOTAL
Como se puede apreciar en la figura 5.3 en los costos totales, se ha considerado
los principales rubros como la compra de terrenos en caso de ser necesario, el
equipo y material con su respectivo transporte, construcción y montaje, obra civil
con su respectiva mano de obra, supervisión, diseño y estudios eléctricos.
El detalle de los costos unitarios presupuestados de cada uno de los rubros
necesarios para la construcción de la alimentación del sistema Metro-Q se
presenta en los Anexos 5.1, 5.2 y 5.3, para la primera, segunda y tercera
alternativa de alimentación respectivamente.
229
Los costos unitarios presupuestados que se detallan en los mencionados anexos,
han sido elaborados como se mencionó considerando los precios de materiales
locales e importados, de mano de obra local registrados en las bases de datos de
la Empresa Eléctrica Quito antes mencionadas.
Estos rubros asociados entre sí, serán utilizados para la elaboración del
presupuesto de construcción de las tres alternativas de alimentación para el
sistema Metro-Q, planteadas desde la red de 138 kV.
5.2.2 PRESUPUESTO
El objetivo de esta etapa del estudio es determinar los presupuestos de
construcción para cada alternativa de alimentación para el sistema de transporte
Metro-Q desde la red de 138 kV.
En las tablas 5.3, 5.4 y 5.5 se indican el resumen del presupuesto referencial de
construcción que se requeriría en cada caso.
Primera alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador
Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.
Tabla 5.3: Presupuesto referencial para la Primera alternativa.
ITEM DESCRIPCIÓN VALOR
1 Construcción de 4 subestaciones de 138/23 kV. $ 15 066 680
2
Construcción subterránea de alimentadores primarios de 23
kV doble circuito y circuitos de 23 kV configuración en anillo,
que conectan las 15 estaciones del Metro-Q entre sí.
$ 18 220 287
3 Apertura de 2 líneas de 138 kV
(Santa Rosa-Vicentina y Eugenio Espejo-Selva Alegre). $ 144 000
PRESUPUESTO TOTAL $ 33 430 967
230
Segunda alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV
Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.
Tabla 5.4: Presupuesto referencial para la Segunda alternativa.
ITEM DESCRIPCIÓN VALOR
1 Construcción de 4 subestaciones de 138/23 kV. $ 14 472 262
2
Construcción subterránea de alimentadores primarios de 23
kV doble circuito y circuitos de 23 kV configuración en anillo,
que conectan las 15 estaciones del Metro-Q entre sí.
$ 15 491 534
3
Construcción de 2 líneas de 138 kV.
(Cristianía-Parque Bicentenario y Vicentina-Parque
Bicentenario).
$ 3 261 452
4 Apertura de 2 líneas de 138 kV existentes.
(Santa Rosa-Vicentina y Eugenio Espejo-Selva Alegre). $ 144 000
PRESUPUESTO TOTAL $ 33 369 248
Tercera alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio
Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.
Tabla 5.5: Presupuesto referencial para la Tercera alternativa.
ITEM DESCRIPCIÓN VALOR
1 Construcción de 4 subestaciones de 138/23 kV. $ 14 502 262
2
Construcción subterránea de alimentadores primarios de 23
kV doble circuito y circuitos de 23 kV configuración en
anillo, que conectan las 15 estaciones del Metro-Q entre sí.
$ 14 599 269
3
Construcción de 3 líneas de 138 kV.
(Cristianía-Parque Bicentenario, Vicentina-Parque
Bicentenario y Pomasqui-Parque Bicentenario).
$ 5 651 537
4 Apertura de 1 línea de 138 kV existente.
(Eugenio Espejo-Selva Alegre). $ 72 000
PRESUPUESTO TOTAL $ 34 825 069
231
En la tabla 5.6 se presenta un cuadro comparativo de inversiones requeridas
entre las tres alternativas de alimentación para el sistema Metro-Q.
Tabla 5.6: Cuadro comparativo de inversiones.
Como se puede observar en la tabla 5.6, de las tres alternativas de alimentación
propuestas para el sistema Metro-Q; la alternativa que requeriría una menor
inversión es la segunda alternativa, debido a la cercanía de la subestación de
138/23 kV Parque Bicentenario a la estación de tracción 23 kV El Labrador
ayudaría a economizar en la construcción del alimentador subterráneo de doble
circuito de 23 kV Parque Bicentenario-El Labrador.
En cuanto a la tercera alternativa, como se puede observar en la tabla 5.6, de las
tres alternativas de alimentación propuestas, es la alternativa que requeriría una
mayor inversión; debido a la construcción de 3 líneas de 138 kV requeridas para
alimentar a la subestación de 138/23 kV Parque Bicentenario.
5.2.3 PLAN DE INVERSIÓN
Los planes de inversiones están elaborados en base a las actividades de
construcción que se detallan en los anexos 5.4, 5.5 y 5.6, para cada alternativa de
alimentación planteada.
Los tiempos referenciales de construcción para subestaciones de 138/23 kV,
líneas de transmisión de 138 kV y alimentadores de 23 kV, considerados para la
elaboración de los mencionados anexos, fueron tomados de las referencias
bibliográficas [24] y [25] respectivamente.
[24] Empresa Eléctrica Quito, “Construcción Subestación Tababela 2X33 MVA 138/23 kV”, Capítulo IV,
numeral 4.1.1.5, tabla 4-3, Págs. 73.
Alternativa Inversión Primera $ 33 430 967 Segunda $ 33 369 248 Tercera $ 34 825 069
232
A partir de los cronogramas de actividades propuestos en los anexos 5.4, 5.5 y
5.6 se puede identificar que la alimentación del sistema Metro-Q desde la red de
138 kV, requeriría de tres etapas de construcción, las cuales deberían arrancar en
el año 2014.
Etapa 1 (año 2014): En esta etapa se realizarían el diseño y los estudios
de las cuatro subestaciones de alimentación al Metro-Q, con
transformadores 138/23 kV, 20/27/33 MVA.
En la segunda y tercera alternativa sólo el transformador de la S/E Parque
Bicentenario sería de capacidad 25/35/45 MVA, porque con primarios a 23
kV independientes a los del Metro-Q se alimentarían las cargas alrededor
del ex aeropuerto, cuyos ejes viales principales tendrían edificaciones
hasta de 30 pisos.
La inversión que se debería realizar para cubrir los costos de diseño y
estudios de las cuatro subestaciones antes mencionadas asciende a:
$ 1 398 535 para la primera alternativa, $ 152 292 para la segunda y
tercera alternativa.
Etapa 2 (año 2015): En esta etapa se realizaría la adquisición de los
terrenos para las nuevas subestaciones así como de los equipos y
materiales necesarios para la construcción de las cuatro subestaciones de
138/23 kV e iniciarían los trabajos de obra civil respectivos.
Por otra parte, se obtendrían los permisos necesarios para la construcción
de los alimentadores primarios de 23 kV de doble circuito hasta los puntos
de conexión al sistema Metro-Q.
[25]
Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., “Instalación y construcción Línea 138 kV Sicabaya-Parque
Industrial y SE Parque Industrial”. Anexo 1
233
Además se realizaría la adquisición de los materiales y conductores de
cobre requeridos tanto para alimentadores primarios y circuitos de 23 kV y
se iniciaría la obra civil respectiva.
Particularmente en la segunda y tercera alternativa, además de lo
mencionado anteriormente, se realizarían la contratación de los diseños y
franja de servicio, la adquisición de los equipos y materiales para la
construcción de las líneas de 138 kV de alimentación a la S/E Parque
Bicentenario así como la contratación de la obra civil requerida.
La inversión que se debería realizar para cubrir los costos de todas las
actividades antes mencionadas asciende a: $ 24 531 952 para la primera
alternativa, $ 24 531 952 para la segunda alternativa y de $ 8 549 791 para
la tercera alternativa.
Etapa 3 (año 2016): En esta etapa se finalizaría la construcción de la obra
civil requerida y se realizaría el montaje electromecánico de las
subestaciones, de las líneas de 138 kV (segunda y tercera alternativa) y de
los alimentadores y circuitos subterráneos a 23 kV, que alimentarían al
Metro-Q, para lo cual se requiere de una inversión de: $ 7 500 480 para la
primera alternativa, $ 24 666 377 para la segunda alternativa y
$ 25 318 674 para la tercera alternativa.
En las tablas 5.7, 5.8 y 5.9 se presentan los cronogramas de inversiones
elaborados para las tres alternativas de alimentación.
234
Primera Alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador
Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.
Tabla 5.7: Cronograma de inversiones para la Primera alternativa.
Actividad Año 2014 Año 2015 Año 2016
Construcción de Subestaciones de 138/23 kV
Diseño $ 1 398 535
Compra de terrenos
$ 735 000
Obra civil
$ 435 668 $ 114 650
Compra de equipo y material
$ 5 827 226 $ 5 827 226
Montaje de estructuras y equipo
$ 495 286
Cableado, pruebas y Puesta en
funcionamiento $ 233 089
Seccionamiento de Línea de 138 kV
Seccionamiento Línea Santa Rosa-Vicentina $ 72 000
Seccionamiento Línea Eugenio Espejo-
Selva Alegre $ 72 000
Construcción de Alimentadores de 23 kV
Compra del conductor de Cu-500 MCM $ 8 410 873
Obra civil $ 356 156 $ 154 851
Instalación y pruebas de alimentadores de
23 kV $ 188 264
Construcción de Circuitos de 23 kV
Compra del conductor de Cu-750 MCM $ 8 410 873
Obra civil $ 356 156 $ 154 851
Instalación y pruebas de circuitos de 23 kV
en anillo $ 188 264
TOTAL INVERSIÓN $ 1 398 535 $ 24 531 952 $ 7 500 480
235
Segunda Alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV
Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.
Tabla 5.8: Cronograma de inversiones para la Segunda alternativa.
Actividad Año 2014 Año 2015 Año 2016
Construcción de Subestaciones de 138/23 kV
Diseño $ 152 292
Compra de terrenos
$ 1 125 000
Obra civil
$ 482 287 $ 126 918
Compra de equipo y material
$ 5 886 395 $ 5 886 395
Montaje de estructuras y equipo
$ 507 640
Cableado, pruebas y Puesta en funcionamiento
$ 304 584
Seccionamiento de línea de 138 kV
Seccionamiento Línea Santa Rosa-Vicentina
$ 72 000
Seccionamiento Eugenio Espejo-Selva Alegre
$ 72 000
Construcción de Líneas de 138 kV
Estudios y Diseño
$ 172 595
Compra de material y equipos
$ 880 962 $ 880 962
Obra civil
$ 2 581 $ 90 341
Montaje de estructuras, conductor y cable de guarda
$ 1 193 920
Pruebas y puesta en funcionamiento
$ 40 091
Construcción de Alimentadores de 23kV
Compra del conductor de Cu-500MCM
$ 7 236 588
Obra civil
$ 351 820
Instalación y pruebas de alimentadores de 23 kV
$ 157 359
Construcción de circuitos de 23 kV
Compra del conductor de Cu-750MCM
$ 7 236 588
Obra civil
$ 351 820
Instalación y pruebas de circuitos de 23 kV en anillo
$ 157 359
TOTAL INVERSIÓN $ 152 292 $ 8 550 166 $ 24 666 380
236
Tercera Alternativa: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV
Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.
Tabla 5.9: Cronograma de inversiones para la Tercera alternativa.
Actividad Año 2014 Año 2015 Año 2016
Construcción de S/E de 138/23 kV
Diseño de S/E $ 152 292
Compra de terrenos
$ 1 155 000
Obra civil
$ 482 258 $ 126 910
Compra de equipo y material
$ 5 886 395 $ 5 886 395
Montaje de estructuras y equipo
$ 507 640
Cableado, pruebas y Puesta en funcionamiento
$ 304 584
Seccionamiento de línea de 138 kV
Seccionamiento Eugenio Espejo-Selva Alegre
$ 72 000
Construcción de Líneas de 138 kV
Estudios y Diseño
$ 302 197
Compra de material y equipos
$ 1 523 002 $ 1 523 002
Obra civil
$ 4 462 $ 156 182
Montaje de estructuras, conductor y cable de guarda
$ 2 068 739
Pruebas y puesta en funcionamiento
$ 73 952
Construcción de Alimentadores de 23kV
Compra del conductor de Cu-500 MCM
$ 6 932 207
Obra civil
$ 310 266
Instalación y pruebas de alimentadores de 23 kV
$ 57 161
Construcción de circuitos de 23 kV
Compra del conductor de Cu-750 MCM
$ 6 932 207
Obra civil
$ 310 266
Instalación y pruebas de circuitos de 23 kV en anillo
$ 57 161
TOTAL INVERSIÓN $ 152 292 $ 9 353 315 $ 25 318 674
Los presupuestos presentados en el numeral 5.2.2, así como los cronogramas de
inversiones presentados en las tablas 5.7, 5.8 y 5.9, se han elaborado
obedeciendo principalmente al requerimiento generado por la Empresa Metro
Madrid, consultora del diseño y construcción del Metro-Q, la cual manifestó de
forma oficial a la Empresa Eléctrica Quito en el oficio No. UNMQ-2012-125, que la
alimentación del sistema Metro-Q debería ser a 23 kV en las barras A.C
237
pertenecientes a las estaciones del Metro-Q, con transformadores para abastecer
una demanda de 75 MVA y con una configuración en anillo.
El sistema de transporte Metro-Q, por tratarse de un proyecto que es parte del
plan de mejoramiento de movilidad en la ciudad de Quito; un cronograma de
actividades con mayor detalle debe ser elaborado por la unidad coordinadora del
Ilustre Municipio de Quito, ya que al estar involucradas otras empresas además
de la Empresa Eléctrica Quito, es prioritario una coordinación adecuada. Con la
finalidad de evitar la apertura de aceras y de avenidas principales más de una
vez, sobretodo en el caso de la construcción de los alimentadores de 23 kV que
van hacia las estaciones de tracción, los cuales serían subterráneos, con esto, se
lograría disminuir las molestias que se causaría a los moradores y transeúntes de
los sectores involucrados.
5.2.4 PROYECCIÓN DE INGRESOS
Para determinar la proyección de ingresos por venta de energía eléctrica que
generaría la alimentación al sistema Metro-Q, mediante cualquier de las tres
alternativas de alimentación planteadas, se ha procedido a obtener los valores de
consumo de energía anual, la cual se calcula con la siguiente expresión:
= q ∗ t ∗ 5.5 [26]
Donde:
E: Energía [kWh].
FC: Factor de carga.
D: Demanda de potencia activa [kW].
t: Periodo de tiempo de análisis [horas].
[26]
Ing. William Barcenes e Ing. Edwin Toapanta, “Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en
el Ecuador”. Págs. 96 y 113.
238
Para realizar la proyección de ingresos se ha considerado:
Factores de carga de 0.4, 0.45 y 0.5, función del flujo de los Metros por
hora en las 24 horas día.
Demanda de potencia activa: 75 MW en el periodo de demanda máxima,
48.75 MW en el periodo de demanda media y 26.25 MW de demanda
mínima, con una tasa de crecimiento de demanda del 2% a partir del año
2016 y por los siguientes 20 años.
El tiempo de funcionamiento del sistema Metro-Q se ha tomado desde las
4:30 a.m. a 23:00 de lunes a sábado y de 5:00 a.m. a 22:00 los domingos y
días festivos, con referencia al horario de funcionamiento del sistema Metro
de Medellín. [27]
Con base al horario antes mencionado se determinó que el sistema Metro-
Q podría operar 4 320 horas al año durante el periodo de demanda media y
960 horas al año durante los periodos de demanda máxima y mínima.
El pliego tarifario considerado, para el cálculo de los ingresos que
generaría la alimentación al sistema Metro-Q es el publicado por la
Empresa Eléctrica Quito para el mes de Agosto del 2013 el cual manifiesta,
en el literal E (Tarifa para el sistema Trolebús):
La tarifa que se aplica a los abonados del sistema de transporte eléctrico
Trolebús, está compuesta por los cargos que se detallan en la tabla 5.10.
[27]
www.metrodemedellin.gov.co
239
Tabla 5.10: Tarifa para Trolebús. [28]
Cargo Concepto $ 1.414 Comercialización, independiente del consumo de energía.
$ 4.129 Por cada kW de demanda facturable como mínimo (60% de la demanda contratada).
$ 0.058 Por cada kWh en función de la energía consumida en el periodo de demanda máxima y media (07:00 a 22:00).
$ 0.046 Por cada kWh en función de la energía consumida en el periodo de demanda mínima (22:00 a 07:00).
Con la tasa de crecimiento de demanda del sistema Metro-Q, la cual es del 2% a
partir del año 2016, los factores de cargas antes mencionados, el tiempo de
operación que tendría el sistema Metro-Q y el pliego tarifario vigente para el
sistema de transporte eléctrico Trolebús, se procedió a calcular la venta de
energía anual que se tendría al sistema Metro-Q, para un horizonte de estudio de
20 años a partir del año 2016.
En la tabla 5.11 se presentan el total de ventas proyectadas para el sistema
Metro-Q por año, con factores de carga de 0.4, 0.45 y 0.5.
Tabla 5.11: Resumen de ventas anuales proyectadas.
Total de Ventas Anuales Total de Ventas Anuales
Año FC=0,4 FC=0,45 FC=0,5 Año FC=0,4 FC=0,45 FC=0,5
2016 $ 7 205 805 $ 8 083 305 $ 8 960 805 2026 $ 8 783 836 $ 9 853 504 $ 10 923 171
2017 $ 7 349 921 $ 8 244 971 $ 9 140 021 2027 $ 8 959 513 $ 10 050 574 $ 11 141 635
2018 $ 7 496 920 $ 8 409 871 $ 9 322 822 2028 $ 9 138 703 $ 10 251 585 $ 11 364 467
2019 $ 7 646 858 $ 8 578 068 $ 9 509 278 2029 $ 9 321 477 $ 10 456 617 $ 11 591 757
2020 $ 7 799 795 $ 8 749 629 $ 9 699 464 2030 $ 9 507 907 $ 10 665 749 $ 11 823 592
2021 $ 7 955 791 $ 8 924 622 $ 9 893 453 2031 $ 9 698 065 $ 10 879 064 $ 12 060 064
2022 $ 8 114 907 $ 9 103 114 $ 10 091 322 2032 $ 9 892 026 $ 11 096 646 $ 12 301 265
2023 $ 8 277 205 $ 9 285 177 $ 10 293 148 2033 $ 10 089 867 $ 11 318 578 $ 12 547 290
2024 $ 8 442 749 $ 9 470 880 $ 10 499 011 2034 $ 10 291 664 $ 11 544 950 $ 12 798 236
2025 $ 8 611 604 $ 9 660 298 $ 10 708 991 2035 $ 10 497 497 $ 11 775 849 $ 13 054 201
[28]
Empresa Eléctrica Quito, “Pliego Tarifario Vigente”, Sección E Agosto 2013, Pág. 17.
240
5.2.5 PROYECCIÓN DE GASTOS
Al igual que para determinar los ingresos que generaría la alimentación al sistema
Metro-Q con la venta de energía, para el cálculo de los gastos del presente
análisis se ha considerado lo siguiente:
1.- Los gastos de mantenimiento de los equipos eléctricos involucrados en la
alimentación del sistema Metro-Q.
Para determinar este valor se ha tomado el 5% de la inversión total requerida por
el proyecto, lo cual está aprobado por la resolución del CONELEC No. 064/12,
literal 2.
En la tabla 5.12 se muestra el valor calculado de gastos de mantenimiento anual
estimado para cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-
Q.
Tabla 5.12: Gastos de mantenimiento anuales. ALTERNATIVA GASTOS ANUALES
POR MANTENIMIENTO Primera $ 1 671 548
Segunda $ 1 668 423
Tercera $ 1 741 214
Como se puede observar en la tabla 5.12 la alternativa que requiere de un mayor
gasto para su mantenimiento es la tercera alternativa; la cual corresponde a la
alimentación mediante las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo,
Vicentina y Parque Bicentenario. Debido a que esta alternativa requiere de más
equipo eléctrico para llevar a cabo la alimentación para el sistema Metro-Q.
241
2.- La depreciación de equipos eléctricos involucrados para la alimentación del
sistema Metro-Q.
Para calcular el valor de depreciación se ha considerado los años de vida útiles
de los equipos aprobados por el CONELEC en su regulación No.006/08, capítulo
II, literal 7-b, en la cual se manifiesta:
“El valor de reposición de los activos en servicio serán calculados en función de
los estados financieros auditados y de las vidas útiles aprobadas por el
CONELEC” [29]
En la tabla 5.13 se presenta los años de vida útil aprobados por el CONELEC en
su regulación No.006/08.
Tabla 5.13: Vidas útiles aprobadas por el CONELEC [29]. DETALLE AÑOS Líneas de subtransmisión 45 Subestaciones de subtransmisión 30 Redes Primarias de alimentación 35 Transformadores 30 Redes secundarias 35 Alumbrado Público 25 Acometidas y medidores 20 Instalaciones en general 10
Tal como lo establece la regulación del CONELEC No. 006/08 “Aplicación del
Mandato Constituyente No. 15”; normativa que establece que en el cálculo de los
costos de transmisión y distribución, se considere un valor de reposición de
activos el mismo que deberá ser destinado al Fondo de Solidaridad como aporte
de capital de la Empresa distribuidora. [29]
Tomando en consideración lo expuesto anteriormente en la tabla 5.14 se muestra
valor calculado de reposición anual, mediante el método de la línea recta, para
cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-Q.
[29]
Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Regulación No. 006/08 Aplicación del Mandato
constituyente No. 15”, Año 2008.
242
Tabla 5.14: Valores de reposición anules. ALTERNATIVA REPOSICIÓN ANUAL
Primera $ 1 133 649
Segunda $ 1 921 621 Tercera $ 1 133 601
Como se puede observar en la tabla 5.14 el valor de reposición anual en la
segunda alternativa es mayor, debido que el costo construcción de la subestación
Parque Bicentenario es más alto que en las otras dos alternativas planteadas.
3.- Pago al impuesto a la renta.
De acuerdo a la ley de Régimen Tributario, en su Título Primero, capítulo III,
artículo 9 manifiesta:
Art 9.- “Para fines de la determinación y liquidación del impuesto a la renta, están
exonerados exclusivamente los ingresos obtenidos por las instituciones del
Estado y por las empresas que conforman el sector eléctrico”. [23]
Por tal motivo para el presente análisis se ha considerado con un valor de cero el
pago al impuesto a la renta.
En la tabla 5.15 se presentan el total de gastos anuales estimados que requeriría
cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-Q.
Tabla 5.15: Gastos anuales estimados.
ALTERNATIVA GASTOS ANUALES Primera $ 2 805 197 Segunda $ 3 590 044 Tercera $ 2 874 815
Como se puede observar en la tabla 5.15 la implementación de la alimentación
mediante las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y
Parque Bicentenario (segunda alternativa) requería de un mayor gasto anual para
mantener su funcionamiento, sin embargo se demuestra en el literal 5.2.2 esta
alternativa requiere de una menor inversión para su implementación.
243
5.2.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS DE
ALIMENTACIÓN
Una vez determinado el valor de la inversión que requeriría cada alternativa de
alimentación planteada para el sistema Metro-Q, así como la proyección de
ingresos y gastos respectivos, se procedió a realizar la evaluación económica de
cada alternativa, con la finalidad de determinar cuál alternativa de alimentación es
económicamente factible y rentable.
Los flujos netos de efectivo anuales (FNEA) fueron traídos a valor presente a una
tasa de descuento del 12%, que corresponde a la tasa de interés aprobada por el
CONELEC en su regulación No. 006/08 capitulo II literal 7-a. [29]
Para la evaluar la TIR, previamente se ha determinado la TMAR aplicando la
expresión 5.3 con los siguientes parámetros:
1. Tasa de inflación acumulada hasta Agosto del 2013, la cual corresponde al
2.27%.
2. Tasa de Premio al Riesgo hasta Agosto del 2013, la cual corresponde al
6.5%.
3. El riesgo país hasta agosto del 2013 es de 642 puntos, lo que corresponde
al 0.642%. [30]
Con los parámetros anteriores y reemplazando en la expresión 5.3 se obtuvo una
TMAR= 9.41%.
Es decir que para el presente análisis se considerará una tasa de rentabilidad
mínima del 9.41%, para que el proyecto de alimentación para el sistema Metro-Q
sea considerado como económicamente factible.
[30] www.bce.fin.ec.
244
Los resultados de índices económicos calculados de cada alternativa de
alimentación planteada para alimentar al sistema Metro-Q se presentan a
continuación:
Alternativa 1: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto,
Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.
Tabla 5.16: Evaluación económica de la primera alternativa de alimentación.
De los resultados mostrados en la tabla 5.16, la alimentación para el sistema
Metro-Q desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y
Selva Alegre presenta:
Un VAN positivo con los tres factores de carga considerados para el
presente estudio; por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa
de alimentación planteada es económicamente viable con los tres factores
de carga considerados, debido a que se obtendría una utilidad mínima de
$ 6 573 757 si el factor de carga llega a ser 0.4 y una utilidad máxima de
$ 21 420 296 si el factor de carga llega a ser de 0.5.
Año Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA
2016 $ 7 205 805 $ 2 805 197 $ 4 400 608 $ 8 083 305 $ 2 805 197 $ 5 278 108 $ 8 960 805 $ 2 805 197 $ 6 155 608
2017 $ 7 349 921 $ 2 805 197 $ 4 544 724 $ 8 244 971 $ 2 805 197 $ 5 439 774 $ 9 140 021 $ 2 805 197 $ 6 334 824
2018 $ 7 496 920 $ 2 805 197 $ 4 691 722 $ 8 409 871 $ 2 805 197 $ 5 604 673 $ 9 322 822 $ 2 805 197 $ 6 517 624
2019 $ 7 646 858 $ 2 805 197 $ 4 841 661 $ 8 578 068 $ 2 805 197 $ 5 772 871 $ 9 509 278 $ 2 805 197 $ 6 704 081
2020 $ 7 799 795 $ 2 805 197 $ 4 994 598 $ 8 749 629 $ 2 805 197 $ 5 944 432 $ 9 699 464 $ 2 805 197 $ 6 894 266
2021 $ 7 955 791 $ 2 805 197 $ 5 150 594 $ 8 924 622 $ 2 805 197 $ 6 119 425 $ 9 893 453 $ 2 805 197 $ 7 088 256
2022 $ 8 114 907 $ 2 805 197 $ 5 309 710 $ 9 103 114 $ 2 805 197 $ 6 297 917 $ 10 091 322 $ 2 805 197 $ 7 286 125
2023 $ 8 277 205 $ 2 805 197 $ 5 472 008 $ 9 285 177 $ 2 805 197 $ 6 479 979 $ 10 293 148 $ 2 805 197 $ 7 487 951
2024 $ 8 442 749 $ 2 805 197 $ 5 637 552 $ 9 470 880 $ 2 805 197 $ 6 665 683 $ 10 499 011 $ 2 805 197 $ 7 693 814
2025 $ 8 611 604 $ 2 805 197 $ 5 806 407 $ 9 660 298 $ 2 805 197 $ 6 855 101 $ 10 708 991 $ 2 805 197 $ 7 903 794
2026 $ 8 783 836 $ 2 805 197 $ 5 978 639 $ 9 853 504 $ 2 805 197 $ 7 048 307 $ 10 923 171 $ 2 805 197 $ 8 117 974
2027 $ 8 959 513 $ 2 805 197 $ 6 154 316 $ 10 050 574 $ 2 805 197 $ 7 245 377 $ 11 141 635 $ 2 805 197 $ 8 336 438
2028 $ 9 138 703 $ 2 805 197 $ 6 333 506 $ 10 251 585 $ 2 805 197 $ 7 446 388 $ 11 364 467 $ 2 805 197 $ 8 559 270
2029 $ 9 321 477 $ 2 805 197 $ 6 516 280 $ 10 456 617 $ 2 805 197 $ 7 651 420 $ 11 591 757 $ 2 805 197 $ 8 786 560
2030 $ 9 507 907 $ 2 805 197 $ 6 702 709 $ 10 665 749 $ 2 805 197 $ 7 860 552 $ 11 823 592 $ 2 805 197 $ 9 018 395
2031 $ 9 698 065 $ 2 805 197 $ 6 892 868 $ 10 879 064 $ 2 805 197 $ 8 073 867 $ 12 060 064 $ 2 805 197 $ 9 254 867
2032 $ 9 892 026 $ 2 805 197 $ 7 086 829 $ 11 096 646 $ 2 805 197 $ 8 291 448 $ 12 301 265 $ 2 805 197 $ 9 496 068
2033 $ 10 089 867 $ 2 805 197 $ 7 284 669 $ 11 318 578 $ 2 805 197 $ 8 513 381 $ 12 547 290 $ 2 805 197 $ 9 742 093
2034 $ 10 291 664 $ 2 805 197 $ 7 486 467 $ 11 544 950 $ 2 805 197 $ 8 739 753 $ 12 798 236 $ 2 805 197 $ 9 993 039
2035 $ 10 497 497 $ 2 805 197 $ 7 692 300 $ 11 775 849 $ 2 805 197 $ 8 970 652 $ 13 054 201 $ 2 805 197 $ 10 249 004
$ 6 573 757 $ 13 997 026 $ 21 420 296
14,71% 17,63% 20,45%
0,2 0,42 1,64
6,91 años 5,88 años 5,12 años
TIR
B/C
PRI
B/C
PRI
TIR
VAN
TIR
B/C
PRI
FC=0,5FC=0,4 FC=0,45
VANVAN
245
En cuanto se refiere a la Tasa Interna de Retorno (TIR) los resultados
obtenidos muestran que con un factor de carga de 0.5 se obtiene una
rentabilidad máxima del 20.45 % y con un factor de carga de 0.4 se obtiene
una rentabilidad mínima del 14.71%, en ambos casos la rentabilidad
supera a la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento (TMAR) determinada
para el presente estudio, la cual corresponde al 9.41%. Por lo tanto se
puede concluir que la presente alternativa de alimentación es
económicamente factible, con los tres factores de carga considerados para
el presente estudio.
En la relación Beneficio-Costo se puede observar que si el factor de carga
llegara a ser de 0.5 la Empresa Eléctrica Quito ganaría 64 centavos por
cada dólar de inversión, sin embargo si el factor de carga llegaría a ser de
0.4 la Empresa Eléctrica Quito perdería 80 centavos por cada dólar de
inversión. Por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa es
rentable siempre y cuando el factor de carga llegara a ser mayor de 0.5,
caso contrario la presente alternativa de alimentación no es rentable.
El Periodo de Recuperación de Inversión sería de 5 años 1 mes si el factor
de carga llegara a ser de 0.5, mientras que si el factor de carga llegaría a
ser de 0.4 la inversión realizada para la implementación de la presente
alternativa de alimentación, se recuperaría en 6 años 11 meses. Por lo
tanto se puede concluir que el tiempo mínimo en que se podría recuperar la
inversión realizada en aproximadamente 7 años.
246
Alternativa 2: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto,
Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.
Tabla 5.17: Evaluación económica de la segunda alternativa de alimentación.
De los resultados mostrados en la tabla 5.17, la alimentación para el sistema
Metro-Q desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y
Parque Bicentenario presenta:
Un VAN positivo con los tres factores de carga considerados para el
presente estudio; por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa
de alimentación planteada es económicamente viable con los tres factores
de carga considerados, debido a que se obtendría una utilidad mínima de
$ 773 892 si el factor de carga llega a ser 0.4 y una utilidad máxima de
$ 15 620 431 si el factor de carga llega a ser de 0.5.
En cuanto se refiere a la Tasa Interna de Retorno los resultados obtenidos
muestran que con un factor de carga de 0.5 se obtiene una rentabilidad
Año Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA
2016 $ 7 205 805 $ 3 590 044 $ 3 615 761 $ 8 083 305 $ 3 590 044 $ 4 493 261 $ 8 960 805 $ 3 590 044 $ 5 370 761
2017 $ 7 349 921 $ 3 590 044 $ 3 759 877 $ 8 244 971 $ 3 590 044 $ 4 654 927 $ 9 140 021 $ 3 590 044 $ 5 549 977
2018 $ 7 496 920 $ 3 590 044 $ 3 906 876 $ 8 409 871 $ 3 590 044 $ 4 819 827 $ 9 322 822 $ 3 590 044 $ 5 732 778
2019 $ 7 646 858 $ 3 590 044 $ 4 056 814 $ 8 578 068 $ 3 590 044 $ 4 988 024 $ 9 509 278 $ 3 590 044 $ 5 919 234
2020 $ 7 799 795 $ 3 590 044 $ 4 209 751 $ 8 749 629 $ 3 590 044 $ 5 159 585 $ 9 699 464 $ 3 590 044 $ 6 109 420
2021 $ 7 955 791 $ 3 590 044 $ 4 365 747 $ 8 924 622 $ 3 590 044 $ 5 334 578 $ 9 893 453 $ 3 590 044 $ 6 303 409
2022 $ 8 114 907 $ 3 590 044 $ 4 524 863 $ 9 103 114 $ 3 590 044 $ 5 513 070 $ 10 091 322 $ 3 590 044 $ 6 501 278
2023 $ 8 277 205 $ 3 590 044 $ 4 687 161 $ 9 285 177 $ 3 590 044 $ 5 695 133 $ 10 293 148 $ 3 590 044 $ 6 703 104
2024 $ 8 442 749 $ 3 590 044 $ 4 852 705 $ 9 470 880 $ 3 590 044 $ 5 880 836 $ 10 499 011 $ 3 590 044 $ 6 908 967
2025 $ 8 611 604 $ 3 590 044 $ 5 021 560 $ 9 660 298 $ 3 590 044 $ 6 070 254 $ 10 708 991 $ 3 590 044 $ 7 118 947
2026 $ 8 783 836 $ 3 590 044 $ 5 193 792 $ 9 853 504 $ 3 590 044 $ 6 263 460 $ 10 923 171 $ 3 590 044 $ 7 333 127
2027 $ 8 959 513 $ 3 590 044 $ 5 369 469 $ 10 050 574 $ 3 590 044 $ 6 460 530 $ 11 141 635 $ 3 590 044 $ 7 551 591
2028 $ 9 138 703 $ 3 590 044 $ 5 548 659 $ 10 251 585 $ 3 590 044 $ 6 661 541 $ 11 364 467 $ 3 590 044 $ 7 774 423
2029 $ 9 321 477 $ 3 590 044 $ 5 731 433 $ 10 456 617 $ 3 590 044 $ 6 866 573 $ 11 591 757 $ 3 590 044 $ 8 001 713
2030 $ 9 507 907 $ 3 590 044 $ 5 917 863 $ 10 665 749 $ 3 590 044 $ 7 075 705 $ 11 823 592 $ 3 590 044 $ 8 233 548
2031 $ 9 698 065 $ 3 590 044 $ 6 108 021 $ 10 879 064 $ 3 590 044 $ 7 289 020 $ 12 060 064 $ 3 590 044 $ 8 470 020
2032 $ 9 892 026 $ 3 590 044 $ 6 301 982 $ 11 096 646 $ 3 590 044 $ 7 506 602 $ 12 301 265 $ 3 590 044 $ 8 711 221
2033 $ 10 089 867 $ 3 590 044 $ 6 499 823 $ 11 318 578 $ 3 590 044 $ 7 728 534 $ 12 547 290 $ 3 590 044 $ 8 957 246
2034 $ 10 291 664 $ 3 590 044 $ 6 701 620 $ 11 544 950 $ 3 590 044 $ 7 954 906 $ 12 798 236 $ 3 590 044 $ 9 208 192
2035 $ 10 497 497 $ 3 590 044 $ 6 907 453 $ 11 775 849 $ 3 590 044 $ 8 185 805 $ 13 054 201 $ 3 590 044 $ 9 464 157
$ 773 892 $ 8 197 162 $ 15 620 431
12,32% 15,33% 18,21%
1,02 1,25 1,47
8,05 años 6,71 años 5,74 años
FC=0,4 FC=0,45 FC=0,5
VAN VAN VAN
TIR TIR TIR
B/C B/C B/C
PRI PRI PRI
247
máxima del 18.21 % y con un factor de carga de 0.4 se obtiene una
rentabilidad mínima del 12.32%, en ambos casos la rentabilidad supera a la
Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento determinada para el presente
estudio, la cual corresponde al 9.41%. Por lo tanto se puede concluir que la
presente alternativa de alimentación es económicamente factible, con los
tres factores de carga considerados para el presente estudio.
En la relación Beneficio-Costo se puede observar que si el factor de carga
llegara a ser de 0.5 la Empresa Eléctrica Quito ganaría 47 centavos por
cada dólar de inversión, si el factor de carga llegaría ser de 0.45 la
empresa ganaría 25 centavos por cada dólar de inversión y si el factor de
carga llegaría a ser de 0.4 la Empresa ganaría 2 centavos por cada dólar
de inversión. Por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa es
rentable con los tres factores de carga considerados para el presente
análisis.
Un Periodo de Recuperación de Inversión de 5 años 9 meses si el factor de
carga llegara a ser de 0.5, mientras que si el factor de carga llegaría a ser
de 0.4 la inversión realizada para la implementación de la presente
alternativa de alimentación, se recuperaría en 8 años. Por lo tanto se
puede concluir que el tiempo mínimo en que se podría recuperar la
inversión realizada es 8 años.
248
Alternativa 3: Alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio
Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.
Tabla 5.18: Evaluación económica de la tercera alternativa de alimentación.
De los resultados mostrados en la tabla 5.18, la alimentación para el sistema
Metro-Q desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo,
Vicentina y Parque Bicentenario presenta:
Un VAN positivo con los tres factores de carga considerados para el
presente estudio; por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa
de alimentación planteada es económicamente viable con los tres factores
de carga considerados, debido a que se obtendría una utilidad mínima de
$4 660 435 si el factor de carga llega a ser 0.4 y una utilidad máxima de
$19 506 974 si el factor de carga llega a ser de 0.5.
En cuanto se refiere a la Tasa Interna de Retorno los resultados obtenidos
muestran que con un factor de carga de 0.5 se obtiene una rentabilidad
Año Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA Ingreso Egreso FNEA
2016 $ 7 205 805 $ 2 874 815 $ 4 330 990 $ 8 083 305 $ 2 874 815 $ 5 208 490 $ 8 960 805 $ 2 874 815 $ 6 085 990
2017 $ 7 349 921 $ 2 874 815 $ 4 475 106 $ 8 244 971 $ 2 874 815 $ 5 370 156 $ 9 140 021 $ 2 874 815 $ 6 265 206
2018 $ 7 496 920 $ 2 874 815 $ 4 622 105 $ 8 409 871 $ 2 874 815 $ 5 535 056 $ 9 322 822 $ 2 874 815 $ 6 448 007
2019 $ 7 646 858 $ 2 874 815 $ 4 772 043 $ 8 578 068 $ 2 874 815 $ 5 703 253 $ 9 509 278 $ 2 874 815 $ 6 634 463
2020 $ 7 799 795 $ 2 874 815 $ 4 924 980 $ 8 749 629 $ 2 874 815 $ 5 874 814 $ 9 699 464 $ 2 874 815 $ 6 824 649
2021 $ 7 955 791 $ 2 874 815 $ 5 080 976 $ 8 924 622 $ 2 874 815 $ 6 049 807 $ 9 893 453 $ 2 874 815 $ 7 018 638
2022 $ 8 114 907 $ 2 874 815 $ 5 240 092 $ 9 103 114 $ 2 874 815 $ 6 228 299 $ 10 091 322 $ 2 874 815 $ 7 216 507
2023 $ 8 277 205 $ 2 874 815 $ 5 402 390 $ 9 285 177 $ 2 874 815 $ 6 410 362 $ 10 293 148 $ 2 874 815 $ 7 418 333
2024 $ 8 442 749 $ 2 874 815 $ 5 567 934 $ 9 470 880 $ 2 874 815 $ 6 596 065 $ 10 499 011 $ 2 874 815 $ 7 624 196
2025 $ 8 611 604 $ 2 874 815 $ 5 736 789 $ 9 660 298 $ 2 874 815 $ 6 785 483 $ 10 708 991 $ 2 874 815 $ 7 834 176
2026 $ 8 783 836 $ 2 874 815 $ 5 909 021 $ 9 853 504 $ 2 874 815 $ 6 978 689 $ 10 923 171 $ 2 874 815 $ 8 048 356
2027 $ 8 959 513 $ 2 874 815 $ 6 084 698 $ 10 050 574 $ 2 874 815 $ 7 175 759 $ 11 141 635 $ 2 874 815 $ 8 266 820
2028 $ 9 138 703 $ 2 874 815 $ 6 263 888 $ 10 251 585 $ 2 874 815 $ 7 376 770 $ 11 364 467 $ 2 874 815 $ 8 489 652
2029 $ 9 321 477 $ 2 874 815 $ 6 446 662 $ 10 456 617 $ 2 874 815 $ 7 581 802 $ 11 591 757 $ 2 874 815 $ 8 716 942
2030 $ 9 507 907 $ 2 874 815 $ 6 633 092 $ 10 665 749 $ 2 874 815 $ 7 790 934 $ 11 823 592 $ 2 874 815 $ 8 948 777
2031 $ 9 698 065 $ 2 874 815 $ 6 823 250 $ 10 879 064 $ 2 874 815 $ 8 004 249 $ 12 060 064 $ 2 874 815 $ 9 185 249
2032 $ 9 892 026 $ 2 874 815 $ 7 017 211 $ 11 096 646 $ 2 874 815 $ 8 221 831 $ 12 301 265 $ 2 874 815 $ 9 426 450
2033 $ 10 089 867 $ 2 874 815 $ 7 215 052 $ 11 318 578 $ 2 874 815 $ 8 443 763 $ 12 547 290 $ 2 874 815 $ 9 672 475
2034 $ 10 291 664 $ 2 874 815 $ 7 416 849 $ 11 544 950 $ 2 874 815 $ 8 670 135 $ 12 798 236 $ 2 874 815 $ 9 923 421
2035 $ 10 497 497 $ 2 874 815 $ 7 622 682 $ 11 775 849 $ 2 874 815 $ 8 901 034 $ 13 054 201 $ 2 874 815 $ 10 179 386
$ 4 660 435 $ 12 083 704 $ 19 506 974
13,86% 16,71% 19,44%
1,13 1,35 1,56
7,26 años 6,17 años 5,37 años
B/C B/C B/C
PRI PRI PRI
FC=0,5
VAN VAN VAN
TIR TIR TIR
FC=0,4 FC=0,45
249
máxima del 19.44 % y con un factor de carga de 0.4 se obtiene una
rentabilidad mínima del 13.86%, en ambos casos la rentabilidad supera a la
Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento determinada para el presente
estudio, la cual corresponde al 9.41%. Por lo tanto se puede concluir que la
presente alternativa de alimentación es económicamente factible, con los
tres factores de carga considerados para el presente estudio.
En la relación Beneficio-Costo se puede observar que si el factor de carga
llegara a ser de 0.5 la Empresa Eléctrica Quito ganaría 56 centavos por
cada dólar de inversión, si el factor de carga llegaría ser de 0.45 la
empresa ganaría 35 centavos por cada dólar de inversión y si el factor de
carga llegaría a ser de 0.4 la Empresa ganaría 13 centavos por cada dólar
de inversión. Por lo tanto se puede concluir que la presente alternativa es
rentable con los tres factores de carga considerados para el presente
análisis.
Un Periodo de Recuperación de Inversión, de 5 años 4 meses si el factor
de carga llegara a ser de 0.5, mientras que si el factor de carga llegaría a
ser de 0.4 la inversión realizada para la implementación de la presente
alternativa de alimentación, se recuperaría en 7 años 3 meses. Por lo tanto
se puede concluir que el tiempo mínimo en que se podría recuperar la
inversión realizada es 7 años.
En la tabla 5.19 se presenta un resumen de los índices económicos calculados
para cada alternativa de alimentación planteada para el sistema Metro-Q.
Tabla 5.19: Resumen de índices económicos calculados.
PRI
VAN TIR B/C Máximo Mínimo
Alternativa Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Años Meses Años Meses
Primera $ 21 420 296 $ 6 573 757 20,45% 14,71% 1,64 0,2 7 0 5 1
Segunda $ 15 620 431 $ 773 892 18,21% 12,32% 1,47 1,02 8 0 5 9
Tercera $ 19 506 974 $ 4 660 435 19,44% 13,86% 1,56 1,13 7 3 5 4
250
Como se puede observar en la tabla 5.19 las tres alternativas de alimentación son
económicamente factibles siempre y cuando el factor de carga del sistema Metro-
Q llegue a ser de 0.5 o superior en estas condiciones el VAN, la TIR y la relación
Beneficio-Costo están dentro de los parámetros económicos aceptables, sin
embargo, en el caso de la alternativa de alimentación desde las subestaciones de
138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre (primera alternativa),
con factores de carga de 0.45 hasta 0.4 representaría una pérdida entre 58 y 80
centavos por cada dólar de inversión que se realice para la construcción de esta
alternativa de alimentación, a pesar de que la TIR se encuentra sobre la Tasa
Mínima Atractiva de Rendimiento y con un VAN máximo de $ 21 420 296.
En cuanto a la segunda y tercera alternativa de alimentación, ambas resultan
económicamente factibles y rentables con los tres factores de carga
considerados, ya que todos los índices económicos se encuentran sobre valores
económicos aceptables. Especialmente la alternativa de alimentación desde las
subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque
Bicentenario (tercera alternativa); resulta la alternativa más rentable de las tres,
debido a que por cada dólar que se invierte en la construcción de esta alternativa
se ganaría entre 13 y 56 centavos, mientras que por cada dólar que invierta en la
construcción de la segunda alternativa se ganaría entre 2 y 47 centavos.
Por otra parte el tiempo de recuperación de la inversión es menor en la primera
alternativa de alimentación, ya que la inversión realizada para la construcción de
esta alternativa se recuperaría en un máximo de 7 años si el factor de carga
llegara a ser de 0.4 y un mínimo de 5 años si el factor de carga llegara a ser de
0.5.
En conclusión las tres alternativas de alimentación planteadas desde la red de
138 kV para el sistema Metro-Q; son económicamente factibles y rentables si el
factor de carga llegara a ser mayor que 0.5. Sin embargo la segunda y tercera
alternativa son rentables aún si el factor de carga llegara a ser menor a 0.5, de
estas dos alternativas; la alternativa de alimentación económicamente factible y la
251
más rentable es la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio
Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario (tercera alternativa).
5.2.6.1 Análisis de Sensibilidad
En el literal anterior se llegó a determinar que la segunda y tercera alternativa de
alimentación para el sistema Metro-Q, son económicamente factibles y rentables
para factores de carga menores a 0.5, en este apartado se determinará el factor
de carga hasta el cuál, las dos alternativas de alimentación son económicamente
factibles y rentables.
En la tabla 5.20 se presenta los resultados obtenidos:
Tabla 5.20: Resultados análisis de sensibilidad.
De los resultados obtenidos y mostrados en la tabla 5.20 se puede deducir que la
segunda alternativa de alimentación para el sistema Metro-Q deja de ser
económicamente factible cuando el factor de carga es menor de 0.4, debido a que
el VAN toma valores negativos, a pesar que la TIR permanece sobre la Tasa
Mínima Atractiva de Rendimiento (9.41%).
En cuanto a la rentabilidad se puede observar que a partir del mismo factor de
carga se pueden ver pérdidas para la Empresa Eléctrica Quito por cada dólar de
inversión que se designe para la construcción de la alimentación del sistema
Metro-Q mediante las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo,
Vicentina y Parque Bicentenario (segunda alternativa).
En conclusión la mencionada alternativa de alimentación solo es económicamente
factible y rentable para factores de carga mayores a 0.4.
FC=0,39 FC=0,38 FC=0,37 FC=0,36 FC=0,39 FC=0,38 FC=0,37 FC=0,36
VAN -$ 710 762 -$2 195 415 -$3 680 069 -$5 164 723 $3 175 781 $1 691 127 $ 206 473 -$1 278 181
TIR 11,70% 11,07% 10,43% 9,77% 13,28% 12,68% 12,08% 11,48%
B/C 0,98 0,93 0,89 0,85 1,09 1,05 1,01 0,96
Alternativa 2 Alternativa 3
252
Por otra parte la alternativa de alimentación para el sistema Metro-Q desde las
subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque
Bicentenario (tercera alternativa), deja de ser económicamente factible para
factores de carga menores de 0.36.
En factores de carga menores a 0.36 el VAN de esta alternativa empieza a tomar
valores negativos y a manifestar pérdidas por cada dólar de inversión, a pesar de
que la TIR se mantiene sobre la Tasa Mínima Atractiva de Rendimiento.
En conclusión la alternativa de alimentación desde las subestaciones de 138/23
kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario (tercera
alternativa), mantiene su factibilidad económica y rentabilidad hasta un factor de
carga de 0.37, para factores de carga menores deja de ser rentable y
económicamente factible.
5.3 FINANCIAMIENTO PARA LA ALIMENTACIÓN DEL
SISTEMA DE TRANSPORTE METRO-Q
El financiamiento para la construcción de la alimentación del sistema Metro-Q,
debe indicar las fuentes de recursos financieros necesarios para su ejecución y
funcionamiento.
Considerando que “El estado Ecuatoriano es accionista mayoritario en varias
empresas de generación, transmisión y distribución” expide el Mandato
Constituyente No.15 el cual manifiesta:
Art 1.- “Los recursos que se requieran para cubrir las inversiones en generación,
transmisión y distribución serán cubiertos por el Estado Ecuatoriano”. [31]
Considerando que la Secretaría Nacional de Planificación y Desarrollo
(SENPLADES) ha declarado como obra prioritaria a la construcción del sistema
[31]
República Constitucional del Ecuador,” Mandato Constituyen No.15”, año 2008.
253
de transporte Metro-Q y lo manifestado en el Mandato Constituyente No.15, se
puede concluir que el financiamiento para la construcción de la alimentación para
el sistema de transporte eléctrico Metro-Q, a través de cualquiera de las tres
alternativas planteadas, lo asumirá el Estado Ecuatoriano en su totalidad.
Por tal motivo la inversión de $ 33 430 967 que se requeriría para la construcción
de la alternativa de alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador
Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre, así como los $ 33 396 248 que se
requeriría para la construcción de la alternativa de alimentación desde las
subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque
Bicentenario, o los $ 34 825 069 que se requeriría para la construcción de la
alternativa de alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio
Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario; deberán provenir en su
totalidad del Estado Ecuatoriano a través del Presupuesto General del Estado
(PGE).
5.4 BENEFICIO SOCIAL
El Gobierno Nacional a través de la Secretaría Nacional de Planificación y
Desarrollo (SENPLADES) decidió declarar como obra prioritaria al Metro de Quito,
obra que se considera como el tercer proyecto más grande del país, después de
la Refinería del Pacífico y de la central hidroeléctrica Coca Codo Sinclair. El Metro
de Quito generaría importantes encadenamientos productivos y se convertirá en
una importante fuente de empleo pues requerirá del trabajo directo de 3 000
personas durante su proceso de construcción, el contingente indirecto de 25 000
personas y la labor de 800 trabajadores más, una vez que entre en operación.
El Metro-Q es una solución al problema de transporte y movilidad en Quito, ya
que se tiene previsto que para el año 2045 la ciudad cuente con 1.5 millones de
vehículos que circularían a velocidades promedio de 10 kilómetros por hora, por
esta razón se tiene previsto el potenciamiento de los corredores suroccidental y
suroriental, además de la construcción de una nueva línea que avanzará hasta
Carapungo partiendo desde el Labrador, de esta manera conectarlos con el Metro
254
con la finalidad de movilizar a más de 500.000 pasajeros diarios. Desde Quitumbe
a El Labrador, el trayecto en metro demorará apenas 34 minutos, a una velocidad
promedio de 40 kilómetros por hora. [32]
La puesta en funcionamiento de la Primera Línea del Metro de Quito supondrá
una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero que se estima en
unas 163 942 toneladas de CO2. Esta reducción es debida a la disminución del
transporte privado y público en la ciudad pues con la puesta en marcha de este
sistema de transporte se prevé el ahorro de 3 700 millones de dólares que los
capitalinos usan en la compra de vehículos particulares nuevos; así también se
deja de usar 10 millones de galones de combustible y se ahorra 120 millones de
horas al año, esto se da debido a la mayor eficiencia energética del Metro frente a
los transportes de superficie lo cual tiene un efecto positivo sobre la matriz
energética del país y ahorro de combustibles fósiles.
La mejora de la movilidad, que afectará a un 60% de la población del Distrito
Metropolitano, supone uno de los impactos directos positivos más perceptibles ya
que promueve la integración social y ordenación urbana, disminuye la congestión,
mejora el acceso al comercio, a centros educativos y sociales y a los lugares del
trabajo. Esto contribuye de forma clara a la consecución de otro beneficio, como
es la mejora en la calidad de vida y la integración social. Se prevé que el ahorro
de tiempo en los desplazamientos si se utiliza el Metro, y no el transporte de
superficie, supondrá un 31% del tiempo invertido en la actualidad.
Finalmente cada parada del Metro se constituirá en un nueva centralidad y el
sistema integrado de transporte servirá al 92% de la población de Quito. Cada
ciudadano tendrá una parada a escasos 400 metros de su casa. [33]
[32] www.noticiasquito.gob.ec [33] www.pichinchauniversal.com.ec
255
CAPÍTULO VI
6.1 CONCLUSIONES
1. La entrada en operación del sistema Metro-Q al 2016 con una demanda de
75 MVA provocaría que la demanda del sistema Eléctrico Quito se
incremente en aproximadamente un 10%, lo que ha incidido para que su
alimentación eléctrica sea desde subestaciones de 138/23 kV y no del
sistema de Subtransmisión a 46 kV.
2. Desde el punto de vista de cargabilidad, las subestaciones de 46/6.3 kV y
46/23 kV no están en condiciones de alimentar al sistema Metro-Q en el
año 2016 debido a alta cargabilidad y poco margen de reserva que
quedaría en la red de 46 kV. En conclusión la alimentación del sistema
Metro-Q no es factible realizarla desde la red de 46 kV.
3. Desde el punto de vista de cargabilidad en el año 2016, la inclusión del
sistema Metro-Q alimentado desde la red de 138 kV, no se vería alterada
significativamente. Por lo tanto se puede concluir que sería factible
alimentar el sistema Metro-Q desde esta red mediante subestaciones de
138/23 kV.
4. Con dos alternativas diferentes de alimentación, ha quedado demostrado
que, si la demanda de 75 MVA del Metro-Q se alimentaría desde el sistema
de subtransmisión a 46 kV de E.E.Q, se presentarían bajos voltajes en
barras de 46 kV, 6.3 kV, 23 kV y 1.5 kVDC los cuales estarían fuera de los
límites establecidos por la regulación No. 004/01 del CONELEC, así como
riesgos de sobrecargas en algunas líneas y transformadores de 46/6.3 kV,
46/23 kV y especialmente los transformadores de 23/1.5 kV que son los
que servirían a las estaciones del Metro-Q, lo cual permitió desechar la
alimentación al Metro-Q desde el sistema de 46 kV.
256
5. Del estudio eléctrico realizado con ayuda del software de simulación Power
Factory versión 14.1.3 de la corporación DigSilent, para las tres alternativas
de alimentación al sistema Metro-Q desde la red de 138 kV, se llegó a la
conclusión de que la alimentación desde esta red es factible; debido a que
los niveles de voltaje en barras de 138 kV, 23 kV y 1.5 kVDC estarían dentro
de los límites establecidos por la regulación No. 004/01 del CONELEC
actualmente vigente. Además la cargabilidad en líneas de 138 kV y
transformadores de 138/23 kV, que alimentarían al sistema Metro-Q,
permanecerían dentro de rangos adecuados para su funcionamiento, tanto
en condiciones normales como en condiciones de contingencias.
6. De las 3 alternativas de alimentación analizadas para el sistema Metro-Q,
desde la red de 138 kV, se llegó a la conclusión de que la alimentación
desde las subestaciones Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque
Bicentenario mediante transformadores de 138/23 kV; sería la alternativa
técnica más aceptable, debido a que presentaría el mejor perfil voltaje en
barras de 23 kV, una mejor distribución de la cargabilidad de las líneas de
138 kV y en los transformadores de alimentación de 138/23 kV, tanto en
condiciones normales de operación como en condiciones de contingencia.
7. De las tres alternativas de alimentación para el Metro-Q, planteadas desde
la red de 138 kV, se llegó a la conclusión de que la alternativa que requería
menor inversión para su construcción es la alimentación desde la
subestaciones Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario
mediante transformadores de 138/23 kV.
8. De los estudios eléctricos realizados en el presente proyecto para tres
alternativas de alimentación en condiciones de operación normal y de
contingencias, se puede concluir que los módulos estandarizados para los
transformadores de 138/23 kV que alimentarían al sistema Metro-Q en
cualquiera de las tres alternativas planteadas, deberían ser
transformadores con capacidad 20/27/33 MVA.
257
9. Desde el punto de vista económico se llegó a la conclusión de que la
tercera alternativa de alimentación la cual se la realizaría desde las
subestaciones Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario
mediante transformadores de 138/23 kV, es económicamente factible y la
alternativa más rentable; debido a que en esta alternativa se obtiene un
VAN de $19506974, con una TIR de 19.44% y una ganancia entre 13 y 56
centavos por cada dólar que se invierta en la construcción de esta
alternativa. Además esta alternativa mantendría su rentabilidad hasta con
un factor de carga de 0.37, sin embargo esta alternativa tiene el
inconveniente de que al ingresar el transformador exclusivo de 138/23 kV
perteneciente a la S/E Eugenio Espejo como parte de la alimentación del
sistema Metro-Q, se podría comprometer en el corto plazo la cargabilidad
de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.
10. El sistema de transporte Metro-Q, supone un efecto positivo para la ciudad
de Quito, ya que al funcionar a base de energía eléctrica y poseer una
mayor eficiencia en comparación con el transporte de superficie, permite el
ahorro en el consumo de combustibles fósiles y de esta manera las
emisiones de CO2 que se arrojan a la atmósfera.
6.2 RECOMENDACIONES
1. Al igual que se realizó el análisis eléctrico para la alimentación del sistema
Metro-Q se recomienda realizar el respectivo estudio de cortocircuitos para
la calibración adecuada de las protecciones, con la finalidad de que el
sistema de transporte Metro-Q mantenga su funcionamiento ante
contingencias.
Una vez que el sistema Metro-Q entre en funcionamiento es recomendable:
2. En el caso de que la demanda del sistema Metro-Q no llegue a ser 75
MVA; se puede utilizar los transformadores de 138/23 kV que se
consideraron exclusivos para la alimentación del Metro-Q, para abastecer a
258
otras cargas de carácter industriales pertenecientes al Sistema Eléctrico
Quito.
3. Realizar un estudio de armónicos para garantizar la calidad de servicio,
tanto para el sistema Metro-Q como para el resto de usuarios del Sistema
Eléctrico Quito.
4. Llevar un registro acerca de la demanda real del sistema de transporte
Metro-Q, con el objetivo de tener esta información disponible para realizar
futuros estudios eléctricos especialmente al momento de implementar la
segunda etapa del mencionado sistema de transporte.
5. Elaborar un modelo dinámico del sistema de transporte eléctrico Metro, con
la finalidad de estimar la demanda que podría requerir este sistema de
transporte eléctrico y compararla con la real.
259
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos. Págs. 183-231.
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de 2011. Págs. 11-12, 14.
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Eléctrica a Sistemas de Transporte Masivo Tipo Metro”. Publicación
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(ACAC), 27 de julio de 2009. Págs. 3-10.
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Diseño de Subestaciones para la Alimentación de Sistemas de
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[10] Levin, Rubin Balderas, Del Valle y Gómez. “Estadística para Administración
y Economía”, Séptima edición, editorial Pearson Prentice Hall. Págs.
510-512; 518-522; 525-530; 535; 540-542; 551-552; 674-679; 681-684.
[11] Allen L. Webster, “Estadística Aplicada a los Negocios y la Economía”,
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[12] Martínez Serna Paola. “Proyección de la Demanda: Antecedentes,
necesidad e Importancia”. Tesis Universidad Nacional de Colombia
Facultad de Ciencias Administrativas. Capítulo III. Págs. 1-9.
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Rosanna Loor, Julio 2012.
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Calidad de servicio eléctrico”, Año 2001.
[15] Corporación Electro Andina CEA. “Instrucciones para el transporte, puesta
en servicio, recepción en obra, instalación y mantenimiento de
transformadores de distribución trifásicos sumergidos en aceite”,
elaborado por: Ing. José Vidaurre S, Pág. 3.
[16] José Ramirez Vazquez, “Manual Autodidáctico de líneas subterráneas”,
Primera edición, ediciones CEAC, Págs. 65-85, Perú 1986.
[17] Manual PIRELLI, “Cables para el transporte de energía en media tensión
hasta 45 kV”, Págs. 67-87.
[18] Ing. Gerardo Guerra R, “Análisis de proyectos de inversión”, publicación
realizada por el autor, Enero de 2012. Págs. 3-8.
261
[19] Ing. Sandra Siguas Sifuentes, “Proyecto de inversión para el servicio de
alquiler de Montacargas”, Tesis. Universidad Nacional Mayor de San
Marcos. Facultad de Ingeniería Comercial y Auditoría, capítulo VII,
Lima-Perú octubre 2011. Págs. 105-109.
[20] NEC 12, “Normas Ecuatorianas de Contabilidad”, Propiedades planta y
equipo, depreciación, Numerales 3, 4 y 36.
[21] Lelond Blank y Anthony Tarquin, “Ingeniería Económica”, Séptima edición,
editorial McGraw-Hill. Págs. 141-429; México 2012.
[22] Ordenanza Municipal No.152, “Aprobación del plano del valor del suelo
urbano y rural, los valores unitarios por m2 de construcción,
adicionales constructivos al predio y factores de corrección que
determinan los avalúos prediales que regirán para el periodo 2012-2013”,
Diciembre 2011, Anexo I, Págs. 2, 3, 10, 16, 18, 25.
[23] Ley No. 56, “Ley de Régimen Tributario Interno”, Impuesto al valor
Agregado, Capítulo I, articulo No. 52, 55, 65, Diciembre 2009, Págs. 41-
43.
[24] Empresa Eléctrica Quito, “Construcción Subestación Tababela 2X33 MVA
138/23 kV”, Capítulo IV, numeral 4.1.1.5, tabla 4-3, Págs. 73.
[25] Sociedad Eléctrica del Sur Oeste S.A., “Instalación y construcción Línea
138 kV Sicabaya-Parque Industrial y SE Parque Industrial”, Arequipa-
Perú Noviembre 2011, Anexo 1.
[26] Ing. William Geovanny Barcenes Guevara e Ing. Edwin Alexis Toapanta
Macancela, “Análisis de Confiabilidad del suministro eléctrico en el
Ecuador”, Tesis. Escuela Politécnica Nacional. Facultad de Ingeniería
Eléctrica y Electrónica, capítulo IV, Quito-Ecuador Febrero 2001. Págs.
96 y 113.
262
[27] www.metrodemedellin.gov.co.
[28] Empresa Eléctrica Quito, “Pliego Tarifario Vigente”, Sección E, Quito-
Ecuador, Agosto 2013, Pág.17.
[29] Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Regulación No. 006/08
Aplicación del Mandato constituyente No. 15”, Año 2008.
[30] www.bce.fin.ec.
[31] República Constitucional del Ecuador, “Mandato Constituyen No.15”, año
2008.
[32] www.noticiasquito.gob.ec.
[33] www.pichinchauniversal.com.ec.
[34] Consejo Nacional de Electrificación CONELEC “Resolución No. 064/12”,
Junio 2012.
263
ANEXOS
264
Anexo 2.1: Pronóstico de demanda eléctrica 2011-2023.
2011
VOLTAJE DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX.
SUBESTACIONES KV/KV MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA
STA. ROSA 46 KV: 157,9 148,0 154,8 153,3 149,7 153,0 158,7 164,6 170,8 153,7 159,5 156,9 162,8
2 - Luluncoto 6.3 B 46/6.3 2,03 3,00 7,4 3,00 7,6 3,00 7,8 3,00 8,0 3,00 8,3 3,00 8,5 3,00 8,8 3,00 9,0 3,00 9,3 3,00 9,6 3,00 9,9 3,00 10,2
2 - Luluncoto 6.3 CD 46/6.3 5,11 3,50 0,00 0,00
2 - Luluncoto 23 A 46/22/6.3 0,00 4,75 0,00
4 - Chimbacalle 46/6.3 12,86 3,50 13,3 3,50 13,8 3,50 14,3 3,50 14,8 3,50 15,3 3,50 15,8 3,25 16,3 3,25 16,8 3,25 17,4 3,25 18,0 3,25 18,5 3,25 19,1
6 - Escuela Sucre 46/6.3 4,35 2,25 4,4 2,25 4,5 2,25 4,6 2,25 4,8 2,25 4,9 2,25 5,0 2,25 5,1 2,25 5,2 2,25 5,3 2,25 5,4 2,25 5,6 2,25 5,7
8 - La Marin 46/6.3 7,11 2,25 7,3 2,25 7,4 2,25 7,6 2,25 7,8 2,25 7,9 2,25 8,1 2,25 8,3 2,25 8,5 2,25 8,7 2,25 8,9 2,25 9,1 2,25 9,3
21 - Epiclachima ADF-Tr 46/23 22,27 4,75 23,3 4,75 24,4 4,75 25,6 4,25 26,7 4,25 25,6 4,25 29,2 4,25 30,5 4,25 28,0 4,25 29,1 4,25 30,4 4,25 31,7 4,25 33,0
21 - Epiclachima BCE 46/23 24,50 4,75 25,7 4,75 26,9 4,75 28,2 4,25 29,4 4,25 30,6 4,25 29,4 4,25 30,6 4,25 28,7 4,25 29,9 4,25 31,2 4,25 32,5 4,25 33,9
21 - Epiclachima Metro-Q 46/23 0,10 9,3 0,10 9,3 0,10 9,3 0,10 9,3 0,10 13,1 3,00 13,5 3,00 14,0 3,00 14,4 3,00 14,8
37 - Santa Rosa 46/23 19,48 5,25 20,5 5,25 21,6 5,25 22,7 4,25 23,7 4,25 24,7 4,25 25,7 4,25 26,8 4,25 31,2 4,25 32,5 4,25 33,9 4,25 35,3 4,25 36,8
27 - San Rafael 33 46/23 23,32 6,75 7,5 6,75 8,0 6,75 0,0 0,00
27 - San Rafael C 46/22/6.3 0,00 6,00 0,0 6,00 0,00
C. H. LOS CHILLOS 1,8 1,8 1,8 0,00
55 - Sangolqui 46/23 20,64 5,50 21,8 5,50 23,0 5,50 24,2 4,50 25,3 4,50 26,5 4,50 27,7 4,50 28,9 4,50 30,2 4,50 7,9 4,50 8,2 4,50 0,0
34 - Machachi 46/23 16,28 4,00 16,9 4,00 17,6 4,00 18,3 3,75 0,0 0,00
C. H. Calera y Sillunchi 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
S. ALEGRE 46 KV: 109,1 112,9 116,6 120,9 118,3 124,5 128,3 133,7 137,8 141,9 146,2 150,6 155,1
3 - Barrio Nuevo 6.3 46/6.3 17,30 3,25 17,9 3,25 10,3 3,25 10,6 2,25 10,9 2,25 11,1 2,25 11,4 2,25 11,6 2,25 11,9 2,25 12,2 2,25 12,4 2,25 12,7 2,25 13,0
3 - Barrio Nuevo 23 46/22/6.3 8,43 3,50 8,7 3,50 0,0
7 - San Roque 46/6.3 13,03 2,50 13,4 2,50 12,9 2,50 13,2 2,50 13,5 2,50 13,9 2,50 14,2 2,50 14,6 2,50 14,9 2,50 15,3 2,50 15,7 2,50 16,1 2,50 16,5
9 - Miraflores 46/6.3 5,01 3,00 5,2 3,00 5,3 3,00 5,5 2,00 5,6 2,00 5,7 2,00 5,8 2,00 5,9 2,00 6,0 2,00 6,2 2,00 6,3 2,00 6,4 2,00 6,5
53 - Perez Guerrero 46/6.3 17,54 4,00 18,2 4,00 16,1 4,00 16,8 4,00 17,4 4,00 18,1 4,00 18,9 4,00 19,6 4,00 20,4 4,00 21,2 4,00 22,1 4,00 23,0 4,00 23,9
11 - Belizario Quevedo 46/6.3 8,52 3,50 8,8 3,50 12,0 3,50 12,4 2,50 12,7 2,50 13,0 2,50 13,3 2,50 13,7 2,50 14,0 2,50 14,4 2,50 14,7 2,50 15,1 2,50 15,5
13 - Granda Centeno 46/6.3 11,86 3,75 12,3 3,75 12,8 3,75 13,2 3,25 13,7 3,25 14,1 3,25 14,6 3,25 15,0 3,25 15,5 3,25 16,0 3,25 16,6 3,25 17,1 3,25 17,7
16 - Rio Coca 46/6.3 27,38 4,00 28,5 4,00 29,6 4,00 30,8 3,00 25,5 3,00 26,2 3,00 27,0 3,00 27,8 3,00 28,7 3,00 29,5 3,00 30,4 3,00 31,3 3,00 32,3
EMAAP Noroccid. 0,30 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,00 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
15 - El Bosque 46/6.3 4,25 17,6 4,25 18,4 3,25 19,0 3,25 22,3 3,25 23,0 3,25 25,4 3,25 26,2 3,25 27,1 3,25 28,0 3,25 28,9 3,25 29,8
S/E Nº19 46KV : 62,2 60,0 45,2 48,3 50,2 49,5 51,5 52,0 44,8 46,6 48,4 50,3 52,4
19 - Cotocollao 33 ABCEG 46/23 24,78 6,00 21,0 6,00 22,3 6,00 24,4 5,00 25,6 5,00 26,9 5,00 28,3 5,00 29,7 5,00 21,8 5,00 22,9 5,00 24,0 5,00 25,3 5,00 26,5
EMAAP Noroccid. 6,3 0,3 0,00
15 - El Bosque 46/6.3 16,21 4,25 16,9 4,25 0,00
17 - Andalucia 46/6.3 15,24 4,00 15,8 4,00 16,5 4,00 17,1 3,00 17,7 3,00 15,5 3,00 15,9 3,00 14,8 3,00 15,2 3,00 15,7 3,00 16,1 3,00 16,6 3,00 17,1
49 - Los Bancos 46/13.2 5,95 4,00 0,0 4,00
50 - Los Bancos 69/23/13.8 6,2 4,00 6,4 4,00 6,7 3,00 6,9 3,00 7,1 3,00 7,3 3,00 7,5 3,00 7,8 3,00 8,0 3,00 8,2 3,00 8,5 3,00 8,7
2012 2013 2014 2015 2021 2022 20232016 2017 2018 2019 2020
265
2011
VOLTAJE DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX. TASA DEM. MX.
SUBESTACIONES KV/KV MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA (%) MVA
VICENTINA 46 KV: 127,0 138,3 145,2 148,6 129,9 134,9 140,1 118,3 122,5 112,4 116,0 119,8 123,7
32 - Diez Nueva 46/6.3 12,54 4,00 13,0 4,00 13,6 4,00 14,1 3,00 14,5 3,00 15,0 3,00 15,4 3,00 15,9 3,00 16,4 3,00 16,8 3,00 17,3 3,00 17,9 3,00 18,4
10 - Diez Vieja 46/6.3 6,20 3,00 6,4 3,00 6,6 3,00 6,8 2,00 6,9 2,00 7,0 2,00 7,2 2,00 7,3 2,00 7,5 2,00 7,6 2,00 7,8 2,00 7,9 2,00 8,1
12 - Floresta 46/6.3 8,33 3,75 10,5 3,75 10,9 3,75 11,3 2,75 11,6 2,75 11,9 2,75 12,2 2,75 12,6 2,75 12,9 2,75 13,3 2,75 13,6 2,75 14,0 2,75 14,4
24 - Carolina 46/6.3 17,64 4,50 16,6 4,50 15,6 4,50 16,3 4,00 17,0 4,00 17,6 4,00 18,3 4,00 19,1 4,00 19,8 4,00 20,6 4,00 21,5 4,00 22,3 4,00 23,2
1 - Olimpico 46/6.3 15,39 4,00 16,0 4,00 16,6 4,00 17,3 3,00 17,8 3,00 18,4 3,00 18,9 3,00 19,5 3,00 20,1 3,00 20,7 3,00 21,3 3,00 21,9 3,00 22,6
28 - Iñaquito 46/6.3 17,87 4,50 18,7 4,50 21,2 4,50 22,2 3,50 23,0 3,50 23,8 3,50 24,6 3,50 25,5 3,50 26,4 3,50 27,3 3,50 28,2 3,50 29,2 3,50 30,3
HCJB - Baeza, Termas, Petroc. 23 4,3 2,75 4,5 2,75 0,0
29 - Cumbayá 46 46/23 17,5 6,75 20,0 6,75 21,4 6,75 22,8 5,75 12,1 5,75 12,8 5,75 13,5 5,75 0,0
36 - Tumbaco 33 T1 ACE 46/23 20,86 6,50 18,4 6,50 19,6 6,50 20,9 5,50 22,0 5,50 23,2 5,50 24,5 5,50 12,9 5,50 13,6 5,50 0,0
36 - Tumbaco 20 T2 BDF 46/23 10,68 6,75 11,4 6,75 12,2 6,75 13,0 5,75 0,0 0,00
58 - El Quinche 46/23 0,00 5,50 0,0 0,00
C.H. URAVIA 0,00 0,0 0,0
33 - Nuevo Aeropuerto 46/23 3,50 7,28 3,50 7,5 3,50 3,9 3,50 5,1 3,50 5,2 3,50 5,4 3,75 5,6 3,75 5,8 3,75 6,1 3,75 6,3 3,75 6,5 3,75 6,8
S/Es 138/23 KV: 206,2 241,3 273,6 310,0 424,7 446,6 467,5 0,00 517,9 568,8 633,4 663,6 703,8 737,3
14 - Zambiza 138/23 5,00 22,7 4,75 23,7 4,75 24,9 4,75 26,0 4,75 21,8 4,75 22,9 4,75 24,0 4,75 25,1 4,75 26,3 4,75 27,5
18 - Cristiania ACEF-R 138/23 33,21 6,25 31,4 6,25 33,4 6,25 27,8 5,75 29,4 5,75 31,1 5,75 32,8 5,50 24,3 5,50 25,6 5,50 27,0 5,50 28,5 5,25 30,0 5,25 31,6
18 - Cristiania BDG-Q 138/23 26,00 6,25 31,5 6,25 33,5 6,25 27,3 5,75 28,9 5,75 30,6 5,75 32,3 5,50 23,9 5,50 25,2 5,50 26,6 5,50 28,0 5,25 29,5 5,25 31,0
51 - Aeropuerto M. Sucre 138/23 5,75 27,7 5,75 29,3 5,75 31,0 5,75 32,8 6,00 34,8 6,00 36,8
19 - Cotocollao DF 138/23 18,16 6,00 24,5 6,00 26,0 6,00 27,5 5,00 28,9 5,00 30,4 5,00 31,9 5,00 33,5 5,00 44,5 5,00 46,7 5,00 49,0 5,00 51,5 5,00 54,1
22 - S. Antonio (Móvil) 138/23 5,50 6,2 5,00 14,3 4,75 14,9 4,75 15,6 4,75 16,4 4,75 17,2 4,75 18,0 4,75 18,8 4,75 19,7 4,75 20,7 4,75 21,6
57 - Pomasqui ADEF 138/23 29,43 6,50 29,2 6,50 24,8 6,50 26,5 5,50 27,9 5,50 29,4 5,50 31,1 5,50 24,6 5,50 25,9 5,50 27,4 5,50 28,9 5,50 30,4 5,50 32,1
57 - Pomasqui BCG 138/23 25,85 6,50 29,7 6,50 31,7 6,50 27,0 5,50 28,5 5,50 30,0 5,50 31,7 5,50 25,1 5,50 26,4 5,50 27,9 5,50 29,4 5,50 31,0 5,50 32,8
57 - Pomasqui HIJ 138/23 5,50 16,5 5,50 17,5 5,50 18,4 5,50 19,4 5,50 20,5 5,50 21,6
Equinoccial & Perlav í. 23 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
35 - Nueva Cumbayá 138/23 5,75 25,8 5,75 27,3 5,75 28,9 5,75 44,8 5,75 47,4 5,75 50,1 5,75 53,0 5,75 56,0 5,75 59,3
36 - Nueva Tumbaco 138/23 5,50 12,9 5,50 13,6 5,50 28,8 5,50 30,3 5,50 32,0 5,50 33,8
58 - Quinche 138/23 5,50 12,9 5,50 13,6 5,50 14,4 5,50 15,2 5,50 16,0 5,50 16,9 5,50 17,8 5,50 18,8 5,50 19,8 5,50 20,9
31 - Tababela 138/23 18,3 5,50 19,3 5,50 20,4 5,50 13,0 5,50 13,7 5,50 14,5 5,50 15,2 5,50 16,1 5,50 17,0 5,50 17,9 5,50 18,9 5,50 19,9 5,50 21,0
C.H. URAVIA 23 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
23 - Conocoto 138/23 21,3 5,75 25,0 5,75 26,4 5,75 28,0 5,50 29,5 5,50 33,3 5,50 35,2 5,25 37,0 5,25 39,0 5,25 41,0 5,25 43,2 5,25 45,4 5,25 47,8
26 - Alangasí 138/23 5,50 14,9 5,50 15,8 5,50 25,1 5,25 26,5 5,25 27,8 5,25 29,3 5,00 30,8 5,00 32,3 5,00 33,9 5,00 35,6 5,00 37,4 5,00 39,3
C. H. LOS CHILLOS 23 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8 1,8
55 - Sangolqui 138/23 4,50 23,7 4,50 24,7 4,50 34,5 4,50 36,0
5 - Chilibulo (Metro-Q) 138/23 3,50 18,0 3,50 18,6 3,25 35,4 3,25 36,2 3,25 37,1 3,25 37,9 3,25 38,9 3,25 39,8 3,25 40,8 3,25 41,8 3,25 42,8
59 - E. Espejo ABE 138/23 16,05 5,25 16,9 5,25 17,8 5,25 18,7 4,25 19,5 4,25 20,3 4,25 22,4 4,25 23,3 4,25 24,3 4,25 25,3 4,25 26,4 4,25 27,5 4,25 28,7
59 - E. Espejo CDF 138/23 17,89 5,00 18,8 5,00 19,7 5,00 20,7 4,00 21,5 4,00 22,4 4,00 22,1 4,00 23,0 4,00 23,9 4,00 24,9 4,00 25,9 4,00 26,9 4,00 28,0
42- Baeza (Móvil) 138/23 3,00 17,2 3,00 17,8 3,00 18,3 3,00 18,8 3,00 19,4
C.H.Ecoluz y C.H.Victoria (23kV) 23 2,75 4,6 2,75 9,5 3,00 9,8 3,00 10,1 3,00 7,0 3,00 7,2 3,00 0,0
25 - Vicentina (Metro-Q) 138/23 2,00 22,6 2,00 23,1 2,00 23,5 2,00 24,0 2,00 24,5 2,00 25,0 3,50 25,8 3,50 26,7 3,50 27,7
34 - Machachi 138/23 3,75 19,0 3,75 19,7 3,75 20,5 3,75 21,2 3,75 22,0 3,75 22,8 3,75 23,7 3,75 24,6 3,75 25,5
C. H. Calera y Sillunchi 23 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
44-Selva Alegre (Metro-Q) 138/23 2,00 15,3 2,00 15,6 2,00 16,0 2,00 16,3 2,00 16,6 2,00 16,9 2,00 17,3 2,00 17,6 2,00 18,0
48-Mirador Alto (Metro-Q) 138/23 2,00 22,6 2,00 23,1 2,00 23,5 2,00 24,0 2,00 24,5 2,00 25,0 2,00 25,5 2,00 26,0 2,00 26,5
DEM. COINC S/E : 662,4 700,5 735,3 781,0 872,7 908,5 946,0 986,5 1044,6 1088,0 1133,7 1181,4 1231,3
Tasa promedio 4,60 4,54 4,60 3,65 3,75 3,75 3,12 3,79 3,87 3,87 3,86 3,85
PERD.LS/T,S/E: 120,69 127,3 133,4 141,1 156,4 162,8 169,3 173,3 186,1 193,6 201,5 210,0 218,7
ADELCA 138 kV 22,35 22,3 22,7 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0
ADELCA 46 kV 1,70 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7
ENKADOR 46 kV 2,40 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4
Pronostico por subestación: 693,81 731,5 766,3 812,0 902,4 938,3 976,4 1001,6 1073,9 1117,3 1163,5 1212,3 1262,5
Pronóstico Sistema 2011/2023 659,29 693,3 723,8 755,6 788,8 823,4 859,6 897,3 936,7 977,9 1020,8 1065,6 1064,8
Tasa promedio total 3,90%
Tasa de crecimiento 2011-2023 4,08 %
2012 2013 2014 2015 2021 2022 20232016 2017 2018 2019 2020
266
Anexo 2.2: Solicitud del servicio eléctrico del proyecto Metro de Quito.
267
4.2 ALIMENTACIÓN DESDE EL SISTEMA DE 46 kV
PRIMERA ALTERNATIVA
Voltajes
ANEXO 4.1: Voltajes en barras de 46 kV.
ANEXO 4.2: Voltajes en barras de 6.3 kV.
268
ANEXO 4.3: Voltajes en barras de 23 kV.
ANEXO 4.4: Voltajes en barras de 1.5 kVDC pertenecientes a las estaciones del Sistema Metro-Q.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
Subestación [kV] [p.u] [kV] [p.u] [kV] [p.u]
Quitumbe 1,36 0,90 1,39 0,92 1,39 0,93 Morán
Valverde 1,35 0,90 1,38 0,92 1,39 0,92
Solanda 1,38 0,92 1,41 0,94 1,42 0,95
El Calzado 1,38 0,92 1,41 0,94 1,42 0,94
El Recreo 1,38 0,92 1,42 0,94 1,42 0,95
Magdalena 1,35 0,90 1,39 0,92 1,39 0,93 San
Francisco 1,39 0,92 1,42 0,95 1,42 0,95
Alameda 1,39 0,92 1,42 0,95 1,42 0,95
El Ejido 1,39 0,93 1,42 0,95 1,42 0,95 Universidad
Central 1,39 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95
La Pradera 1,39 0,93 1,42 0,95 1,42 0,95
Carolina 1,39 0,93 1,42 0,95 1,42 0,95
Iñaquito 1,39 0,93 1,43 0,95 1,42 0,95
Jipijapa 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95
El Labrador 1,40 0,94 1,44 0,96 1,44 0,96
269
Cargabilidad de Transformadores
ANEXO 4.5: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV.
ANEXO 4.6: Cargabilidad de transformadores 46/6.3 kV.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Santa Rosa 26,09 80,95 26,13 83,02 9,61 47,75 27,04 36,98 2,46 12,34 2,05 2,69
Selva Alegre 57,29 57,64 66,51 68,2 20,78 25,49 25,15 31,5 15,86 15,77 16,33 16,27
Cotocollao 57,82 56,95 63,86 63,64 33,68 32,91 37,07 36,38 1,43 1,44 0,38 0,38
Vicentina T1 68,87 70,37 98,03 104,01 37,47 38 55,9 57,67 11,31 11,44 4,34 4,41
Vicentina T2 74,19 75,58 83,11 86,15 39,2 39,56 44,48 45,19 5,39 5,42 3,04 3,06
Demanda máxima Demanda media Demanda mínimaSin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Me tro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
SubestaciónPotencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Carolina 17,41 89,49 17,44 91,57 10,03 50,42 10,03 50,84 4,29 21,63 4,29 21,69
Andalucía 16,81 87,06 8,54 90,36 9,95 49,15 9,76 49,54 2,46 12,34 2,45 12,37
Olímpico 17,22 86,91 16,81 88,99 11,9 59,28 11,9 59,79 2,94 14,73 2,94 14,78
La Marín 8,52 86,48 17,27 88,97 4,84 48,74 4,85 49,68 1,21 12,2 1,21 12,27
Pérez Guerrero 16,67 83,71 16,74 88,44 9,61 47,75 9,62 48,98 2,4 12,14 2,4 12,22
Chimbacalle 16,15 82,05 16,21 86,35 9,53 48 9,54 49,1 2,37 11,98 2,37 12,08
Granda Centeno 15,33 77,45 15,5 80,65 8,84 44,09 8,84 44,43 4,34 21,63 4,34 21,69
Diez nueva 15,45 77,2 15,36 79,11 8,91 44,14 8,92 44,99 2,22 11,23 2,22 11,29
Eplicachima 24,33 75,92 24,4 78,8 18,86 58,2 18,87 59,05 4,7 14,38 4,7 14,45
San Roque 14,69 74,78 14,72 76,73 8,53 42,88 8,53 43,3 2,13 10,64 2,13 10,67
Rio Coca 14,34 72,56 14,36 74,56 8,22 41 8,23 41,51 2,12 10,59 2,12 10,64
El Bosque 14,26 71,93 14,2 73,18 9,45 46,95 9,4 47,09 5,26 26,3 5,23 26,24
Belizario Quevedo 13,78 69,67 13,8 71,14 7,96 39,71 7,96 40,02 1,98 9,84 1,98 9,87
Floresta 12,54 62,5 6,17 64,77 7,29 35,94 7,29 36,19 1,81 9,1 1,81 9,12
Diez vieja 6,16 61,74 12,56 63,72 3,62 35,89 3,62 36,69 0,9 9,15 0,9 9,21
Iñaquito 12,2 61,71 11,88 62,92 7,76 38,71 7,73 38,89 3,69 18,46 3,68 18,44
Miraflores 6,05 61,03 12,17 62,81 3,55 35,38 3,55 35,64 0,89 8,83 0,89 8,85
Barrio Nuevo 11,86 60,95 6,06 62,26 7,07 35,89 7,07 36,34 1,76 8,85 1,76 8,89
Escuela Sucre 4,74 48,13 4,75 50,23 2,71 27,26 2,71 27,78 0,68 6,85 0,68 6,89
Luluncoto 8,36 42,36 8,37 44,21 4,77 23,97 4,77 24,43 1,19 6,03 1,19 6,07
Demanda máxima Demanda media Demanda mínimaSin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Me tro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
270
ANEXO 4.7: Cargabilidad de transformadores 23/1.5 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Solanda 5,21 82,93 5,25 80,99 5,24 80,69
El Calzado 5,21 82,93 5,25 80,99 5,24 80,72
El Recreo 5,21 82,77 5,25 80,83 5,24 80,60
Morán Valverde 5,21 82,73 5,25 80,81 5,24 80,46
San Francisco 5,21 82,59 5,25 80,66 5,24 80,58
Alameda 5,21 82,59 5,25 80,59 5,24 80,58
La Magdalena 5,21 82,43 5,25 80,51 5,24 80,33
El Ejido 5,21 82,36 5,25 80,43 5,24 80,47
Quitumbe 5,21 82,33 5,25 80,45 5,24 80,05
Carolina 5,21 82,27 5,25 80,32 5,24 80,40
La Pradera 5,21 82,25 5,25 80,32 5,24 80,40
Iñaquito 5,21 82,18 5,25 80,23 5,24 80,31
Universidad Central 5,21 82,07 5,25 80,16 5,24 80,24
Jipijapa 5,21 81,90 5,25 79,97 5,25 80,04
El Labrador 5,21 81,49 5,25 79,57 5,25 79,64
271
Cargabilidad de Líneas de 46 kV y Alimentadores de 23 kV.
ANEXO 4.8: Cargabilidad de líneas de 46 kV.
Línea de 46 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Der.Pérez Guerrero-Pérez Guerrero 16,67 31,79 38,7 77,63 9,62 18,13 24,21 46,83 2,4 4,62 8,53 16,52
Der.Carolina-Carolina 17,77 33,99 17,84 34,78 10,14 19,15 10,15 19,31 4,31 8,21 4,31 8,24
Der.Marín & Sucre-La Marín 8,52 18,43 8,54 19,25 4,84 19,39 4,85 10,59 1,21 2,6 1,21 2,62
Der.Marín & Sucre-Escuela Sucre 4,74 10,26 4,75 10,7 2,71 5,81 2,71 5,92 0,68 1,46 0,68 1,47
Der.Andalucía-Andalucía 17,37 33,06 17,41 33,79 9,96 18,66 9,97 18,81 2,46 4,69 2,46 4,7
Chimbacalle-S/E Sur 16,2 44,97 34,5 99,8 9,55 26,31 22,86 64,49 2,37 6,57 11,29 31,51
Der.Diez Nueva-Diez Nueva 15,45 29,32 15,5 30,63 9,61 16,76 8,92 17,29 2,22 4,26 2,22 4,29
Der.Granda Centeno-Granda Centeno 21,9 33,66 21,92 34,38 12,6 19,1 12,6 19,26 3,16 4,81 3,16 4,82
Der.Granda Centeno-Der.Iñaquito 18,11 27,83 21,36 33,44 2,04 3,09 3,87 5,92 15,89 24,15 15,39 23,45
Der.Guerrero-Diez Vieja 6,16 11,72 6,17 12,3 3,62 6,81 3,62 6,97 0,9 1,74 0,9 1,75
Selva Alegre-San Roque 20,83 31,87 29,76 46,4 13,95 21,14 18,35 28,3 7,98 12,12 7,8 11,89
Der.Barrio Nuevo-San Roque 7,65 14,92 15,16 30,48 8,21 15,83 10,98 21,43 8,45 16,15 7,5 14,41
El Bosque-Der.Río Coca 11,84 22,68 21,43 41,96 4,69 8,9 9,4 17,93 10,99 20,28 9,74 18,57
Río Coca-S/E Norte 16,89 32,46 29,6 58,38 16,67 31,56 24,23 46,22 14,34 27,28 17,22 32,85
Belizario Quevedo-Selva Alegre 13,84 38,19 13,87 38,99 7,98 21,77 7,96 21,93 1,98 5,4 1,98 5,41
Der.Floresta-Floresta 12,54 26,64 12,56 27,16 7,29 15,32 7,29 15,43 1,81 3,88 1,81 3,89
Der.Iñaquito-Iñaquito 21,89 33,66 21,91 34,38 12,59 19,1 12,6 19,26 3,16 4,81 3,16 4,82
Miraflores-Der.Miraflores 6,06 11,59 6,06 11,82 3,55 6,72 3,55 6,77 0,89 1,68 0,89 1,68
Der.El Bosque-El Bosque 18,32 35,09 13,78 26,97 16,72 31,55 14,55 27,7 10,89 20,67 9,08 17,29
El Bosque-Der.Andalucía 11,75 22,51 15,85 31,02 13,4 25,27 14,38 27,37 7,98 15,16 6,19 11,79
Der.Barrio Nuevo-Barrio Nuevo 11,86 23,15 11,89 23,9 7,07 13,63 7,07 13,8 1,76 3,36 1,76 3,38
Luluncoto-S/E Sur 8,37 23,22 8,38 24,23 4,77 13,14 4,77 13,39 1,19 3,31 1,19 3,33
Santa Rosa-Epiclachima 1 52,04 50,6 70,46 70,14 13,13 25,35 19,06 37,12 0,77 1,48 3,14 6,04
Santa Rosa-Epiclachima 2 26,03 50,6 35,23 70,14 13,13 25,35 19,06 37,12 0,77 1,48 3,14 6,04
S/E Sur-Epiclachima 14,29 27,54 7,29 14,7 15,43 29,48 9,07 17,68 15,37 29,48 11,54 22,26
Epiclachima-Der.Barrio Nuevo 9,78 19,11 8,1 16,35 8,37 16,17 7 13,72 9,12 17,5 7,62 14,7
Vicentina-Derivación Floresta 47,35 89,31 52,13 100,06 25,23 47,15 28,11 52,87 1,74 3,32 1,15 2,19
Vicentina-Derivación Diez Nueva 38,44 72,72 61,09 120,08 22,19 41,69 37 70,69 5,4 10,37 11,68 22,54
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
272
ANEXO 4.9: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Alimentador de 23 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Epiclachima-Quitumbe 18,50 58,70 11,44 34,89 5,91 17,14
Chimbacalle-Magdalena 17,78 56,73 13,18 40,22 8,63 25,04
Pérez Guerrero-U. Central 21,42 68,46 14,41 43,93 6,32 18,98
Río Coca-Labrador 22,44 70,71 15,26 46,15 7,66 22,94
SEGUNDA ALTERNATIVA
Voltajes
ANEXO 4.10: Voltajes en barras de 46 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-
Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q
Subestación [kV] [kV] [kV] [kV] [kV] [kV]
Olímpico 45,57 44,68 46,17 45,79 45,93 45,80
Pérez Guerrero 45,80 44,68 46,29 45,86 45,45 45,36
Carolina 44,74 43,83 45,75 45,34 45,67 45,54
La Marín 45,31 43,87 45,71 45,11 45,53 45,36
Escuela Sucre 45,32 43,89 45,72 45,12 45,53 45,36
Andalucía 45,82 44,25 46,59 45,76 45,91 45,60
Chimbacalle 45,27 43,58 45,67 44,90 45,52 45,26
Diez nueva 46,03 44,93 46,43 46,00 45,46 45,37
Granda Centeno 45,53 44,50 46,13 45,68 46,10 45,93
Diez vieja 45,90 44,79 46,34 45,91 45,45 45,36
San Roque 45,18 43,99 45,75 45,23 45,99 45,81
Rio Coca 45,45 44,42 46,14 45,67 45,94 45,78
Belizario Quevedo 45,48 44,35 46,10 45,59 46,25 46,05
Floresta 46,15 45,36 46,64 46,31 45,80 45,70
Iñaquito 45,46 44,49 46,09 45,67 45,99 45,84
Miraflores 45,63 43,88 46,18 45,28 46,26 45,83
El Bosque 45,59 44,35 46,30 45,71 46,02 45,80
Barrio Nuevo 44,77 43,49 45,30 44,77 45,68 45,50
Luluncoto 45,42 43,98 45,77 45,17 45,54 45,37
Eplicachima 44,67 43,34 45,17 44,63 45,52 45,35
273
ANEXO 4.11: Voltajes en barras de 6.3 kV.
ANEXO 4.12: Voltajes en barras de 23 kV.
274
ANEXO 4.13: Voltajes en barras de 1.5 kV pertenecientes a las estaciones del Sistema Metro-Q.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
Subestación [kV] [p.u] [kV] [p.u] [kV] [p.u] Quitumbe 1,36 0,91 1,39 0,93 1,40 0,94
Morán Valverde 1,36 0,91 1,39 0,93 1,40 0,93 Solanda 1,39 0,93 1,42 0,95 1,43 0,95
El Calzado 1,39 0,93 1,42 0,95 1,43 0,95 El Recreo 1,39 0,93 1,42 0,95 1,43 0,95
La Magdalena 1,36 0,91 1,39 0,93 1,40 0,93 San Francisco 1,39 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95
Alameda 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95 El Ejido 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,96
Universidad Central 1,40 0,93 1,43 0,96 1,44 0,96 La Pradera 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95
Carolina 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95 Iñaquito 1,40 0,93 1,43 0,95 1,43 0,95 Jipijapa 1,40 0,94 1,44 0,96 1,44 0,96
El Labrador 1,41 0,94 1,44 0,96 1,44 0,96
Cargabilidad de Transformadores
ANEXO 4.14: Cargabilidad de Transformadores 138/46 kV.
275
ANEXO 4.15: Cargabilidad de Transformadores 46/6.3 kV.
276
ANEXO 4.16: Cargabilidad de Transformadores 23/1.5 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Universidad Central 5,25 87,57 3,56 52,83 1,88 27,41
Solanda 5,25 82,38 3,56 53,23 1,88 27,48
El Calzado 5,25 82,37 3,56 53,22 1,88 27,48
El Recreo 5,25 82,20 3,56 53,14 1,88 27,46
Morán Valverde 5,25 82,19 3,56 53,18 1,88 27,46
San Francisco 5,25 82,04 3,56 53,04 1,88 27,45
Alameda 5,25 81,99 3,56 53,01 1,88 27,45
La Magdalena 5,25 81,85 3,56 52,99 1,88 27,42
Carolina 5,25 81,85 3,56 52,92 1,88 27,45
El Ejido 5,25 81,84 3,56 52,95 1,88 27,44
Quitumbe 5,25 81,82 3,56 53,05 1,88 27,43
La Pradera 5,25 81,80 3,56 52,91 1,88 27,44
Iñaquito 5,25 81,79 3,56 52,89 1,88 27,45
Jipijapa 5,25 81,56 3,56 52,78 1,88 27,43
El Labrador 5,25 81,19 3,56 52,63 1,88 27,40
277
Cargabilidad de Líneas de 46 kV y Alimentadores de 23 kV
ANEXO 4.17: Cargabilidad de líneas de 46 kV.
278
ANEXO 4.18: Cargabilidad de alimentadores de 23 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Alimentador de 23 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Epiclachima-Quitumbe 17,94 56,65 11,53 35,01 6,46 19,27
Chimbacalle-Magdalena 19,22 60,87 14,63 44,37 10,46 31,16
Miraflores-U. Central 22,93 72,80 14,78 44,91 7,27 21,70
Andalucía-Labrador 20,00 62,90 13,68 41,29 5,58 16,68
4.3 ALIMENTACIÓN DESDE EL SISTEMA DE 138 kV.
PRIMERA ALTERNATIVA
Voltajes
ANEXO 4.19: Voltajes en barras de 138 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q [kV] [kV] [kV] [kV] [kV] [kV]
Conocoto 141,02 140,09 141,93 141,29 141,94 141,51 Cristianía 141,61 140,72 142,45 141,90 142,41 142,10 Nueva Cumbayá 140,65 140,72 141,56 140,88 141,50 141,05 Pomasqui 141,89 141,00 142,67 142,13 142,58 142,28 Cotocollao 140,04 139,31 141,35 140,60 141,33 140,81 Mirador Alto 141,53 140,44 142,30 141,50 142,23 141,64 Vicentina 140,57 139,56 141,45 140,75 141,40 140,92 Eugenio Espejo 141,22 140,16 142,18 141,41 142,25 141,69 Zámbiza 140,77 139,80 141,68 141,02 141,62 141,19 Chilibulo 140,85 139,55 141,84 140,86 141,89 141,12 Selva Alegre 140,73 139,53 141,65 140,77 141,61 140,97
279
ANEXO 4.20: Voltajes en barras de 23 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q
Con el Metro-Q
Sin el Metro-Q
Con el Metro-Q
Sin el Metro-Q
Con el Metro-Q
Subestación [kV] [kV] [kV] [kV] [kV] [kV]
Conocoto 23,78 23,62 24,03 23,92 24,10 23,58
Cristianía 23,94 23,46 24,00 23,65 24,13 23,15
Nueva Cumbayá 23,41 23,24 23,87 23,20 24,01 22,99
Pomasqui 23,42 23,27 23,80 23,70 23,94 22,97
Cotocollao 23,32 23,13 23,71 23,70 22,68 22,95
Eugenio Espejo 23,15 22,96 23,49 23,36 23,61 23,52
Zámbiza 23,76 23,58 24,12 23,68 23,92 23,01
Chilibulo 23,08 22,86 23,48 23,31 23,64 23,51
Estaciones del Metro-Q
Demanda máxima
[kV]
Demanda media [kV]
Demanda mínima
[kV]
Quitumbe 23,07 23,27 23,30
Moran Valverde 22,94 23,15 23,18
Solanda 22,87 23,08 23,11
Calzado 22,85 23,06 23,09
Recreo 22,86 23,07 23,11
Magdalena 22,91 23,12 23,16
San Francisco 22,82 23,03 23,07
Alameda 22,80 23,01 23,05
El Ejido 22,81 23,03 23,06
U.Central 22,86 23,07 23,11
Pradera 22,78 23,00 23,03
Carolina 22,75 22,97 23,00
Iñaquito 22,75 22,97 23,00
Jipijapa 22,79 23,01 23,04
El Labrador 22,86 23,08 23,11
280
ANEXO 4.21: Voltajes en barras de 1.5 kVDC.
Estaciones Demanda máxima
[kV]
Demanda media [kV]
Demanda mínima
[kV] Quitumbe 1,49 1,51 1,51 Moran Valverde 1,49 1,50 1,50 Solanda 1,52 1,53 1,54 Calzado 1,52 1,53 1,53 Recreo 1,52 1,53 1,53 Magdalena 1,48 1,50 1,50 San Francisco 1,52 1,53 1,53 Alameda 1,51 1,53 1,53 El Ejido 1,52 1,53 1,53 U.Central 1,52 1,53 1,53 Pradera 1,51 1,53 1,53 Carolina 1,51 1,53 1,53 Iñaquito 1,51 1,53 1,53 Jipijapa 1,51 1,53 1,53 El Labrador 1,52 1,53 1,54
281
Cargabilidad de Transformadores
ANEXO 4.22: Cargabilidad de Transformadores de 130/138 kV.
ANEXO 4.23: Cargabilidad de Transformadores de 138/23 kV.
SubestaciónPotencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Santa Rosa 153,57 39,7 169,19 44,13 126,59 32,65 142,24 36,85 107,24 27,69 112,77 29,14
El Inga 84,76 38 87,75 39,47 76,74 34,35 78,34 35,09 32,35 32,35 73 32,7
Pomasqui 112,17 37,28 122,01 40,77 92,94 30,47 97,97 32,51 77,27 25,65 80,47 26,71
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
SubestaciónPotencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Conocoto 13,93 41,58 13,93 41,58 8,28 24,39 8,28 24,5 4,1 12,09 4,1 12,12
Cristianía 24,68 72,86 24,69 73,36 15,24 44,74 15,24 44,92 7,58 22,24 7,58 22,29
Nueva Cumbayá 24,07 71,57 24,08 72,1 13,92 41,12 13,92 41,33 6,84 20,22 6,84 20,28
Pomasqui 24,92 73,47 24,94 73,97 14,78 43,32 14,78 43,48 7,87 23,08 7,86 23,11
Cotocollao 26,67 79,43 26,68 80,09 15,84 46,87 15,85 47,13 7,87 23,29 7,87 23,38
Eugenio Espejo 19,95 59,09 19,96 59,55 11,89 34,97 11,89 35,17 5,92 17,4 5,92 17,56
Zámbiza 20,84 61,9 20,85 62,37 12,43 36,68 12,42 36,84 6,51 19,21 6,51 19,27
Chilibulo 18,02 54,01 10,79 32,4 5,52 16,41
Vicentina 23,69 71 15,35 46 9,33 27,72
Mirador Alto 23,45 69,82 15,45 46,13 9,72 28,76
Selva Alegre 16,68 50 9,52 28,57 4,34 13
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
282
ANEXO 4.24: Cagabilidad de Transformadores reductores de 23/1.5 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Estación Metro-Q Potencia Aparente
[MVA]
Cargabilidad [%]
Potencia Aparente
[MVA]
Cargabilidad [%]
Potencia Aparente
[MVA]
Cargabilidad [%]
Quitumbe 5,24 74,66 3,33 46,67 1,88 26,53
Moran Valverde 5,24 75,06 3,33 46,82 1,88 26,58
Solanda 5,24 75,31 3,33 47,00 1,88 26,62
Calzado 5,24 75,38 3,33 47,00 1,88 26,63
Recreo 5,24 75,35 3,33 47,00 1,88 26,63
Magdalena 5,24 75,19 3,33 47,00 1,88 26,00
San Francisco 5,24 75,48 3,33 47,01 1,88 26,66
Alameda 5,24 75,54 3,33 47,04 1,88 26,67
El Ejido 5,24 75,50 3,33 47,02 1,88 26,66
U.Central 5,24 75,35 3,33 47,00 1,88 26,65
Pradera 5,24 75,59 3,33 47,06 1,88 26,68
Carolina 5,24 75,70 3,33 47,11 1,88 26,70
Iñaquito 5,24 75,69 3,33 47,11 1,88 26,70
Jipijapa 5,24 75,57 3,33 47,06 1,88 26,70
El Labrador 5,24 75,33 3,33 47,00 1,88 26,70
283
Cargabilidad de Líneas de 138 kV y Alimentadores de 23 kV
ANEXO 4.25: Cagabilidad de Líneas de 138 kV.
ANEXO 4.26: Cagabilidad de Alimentadores de 23 kV.
Línea de 138 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Santa Rosa-Eugenio Espejo 82,03 42,14 91,97 47,53 67,11 34,3 76,8 39,42 56,33 28,8 65,93 33,82
Cotocollao-Pomasqui 56,68 29,28 65,28 33,87 46,39 23,85 54,99 28,39 39,06 20,1 47,76 24,65
Santa Rosa- Selva Alegre 57,1 29,38 62 32,13 54 27,63 58,73 30,21 51,88 26,56 56,57 29,07
Mirador Alto-Santa Rosa 32,23 19,86 50,32 31,24 28,19 17,29 45,77 28,21 26,12 16,03 43,24 26,62
Eugenio Espejo-Chilibulo 44,47 22,97 53,94 28,11 44,86 23,01 54,29 28,03 15,74 23,22 54,78 28,23
Conocoto-Santa rosa 39,8 24,88 42,55 26,78 31,34 19,48 33,87 21,15 25,79 16,04 28,14 17,55
Nueva Cumbayá-Zámbiza 34,94 21,7 39,97 25 35,55 21,94 40,78 25,28 32,65 20,15 38,23 23,68
Pomasqui-Selva Alegre 31,06 16,06 41,24 21,48 26,99 13,86 37,41 19,32 24,21 12,44 34,8 17,95
Cristianía-Vicentina 33,4 20,75 30,05 18,81 34,29 21,18 31,19 19,36 35,54 21,95 32,71 20,27
Nueva Cumbayá-Vicentina 32,64 20,28 29,73 18,61 34,65 21,39 35,59 22,08 32,78 20,25 36,17 22,42
Zámbiza-Pomasqui 43,63 27,07 29,73 18,61 45,72 28,19 43,89 27,19 50,95 31,42 47,56 29,42
Vicentina-Mirador Alto 32,43 20,11 27,45 17,15 28,45 17,54 23,32 14,45 26,43 16,3 21,26 13,16
Chilibulo-Selva Alegre 28,06 14,52 20,75 10,84 35,01 18 27,29 14,12 40,37 20,75 32,3 16,68
Conocoto-Vicentina 14,31 8,99 16,99 10,76 16,47 10,29 18,93 11,88 19,17 11,97 21,4 13,42
Cotocollao-Selva Alegre 22,91 11,88 14,79 7,74 22,52 11,61 14,22 7,37 22,49 11,59 14,06 7,28
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el metro-Q Sin el Metro-Q Con el metro-Q Sin el Metro-Q Con el metro-Q
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Alimentador de 23 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Mirador Alto-Quitumbe 22,97 66,27 15,46 43,80 9,71 27,31
Chilibulo-Magdalena 17,64 51,25 10,79 30,76 5,52 15,60
Vicentina-U. Central 23,21 67,41 15,32 43,67 9,33 26,32
Selva Alegre-Labrador 16,38 47,46 9,52 27,13 4,34 12,27
284
4.3.4 Análisis de contingencias
Salida de un transformador de 138/23 kV
ANEXO 4.27: Voltajes en barras de 23 kV
Contingencia 1: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Mirador Alto.
Contingencia 2: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Chilibulo.
285
Contingencia 3: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Vicentina.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] [p.u] [kV] [kV] [p.u] [kV]
Mirador Alto 23 kV 23,20 1,009 23,71 1,031 23,97 1,042
Chilibulo 23 kV 22,93 0,997 23,53 1,023 23,83 1,036
Selva Alegre 23 kV 22,96 0,998 23,52 1,023 23,80 1,035
Quitumbe 22,79 0,991 23,45 1,020 23,81 1,035
Moran Valverde 22,63 0,984 23,35 1,015 23,75 1,033
Solanda 22,52 0,979 23,28 1,012 23,71 1,031
Calzado 22,47 0,977 23,25 1,011 23,69 1,030
Recreo 22,45 0,976 23,24 1,010 23,68 1,030
Magdalena 22,47 0,977 23,25 1,011 23,68 1,030
San Francisco 22,27 0,968 23,12 1,005 23,61 1,027
Alameda 22,19 0,965 23,07 1,003 23,58 1,025
El Ejido 22,15 0,963 23,05 1,002 23,56 1,025
U.Central 22,15 0,963 23,04 1,002 23,56 1,024
Pradera 22,12 0,962 23,02 1,001 23,55 1,024
Carolina 22,12 0,962 23,02 1,001 23,55 1,024
Iñaquito 22,14 0,963 23,03 1,001 23,55 1,024
Jipijapa 22,22 0,966 23,08 1,003 23,57 1,025
El Labrador 22,32 0,971 23,14 1,006 23,61 1,026
Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Selva Alegre.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] [p.u] [kV] [kV] [p.u] [kV]
Mirador Alto 23 kV 23,26 1,011 23,73 1,032 23,96 1,042
Chilibulo 23 kV 6,54 0,991 23,57 1,025 23,83 1,036
Vicentina 23 kV 22,90 0,996 23,49 1,021 23,80 1,035
Quitumbe 22,88 0,995 23,49 1,021 23,82 1,035
Moran Valverde 22,74 0,989 23,40 1,017 23,76 1,033
Solanda 22,61 0,983 23,33 1,015 23,73 1,032
Calzado 22,61 0,983 23,31 1,014 23,71 1,031
Recreo 22,60 0,983 23,31 1,013 23,70 1,031
Magdalena 22,63 0,984 23,32 1,014 23,71 1,031
San Francisco 22,47 0,977 23,22 1,010 23,66 1,028
Alameda 22,40 0,974 23,18 1,008 23,63 1,028
El Ejido 22,39 0,973 23,17 1,007 23,63 1,027
U.Central 22,40 0,974 23,18 1,008 23,63 1,027
Pradera 22,24 0,967 23,08 1,004 23,58 1,025
Carolina 22,13 0,962 23,02 1,001 23,54 1,023
Iñaquito 22,10 0,961 23,00 1,000 23,53 1,023
Jipijapa 22,07 0,960 22,98 0,999 23,52 1,023
El Labrador 22,08 0,960 22,98 0,999 23,52 1,023
286
ANEXO 4.28: Cargabilidad de elementos.
Contingencia 1: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Mirador Alto.
Contingencia 2: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Chilibulo.
287
Contingencia 3: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Vicentina.
Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Selva Alegre.
288
Salida de una Línea de 138 kV
ANEXO 4.29: Cargabilidad de elementos.
Contingencia 1: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.
Contingencia 2: Salida de la línea de 138 kV Chilibulo-Selva Alegre.
289
Contingencia 3: Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Mirador Alto.
Contingencia 4: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Mirador Alto.
290
Contingencia 5: Salida de la línea de 138 kV Selva Alegre-Pomasqui.
Salida de un Circuito Alimentador de 23 kV
ANEXO 4.30: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV que queda en servicio.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Circuito C1 o C2
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Mirador Alto-Quitumbe 21,33 122,57 13,74 77,62 7,98 45,20
Chilibulo-Magdalena 15,89 91,85 9,901 56,19 5,43 30,84
Vicentina-U.Central 21,05 121,60 13,58 76,97 7,77 44,16
Selva Alegre-El Labrador 14,36 82,85 8,76 49,63 4,59 26,10
291
SEGUNDA ALTERNATIVA
Voltajes
ANEXO 4.31: Voltajes en barras de 138 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q
Subestación [kV] [kV] [kV] [kV] [kV] [kV]
Conocoto 141,02 140,09 141,93 141,29 141,94 141,53
Cristianía 141,75 140,54 142,45 141,90 142,41 142,17
Nueva Cumbayá 140,65 140,54 141,56 140,83 141,50 141,05
Pomasqui 141,97 141,00 142,67 142,16 142,58 142,38
Cotocollao 140,45 139,48 141,35 140,60 141,33 141,06
Mirador Alto 141,53 140,44 142,30 141,50 142,23 141,69
Vicentina 140,54 139,56 141,45 140,70 141,40 140,89
Eugenio Espejo 141,22 140,28 142,18 141,41 142,25 141,85
Zámbiza 140,77 139,80 141,68 140,99 141,62 141,19
Chilibulo 140,88 139,75 141,84 140,86 141,89 141,38
Parque Bicentenario 141,35 140,09 141,65 141,27 141,61 141,51
ANEXO 4.32: Voltajes en barras de 23 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q Sin el
Metro-Q Con el
Metro-Q
Subestación [kV] [kV] [kV] [kV] [kV] [kV]
Conocoto 23,78 23,62 24,03 23,92 24,10 24,03
Cristianía 23,94 23,45 23,73 23,88 24,13 24,08
Nueva Cumbayá 23,51 23,33 23,87 23,76 24,01 23,93
Pomasqui 23,42 23,27 23,80 23,70 23,94 23,89
Cotocollao 23,32 23,16 23,71 23,70 23,86 23,82
Eugenio Espejo 23,15 22,98 23,49 23,36 23,61 23,54
Zámbiza 23,76 23,58 24,12 23,64 23,92 23,85
B1 Chilibulo 23,08 22,89 23,48 23,31 23,64 23,56
Mirador Alto
23,42
23,31
23,80
Vicentina
23,32
23,20
23,74
Parque Bicentenario
23,13
23,37
23,63
B2 Chilibulo
23,28
23,45
23,73
292
Demanda máxima Demanda máxima Demanda máxima
Estaciones del Metro-Q
[kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u
Quitumbe 23,14 1,01 23,34 1,01 23,38 1,02
Moran Valverde 23,03 1,00 23,23 1,01 23,27 1,01
Solanda 22,96 1,00 23,17 1,01 23,21 1,01
Calzado 22,94 1,00 23,13 1,01 23,19 1,01
Recreo 22,96 1,00 23,17 1,01 23,21 1,01
Magdalena 23,02 1,00 23,23 1,01 23,27 1,01
San Francisco 22,95 1,00 23,16 1,01 23,20 1,01
Alameda 22,95 1,00 23,16 1,01 23,20 1,01
El Ejido 22,97 1,00 23,16 1,01 23,22 1,01
U.Central 23,02 1,00 23,23 1,01 23,27 1,01
Pradera 22,98 1,00 23,19 1,01 23,23 1,01
Carolina 22,98 1,00 23,16 1,01 23,23 1,01
Iñaquito 22,99 1,00 23,20 1,01 23,24 1,01
Jipijapa 23,05 1,00 23,26 1,01 23,30 1,01
El Labrador 23,14 1,01 23,35 1,02 23,39 1,02
ANEXO 4.33: Voltajes en barras de 1.5 kV.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
Estaciones del Metro-Q
[kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u
Quitumbe 1,50 1,000 1,51 1,008 1,50 1,003
Moran Valverde 1,49 0,995 1,51 1,007 1,50 1,001
Solanda 1,49 0,992 1,51 1,007 1,50 1,000
Calzado 1,49 0,992 1,51 1,007 1,50 1,000
Recreo 1,49 0,992 1,51 1,008 1,50 1,000
Magdalena 1,49 0,995 1,51 1,009 1,50 1,001
San Francisco 1,49 0,992 1,51 1,007 1,50 0,999
Alameda 1,49 0,992 1,51 1,006 1,50 0,999
El Ejido 1,49 0,993 1,51 1,006 1,50 0,999
U.Central 1,49 0,995 1,51 1,007 1,50 1,000
Pradera 1,49 0,993 1,51 1,007 1,50 0,999
Carolina 1,49 0,993 1,51 1,008 1,50 0,999
Iñaquito 1,49 0,993 1,51 1,009 1,50 0,999
Jipijapa 1,49 0,996 1,52 1,011 1,50 0,999
El Labrador 1,50 1,000 1,52 1,013 1,50 1,000
293
Cargabilidad de Transformadores
ANEXO 4.34: Cargabilidad de transformadores de 230/138 kV.
ANEXO 4.35: Cargabilidad de transformadores de 138/23 kV.
Subestación
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Santa Rosa 15302 36,67 168 43,79 91,75 23,75 93,75 25,09 45,92 12 50,84 13,27
El Inga 84,59 37,9 87,76 39,45 69,5 31,22 70,6 31,68 63,01 28,67 63,49 28,83
Pomasqui 113 37,32 122,95 41,03 71,73 23,9 75,57 25,18 41,69 14,18 44,43 15,06
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
Subestación
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Cotocollao 26,67 79,43 26,68 80,09 15,84 46,87 15,85 47,13 7,87 23,29 7,87 23,38
Pomasqui 24,92 73,47 24,94 73,97 14,78 43,32 14,78 43,48 7,87 23,08 7,86 23,11
Cristianía 24,68 72,86 25,64 76,29 15,24 44,74 15,24 44,92 7,58 22,24 7,58 22,29
Nueva Cumbayá 24,07 71,57 23,62 70,82 13,92 41,12 13,92 41,33 6,84 20,22 6,84 20,28
Eugenio Espejo 19,95 59,09 19,96 59,55 11,89 34,97 11,89 35,17 5,92 17,4 5,92 17,47
Conocoto 13,93 41,58 13,93 41,58 8,28 24,39 8,28 24,5 4,1 12,09 4,1 12,12
Zámbiza 20,84 61,9 20,85 62,37 12,43 36,68 13,09 38,88 6,51 19,21 6,51 19,27
Mirador Alto 22,09 65,82 7,94 23,84 21,5 63,45
Chilibulo 16,72 66,11 9,84 38,54 4,86 19,01
Vicentina 23,69 71 9,92 30,48 21,13 62,72
Parque Bicentenario 21,62 64,61 12,19 36,05 21,47 63,44
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
294
ANEXO 4.36: Cargabilidad de transformadores 23/1.5 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Estación
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Quitumbe 5,24 74,39 3,49 49,80 1,81 25,74
Moran Valverde 5,24 74,76 3,49 49,92 1,81 25,78
Solanda 5,24 74,99 3,49 49,97 1,81 25,81
Calzado 5,24 75,04 3,49 49,97 1,81 25,82
Recreo 5,24 74,98 3,49 49,90 1,81 25,82
Magdalena 5,24 74,80 3,49 49,78 1,81 25,80
San Francisco 5,24 75,02 3,49 49,93 1,81 25,83
Alameda 5,24 75,03 3,49 49,98 1,81 25,84
El Ejido 5,24 74,95 3,49 49,97 1,81 25,83
U.Central 5,24 74,77 3,49 49,92 1,81 25,82
Pradera 5,24 74,92 3,49 49,91 1,81 25,84
Carolina 5,24 74,93 3,49 49,86 1,81 25,85
Iñaquito 5,24 74,90 3,49 49,83 1,81 25,85
Jipijapa 5,24 74,70 3,49 49,68 1,81 25,84
El Labrador 5,24 74,39 3,49 49,49 1,81 25,81
295
Cargabilidad de Lineas de 138 kV y Alimentadores de 23 kV
ANEXO 4.37: Cargabilidad de líneas de 138 kV.
ANEXO 4.38: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Alimentadores de 23 kV Potencia Aparente
[MVA]
Cargabilidad [%]
Potencia Aparente
[MVA]
Cargabilidad [%]
Potencia Aparente
[MVA]
Cargabilidad [%]
Mirador Alto-Quitumbe 21,70 62,50 13,29 38,72 8,57 24,29
Chilibulo-Magdalena 16,41 47,54 15,37 44,5 5,85 16,62
Vicentina-U.Central 22,81 60,27 13,54 39,63 8,72 24,75
P.Bicentenario-El Labrador 21,03 61,35 17,81 51,9 5,60 15,98
Línea de 138 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Eugenio Espejo-Santa Rosa 82,54 42,43 89,25 46,14 67,59 34,59 74,17 38,08 56,82 29,03 14,1 20,54
Cotocollao-Pomasqui 56,54 29,33 65,28 33,87 46,32 23,83 28,53 14,75 38,67 19,88 16,02 8,33
Selva Alegre-Santa Rosa 57,65 29,69 59,51 30,84 54,55 27,94 44,72 23 51,88 26,56 32,31 16,69
Mirador Alto-Santa Rosa 32,31 19,94 50,32 31,24 28,53 17,52 31,27 19,24 26,03 15,97 21,86 13,55
Chil ibulo-Eugenio Espejo 44,97 23,25 51,33 26,74 45,38 23,3 62,66 32,16 45,75 23,45 28,96 15
Conocoto-Santa rosa 39,78 24,9 44,09 27,77 31,52 19,62 27,65 17,25 25,67 15,96 18,01 11,3
Pomasqui-Selva Alegre 30,29 15,67 33,83 17,62 26,43 13,59 14,94 7,72 23,55 12,11 27,61 11,63
Nueva Cumbayá-Vicentina 36,59 22,76 33,18 20,79 34,65 21,39 35,25 21,92 56,16 35 51,81 32,24
Zámbiza-Pomasqui 45,57 28,3 45,71 28,58 45,72 28,19 47,51 29,48 50,95 31,42 50,49 31,24
Mirador Alto-Vicentina 32,54 20,2 29,85 18,67 28,82 17,79 19,76 12,23 26,36 16,26 14,97 9,31
Chil ibulo-Selva Alegre 28,57 14,8 19,52 10,19 35,53 18,28 26,02 13,46 40,84 20,98 18,68 9,68
Conocoto-Vicentina 14,74 9,27 18,68 11,84 17,1 10,7 11,93 7,47 19,21 12 11,58 7,3
Cotocollao-Selva Alegre 23,04 11,96 18,94 9,9 22,65 11,68 18,31 9,49 29,78 15,56 28,09 14,6
P.Bicentenario-Cristianía 23,23 9,58 27,82 11,37 35,02 14,4
P.Bicentenario-Vicentina 26,02 10,78 33,5 13,7 39,09 16,08
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
296
Análisis de Contingencias
Salida de Transformadores de 138/23 kV
ANEXO 4.39: Voltajes en barras de 23 kV.
Contingencia 1: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Mirador Alto.
Contingencia 2: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Chilibulo.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
Mirador Alto 23 kV 23,10 1,004 22,77 0,99 23,69 1,030
Vicentina 23 kV 22,98 0,999 22,77 0,990 23,69 1,030
P. Bicentenario 23 kV 22,95 0,998 23,00 1,000 23,46 1,020
Quitumbe 22,67 0,986 22,54 0,980 23,46 1,020
Moran Valverde 22,51 0,979 22,54 0,980 23,46 1,020
Solanda 22,39 0,973 22,54 0,980 23,46 1,020
Calzado 22,34 0,971 22,31 0,970 23,46 1,020
Recreo 22,31 0,970 22,31 0,970 23,46 1,020
Magdalena 22,33 0,971 22,54 0,980 23,46 1,020
San Francisco 22,32 0,971 22,54 0,980 23,46 1,020
Alameda 22,36 0,972 22,54 0,980 23,46 1,020
El Ejido 22,42 0,975 22,54 0,980 23,46 1,020
U.Central 22,50 0,978 22,54 0,980 23,46 1,020
Pradera 22,45 0,976 22,54 0,980 23,46 1,020
Carolina 22,44 0,976 22,77 0,990 23,46 1,020
Iñaquito 22,45 0,976 22,77 0,990 23,46 1,020
Jipijapa 22,51 0,979 22,77 0,990 23,46 1,020
El Labrador 22,60 0,983 23,00 1,000 23,46 1,020
297
Contingencia 3: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Vicentina.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
Mirador Alto 23 kV 23,33 1,014 23,23 1,01 23,69 1,03
Chilibulo 23 kV 23,13 1,006 23,46 1,020 23,69 1,030
P.Bicentenario 23 kV 22,84 0,993 23,23 1,010 23,46 1,020
Quitumbe 22,96 0,998 23,00 1,000 23,69 1,030
Moran Valverde 22,82 0,992 23,00 1,000 23,69 1,030
Solanda 22,73 0,988 23,00 1,000 23,46 1,020
Calzado 22,70 0,987 23,00 1,000 23,46 1,020
Recreo 22,69 0,987 23,00 1,000 23,46 1,020
Magdalena 22,73 0,988 23,00 1,000 23,46 1,020
San Francisco 22,58 0,982 23,00 1,000 23,46 1,020
Alameda 22,53 0,979 23,00 1,000 23,46 1,020
El Ejido 22,52 0,979 23,00 1,000 23,46 1,020
U.Central 22,53 0,980 23,00 1,000 23,46 1,020
Pradera 22,53 0,980 23,00 1,000 23,46 1,020
Carolina 22,57 0,981 23,00 1,000 23,46 1,020
Iñaquito 22,59 0,982 23,00 1,000 23,46 1,020
Jipijapa 22,69 0,987 23,23 1,010 23,46 1,020
El Labrador 22,82 0,992 23,23 1,010 23,46 1,020
Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Parque Bicentenario.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
Mirador Alto 23 kV 23,25 1,011 23,00 1,000 23,69 1,03
Chilibulo 23 kV 23,04 1,002 23,00 1,000 23,69 1,030
Vicentina 23 kV 22,89 0,995 22,54 0,980 23,69 1,030
Quitumbe 22,87 0,994 22,77 0,990 23,69 1,030
Moran Valverde 22,73 0,988 22,54 0,980 23,46 1,020
Solanda 22,63 0,984 22,54 0,980 23,46 1,020
Calzado 22,60 0,982 22,54 0,980 23,46 1,020
Recreo 22,59 0,982 22,54 0,980 23,46 1,020
Magdalena 22,62 0,983 22,54 0,980 23,46 1,020
San Francisco 22,46 0,976 22,54 0,980 23,46 1,020
Alameda 22,39 0,974 22,31 0,970 23,46 1,020
El Ejido 22,37 0,973 22,31 0,970 23,46 1,020
U.Central 22,38 0,973 22,31 0,970 23,46 1,020
Pradera 22,23 0,967 22,31 0,970 23,46 1,020
Carolina 22,12 0,962 22,08 0,960 23,46 1,020
Iñaquito 22,09 0,960 22,08 0,960 23,23 1,010
Jipijapa 22,06 0,959 22,08 0,960 23,23 1,010
El Labrador 22,07 0,959 22,08 0,960 23,23 1,010
298
ANEXO 4.40: Cargabilidad de elementos.
Contingencia 1: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Mirador Alto.
Contingencia 2: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Chilibulo.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
26,94 80,84 14,56 64,24 9,59 28,85
28,29 84,94 17,47 52,88 11,35 34,01
27,74 83,02 20,89 64,18 7,74 23,31
26,13 76,76 10,49 61,01 4,8 27,4
27,69 80,66 8,74 51,17 5,67 32,3
26,85 78,84 10,45 60,94 3,87 22,14
56,56 29,51 43,65 22,55 31,04 16,11
24,06 9,94 26,4 10,93 34,04 14,07
28,13 11,66 35,48 14,52 40,11 16,59
38,8 24,28 24,44 15,13 18,23 11,36
38,68 24,02 24,15 14,87 17,74 11
19,15 98,88 12,87 65,81 6,78 33,66
16,31 83,36 10,07 51,17 5,63 27,75
15,94 80,67 11,56 58,36 4,72 23,27
Circuitos
23 kV
C1 El Recreo-Magdalena
C2 U.Central-El Ejido
C3 Jipijapa-El Labrador
Alimentador
23 kV
Transformador
138/23 kV
A4 P.Bicentenario-El Labrador
Líneas
138 kV
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Cristianía-P.bicentenario
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T Vicentina -Mirador Alto
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
T1 P.Bicentenario
A2 Chilibulo-Magdalena
A3 Vicentina-U.Central
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
28,77 85,8 18,51 56,47 10,77 32,27
26,94 80,89 16,62 50,82 10,59 31,78
26,92 80,54 22,76 70,56 7,32 22,07
28,01 81,47 9,25 54,65 5,38 30,64
26,35 76,81 8,31 49,18 5,29 30,18
26,03 76,48 11,38 67 3,66 20,96
44,5 23,15 30,41 15,67 24,6 12,75
24,74 10,38 27,48 11,38 33,86 14
26,44 10,96 33,94 13,97 39,2 16,22
29,28 18,33 19,53 12,09 15,39 9,59
57,45 35,75 37,29 22,99 24,5 15,2
16,52 84,22 11,08 56,98 6,36 31,35C1 Quitumbe-Moran Valverde
Líneas
138 kV
Circuitos
23 kV
Alimentador
23 kV
A1 Mirador Alto-Quitumbe
A3 Vicentina-U.Central
A4 P.Bicentenario-El Labrador
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Cristianía-P.bicentenario
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T Vicentina -Mirador Alto
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Mirador Alto
T1 Vicentina
T1 Parque Bicentenario
299
Contingencia 3: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Vicentina.
Contingencia 4: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Parque Bicentenario.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
27,65 82,43 16,43 49,22 10,75 32,11
23,6 70,77 17,83 54,11 8,49 25,44
31,4 93,99 21,65 66,11 9,34 28,17
27,07 78,27 8,22 47,63 5,37 30,49
23,05 67,2 8,92 51,39 4,24 24,16
30,23 89,25 10,83 62,78 4,67 26,75
54,42 28,38 41,97 21,67 30,28 15,71
24,81 10,25 25,75 10,66 33,87 14
30,04 12,44 37,32 15,35 41,31 17,07
25,74 16,11 18,83 11,66 14,27 8,89
52,28 32,49 31,68 19,51 22,5 13,95
16,19 81,9 10,4 52,33 15,91 79,56
17,54 89,29 12,2 61,21 5,49 27,16
C2 Quitumbe-Moran Valverde
C5 Jipijapa-El Labrador
Líneas
138 kV
Circuitos
23 kV
Alimentadores
23 kV
A1 Mirador Alto-Quitumbe
A2 Chilibulo-Magdalena
A4 P.Bicentenario-El Labrador
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Cristianía-P.bicentenario
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T Vicentina -Mirador Alto
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Mirador Alto
T2 de Chilibulo
T1 P.Bicentenario
Demanda máxima
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
27,63 82,39 17,36 52,7 9,89 29,58
23,86 71,57 21,31 65,8 7,56 22,7
31,84 95,59 18,09 55,86 11,1 33,4
26,97 78,24 8,68 51 4,94 28,09
23,21 67,96 10,66 62,48 3,78 21,55
30,8 90,77 9,05 54,06 5,55 31,72
53,13 27,71 41,78 21,6 29,45 15,28
22,17 9,13 29,21 11,98 36,92 15,23
22,86 9,48 29,4 12,18 37,02 15,33
27,24 17,27 17,62 10,91 14,87 9,26
54,49 33,86 35,2 20,85 22,97 14,25
16,04 81,48 15,86 79,88 15,73 79,02
17,95 93,14 12,13 63,16 6,38 31,62
C2 Quitumbe-Moran Valverde
C3 U.Central-La Pradera
Líneas
138 kV
Circuitos
23 kV
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Cristianía-P.Bicentenario
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T Vicentina -Mirador Alto
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
Alimentador
23 kV
A1 Mirador Alto-Quitumbe
A2 Chilibulo-Magdalena
A3 Vicentina-U.Central
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Mirador Alto
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
300
Salida de una línea de 138 kV
ANEXO 4.41: Cargabilidad de elementos.
Contingencia 1: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.
Contingencia 2: Salida de la línea de 138 kV Chilibulo-Selva Alegre.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
24,74 75,31 15,59 47,02 9,93 29,68
10,36 32 12,03 36,98 3,31 9,95
23,08 70,59 15,01 45,48 9,72 29,11
22,16 68,4 18,77 57,73 6,08 18,28
93,49 48,45 68,43 35,21 47,23 24,46
64,46 31,15 42,12 21,97 18,65 9,63
57,39 30,22 25,65 13,33 12,56 6,53
37,59 20 22,23 11,62 10,79 5,63
32,16 13,36 38,73 15,86 42,51 17,51
37,61 23,63 24,99 15,48 18 11,22
23,38 9,84 30,39 12,54 37,76 15,6
62,49 38,95 39,34 24,25 26,65 16,53
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Vicentina-P.Bicentenario
L/T Vicentina -Mirador Alto
L/T Cristianía-P.Bicentenario
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
Transformador
138/23 kV
Líneas
138 kV
T1 Mirador Alto
T2 Chilibulo
T1 Vicentina
T1 Parque Bicentenario
L/T Santa Rosa-Selva Alegre
L/T Chilibulo-Selva Alegre
L/T Selva Alegre-Pomasqui
Demanda media Demanda mínima
Elemento
Demanda máxima
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
21,19 64,33 13,04 39,28 8,06 24,06
17,91 54,56 16,62 50,65 7,44 22,27
20,35 62,01 13,25 40,07 8,18 24,5
20,53 63,07 17,77 54,54 5,08 15,31
72,71 37,63 47,91 24,65 22,98 11,91
66,86 34,62 51,35 26,41 39,53 20,48
38,57 20,14 15,4 7,96 17,01 8,84
34,83 18,21 26,01 13,54 12,32 6,46
27,41 11,36 34,94 14,29 40,55 16,7
31,16 19,53 20,85 12,9 16,52 10,29
23,55 9,88 29,13 12,02 37 15,24
52,22 32,5 32,45 19,99 23,23 14,41
Líneas
138 kV
L/T Santa Rosa-Eugenio Espejo
L/T Santa Rosa-Selva Alegre
L/T Selva Alegre-Pomasqui
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Vicentina-P.Bicentenario
L/T Vicentina-Mirador Alto
L/T Cristianía-P.Bicentenario
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Mirador Alto
T2 Chilibulo
T1 Vicentina
T1 Parque Bicentenario
301
Contingencia 3: Salida del transformador de 138/23 kV-S/E Vicentina.
Contingencia 4: Salida de la línea de 138 kV Mirador Alto-Santa Rosa.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
23,03 69,68 14,25 42,85 9,15 27,29
16,31 49,77 15,55 47,41 5,79 17,36
20,03 61,11 13,44 40,73 8,39 25,13
20,65 63,5 17,84 54,79 5,41 16,3
91,29 47,18 64,05 32,87 40,63 21
61,69 31,96 46,04 23,72 33,07 17,18
21,18 11,06 18,84 9,74 19,35 10,05
31,6 16,51 14,14 7,31 23,08 11,98
53,28 27,76 41,63 21,51 29,81 15,48
24,98 10,38 32,27 13,22 38,43 15,85
24,44 10,27 27,43 11,35 34,51 14,28
23,49 14,55 14,3 8,79 9,22 5,7
Líneas
138 kV
L/T Santa Rosa-Eugenio Espejo
L/T Santa Rosa-Selva Alegre
L/T Chilibulo-Selva Alegre
L/T Selva Alegre-Pomasqui
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Vicentina-P.Bicentenario
L/T Cristianía-P.Bicentenario
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Mirador Alto
T2 Chilibulo
T1 Vicentina
T1 Parque Bicentenario
Demanda máxima Demanda media
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
18,53 56,8 11,77 35,64 7,31 21,94
18,59 56,89 16,82 51,39 6,76 20,28
21,09 64,53 13,83 41,94 8,82 26,46
21,8 67,21 18,47 56,79 5,94 17,9
94,09 48,62 65,68 33,71 41,69 21,55
63,95 33,14 47,39 24,41 33,95 17,62
21,7 11,34 19,22 9,94 19,56 10,16
30,32 15,85 14,32 7,4 23,62 12,26
56,01 29,19 43,25 22,34 30,87 16,03
24,08 10,02 31,27 12,82 37,83 15,61
18,64 11,86 11,8 7,32 7,26 4,58
25,43 10,68 26,49 10,98 33,63 13,91
Líneas
138 kV
L/T Santa Rosa-Eugenio Espejo
L/T Santa Rosa-Selva Alegre
L/T Chilibulo-Selva Alegre
L/T Selva Alegre-Pomasqui
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Vicentina-P.Bicentenario
L/T Vicentina -Mirador Alto
L/T Cristianía-P.Bicentenario
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Mirador Alto
T2 Chilibulo
T1 Vicentina
T1 Parque Bicentenario
302
Contingencia 5: Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario.
Anexo 4.42: Salida de un circuito alimentador de 23 kV que queda en servicio.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Circuito C1 o C2
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Mirador Alto-Quitumbe 20,10 115,31 12,49 72,58 7,91 44,81
Chilibulo-Magdalena 14,78 85,15 14,05 80,86 5,22 29,65
Vicentina-U.Central 18,84 108,36 12,30 71,95 7,83 44,44
P.Bicentenario-El Labrador 20,96 122,23 18,02 104,98 5,58 31,90
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
21,99 66,68 14,14 42,56 9,28 27,7
16,52 50,37 15,77 48,11 6,09 18,23
21,76 66,25 15,25 46,1 10,6 31,71
20,13 61,82 16,89 51,9 4,1 12,36
90,82 46,97 65,38 33,56 43,02 22,24
61,28 31,74 24,45 24,45 35,62 18,45
21,32 11,13 20,37 10,53 21,54 11,18
31,86 16,63 16,69 8,63 28,99 15,05
53,96 27,59 42,95 22,18 32,17 16,69
28,61 17,95 17,27 10,69 14,08 8,77
20,53 8,54 17,17 7,16 3,68 1,71
49,57 30,86 28,18 17,36 19,4 12,04
Líneas
138 kV
L/T Santa Rosa-Eugenio Espejo
L/T Santa Rosa-Selva Alegre
L/T Chilibulo-Selva Alegre
L/T Selva Alegre-Pomasqui
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Vicentina -Mirador Alto
L/T Cristianía-P.Bicentenario
L/T Mirador Alto-Santa Rosa
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Mirador Alto
T2 Chilibulo
T1 Vicentina
T1 Parque Bicentenario
303
TERCERA ALTERNATIVA
Voltajes
ANEXO 4.43: Voltajes en barras de 138 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Con el Metro-Q sin el Metro-Q
SUBESTACIÓN [kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u [kV ] p.u [kV] p.u Eugenio Espejo 141,15 1,023 139,97 1,014 142,26 1,031 141,98 1,029 140,92 1,021 141,04 1,022
Chilibulo 140,78 1,020 139,52 1,011 142,04 1,029 141,74 1,027 140,68 1,019 140,81 1,020 Vicentina 140,51 1,018 139,54 1,011 141,55 1,026 141,43 1,025 140,06 1,015 140,29 1,017
Parque Bicentenario 141,54 1,026 140,38 1,017 142,26 1,031 142,07 1,030 140,26 1,016 140,51 1,018 Conocoto 140,96 1,021 140,07 1,015 141,96 1,029 141,86 1,028 140,55 1,018 140,78 1,020 Cristianía 141,65 1,026 140,66 1,019 142,36 1,032 142,28 1,031 140,28 1,017 140,58 1,019 Cotocollao 140,31 1,017 139,29 1,009 141,60 1,026 141,49 1,025 140,06 1,015 140,32 1,017 Pomasqui 141,82 1,028 140,88 1,021 142,46 1,032 142,41 1,032 140,32 1,017 140,64 1,019
Selva Alegre 140,67 1,019 139,59 1,012 141,94 1,029 141,77 1,027 140,49 1,018 140,71 1,020 Zámbiza 140,70 1,020 139,76 1,013 141,70 1,027 141,60 1,026 140,12 1,015 140,37 1,017
Nueva Cumbayá 140,59 1,019 139,63 1,012 141,61 1,026 141,50 1,025 140,08 1,015 140,33 1,017 Santa Rosa 142,02 1,029 141,24 1,023 142,71 1,034 142,65 1,034 141,23 1,023 141,46 1,025
304
ANEXO 4.44: Voltajes en barras de 23 kV.
305
ANEXO 4.45: Voltajes en barras de 1.5 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima Estación [kV] p.u [kV] p.u [kV] p.u Quitumbe 1,50 1,000 1,52 1,016 1,53 1,022
Moran Valverde 1,49 0,995 1,52 1,012 1,53 1,020 Solanda 1,49 0,992 1,52 1,010 1,53 1,019
El Calzado 1,49 0,991 1,51 1,009 1,53 1,018 El Recreo 1,49 0,992 1,51 1,009 1,53 1,018
La Magdalena 1,49 0,995 1,52 1,011 1,53 1,019 San Francisco 1,49 0,992 1,51 1,009 1,53 1,018
Alameda 1,49 0,992 1,51 1,009 1,53 1,018 El Ejido 1,49 0,993 1,51 1,010 1,53 1,019
U.Central 1,49 0,996 1,52 1,011 1,53 1,020 La Pradera 1,49 0,994 1,52 1,011 1,53 1,019
Carolina 1,49 0,994 1,52 1,011 1,53 1,019 Iñaquito 1,49 0,995 1,52 1,012 1,53 1,019 Jipijapa 1,50 0,997 1,52 1,014 1,53 1,020
El Labrador 1,50 1,002 1,53 1,017 1,53 1,019
306
307
ANEXO 4.48: Cargabilidad de transformadores reductores 23/1.5 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Estación
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Quitumbe 5,22 74,93 3,35 47,87 1,80 25,03 Moran Valverde 5,21 75,02 3,34 47,84 1,80 24,99
Solanda 5,21 75,21 3,34 47,92 1,80 25,02 El Calzado 5,21 75,24 3,34 47,93 1,80 25,02 El Recreo 5,21 75,15 3,34 47,90 1,80 25,02
La Magdalena 5,21 74,93 3,34 47,83 1,80 25,00 San Francisco 5,21 75,11 3,34 47,90 1,80 25,67
Alameda 5,21 75,09 3,34 47,90 1,80 25,04 El Ejido 5,21 74,99 3,34 47,87 1,80 25,03
U.Central 5,21 74,80 3,34 47,80 1,80 25,01 La Pradera 5,21 74,93 3,34 47,85 1,80 25,68
Carolina 5,21 74,92 3,34 47,86 1,80 25,05 Iñaquito 5,21 74,88 3,34 47,85 1,80 25,04 Jipijapa 5,21 74,67 3,34 47,77 1,80 25,03
El Labrador 5,21 74,34 3,34 47,65 1,80 25,00
308
Cargabilidad de Líneas de 138 kV y Alimentadores de 23 kV
ANEXO 4.49: Cargabilidad de Líneas de 138 kV.
ANEXO 4.50: Cargabilidad de Alimentadores de 23 kV.
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Alimentadores 23 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Eugenio Espejo-Quitumbe 19,97 57,80 12,55 35,46 7,34 20,79
Chilibulo-Magdalena 16,43 47,54 10,94 30,98 6,10 17,30
Vicentina-U.Central 21,43 61,83 14,64 41,41 8,95 25,39
Parque Bicentenario-El Labrador 22,03 64,06 13,00 36,98 5,28 15,06
Línea de 138 kV
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Santa Rosa-Eugenio Espejo 82,64 42,47 104,46 53,98 56,61 28,94 69,96 35,79 37,68 19,47 45,14 23,3
Chilibulo-Selva Alegre 28,61 14,81 15,13 7,9 24,75 12,7 15,78 8,12 21,94 11,38 16,24 8,41
Conocoto-Vicentina 14,02 8,82 16,84 10,67 12,62 7,88 13,83 8,65 14,3 9,02 14,4 9,08
Eugenio Espejo-Chilibulo 45,01 23,27 46,25 24,12 34,5 17,68 35,26 18,11 26,71 13,84 26,89 13,92
Nueva Cumbayá-Zámbiza 33,68 20,93 35,66 22,31 39,18 24,16 36,99 22,84 48,83 30,45 46,25 28,79
Pomasqui-Cristianía 8,07 3,29 11,15 4,58 4,88 1,98 6,05 2,45 4,86 2 4,7 1,93
Santa Rosa-Conocoto 39,24 24,61 42,27 26,68 26,25 16,35 27,86 17,36 18,88 11,88 19,32 12,14
Santa Rosa-Selva Alegre 57,71 29,71 61,4 31,81 42,65 21,82 44,74 22,91 31,58 16,38 32,61 16,88
Vicentina-Nueva cumbayá 35,58 22,12 31,34 19,62 47,32 29,2 43,55 26,9 54,97 34,28 52,2 32,5
P.Bicentenario-Pomasqui 14,9 9,2 21,95 13,66 13,12 8,06 13,14 8,08 18,91 11,78 17,27 10,73
P.Bicentenario-Vicentina 28,34 11,64 27,02 11,18 37,86 15,44 37,65 15,37 46,14 19,02 45,61 18,77
Cristianía-Parque Bicentenario 24,43 9,96 17,86 7,34 26,24 10,65 21,98 8,93 27,14 11,17 25,1 10,31
Vicentina-Santa Rosa 32,12 19,96 35,64 22,3 23,08 14,24 24,85 15,35 19,42 12,11 19,79 12,32
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q Sin el Metro-Q Con el Metro-Q
309
Análisis de Contingencias
Salida de un transformador de 138/23kV
ANEXO 4.51: Voltajes en barras de 23 kV
Contingencia 1: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Eugenio Espejo.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
Chilibulo 23kV 23,00 1,000 23,27 1,012 23,40 1,017
Vicentina 23kV 23,23 1,010 23,41 1,018 23,58 1,025
P.Bicentenario 23kV 23,00 1,000 23,38 1,017 23,48 1,021
Quitumbe 22,08 0,960 22,77 0,990 23,15 1,006
Moran Valverde 22,08 0,960 22,77 0,990 23,15 1,006
Solanda 22,08 0,960 22,80 0,991 23,16 1,007
Calzado 22,31 0,970 22,84 0,993 23,18 1,008
Recreo 22,31 0,970 22,91 0,996 23,22 1,010
Magdalena 22,54 0,980 23,01 1,000 23,28 1,012
San Francisco 22,54 0,980 23,03 1,001 23,30 1,013
Alameda 22,54 0,980 23,07 1,003 23,30 1,013
El Ejido 22,54 0,980 23,11 1,005 23,36 1,016
U.Central 22,77 0,990 23,17 1,008 23,40 1,017
Pradera 22,77 0,990 23,18 1,008 23,40 1,017
Carolina 22,77 0,990 23,21 1,009 23,40 1,018
Iñaquito 22,77 0,990 23,22 1,010 23,41 1,018
Jipijapa 23,00 1,000 23,29 1,012 23,44 1,019
El Labrador 23,00 1,000 23,37 1,016 23,48 1,021
Contingencia 2: Salida del transformador 138/23 kV S/E Chilibulo.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
Mirador Alto 23kV 23,16 1,007 23,59 1,026 23,72 1,031
Vicentina 23kV 23,23 1,010 23,52 1,023 23,67 1,029
P.Bicentenario 23kV 23,00 1,000 23,48 1,021 23,57 1,025
Quitumbe 22,77 0,990 23,45 1,019 23,85 1,037
Moran Valverde 22,60 0,983 23,34 1,015 23,51 1,022
Solanda 22,54 0,980 23,27 1,012 23,47 1,021
Calzado 22,54 0,980 23,24 1,010 23,46 1,020
Recreo 22,54 0,980 23,22 1,009 23,45 1,020
Magdalena 22,54 0,980 23,22 1,010 23,46 1,020
San Francisco 22,54 0,980 23,21 1,009 23,46 1,020
Alameda 22,54 0,980 23,23 1,010 23,47 1,021
El Ejido 22,54 0,980 23,26 1,011 23,49 1,021
U.Central 22,77 0,990 23,31 1,013 23,52 1,023
Pradera 22,77 0,990 23,31 1,013 23,51 1,022
Carolina 22,77 0,990 23,33 1,014 23,51 1,022
Iñaquito 22,77 0,990 23,34 1,015 23,51 1,022
Jipijapa 22,87 0,994 23,39 1,017 23,53 1,023
El Labrador 23,00 1,000 23,47 1,020 23,56 1,024
310
Contingencia 3: Salida del transformador 138/23 kV S/E Vicentina.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
Mirador Alto 23kV 23,23 1,010 23,66 1,029 23,67 1,029
Chilibulo 23kV 23,23 1,010 23,52 1,023 23,43 1,019
P.Bicentenario 23kV 23,00 1,000 23,47 1,020 23,45 1,020
Quitumbe 23,00 1,000 23,52 1,023 23,51 1,022
Moran Valverde 22,77 0,990 23,42 1,018 23,45 1,020
Solanda 22,77 0,990 23,36 1,016 23,41 1,018
Calzado 22,65 0,985 23,33 1,014 23,39 1,017
Recreo 22,66 0,985 23,32 1,014 23,38 1,016
Magdalena 22,77 0,990 23,33 1,014 23,38 1,017
San Francisco 22,54 0,980 23,25 1,011 23,34 1,015
Alameda 22,54 0,980 23,23 1,010 23,32 1,014
El Ejido 22,54 0,980 23,23 1,010 23,32 1,014
U.Central 22,54 0,980 23,25 1,011 23,33 1,014
Pradera 22,54 0,980 23,25 1,011 23,34 1,015
Carolina 22,54 0,980 23,28 1,012 23,35 1,015
Iñaquito 22,62 0,984 23,30 1,013 23,36 1,016
Jipijapa 22,77 0,990 23,37 1,016 23,40 1,017
El Labrador 22,87 0,994 23,45 1,020 23,44 1,019
Contingencia 4: Salida del transformador 138/23 kV S/E Parque Bicentenario.
Demanda máxima
Demanda media
Demanda mínima
[kV] p.u. [kV] p.u. [kV] p.u.
Mirador Alto 23kV 23,18 1,008 23,49 1,022 23,63 1,027
Chilibulo 23kV 23,00 1,000 23,33 1,014 23,43 1,019
Vicentina 23kV 22,89 0,995 23,22 1,010 23,50 1,022
Quitumbe 22,78 0,991 23,35 1,015 23,47 1,021
Moran Valverde 22,77 0,990 23,24 1,010 23,42 1,018
Solanda 22,54 0,980 23,16 1,007 23,37 1,016
Calzado 22,54 0,980 23,13 1,005 23,36 1,016
Recreo 22,54 0,980 23,10 1,004 23,35 1,015
Magdalena 22,54 0,980 23,10 1,004 23,35 1,015
San Francisco 22,42 0,975 22,99 1,000 23,31 1,013
Alameda 22,31 0,970 22,95 0,998 23,30 1,013
El Ejido 22,31 0,970 22,93 0,997 23,30 1,013
U.Central 22,31 0,970 22,93 0,997 23,31 1,013
Pradera 22,31 0,970 22,84 0,993 23,26 1,011
Carolina 22,08 0,960 22,77 0,990 23,22 1,010
Iñaquito 22,08 0,960 22,76 0,989 23,21 1,009
Jipijapa 22,04 0,958 22,74 0,989 23,20 1,009
El Labrador 22,05 0,959 22,74 0,989 23,20 1,009
311
Anexo 4.52: Cargabilidad de elementos
Contingencia 1: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Eugenio Espejo.
Contingencia 2: Salida del transformador 138/23 kV- S/E Chilibulo.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
25,8 79,7 24,76 78,23 13,5 41,52
27,49 84,17 24,35 76,15 13,58 41,58
27,42 84,6 24,28 76,6 12,09 36,07
12,89 75,68 12,39 74,29 6,75 39,42
13,75 79,93 12,17 72,31 6,79 39,49
13,71 80,33 12,14 72,73 5,86 34,25
56,62 29,53 43,02 22,34 31,27 16,3
16,68 7,02 24,25 10,08 25,21 10,48
26,95 11,38 36,09 14,98 45,26 18,78
23,56 14,68 17,69 10,99 17,83 11,14
Líneas
138 kV
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Cristianía-P.bicentenario
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T P.Bicentenario-Pomasqui
Transformador
138/23kV
Alimentador
23 kV
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
T1 P.Bicentenario
A2 Chilibulo-Magdalena
A3 Vicentina-U.Central
A4 P.Bicentenario-El Labrador
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
26,68 82,06 24,82 78,03 13,74 42,15
26,71 81,72 23,97 74,97 13,3 40,74
26,83 82,65 24,1 76 11,62 35,81
13,34 77,93 12,41 74,09 6,87 40,02
13,36 77,6 11,98 71,19 6,66 38,69
13,41 78,49 12,06 72,17 5,82 34
37,64 19,62 29,81 15,45 23,66 12,28
16,66 7,01 24,46 10,16 25,27 10,51
26,62 11,24 35,81 14,86 45,01 18,68
23,49 14,63 17,79 11,05 17,91 11,19
36,95 23,14 27,75 17,28 21,48 13,43
15,82 80,36 14,67 76,13 8,12 40,9
15,76 80,22 13,95 72,72 6,94 35,12
15,81 80,14 14,13 73,43 6,79 34,3
Demanda mínima
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T P.Bicentenario-Pomasqui
L/T Vicentina-Santa Rosa
C2 Quitumbe-Moran Valverde
C4 U.Central-El Ejido
C5 Jipijapa-El Labrador
Líneas
138 kV
Circuitos
23 kV
Alimentador
23 kV
A1 Eugenio Espejo-Quitumbe
A3 Vicentina-U.Central
A4 P.Bicentenario-El Labrador
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Cristianía-P.bicentenario
Demanda máxima Demanda media
Elemento
Transformador
138/23 kV
TM Eugenio Espejo
T1 Vicentina
T1 P.Bicentenario
312
Contingencia 3: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Vicentina.
Contingencia 4: Salida del transformador 138/23 kV-S/E Parque Bicentenario.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
25,36 77,64 22,98 71,8 12,79 39,05
23,11 70,84 22,05 69,07 11,95 36,57
31,54 97,91 27,64 87,9 13,56 41,91
12,67 73,72 11,49 68,18 6,39 37,08
11,55 67,27 11,03 65,59 5,97 34,72
15,77 92,78 13,82 83,47 6,78 39,8
47,86 24,99 36,42 18,95 27,61 14,39
17,06 7,17 24,49 10,17 25,34 10,54
29,61 12,42 38,01 15,72 46,89 19,44
L/T P.Bicentenario-Pomasqui 23,63 14,71 17,75 11,02 17,82 11,13
32,85 20,56 23,72 14,75 19,41 12,13
18,11 92,42 15,9 83,39 7,84 39,76
Demanda mínima
L/T Cristianía-P.bicentenario
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T Vicentina-Santa Rosa
C5 Jipijapa-El Labrador
Líneas
138 kV
T1 P.Bicentenario
Alimentador
23 kV
A1 Eugenio Espejo-Quitumbe
A2 Chilibulo-Magdalena
A4 P.Bicentenario-El Labrador
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
Circuito de 23 kV
Demanda máxima Demanda media
Elemento
Transformador
138/23 kV
TM Eugenio Espejo
T2 de Chilibulo
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
25,55 78,55 23,17 72,63 12,41 37,97
23,36 71,97 22,32 70,2 11,54 35,38
31,8 98,51 27,78 88,12 14,33 44,16
12,77 74,59 11,58 68,97 6,2 36,06
11,68 68,34 11,16 66,66 5,77 33,6
15,9 93,54 13,89 83,67 7,17 41,93
46,45 24,27 35,32 18,38 26,91 14,03
21,87 9,05 24,82 10,22 26,28 10,88
25,38 10,81 35,68 14,85 44,36 18,42
17,1 10,62 13,43 8,31 18,13 11,31
35,21 22,05 25,94 16,16 20,55 12,85
21,52 77,46 15,86 79,88 15,73 79,02
17,94 92,99 16,28 86,35 8,55 43,52
L/T Eugenio Espejo-Chilibulo
L/T Cristianía-P.bicentenario
L/T P.Bicentenario-Vicentina
L/T P.Bicentenario-Pomasqui
L/T Vicentina-Santa Rosa
C2 Quitumbe-Moran Valverde
C3 U.Central-La Pradera
Líneas
138 kV
Circuitos
23 kV
Transformador
138/23 kV
TM Eugenio Espejo
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
Alimentador
23 kV
A1 Eugenio Espejo-Quitumbe
A2 Chilibulo-Magdalena
A3 Vicentina-U.Central
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
313
Salida de una Línea de 138 kV
ANEXO 4.53: Cargabilidad de elementos.
Contingencia 1: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Eugenio Espejo.
Contingencia 2: Salida de la línea de 138 kV Chilibulo-Selva Alegre.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
12,87 40,24 14,39 45,38 7,79 23,96
14,16 43,96 15 47,03 8,05 24,69
27,25 83,38 22,36 69,35 12,96 39,51
26,04 80,34 21,48 67,28 10,29 31,6
100,95 52,31 72,31 37,36 50,08 26,05
81,77 43,53 57,35 30,22 28,28 14,84
61,81 32,64 27,57 14,41 12,47 6,52
50,55 27,08 34,07 18,05 16,95 8,92
33,62 13,96 41,73 17,2 49,25 20,37
47,2 29,65 34,22 21,34 25,06 15,68
21,21 8,86 26,8 11,11 27,85 11,57
21,1 13,6 15,74 10,39 17,83 11,45
Selva alegre Pomasqui
Eugenio Espejo-Chilibulo
Vicentina-Parque Bicentenario
Vicentina -Santa Rosa
Cristianía-Parque Bicentenario
Pomasqui-Parque Bicentenario
T1 Eugenio Espejo
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
T1 Parque Bicentenario
Santa Rosa-Selva Alegre
Chilibulo-selva Alegre
Transformador
138/23 kV
Líneas
138 kV
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
20,03 61,08 20,03 56,23 10,25 31,15
17,27 52,63 17,27 50,21 9,42 28,64
20,97 63,77 20,97 57,75 10,17 30,98
21,61 66,22 21,61 60,86 9,07 27,79
92,92 48,06 92,92 33,26 33,3 17,35
66,65 34,49 66,65 26,01 38,89 20,19
38,14 19,91 38,14 5,94 17,17 8,93
34,23 17,94 34,23 13,2 13,22 7,02
28,16 11,65 28,16 15,43 46,44 19,19
36,4 22,81 36,4 16,67 21,45 13,41
18,89 7,89 18,89 10,79 27,32 11,34
21,19 13,59 21,19 10,58 18,13 11,62
Líneas
138 kV
Santa Rosa-Eugenio Espejo
Santa Rosa-Selva Alegre
Selva Alegre-Pomasqui
Eugenio Espejo-Chilibulo
Vicentina-P.Bicentenario
Vicentina-Santa Rosa
Cristianía-P.Bicentenario
Pomasqui-P.Bicentenario
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Eugenio Espejo
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
T1 P.Bicentenario
314
Contingencia 3: Salida de la línea de 138 kV Santa Rosa-Vicentina.
Contingencia 4: Salida de la línea de 138 kV Pomasqui-Parque Bicentenario.
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
20,41 62,25 18,51 57,25 10,46 31,82
16,78 51,18 16,44 50,83 8,99 27,37
20,78 63,28 18,28 56,51 10,22 31,13
21,91 67,24 19,31 60,2 9,12 27,95
107,63 55,6 75,37 38,85 48,02 24,91
64,3 33,31 47,05 24,32 34,13 17,79
16,74 8,75 19,07 9,91 17,06 8,88
32,43 16,95 12 6,23 22,92 11,93
48,79 25,46 36,99 19,21 28,09 14,64
26,44 10,97 34,74 14,33 44,03 18,24
17,07 7,18 24 9,97 25,34 10,55
22,96 14,68 16,3 10,72 17,45 11,24
Líneas
138 kV
Santa Rosa-Eugenio Espejo
Santa Rosa-Selva Alegre
Chilibulo-Selva Alegre
Selva Alegre-Pomasqui
Eugenio Espejo-Chilibulo
Vicentina-P.Bicentenario
Cristianía-P.Bicentenario
Pomasqui-P.Bicentenario
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Eugenio Espejo
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
T1 P.Bicentenario
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
20,15 61,48 18,32 56,68 10,2 31,03
16,67 50,84 16,34 50,53 8,78 26,71
21,58 65,68 18,83 58,17 10,49 31,95
21,42 65,74 19 59,23 9,1 27,88
104,42 53,99 43,74 37,72 46,55 24,16
61,16 31,7 45,07 23,3 32,99 17,19
14,86 7,77 18,67 9,7 16,71 8,69
34,85 18,2 12,95 6,72 21,97 11,44
46,04 24,02 35,26 18,31 27,08 14,11
27,29 11,3 33,14 13,65 39,14 16,18
36,58 22,92 26,79 16,69 20,7 12,95
22,29 9,37 32,43 13,44 36,9 15,31
Líneas
138 kV
Santa Rosa-Eugenio Espejo
Santa Rosa-Selva Alegre
Chilibulo-Selva Alegre
Selva Alegre-Pomasqui
Eugenio Espejo-Chilibulo
Vicentina-P.Bicentenario
Vicentina-Santa Rosa
Cristianía-P.Bicentenario
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Eugenio Espejo
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
T1 P.Bicentenario
315
Contingencia 5: Salida de la línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario.
Salida de un Circuito Alimentador de 23 kV
ANEXO 4.54: Cargabilidad del circuito alimentador de 23 kV que queda en servicio.
Sin el Circuito C1 o C2
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Eugenio Espejo-Quitumbe 19,10 110,27 17,43 101,99 9,75 56,20
Chilibulo-Magdalena 14,75 84,93 14,57 84,91 7,87 45,30
Vicentina-U.Central 19,38 111,2 16,99 98,89 9,54 54,92
P.Bicentenario-El Labrador 21,96 127,62 19,30 114,08 9,13 53,08
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
Potencia
Aparente
[MVA]
Cargabilidad
[%]
20,02 61,05 18,27 56,48 10,38 31,57
16,47 50,18 16,24 50,17 8,88 27,04
22,03 66,92 19,46 60,02 11,98 36,43
21,64 66,22 19,19 59,77 8,98 27,54
105,57 54,58 44,12 38,85 49,87 25,87
62,71 32,48 47,66 24,61 36,38 18,91
16,82 8,79 20,98 10,89 19,53 10,17
34,13 17,81 15,38 7,97 28,46 14,81
47,48 24,76 37,62 19,52 30,14 15,69
34,94 21,91 24,64 15,35 19,01 11,89
3,06 1,39 7,26 3,18 3,79 1,78
23,3 14,61 14,05 9,11 4,11 3,17
Líneas
138 kV
Santa Rosa-Eugenio Espejo
Santa Rosa-Selva Alegre
Chilibulo-Selva Alegre
Selva Alegre-Pomasqui
Eugenio Espejo-Chilibulo
Vicentina-Santa Rosa
Cristianía-P.Bicentenario
Pomasqui-P.Bicentenario
Demanda máxima Demanda media Demanda mínima
Elemento
Transformador
138/23 kV
T1 Eugenio Espejo
T2 de Chilibulo
T1 Vicentina
T1 P.Bicentenario
316
ANEXO 5.1
Análisis de costos de la Primera alternativa, correspondiente a la Alimentación desde
las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.
1.- CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES
1.1.- Costos unitarios de terrenos.
Subestación m2 P. Unitario Total Mirador Alto 3 000 $ 50 $ 150 000
Chilibulo 3 000 $ 65 $ 195 000 Vicentina 3 000 $ 80 $ 240 000
Selva Alegre 3 000 $ 50 $ 150 000
1.2.- Costos unitarios de Materiales y Equipos.
EQUIPO Y MATERIAL Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
ESTRUCTURAS METALICAS DE SOPORTE A 138KV. Ton. 24 $ 3 803,00 $ 91 269,00
BARRAS,AISLADORES,CONECT.Y ACCES. A 138KV,POR POSICION. Lote 12 $ 7 435,00 $ 89 225,00
DISY.138KV,1200A,40KA,con TC. Y ACCES.SOPOR.Y CONEC c/u 3 $ 75 679,00 $ 227 036,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MANUAL Juego 6 $ 12 714,00 $ 76 284,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MOTOR. Juego 3 $ 13 906,00 $ 41 718,00
SECC.TRIPOL.+E/B,138KV,1200A,MONT.VERT.,DE PUESTA TIERRA Juego 3 $ 16 687,00 $ 50 061,00
PARARRAYO ESTACION,120KV,CON CONTADOR DESCAR.xPARARRAYO c/u 6 $ 2 608,00 $ 15 651,00
PARARRAYO CLASE INTERMEDIA, 21KV. c/u 6 $ 955,00 $ 5 728,00
TRANSF.DE TENSION 138KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.3WXY,0.6ZZ c/u 3 $ 6 130,00 $ 18 390,00
DIVISOR POTENCIAL CAPACIT.138KV,SIN ACCESOR.SIST.CARRIER c/u 1 $ 24 216,00 $ 24 216,00
TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00TRANSFORMADOR 138/23KV,20/27/33 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 742 276,00 $ 742 276,00
EQUIPO DE SERVICIOS AUXILIARES, completo. Incluido BB, CB, Iluminación. Lote 1 $ 49 382,00 $ 49 382,00 $ 29 202,00 $ 29 202,00
GABINETE METALICO DE ALUMINIO PARA RELES DE PROTECCIÓN Juego 1 $ 7 453,00 $ 7 453,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA Y CONTROL c/u 2 $ 6 284,00 $ 12 568,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE Y CONTROL c/u 5 $ 6 284,00 $ 31 421,00
RED LAN o Tablero de control de S/E, completo. Cables fibra óptica, concen. comunicaciones, etc.Juego 1 $ 32 766,00 $ 32 766,00
TABLERO DE SINCRONIZACION A 138KV Juego 1 $ 28 033,00 $ 28 033,00
TABLERO DE PROTECCION DE BARRAS A 138KV (protec.difer.) Juego 1 $ 41 155,00 $ 41 155,00
POSICION DISYUNTOR 138KV(tablero protec.,contr.y med.) Juego 3 $ 71 743,00 $ 215 230,00
POSICION PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA, 138/23KV. Juego 1 $ 55 056,00 $ 55 056,00
BANCO DE CONDENSADORES 23KV,4.5MVAR,DESCONECTABLE,com- Juego 1 $ 103 151,00 $ 103 151,00
Celdas modulares aisladas, 24kV, completas, con disyuntor 1200A, 25kA, TC, etc. Juego 1 $ 309 049,00 $ 309 049,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 138KV Lote 4 $ 6 675,00 $ 26 699,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 23KV Lote 5 $ 6 361,00 $ 31 803,00
CABLES DE FUERZA Y TERMINALES,23KV. Lote 4 $ 19 525,00 $ 78 100,00
CABLES Y ACCESORIOS DE APANTALLAMIENTO Lote 2 $ 5 245,00 $ 10 489,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 138KV. Lote 3 $ 9 360,00 $ 28 079,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 23KV. Lote 5 $ 4 855,00 $ 24 276,00
CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27
$ 2 364 601,00 $ 148 122,27
$ 179 709,68 $ 17 774,67
$ 200 991,09 $ 2 414,39
$ 2 745 301,76 $ 168 311,34
$ 2 913 613,10
Transporte
Subtotal 2
TOTAL
Impuestos (ISD,IVA)
Material Importado Material Local
Subtotal
317
1.3.- Costos totales por subestación.
Subestación Mirador Alto Chilibulo Vicentina Selva Alegre
Terreno $ 150 000 $ 195 000 $ 240 000 $ 150 000 Equipo, material y transporte
$ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613
Montaje $ 123 822 $ 123 822 $ 123 822 $ 123 822 Diseño y estudios $ 349 634 $ 349 634 $ 349 634 $ 349 634 Obra Civil $ 137 579 $ 137 579 $ 137 579 $ 137 579 Supervisión $ 58 272 $ 58 272 $ 58 272 $ 58 272
TOTAL $ 3 732 920 $ 3 777 920 $ 3 822 920 $ 3 732 920 TOTAL CONSTRUCCIÓN SUBESTACIONES DE ALIMENTACIÓN DE
138/23 kV $15 066 680
2.- CONSTRUCCIÓN DE ALIMENTADORES Y CIRCUITOS DE 23 kV
2.1.- Costos unitarios de materiales y equipos.
2.2.- Costos unitarios de mano de obra eléctrica.
MATERIAL Y EQUIPO Unidad Cantidad P.Unitario Total
CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 25 KV, 500 MCM m 138000 $ 46,29 $ 6 388 020,00
CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 25 KV, 750 MCM m 145000 $ 59,52 $ 8 630 400,00
TERMINAL COMPR. RECTO DE CU-SN ESTANDARD 1 PERF. NO. 500 MCM c/u 48 $ 5,71 $ 274,08
TERMINAL COMPR. RECTO DE CU-SN ESTANDARD 1 PERF. NO. 750 MCM c/u 102 $ 7,07 $ 721,14
Subtotal $ 15 019 415,22
IVA $ 1 802 329,83
TOTAL $ 16 821 745,05
MANO DE OBRA ELÉCTRICA Unidad Cantidad P. Unitario TotalColocación de conductores de MV en ductos, calibre 250 MCM en adelante m 44300 $ 7,48 $ 331 364,00
Conexión de juego de terminales a barras de 23 kV c/u 150 $ 8,52 $ 1 278,00
Reconocimiento, replanteo e inventario por km de red m 44300 $ 0,08 $ 3 544,00
$ 336 186,00
$ 40 342,32
$ 376 528,32
Subtotal
IVA
TOTAL
318
2.3.- Costos unitarios obra civil con mano de obra.
2.4.- Costos totales por construcción de alimentadores y circuitos de 23 kV
RUBRO VALOR Material y Equipo $ 16 821 745 Mano de obra eléctrica $ 376 528 Obra Civil con mano de obra $ 1 022 014
TOTAL $ 18 220 287
ANEXO 5.2
Análisis de costos de la Segunda Alternativa, correspondiente a la Alimentación
desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque
Bicentenario.
1.- CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES
1.1.- Costos unitarios de terrenos.
Subestación m 2 P. Unitario Total Mirador Alto 3 000 $ 50 $ 150 000
Chilibulo 3 000 $ 65 $ 195 000 Vicentina 3 000 $ 80 $ 240 000
Parque Bicentenario 3 000 $180 $ 540 000
OBRA CIVIL Y MANO DE OBRA Unidad Cantidad P.Unitario Total P. Unitario Total
Rotura de pavimento o asfalto y desalojo m 22300 $ 3,77 $ 84 071,00
Excavación de zanjas m 44300 $ 2,03 $ 89 929,00
Ductos de Hormigón 4"x 6m m 22300 $ 9,69 $ 216 087,00
Transporte de ductos de Hormigón 4"x 6 m c/u 3717 $ 1,83 $ 6 802,11
Colocación y nivelación de ductos de Hormigón de 4"x 6 m a 3 m de profundidad c/u 3717 $ 1,50 $ 5 575,50
Pegado de uniones de ductos c/u 3716 $ 0,88 $ 3 270,08
Relleno y compacto de suelo en el sitio m 22300 $ 1,85 $ 41 255,00
Sub base de lastre m 22300 $ 2,92 $ 65 116,00
Cajas de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 743 $ 173,20 $ 128 687,60
Tapa para caja de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 743 $ 98,17 $ 72 940,31
Lecho arena recubrimiento ladrillos y transporte m 22300 $ 4,18 $ 93 214,00 $ 0,96 $ 21 408,00
Reposición de acera m 22300 $ 3,14 $ 70 022,00
Reposición de asfalto m 5000 $ 1,02 $ 5 100,00
$ 875 267,49 $ 28 210,11
$ 9 034,78
$ 912 512,38
$ 109 501,49
$ 1022 013,86
Transporte
Subtotal 1
IVA
TOTAL
Imprevistos
Subtotal 2
Mano de obra
319
1.2.- Costos unitarios de materiales y equipos para subestaciones Mirador Alto, Chilibulo y Vicentina.
EQUIPO Y MATERIAL Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
ESTRUCTURAS METALICAS DE SOPORTE A 138KV. Ton. 24 $ 3 803,00 $ 91 269,00
BARRAS,AISLADORES,CONECT.Y ACCES. A 138KV,POR POSICION. Lote 12 $ 7 435,00 $ 89 225,00
DISY.138KV,1200A,40KA,con TC. Y ACCES.SOPOR.Y CONEC c/u 3 $ 75 679,00 $ 227 036,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MANUAL Juego 6 $ 12 714,00 $ 76 284,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MOTOR. Juego 3 $ 13 906,00 $ 41 718,00
SECC.TRIPOL.+E/B,138KV,1200A,MONT.VERT.,DE PUESTA TIERRA Juego 3 $ 16 687,00 $ 50 061,00
PARARRAYO ESTACION,120KV,CON CONTADOR DESCAR.xPARARRAYO c/u 6 $ 2 608,00 $ 15 651,00
PARARRAYO CLASE INTERMEDIA, 21KV. c/u 6 $ 955,00 $ 5 728,00
TRANSF.DE TENSION 138KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.3WXY,0.6ZZ c/u 3 $ 6 130,00 $ 18 390,00
DIVISOR POTENCIAL CAPACIT.138KV,SIN ACCESOR.SIST.CARRIER c/u 1 $ 24 216,00 $ 24 216,00
TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00
TRANSFORMADOR 138/23KV,20/27/33 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 742 276,00 $ 742 276,00
EQUIPO DE SERVICIOS AUXILIARES, completo. Incluido BB, CB, Iluminación. Lote 1 $ 49 382,00 $ 49 382,00 $ 29 202,00 $ 29 202,00
GABINETE METALICO DE ALUMINIO PARA RELES DE PROTECCIÓN Juego 1 $ 7 453,00 $ 7 453,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA Y CONTROL c/u 2 $ 6 284,00 $ 12 568,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE Y CONTROL c/u 5 $ 6 284,00 $ 31 421,00
RED LAN o Tablero de control de S/E, completo. Cables fibra óptica, concen. comunicaciones, etc.Juego 1 $ 32 766,00 $ 32 766,00
TABLERO DE SINCRONIZACION A 138KV Juego 1 $ 28 033,00 $ 28 033,00
TABLERO DE PROTECCION DE BARRAS A 138KV (protec.difer.) Juego 1 $ 41 155,00 $ 41 155,00
POSICION DISYUNTOR 138KV(tablero protec.,contr.y med.) Juego 3 $ 71 743,00 $ 215 230,00
POSICION PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA, 138/23KV. Juego 1 $ 55 056,00 $ 55 056,00
BANCO DE CONDENSADORES 23KV,4.5MVAR,DESCONECTABLE,com- Juego 1 $ 103 151,00 $ 103 151,00
Celdas modulares aisladas, 24kV, completas, con disyuntor 1200A, 25kA, TC, etc. Juego 1 $ 309 049,00 $ 309 049,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 138KV Lote 4 $ 6 675,00 $ 26 699,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 23KV Lote 5 $ 6 361,00 $ 31 803,00
CABLES DE FUERZA Y TERMINALES,23KV. Lote 4 $ 19 525,00 $ 78 100,00
CABLES Y ACCESORIOS DE APANTALLAMIENTO Lote 2 $ 5 245,00 $ 10 489,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 138KV. Lote 3 $ 9 360,00 $ 28 079,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 23KV. Lote 5 $ 4 855,00 $ 24 276,00
CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27
$ 2 364 601,00 $ 148 122,27
$ 179 709,68 $ 17 774,67
$ 200 991,09 $ 2 414,39
$ 2 745 301,76 $ 168 311,34
$ 2 913 613,10
Transporte
Impuestos(ISD, IVA)
TOTAL
Subtotal 2
Material Importado Material Local
Subtotal
320
1.3.- Costos unitarios de materiales y equipos para Subestación Parque Bicentenario.
1.4.- Costos totales por subestación.
Subestación Mirador Alto Chilibulo Vicentina Parque Bicentenario
Terreno $ 150 000 $ 195 000 $ 240 000 $ 540 000 Equipo, Material y Transporte $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 3 032 643
Montaje $ 125 636 $ 125 636 $ 125 636 $ 130 762 Diseño y estudios $ 37 691 $ 37 691 $ 37 691 $ 39 229 Obra Civil $ 150 763 $ 150 763 $ 150 763 $ 156 915 Supervisión $ 75 382 $ 75 382 $ 75 382 $ 78 457
TOTAL $ 3 453 085 $ 3 498 085 $ 3 543 085 $ 3 978 007 TOTAL CONSTRUCCIÓN SUBESTACIONES DE ALIMENTACIÓN DE 138/23 kV $ 33 369 248
EQUIPO Y MATERIAL Unidad cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
ESTRUCTURAS METALICAS DE SOPORTE A 138KV. Ton. 24 $ 3 803,00 $ 91 272,00
BARRAS,AISLADORES,CONECT.Y ACCES. A 138KV,POR POSICION. Lote 12 $ 7 435,00 $ 89 220,00
DISY.138KV,1200A,40KA,con TC. Y ACCES.SOPOR.Y CONEC c/u 3 $ 75 679,00 $ 227 037,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MANUAL Juego 6 $ 12 714,00 $ 76 284,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MOTOR. Juego 3 $ 13 906,00 $ 41 718,00
SECC.TRIPOL.+E/B,138KV,1200A,MONT.VERT.,DE PUESTA TIERRA Juego 3 $ 16 687,00 $ 50 061,00
PARARRAYO ESTACION,120KV,CON CONTADOR DESCAR.xPARARRAYO c/u 6 $ 2 608,00 $ 15 648,00
PARARRAYO CLASE INTERMEDIA, 21KV. c/u 6 $ 955,00 $ 5 730,00
TRANSF.DE TENSION 138KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.3WXY,0.6ZZ c/u 3 $ 6 130,00 $ 18 390,00
DIVISOR POTENCIAL CAPACIT.138KV,SIN ACCESOR.SIST.CARRIER c/u 1 $ 24 216,00 $ 24 216,00
TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00TRANSFORMADOR 138/23KV,20/30/40 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 844 800,00 $ 844 800,00
EQUIPO DE SERVICIOS AUXILIARES, completo. Incluido BB, CB, Iluminación. Lote 1 $ 49 382,00 $ 49 382,00 $ 29 202,00 $ 29 202,00
GABINETE METALICO DE ALUMINIO PARA RELES DE PROTECCIÓN Juego 1 $ 7 453,00 $ 7 453,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA Y CONTROL c/u 2 $ 6 284,00 $ 12 568,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE Y CONTROL c/u 5 $ 6 284,00 $ 31 420,00
RED LAN o Tablero de control de S/E, completo. Cables fibra óptica, concen. comunicaciones, etc.Juego 1 $ 32 766,00 $ 32 766,00
TABLERO DE SINCRONIZACION A 138KV Juego 1 $ 28 033,00 $ 28 033,00
TABLERO DE PROTECCION DE BARRAS A 138KV (protec.difer.) Juego 1 $ 41 155,00 $ 41 155,00
POSICION DISYUNTOR 138KV(tablero protec.,contr.y med.) Juego 3 $ 71 743,00 $ 215 229,00
POSICION PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA, 138/23KV. Juego 1 $ 55 056,00 $ 55 056,00
BANCO DE CONDENSADORES 23KV,4.5MVAR,DESCONECTABLE,com- Juego 1 $ 103 151,00 $ 103 151,00
Celdas modulares aisladas, 24kV, completas, con disyuntor 1200A, 25kA, TC, etc. Juego 1 $ 309 049,00 $ 309 049,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 138KV Lote 4 $ 6 675,00 $ 26 700,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 23KV Lote 5 $ 6 361,00 $ 31 805,00
CABLES DE FUERZA Y TERMINALES,23KV. Lote 4 $ 19 525,00 $ 78 100,00
CABLES Y ACCESORIOS DE APANTALLAMIENTO Lote 2 $ 5 245,00 $ 10 490,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 138KV. Lote 3 $ 9 360,00 $ 28 080,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 23KV. Lote 5 $ 4 855,00 $ 24 275,00
CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27 $ 610,27
$ 2 467 122,00 $ 148 125,27
$ 187 501,27 $ 17 775,03
$ 209 705,37 $ 2 414,44
$ 2 864 328,64 $ 168 314,74
$ 3 032 643,39
Subtotal 2
TOTAL
Material Importado Material Local
Subtotal
Impuestos (ISD, IVA)
Transporte
321
2.- CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV CRISTIANÍA-PARQUE BICENTENARIO
2.1.- Costos unitarios de Materiales y Equipos.
CONDUCTORES Y ACCESORIOS Unidad cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
CONDUCTOR ACAR 750 MCM, 30/7 m 27540 $ 0,00 $ 7,11 $ 195 699,24
CABLE ACERO GALVANIZADO 7 HILOS,3/8" m 9090 $ 1,09 $ 9 903,88
EMPALME PLENA TENSION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 18 $ 37,57 $ 676,29
EMPALME PLENA TENSION CABLE ACERO GALVANIZADO 3/8" c/u 6 $ 12,83 $ 76,95
MANGUITO COMPRESION PARA REPARACION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 18 $ 22,13 $ 398,42
CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 69 $ 22,45 $ 1 548,85
CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CABLE ACERO 3/8" c/u 51 $ 5,55 $ 283,19
AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 201 $ 41,66 $ 8 373,01
AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CABLE ACERO GALVA. 3/8 " c/u 36 $ 24,07 $ 866,35
$ 20 294,90 $ 197 531,28
$ 1 542,41 $ 23 703,75
$ 1 725,07 $ 3 219,76
$ 23 562,38 $ 224 454,79
$ 248 017,17
Material LocalMaterial Importado
Subtotal
Impuestos (ISD, IVA)
Tansporte
Subtotal 2
TOTAL 1
AISLADORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total
ENSAMB.DE SUSP.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CM" juego 33 $ 55,51 $ 1 831,79
ENSAMB.DE RETENC.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CN" juego 18 $ 162,79 $ 2 930,17
CADENA AISLADORES TIPO POLIMERO c/u 216 $ 18,27 $ 3 946,81
AISLADOR LINE POST c/u 46 $ 135,12 $ 6 215,31
$ 14 924,09
$ 1 134,23
$ 1 268,55
$ 17 326,87TOTAL 2
Material Importado
Subtotal
ISD
Tansporte
ESTRUCTURAS METALICAS Unidad Cantidad P. Unitario Total
ESTRUCTURA METALICA TIPO "SP2-21" c/u 5 $ 7 122,28 $ 35 611,42
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AL2-21" c/u 8 $ 9 333,84 $ 74 670,69
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AR2-21" c/u 10 $ 14 414,35 $ 144 143,55
ESTRUCTURA METALICA TIPO "A15-1" c/u 8 $ 4 186,05 $ 33 488,41
ESTRUCTURA METALICA TIPO "A90-1" c/u 3 $ 7 642,29 $ 22 926,88
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AT-1" c/u 8 $ 5 677,55 $ 45 420,37
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AT-2" c/u 3 $ 10 686,35 $ 32 059,05
POSTE DE HORMIGÓN 21 m. 1800 KG. UTIL HORIZONTAL c/u 8 $ 974,83 $ 7 798,62
PLACAS DE NUMERACION E INDICACION PELIGRO c/u 51 $ 49,48 $ 2 523,38
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "A15-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "A90-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "AT-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "AT-2" c/u 1 $ 263,45 $ 263,45
$ 399 406,61
$ 47 928,79
$ 6 510,33
$ 453 845,73
Material Local
Tansporte
TOTAL 3
Subtotal
IVA
322
2.2.- Costos unitarios de Construcción y Montaje.
2.3.- Costos totales por construcción de línea de 138 kV Cristianía-Parque Bicentenario.
RUBRO VALOR Equipo, Material y Transporte $ 724 659 Construcción y Montaje $ 487 940 Supervisión $ 12 739 Estudios, Mitigación y Licencia Ambiental $ 45 817 Diseño $ 21 657 Obra Civil $ 38 218
TOTAL CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV CRISTIANÍA-PARQUE BICENTENARIO $ 1 331 030
PUESTA TIERRA Unidad Cantidad P. Unitario Total
VARILLA DE TIERRA COPPERWELD 5/8"X10' c/u 51 $ 29,54 $ 1 506,55
CONECTOR PARA FIJAR CABLE ACERO 3/8"A PERFIL PLANO c/u 18 $ 4,97 $ 89,41
CONDUCTOR COBRE # 2 AWG m 771 $ 2,56 $ 1 970,13
TUBO CONDUIT 1/2" 6 m 51 $ 7,59 $ 386,97
CONECTOR A SUPERFICIE PLANA PARA CABLE COBRE #2 AWG c/u 51 $ 16,86 $ 859,71
$ 4 812,77
$ 577,53
$ 78,45
$ 5 468,75
Tansporte
TOTAL 4
Material Local
Subtotal
IVA
CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE Unidad cantidad P. Unitario Total
REPLANTEO Y DESBROCE km 3 $ 475,76 $ 1 546,23
CAMINOS DE ACCESO Y FRANJA DE SERVICIO (Zona Periférica y Rural) km 11 $ 16 709,67 $ 183 806,36
FUNDACIONES km 9 $ 14 327,82 $ 128 950,39
ERECCION DE TORRES METALICAS km 9 $ 2 316,56 $ 20 849,03
TENDIDO DE CONDUCTOR km 9 $ 11 167,66 $ 100 508,98
$ 435 660,99
$ 52 279,32
$ 487 940,31TOTAL
Subtotal
IVA
323
3.- CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV VICENTINA-PARQUE B ICENTENARIO
3.1.- Costos unitarios de Materiales y Equipos.
CONDUCTORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
CONDUCTOR ACAR 750 MCM, 30/7 m 40170 $ 7,11 $ 285 448,02
CABLE ACERO GALVANIZADO 7 HILOS,3/8" m 13130 $ 1,09 $ 14 305,61
EMPALME PLENA TENSION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 26 $ 37,57 $ 976,86
EMPALME PLENA TENSION CABLE ACERO GALVANIZADO 3/8" c/u 9 $ 12,83 $ 115,43
MANGUITO COMPRESION PARA REPARACION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 26 $ 22,13 $ 575,49
CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 100 $ 22,45 $ 2 244,71
CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CABLE ACERO 3/8" c/u 74 $ 5,55 $ 410,90
AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 290 $ 41,66 $ 12 080,46
AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CABLE ACERO GALVA. 3/8 " c/u 52 $ 24,07 $ 1 251,40
$ 29 305,25 $ 288 103,63
$ 2 227,20 $ 34 572,44
$ 2 490,95 $ 4 696,09
$ 34 023,39 $ 327 372,16
$ 361 395,55
Subtotal 2
Material Importado Material Local
Subtotal
Impuestos(ISD,IVA)
Tansporte
TOTAL 1
AISLADORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total
ENSAMB.DE SUSP.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CM" juego 48 $ 55,51 $ 2 664,43
ENSAMB.DE RETENC.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CN" juego 26 $ 162,79 $ 4 232,47
CADENA AISLADORES TIPO POLIMERO c/u 312 $ 18,27 $ 5 700,95
AISLADOR LINE POST c/u 67 $ 135,12 $ 9 052,74
$ 21 650,58
$ 1 645,44
$ 1 840,30
$ 25 136,33
Material Importado
Subtotal
Aranceles
Tansporte
TOTAL 2
ESTRUCTURAS METALICAS Unidad Cantidad P. Unitario Total
ESTRUCTURA METALICA TIPO "SP2-21" c/u 7 $ 7 122,28 $ 49 855,98
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AL2-21" c/u 11 $ 9 333,84 $ 102 672,20
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AR2-21" c/u 15 $ 14 414,35 $ 216 215,32
ESTRUCTURA METALICA TIPO "A15-1" c/u 11 $ 4 186,05 $ 46 046,56
ESTRUCTURA METALICA TIPO "A90-1" c/u 4 $ 7 642,29 $ 30 569,17
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AT-1" c/u 11 $ 5 677,55 $ 62 453,01
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AT-2" c/u 4 $ 10 686,35 $ 42 745,40
POSTE DE HORMIGÓN 21 m. 1800 KG. UTIL HORIZONTAL c/u 11 $ 974,83 $ 10 723,10
PLACAS DE NUMERACION E INDICACION PELIGRO c/u 74 $ 49,48 $ 3 661,37
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "A15-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "A90-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "AT-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "AT-2" c/u 1 $ 263,45 $ 263,45
$ 565 706,37
$ 67 884,76
$ 9 221,01
$ 642 812,15
Material Local
Subtotal
IVA
Tansporte
TOTAL 3
324
3.2.- Costos totales por construcción de línea de 138 kV Vicentina-Parque Bicentenario.
RUBRO VALOR Equipo, Material y Transporte $ 1 037 265 Construcción y Montaje $ 705 979 Supervisión $ 27 352 Estudios, Mitigación y Licencia Ambiental $ 74 122 Diseño $ 30 999 Obra Civil $ 54 704
TOTAL CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV VICENTINA-PARQUE BICENTENARIO $ 1 930 421
PUESTA TIERRA Unidad Cantidad P. Unitario Total
VARILLA DE TIERRA COPPERWELD 5/8"X10' c/u 74 $ 29,54 $ 2 185,98
CONECTOR PARA FIJAR CABLE ACERO 3/8"A PERFIL PLANO c/u 26 $ 4,97 $ 129,15
CONDUCTOR COBRE # 2 AWG m 1114 $ 2,56 $ 2 846,59
TUBO CONDUIT 1/2" 6m 74 $ 7,59 $ 561,49
CONECTOR A SUPERFICIE PLANA PARA CABLE COBRE #2 AWG c/u 74 $ 16,86 $ 1 247,42
$ 6 970,63
$ 836,48
$ 113,62
$ 7 920,72
Subtotal
IVA
Tansporte
TOTAL 4
Material Local
CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE Unidad Cantidad P. Unitario Total
REPLANTEO Y DESBROCE km 3 $ 475,76 $ 1 427,29
CAMINOS DE ACCESO Y FRANJA DE SERVICIO (Zona Periférica y Rural) km 16 $ 16 709,67 $ 267 354,70
FUNDACIONES km 13 $ 14 327,82 $ 186 261,68
ERECCION DE TORRES METALICAS km 13 $ 2 316,56 $ 30 115,26
TENDIDO DE CONDUCTOR km 13 $ 11 167,66 $ 145 179,64
$ 630 338,57
$ 75 640,63
$ 705 979,20TOTAL
Subtotal
IVA
325
4.- CONSTRUCCIÓN DE ALIMENTADORES Y CIRCUITOS DE 23 kV
4.1.- Costos unitarios de Materiales y Equipos.
4.2.- Costos unitarios de mano de obra eléctrica.
4.3.- Costos unitarios de obra civil y mano de obra.
4.4.- Costos totales por construcción de alimentadores y circuitos de 23 kV.
RUBRO VALOR Material y Equipo $ 14 473 176 Mano de obra Eléctrica $ 314 718 Obra Civil $ 703 640 TOTAL ALIMENTADORES Y CIRCUITOS DE 23 kV $ 15 491 534
MATERIAL Y EQUIPO Unidad Cantidad P.Unitario Total
CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 25 KV, 500 MCM m 92700 $ 46,29 $ 4 291 083,00
CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 25 KV, 750 MCM m 145000 $ 59,52 $ 8 630 400,00
TERMINAL COMPR. RECTO DE CU-SN ESTANDARD 1 PERF. NO. 500 MCM c/u 48 $ 5,71 $ 274,08
TERMINAL COMPR. RECTO DE CU-SN ESTANDARD 1 PERF. NO. 750 MCM c/u 102 $ 7,07 $ 721,14
Subtotal 1 $ 12 922 478,22
IVA $ 1 550 697,39
TOTAL $ 14 473 175,61
MANO DE OBRA ELÉCTRICA Unidad Cantidad P. Unitario TotalColocación de conductores de MV en ductos, calibre 250 MCM en adelante m 37000 $ 7,48 $ 276 760,00
Conexión de juego de terminales a barras de 23 kV c/u 150 $ 8,52 $ 1 278,00
Reconocimiento, replanteo e inventario por km de red m 37000 $ 0,08 $ 2 960,00
$ 280 998,00
$ 33 719,76
$ 314 717,76
Subtotal
IVA
TOTAL
OBRA CIVIL CON MANO DE OBRA Unidad Cantidad P.Unitario Total P. Unitario Total
Rotura de pavimento o asfalto y desalojo m 15000 $ 3,77 $ 56 550,00
Excavación de zanjas m 37000 $ 2,03 $ 75 110,00
Ductos de Hormigón 4"x 6m m 15000 $ 9,69 $ 145 350,00
Transporte de ductos de Hormigón 4"x 6 m c/u 2500 $ 1,83 $ 4 575,00
Colocación y nivelación de ductos de Hormigón de 4"x 6 m a 3 m de profundidadc/u 2500 $ 1,50 $ 3 750,00
Pegado de uniones de ductos c/u 2500 $ 0,88 $ 2 200,00
Relleno y compacto de suelo en el sitio m 15000 $ 1,85 $ 27 750,00
Sub base de lastre m 15000 $ 2,92 $ 43 800,00
Cajas de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 500 $ 173,20 $ 86 600,00
Tapa para caja de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 500 $ 98,17 $ 49 085,00
Lecho arena recubrimiento ladrillos y transporte m 15000 $ 4,18 $ 62 700,00 $ 0,96 $ 14 400,00
Reposición de acera m 15000 $ 3,14 $ 47 100,00
Reposición de asfalto m 3000 $ 1,02 $ 3 060,00
$ 603 055,00 $ 18 975,00
$ 6 220,30
$ 628 250,30
$ 75 390,04
$ 703 640,34
Transporte
Subtotal 1
IVA
TOTAL
Imprevistos
Subtotal 2
Mano de obra
326
ANEXO 5.3
Análisis de costos de la Tercera Alternativa, correspondiente a la Alimentación desde
las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque
Bicentenario.
1.- CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES
1.1.- Costos unitarios de terrenos.
Subestación m 2 P.Unitario Total Eugenio Espejo 3 000 $ 60 $ 180 000
Chilibulo 3 000 $ 65 $ 195 000 Vicentina 3 000 $ 80 $ 240 000
P.Bicentenario 3 000 $ 180 $ 540 000
1.2.- Costos unitarios de materiales y equipos para subestaciones Eugenio Espejo, Chilibulo y Vicentina.
EQUIPO Y MATERIAL Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
ESTRUCTURAS METALICAS DE SOPORTE A 138KV. Ton. 24 $ 3 803,00 $ 91 269,00
BARRAS,AISLADORES,CONECT.Y ACCES. A 138KV,POR POSICION. Lote 12 $ 7 435,00 $ 89 225,00
DISY.138KV,1200A,40KA,con TC. Y ACCES.SOPOR.Y CONEC c/u 3 $ 75 679,00 $ 227 036,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MANUAL Juego 6 $ 12 714,00 $ 76 284,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MOTOR. Juego 3 $ 13 906,00 $ 41 718,00
SECC.TRIPOL.+E/B,138KV,1200A,MONT.VERT.,DE PUESTA TIERRA Juego 3 $ 16 687,00 $ 50 061,00
PARARRAYO ESTACION,120KV,CON CONTADOR DESCAR.xPARARRAYO c/u 6 $ 2 608,00 $ 15 651,00
PARARRAYO CLASE INTERMEDIA, 21KV. c/u 6 $ 955,00 $ 5 728,00
TRANSF.DE TENSION 138KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.3WXY,0.6ZZ c/u 3 $ 6 130,00 $ 18 390,00
DIVISOR POTENCIAL CAPACIT.138KV,SIN ACCESOR.SIST.CARRIER c/u 1 $ 24 216,00 $ 24 216,00
TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00
TRANSFORMADOR 138/23KV,20/27/33 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 742 276,00 $ 742 276,00
EQUIPO DE SERVICIOS AUXILIARES, completo. Incluido BB, CB, Iluminación. Lote 1 $ 49 382,00 $ 49 382,00 $ 29 202,00 $ 29 202,00
GABINETE METALICO DE ALUMINIO PARA RELES DE PROTECCIÓN Juego 1 $ 7 453,00 $ 7 453,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA Y CONTROL c/u 2 $ 6 284,00 $ 12 568,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE Y CONTROL c/u 5 $ 6 284,00 $ 31 421,00
RED LAN o Tablero de control de S/E, completo. Cables fibra óptica, concen. comunicaciones, etc.Juego 1 $ 32 766,00 $ 32 766,00
TABLERO DE SINCRONIZACION A 138KV Juego 1 $ 28 033,00 $ 28 033,00
TABLERO DE PROTECCION DE BARRAS A 138KV (protec.difer.) Juego 1 $ 41 155,00 $ 41 155,00
POSICION DISYUNTOR 138KV(tablero protec.,contr.y med.) Juego 3 $ 71 743,00 $ 215 230,00
POSICION PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA, 138/23KV. Juego 1 $ 55 056,00 $ 55 056,00
BANCO DE CONDENSADORES 23KV,4.5MVAR,DESCONECTABLE,com- Juego 1 $ 103 151,00 $ 103 151,00
Celdas modulares aisladas, 24kV, completas, con disyuntor 1200A, 25kA, TC, etc. Juego 1 $ 309 049,00 $ 309 049,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 138KV Lote 4 $ 6 675,00 $ 26 699,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 23KV Lote 5 $ 6 361,00 $ 31 803,00
CABLES DE FUERZA Y TERMINALES,23KV. Lote 4 $ 19 525,00 $ 78 100,00
CABLES Y ACCESORIOS DE APANTALLAMIENTO Lote 2 $ 5 245,00 $ 10 489,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 138KV. Lote 3 $ 9 360,00 $ 28 079,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 23KV. Lote 5 $ 4 855,00 $ 24 276,00
CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27
$ 2 364 601,00 $ 148 122,27
$ 179 709,68 $ 17 774,67
$ 200 991,09 $ 2 414,39
$ 2 745 301,76 $ 168 311,34
$ 2 913 613,10
Transporte
Impuestos(ISD, IVA)
TOTAL
Subtotal 2
Material Importado Material Local
Subtotal
327
1.3.- Costos unitarios de materiales y equipos para subestación Parque Bicentenario.
1.4.- Costos totales por subestación.
Subestación Eugenio Espejo Chilibulo Vicentina Parque
Bicentenario Terreno $ 180 000 $ 195 000 $ 240 000 $ 540 000 Equipo, material y transporte $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613 $ 2 913 613
Montaje $ 125 636 $ 125 636 $ 125 636 $ 125 636 Diseño y estudios $ 37 691 $ 37 691 $ 37 691 $ 37 691 Obra Civil $ 150 763 $ 150 763 $ 150 763 $ 150 763 Supervisión $ 75 382 $ 75 382 $ 75 382 $ 75 382
TOTAL $ 3 483 085 $ 3 498 085 $ 3 543 085 $ 3 978 007 TOTAL CONSTRUCCIÓN SUBESTACIONES DE ALIMENTACIÓN DE
138/23 kV $ 34 825 069
EQUIPO Y MATERIAL Unidad cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
ESTRUCTURAS METALICAS DE SOPORTE A 138KV. Ton. 24 $ 3 803,00 $ 91 272,00
BARRAS,AISLADORES,CONECT.Y ACCES. A 138KV,POR POSICION. Lote 12 $ 7 435,00 $ 89 220,00
DISY.138KV,1200A,40KA,con TC. Y ACCES.SOPOR.Y CONEC c/u 3 $ 75 679,00 $ 227 037,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MANUAL Juego 6 $ 12 714,00 $ 76 284,00
SECC.TRIPOL.138KV,1200A,MONT.HORIZ.,OPER.MOTOR. Juego 3 $ 13 906,00 $ 41 718,00
SECC.TRIPOL.+E/B,138KV,1200A,MONT.VERT.,DE PUESTA TIERRA Juego 3 $ 16 687,00 $ 50 061,00
PARARRAYO ESTACION,120KV,CON CONTADOR DESCAR.xPARARRAYO c/u 6 $ 2 608,00 $ 15 648,00
PARARRAYO CLASE INTERMEDIA, 21KV. c/u 6 $ 955,00 $ 5 730,00
TRANSF.DE TENSION 138KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.3WXY,0.6ZZ c/u 3 $ 6 130,00 $ 18 390,00
DIVISOR POTENCIAL CAPACIT.138KV,SIN ACCESOR.SIST.CARRIER c/u 1 $ 24 216,00 $ 24 216,00
TRANSF.DE TENSION 23KV/¹3/115/¹3-115/115V,0.6WXYZ c/u 3 $ 5 449,00 $ 16 347,00
TRANSFORMADOR 138/23KV,20/30/40 MVA,OA/FA/FOA c/u 1 $ 844 800,00 $ 844 800,00
EQUIPO DE SERVICIOS AUXILIARES, completo. Incluido BB, CB, Iluminación. Lote 1 $ 49 382,00 $ 49 382,00 $ 29 202,00 $ 29 202,00
GABINETE METALICO DE ALUMINIO PARA RELES DE PROTECCIÓN Juego 1 $ 7 453,00 $ 7 453,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE DISTANCIA Y CONTROL c/u 2 $ 6 284,00 $ 12 568,00
RELÉ DE PROTECCIÓN DIGITAL DE SOBRECORRIENTE Y CONTROL c/u 5 $ 6 284,00 $ 31 420,00
RED LAN o Tablero de control de S/E, completo. Cables fibra óptica, concen. comunicaciones, etc.Juego 1 $ 32 766,00 $ 32 766,00
TABLERO DE SINCRONIZACION A 138KV Juego 1 $ 28 033,00 $ 28 033,00
TABLERO DE PROTECCION DE BARRAS A 138KV (protec.difer.) Juego 1 $ 41 155,00 $ 41 155,00
POSICION DISYUNTOR 138KV(tablero protec.,contr.y med.) Juego 3 $ 71 743,00 $ 215 229,00
POSICION PARA TRANSFORMADOR DE POTENCIA, 138/23KV. Juego 1 $ 55 056,00 $ 55 056,00
BANCO DE CONDENSADORES 23KV,4.5MVAR,DESCONECTABLE,com- Juego 1 $ 103 151,00 $ 103 151,00
Celdas modulares aisladas, 24kV, completas, con disyuntor 1200A, 25kA, TC, etc. Juego 1 $ 309 049,00 $ 309 049,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 138KV Lote 4 $ 6 675,00 $ 26 700,00
CABLES DE CONTROL,TERMIN.Y ACCES.POR POSICION,PARA 23KV Lote 5 $ 6 361,00 $ 31 805,00
CABLES DE FUERZA Y TERMINALES,23KV. Lote 4 $ 19 525,00 $ 78 100,00
CABLES Y ACCESORIOS DE APANTALLAMIENTO Lote 2 $ 5 245,00 $ 10 490,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 138KV. Lote 3 $ 9 360,00 $ 28 080,00
MATERIAL PARA PUESTA A TIERRA,POR POSICION EN 23KV. Lote 5 $ 4 855,00 $ 24 275,00
CONTADOR DE ENERGÍA ACTIVA TRIFÁSICO, 3X121/210V-480V. c/u 1 $ 610,27 $ 610,27
$ 2 467 122,00 $ 148 125,27
$ 187 501,27 $ 17 775,03
$ 209 705,37 $ 2 414,44
$ 2 864 328,64 $ 168 314,74
$ 3 032 643,39
Subtotal 2
TOTAL
Material Importado Material Local
Subtotal
Impuestos (ISD, IVA)
Transporte
328
2.- CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV POMASQUI-PARQUE BI CENTENARIO
2.1.- Costos unitarios de Materiales y Equipos
CONDUCTORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total P. Unitario Total
CONDUCTOR ACAR 750 MCM, 30/7 m 49440 $ 7,11 $ 351 320,64
CABLE ACERO GALVANIZADO 7 HILOS,3/8" m 16160 $ 1,09 17606,9018
EMPALME PLENA TENSION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 32 $ 37,57 $ 1 202,29
EMPALME PLENA TENSION CABLE ACERO GALVANIZADO 3/8" c/u 11 $ 12,83 $ 141,08
MANGUITO COMPRESION PARA REPARACION CONDUCTOR "FLICKER" c/u 32 $ 22,13 $ 708,30
CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 123 $ 22,45 $ 2 760,99
CONECTOR RANURAS PARALELAS PARA CABLE ACERO 3/8" c/u 91 $ 5,55 $ 505,30
AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CONDUCTOR "FLICKER" c/u 357 $ 41,66 $ 14 871,47
AMORTIGUADOR STOCKBRIDGE PARA CABLE ACERO GALVA. 3/8 " c/u 64 $ 24,07 $ 1 540,18
$ 36 070,21 $ 354 586,93
$ 2 741,34 $ 42 550,43
$ 3 065,97 $ 5 779,77
$ 41 877,52 $ 402 917,13
$ 444 794,65
Material Importado Material Local
Subtotal
Tansporte
Subtotal 2
TOTAL 1
Impuestos(ISD, IVA)
AISLADORES Y ACCESORIOS Unidad Cantidad P. Unitario Total
ENSAMB.DE SUSP.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CM" juego 59 $ 55,51 $ 3 275,02
ENSAMB.DE RETENC.PARA CABLE ACERO 3/8" CON 1 SUBENS."CN" juego 32 $ 162,79 $ 5 209,19
CADENA AISLADORES TIPO POLIMERO c/u 384 $ 18,27 $ 7 016,55
AISLADOR LINE POST c/u 82 $ 135,12 $ 11 079,47
$ 26 580,24
$ 2 020,10
$ 2 259,32
$ 30 859,66
Material Importado
Subtotal
Aranceles
Tansporte
TOTAL 2
ESTRUCTURAS METALICAS Unidad Cantidad P. Unitario Total
ESTRUCTURA METALICA TIPO "SP2-21" c/u 9 $ 7 122,28 $ 64 100,55
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AL2-21" c/u 14 $ 9 333,84 $ 130 673,71
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AR2-21" c/u 18 $ 14 414,35 $ 259 458,39
ESTRUCTURA METALICA TIPO "A15-1" c/u 14 $ 4 186,05 $ 58 604,72
ESTRUCTURA METALICA TIPO "A90-1" c/u 5 $ 7 642,29 $ 38 211,47
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AT-1" c/u 14 $ 5 677,55 $ 79 485,65
ESTRUCTURA METALICA TIPO "AT-2" c/u 5 $ 10 686,35 $ 53 431,75
POSTE DE HORMIGÓN 21 m. 1800 KG. UTIL HORIZONTAL c/u 14 $ 974,83 $ 13 647,58
PLACAS DE NUMERACION E INDICACION PELIGRO c/u 91 $ 49,48 $ 4 502,50
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "A15-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "A90-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "AT-1" c/u 1 $ 166,93 $ 166,93
PLANCHA PARA AJUSTE DE ANCLAJES ESTRUCTURA TIPO "AT-2" c/u 1 $ 263,45 $ 263,45
$ 702 880,55
$ 84 345,67
$ 11 456,95
$ 798 683,17TOTAL 3
Tansporte
Material Local
Subtotal
IVA
329
2.2.- Costos totales por construcción de línea de 138 kV Pomasqui-Parque Bicentenario.
RUBRO VALOR
Equipo, Material y Transporte $ 1 284 081
Construcción y Montaje $ 874 820
Supervisión $ 33 861
Estudios, Mitigación y Licencia Ambiental $ 91 227
Diseño $ 38 376
Obra Civil $ 67 722
TOTAL CONSTRUCCIÓN LÍNEA DE 138 kV POMASQUI-PARQUE BICENTENARIO
$ 2 390 086
PUESTA A TIERRA Unidad Cantidad P. Unitario Total
VARILLA DE TIERRA COPPERWELD 5/8"X10' c/u 91 $ 29,54 $ 2 688,16
CONECTOR PARA FIJAR CABLE ACERO 3/8"A PERFIL PLANO c/u 32 $ 4,97 $ 158,95
CONDUCTOR COBRE # 2 AWG m 1371 $ 2,56 $ 3 503,30
TUBO CONDUIT 1/2" 6m 91 $ 7,59 $ 690,48
CONECTOR A SUPERFICIE PLANA PARA CABLE COBRE #2 AWG c/u 91 $ 16,86 $ 1 534,00
$ 8 574,88
$ 1 028,99
$ 139,77
$ 9 743,64
Subtotal
IVA
Tansporte
TOTAL 4
Material Local
CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE Unidad Cantidad P. Unitario Total
REPLANTEO Y DESBROCE km 4 $ 475,76 $ 1 903,06
CAMINOS DE ACCESO Y FRANJA DE SERVICIO (Zona Periférica y Rural) km 20 $ 16 709,67 $ 334 193,37
FUNDACIONES km 16 $ 14 327,82 $ 229 245,14
ERECCION DE TORRES METALICAS km 16 $ 2 316,56 $ 37 064,94
TENDIDO DE CONDUCTOR km 16 $ 11 167,66 $ 178 682,64
$ 781 089,15
$ 93 730,70
$ 874 819,84
Subtotal
IVA
TOTAL
330
3.- CONSTRUCCIÓN DE ALIMENTADORES Y CIRCUITOS DE 23 kV
3.1.- Costos unitarios de Materiales y Equipos.
3.2.- Costos unitarios de mano de obra eléctrica.
3.3.- Costos unitarios de obra civil y mano de obra.
3.4.- Costos totales por construcción de alimentadores y circuitos de 23 kV
RUBRO VALOR Material y Equipo $ 13 864 414 Mano de obra Eléctrica $ 114 323 Obra Civil $ 620 533 TOTAL ALIMENTADORES $ 14 599 269
MATERIAL Y EQUIPO Unidad Cantidad P.Unitario Total
CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 25 KV, 500 MCM m 80958 $ 46,29 $ 3 747 545,82
CABLE UNIPOLAR COBRE AISL. POLIETILENO RETIC. 25 KV, 750 MCM m 145000 $ 59,52 $ 8 630 400,00
TERMINAL COMPR. RECTO DE CU-SN ESTANDARD 1 PERF. NO. 500 MCM c/u 48 $ 5,71 $ 274,08
TERMINAL COMPR. RECTO DE CU-SN ESTANDARD 1 PERF. NO. 750 MCM c/u 102 $ 7,07 $ 721,14
Subtotal 1 $ 12 378 941,04
IVA $ 1 485 472,92
TOTAL $ 13 864 413,96
MANO DE OBRA ELÉCTRICA Unidad Cantidad P. Unitario TotalColocación de conductores de MV en ductos, calibre 250 MCM en adelante m 13100 $ 7,48 $ 97 988,00
Conexión de juego de terminales a barras de 23 kV c/u 150 $ 8,52 $ 1 278,00
Reconocimiento, replanteo e inventario por km de red m 35100 $ 0,08 $ 2 808,00
$ 102 074,00
$ 12 248,88
$ 114 322,88
Subtotal
IVA
TOTAL
OBRA CIVIL Y MANO DE OBRA Unidad Cantidad P.Unitario Total P. Unitario Total
Rotura de pavimento o asfalto y desalojo m 13100 $ 3,77 $ 49 387,00
Excavación de zanjas m 35100 $ 2,03 $ 71 253,00
Ductos de Hormigón 4"x 6m m 13100 $ 9,69 $ 126 939,00
Transporte de ductos de Hormigón 4"x 6 m c/u 2184 $ 1,83 $ 3 996,72
Colocación y nivelación de ductos de Hormigón de 4"x 6 m a 3 m de profundidad c/u 2184 $ 1,50 $ 3 276,00
Pegado de uniones de ductos c/u 2184 $ 0,88 $ 1 921,92
Relleno y compacto de suelo en el sitio m 13100 $ 1,85 $ 24 235,00
Sub base de lastre m 13100 $ 2,92 $ 38 252,00
Cajas de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 437 $ 173,20 $ 75 688,40
Tapa para caja de revisión en hormigón armado 1,2x1,2x1,2m c/u 437 $ 98,17 $ 42 900,29
Lecho arena recubrimiento ladrillos y transporte m 13100 $ 4,18 $ 54 758,00 $ 0,96 $ 12 576,00
Reposición de acera m 13100 $ 3,14 $ 41 134,00
Reposición de asfalto m 2200 $ 1,02 $ 2 244,00
$ 531 988,61 $ 16 572,72
$ 5 485,61
$ 554 046,94
$ 66 485,63
$ 620 532,58
Transporte
Subtotal 1
IVA
TOTAL
Imprevistos
Subtotal 2
Mano de obra
331
ANEXO 5.4
Cronograma de actividades propuesta para la construcción de la Alternativa 1 correspondiente a la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Selva Alegre.
332
ANEXO 5.5
Cronograma de actividades propuesta para la construcción de la Alternativa 2 correspondiente a la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Mirador Alto, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.
333
ANEXO 5.6
Cronograma de actividades propuesta para la construcción de la Alternativa 1 correspondiente a la alimentación desde las subestaciones de 138/23 kV Eugenio Espejo, Chilibulo, Vicentina y Parque Bicentenario.